Title: INSTRUMENTA
1INSTRUMENTAÇÃO para INDUSTRIA de PETROLEO GÁS
- Sistemas de Medição de Petróleo COMS
- Sistemas de Medição de Gás Natural GFMS
- Ação Reguladora da ANP-INMETRO
- Palestrante Rosa
Maria Masino -
Metroval Controle de Fluidos
2INTRODUÇÃO
- Na década de 70, com o crescimento brusco da
industria petroquímica começamos a ter uma
percepção real da importância do Petroleo em
nossas Vidas. Até então o petróleo era apenas uma
fonte de suprimento de Energia. - Hoje a indústria petroquímica disponibiliza
diariamente mais de 5000 novos produtos no mudo,
produzidos a partir do Petróleo e seus
Derivados. - O aumento crescente do consumo de petróleo
associado a alta dos juros internacionais,
impuseram a revisão da política energética
nacional, substituindo o petróleo importado pelo
incremento na produção nacional.
Na década de 70, tivemos a
3Evolução da Produção Nacional de Óleo Gas
- Hoje a Petrobrás atinge uma produção diária de
1.045 mil/barris/dia de óleo e outros 29,5
milhões de m3 de gás natural (dados de Julho/98).
- Temos em operação cerca de 7300 poços de
produção, que representam o enorme esforço no
sentido de tornar o Brasil energéticamente
auto-suficiente. - A empresa tornou-se líder mundial em exploração
em águas profundas, com operação em lâminas
d'água de até 1.700 metros.
4- Vale a pena lembrar, que na faixa de lâmina
d'água entre os 1.000 e 2.000 metros estão 23
das reservas brasileiras e a previsão é de que
50 das reservas a serem descobertas se situão em
águas ultraprofundas. - É óbvio que o aumento da produção não pode contar
apenas com novos poços e inúmeras iniciativas
estão sendo realizadas para a melhoria da
produtividade dos existentes.
5- Novas tecnologias buscam aumentar a apropriação
de reservas, aumentando o índice de recuperação
de petróleo de uma jazida. - Embora o índice médio de recuperação de petróleo
de um reservatório seja de aproximadamente 30,
em muitos casos esse índice se situa abaixo mesmo
de 10. - Esses baixos índices promovem o incremento de
desenvolvimentos tecnologicos destinados a
aumentar o rendimento do reservatório.
6- Podem ser obtidos aumentos na produtividade e
eficiência dos processos de produção de Óleo e
Gás através da utilização de elevação artificial. - Nos últimos anos a utilização de Gas Lift,
contínuo ou Intermitente tem dado o maior aporte
de aumento de produtividade.O método de extração
por elevação artificial aproveita o próprio gás
obtido após o separador de processo para injeção
de gas lift. - Ao ser retirado do Poço, o petróleo é uma
mistura de óleo, gás, água e impurezas. - A primeira etapa consiste em passar por uma serie
de vasos separadores onde são separados do
petróleo a areia, água - e impurezas, o gás é posteriormente secado
filtrado e devidamente pressurizado em baterias
onde alcança pressões de até 1500 Psi. - Nestas condições é reinjetado no Poço para
promover a extração do Petróleo. Nesta etapa do
processo encontramos as maiores exigências de
automatização. -
-
7Fluxograma da Unidade de de Gas Lift
8- A introdução da automação do sistema de injeção
considera a utilização de unidades terminais
remotas (UTR's) e/ou computadores de vazão de gás
eletrônicos. - Ambos apresentam funções de controle a partir de
"set-points", ações específicas no processo de
gás lift, módulos de memória para dados
históricos, alarmes e eventos, gerenciando da
injeção de alta pressão dentro de um ou múltiplos
poços.
9- A maior parte dos equipamentos são
pré-engenheirados, em montagens que compreendem a
UTR com software aplicativo para Gas Lift. - Um elemento primário, do tipo palca de orificio
com dispositivo porta placas que permite a sua
manutençaõ sem retirada da linha. -
- Múltiplos sensores de processo, válvulas de
bloqueio e equalização. válvulas de controle
proporcionais.
10Controle de Vazão de Gas de Injeção
11Gas Lift Contínuo Solução em Plataformas e
Estações de Medição
- Quando necessita-se controlar quatro o mais poços
simultaneamente, podemos adotar a mesma solução
anterior com um computador dedicado por poço ou
uma arquitetura utilizado unidades remotas para
medição de vazão de até 8 ou 16 poços
simultaneamente. - Podemos ainda utilizar computadores de vazão
ligados em rede paar medição e controle de até 16
poços simultaneamente. Com esse sistema, tem-se
um benefício no custo sem prejuízo operacional,
com a vantagem que pode-se ir incorporando, de
forma gradual, novos poços ao sistema
automatizado, bastando-se a instalação de alguns
módulos de entrada/saída.
