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Weltöl

Neue Ansätze zur Dichte- und Viskositätsmessung im gesamten Spektrum von Öl- und Gasanwendungen

Neue Ansätze zur Dichte- und Viskositätsmessung im gesamten Spektrum von Öl- und Gasanwendungen

Viskositäts- und Dichtemessungen im Öl- und Gassektor gehören zu den wichtigsten, aber auch schwer fassbaren Vorgängen. Von der Exploration über das Bohren über die Produktion bis hin zum Transport sind die Identität und die Eigenschaften von Flüssigkeiten das Lebenselixier der Branche.

Laborinstrumente haben nur eine begrenzte Anwendung zur Messung der Fluideigenschaften unter Reservoirbedingungen. Sehr hohe Drücke und Temperaturen, Stöße und Vibrationen, begrenzte Verfügbarkeit von Strom und vor allem strenge Platzbeschränkungen erfordern neuartige und kreative Ansätze zur Messung von Viskosität und Dichte. In diesem Artikel untersuchen wir sowohl die Notwendigkeit von Inline-Viskositäts- und Dichtemessungen als auch die Beschreibung mehrerer neuer Produkte, die Inline-Messungen in einigen der schwierigsten Umgebungen der Branche ermöglichen.

Flüssiges Wissen ist Kraft - die Kraft, Prozesse sicher und wirtschaftlich auszuführen. Und genau die Eigenschaften - Viskosität und Dichte -, die unter Bohrloch- und Industriebedingungen am schwierigsten zu erfassen sind, können für das Verständnis der Reaktion von Flüssigkeiten unter dem gesamten Spektrum der Bedingungen, die in Ihrem Prozess auftreten können, am relevantesten sein.

Warum Viskosität wichtig ist

Wenn ein Fluid durch ein Rohr fließt, hängt der Druck, der erforderlich ist, um es mit einer bestimmten Geschwindigkeit zu bewegen, von seiner Viskosität und den Abmessungen des Rohrs ab. Je höher die Viskosität, desto mehr Druck wird benötigt, um die Flüssigkeit durch das Rohr zu drücken. Die Durchflussrate ist durch die Poiseuille-Gleichung gegeben, wobei F die Durchflussrate ist, R der Radius des Rohrs ist, L seine Länge ist, ∆P die Druckdifferenz zwischen den Rohrenden ist und η die Viskosität des Fluids ist.

Abbildung 1: Verhältnis von Durchflussrate zu Viskosität.

Je höher die Viskosität, desto niedriger die Durchflussrate. Unabhängig davon, ob Sie Bohrschlamm, Fracking-Flüssigkeit oder Rohöl durch mehrere Kilometer Rohr pumpen, können kleine Änderungen der Viskosität enorme Auswirkungen auf den Druckausgleich des Systems sowie auf die zum Pumpen der Flüssigkeit erforderliche Leistung haben.

Um beispielsweise schweres Rohöl durch eine Rohrleitung zu pumpen, kann der Pumpdruck durch Steuern seiner Viskosität verringert werden. Eine Verringerung der Viskosität durch Erhitzen oder Verdünnen des Öls ist teuer. Um zu bestimmen, wie viel Wärme oder Verdünnungsmittel hinzugefügt werden muss, muss die tatsächliche Viskosität des verdünnten Rohöls gemessen werden. Durch Verwendung eines Inline-Viskosimeters und eines Rückkopplungsreglers zum Einstellen der Temperatur oder Menge des Verdünnungsmittels kann ein optimales Gleichgewicht zwischen den zusätzlichen Kosten der Viskositätsreduzierung und der gewünschten Viskosität des Produkts hergestellt werden.

Wenn das Rohr vertikal statt horizontal ist, wird die Schwerkraft des Fluids zu seinem Strömungswiderstand addiert und der Druckabfall über das Rohr geändert:

Dabei ist ρ die Dichte des Fluids, ∆H die vertikale Höhe des Rohrs und g die Erdbeschleunigung.

Technisch gesehen ist diese Formel nur für die laminare Strömung von Newtonschen Flüssigkeiten korrekt. Die allgemeinen Beziehungen liefern jedoch in vielen Fällen brauchbare Schätzungen, wenn diese Bedingungen nicht erfüllt sind.

Abbildung 2: Verhältnis von Druckabfall zu Dichte.

Die Kenntnis der Flüssigkeitsdichte ist entscheidend für die Aufrechterhaltung des Druckgleichgewichts in einem Bohrloch. Und da das tatsächliche Gewicht der Flüssigkeit zur Berechnung des Produktwerts verwendet wird, ist eine genaue Dichtemessung ein wesentlicher Faktor bei der Sorgerechtsübertragung.

