Zapewnienie przepływu

W systemach zapewnienia przepływu stosuje się ekonomiczne rozwiązania, które umożliwiają produkcję płynów, a następnie ich transport ze zbiornika do zakładu przetwórczego. Znajomość właściwości cieczy i warunków pracy ma kluczowe znaczenie w wydobyciu i transporcie surowej ropy naftowej, gdy konieczne jest zapobieganie tworzeniu się i odkładaniu niepożądanych cząstek stałych (np. hydratów, wosków, asfaltenów i kamienia). W warunkach skrajnych wartości temperatury i ciśnienia w rurociągach może dochodzić do krystalizacji hydratów metanu i wytrącania się asfaltenów. Brak odpowiedniej kontroli tych zjawisk może sprawić, że kryształy hydratów oraz cząsteczki wosków lub asfaltenów będą się osadzać i tworzyć aglomeraty, które mogą zatkać rurociąg. Usuwanie zatoru z hydratów lub asfaltenów w rurociągu podmorskim może być bardzo kosztowną i niebezpieczną operacją.

Przechodzenie z konwencjonalnych rezerw ropy naftowej na dojrzałe złoża zwiększa trudności z zapewnieniem przepływu. Im bardziej dojrzałe złoże, tym większy jest w nim udział wody. Firmy wydobywcze mogą także pompować wodę do dojrzałego złoża, aby zwiększyć uzysk ropy naftowej. Z punktu widzenia strategii zapewnienia przepływu obecność emulsji wody z surową ropą naftową stanowi dodatkową komplikację. Obecność wody porowej lub wpompowanej wraz z węglanem wapnia może w pewnych warunkach powodować powstawanie kamienia. Osady węglanu wapnia mogą blokować rurociągi i zanieczyszczać urządzenia produkcyjne, jeszcze bardziej obniżając rentowność eksploatacji dojrzałych złóż. Większość dostępnych w handlu inhibitorów hydratów i środków przeciwzbrylających traci skuteczność wraz ze wzrostem zawartości wody w złożu. W pewnym momencie konieczne staje się rozdzielenie emulsji oraz odseparowanie wody i ropy. Metody mechaniczne i chemiczne mogą być bardzo kosztowne, zwłaszcza gdy emulsję tworzy ciężka ropa naftowa, zawierająca stabilizujące emulsję cząstki stałe, takie jak asfalteny.

Z tego powodu niezbędne jest studiowanie i rozwijanie ekonomicznych strategii zapewnienia przepływu, które pozwolą kontrolować powstawanie osadów i emulsji, by zminimalizować ryzyko ekonomiczne w całym okresie eksploatacji złoża.

W skrajnych temperaturach i ciśnieniach w rurociągach często pojawia się zjawisko przepływu wielofazowego, które utrudnia lub wręcz uniemożliwia pobieranie próbek i analizę offline. Z próbek do analizy offline często tworzy się dyspersje lub rozcieńczenia, co może powodować zmianę składników faz. Wyników pomiarów offline często nie można zastosować do podejmowania bieżących decyzji dotyczących optymalizacji procesów i sterowania. Dzięki technologii charakteryzowania cząstek in situ, takich jak ParticleTrack i ParticleView, można teraz na miejscu  szybko przeanalizować zachowanie fazy zawierającej cząstki – bez pobierania próbek.

Zastosowania służące zapewnieniu przepływu obejmują:

• wytrącanie się asfaltenów;
• tworzenie się hydratów gazu;
• separację emulsji;
• temperaturę pojawiania się wosków i morfologię kryształów wosków.