12(No Transcript)
13Estação de Controle e Medição de Vazão para até 8
poços
14Arquiteturas possíveis usando EGFMS
15Sistema Integrado de Medição de Gas e de Óleo
16Medição Tecnologias Aprovadas...
- Placas de orifício AGA 3
- Turbinas AGA 7
- Ultrassônico AGA 9 (utiliza AGA 7 como método
de cálculo) - Em fase de aprovação mássicos ( AGA 11 )
17Medição com Placa de Orifício
18Medição com Placa de Orifício (AGA 3)...
19 Medição com Placa de Orifício (AGA 3)...
Painel Solar
Computador de vazão
Sensor multi-variável
H
L
Poço de proteção e
Tomada
Tomada
Termoresistência PT100
de baixa
de alta
Pressão
Pressão
Placa de
Orifício
20Rugosidade no Trecho Reto (AGA 3)...
21 Trechos Retos Necessários (AGA 3)...
22 Medição com Turbinas (AGA 7)...
Totalizador Gerador de pulsos
Corpo
Condicionador de fluxo
Tomada de temperatura
Sistema de lubrificação
Acoplamento Magnético
Eixo da Turbina
Unidade de Medição
Tomada de pressão
23 Medição com Turbinas (AGA 7) ...
24 Medição com Turbinas (AGA 7)...
25 Medição com Ultrasom (AGA 9)...
26 Medição com Ultrasom (AGA 9)...
27 Medição Mássica (futuro AGA 11)...
28 Algoritmos AGA...
- Em 1930 a American Gas Association publica o
primeiro artigo sobre medição de gás natural com
orifícios (AGA Report 1). - Revisa em 1935 (AGA Report 2) e em 1955 (AGA
Report 3). - Novas revisões são feitas (1969, 1985 e 1992)
- mantendo-se a mesma numeração.
- AGA 3 (Orifice Metering of Natural Gas and Other
Related Hydrocarbons) torna-se padrão no mercado. - Em 1975 a American Petroleum Institute (API)
adapta o AGA 3, aprovando-o como API Standard
2530 e também publica o Chapter 14.3 do Manual of
Petroleum Measurement Standards. - Em 1977, a American National Standards Institute
(ANSI) também aprova o AGA 3 referenciando-o como
ANSI/API 2530.
29 Algoritmos AGA...
- Em 1930 a American Gas Association publica o
primeiro artigo sobre medição de gás natural com
orifícios (AGA Report 1). - Revisa em 1935 (AGA Report 2) e em 1955 (AGA
Report 3). - Novas revisões são feitas (1969, 1985 e 1992)
- mantendo-se a mesma numeração.
- AGA 3 (Orifice Metering of Natural Gas and Other
Related Hydrocarbons) torna-se padrão no mercado. - Em 1975 a American Petroleum Institute (API)
adapta o AGA 3, aprovando-o como API Standard
2530 e também publica o Chapter 14.3 do Manual of
Petroleum Measurement Standards. - Em 1977, a American National Standards Institute
(ANSI) também aprova o AGA 3 referenciando-o como
ANSI/API 2530.
30 Algoritmos AGA...
- Em 1980 foi publicado o AGA 7 - Measurement of
Fuel Gas by - Turbine Meters para medidores tipo rotativos.
- Em 1985 é revisado o AGA 7.
- Em 1963 surge o primeiro método de cálculo do
fator de supercompressibilidade - NX19. - Em 1985 surge outro método mais detalhado para
- a supercompressibilidade - AGA 8.
- Em 1992 a AGA 8 é revisada.
- Em 1992 a API relança o Chapter 21, Section 1,
incluindo a medição eletrônica de gás. - Em 2000 a AGA 3 é revisada aumentando
substancialmente - os dimensionais dos trechos retos necessários.
31 AGA 3 versão 1985...
- A medição com orifício é essencialmente uma vazão
volumétrica. Uma vez que a vazão volumétrica
instantânea é calculada então a devemos
normalizar os valores para as condições base. - O AGA 3 define a medição através de um orifício
circular concentrico dentro da tubulação, com
tomadas de pressão antes (upstream) e depois
(downstream) do orifício. - As tomadas de pressão podem ser localizadas nos
flanges da placa de orifício (flanges tap) ou na
própria tubulação (pipe taps), e devem estar em
conformidade com as especificações da AGA3. - Essa norma somente se aplica a gas natural, gas
natural liquefeito, ou gases ou líquidos de
hidrocarbonetos associados.
