Sammenheng mellom separasjonstog og produsertvann system Anne Finborud, Mator AS
Produsertvann - et problem?
Produsertvann salinitet og koalesens Zetapotensial mv Påvirkning av produsertvann salinitet (og elektrostatisk ladning) på dråpe koalesens 2-2 -4-6 -8 Den elektrostatiske Gass/kondensat ladningen medfører at felt Olje felt oljedråpene frastøter -1 hverandre. 1 2 3 4 NEI JA NEI Koalesens / flotasjon Salinitet, g salt/kg vann
Aldring og Koalesens Tid Påvirkning av suspenderte partikler og overflate aktive komponenter Påvirkning av aldring på dråpe stabilisering Overflatespenning, dyne/cm 35 3 25 2 15 1 Tid, minutter Hinze s ligning:
Mekanisk oppriving av dråper Dråpegenerering gjennom choke ventil 1 Gjennomsnittlig volumetrisk diameter, µm 1 Dråpestørrelse dannet som en funksjon av trykkfall 1 1 2 3 4 5 6 7 Trykkfall, bar
Prosess utfordringer Produsenten lokalisert nær olje / vann kontakten Høyt vannkutt i en tidlig fase av produksjonen Lang sub sea transport Multi fase strømning, slugging, emulgering Høyt vannkutt og økende GOR Multi dråpe koalesens
Utfordring: Små oljedråper N % 1 Typisk dråpestørrelse distribusjon i vann fra gassløft produksjon N % 1 Typisk dråpestørrelse distribusjon i hydrosyklon rejekt 75 75 5 5 25 25 1. 1 1 1. 1 1 Dråpestørrelse, µm Dråpestørrelse, µm
Optimalisering / Problemløsning - hvor starter vi? Skumdemper Brønnoperasjoner Emulsjonsbryter Tilgang på prosessdata? Behov for tuning? 1. trinn separator Olje fra 1. og 2. test 2. trinn separator Flokkulant 3. trinn separator Vann fra 1. og 2. test hydrosykloner 2. trinn hydrosykloner Spilloljetank Elektrostatisk koal. Avgassingstank Eksportolje 1. trinn hydrosykloner Spilloljetank Vann til sjø
Choke ventil - effekt på produsertvann kvalitet (1) Brønn Vannkutt Choke åpning Oppstrøms choke Nedstrøms choke (%) (%) Dv5 (um) OiV (ppm) Dv5 (um) OiV (ppm) A-4 6 4 Ingen vannseparasjon NA NA A-48 3,4 34 Ingen vannseparasjon NA NA A-9 23 47 1 16 6,9 412 A-52,1 12 Ingen vannseparasjon NA NA A-14 28 22 6,3 5 1,5 5 A-2 4 11 8,9 43 18 2712 A-33 78 75 - - 8 326
Choke ventil - effekt på produsertvann kvalitet (2) 7-12 ppm olje i vann til sjø. Brønn A2 verifisert som problembrønn. Antatt årsak: høyere innhold av overflateaktive komponenter som asfaltener og naftenater, samt høyere trykkfall over choke. A2 på test separator olje i vann fra 1. trinn separator redusert fra 5-1 ppm (9 um) til 1-2 ppm (5-7 um). A2 på test separator, produsertvann kvalitet som funksjon av choke åpning: Olje i Vann (ppm) 2 15 1 5 Brønn A2 på test separator OiV (ppm) dv5 (um) 16 14 12 1 8 6 4 2 Dråper dv5 (um) Tilhørende trykkfall over choke redusert fra 22 bar til 9 bar. 16 2 24 3 Choke åpning (%)
Kjemikalier - effekt på produsertvann kvalitet Effekt av korrosjonsinhibitor på separasjon i hydrosyklon og avgasser, og dermed produsertvann til sjø Effekt av emulsjonsbryter på olje i vann fra 1. trinn separator Olje i vann (ppm) 2 15 1 5 188 185 91 69 65 24 18 5 Utløp hydrosyklon Utløp avgasser Separator OiV (ppm) 1 8 6 4 2 76 65 351 3 5 Korrosjonsinhibitor (ppm) Emulsjonsbryter (ppm)
Slugging - effekt på produsertvann kvalitet (1) Innløp olje/vann lett separerbart. 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1,5 4 3,5 4 3,5 3 3 2,5 2,5 2 2 1,5 1,5 1 1,5,5 7 6m 4m 2,6 2,6 BF 4m 6m 7 Gass Skum Olje Emulsjon Vann Faststoff Vannutløp opptil 2-3% olje, mest fri og lett separerbar, men i tillegg høy andel dispergert olje. RESULTAT FRA SKAN: Ingen separat vannfase etablert. MULIGE ÅRSAKER: Væske utsettes for skjær i innløp, og turbulens skapes i syklon utløp og forstyrrer etablering av vannfase. Forverring ved økt gass rate, mulig gass gjennombrudd.
Slugging - effekt på produsertvann kvalitet (2) RESULTAT FRA SKAN UTEN SLUGGENDE BRØNNER: 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1,5 4 4 3,5 3,5 3 3 2,5 2,5 2 2 1,5 1,5 1 1,5,5 7 6m 4m 2,6 2,6 BF 4m 6m 7 Gass Skum Olje Emulsjon Vann Faststoff Distinkt vannfase etablert. KONKLUSJON: Årsak er slugging fra spesifikke brønner. Ustabilitet fra slugging motvirker dannelse av vannfase og tilstrekkelig separasjon. Væske utsettes for skjær i innløp syklonene og stor mengde dispergert olje dannes begrensende på separasjonen. Skjær rate og dispergert olje i produsertvann øker med økende gass rate.
