Flow assurance

La flow assurance promuove un approccio conveniente per la produzione e il trasporto di fluidi dal reservoir a uno stabilimento di lavorazione. Durante la produzione e il trasporto del petrolio greggio, conoscerne le proprietà e le condizioni operative è essenziale per evitare la formazione e il deposito di solidi indesiderati (ad esempio idrati, cere, asfalteni e scorie). In caso di temperature e pressioni estreme, è possibile che gli idrati di metano si cristallizzino o gli asfalteni precipitino nel condotto. Se non vengono controllati in modo adeguato, i cristalli di idrati, gli asfalteni o le particelle di cera possono precipitare e agglomerarsi fino a otturare le tubazioni. La rimozione di un'ostruzione all'interno di una tubazione sottomarina è un'operazione potenzialmente molto costosa e pericolosa.

Le difficoltà nell'ambito della flow assurance stanno aumentando per via della maturazione delle convenzionali riserve di petrolio, che comporta un aumento della frazione d'acqua. In alcuni casi, gli operatori iniettano acqua nei giacimenti maturi per ottimizzare il recupero del greggio. Le strategie di flow assurance sono rese ancora più complicate dalle emulsioni acqua-olio. In determinate condizioni, la presenza di formazioni o l'iniezione d'acqua può creare incrostazioni di carbonato di calcio, che a loro volta possono ostruire le tubazioni e grippare gli strumenti di produzione, rendendo i giacimenti maturi meno redditizi. All'aumentare della frazione d'acqua, la maggior parte degli inibitori degli idrati antiagglomeranti disponibile in commercio diventa meno efficace. Per separare petrolio e acqua, è necessario rompere l'emulsione. I metodi chimici o fisici possono essere molto costosi, in particolare nel caso delle emulsioni di oli pesanti che contengono solidi stabilizzanti come gli asfalteni.

È quindi essenziale progettare e sviluppare strategie di flow assurance convenienti per controllare i solidi e le emulsioni e ridurre al minimo i rischi economici per tutta la durata utile di un giacimento petrolifero.

Il flusso multifase di un oleodotto spesso avviene in condizioni di temperatura e pressione estreme, che rendono il campionamento e l'analisi fuori linea difficoltosi, se non addirittura impossibili. Di frequente i campioni prelevati dalla linea vengono elaborati tramite diluizione o dispersione, che possono alterare i componenti in fasi diverse. Questo tipo di misure non consente di prendere decisioni e ottimizzare il processo in tempo reale. Grazie a tecnologie di caratterizzazione delle particelle come ParticleTrack e ParticleView, è possibile misurare rapidamente il comportamento della fase in situ , senza prelevare campioni.

Le applicazioni della flow assurance includono:

• Precipitazione degli asfalteni
• Formazione di idrati di gas
• Separazione delle emulsioni
• Temperatura di inizio della cristallizzazione delle cere e morfologia dei cristalli cerosi

Gli asfalteni sono miscele complesse di composti poliaromatici con specie eteroatomiche, ad esempio azoto, ossigeno e zolfo, e composti metallorganici come ferro, nichel e vanadio. Vengono generalmente identificati come la frazione di petrolio greggio insolubile negli alcani (ad esempio, n-eptano o n-pentano), ma solubile nei solventi aromatici (ad esempio, toluene o benzene). La variazioni di composizione, pressione e condizioni di temperatura del greggio possono destabilizzare gli asfalteni. Ad esempio, durante le fasi della produzione petrolifera, il calo della pressione può farli precipitare e depositare nel pozzo e nei serbatoi. Questo processo danneggia la formazione, crea emulsioni stabili difficili da separare e ostruisce in misura più o meno estesa le tubazioni.

La precipitazione degli asfalteni dipende da diversi parametri, tra cui la temperatura, la pressione e la composizione del fluido. Allo stesso modo, il deposito in una tubazione può dipendere dalla portata, dall'interazione tra le particelle o tra le particelle e la superficie delle tubazioni e così via. 

Sono stati analizzati il rapporto di formazione e la cinetica di precipitazione degli asfalteni per quattro tipologie di petrolio greggio e un residuo ottenuto a una temperatura superiore a 190 °C. In un becher di vetro, sono stati collocati e agitati a 400 giri/minuto 40 g di greggio. Data l'aggiunta di n-eptano, è stato utilizzato ParticleTrack
  per studiare formazione, cinetica e punto finale della precipitazione degli asfalteni.

