Processamento de Petróleo Bruto

Uma variedade de produtos químicos é normalmente armazenada no campo ou na instalação de processamento para agilizar o tempo de processamento, pré-condicionando um fluido de entrada. Esses fluidos podem entrar primeiro em um tanque de retenção para permitir que os sólidos a montante e líquidos sejam separados antes da produção, o que permite que a instalação, sendomelhor lidar com condições perturbadas sem interromper a produção. Produtos químicos aditivos armazenados incluem dispersantes, floculantes, surfactantes, glicóis, diluentes e inibidores de ferrugem. Desafios Os fluidos são normalmente armazenados em uma série de tanques de aço ao ar livre. O volume de fluido do tanque deve ser continuamente monitorado, pois variações de nível podem causar transtornos. Tanques contêm meios agitados com sólidos suspensos que podem revestir flutuadores, deslocadores e sondas.

O nitrogênio – o gás comercial mais usado – é o gás de cobertura ideal quando injetado no espaço de vapor de um tanque de armazenamento. Previne a ignição de líquidos inflamáveis, inibe a perda de vapor e protege produtos químicos, produtos farmacêuticos e alimentos contra a degradação do oxigênio e da umidade. O nitrogênio também é usado como agente de purga e em aplicações criogênicas. Desafio A medição do fluxo de massa monitorará o gás de cobertura de nitrogênio. Um medidor de fluxo de massa pode rastrear o uso como uma medida de controle de custos e determinar quando, onde e por quem o uso de gás. O monitoramento de vazão das linhas de alimentação pode evitar condições inseguras que podem surgir quando o suprimento de gás é insuficiente.

Nem toda a água é removida do óleo cru durante o primeiro estágio de separação por gravidade. O crude separado pode conter até 15% de água que existe numa forma emulsionada que é difícil de remover por um separador. A emulsão de óleo e água deve ser decomposta para que a água possa ser removida antes que o petróleo bruto seja enviado. Os processos de deemulsificação são realizados usando agentes químicos e calor. Desafio O controle de nível é encontrado em baterias bipartidas de água de duas fases e trifásicas, trituradores de aquecimento e desidratadores chemelétricos. A medição da interface é crítica na desidratação, pois impede que o óleo emulsionado pela água flua sobre o vertedor do separador.

Todo óleo bruto não refinado armazenado em tanques tem uma porcentagem de água arrastada dentro dele, e enquanto armazenado em tanques, a separação ocorre naturalmente com a coleta de água no fundo do tanque abaixo do óleo. Os dois fluídos são muito distintos, exceto por uma camada de interface “água preta” ou “pano”, que é uma emulsão de óleo e água misturados. Para desidratar o tanque, a água é retirada do fundo do tanque e é então enviada para o tratamento de água. Desafio Os controles de nível projetados para detecção de interface perceberão o início da interface óleo / água durante os procedimentos de desidratação e fornecerão feedback a um sistema de controle que interromperá a extração de água quando apropriado.

O sal no fluxo bruto apresenta sérios problemas de corrosão e descamação e deve ser removido. O sal é dissolvido dentro da salmoura remanescente do óleo cru. A dessalinização remove o sal e a água livre residual. Embora a refinaria seja o local mais econômico para a dessalinização, os requisitos do oleoduto geralmente exigem a dessalinização de campo. Desafio A instrumentação de nível é parte integrante de sistemas de dessalinização de um e dois estágios, de múltiplos misturadores de placa de orifício e do tanque de decantação de um dessalinizador químico. O controle de nível de interface impede que a água livre atinja os eletrodos do dessalinizador e evita danos caros. O nível de interface deve ser mantido constante, caso contrário, as mudanças no campo elétrico perturbarão a coalescência elétrica.

Ao remover os gases dissolvidos e o sulfeto de hidrogênio, os processos de estabilização e edulcoração diminuem os problemas de segurança e corrosão. Os gases são removidos por um estabilizador. A purificação emprega processos de estabilização ou vaporização junto com um agente de decapagem à base de gás ou vapor. Desafio Remover gases dissolvidos por estabilização requer controle de nível na unidade de reboiler. Purificando por vaporização de estágio e estabilização em bandejas requer controle de nível em uma série de separadores em etapas. Purificando pela estabilização de bandeja reinicializada requer controle de nível adicional em um reboiler.