32 AGA 3 versão 1985...
- Concentricidade O orifício deve estar
concêntrico com a tubulação dentro de 3 do
diâmetro interno da linha. Isto é muito crítico
com pequenas tubulações, placas com grandes beta
( diâmetro do orifício / diâmetro da
tubulação), ou quando o orifício está muito
próximo das tomadas. - Limitações no Beta Quando se utiliza tomadas nos
flanges o beta deve estar limitado dentro de 0,15
até 0,70 quando se utiliza tomadas na tubulação
o beta é limitado de 0,20 até 0,67. - Fluxo pulsante a precisão da leitura fica
prejudicada. Ainda não há compensação
satisfatória para esse problema. - Causas para fluxo pulsante
- a) proximidade com compressores, motores
- ou amplificadores (boosters)
- b) bombas ou reguladores com dimensionamento
inadequado - c) movimento irregular de condensados na linha
- d) sistemas de produção intermitentes.
33 AGA 3 versão 1985...
34 AGA 3 versão 1985...
35 AGA 3 versão 1985...
36 AGA 3 versão 1985...
37 AGA 3 versão 1985...
38 AGA 3 versão 1985...
39 AGA 3 versão 1992...
- A versão AGA3 de 1992 foi desenvolvida apenas
para tomadas no flange. Assim, a versão de 1982
deve continuar a ser utilizada para tomadas na
tubulação. - A nova versão é baseada no cálculo do coeficiente
de descarga, - que é calculado interativamente.
- Adicionalmente foi acrescentado novos parâmetros
como a temperatura de medição da placa de
orifício e da tubulação, para corrigir a variação
das medidas desses elementos. - O coeficiente de descarga recebeu muita ênfase na
sua criação. Ele é função do número de Reynolds,
localização das tomadas, diâmetro da tubulação e
valor do beta.
40 AGA 3 versão 1992...
- Para o cálculo do coeficiente de descarga
criou-se um banco de dados a partir de quatro
diferentes fluídos (óleo, água. gás natural e ar)
com diferentes fontes de impulso, em onze
diferentes laboratórios, com doze diferentes
tubulações e mais de cem placas de orifício de
diferentes origens. - Técnicos dos USA, Europa, Canadá e Japão
trabalharam em conjunto para desenvolvimento de
uma equação - a partir do banco de dados.
- Essa correção foi o maior avanço na medição de
vazão de gás desde 1985. O modelo matemático para
o Coeficiente de Descarga é aplicável a maioria
dos escoamentos ensaiados, compreendendo
tubulações a partir de 2", com beta de 0,1 até
0,75 (com o diâmetro do orifício maior que 0,45
polegadas), e número de Reynolds maior ou igual a
4000.
41 AGA 3 versão 1992...
Diferentemente da versão de 1985, a versão de
1992 foi dividida em quatro partes ? Parte 1
Equações gerais e incertezas ? Parte 2
Especificações e requisitos para instalação ?
Parte 3 Aplicações em Gás Natural ? Parte 4
Histórico, desenvolvimento, procedimento de
implementação e documentação para equação
empírica do Coeficiente de Descarga para tomadas
tipo flange.
42 AGA 3 versão 1992...
- Tolerâncias de concentricidade tinham sido
definidas em 3 na AGA3 de 1985. A versão de 1992
utiliza uma equação para calcular a máxima
excentricidade permitida. O efeito da
concentricidade é mais crítico para a incerteza
do sistema que o próprio cálculo do coeficiente
de descarga. - A versão de 1992 da AGA3 se utiliza da AGA8 para
o cálculo do fator de supercompressibilidade,
portanto, a NX19 não deve ser utilizada nessa
nova versão. - Essa norma é aplicável para fluídos, que para
propósitos práticos, são considerados limpos,
homogêneos (fase simples), com comportamento
Newtoniano, usando orifícios concêntricos,
perpendiculares a tubulação e com tomadas nos
flanges. - A temperatura é assumida como constante entre as
duas tomadas e na tomada de temperatura do
elemento sensor. - Escoamentos pulsantes, como na versão de 1985,
- devem ser evitados.
- O fluído não deve sofrer mudança de fase ao
passar pelo orifício e a velocidade do escoamento
deve ser subsônica.
