produção
Análise capacitiva: medição versátil de teor d’água para o setor petrolífero
Em aplicações que variam desde transferência de custódia até teste de poço, sensores capacitivos oferecem uma combinação econômica de precisão e confiabilidade.
A
medição da quantidade de água no petróleo, ou “teor d’água”, é uma variável essencial do controle de processo e da gestão da produção nos campos de petróleo de hoje. Também é um fator central para identificar a quantidade de fluidos passíveis de royalties efetivamente disponibilizada para venda. Como o teor d’água é uma medição tão crítica, foram desenvolvidas várias tecnologias no decorrer dos anos para medir a composição das misturas de petróleo e água. Densitômetros coriolis, analisadores de micro-ondas e espectrômetros infravermelhos oferecem, individualmente, vantagens em certos nichos; contudo, nenhum se iguala ao baixo custo e à abrangência de aplicações da análise capacitiva para misturas de água em petróleo comuns em campos de petróleo. O artigo discute os princípios operacionais e as principais características de desempenho dos analisadores capacitivos e sua utilização efetiva em três aplicações comuns: otimização de separador, teste automatizado de poços e transferência automática de custódia de arrendamento (Lact).
Robert J. Irving é vice-presidente da Ametek Sensor Technologies.
74
TN Petróleo 99
O que é a análise capacitiva? – O analisador capacitivo é, na realidade, um capacitor concêntrico em linha (Figura 1) que utiliza a diferença relativamente grande da constante dielétrica entre petróleo (k ≈ 2.3) e água (k ≈ 80) para inferir a composição do fluxo. O sistema transmite uma tensão de radiofrequência (RF) ao elemento sensor e mede a capacitância entre a sonda e o duto ao redor. Quanto mais água no fluido em movimento, maior a capacitância. A partir da capacitância medida, a porcentagem de água no petróleo pode ser calculada com base em uma relação previsível nas propriedades dos materiais (Figura 2). Além disso, mesmo que a constante dielétrica da água varie pouco com a temperatura, os componentes eletrônicos do sistema podem compensar as variações relacionadas à temperatura da constante dielétrica da fase de petróleo. Esse método conceitualmente elegante tem limitações, mas é simples, relativamente barato e requer pouca manutenção em comparação com outras opções. Outras vantagens dos analisadores capacitivos de teor d’água são:
Controle e otimização do separador – Uma das aplicações mais comuns da análise capacitiva de teor d’água em operações em campos de petróleo é o separador térmico, ou “aquecedor tratador”, que utiliza energia térmica em combinação com injeção química e/ou campos elétricos de alta tensão para separar emulsões de petróleo e água. O tempo de residência nessas unidades, em geral horizontais, permite o assentamento do petróleo relativamente seco e da água relativamente isenta de petróleo em dois fluxos paralelos para processamento adicional ou armazenamento (Figura 3). Para o controle de qualidade final da fase de petróleo, utiliza-se um analisador capacitivo de teor d’água em conjunto com outra sonda de radiofrequência para detectar o nível de interface elétrica entre as fases de petróleo e água no tanque. (Essa interface elétrica na camada de emulsão é, na realidade, a mesma transição relativamente abrupta entre as fases de petróleo na água e de água no petróleo que tornam os analisadores capacitivos de teor d’água inadequados para identificar a composição de misturas de água contínua.) Em conjunto, essas medições viabilizam o controle ideal de um separador com bom comportamento, ou seja, com uma espessura de emulsão continuamente previsível. O monitor de teor d’água determina o nível no qual man-
Figura 1. A sonda de um analisador capacitivo de teor d’água de tipo inserção forma um capacitor concêntrico com o duto ao redor, permitindolhe calcular a composição média de todo o fluxo.
Imagens: Divulgação
• recursos inigualados de alta temperatura e pressão (até 450°F e 1.500 psi); • revestimentos sem epoxy, que resistem até a misturas erosivas contendo areia; • relativa imunidade a acúmulo de parafina; • os conjuntos de sonda de inserção são fáceis de instalar, fáceis de limpar e tipicamente simples para calibrar também. A desvantagem mais óbvia do analisador capacitivo é que suas características físicas subjacentes o limitam a misturas de petróleo contínuo. À medida que aumenta o teor d’água em uma mistura de petróleo contínuo, ocorre um ponto de inversão, após o qual o petróleo se dispersa na água, em vez da água se dispersar no petróleo. Nessa altura, o fluido torna-se condutivo e o capacitor efetivamente entra em “curto circuito”. Do ponto de vista prático, isso limita a faixa do analisador capacitivo para 0-50% de água com petróleo leve e 0-80% com petróleo pesado. Outras tecnologias podem medir toda a faixa 0-100% de água, mas são mais complexas, exigem mais manutenção e, em geral, custam de três a quatro vezes mais. Felizmente, a maioria das aplicações em campos de petróleo não opera no extremo de água contínua do espectro.
