Expertenwissen
Flow Assurance
Flow Assurance: Sicherstellung eines reibungslosen Öl- und Gastransports
Definition von Flow Assurance
Der Begriff Flow Assurance (Fließsicherung) umschreibt seit Beginn der 1990er Jahre die Sicherstellung des Transports von Erdöl- und Erdgas in den Rohrleitungen bzw. Pipelines. Das umfasst die Bereiche von der unterirdischen oder unterseeischen Lagerstätte zum Bohrloch über die Aufbereitung bis hin zur Verarbeitung in den Raffinerien. Darin sind sehr vielfältige Aufgaben und Spezialgebiete eingeschlossen.
Der neuere Begriff „Flow Management“ wird teilweise parallel für Flow Assurance verwendet.
Vielfältige Herausforderungen bei der Flow Assurance
1. Erdöl besteht aus über 1000 verschiedenen Stoffen
Erdöl ist ein äußerst komplexes Gemisch aus teilweise mehreren tausend verschiedenen Kohlenwasserstoffen mit schwankenden Anteilen an Heteroatomen wie Schwefel, Sauerstoff, Stickstoff sowie diversen metallorganischen Verbindungen. Enthalten sind von gelösten Gasen (unter Standardbedingungen = Atmosphärendruck und Raumtemperatur gasförmige Kohlenwasserstoffe) bis hin zu schweren Stoffen wie Harze und Asphaltene viele unterschiedliche Fraktionen, die sich durch ihre chemisch-physikalischen Eigenschaften einteilen und trennen lassen.
2. Variierende Zusammensetzung des Erdöls
Von Lagerstätte zu Lagerstätte zeigen sich außerdem große Unterschiede bei der Rohölzusammensetzung. Von strohfarbenen, dünnflüssigen (nieder viskosen) Ölen bis hin zu tiefschwarzen schweren Ölen reicht die Bandbreite des Förderbaren. Dies kann zu unterschiedlichen Viskositäten, Dichten und Phasenverhalten führen, die den Fluss in der Pipeline beeinflussen.
3. Erdöl und Erdgas werden nicht "rein" gefördert
Werden Erdöl und Erdgas gefördert, treten diese nicht immer „rein“ aus dem Bohrloch aus, sondern können mit Wasser und / oder Erdgas vermischt werden, welches in der Lagerstätte eingeschlossen war. Das so entstandende mehrphasige Gemisch kann zu erheblichen Problemen bei der Förderung und Produktion führen.
Man unterscheidet zwischen zwei- und dreiphasigen Gemischen, wobei die dreiphasigen am Häufigsten in der Erdölproduktion auftreten.
- 2-phasige Gemische: Erdöl und Erdgas, Erdöl und Wasser oder Erdgas und Wasser
- 3-phasige Gemische: Erdöl, Erdgas und Wasser
4. Änderung der Umgebungsbedingungen bei der Förderung
In der Lagerstätte bei Drücken von bis zu über 1000 bar und Temperaturen von über 100°C ist jedes Öl flüssig und fließfähig. Jedoch bereits auf dem Weg von der unterirdischen Lagerstätte an die Erd- oder Meeresoberfläche sinkt mit jedem Meter der Druck und die Temperatur nimmt immer weiter ab. Das fördert das Entstehen von verschiedenen Ablagerungen. Bereits auf dem Weg zum Bohrloch müssen erste Inhibitoren (Chemikalien, die die Bildung von Ablagerungen hemmen) zugegeben werden. Spätestens in der Pipeline zur ersten Aufbereitungsstation haben sich Erdöl und Erdgas der neuen Umgebungstemperatur angepasst.
Die Folgen bei der Förderung von Erdöl und Erdgas
Die oben beschriebenen Sachverhalte verursachen jedes für sich allein und in ihrer komplexen Variationsmöglichkeit die Notwendigkeit von Flow Assurance. Denn die dadurch auftretenden Probleme bei der Förderung von Erdöl und Erdgas umfassen vielfältige Formen der Ablagerung wie Asphaltene, Wachse, Scale, Gashydrate und andere Partikel in Pipelines und Anlageteilen. Darüber hinaus kann z.B. Korrosion auftreten oder die optimale Einstellung der Druck- und Temperaturverhältnisse auf dem kompletten Förderweg stellt sich als schwierig dar.
Ablagerungen verringern die Förderrate durch verengte Pipelinedurchmesser und können im schlimmsten Fall ganze Pipelineabschnitte verstopfen. Diese Ablagerungen können nur unter hohem Aufwand physikalisch (Heizen oder Druckstöße) oder chemisch (Lösungsmittel) wieder entfernt werden. Die damit verbundenen Kosten und Produktionsausfälle sind sehr hoch.
Um die Fließeigenschaften zu verbessern müssen Inhibitoren zugesetzt werden, die diese Ablagerungen verhindern oder deren Bildung verlangsamen.
Die Lösung: Inhibitoren und Additive entwickeln und testen
Inhibitoren, die zugesetzten Stoffe zur Verbesserung der Fließeigenschaften und Additive, zugesetzte Stoffe zur Beeinflussung der allgemeinen Eigenschaften, können miteinander interagieren. Das kann zu Wirkungsveränderungen kommen. Neben der Entwicklung neuer Additive sind diese Interaktionen Bestandteil der Forschung.
Chemikalienhersteller und Dienstleister im Bereich der Flow Assurance müssen mit hoher Verlässlichkeit ihre Produkte unter möglichst realitätsnahen Bedingungen reproduzierbar untersuchen. Da die zu untersuchenden Produkte eine weite Spanne an Chemikalien, Umweltbedingungen und Untersuchungsmethoden abdecken, müssen die Messgeräte sehr spezialisiert entwickelt werden.