43 AGA 3 versão 1992...
- O número de Reynolds deve ficar dentro dos
limites estabelecidos nos coeficientes empíricos
e nenhum desvio (by-pass) em torno do orifício
deve ocorrer em qualquer tempo durante a medição. - Condições "padrões" são definidas como as
especificadas para a condição base. Essa condição
é pressão de 14,73 psia e temperatura de 60F. - Fluxos bidirecionais através do orifício requerem
um configuração especial para o medidor e o uso
de placas de orifício em situações não muito
desejáveis. Uso desse tipo de configuração deve
estar dentro dos limites definidos pela tabela
2-4 da AGA 3 1992. - O fluído sempre que estiver passando pelo
orifício deve estar com o perfil totalmente
desenvolvido, livre de distorções ou vórtices
(esse é aliás o principal motivo porque as
tomadas de temperatura devem ser efetuadas após a
localização da placa de orifício). - É recomendado o uso de trechos retos de
tubulações antes e depois do orifício. Um bom
guia de instalações pode ser encontrado na Parte
2 da AGA 3.
44 AGA 3 versão 1992...
45 AGA 3 versão 1992...
46 AGA 3 versão 1992...
47 AGA 3 versão 1992...
48 AGA 3 versão 1992...
49 AGA 3 versão 1992...
50 AGA 3 versão 1992...
51 AGA 7 versão 1985...
- Um medidor de vazão tipo turbina é um dispositivo
para medição de velocidade. Ele consiste
basicamente de - - um corpo
- - um mecanismo de medição
- - um dispositivo de leitura e saída.
- O fluxo de gás que percorre o interior do medidor
causa uma rotação no rotor cuja velocidade é
proporcional à vazão do gás. - Idealmente a rotação é proporcional ao fluxo. Na
realidade, a velocidade é uma função do tamanho
da passagem interna, a forma dessa passagem, o
projeto do rotor, os atritos no mecanismo, o
arraste do fluído, o carregamento externo e a
densidade do gás.
52 AGA 7 versão 1985...
- Os fatores que afetam a performance de uma
turbina são apresentados na Seção 5 do AGA 7.
Sumariamente temos - a) Efeito de turbilhonamento os medidores de
turbina são projetados e calibrados com fluxo
axial. Se o escoamento do gás tem vórtices perto
da tomada de entrada do rotor, dependendo da
direção, o rotor poderá aumentar ou diminuir a
velocidade. "Comprador" ou "vendedor" podem
perder. - b) Efeito do perfil de velocidade se a
instalação não segue as boas práticas
recomendadas e um perfil de velocidade
não-uniforme é observado na tomada de entrada, a
velocidade do rotor para uma dada vazão será
afetada. Tipicamente irá resultar numa maior
velocidade do rotor. Desse modo menos gás irá
atravessar o medidor do que o valor que será
indicado. O "comprador" perde.
53 AGA 7 versão 1985...
- c) Efeito do arraste do fluído O arraste do
fluído na pá, na extremidade e no cubo do rotor
podem causar o deslizamento na sua velocidade
ideal. Esse deslizamento é conhecido como uma
função da ilimitada taxa de inércia para forças
viscosas. Essa taxa é conhecida como número de
Reynolds e o efeito do arraste é conhecido como
efeito do número de Reynolds. Basicamente tem-se
uma menor velocidade do rotor, então o
"comprador" ganha. - d) Efeito de arraste no mecanismo com o
decréscimo da velocidade do rotor da sua condição
ideal força a criação de forças relacionadas ao
mecanismo e não ao fluído, tais como em
engrenagens e no arraste do mecanismo de leitura.
A quantidade desse arraste é função da vazão e da
densidade. Por isso é conhecido como "efeito da
densidade". Ele beneficia o "comprador".
54 AGA 7 versão 1985...
- e) Repetibilidade tem-se obtido um valor de /-
0,10 com 95 de confiabilidade em curtos
períodos e de /- 0,15 dia-após-dia. - f) Incerteza as turbinas para transferência de
custódia devem ser definidas com incerteza melhor
que /- 1 da faixa de vazão. - g) Linearidade medidores de vazão tipo turbina
são usualmente lineares numa larga faixa de
vazão. Isso significa que o sinal de saída é
proporcional a vazão. - h) Perda de carga a perda de carga é atribuída a
energia necessária para mover o mecanismo. - i) Limites mínimos e máximos da vazão medidores
tipo turbina tem uma faixa de vazão mínima e
máxima para condições específicas. - j) Pulsação geralmente a pulsação do fluxo irá
causar uma rotação mais rápida do rotor, que irá
resultar um erro em favor do "vendedor". Uma
variação pico-a-pico de 10 na vazão média
geralmente irá resultar num erro da ordem de
0,25.