Asfalteny to złożone mieszaniny policyklicznych związków aromatycznych z cząsteczkami heteroatomowymi (zawierającymi np. azot, tlen i siarkę) oraz związkami metaloorganicznymi (zawierającymi np. żelazo, nikiel i wanad). Asfalteny opisuje się zazwyczaj jako nierozpuszczalną w alkanach (np. n-heptanie lub n-pentanie) frakcję surowej ropy naftowej, która jednak rozpuszcza się w rozpuszczalnikach aromatycznych, takich jak toluen lub benzen. Asfalteny mogą ulegać destabilizacji na skutek zmian składu surowej ropy naftowej, ciśnienia i temperatury. Przykładowo spadek ciśnienia w procesie wydobycia ropy naftowej może powodować niepożądane wytrącanie asfaltenów i powstawanie osadów w odwiercie oraz zbiornikach. Strącanie i osadzanie się asfaltenów powoduje powstawanie szkód w formacji skalnej, trudnych do rozdzielenia, stabilnych emulsji oraz częściowego lub całkowitego zatkania rurociągu.

Wytrącanie się asfaltenów zależy od kilku parametrów, w tym temperatury, ciśnienia i składu cieczy. Ich odkładanie w rurociągu także jest zależne od pewnych czynników, w tym prędkości przepływu, interakcji między cząstkami, interakcji cząstek z powierzchnią rury itp. 

Zbadano współczynnik początkowy i kinetykę wytrącania się asfaltenów na przykładzie czterech odmian ropy naftowej i osadu 190+. 40 g surowej ropy naftowej umieszczono w szklanej zlewce i mieszano przy 400 obr./min. Do badania współczynnika początkowego, kinetyki i punktu końcowego wytrącania asfaltenów w miarę dodawania n-heptanu użyto urządzenia ParticleTrack
 .

• Urządzenie ParticleTrack pozwala szybko wyznaczyć współczynnik początkowy dla różnych odmian ropy naftowej bez pobierania próbek
•  Do osadu D-190+ dodano trzy dostępne w handlu dodatki (A, B i C) przy różnych stężeniach ppmV
• W celu szybkiego określenia typu i stężenia dodatku, który najskuteczniej powstrzyma wytrącanie się asfaltenów, zastosowano urządzenie ParticleTrack
• Analiza tych efektów kinetycznych pomaga naukowcom zrozumieć i kontrolować procesy wytrącania i odkładania się asfaltenów w przypadku odmian ropy pochodzących z różnych źródeł

Bibliografia: Dufour i inni Energy Fuels, 2009, 23 (3), 1155–1161.

Ta szczegółowa prezentacja, przygotowana wspólnie przez FMC oraz uniwersytet Tulsa, zawiera zaczerpnięte z branży przykłady optymalizacji dotyczącej zapewnienia przepływu, separacji, zanieczyszczania i zarządzania resztkami w związku z dążeniem do obniżenia kosztów poszukiwań i wydobycia ciemnej ropy naftowej przy standardowych temperaturach i ciśnieniach roboczych bez pobierania i rozcieńczania próbek.

Hydraty gazu to podobne do lodu struktury krystaliczne, które powstają w warunkach wysokiego ciśnienia i niskiej temperatury jako efekt złożonych interakcji między ropą, gazem i wodą. Podstawowa wiedza o przejściach strukturalnych, mechanizmach powstawania i kinetyce powstawania hydratów gazu jest nadal niepełna.

Warunki, w których może dojść do krystalizacji hydratów gazu, występują często w rurociągach z ropą naftową. W przypadku nukleacji cząstek hydratu następuje jej rozwój i aglomeracja. Aglomeraty hydratów mogą z czasem tak się powiększyć, że spowodują zator. Zatory niekorzystnie wpływają na przepływ, w skrajnych przypadkach mogąc nawet doprowadzić do całkowitego zatkania rurociągu. Tworzenie się hydratów gazu może mieć zatem kosztowne skutki, prowadzi bowiem do ograniczenia lub zatamowania przepływu, co oznacza przerwy w produkcji, może powodować uszkodzenia sprzętu i stwarzać zagrożenie dla operatorów.

