METROSUL IV IV Congresso Latino-Americano de Metrologia A METROLOGIA E A COMPETITIVIDADE NO MERCADO GLOBALIZADO 09 a 12 de Novembro, 2004, Foz do Iguaçu, Paraná BRASIL Rede Paranaense de Metrologia e Ensaios PARÂMETROS QUE INFLUENCIAM NA MEDIÇÃO DE PETRÓLEO POR MEDIDORES DO TIPO TURBINA Magalí Araújo Damasceno 1, Janaina Karla de Medeiros Penha 1 Nivaldo Ferreira da Silva Jr. 1, Raimundo Nonato B. Felipe 1, Renata Carla T. S. Felipe 1, Gilson G. Medeiros 2 1 CEFET-RN, Natal, Brasil 2 CEFET-RN e DEQ-UFRN, Natal, Brasil Resumo: A medição de fluxo em líquidos e gases é uma necessidade em muitas aplicações industriais. Existe uma grande quantidade de medidores para tal finalidade, como, por exemplo, os medidores de velocidade tipo turbina, deslocamento positivo e coriolis. Um medidor bastante utilizado para a medição de vazão de petróleo é o tipo turbina, porque ele utiliza a própria energia extraída da vazão medida para seu funcionamento, além disso é também usado como padrão para a calibração de outros medidores. Daí a importância de se estudar os parâmetros que influenciam no processo de medição por medidores tipo turbinas. Para se medir o volume de petróleo, independentemente do tipo de medidor, é necessário observar o que determina a Portaria Conjunta Nº. 1, de 19 de junho de 2000, que aprovou o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural, estabelecendo as condições e requisitos mínimos para os sistemas de medição de petróleo e gás natural, a fim de obter um padrão de medição. Com isso este trabalho visa determinar parâmetros que influenciam na medição de volumes utilizando medidor do tipo turbina. Palavras chave: petróleo, medição, turbina. 1. INTRODUÇÃO O petróleo é a principal fonte energética mundial e elemento básico para a moderna sociedade industrial. A partir da sua extração o fluido é medido para saber a quantidade que cada poço produz seguido da separação de cada componente. Segundo a Portaria Conjunta nº1, de 19 de junho de 2000 [1], existem diversos medidores de fluidos, como os medidores tipo deslocamento positivo, coriolis e medidores tipo turbinas. Outros tipos de medidores podem ser utilizados, desde que a sua utilização seja devidamente autorizada pela Agência Nacional de Petróleo ANP. Cada um destes instrumentos de medição tem seu próprio princípio de funcionamento e campos de aplicação determinados pelas condições de trabalho que incluem tipo de fluido, temperaturas e outros fatores de importância. Por isso, para se obter um valor verdadeiro de uma medição, é necessário conhecer os parâmetros envolvidos no processo de medição de petróleo. O resultado de uma medição pode ser avaliada por meios estatísticos ou através de variação dos fatores dos quais dependem este resultado, com o objetivo de garantir a certeza na medição dos volumes produzidos e movimentados. Os medidores do tipo turbina da série industrial são utilizados como o instrumento de medição para petróleo e de seus derivados e gases. Existem diversos tipos de turbinas, variando tanto a maneira de se colocar o eixo do rotor em relação ao fluxo, como a de se medir suas rotações. Alguns medidores do tipo turbina são puramente mecânicos e outros são equipadas com sofisticados elementos secundários eletrônicos. O medidor do tipo turbina também é usado como padrão para a calibração de outros medidores. Neste tipo de medidor a saída de pulsos é conveniente para a totalização direta da vazão. A relação linear entre a freqüência e a vazão resulta em grande rangeabilidade. [3] O medidor convencional é um tipo de turbina que é bastante usado porque a utilização do rotor é feita com eixo longitudinal à vazão, bitola integral e tem diâmetro aproximadamente igual ao da tubulação, ver figura 1. Possui em grande desempenho obtido a partir de altíssima precisão, linearidade e repetibilidade, e é muito usada para a calibração de outros medidores, de acordo com Ribeiro [3]. O medidor consiste basicamente num rotor com pás montado dentro da tubulação perpendicular ao fluxo. O fluido a ser medido impulsiona o rotor e o faz girar numa velocidade angular definida. A velocidade rotacional das pás é diretamente proporcional ao fluxo e pode ser detectada por um sensor mecânico ou