Figura 2. A capacitância medida de misturas de petróleo contínuo oferece uma indicação clara do teor d’água.
ter a interface elétrica (para alcançar o grau necessário de secura do petróleo). O calibrador da interface, por sua vez, determina a posição da válvula de descarga de água necessária para manter o nível da interface na posição prescrita pelo monitor de teor d’água. Camadas de emulsão com comportamento pior podem incluir um calibrador de interface de alto nível ou uma chave para aumentar a injeção química, reduzir o escoamento ou fazer outras medições para reduzir a espessura da emulsão. Teste automatizado de poço – O separador de produção descrito na seção anterior poderia ser utilizado para o processamento contínuo da produção combinada de vários poços em um campo, mas os sistemas de teste automatizado de poço (AWT) são uma ferramenta importante para avaliar e gerir a produtividade de poços individuais. Um AWT, em contraste com um separador de produção, consiste em um vaso pequeno, que trabalha com lotes e que é utilizado para o teste sequencial da produtividade e da produção qualitativa de dezenas de poços por dia. TN Petróleo 99
75
produção
Figura 3. Junto com o calibrador RF de nível de interface, um monitor capacitivo de teor d’água pode oferecer o controle efetivo de uma unidade de separação térmica.
Figura 4. Diagrama funcional simplificado de uma unidade de transferência automática de custódia de arrendamento (Lact).
Em suma, a produção de determinado poço é medido e introduzido no vaso de teste até chegar a um determinado nível. Uma vez que lhe seja permitido separar, o petróleo líquido é calculado com base em uma combinação de análise capacitativa de teor d’água da fase de petróleo, medições do nível de água, nível de interface petróleo-água, vazão da massa (em geral medida com um medidor coriolis) para dentro do tanque, assim como as temperaturas e pressões associadas. O petróleo líquido é a quantidade de petróleo produzida a partir da exclusão do teor de “sedimento básico e água” (BS&W). Um campo de petróleo muito grande poderia conter até 100 AWTs, cada um testando de 20 a 50 poços em um rodízio programado. Os dados coletados pelos AWTs oferecem informações cruciais sobre as condições geológicas no solo e podem ajudar na elaboração de estratégias para a gestão ideal do ciclo de vida do campo de petróleo. Transferência automática de custódia de arrendamento – O movimento da produção de um campo de petróleo para dutos, caminhões, vagões ferroviários ou tanques de armazenamento, com frequência, representa uma transferência de custódia – uma mudança de titularidade ou alocação que indica uma troca de moeda. Em instalações maiores, o petróleo é vendido por meio de uma transferência automática de custódia de arrendamento (Lact), unidade (Figura 4) que mede a vazão e composição do petróleo bruto no momen76
TN Petróleo 99
to da mudança de titularidade. As unidades de Lact, ou skids, são designadas segundo normas da API – e para atender a eventuais normas adicionais de medição e amostragem exigidas pelo comprador. O valor recebido pelo petróleo bruto depende da densidade, do teor d’água (teor de BS&W) e do volume transferido. A precisão da medição de volume é assegurada pela validação periódica do fluxômetro com um comprovador com precisão de ±0,2%. O teor d’água e a densidade para fins de remuneração são calculados por meio da análise de uma amostra coletada continuamente, desviada do fluxo primário. (A vazão da amostra é calibrada para que seja sempre proporcional ao escoamento total, para que a composição da amostra reflita precisamente a composição média do fluxo.) Nessa aplicação, um analisador capacitivo de teor d’água pode calcular o valor do petróleo bruto transferido e, ao mesmo tempo, monitorar o limite máximo de teor d’água. Se o teor d’água aumentar demais, a transferência é interrompida e o petróleo é desviado de volta para a fonte para processamento adicional. Operações de separação, teste automatizado de poço e transferência automática de custódia de arrendamento são apenas três das aplicações em campo de petróleo para as quais a análise capacitativa tem apresentado um histórico comprovado de desempenho confiável e de baixo custo. Além disso, os monitores capacitivos de teor d’água estão demonstrando seu valor em várias outras situações em que há contato entre petróleo e água.