Flow Assurance - a definition
Since 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".

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.

 

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.

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.

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.