 

Die Bedeutung der Messung der Inline-Fluideigenschaften

Trotz der Bedeutung von Dichte und Viskosität in allen Aspekten des Up- und Downstream-Betriebs sind sie unter den extremen Bedingungen der Öl- und Gasindustrie bekanntermaßen schwer zu messen. Traditionelle Labormethoden umfassten empfindliche, teure Instrumente, die nur für Proben aus Feldoperationen verwendet werden konnten.

Ein Bediener, der versucht, die Konsistenz des Schlamms während eines Bohrvorgangs zu kontrollieren, benötigt jedoch eine sofortige Inline-Messung, um die Bohrparameter im laufenden Betrieb optimieren zu können. Ein Laborbericht, der Stunden nach der Probenentnahme geliefert wird, ist nur von begrenztem Wert, da er eher die Vergangenheit als die tatsächlichen Bedingungen widerspiegelt.

Bei Fracking-Vorgängen ist die Dichte von entscheidender Bedeutung, um festzustellen, ob die Stützmittelkonzentration im Ziel liegt. Eine Inline-Dichtemessung ist entscheidend, da beim Fracking Dinge passieren schnell. In ähnlicher Weise ist es beim Zementieren wichtig, die Dichte des Zements zu kennen, um ein korrektes Druckgleichgewicht aufrechtzuerhalten. Zu wissen, wie hoch die Dichte des flüssigen Zements einige Stunden vor dem Abbinden war, ist für den Bediener von geringem Wert. Für Dichtemessungen bei hohen Pumpdrücken sind Kernabsorptionsinstrumente die einzige Option. Die gestiegenen Kosten für die Einhaltung und den Umgang mit nuklearen Quellen sind jedoch zu einer enormen Belastung für die Industrie geworden.

Eine der schwierigsten Anwendungen für die Messung der Inline-Fluideigenschaften ist auch die wertvollste. Es ist die Bewertung von Formationsflüssigkeiten während des Bohrens.

Bewertung der Formationsflüssigkeit - vom Bohrer bis zum PVT-Labor und darüber hinaus

Die Bewertung der Formationsflüssigkeit berührt das Fundament der Öl- und Gasindustrie. Für sicheres und wirtschaftliches Bohren, Fertigstellen und Produzieren ist es wichtig zu wissen, welche Flüssigkeiten vorhanden sind und wie sie sich während der Gewinnung und des Transports verhalten.

Formationsflüssigkeitsproben werden traditionell mit drahtgebundenen Werkzeugen gewonnen. Für die Sammlung muss der Bohrstrang hochgezogen, ein Drahtseilwerkzeug platziert und Proben gesammelt werden, die dann an das Labor gesendet werden. Anschließend wird der Bohrstrang wieder eingeführt. Um die Unversehrtheit der Proben zu erhalten, müssen sie unter Reservoirbedingungen von Temperatur und Druck gehalten werden, wenn sie an die Oberfläche gebracht werden. Dies ist ein technisch anspruchsvoller und teurer Prozess.

Die Entwicklung fortschrittlicher Sensortechnologie und Hochtemperaturelektronik macht es praktisch, Viskositäts- und Dichtesensoren in drahtgebundene Werkzeuge aufzunehmen. Ein Beispiel ist das Baker Hughes Reservoir Characterization Instrument (RCI) mit In-Situ Fluids eXplorer (IFX). Das IFX-Drahtseilwerkzeug enthält einen Dichte-Viskositäts-Sensor, der auf einem piezoelektrischen Stimmgabelresonator basiert - eine der Haupttechnologieklassen, die sich gut für die Inline-Dichte- und Viskositätsüberwachung eignet.

Zur gleichen Zeit entwickelte Baker Hughes seine FASTrak-Protokollierung während des Bohrdienstes (LWD), die die Analyse und Probenahme von Flüssigkeiten während eines Bohrvorgangs ermöglichte, ohne dass diese für die drahtgebundene Protokollierung unterbrochen werden musste. Dieses System enthielt das piezoelektrische Viskositätsdichtemesssystem aus dem IFX-Tool.

Im Jahr 2010 kontaktierte Baker Hughes Rheonics, Inc. (ehemals Viscoteers, Inc.), um eine Alternative zu der sehr empfindlichen piezoelektrischen Stimmgabel zu entwickeln, die im FASTrak-System verwendet wurde. Das Ergebnis war der Rheonics DV-2000, ein Torsions-Stimmgabelresonator, der schließlich die Grundlage für eine erweiterte Familie von Inline-Dichte-Viskositätssensoren bildete, die jetzt ein breites Anwendungsspektrum im Öl- und Gassektor abdecken.