Übersicht der häufigsten Ablagerungen bei der Erdöl- und Erdgasförderung
Asphaltene
Asphaltene sind schwerlösliche Komponenten im Rohöl, die sich bei Druck- oder Temperaturänderungen ausfällen können. Sie sind nur sehr schwer entfernbar, wenn sie einmal ausgefallen sind. Insbesondere Druck- und Temperaturbedingungen beeinflussen die Ausfällung (Flockulation).
Das Testen von Inhibitoren auch unter Lagerstättenbedingungen am Life Oil (Lebend-Öl) mit den einer Förderung entsprechenden Veränderung der physikalischen Bedingungen oder die Kompatibilitätsuntersuchung von verschiedenen Ölen wird durch den Flockulation Tester FT5 ermöglicht.
Wachs
Längerkettige Kohlenwasserstoffe im Öl haben einen recht hohen Erstarrungspunkt und können sich ähnlich dem Scale an Oberflächen festsetzen. Die Wachserscheinungstemperatur (Wax appearance temperature = WAT) ist eine zu bestimmende Grenztemperatur, unterhalb derer es zum Auftreten fester Wachse im Öl kommen kann. Weiche Wachse werden im fließenden Medium leicht abgeschert und bilden einfach entfernbare Beläge, härtere Wachse widerstehen auch höheren Scherraten und sind schwer entfernbar.
Die Bedingungen für das Auftreten, das Verhalten der Wachsschicht und die Effektivität von Inhibitoren lassen sich mittels einer Wax Flow Loop untersuchen. Die Simulation von möglichst gut skalierbaren Faktoren wie Scherraten, Fließgeschwindigkeiten und Temperaturänderungen sind von hoher Bedeutung.
Pour Point
Der Stockpunkt (Erstarrungspunkt, engl.: Pour Point) bezeichnet die Temperatur, bei der eine Flüssigkeit so fest wird, dass sie nicht mehr pumpfähig ist. Dies geschieht in Ölen durch die dreidimensionale Vernetzung der erstarrenden höhermolekularen Bestandteile des Erdöls (Wachs / Paraffin). Zur Überprüfung des Pour Points sind mehrere unterschiedliche Normen in Benutzung, die jeweils unterschiedliche Genauigkeiten aufweisen und teilweise nicht für alle Ölproben geeignet sind.
Mittels Pour Point Depressants (PPD, dt.: Pour Point Senker) wird die Erstarrungstemperatur verringert indem das Kristallwachstum verzögert oder verhindert wird. Eine möglichst höhere Genauigkeit und Wiederholbarkeit ist hier von entsprechenden Messgeräten gefordert. Mittels des Pour Point Testers kann in einem weiten Temperaturbereich genau dieses erreicht werden. Eine feinere Dosierung im Feld mit entsprechenden Ersparnissen und die gezieltere Entwicklung / Weiterentwicklung von PPDs ist so möglich.
Scale
Der Begriff Scale (dt.: Kesselstein) umfasst in der Erdölfördertechnik alle anorganischen mineralischen Ablagerungen wie Kalk- oder Salzablagerungen. Zumeist enthalten sind die Carbonate und Sulfate der Erdalkalimetalle Calcium, Strontium und Barium.
Fällt bei der Förderung von Öl oder Gas Scale aus und setzt sich an den Pipelinewänden, in Fördergeräten oder bereits in der Formation fest, reduziert dieser Scale die mögliche Fördermenge. Eine Entfernung ist meist aufwendig und teuer. Zur Vermeidung der Ablagerungen werden Inhibitoren zugesetzt, die den Prozess hemmen oder unterbinden. Zumeist gilt zwar „viel hilft viel“, jedoch ist dieses Prinzip bei der Dosierung zu teuer, so dass eine Konzentration gewünscht ist, die eine Scalebildung verhindert ohne überdosiert zu sein.
Diese Untersuchungen können mit einer Differential Scale Loop DSL durchgeführt werden, dabei kann – unter variabel anpassbaren Bedingungen – die Konzentration automatisch bis zum Versagen gesenkt werden. Dies liefert wertvolle Aussagen für den Field Engineer als auch für den Entwickler und ermöglicht Vergleiche unterschiedlicher Chemikalien.
Gashydrate
Beim Transport von Wasser mit Erdöl und Erdgas können sich unter bestimmten Druck- und Temperaturbedingungen Gashydrate bilden. Diese eisähnlichen Strukturen schließen Gas in Wassermolekül-Käfigen ein und können Pipelines verstopfen oder das Wiederanfahren verhindern.
Zur Vermeidung gibt es mehrere Ansätze: Thermodynamische Inhibitoren (THI) verhindern die Hydratbildung, erfordern jedoch hohe Mengen. Kinetische Inhibitoren (KHI) verlangsamen die Bildung, während Anti-Agglomerants (AA) das Verklumpen der Hydrate verhindern, sodass eine pumpfähige Masse entsteht. KHIs und AAs werden als Low-Dosage Hydrate Inhibitors (LDHI) bezeichnet.
Untersuchungen erfolgen in Druckkammern (Autoklaven) oder mit Rocking Cells, die turbulente Pipeline-Bedingungen simulieren. Eine durchsichtige Zelle wie die Sappire Rocking Cell RCS ermöglicht direkte Beobachtung der Hydratstruktur und Bewertung der Inhibitoren. Wechselwirkungen verschiedener Inhibitoren lassen sich so analysieren.
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