• ParticleTrack determina rapidamente il rapporto di formazione di diverse tipologie di petrolio greggio, senza la necessità di campionamento
•  Al residuo D, ottenuto a una temperatura superiore a 190 °C, sono stati aggiunti tre additivi commerciali (A, B e C) a diverse concentrazioni di ppmV
• ParticleTrack è stato utilizzato per scegliere rapidamente il tipo di additivo e la concentrazione più adatti a inibire la precipitazione degli asfalteni
• Grazie all'analisi di questi effetti cinetici, i ricercatori possono comprendere e controllare la precipitazione e la deposizione degli asfalteni per tipologie di greggio ottenute da varie fonti

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

Questa presentazione dettagliata, realizzata in collaborazione con FMC Technologies e all'Università di Tulsa, mostra esempi reali di come ottimizzare flow assurance, separazioni, grippaggio e gestione dei residui permette di ridurre i costi di esplorazione e produzione del greggio a temperature e pressioni operative standard, senza campionamento né diluizione dei campioni.

Gli idrati di gas sono strutture cristalline simili al ghiaccio che si formano tramite una complessa interazione tra petrolio, gas e acqua sottoposti a pressione elevata e bassa temperatura. Tuttavia, le informazioni su fattori fondamentali come le transizioni strutturali e il meccanismo e la cinetica di formazione sono ancora poco chiare.

Le condizioni naturali necessarie per la cristallizzazione degli idrati di gas si presentano di frequente negli oleodotti. A seguito della formazione di un nucleo di particelle, si verificano lo sviluppo e l'agglomerazione degli idrati. Questi agglomerati possono diventare sufficientemente grandi da formare ostruzioni nelle tubazioni. Queste influiscono negativamente sul flusso del fluido, ma in casi estremi possono persino bloccare completamente il condotto. La formazione di idrati di gas ha quindi costose implicazioni legate all'interruzione della produzione causata da restrizione o ostruzione del flusso, danni agli strumenti e rischi di sicurezza per gli operatori.

Gli inibitori termodinamici (THI) sono considerati lo standard di settore per la prevenzione degli idrati, nonostante il costo elevato, le problematiche ambientali e gli aspetti operativi. In alternativa, i più convenienti inibitori di idrati a basso dosaggio (LDHI) possono prolungare il tempo di induzione o prevenire l'agglomerazione delle particelle primarie di idrati mantenendo una consistenza adeguata al trasporto. Per sviluppare strategie nuove e convenienti che permettano di gestire gli idrati piuttosto che prevenirli, è essenziale comprenderne appieno i meccanismi di cristallizzazione, agglomerazione e deposizione.

L'uso di tecnologie in situ affidabili per monitorare la cristallizzazione e l'agglomerazione in tempo reale degli idrati permette agli operatori di i) ottimizzare l'uso dei costosi THI, ii) valutare l'attendibilità dei LDHI meno costosi e iii) sviluppare una solida strategia che consenta di impiegare sia i THI che gli inibitori cinetici (KHI).

ParticleView è in grado di visualizzare una significativa agglomerazione di idrati in situ senza LDHI (immagine sinistra). L'utilizzo di questi inibitori stabilizza gli idrati in una miscela ben dispersa (immagine destra).

Bibliografia: Duy Nguyen et. al. (collaborazione tra Nalco e METTLER TOLEDO)

Le tecnologie ParticleTrack e ParticleView basate su sonda sono l'ideale per caratterizzare gli idrati di metano, le particelle di asfaltene, le incrostazioni e le emulsioni di olio. Nella maggior parte dei casi, le condizioni che provocano la formazione di cristalli di idrati e la precipitazione  degli asfalteni (pressione elevata) rendono estremamente difficile la raccolta di campioni. I sistemi di particelle e goccioline sono molto sensibili alle variazioni di temperatura e pressione. Inoltre, le tecniche fuori linea richiedono la diluizione dei campioni, un processo che può alterare la dimensione delle goccioline e la solubilità degli asfalteni e invertire l'agglomerazione degli idrati. Anche in condizioni in cui il campionamento è possibile, i risultati di misura non sono rappresentativi del sistema reale e si ottiene un insieme di dati molto limitato. Grazie alle tecnologie basate su sonda FBRM e PVM, il ricercatore può monitorare l'intero sistema dinamico di particelle e goccioline nel petrolio greggio a temperature e pressioni operative standard, senza dover raccogliere né diluire campioni.

La dissalazione è una fase importante che precede la raffinazione del petrolio greggio e durante la quale i sali e i contaminanti inorganici vengono trasferiti alla fase acquosa ed eliminati. Prestazioni di dissalazione insufficienti provocano il grippaggio degli strumenti a causa di contaminazioni solide, la corrosione della torre del greggio dovuta alla formazione di acido e l'aumento dei costi di trattamento degli effluenti della salamoia provocati dai fanghi reflui.