Innmat - effekt på produsertvann kvalitet Konsentrasjon av olje i vann fra test separator A med perforert plate og test separator B med Mellapack, for forskjellige brønnkombinasjoner 2 1834 Perforert plate Brønnkombinasjoner: A: høyt vannkutt Olje i vann (ppm) 15 1 5 112 93 691 394 1214 Mellapack B: lavt vannkutt C: høy oljetetthet D: problembrønner H: høy solids 85 78 198 183 Kombinasjon A Kombinasjon B Kombinasjon C Kombinasjon D Kombinasjon H Brønnkombinasjon
Separasjonstrinn - effekt på produsertvann kvalitet OiV = 36 ppm Dv5 = 4 um 1. trinn separator Dv5 = 4 um Verifisere potensial for uttak av vann fra 1. trinn Dv5 = 8 um 2. trinn separator Test separator WC = 35 % OiV = 58 ppm Dv5 = 26 um Vann-slugging et problem 1. trinn som slug-catcher Oppholdstid/innmat/innløpsrør god nok verifikasjon av 1. trinn? 1. trinn nivåventil skjærkrefter modifisere? Fluidene er skjærsensitive fokus ved design av 1. trinn Dv5, [um] 3 25 2 15 1 5 Sammenligning av produsertvann fra test separator og 2. trinn separator Test separator 2. trinn separator 2 3 4 5 6 Dispergert olje i vann, [ppm]
Flokkulant - effekt på produsertvann 1 8 Flokkuleringseffektivitet 6 4 2.1.1 1 1 1 Doseringsrate (mg/l) Olje i vann (ppm) 45 4 35 3 25 2 15 1 5 124-396 45-12 14-2 1 7 Flokkulant (ppm) 4-5 Utløp hydrosyklon Utløp avgasser Overdosering av flokkulant skaper store variasjoner i produsertvann behandlingen, og høyere utslipp til sjø.
Hydrosyklon drift - effekt på produsertvann Sykloneffektivitet (%) 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 13 3 m3/h pr liner, med flokkulant 8 8 m3/h pr liner, med flokkulant 7 1 m 3/h pr liner, med flokkulant 8 6 m3/h pr liner, med flokkulant 6 6 m3/h pr liner, uten flokkulant % 1 % akkumulert distribusjon 1 9 8 7 6 Typisk innløp, 18 ppm 3 m 3 /h p r lin e r 6 m 3 /h p r lin e r u /flo k k 1 m 3 /h p r lin e r 6 m 3 /h p r lin e r 8 m 3 /h p r lin e r.1 1. 1. 1. 5 4 3 2 1 Particle Diameter (µm.)
Forbehandling - effekt på produsertvann Flokkuleringstank innløp: Total OiV = ~ 3 ppm Dispergert OiV = ~ 42 ppm Dv5 = 8 um 1. trinn separator 5 ppm flokkulant Flokkuleringstank Flokkuleringstank utløp: Total OiV = ~ 2 ppm Dispergert OiV = ~ 4 ppm Dv5 = 15 um Avgassingstank 1. trinn hydrosyklon Utslipp til sjø: OiV = 2-25 ppm Effektivitet = ~ 7-8 % 1. trinn hydrosyklon utløp: OiV = ~ 11 ppm Dv5 = 3 um Effektivitet = ~ 95 %
Partikler - effekt på produsertvann 1. trinn separator Avgassingstank 1. trinn separator utløp: OiV = 32 ppm Dv5 = 8 um 1. trinn hydrosyklon Årsak?? Utslipp til sjø: OiV = 5 ppm Dv5 = 4-6 um 1. trinn hydrosyklon utløp: OiV = 8 ppm Dv5 = 3 um Effektivitet = 75 % Vann fra avgassingstank inneholder relativ høy mengde partikler. Partikkelfasen separeres ikke i hydrosyklonene. Hovedfraksjonen av partiklene er mindre enn 5 µm. Partikkelfasen inneholder stor andel organisk materiale, og består av olje-fuktede sand partikler, samt uorganisk scale partikler. kan derfor være en signifikant faktor i produsertvann problematikken!
Tilgang på prosessdata On-line tilgang på prosessdata er viktig innen optimalisering og feilsøking. PEM - Process Efficiency Monitoring Moderne styringsystemer gir muligheter for å knytte opp informasjon som beskriver effektivitet av for eksempel produsertvann utstyr og sammenhengen med andre prosessparametre. daglig oppfølging av viktige driftsparametre planlegging og oppfølging av optimaliseringsaktiviteter feilsøking og problemløsing
Definert problembrønner Mission completed! Optimalisert/byttet/flyttet kjemikalier Verifisert behov for modifisert innløp og annen innmat Økt kunnskap! Verifisert fluid egenskaper Optimalisert/ byttet/ flyttet flokkulant Optimalisert ant. linere og PDR evt. byttet linere Driftsprosedyrer ved brønnoperasjoner Verifisert behov for modifisert innløp/ skimming Driftsprosedyrer for rejekt
Helhetstenking, systematikk og fluid fokus Offshore kartlegging og verifisering + Studier / Simulering + Opplæring av driftspersonell i prosess og helhetstenking