Flow Assurance

Die Flow Assurance ist ein kostengünstiger Ansatz, um Flüssigkeiten zu fördern und vom Sammelbehälter zu einer Verarbeitungsanlage zu transportieren. Bei der Förderung und dem Transport von Rohöl müssen die Flüssigkeitseigenschaften sowie die Betriebsbedingungen bekannt sein, um die Bildung und Ablagerung unerwünschter Festkörper zu verhindern (z. B. Hydrate, Wachs, Asphalten und Kalk). Bei extremen Temperaturen und Drücken besteht die Möglichkeit, dass Methangashydrate kristallisieren oder dass sich in der Pipeline Asphaltene ansammeln. Ohne eine angemessene Kontrolle können Hydratkristalle, Asphaltene oder Wachspartikel in einem solchen Mass ausfällen und sich ansammeln, dass es zur Verstopfung der Pipeline kommt. Eine Hydrat- oder Asphaltenverstopfung in einer Unterwasserpipeline zu entfernen, kann ein sehr teures und gefährliches Unterfangen darstellen.

Die Herausforderungen bei der Flow Assurance werden weiter zunehmen, da von konventionellen Ölreserven auf ausgereifte Ölfelder umgestiegen wird. Wenn Ölfelder reifen, nimmt der Wasseranteil zu. In einigen Fällen injizieren Betreiber Wasser in reife Ölfelder, um die Ölgewinnung zu steigern. Wasser-in-Erdöl-Emulsionen verkomplizieren die Flow Assurance Strategien noch weiter. Unter bestimmten Bedingungen kann vorhandenes Formations- oder Injektionswasser zusammen mit Calciumcarbonat zu Ablagerungen führen. Calciumcarbonatablagerungen können die Pipeline verstopfen und Fördergeräte verschmutzen, sodass reife Ölfelder weiter an Rentabilität einbüssen. Die meisten kommerziell erhältlichen Hydratinhibitoren und Anti-Agglomerants verlieren an Effektivität, wenn der Wasseranteil zunimmt. Schliesslich muss die Emulsion aufgespalten werden, um Öl und Wasser zu trennen. Das Auftrennen einer Emulsion durch physikalische oder chemische Methoden kann sehr kostspielig sein, insbesondere bei Schwerölemulsionen, die emulsionsstabilisierende Feststoffe wie Asphalten enthalten.

Daher ist es überaus wichtig, kostengünstige Flusssicherungsstrategien zu untersuchen und zu entwickeln, um die Kontrolle über Feststoffe und Emulsionen zu haben. Nur so können die wirtschaftlichen Risiken während der gesamten Nutzungsdauer eines Ölfelds auf ein Minimum reduziert werden.

Extreme Temperaturen und Drücke solcher Mehrphasenströme machen Offline-Probennahmen häufig schwierig bis unmöglich. Die Manipulation von Offline-Proben durch Verdünnung oder Dispersion kann Mehrphasenkomponenten verändern. Offline-Messungen ermöglichen häufig keine Entscheidungen zur Prozessoptimierung und -kontrolle. Neue Technologien zur In-situ-Partikelcharakterisierung wie ParticleTrack und ParticleView ermöglichen schnelle Messungen des Partikelphasenverhaltens in situ – ohne Probennahmen vor Ort.

Die Anwendungen zur Flusssicherung umfassen:

• Asphaltenausfällung
• Gashydratbildung
• Abscheidung von Emulsionen
• Wachserscheinungstemperatur und Wachskristallmorphologie

Asphaltene sind komplexe Mischungen aus polyaromatischen Verbindungen mit Heteroatomen wie Stickstoff, Sauerstoff und Schwefel zusammen mit Organometallen wie Eisen, Nickel und Vanadium. Asphaltene sind in der Regel die Fraktion von Rohöl, die unlöslich in Alkanen (z. B. n-Heptan oder n-Pentan), aber löslich in aromatischen Lösungsmitteln ist (Toluol oder Benzol). Durch Änderungen in der Zusammensetzung, im Druck oder in den Temperaturbedingungen von Rohöl können Asphaltene destabilisiert werden. Zum Beispiel kann der Druckabbau während der Erdölgewinnung zur unerwünschten Asphaltenausfällung und -ablagerung in Bohrlöchern und Reservoiren führen. Asphaltenausfällung/-zersetzung hat Formationsschäden, stabile und somit schwer trennbare Emulsionen sowie eine teilweise/vollständige Verstopfung der Pipeline zur Folge.

Die Asphaltenausfällung hängt von mehreren Parametern wie Temperatur, Druck und Flüssigkeitszusammensetzung ab. Ebenso kann die Asphaltenzersetzung in einer Pipeline von der Flussrate, der Interaktion zwischen Partikeln, der Interaktion zwischen den Partikeln und der Rohroberfläche usw. abhängig sein. 