elétrico, que através da passagem das lâminas do rotor da turbina pode se obter o valor da vazão. Fig. 1 Partes constituintes do Medidor Convencional tipo Turbina. O seu sinal de saída é praticamente linear, pois cada pulso corresponde um determinado volume. O número de pulsos por unidade de vazão é chamado de fator K da turbina. Este fator varia com a vazão, pressão e com a temperatura de operação. Desse modo, este trabalho visa analisar os parâmetros que venham a influenciar na medição de petróleo. Foi avaliada para medidores do tipo turbina, três parâmetros fundamentais: primeiro a influência da temperatura que, na qual proporciona erro a partir da não correção da densidade no processo de medição e da má distribuição da temperatura no fluido; o segundo fator é a influência da viscosidade, que à medida que a viscosidade aumenta provoca uma redução do fator K do medidor e por último a influência da pressão. 2. METODOLOGIA A metodologia empregada neste trabalho foi à realização de uma pesquisa bibliográfica sobre o medidor de petróleo tipo turbina, as normas que estabelecem a medição e correção, assim como uma simulação de dados, a fim de avaliar os parâmetros que influenciam no processo de medição de petróleo. A parte do estudo foi desenvolvido com base nos padrões estabelecidos pela Portaria Conjunta nº 1 (2000) [1], norma ISO 4267 e Resolução nº 06-70 (1970) [7] com o objetivo de ser aplicado no procedimento de medição de vazão por medidores tipo turbina que tem como finalidade de estabelecer a confiabilidade na medição do Petróleo. 2.1. Influência da temperatura na correção do volume medido de petróleo A temperat ura do líquido medido afeta o desempenho da turbina onde há um efeito mecânico causado pela expansão ou contração termal da caixa e da turbina quando a temperatura de operação é diferente da temperatura de calibração. A variação da temperatura afeta as propriedades físicas do fluido medido, como sua pressão de vapor, densidade e, com o aumento da temperatura causa diminuição da viscosidade. A medição da temperatura corretamente é um dos fatores mais importantes nas operações, tendo em vista que as pequenas variações podem apresentar erros elevados em virtude da má distribuição da temperatura do fluido, interferindo a conversão dos volumes dos produtos para a temperatura padrão de 20 ºC, adotada como temperatura de referência para a medição de derivados do petróleo, de acordo com o Ministério da Indústria e do Comércio através da Portaria nº 27, de 19 de abril de 1959 [5]. Por isso, faz-se necessário também medir a temperatura na qual o produto se encontra, e corrigir o volume à temperatura ambiente para a temperatura padrão, como foi citada no parágrafo anterior, usando um fator de correção que para se obter é necessário coletar uma amostra representativa do produto, tendo em vista a correção da dilatação térmica entre a temperatura referência e a temperatura de medição, conforme a norma do Conselho Nacional de Petróleo (CNP) Resolução nº 06-70 [7]. Isso se faz através da correção da densidade do petróleo medido nas condições de trabalho para 20º C. A não correção da densidade gera um erro em função da temperatura em que se encontra o petróleo, portanto, fica evidente a necessidade desta correção para a obtenção de volumes medidos mais exatos. Para a simulação, foi utilizada uma amostra de petróleo com densidade estimada em 0,7852 g/m 3 (valor médio representativo) na condição de trabalho, para os volumes estabelecidos na tabela 1, e para a determinação da influência da temperatura na correção do volume medido de petróleo, foram consideradas as temperaturas de trabalho de acordo com a tabela 2. Tabela 1. Dimensões dos Medidores analisados. Identificação do Medidor Especificações dos Medidores Diâmetro Nominal da Tubulação (mm) Vazão Máxima m 3 /h M1 25 2 M2 250 120 M3 500 6000