Do zapobiegania tworzeniu się hydratów w branży standardowo stosuje się inhibitory termodynamiczne (THI), mimo że są drogie, kosztowne w użyciu i istnieją obawy co do ich bezpieczeństwa dla środowiska. Alternatywą mogą być tańsze inhibitory LDHI, które wydłużają czas indukcji lub zapobiegają aglomeracji pierwszych cząstek hydratów, utrzymując produkt w postaci możliwej do transportowania zawiesiny. Opracowanie nowych, ekonomicznych strategii, które zamiast służyć całkowitej eliminacji hydratów, pozwolą nad nimi zapanować, wymaga dokładnego zrozumienia procesów ich krystalizacji, aglomeracji i odkładania.

Niezawodne technologie monitorowania krystalizacji i aglomeracji hydratów w czasie rzeczywistym in situ pozwolą operatorom: i) zoptymalizować wykorzystanie drogich inhibitorów THI, ii) ocenić niezawodność tańszych inhibitorów LDHI, iii) przygotować skuteczną strategię jednoczesnego wykorzystania THI i KHI.

ParticleView ukazuje in situ duże aglomeraty hydratów tworzące się przy braku LDHI (ilustracja po lewej). LDHI pozwala ustabilizować hydraty i stworzyć dobrze rozproszoną mieszaninę (ilustracja po prawej stronie).

Bibliografia: Duy Nguyen i inni (współpraca firm Nalco i METTLER TOLEDO)

Technologie ParticleTrack i ParticleView wykorzystują sondy i doskonale nadają się do charakteryzowania hydratów metanu, cząstek asfaltenów, kamienia i emulsji ropy. W większości przypadków warunki, w jakich powstają kryształy hydratów i następuje wytrącanie asfaltenów (wysokie ciśnienie),  bardzo utrudniają pobieranie próbek. Układy cząstek i kropelek wykazują ogromną wrażliwość na zmiany temperatury i ciśnienia. Techniki analizy offline wymagają ponadto rozcieńczania próbek, co może wpływać na rozmiar kropelek i rozpuszczalność asfaltenów oraz odwracać procesy aglomeracji hydratów. Nawet gdy warunki pozwalają na próbkowanie, analiza rozcieńczonych próbek nie oddaje rzeczywistych właściwości układu i zapewnia bardzo ograniczony zbiór danych. Technologie sond FBRM i PVM pozwalają badaczom śledzić cały dynamiczny układ cząstek i kropelek w surowej ropie naftowej przy standardowych temperaturach i ciśnieniach roboczych – bez pobierania i rozcieńczania próbek.

Odsalanie to ważny etap poprzedzający rafinację ropy naftowej. Obejmuje on przeniesienie soli nieorganicznych i zanieczyszczeń do fazy wodnej, a następnie ich usunięcie. Słaba wydajność odsalaczy powoduje zanieczyszczenie urządzeń rafinerii cząstkami stałymi, które pozostają w ropie, korozję wieży destylacyjnej w wyniku powstawania kwasów, a także zwiększone koszty oczyszczania odprowadzanej solanki z uwagi na zawartość emulsji olejowej.

Urządzenie ParticleTrack zapewnia dużą czułość wykrywania zmian w liczbie i rozmiarach kropelek przy zmianach sposobu mieszania – bardziej intensywne mieszanie zmniejsza ilość średnich kropelek i zwiększa ilość małych kropelek (<80 μm).

• Zapewnienie optymalnej wielkości i ilości kropelek wpływa bezpośrednio na transfer zanieczyszczeń do fazy wodnej podczas mieszania, a także na separację ropy i wody w zbiornikach magazynowych.
• ParticleTrack uwidacznia trendy, które pozwalają natychmiast rozpoznać krytyczne parametry procesów (np. mieszanie, przepływ wody płuczącej) oraz kontrolować je w celu uzyskania optymalnego poziomu ekstrakcji zanieczyszczeń i skrócenia do minimum czasu separacji.