Das anfängliche Verhältnis und die Kinetik der Asphaltenausfällung wurden für vier Erdöle und einen 190+ Rückstand untersucht. 40 g Erdöl wurde in ein Glasgefäss gegeben und bei 400 U/min geschüttelt. ParticleTrack
wurde zur Untersuchung des Beginns, der Kinetik und des Endpunkts der Asphaltenausfällung verwendet,  während n-Heptan hinzugefügt wurde.

• ParticleTrack bestimmt rasch das anfängliche Verhältnis der verschiedenen Erdöle, ohne dass eine Probennahme erforderlich wäre.
•  Drei kommerzielle Additive (A, B und C) wurden in unterschiedlichen ppmv-Konzentrationen zum D-190+ Rückstand hinzugefügt.
• ParticleTrack wurde eingesetzt, um schnell den geeigneten Zusatzstoff und die nötige Konzentration zur Hemmung der Asphaltenausfällung zu bestimmen
• Durch Untersuchung dieser kinetischen Effekte können Wissenschaftler die Asphaltausfällung und -abscheidung bei Rohölen verschiedenen Ursprungs verstehen und kontrollieren.

Quelle: Dufour et. al. Energy Fuels, 2009, 23 (3), 1155-1161.

Mit Unterstützung von FMC und der US-amerikanischen University of Tulsa stellt diese tiefgreifende Präsentation branchenspezifische Beispiele für Flusssicherungsoptimierung, Trennung, Ablagerung und Entsorgungsmanagement vor, mit denen die Explorations- und Förderungskosten von dunklem Rohöl bei herkömmlichen Betriebstemperaturen und -drücken ohne Probennahme oder Probenverdünnung reduziert werden können.

Gashydrate sind eisförmige kristalline Strukturen, die bei hohem Druck und niedriger Temperatur durch die komplexe Interaktion zwischen Öl, Gas und Wasser entstehen. Bei Gashydraten sind die genauen strukturellen Übergänge, die Formationsmechanismen und die Formationskinetik noch immer unklar.

Die natürlichen Bedingungen, die für die Kristallisation von Gashydraten notwendig sind, sind häufig in Erdölpipelines zu finden. Nachdem die Hydratpartikel einen Nukleus gebildet haben, kommt es zum Wachstum und zur Agglomeration der Hydrate. Diese Agglomerate können so gross werden, dass sie einen Hydratpropfen in der Pipeline bilden. Die Entstehung eines Hydratpropfens wirkt sich negativ auf den Flüssigkeitsstrom aus. In einigen Extremfällen kann die Pipeline sogar vollständig verstopfen. Aus diesem Grund hat die Gashydratbildung kostspielige Auswirkungen: die Produktion wird durch die Durchflussbegrenzung oder die Verstopfung unterbrochen, die Anlagen werden beschädigt und es bestehen Sicherheitsrisiken für die Betreiber.

Thermodynamische Inhibitoren (THI) gehören trotz der hohen Kosten, der Umweltprobleme und des intensiven Betriebs zum Industriestandard, um Hydratbildung vorzubeugen. Alternativ können günstigere Low-Dosage Hydrate Inhibitors (LDHI) die Induktionszeit verlängern oder die Agglomeration von primären Hydratpartikeln verhindern und so für einen kontinuierlich transportablen Schlamm sorgen. Um neue kostengünstige Strategien zu entwickeln, mit denen die Hydrate gesteuert anstatt komplett unterdrückt werden, sind fundierte Kenntnisse über die Kristallisation, Agglomeration und Ablagerungsmechanismen von Hydraten wichtig.

Mithilfe zuverlässiger In-situ-Technologien zur Echtzeit-Überwachung der Kristallisation und Agglomeration von Hydraten können Betreiber a) die Nutzung teurer THI optimieren, b) die Zuverlässigkeit kostengünstigerer LDHI bewerten und c) eine robuste Strategie sowohl mit THI als auch KHI entwickeln.

ParticleView visualisiert eine erhebliche Hydratagglomeration in-situ ohne LDHI (linkes Bild). LDHI stabilisieren Hydrate, sodass eine gut verteilte Mischung entsteht (rechtes Bild).