Der Rheonics DV-2000 und seine Nachkommen

Es ist aufschlussreich, sich den Rheonics DV-2000 genauer anzusehen, da er einen Ansatz zur Überwachung der Dichte-Viskosität veranschaulicht, der sowohl allgemein als auch vielseitig einsetzbar ist.

Der Rheonics DV-2000 ist ein Schwingungssensor, dessen Resonanzeigenschaften durch die Wechselwirkung mit der Flüssigkeit verändert werden.

Der DV-2000 besteht aus zwei gekoppelten Torsionsresonatoren, die zusammen eine Torsionsstimmgabel bilden (siehe unten neben einer typischen Installation in einem LWD-Modul):

Abbildung 3: DV-Resonator im LWD-Flüssigkeitsanalysemodul.

 

Der Resonator ist in die zu prüfende Flüssigkeit eingetaucht. Die Zinken enthalten Permanentmagnete, die von Spulen, die außerhalb der unter Druck stehenden Fluidkammer, die den Resonator enthält, angeordnet sind, in Torsionsschwingung angetrieben und erfasst werden.

Die abgeflachten Zinken interagieren auf zwei verschiedene Arten mit der Flüssigkeit, wenn sie in Torsion vibrieren. Sie scheren die Flüssigkeit, wodurch durch viskose Kräfte Energie von den Zinken auf die Flüssigkeit übertragen wird. Und sie verdrängen die Flüssigkeit, was zu einer Massenbelastung der Zinken führt, die proportional zur Dichte der Flüssigkeit ist.

Wenn der DV-2000 von einer Sinuswelle angetrieben wird, erreicht seine Amplitude einen Spitzenwert bei seiner Resonanzfrequenz. Je mehr Energie es durch viskose Kräfte an die Flüssigkeit verliert, desto flacher und breiter wird sein Resonanzpeak. In ähnlicher Weise nimmt seine Resonanzfrequenz um einen Betrag ab, der von der Dichte des Fluids abhängt, wenn der Resonator von einem dichten Fluid belastet wird.

Abbildung 4: Verbreiterung des Resonanzpeaks durch viskose Dämpfung (erhöhte Viskosität) und Verschiebung des Resonanzpeaks durch Massenbelastung (erhöhte Dichte).

 

Die Breite des Resonanzpeaks kann verwendet werden, um die Viskosität des Fluids abzuleiten, und die Verschiebung seiner Resonanzfrequenz kann verwendet werden, um die Dichte des Fluids abzuleiten. Zusammen mit dem Elektronikpaket des Rheonics DVM kann der Sensor Dichte und Viskosität bei Temperaturen von bis zu 500 ° F und Drücken von bis zu 30,000 PSI messen.

Die Dichte- und Viskositätsspezifikationen des DV-2000 sind in der folgenden Tabelle aufgeführt:

Die Ergebnisse der bei Baker Hughes durchgeführten Tests sind in den folgenden Tabellen dargestellt. Die ersten beiden zeigen die Genauigkeit von Viskositätsmessungen für eine Reihe von Flüssigkeiten, die den angegebenen Bereich von Viskositäten und Dichten abdecken. Der dritte zeigt die Genauigkeit der Dichtemessungen. Die beiden Linien in jedem Diagramm zeigen die Ober- und Untergrenze der zulässigen Fehler für beide Messungen.

Tabelle 1: Leistungsspezifikation für den Rheonics DV-2000-Sensor.

Abbildung 5: Genauigkeit der Viskosität (links) und Dichte (rechts) des Sensors für verschiedene Flüssigkeiten.

Inline-Dichte - Viskositätsinstrumente basierend auf dem Rheonics DV-2000

Die hervorragende Genauigkeit, Wiederholbarkeit und Robustheit des DV-2000 führte zu seiner Integration in zwei Inline-DV-Instrumente, die besser für Inline- und Prozessanwendungen geeignet sind.

Der Rheonics DVM ist ein DV-2000, der in einem Titanblock mit Hochdruck-Ein- und Auslassanschlüssen montiert ist. Das tatsächliche Messvolumen beträgt ca. 0.7 cm3. Es arbeitet bei Drücken bis zu 30,000 PSI und Temperaturen bis zu 500 ° F. Seine Genauigkeits- und Entfernungsspezifikationen ähneln denen des DV-2000 wie oben angegeben, aber sein Potenzial liegt weit über den Spezifikationen. Die Hauptanwendungen des Rheonics DVM waren PVT-Analysen von lebenden Ölproben, bei denen mit sehr geringen Materialmengen gearbeitet werden muss, während diese unter Temperatur- und Druckbedingungen des Reservoirs gehalten werden. Frühere Messungen erforderten separate Instrumente zur Messung von Dichte und Viskosität, was erheblich größere Probenvolumina sowie umständliche Flüssigkeitsübertragungssysteme erforderlich machte.

