Paraffin- und Emulsionsbildung in der Bohrung reduziert

Das St. Josephs Field umfasst mehr als 35 Bohrungen, von denen die meisten durch Gaslift unterstützt werden. Das Gas wird in etwa 2600 ft Tiefe in die Bohrung eingeleitet. Siehe dazu auch die Zeichnung rechts. Durch den Temperaturabfall entlang des Förderrohrs lagert sich Paraffin darin ab. Besonders starke Paraffinablagerungen finden sich am Mandrel des Gasliftventils. Sie entstehen durch den deutlichen Temperaturabfall bei der Einspeisung des Liftgases. Der Grund ist, dass das eingeleitete Gas ungefähr die Temperatur an der Oberfläche hat, während das Rohöl etwa 90°C warm ist.

Die Bohrung förderte 1300 bdp, wobei die Fördermenge mit zunehmenden Paraffinablagerungen zurückging. Zur Entfernung dieser Ablagerungen war eine regelmäßige Reinigung mit Wireline-Technik erforderlich. Das Paraffin musste 3-mal monatlich entfernt werden; die Ablagerungen konzentrierten sich auf den Bereich von 240 ft bis 2600 ft. Im Durchschnitt waren 6 Reinigungsfahrten nötig, um die Paraffinablagerungen zu beseitigen. Der Emulsionsanteil dieser Bohrung hatte in der Vergangenheit zwischen 15% und 23% gelegen.

Der Merus Ring wurde direkt an der Gasliftleitung installiert, bevor diese in die Bohrung hinabführt. Das als trocken geltende Gas enthält 40 ppm Chemikalien. Diese geringe Feuchtigkeit reicht aus, um die Merus Wirkung nach unten in das Rohöl zu transportieren.

Seit der Merus Installation läuft die Produktion stabil; ein Rückgang der Fördermenge wurde nicht festgestellt. Die Bohrung förderte 89 Tage lang dieselbe Ölmenge.

Drei Monate nach der Installation wurde ein Reinigungsdurchgang durchgeführt, um den Zustand zu prüfen. Es wurden keine erkennbaren Paraffinablagerungen im Förderrohr festgestellt, und die Fördermenge war nicht zurückgegangen. Der 3-Zoll-Schaber ließ sich problemlos bis auf 2699 ft absenken. Auch die anschließende Kaliberfahrt mit 2,735 Zoll verlief ohne Schwierigkeiten. Der gesamte Weg nach unten war somit frei von Paraffinablagerungen.

Gleichzeitig wurde beobachtet, dass der Emulsionsanteil auf nur noch 3% bis 10% gesunken war.

Warum ging gleichzeitig die Emulsion zurück? Seit Langem ist bekannt, dass ein Zusammenhang zwischen Paraffinablagerungen im Förderrohr und der Emulsionsbildung besteht.

Der naheliegende Grund: Paraffinablagerungen verursachen Turbulenzen im Rohr. Diese Turbulenzen stellen eine mechanische Kraft dar, die für die Bildung von Emulsion erforderlich ist. Ohne Paraffinablagerungen fließt das Rohöl laminar und gleichmäßig. Das Ergebnis sind geringere Scherkräfte und weniger Emulsionsbildung.

Es gibt klare Belege dafür, dass

Keine oder deutlich weniger Paraffinablagerungen in der Bohrung bedeuten wesentlich weniger Wireline-Einsätze. Offshore sind solche Einsätze recht teuer. Personal und Ausrüstung müssen per Schiff oder Hubschrauber auf die Plattform gebracht werden, die Wetterbedingungen sind nicht immer günstig usw. Hier besteht daher ein großes Kosteneinsparpotenzial.

Weniger als die Hälfte der bisherigen Emulsion zu fördern, kann sogar noch wichtiger sein. Weniger Emulsion aus der Bohrung bedeutet weniger Probleme stromabwärts in Sammel- und Förderleitungen sowie in den Separationsanlagen. Auf dem gesamten Weg von der Bohrung bis zur Trennung besteht ein enormes Potenzial, Demulgator einzusparen. In vielen Ölunternehmen ist der Demulgator die Chemikalie mit dem größten einzelnen Kostenanteil.