ParticleView dostarcza obrazy w wysokiej rozdzielczości, które potwierdzają, że duże kropelki obecne przy 500 obr./min zmieniają się w mniejsze przy 200 obr./min.

ParticleTrack bada rozkład długości cięciwy dla wszystkich prędkości mieszania, pozwalając uzyskać taki rozkład docelowy rozmiaru kropelek, który przyczyni się do poprawy wydajności odsalacza.

Dzięki informacjom otrzymanym z narzędzi procesowych ParticleTrack i ParticleView możliwe jest ograniczenie ilości przenoszonych substancji stałych i emulsji oleju, optymalizacja użycia dodatków chemicznych, przyspieszenie działania odsalacza oraz zapobieganie jego korozji i zanieczyszczeniu.

Ocena działania deemulgatora do separacji wody i ropy polega często na przeprowadzeniu testu butelkowego  – jest to technika wizualna zapewniająca wyniki niezależnie od wielkości kropelek i cech emulsji. W tym studium użyto sond ParticleTrack i ParticleView do monitorowania wpływu deemulgatora na mieszaninę 30% ropy (API ~30) i 70% solanki.

a. czas = 15 min: przy braku deemulgatora na obrazach w czasie rzeczywistym z ParticleView widać, że emulsja pozostaje stabilna przez przyjęty w doświadczeniu czas 15 minut. Sonda ParticleView zapewnia szybkie wizualne potwierdzenie stabilności lub niestabilności emulsji.

b. czas = 0 min: w obecności deemulgatora z początku można dostrzec większe kropelki. Obserwacja kropelek odbywa się in situ w ich naturalnym środowisku – bez pobierania próbek, które mogłoby naruszyć ich fizyczną integralność.

c. czas = 3 min Mniejsze kropelki stopniowo łączą się i przechodzą zmiany morfologiczne, formując kropelki o większym rozmiarze. ParticleView na bieżąco śledzi ewolucję kropelek, dostarczając cennych informacji o ich dynamice i przekształceniach zachodzących w obecności deemulgatora.

d. czas = 6 min Duże kropelki ostatecznie oddzielają się, pozostawiając w solance małe kropelki ropy. Uzyskane in situ obrazy z narzędzia ParticleView mogą służyć do szybkiej oceny zawartości ropy w wodzie po zakończonej separacji.

ParticleTrack pozwala ocenić zmiany rozkładu ilościowego kropelek w obecności deemulgatora. Wielkość kropelek bezpośrednio wpływa na przebieg procesu separacji ropy i wody – analiza ilościowa ich wielkości pozwala szybko wybrać lub zaprojektować skuteczny deemulgator

• Zrozumienie działania deemulgatora do separacji ropy i wody ma kluczowe znaczenie przy próbach obniżenia kosztów transportu i rafinacji ropy naftowej
• Monitorowanie inline pozwala bezpośrednio obserwować zmiany zachodzące w emulsji i projektować idealny deemulgator, który przyspieszy i ułatwi separację ropy naftowej i wody.

Bibliografia: Duy Nguyen i inni (współpraca firm Nalco i METTLER TOLEDO)

Narzędzia ParticleView i ParticleTrack są używane w zastosowaniach do zapewnienia przepływu przez czołowe firmy i grupy badawcze z branży wydobycia ropy naftowej i gazu. Poniżej zamieszczamy wybrane pozycje z literatury.

Gas Hydrate Formation

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, lipiec 2014, Pekin, Chiny. s.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, tom 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 tom: 64 (23) s: 5066–5072. 10.1016/j.ces.2009.08.013

Asphaltenes

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 tom: 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, tom 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.

Oil-Water Emulsions

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 tom: 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 tom: 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 tom: 441 s.: 43–50. DOI10.1016/j.colsurfa.2013.08.075.

Scale

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 tom: 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.