Quelle: Duy Nguyen et. al. (Zusammenarbeit von Nalco und METTLER TOLEDO)

Werkzeuge mit der auf Sensoren basierende ParticleTrack- und ParticleView-Technologie eignen sich ideal für die Charakterisierung von Methangashydraten, Asphaltenpartikeln, Kalkablagerungen oder Ölemulsionen. In den meisten Fällen machen die Bedingungen (Hochdruck), unter denen sich Hydratkristalle bilden und Asphaltene ansammeln, Messungen sehr schwer. Die Partikel- und Tropfensysteme reagieren sehr empfindlich auf Temperatur- und Druckschwankungen. Ausserdem müssen die Proben bei Offline-Techniken verdünnt werden, wodurch sich die Tröpfchengrösse und die Löslichkeit von Asphaltenen ändern und die Hydratagglomeration umkehren kann. Selbst wenn eine Probennahme möglich ist, sind Messungen gelöster Proben nicht repräsentativ für das tatsächliche System und bieten nur begrenzte Daten. Mit FBRM- und PVM-Sensortechnologien können Forscher das gesamte dynamische Partikel- und Tropfensystem in Rohöl bei standardmässigen Betriebstemperaturen und Drücken verfolgen, ohne dass Probemessungen oder gelöste Proben erforderlich sind.

Entsalzung ist ein wichtiger Schritt vor der Erdölraffination. Hierbei werden anorganische Salze und Verunreinigungen  im Erdöl in die Wasserphase überführt und entfernt. Mangelhafte Entsalzung führt zu Fäulnisbildung in den Raffinerieanlagen durch Mitreissen von Feststoffen, Korrosion des Destillationsturms durch Säurebildung und erhöhte Kosten für Aufbereitung von Soleabläufen infolge von Ölemulsionen.

ParticleTrack ist hochempfindlich gegenüber Veränderungen bei der Tröpfchenanzahl und -grösse, wenn sich die Rührgeschwindigkeit verändert – eine erhöhte Rührgeschwindigkeit führt zu einem geringeren Mittelwert und einer erhöhten Anzahl von kleinen Tröpfchen (<80 μm).

• Die optimale Tröpfchengrösse und -population haben einen direkten Einfluss auf den Transfer von Verunreinigungen in die Wasserphase während der Mischperiode und auf die Öl-/Wasserabscheidung in Vorratsbehältern.
• ParticleTrack-Trends identifizieren sofort kritische Prozessparameter (z. B. Mischen, Spülwasserfluss) und ermöglichen die Steuerung von Prozessparametern, um den Schadstoffaustrag zu maximieren und die Trennungszeit zu minimieren.

Die hochauflösenden ParticleView-Bilder bestätigen die Transformation von grossen Tröpfchen bei 500 U/min in kleinere Tröpfchen bei 200 U/min.

Durch die Verteilung der Partikelsehnenlänge (Chord Length Distribution) von ParticleTrack für jede Agitationsrate kann die gewünschte Tröpfchenverteilung erreicht werden, um die Entsalzung zu verbessern.

Von ParticleTrack- und ParticleView-Prozesswerkzeugen abgeleitete Informationen helfen das Mitreissen von Feststoffen und Ölemulsionen zu reduzieren, den Einsatz von chemischen Zusatzstoffen zu optimieren, die Entsalzung zu beschleunigen und kostspielige Beschädigungen der Entsalzer durch Korrosion und Fäulnis zu vermeiden.

Ein Demulgator für die Öl-Wasser-Trennung wird häufig mithilfe eines Flaschentests bewertet  – eine visuelle Technik für Tröpfchengrösse und Emulsionseigenschaften. In dieser Studie wurden ParticleTrack- und ParticleView-Sonden zur Überwachung der Auswirkung des Demulgators auf eine Mischung aus 30 % Öl (API ~30) und 70 % Sole verwendet.

a. t= 15 m: Bei Abwesenheit des Demulgators zeigen Echtzeit-ParticleView-Bilder, dass die Emulsion während der Versuchsdauer von 15 Minuten stabil bleibt. Die ParticleView-Sonde unterstützt eine schnelle visuelle Bestätigung der Stabilität bzw. Instabilität der Emulsion.

b. t= 0 m: In Anwesenheit eines Demulgators sind anfänglich grössere Tröpfchen zu beobachten. Die Tröpfchen sind in-situ in ihrer natürlichen Umgebung zu sehen, ohne dass die physikalische Integrität von Tröpfchen durch Probennahme beeinträchtigt wird.

c. t= 3 m Mit der Zeit verschmelzen kleinere Tröpfchen und durchlaufen eine morphologische Neuordnung, um grössere Tröpfchen zu bilden. ParticleView verfolgt die Tröpfchenentwicklung in Echtzeit und liefert so wichtige Informationen über die Tröpfchendynamik und -transformation in Anwesenheit eines Demulgators.

d. t = 6 m Am Ende trennen sich grosse Tröpfchen und hinterlassen kleine Öltröpfchen in der Sole. Mithilfe von In-situ-ParticleView-Bildern kann die Magerkeit der Öl- und Wasserphase nach der Trennung schnell bewertet werden.

ParticleTrack-Verteilungen sorgen für eine mengenmässige Bestimmung der Tröpfchenänderungen bei Anwesenheit eines Demulgators. Die Tröpfchengrösse hat einen direkten Einfluss auf den Öl-Wasser-Trennungsprozess. Die Quantifizierung der Tröpfchengrösse ermöglicht ein schnelles Screening bzw. eine schnelle Gestaltung eines effektiven Demulgators.