Tabela 2. Temperaturas de trabalho. Temperaturas (ºC) Temperatura 1 26 Temperatura 2 28 Temperatura 3 30 Temperatura 4 32 Temperatura 5 34 Temperatura 6 36 2.2. Influência da viscosidade na correção do volume medido de petróleo O valor de uma medição feita por um medidor turbina é afetado por mudanças na viscosidade do fluido a ser medido. A viscosidade do líquido é dependente da temperatura, pois com o aumento da temperatura ocasiona uma diminuição da viscosidade e, com a variação da temperatura, consequentemente, altera o desempenho da turbina. A medição da viscosidade cinemática é desejável quando se opera uma grande faixa de temperatura ou em vazões muito baixas, além disso quando se deseja uma grande precisão. A faixa linear do medidor é um dos parâmetros mais afetado pela variação da viscosidade, principalmente se a turbina for com lâminas paralelas. Essa variação ocorre dependendo do tipo do rotor. Para uma viscosidade cinemática acima de 100 cst, a turbina não mais apresenta a região linear. [3] Para uma mesma pressão, a vazão diminui quando a viscosidade do fluido aumenta. Para uma dada vazão, um aumento da viscosidade pode apresentar uma redução no fator K do medidor. 2.3. Influência da pressão na correção do volume medido de petróleo Quando a compressibilidade de fluido é importante, a pressão deve ser medida para se definir o valor aproximado do valor real. A variação da pressão ocasiona mudanças nas dimensões físicas do medidor devido à compressibilidade do líquido, portanto proporcionando uma expansão ou contração da carcaça do medidor, conforme normatizado pela ISO 2715 Liquid Hydrocarbons Volumetric Measurement by Turbine Meter Systems [8]. Conforme Ribeiro [3], quando a pressão do líquido se aproxima de sua pressão de vapor, a vaporização local pode acontecer logo atrás das pás do rotor, provocando um aumento artificial na velocidade do fluido, que pode afetar drasticamente o fator K. A variação da pressão por metro é proporcional ao quadrado da vazão. Para se ter uma entrada constante é necessário que haja uma vazão máxima na qual o medidor turbina possa ser operado dentro de uma margem de erros aceitáveis. Isso é devido aos efeitos causados pela cavitação no medidor, que é a ebulição do líquido originada pela redução na pressão ao invés da temperatura. É importante lembrar que para qualquer instalação deve ser mantida uma pressão mínima a jusante da turbina para evitar uma variação no fator de calibração devido a cavitação. A mínima pressão depois da turbina é função da pressão de vapor do líquido e da presença de gases dissolvidos. 3. RESULTADOS E DISCUSSÃO 3.1. Influência da temperatura Os resultados obtidos a partir da simulação para a correção dos volumes de petróleo medidos, segundo a PANP/INMETRO 01/2000 [1], devem ser corrigidos para a temperatura de referência de 20 ºC. Considerando a amostra de petróleo com densidade de 0,7852 g/m 3 (valor médio representativo), os resultados mostram que a variação de volume devido a esta correção em função da temperatura de trabalho é linear, conforme se vê nas Figuras 2, 3 e 4, quando o sistema de medição é submetido a uma temperatura de 26 ºC a 36 ºC. 0,040 0,030 0,020 0,010 0,000 M1 Fig. 2 Variação do volume do medidor M1 em 1 hora de trabalho em função da correção da densidade para a 18,00 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 M2 Fig. 3. Variação do volume do medidor M2 em 1 hora de