ParticleTrack è altamente sensibile alle variazioni nel numero e nelle dimensioni degli agglomerati in relazione alla variazione dell'agitazione: l'aumento dell'agitazione porta infatti a una diminuzione del diametro e a un aumento della densità delle goccioline più piccole (<80 μm).

• Dimensioni e densità ottimali delle goccioline influenzano direttamente il trasferimento di contaminanti alla fase acquosa durante lo stadio di miscelazione e la separazione olio-acqua nei serbatoi di raccolta.
• I grafici con linee di tendenza di ParticleTrack permettono di identificare immediatamente i parametri critici del processo (ad esempio miscelazione, flusso dell'acqua di lavaggio) e controllarli per ottimizzare l'estrazione dei contaminanti e ridurre al minimo il tempo di separazione.

Le immagini ad alta risoluzione di ParticleView confermano la riduzione delle dimensioni delle goccioline nel passaggio da 500 a 200 giri/minuto.

ParticleTrack determina la distribuzione della lunghezza di corda per ogni frequenza di agitazione, consentendo di monitorare la distribuzione delle goccioline e migliorare così le prestazioni del dissalatore.

Le informazioni ottenute dagli strumenti di processo ParticleTrack e ParticleView contribuiscono a ridurre contaminazioni solide e fanghi reflui, ottimizzare l'uso di additivi chimici, accelerare le operazioni del dissalatore e di conseguenza evitare problemi come corrosione e grippaggio.

Il demulsionante per la separazione olio-acqua viene spesso valutato con un test in bottiglia , una tecnica visiva che non tiene conto delle dimensioni delle goccioline e delle caratteristiche dell'emulsione. In questo studio, le sonde ParticleTrack e ParticleView sono state utilizzate per monitorare l'effetto dell'agente chimico su una miscela di olio al 30% (API ~30) e salamoia al 70%.

a. t= 15 m: in assenza del demulsionante, le immagini in tempo reale di ParticleView mostrano come l'emulsione rimanga stabile per la durata dell'esperimento di 15 minuti. La sonda ParticleView contribuisce a offrire una rapida conferma visiva della stabilità/instabilità dell'emulsione.

b. t= 0 m: in presenza del demulsionante, si osservano inizialmente goccioline più grandi. Queste vengono esaminate in situ nelle loro condizioni naturali, senza che il campionamento possa influenzarne l'integrità.

c. t= 3 m: col tempo, le goccioline più piccole coalescono e subiscono una trasformazione morfologica, formando goccioline più grandi. ParticleView monitora l'evoluzione delle goccioline in tempo reale, fornendo informazioni fondamentali su dinamica e su trasformazione in presenza del demulsionante.

d. t = 6 m: alla fine, le goccioline grandi si separano e generano una salamoia contenente piccole gocce d'olio. Le immagini in situ di ParticleView possono essere utilizzate per valutare rapidamente la finezza dell'olio e la fase acquosa a seguito della separazione.

Le distribuzioni di ParticleTrack permettono di quantificare le variazioni nelle goccioline in presenza di demulsionante. Le dimensioni delle goccioline influiscono direttamente sul processo di separazione olio-acqua e la loro quantificazione permette di selezionare/progettare rapidamente un demulsionante efficace

• La comprensione dell'effetto del demulsionante per la separazione olio-acqua è cruciale per poter risparmiare sul costo del trasporto e della raffinazione del petrolio
• Il monitoraggio in linea offre un metodo diretto per controllare i processi attraverso una verifica accurata delle variazioni nell'emulsione e la formulazione di un demulsionante ottimale, che consenta di ottenere una separazione olio-acqua più semplice e rapida

Bibliografia: Duy Nguyen et. al. (collaborazione tra Nalco e METTLER TOLEDO)

ParticleView e ParticleTrack sono stati usati nella flow assurance per la produzione di petrolio e gas da società e gruppi di ricerca leader del settore. Di seguito è riportata una selezione di riferimenti.

Formazione di idrati di gas

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, luglio 2014, Pechino, Cina. pp.15-16, 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. pp. 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) pp: 5066-5072. 10.1016/j.ces.2009.08.013

Asfalteni

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) pp: 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), pp 2281–2286. DOI: 10.1021/ef900934t.

Emulsioni acqua-olio

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) pp: 1412-1418. DOI10.1021/ie901228e.

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Incrostazioni

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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.