Emulsionsbehandlung

Die aus den Bohrungen geförderten Kohlenwasserstoffe sind meist ein Gemisch aus Rohöl, Gas und Wasser. Da immer mehr Ölfelder bereits seit vielen Jahren ausgebeutet werden, sinkt der Druck in diesen Feldern. Der Lagerstättendruck muss deshalb durch eingepresstes Wasser gestützt werden. Der sogenannte Water Cut, also der Wasseranteil im Rohöl, nimmt dadurch kontinuierlich zu. Eine Emulsion in der Kohlenwasserstoffindustrie ist normalerweise ein Gemisch aus Wasser und Öl. Sie entsteht durch mechanische Kräfte, die diese beiden Flüssigkeiten vermischen. Dies geschieht an jeder Pumpstation. Auch starke Verkrustungen in einer Pipeline verursachen beim Vorbeiströmen des Rohöls aus Öl und Wasser Turbulenzen, die Emulsion bilden. Dasselbe gilt an Rohrbögen oder anderen Stellen, an denen direkte oder indirekte mechanische Kräfte auf das Rohöl wirken. Das Problem der Emulsion in der Ölindustrie besteht darin, dass sie für die weitere Verarbeitung wieder in Wasser und Öl getrennt werden muss. Um Emulsionen zu vermeiden, werden dem Rohöl große Mengen sogenannter Demulgatoren zugesetzt. Ein Demulgator ist eine Chemikalie, die die Bildung von Emulsion im Rohöl verhindern soll. Um Rohöl in Exportqualität mit 0,5 % BSW zu erzielen, verursacht der Demulgator zusätzliche Chemikalienkosten für ein Ölunternehmen. In Aufbereitungsanlagen gibt es häufig sogenannte ETPs, Emulsionsbehandlungsanlagen, in denen die aus den Separatoren kommende Emulsion durch Wärme und Chemikalien wie Schlammbrecher und/oder Demulgatoren aufgebrochen wird. Die Emulsion wird auf etwa 80 °C erhitzt, da sie sich bei dieser Temperatur leichter trennen lässt. Solche ETPs bilden sehr häufig den Engpass des gesamten Rohölterminals. Kann die Emulsionsbehandlungsanlage keine weitere Emulsion aufnehmen, muss die Zufuhr von frischem Rohöl gedrosselt werden. Das bedeutet eine Verringerung der Rohölförderung aus dem Feld.

Merus reduziert oder stoppt die Emulsionsbildung

Wird Merus im Upstream-Bereich an der Bohrung oder unmittelbar danach eingesetzt, lässt sich die entstehende Emulsionsmenge reduzieren. Wenn sich in der Bohrung kein oder deutlich weniger Paraffin ablagert, fließt das Rohöl laminarer und mit sehr wenigen Turbulenzen. Dadurch entsteht bereits in der Bohrung deutlich weniger Emulsion. Es liegen Daten vor, nach denen beim direkten Einsatz von Merus in der Bohrung der Emulsionsanteil von zuvor etwa 20 % auf unter 10 % sank. Dasselbe gilt für Sammel- und Förderleitungen. Befindet sich weniger Paraffin in der Leitung, ist die Rohölströmung laminarer und es entsteht weniger Emulsion. Es gibt Hinweise darauf, dass dadurch weniger Emulsion in der Aufbereitungsanlage ankommt. Unsere Daten reichen jedoch nicht aus, um einen eindeutigen Trend zu benennen. Wird Merus in Absetztanks oder Separatoren eingesetzt, sinkt die Emulsionsmenge erneut, wie unter Separatoren beschrieben.

Einsparungen von bis zu 30 % der Betriebskosten

Die größten Einsparungen zeigen sich im Separator oder im Rohölterminal selbst. Allein die Einsparungen bei Chemikalien durch eine verbesserte Wirksamkeit können bis zu 30 % der Betriebskosten des Prozesses erreichen. In einer Zuleitung zum Terminal reduziert sich die neu ankommende Emulsion um etwa 20 %. Die Vorteile eines höheren Durchsatzes durch schnellere Trennung in diesen Systemen wurden dabei nicht berechnet. Die Einsparungen durch weniger Emulsion bereits in der Bohrung oder in den Sammelleitungen sind sehr schwer zu beziffern. Denn Merus wird dort meist nicht zu diesem Zweck installiert, sondern hauptsächlich, um Paraffinablagerungen oder Fouling zu vermeiden. Um ein klares Bild der Verbesserung beim Emulsionsanteil zu erhalten, müssten sämtliche Bohrungen, die über eine Sammelleitung mit einem Rohölterminal verbunden sind, mit Merus ausgestattet werden. Erst dann ließe sich ein eindeutiger Trend der Emulsionsentwicklung erkennen.

Aus theoretischer Sicht scheint es jedenfalls möglich, die Betriebskosten entlang des gesamten Weges von der Bohrung bis zum Rohölterminal oder Separator um 20 % und mehr zu senken.

Passende Anwendungsbeispiele