Os gases de hidrocarbonetos são frequentemente queimados em um processo de oxidação em alta temperatura que queima componentes combustíveis de resíduos. Leis e restrições ambientais exigem o monitoramento preciso de gases queimados em plataformas de petróleo e gás. Um medidor de vazão é necessário para monitorar os gases residuais. Desafio Deve-se levar em consideração a mudança brusca de vazão, baixas pressões e uma ampla faixa de velocidades. Os medidores de vazão de dispersão térmica são instrumentos ideais para a medição de vazão de flare devido à baixa sensibilidade ao fluxo e ao alto desgaste.

De Ingredientes Farmacêuticos Ativos (APIs) a Inibidores de Corrosão de Fase de Vapor (VCIs), qualquer um de mil aditivos e agentes pode ser injetado na corrente de processo de uma determinada indústria para alterar ou transmitir propriedades de novos produtos ou melhorar a dinâmica de processamento. Sistemas de injeção e sistemas de skid químicos oferecem uma ampla gama de opções de controle de dosagem. Desafio Um sistema de injeção química consiste tipicamente em um ou mais tanques ou tambores de suprimento de produtos químicos, um tanque de medição, um recipiente com um misturador (se necessário), uma bomba variável e controles de processo. Os tanques químicos e os pacotes de derrames químicos requerem monitoramento de nível para garantir que os tanques não cheguem demais ou fiquem sem produtos químicos para alimentação.

O primeiro passo no processamento da corrente do poço é separar as fases de petróleo bruto, gás natural e água em fluxos separados. Os campos de petróleo e gás utilizam separadores bifásicos gás / óleo e gás / condensado, bem como separadores trifásicos de gás / óleo / água. As unidades são classificadas de acordo com a configuração horizontal ou vertical, pressão de operação, fluxo turbulento ou laminar e separação de teste ou produção. Desafio A medição do nível da interface acionará uma válvula para ajustar o nível da embarcação. Uma camada de emulsão ao longo da interface óleo / água pode contaminar o óleo com água ou a água com óleo. A formação de espuma ao longo da interface gás / líquido, se arrastada, pode causar fuga de líquido ou vazamento de gás.

Petróleo bruto, líquidos de gás natural (GNL) e água são armazenados em campos de petróleo e gás. Ao contrário das fazendas de tanques midstream nos terminais e refinarias, o armazenamento em campo consiste de embarcações menores associadas ao processamento de petróleo, gás e água. O combustível do gerador a diesel, a água potável e a água do fogo também são armazenados no mar. Os LGNs são armazenados à pressão atmosférica em tanques de parede dupla. Desafio A monitoração do nível do tanque pode ser fornecida com sistemas de controle de overflow e alarme ou bombas de desligamento quando o nível cai abaixo do nível baixo especificado. Os controles de interface detectarão o início de uma interface óleo / água durante o desaguamento do tanque e controlará o escoamento de água. API 2350 Novas práticas recomendadas em relação à proteção contra transbordamento de tanques para tanques de armazenamento acima do solo que recebem líquidos Classe I (inflamáveis) descrevem que a seleção cuidadosa e a aplicação de controles de nível podem proteger efetivamente contra transbordamentos de tanque.

Uma pasta de cimento preparada no local (ou transportada por caminhão) cimenta a carcaça do poço. Os fluidos de perfuração lubrificam a broca, removem os cortes, evitam o colapso do poço aberto e mantêm o equilíbrio hidrostático para a proteção contra explosão. São usadas “lamas” à base de água e óleo. Dispersantes, floculantes, surfactantes e inibidores de ferrugem podem ser adicionados ao fluido de perfuração. Desafio Os fluidos de perfuração são normalmente armazenados em uma série de tanques de aço retangulares e particionados. O volume de fluido do tanque deve ser continuamente monitorado, pois variações de nível podem indicar uma ruptura pendente. As condições do tanque incluem meios agitados, sólidos suspensos e meios que revestem flutuadores, deslocadores e sondas.

Se permitido escapar para a atmosfera, os vapores de hidrocarbonetos diminuem a renda através da perda de volume de hidrocarbonetos e criam riscos de incêndio e poluição. Uma Unidade de Recuperação de Vapor (VRU) coleta os vapores das instalações de armazenamento e carregamento, relê os vapores e retorna os hidrocarbonetos líquidos de volta ao armazenamento. Métodos para recuperar vapores incluem absorção, condensação, adsorção e resfriamento simples. Desafio A VRU é uma unidade de processo simples e econômica que fornece conformidade com a EPA e melhora as economias operacionais, capturando até 95% das emissões fugitivas. Crítico para o VRU é o flash drum onde os vapores são reliquiados. O controle do nível de líquido do flash é essencial.