55 AGA 7 versão 1985...
56 AGA 7 versão 1985...
57 AGA 7 versão 1985...
58 AGA 7 versão 1985...
59 AGA 7 versão 1985...
60 AGA 7 versão 1985...
61 Supercompressibilidade...
- No desenvolvimento das equações de gases é
presumido usualmente que o gás tem um
comportamento de gás ideal. - Isso seria verdadeiro se o gás seguisse a lei de
gases ideais ( PV nRT). Contudo, nem todos os
gases são ideais, - e de fato, nenhum é.
- Por essa razão foi desenvolvido um fator para
corrigir a variação das características em função
de diferentes condições. Uma dessas
características é chamada de supercompressibilidad
e. - Em gases ideais a distância entre as moléculas é
grande o suficiente para que influências da
atração com outras moléculas seja desprezível.
Quando as pressões crescem ou temperaturas
decrescem, as moléculas se aproximam e o
resultado é que o volume ocupado acaba sendo
menor que o previsto pela lei dos gases ideais.
62 Supercompressibilidade...
- Para correção dessa mudança no volume previsto a
lei dos gases ideais foi modificada. Uma vez que
o gás é mais compressível ele irá ocupar um
volume maior nas condições normais de pressão e
temperatura. Esse fator de correção é a
compressibilidade. A equação de gases ideais
passou a ser PV ZnRT - Em 1956 o comitê Pipeline Research lança o
documento PAR Research Project NX19 com a base
para aplicação do fator de supercompressibilidade
AGA. - Os limites básicos para aplicabilidade da NX19
são - pressão 0 até 5000 psig temperatura -40
até 240F - densidade específica 0,554 até 0,75
moles de CO2 0 até 15 - moles de N2 0 até 15
- Observa-se que a equação da supercompressibilidad
e é função da pressão, temperatura, densidade
específica e - dos moles percentuais de CO2 e N2.
63 EVOLUÇÃO
- Histórico
- Recomendações AGA e API
- Logs de Históricos, Eventos e Alarmes
- Memória de Dados e Parametrização
- Tecnologias de Medição
- Algoritmos AGA 3 / AGA 7
- Supercompressibilidade NX19 / AGA 8
- Parametrizando um AGA 3 / AGA 7
- Interface com Cromatografo
- Incertezas e Faixas de Medição
- Efeito da Pressão Atmosférica nas Medições de Gás
- Efeito dos Geradores de Pulsos nas Medições com
AGA 7 - Automação de Sistemas com EGM
- Portaria ANP número 001
64 Histórico da Medição Fiscal...
65 Electronic Gas Measurement...
- A EGM - Electronic Gas Measurement somente foi
viável com - a) desenvolvimento de eletrônica de alta
confiabilidade e baixo consumo de energia, que
pudesse ser embarcada na instrumentação de campo - b) novos algoritmos da AGA permitindo o
estabelecimento das curvas de correlação dos
fatores - c) sensores mais precisos e estáveis
- d) regulamentações da FERC e API no final da
década de 80.
66 Primeiros Sistemas Eletrônicos...
Os cálculos da vazão eramrealizados na central
!
67 Sistemas Atuais...
Os cálculos da vazão são realizados no campo !
68 Aplicações da EGM...
- Transmissão
- Estações de Medição
- Estações de compressão
- Distribuição
- Estações de redução
- Estações de medição
- Controle de Distritos
- Termoelétricas
- Produção
- Poços
- Separadores
- Tanques
- Estações de Medição
- Plantas de processamento de gás
69Requisitos da Medição Fiscal...
70Recomendações AGA e API...
American Gas Association recomendaos algoritmos
para obtenção da vazãoinstantânea corrigida
! Ex. AGA 3 / AGA 5 / AGA 7 / AGA 9American
Petroleum Institute recomendao que se deve fazer
com os valores da vazão instantânea corrigida
! Ex. Manual de Petróleo Capítulo 21
71 Logs de Históricos de Variáveis...
72 Logs de Eventos e Alarmes...
73 Memória de dados e Parametrização...
Salvar na
EEPROM
Area Reservada
(Flash)
Conf. Do Usuário
Variáveis do Sistema
Associação das E/S
Copia da Configuração
Conf. das E/S
Partida
Param. Comunicação
AGA
Programas de Fábrica
PID
Conf. dos Logs
- Sistema Operacional
Calibração das E.A.
- Funções (AGA, FST)
Parâm. do Sistema
- Conf. Padrão de Fábrica
Area Reservada
Programas do Usuário
Rotinas programáveis
- Gases Puros - Vapor.
- MODBUS
- HART
Area Reservada
Displays
Area Reservada
Logs Eventos e Alarmes
Area Reservada
FLASH
Base de Dados
Area Reservada
Programas do usuario
BATERIA DE BACK UP
RAM