Das DVM wurde auch zur Messung der Dichte und Viskosität von flüssigem und gasförmigem CO verwendet2 in Kernflutversuchen mit Genauigkeiten, die weit über der oben angegebenen Zielspezifikation liegen.

Ein zweites auf dem DVM basierendes Instrument ist der Rheonics DVP, der als vielseitiger Inline-Sensor für den Einsatz in Tanks, Pipelines und Reaktoren konzipiert wurde. Die Spezifikationen für Reichweite und Genauigkeit sind die gleichen wie für das DVM, jedoch mit einem niedrigeren Druck von 10,000 PSI. Der DVP ist auf Anwendungen ausgerichtet, die die Überwachung von Flüssigkeiten in Rohrleitungen an mehreren Stationen, die viskositätsbasierte Pumpenoptimierung, die Sorgerechtsübertragung und die Überwachung der Hochdruck-Inline-Dichte umfassen. Der DVP ist eines der wenigen nichtnuklearen Instrumente, die in der Lage sind, Inline-Dichtemessungen bei Drücken im Bereich von 10,000 PSI genau durchzuführen. Er eröffnet daher viele neue Anwendungsbereiche, die zuvor durch indirekte Methoden wie Ultraschallübertragung oder Differenzdruckmessungen abgedeckt wurden eine vertikale Flüssigkeitssäule.

Fallstudien: Das Rheonics DVM in Live-Ölanalysen und Kernflutanlagen

Dichte- und Viskositätsmessungen an lebenden Ölproben bei AsphWax, Inc.

Das Rheonics DVM eignet sich aufgrund seines geringen Probenvolumens, seines breiten Spektrums an Viskositätsmessungen ohne Unterbrechung eines Messlaufs zur Neukonfiguration der Hardware und seiner Fähigkeit, Dichte und Viskosität gleichzeitig zu messen, ideal zur Messung der Eigenschaften lebender Ölproben die gleiche Probe. Da konkurrierende Systeme zwei separate Instrumente zur Messung von Dichte und Viskosität verwenden, erfordern sie ein größeres Probenvolumen und verursachen Komplikationen bei der Übertragung der lebenden Ölproben. Die folgende Abbildung zeigt einen Rheonics DVM, der in einem Ölprobenbehälter in einem Ofen installiert ist. Aufgrund seiner kompakten Größe und einfachen Verbindung kann es direkt auf dem lebenden Ölprobenbehälter montiert werden[1]. Ein Probelauf von Heptan bei 46.8 ° C und 341 bar Druck ergab die folgenden Werte im Vergleich zu Standardreferenzwerten:

DVM-Messdaten mit freundlicher Genehmigung von Stratos Geroulis, AsphWax, Inc.

Tabelle 2: Gemessene Genauigkeit von Rheonics DVM.

 

Abbildung 6: Rheonics DVM-Modul.

Anwendung des Viskosimeters Rheonics DVM2000 zur Schlussfolgerung der rheologischen Eigenschaften von Emulsionen in Ölreservoirs

Fortgeschrittene EOR-Techniken verwenden ein System, in dem zwei nicht mischbare Flüssigkeiten emulgiert werden. Bei der Schaum-EOR werden im Reservoir Tensid-stabilisierte Gas-Wasser-Emulsionen erzeugt, um die Mobilität der niedrigen Viskosität des verdrängenden Gases (N) zu steuern2leichte Kohlenwasserstoffe, CO2 etc.) und damit die Sweep-Effizienz erhöhen. Bei chemischen EOR-Verfahren wie dem Fluten mit ASP (Alkali-Tensid-Polymer) wird der Ölrückgewinnungsprozess durch die durch Tenside induzierte Bildung einer Mikroemulsion aus Öl und Wasser gesteuert, die dann mit einer durch Polymer induzierten viskosen Soleflutung verfolgt wird. Beide Methoden zielen darauf ab, die rheologischen Eigenschaften bei Reservoirbedingungen mit minimaler chemischer Zugabe zu optimieren. Es kann Tage bis Monate dauern, bis das rheologische Verhalten einer Formulierung unter Reservoirbedingungen im Labor charakterisiert ist, was ein schnelles Screening von Formulierungen ziemlich schwierig macht. Die wichtigsten und am wenigsten kontrollierbaren Faktoren sind die Eigenschaften des porösen Mediums. Diese Eigenschaften können sich während des Experiments ändern, was eine direkte Messung der rheologischen Eigenschaften nahezu unmöglich macht.

