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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Expert Knowledge
Flow Assurance
Flow Assurance: Ensuring the smooth transportation of oil and gas
Definition of flow assurance
ince the beginning of the 1990s the term “Flow Assurance” is used to designate the assurance of oil and gas transport in pipelines. It covers the fields from subterranean or subsea deposits over the drill hole up to the preparation and processing in refineries. These fields comprise versatile tasks and areas of special knowledge.
The newer term “Flow Management” is used parallel with “Flow Assurance”.
Diverse challenges in flow assurance
1. Crude oil consists of more than 1000 different components
Crude oil is a very complex mix of several thousand different hydrocarbons comprising variable amounts of heteroatoms like sulfur, oxygen, nitrogen as well as diverse metalorganic compounds. From soluted gases (hydrocarbons gaseous under standard conditions = atmospheric pressure and room temperature) to heavy substances like resins and asphaltenes it comprises many different fractions, which can be sorted and separated by their different physicochemical properties.
2. Composition differs from deposit to deposit
From deposit to deposit large differences in the composition of crude oil can be observed. The variety of conveyable oils spans from straw-coloured, low viscosity oils to deeply black, heavy oils. This can lead to different viscosities, densities and phase behavior, which influence the flow in the pipeline.
3. Impurities in crude oil and petroleum gas
Crude oil and petroleum gas can not always be conveyed as pure oil or gas. Oil and gas can be mixed with water and oil can be mixed with gas enclosed in the deposit. This multi-phase mix can cause severe problems in transportation and processing.
You can differ between two- and three-phase mixes. Three-phase mixes are more common in oil production than two-phase mixes.
- 2-phase mixes: Crude oil and petroleum gas, crude oil and water or petroleum gas and water
- 3-phase mixes: Crude oil, petroleum gas and water
4. Changing ambient conditions during conveyance
Enclosed in the deposit with pressures of more than 1000 bar and temperatures of more than 100°C every oil is fluid and pourable. But on the way from the deposit to the surface the pressure and temperature decrease with every foot, which facilitates the formation of different precipitations. Already before reaching the drill hole first inhibitors (chemical agents inhibiting formation of precipitations) have to be added. Crude oil and petroleum gas adapt to the new ambient temperature at latest in the pipeline to the first processing station.
The consequences of oil and gas extraction
The situations described above provide the need for flow assurance each on its own and in their complex combination variations. The problems caused by described situations comprise a variety of precipitation forms like asphaltenes, wax, scale, gas hydrates and other particles in pipelines and processing plants. Furthermore, for example corrosion can occur or the optimal adjustment of pressure and temperature conditions during transport is difficult.
Precipitations decrease the flow rate by narrowing the pipeline diameter and can in worst case plug whole pipeline segments. This precipitations can only be removed with high efforts either physically (heating or shock pressure) or chemically (solvents). The costs and production downtime for these measures are very high.
To prevent or slow down the formation of precipitations inhibitors and additives have to be used to improve the flow properties.
The solution: Developing and testing inhibitors and additives
As the different additives for improving flow properties and additives for influencing general properties interact, thereby changing their effects. Aside from the development of new additives these interactions are an area of research.
Manufacturers of chemicals and service providers in the area of flow assurance have to test their products under as realistic conditions as possible, with reliable and reproducible results. As a wide range of chemicals has to be tested under a variety of ambient conditions and with versatile methods, the measuring instruments have to be specially developed.
Overview of the most common deposits in oil and gas production
Asphaltene
Asphaltenes are poorly soluble components in crude oil that can precipitate when pressure or temperature changes. They are very difficult to remove once they have precipitated. Pressure and temperature conditions in particular influence precipitation (flocculation).
The Flocculation Tester FT5 makes it possible to test inhibitors under reservoir conditions on live oil with changes in the physical conditions corresponding to production or to test the compatibility of different oils.
Wax
Longer-chain hydrocarbons in the oil have a very high solidification point and can adhere to surfaces in a similar way to scale. The wax appearance temperature (WAT) is a limit temperature to be determined below which solid waxes can occur in the oil. Soft waxes are easily sheared off in the flowing medium and form easily removable deposits, harder waxes resist even higher shear rates and are difficult to remove.
The conditions for the occurrence and behavior of the wax layer and the effectiveness of inhibitors can be investigated using a wax flow loop. The simulation of scalable factors such as shear rates, flow velocities and temperature changes is of great importance.
Pour Point
The pour point is the temperature at which a liquid becomes so solid that it can no longer be pumped. This occurs in oils due to the three-dimensional cross-linking of the solidifying higher-molecular components of the crude oil (wax/paraffin). Several different standards are used to check the pour point, each of which has different accuracies and some of which are not suitable for all oil samples.
Pour point depressants (PPD) are used to reduce the solidification temperature by delaying or preventing crystal growth. The highest possible accuracy and repeatability is required from the corresponding measuring devices. The Pour Point Tester can be used to achieve precisely this in a wide temperature range. A finer dosage in the field with corresponding savings and the more targeted development / further development of PPDs is thus possible.
Scale
In oil production technology, the term scale covers all inorganic mineral deposits such as lime or salt deposits. It mostly contains carbonates and sulphates of the alkaline earth metals calcium, strontium and barium.
If scale precipitates during the production of oil or gas and settles on the pipeline walls, in production equipment or already in the formation, this scale reduces the possible production volume. Removing it is usually time-consuming and expensive. Inhibitors are added to inhibit or stop the process in order to prevent deposits. Although “a lot helps a lot” usually applies, this principle is too expensive when it comes to dosing, so that a concentration is desired that prevents scale formation without being overdosed.
These tests can be carried out with a Differential Scale Loop DSL, whereby the concentration can be automatically reduced to failure under variably adjustable conditions. This provides valuable information for both the field engineer and the developer and enables comparisons of different chemicals.
Gas hydrates
When transporting water with crude oil and natural gas, gas hydrates can form under certain pressure and temperature conditions. These ice-like structures trap gas in water molecule cages and can block pipelines or prevent them from restarting.
There are several approaches to prevent this: Thermodynamic inhibitors (THI) prevent hydrate formation, but require high quantities. Kinetic inhibitors (KHI) slow down the formation, while anti-agglomerants (AA) prevent the hydrates from clumping together to form a pumpable mass. KHIs and AAs are referred to as low-dosage hydrate inhibitors (LDHI).
Studies are carried out in pressure chambers (autoclaves) or with rocking cells that simulate turbulent pipeline conditions. A transparent cell such as the Sappire Rocking Cell RCS enables direct observation of the hydrate structure and evaluation of the inhibitors. Interactions between different inhibitors can thus be analyzed.
There are several approaches to prevent this: Thermodynamic inhibitors (THI) prevent hydrate formation, but require high quantities. Kinetic inhibitors (KHI) slow down the formation, while anti-agglomerants (AA) prevent the hydrates from clumping together to form a pumpable mass. KHIs and AAs are referred to as low-dosage hydrate inhibitors (LDHI).
Studies are carried out in pressure chambers (autoclaves) or with rocking cells that simulate turbulent pipeline conditions. A transparent cell such as the Sappire Rocking Cell RCS enables direct observation of the hydrate structure and evaluation of the inhibitors. Interactions between different inhibitors can thus be analyzed.
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