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Flow Assurance - ein weites Feld

Versagen von Flow Assurance
Versagen von Flow Assurance

Flow Assurance - eine Definition
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 zum Begriff Flow Assurance verwendet.

Die Herausforderung

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. Zusammensetzung von Lagerstätte zu Lagerstätte verschieden
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.

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.

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

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.

„..ein weites Feld...“ (Theodor Fontane)

Die Lösungen

Da zugesetzte Stoffe zur Verbesserung der Fließeigenschaften und zugesetzte Stoffe zur Beeinflussung der allgemeinen Eigenschaften miteinander interagieren, kann es 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.

Asphaltene

Ausgefallene Asphaltene
Ausgefallene Asphaltene

Diese Ölbestandteile sind nur sehr schwer entfernbar wenn sie einmal ausgefallen sind. Insbesondere Druck und Temperaturbedingungen beeinflussen die Flokkulation. 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 das Flockulationstitrimeter FT5 ermöglicht.


Wachs

Wachsablagerungen in einer Pipeline
Wachsablagerungen

Längerkettige Kohlenwasserstoffe im Öl haben einen recht hohen Erstarrungspunkt und können sich ähnlich dem Scale an Oberflächen festsetzen, wenn gewisse Bedingungen – insbesondere niedrigere Temperaturen – eintreten. Die Wachserscheinungstemperatur (Wax appearance temperature = WAT) ist eine zu bestimmende Grenztemperatur, unterhalb derer es zum Auftreten fester Wachse im Öl kommen kann. Außerdem ist neben dem eigentlichen Auftreten auch die Erscheinungsform des Wachses von Interesse. Weiche Wachse werden im fließenden Medium leicht abgeschert und bilden verhältnismäßig 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 (Wax Loop) untersuchen. Die Simulation von möglichst gut skalierbaren Faktoren (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 PPT45150 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

Scale-Ablagerungen in einem Rohr
Scale-Ablagerungen

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. Treten zudem noch mehrere Scale-Formen auf, so steigt der Aufwand für die Entfernung.
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

Künstlich erzeugtes Gashydrat
Künstliches Gashydrat

Wird Wasser zusammen mit Erdöl und insbesondere mit Erdgas zusammen transportiert, können sich bei passenden Druck- und Temperaturbedingungen Gashydrate bilden. Diese eisähnliche Verbindung schließt in Käfigen aus Wassermolekülen eine große Menge an Gas ein. Gashydrate bilden sich zunächst als kleinste Kristalle aus und wachsen (agglomerieren) dann zu größeren Klumpen zusammen. Diese können Pipelines und Anlagenteile verstopfen oder das Wiederanfahren (restart) nach einem vorübergehenden Stillstand (shut-in) durch die Blockierung auf einer weiten Strecke der Pipeline verhindern. Um dieses zu verhindern gibt es bei Gashydraten mehrere Ansätze. Am Einfachsten wenn auch sehr aufwändig ist die Zugabe von Chemikalien, mit denen die Bildung von Gashydraten unter den entsprechenden Bedingungen schlicht verhindert wird (thermodynamische Verhinderung, Thermodynamische Inhibitoren = THI). Die notwendigen Mengen sind jedoch sehr hoch - teilweise >50% der Gesamtmenge - so dass versucht wird dieses Verfahren zu vermeiden.
Deutlich geringere Konzentrationen erfordern Inhibitoren, die die Bildungsgeschwindigkeit der Gashydrate senken (Kinetische Gashydratinhibitoren, KHI). Aktuell wichtiger werdend sind Anti-Agglomerants (AA), die zwar die Bildung der Gashydrate zulassen, jedoch das Wachsen und Verklumpen (Agglomeration) der Kristalle verhindern. So bildet sich eine pumpfähige, schneematschähnliche Masse (slush). Da sowohl KHIs als auch AAs nur in geringen Mengen (wenige %) zugesetzt werden müssen, werden diese auch zusammenfassend als Niedrig-dosierte Gashydratinhibitoren (engl: Low-Dosage Hydrate Inhibitors, LDHI) bezeichnet. Je nach Inhibitortyp sind unterschiedliche Untersuchungsmethoden nötig.
KHIs benötigen lediglich eine Druckkammer (Autoklav), in der das untersuchte Gemisch gerührt wird, ein Druckabfall, ausgelöst durch die Bildung der Gashydrate und somit die Einbindung von Gas in eine feste Phase, zeigt den Zeitpunkt des Inhibitorversagens an. Der Gashydratautoklav GHA 200 bietet darüber hinaus durch eine Kamera mit Einsicht in den Probenraum oder die Verwendung eines Rührers mit Drehmomentaufnahme weitergehende Untersuchungsmöglichkeiten.
Anti-Agglomerants sind deutlich schwieriger zu untersuchen, da hier die Bildung der Gashydrate nicht verhindert werden soll, sondern die gebildete Struktur der Hydrate von Interesse ist. Dies kann zwar auch rudimentär in einem Autoklaven nachgestellt werden, jedoch sind die Bedingungen hier nicht realistisch genug. Um die turbulenten Bedingungen innerhalb einer Pipeline nach zu stellen, nutzt man das Prinzip der Rocking Cell. Hier wird in einem Rohrstück durch eine konstante Kippbewegung (rocking) eine Kugel durch das Gemisch bewegt. Die Kugel übt bei der Bewegung durch die Probe eine hohe Scherkraft aus, so dass sehr turbulente Bedingungen simuliert werden können. Da die eingesetzten Inhibitoren aus langkettigen Polymeren bestehen und diese durch hohe Scherkräfte zerstört werden können muss ein solcher Belastungstest deren Haltbarkeit beweisen.
Um die Struktur und somit die Pumpfähigkeit der Hydrate aufzuzeigen muss die Kugelbewegung aufgezeichnet werden, durch den Hydratmatsch wird das Gemisch viskoser (zäher) und somit verlängert sich die Laufzeit der Kugel. Eine durchsichtige Zelle wie bei der Saphirglas-Rocking Cell RCS ermöglicht zudem eine direkte Beobachtung und Beurteilung der gebildeten Gashydrate. Dadurch können wertvolle Erkenntnisse zu der Wirkungsweise der Chemikalie gewonnen werden. Die verschiedenen Inhibitoren können Wechselwirkungen untereinander aufweisen, diese lassen sich durch die einsehbare Testzelle untersuchen und bewerten.