Das Rheonics DVM-2000 kann gleichzeitig die Dichte und Viskosität solcher chemischer Formulierungen unter Reservoirbedingungen in wenigen Stunden messen, wodurch der geschwindigkeitsbegrenzende Schritt die Zeitskala der chemischen Wechselwirkungen im Prozess darstellt. Unsere Kunden setzen den DV-2000 in ihren Kernflutungsgeräten ein, um die Produktentwicklung durch genaue rheologische Messungen unter Reservoirbedingungen zu beschleunigen.

Die Fähigkeit, Dichte und Viskosität gleichzeitig zu messen, liefert auch wesentliche Informationen über die Textur der Emulsion. Eine einheitliche gemessene Dichte und eine stabile Viskosität zeigen eine stabile Emulsion mit homogen dispergierten Phasen an. Wenn andererseits die Textur wie beim Schwallfluss inhomogen ist, wird dies qualitativ durch starke Schwankungen der angegebenen Dichte und Viskosität gezeigt. Diese Informationen sind für den Entwurf und die Implementierung von EOR-Methoden von wesentlicher Bedeutung. Ein Schema eines typischen Durchflussaufbaus unter Verwendung der Rheonics DVM-2000-Einheit ist in der folgenden Abbildung gezeigt, in der zwei nicht mischbare Flüssigkeiten (von denen eine typischerweise eine Tensidformulierung in Salzlösung ist) gleichzeitig durch einen Inline-Mischer, einen Rheonics DVM-, gepumpt werden. 2000 Überwachungssystem und ein Kernflutungssystem in Reihe.

Abbildung 7: Core Flood Setup mit einem Inline-DVM-Modul.

 

Der Ausblick für Inline-Messungen der Resonanzdichte und Viskosität

Sensoren für resonante Fluideigenschaften der von Rheonics, Inc. angebotenen Typen verschieben die Grenzen von Messungen, die nur mit Instrumenten in Laborqualität für möglich gehalten werden. Über die oben genannten Anwendungen hinaus wurden diese Sensoren auch zur Messung der Ablagerung von Wachsen und Asphaltenen verwendet. Die Basistechnologie von Rheonics kann optimiert werden, um nicht nur die Ablagerung, sondern auch die Korrosion in Echtzeit zu messen. Dies ermöglicht eine gezielte Dosierung chemischer Behandlungen unter Feldbedingungen.

Ein dritter Rheonics-Sensor, der SRV, kann die Viskosität über einen sehr weiten Bereich von weniger als 1 cP bis zu 50,000 cP messen. Es ist ein hochstabiles Prozesssteuerungsinstrument zur Verwendung bei Herstellungs- und Dosierungsvorgängen, selbst bei Dispersionen, Aufschlämmungen und anderen atypischen Flüssigkeiten. Es wird derzeit verwendet, um die Viskosität einer nicht-Newtonschen Aufschlämmung in einer hochwertigen Beschichtungsanwendung genau zu steuern. Es kann auch zur Überwachung und Steuerung der Viskosität von Flüssigkeiten in Rohren und Rohrleitungen verwendet werden, einschließlich Bunkerölbrennersystemen für Schiffsmotoren und zum Transport von erhitztem oder verdünntem schwerem Rohöl in Rohrleitungen.

Referenzen

1. https://www.bakerhughes.com/integrated-well-services/integrated-well-construction/evaluation/wireline-openhole-logging/fluid-characterization-and-testing
2. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPWLA-2014-GGGG
3. Goodbread, J., B. Ochoa und T. Kruspe, „Ein neuer Sensor zur Messung der Viskosität und Flüssigkeitsdichte für Ölbohranwendungen“, Proceedings of ITG / GMA Symposium, 2014, S. 1-6.
4. DVM-Messdaten mit freundlicher Genehmigung von Stratos Geroulis, AsphWax, Inc.

Übersicht

Zeitschrift für die Ölindustrie - WorldOil veröffentlicht einen Artikel über die neuen Ansätze von Rheonics zur Inline-Messung von Flüssigkeitsdichte und Viskosität. Der Artikel beschreibt die Technologie und die Arbeitsprinzipien mit einem besonderen Schwerpunkt auf der Bewertung von Formationsflüssigkeiten und der Nützlichkeit von Rheonics-Inline-Dichteviskositätsmessgeräten zur Ableitung der rheologischen Eigenschaften.

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