trabalho em função da correção da densidade para a 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 M3 Fig. 4 Variação do volume do medidor M3 em 1 hora de trabalho em função da correção da densidade para a Desse modo, foi constatado que a não correção da densidade pode gerar um erro em função da temperatura em que se encontra o petróleo, influenciando assim na medição do volume de petróleo, ficando evidente a necessidade desta correção para a obtenção de volumes medidos mais exatos. 3.2. Influência da viscosidade De acordo com a figura 5, um medidor com diâmetro de 8 pol [6], mostra que para uma viscosidade de 108 cst (curva azul) há uma diminuição no fator de medição quase que linearmente até 2500 Bbl/h e a partir desse valor o fator de correção do medidor permanece constante. 0,62 cst (curva cinza), o fator de correção permanece praticamente constante. A figura 6 mostra a influência da viscosidade na perda de carga do medidor tipo turbina, podemos observar que esta perda varia não linearmente com a viscosidade, para a faixa de viscosidade de 0 a 100 cst a perda de carga variou de 0,2 a 0,5 bar. Perda de Carga (bar 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Viscosidade (cst) Fig. 6 Adaptação do gráfico perda de carga em função da viscosidade [6]. 4. CONCLUSÃO O estudo dos parâmetros, variabilidades e a forma de apresentação dos resultados, proporcionaram uma visão geral do desempenho do medidor turbina, assim como a simulação de dados contribuiu para a quantificação destes resultados observados. Caracterizando-se as variabilidades quanto ao desempenho do medidor, bem como suas faixas de influências, é possível concretizar as aplicações de medidores turbinas na indústria de petróleo. A forma de apresentação dos resultados irá permitir a comparação de desempenho de medidores turbinas com outros medidores de vazão. AGRADECIMENTOS Agradecemos ao apoio da FINEP pelo financiamento do projeto que faz parte da Rede de Instrumentação e Controle e ao CNPq pelas bolsas concedidas aos alunos de graduação do CEFET-RN possibilitando a participação nesta pesquisa. Fig. 5 Adaptação do gráfico da influência da viscosidade na turbina, fator de medição em função da vazão de saída (Bbl/h) e da viscosidade (cst) uma adaptação da [6]. Para uma viscosidade intermediária em torno de 49,2 cst (curva verde), onde o fator de medição é menor e decresce linearmente até 2000 Bbl/h e permanece constante a partir desse valor e para uma viscosidade REFERÊNCIAS [1] ANP/INMETRO, Regulamento Técnico da Medição de Petróleo e Gás Natural, Portaria Conjunta nº 01, de 19 de junho de 2000. [2] N. R. V. Santos, R. N. B. Felipe, G. G. Medeiros, R. C. T. S. Felipe, N. F. Silva Jr. "Medição de petróleo em tanque estudo da incerteza envolvida na determinação do BSW". Artigo publicado no III Congresso Nacional de Engenharia Mecânica, Belém - PA Brasil.
[3] M. A. Ribeiro, Medição de Vazão Fundamentos e Aplicações 5ª edição, 1989, 1991, 1994, 1995, 1997, Tek Treinamento & Consultoria Ltda. Salvador. Inverno 1997. [4] G. J. Delmée, Manual de Medição de Vazão, São Paulo: Edgard Blücher, 1982. [5] MIC, Portaria n 27, de 19 de abril de 1959. [6] HELIFLU TM TZN, The Dedicated Turbine Flowmeter for Custody Transfer Measurement. To Secure your Performances. FAURE HERMAN. Mastering the Flow. [7] CNP, Resolução n 06-70 Tabelas de Correção de Volume do Petróleo e Derivados, 1970. [8] ISO 2715 Liquid Hydrocarbons Volumetric Measurement by Turbine Meter Systems, First edition 1980-10-15. Autor: Magali Araújo Damasceno 1 - magaliaraujo@pop.com.br; Janaina Karla de Medeiros Penha 1. janapenha@pop.com.br; Gilson Gomes Medeiros gilson.g@cefetrn.br, Nivaldo Ferreira da Silva Jr. nivaldojr@cefetrn.br; Raimundo Nonato Barbosa Felipe nonatofelipe@cefetrn.br; Renata Carla Tavares Santos Felipe rcfelipe@cefetrn.br; Centro Federal de Educação tecnológica do Rio Grande do Norte CEFET-RN, Av. Sen. Salgado Filho, 1559. Tirol, Fone/Fax (84) 4005-2635. 1 Aluna do Curso Superior de Tecnologia em Materiais CEFET-RN