• Die Auswirkung eines Demulgators auf die Öl-Wasser-Trennung muss vollständig verstanden werden, um Kosten beim Transport und bei der Raffination von Erdöl zu sparen.
• Die Inline-Überwachung ist eine direkte Methode zur Prozessüberwachung, da Veränderungen der Emulsion präzise verfolgt werden und der optimale Demulgator formuliert wird, um eine schnellere und einfachere Öl-Wasser-Trennung zu erreichen.

Quelle: Duy Nguyen et. al. (Zusammenarbeit von Nalco und METTLER TOLEDO)

ParticleView und ParticleTrack wurden von führenden Unternehmen und Forschungsgruppen zur Flow Assurance für die Öl- und Gasförderung eingesetzt. Im Folgenden finden Sie eine Auswahl von Referenzen.

Gashydratbildung

Aline Melchuna, Ana Cameirão, Yamina Ouabbas, Jean-Michel Herri, Philippe Glenat. Transport of hydrate slurry at high water cut. The 8th International Conference on Gas Hydrates, Jul 2014, Pékin, China. pp.T5-16, 2014.

Greaves  D,  Boxall  J,  Mullingan  J,  Sloan  ED, Koh  CA.   Hydrate  Formation  from  High  Water Content-Crude Oil  Emulsions .  Chemical Engineering Science, Vol. 63. 2008. S. 4570-4579.

Turner D,  Miller K, & Sloan E. Direct conversion of water droplets to methane hydrate in crude oil. Chemical Engineering Science, 2009 Vol: 64 (23) S.: 5066-5072. 10.1016/j.ces.2009.08.013

Asphaltene

Marugán J,  Calles J,  Dufour J,  Giménez-Aguirre R,  Peña J, &  Merino-García D. Characterization of the Asphaltene Onset Region by Focused-Beam Laser Reflectance: A Tool for Additives Screening. Energy & Fuels. 2009 Vol: 23 (3) S.: 1155-1161. 10.1021/ef800626a.

Ruidiaz EM, Koroishi ET, Kim NR, Trevisan OV, Soares-Bassani G & Merino-Garcia D. Evaluation of Asphaltene Deposition - A Systematic Study and Validation of Online Focused Beam Reflectance Measurement FBRM® at Reservoir Conditions. J Pet Environ Biotechnol 2018, Vol 9(2): 364.  DOI: 10.4172/2157-7463.1000364

Javier Dufour, José A. Calles, Javier Marugán, Raúl Giménez-Aguirre, José Luis Peñaand Daniel Merino-García. Influence of Hydrocarbon Distribution in Crude Oil and Residues on Asphaltene Stability. Energy Fuels, 2010, 24 (4), S. 2281–2286. DOI: 10.1021/ef900934t.

Öl-Wasser-Emulsionen

Boxall J,  Koh C,  Sloan E,  Sum A,  Wu D. Measurement and Calibration of Droplet Size Distributions in Water-in-Oil Emulsions by Particle Video Microscope and a Focused Beam Reflectance Method. Industrial & Engineering Chemistry Research, 2010 Vol: 49 (3) S.: 1412-1418. DOI10.1021/ie901228e.

Less S, &  Vilagines R. Light beam reflectance measurement of droplets diameter distribution in crude oil emulsions, Fuel, 2013 Vol: 109 S.: 542-550. DOI10.1016/j.fuel.2013.03.048.

Wang W,  Li K,  Wang P,  Hao S,  Gong J. Effect of interfacial dilational rheology on the breakage of dispersed droplets in a dilute oil–water emulsion. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2014 Vol: 441 S.: 43-50. DOI10.1016/j.colsurfa.2013.08.075.

Ausfällung

N. Al Nasser, Waleed & Pitt, Kate & J. Hounslow, Michael & D. Salman, Agba. (2013). Monitoring of aggregation and scaling of calcium carbonate in the presence of ultrasound irradiation using focused beam reflectance measurement. Powder Technology. 238. 151–160. 10.1016/j.powtec.2012.03.021.

N. Al Nasser, Al Salhi F. Scaling and aggregation kinetics determination of calcium carbonate using inline technique. Chemical Engineering Science, 2013 Vol: 86 S.: 70-77. 10.1016/j.ces.2012.05.018

Rosário, F.F.,MONTALVÃO, V.T.K., PEREIRA, M.L.O., &  J. F. CAJAIBA DA SILVA (2012) Kinetic Study of Calcium Carbonate Precipitation by Using Real Time FTIR and FBRM Analyses. 13th International Conference on Petroleum Phase Behavior and Fouling, Saint Petersburg, Florida.