Ölförderung: Filtration und effiziente Erdölförderung

Ken Sutherland befasst sich mit der Bedeutung von Filtern bei der Rohölförderung, sowohl an Land als auch auf See.

Die Förderung von Erdöl ist im Grunde ein sehr einfacher Prozess: Ein Loch wird in die Erdkruste gebohrt (an Land oder unter dem Meer), bis eine ölhaltige Gesteinsformation erreicht wird, woraufhin das Öl durch das Bohrloch nach oben gedrückt wird Oberfläche. Der daraus resultierende „Schwall“ ist ein Anblick, den Zeitschriftenleser oder Kinobesucher kennen. Der eigentliche Prozess ist um einiges komplexer als dieser, aber die erste Stufe der Erdölförderung kann auf diese einfache Weise betrachtet werden, mit dem natürlichen Druck des Erdöls Die unterirdische Zone reicht aus, um das Öl in der sogenannten Primärphase der Produktion an die Oberfläche zu drücken. Irgendwann sinkt der Druck, während das Öl gefördert wird, und die Produktionsrate beginnt zu sinken. Zu diesem Zeitpunkt wird der Ölausstoß durch den Einsatz von Bohrlochpumpen verstärkt, obwohl solche Pumpen (wie der bekannte „nickende Esel“) normalerweise zu Beginn des Betriebs eingebaut und möglicherweise schon ab Betriebsbeginn verwendet wurden. Je tiefer die ölführende Formation ist, desto wahrscheinlicher ist es, dass eine Art künstlicher Auftrieb erforderlich ist. Wenn der Ölfluss aus der Gesteinsformation in den Boden des Bohrlochs zu gering ist, um durch Pumpen weiter gefördert zu werden, ist das Ende der primären Produktionsphase. Die in dieser Primärphase geförderte Ölmenge kann nur 10 % des Gesamtinhalts der Lagerstätte und bis zu 30 % betragen. Bei den meisten Produktionsbohrungen wird das Öl als Gemisch mit Wasser gefördert, und dieses „produzierte Wasser“ kann bis zum Fünffachen oder mehr des Volumens des geförderten Öls ausmachen. Ein wichtiger Bohrlochprozess ist dann die Trennung des Öls vom begleitenden Förderwasser. Wenn die geförderten Produktionsraten zu sinken beginnen, kann der Ölförderungsprozess in eine sekundäre Phase übergehen, in der eine Flüssigkeit in das Reservoir eingespritzt wird, um es wieder unter Druck zu setzen und mehr des enthaltenen Öls herauszudrücken. Dies kann durch Wasserflutung oder durch Gasinjektion erfolgen. Bei der Wasserflutung wird sauberes gefiltertes Wasser durch speziell gebohrte Injektionsbrunnen (oder durch stillgelegte Produktionsbrunnen) in die Gesteinsschicht injiziert, um Restöl zu den Betriebsbrunnen zu befördern. Eine Injektion von Gas in den Tankdeckel oberhalb der Formation erzielt den gleichen Effekt. Zusammen können Primär- und Sekundärproduktion insgesamt 15 bis 40 % des ursprünglichen Öls in der Lagerstätte zurückgewinnen. Wenn die Produktion am Ende der Sekundärphase zu sinken beginnt, kann eine Tertiärphase eingeleitet werden – auch Enhanced Oil Recovery (EOR) genannt ) – obwohl dies immer noch nur in der Minderheit der Fälle verwendet wird. EOR kann eine spezifische Gasinjektion oder thermische Methoden wie zyklische Dampfinjektion oder Dampfflutung oder im Extremfall sogar eine In-situ-Verbrennung einsetzen. Zu den spezifischen Gasinjektionsprozessen gehört die Verwendung von Kohlendioxid, das dann ein sehr wertvolles Mittel zur Kohlenstoffbindung darstellt. Die mikrobielle Injektion ist zwar noch eine Methode in der Entwicklung, sie ist jedoch vielversprechend für die Zukunft. Durch den Einsatz von EOR kann die Gesamtgewinnung aus einer ölführenden Gesteinsformation auf 30 bis 60 % oder mehr gesteigert werden. Dieser dreistufige Produktionsprozess gilt für flüssiges Öl, das unter der Erde eingeschlossen ist und an die Oberfläche gepumpt werden kann. Ein erheblicher Teil der weltweiten Gesamtreserven an Kohlenwasserstoffbrennstoffen (manche sagen sogar so viel wie die derzeit nachgewiesenen gesamten flüssigen Ölreserven) liegt als Ölsand in Form einer Mischung aus Schweröl und Bitumen mit Sand vor. In Kanada gibt es riesige Vorkommen dieses Materials, und die Produktion von „synthetischem“ Rohöl daraus ist mittlerweile ein etablierter Prozess. Befinden sich die Lagerstätten an oder nahe der Oberfläche, kommt der Tagebau zum Einsatz, gefolgt von Heißwasseraufbereitung und Flotation zur Freisetzung des Öls. Bei unterirdischen Lagerstätten erfolgt die Rückgewinnung durch Heißwassereinspritzung.

Bei der Ölförderung sind daher große Flüssigkeits- und Gasströme unterschiedlicher Art beteiligt. Bevor jedoch auf die Notwendigkeit einer Filterung dieser Ströme eingegangen wird, müssen kurz die Flüssigkeitssuspensionen erwähnt werden, die im ursprünglichen Bohrprozess verwendet wurden, da Öl nicht aus dem Untergrund gefördert werden kann bis ein gebohrtes Bohrloch zur Verfügung steht, durch das es hindurchgehen kann. Während sich die Bohrkrone nach unten bewegt, ist sie von einer dicken flüssigen Suspension tonartiger Materialien – dem Bohrschlamm – umgeben, der unter anderem folgende Aufgaben erfüllt:• Kühlen und Schmieren der Bohrkrone,• Transport der Gesteinsfragmente an die Oberfläche, • Ausüben von Druck auf die Wände des Bohrlochs, um ein Einsturz zu verhindern, und • Minimieren des Flüssigkeitsverlusts über durchlässige Gesteinsformationen durch Bildung eines Filterkuchens über den Oberflächen dieser Formationen. Allerdings nicht speziell an der Ölförderung beteiligt Bohrschlämme sind ein wesentlicher Bestandteil des gesamten Ölproduktionsprozesses und haben wichtige Einsatzmöglichkeiten für die Filtration – in ihrer ursprünglichen Formulierung und beim Recycling zur Entfernung von Gesteinsfragmenten. Bohrschlämme sind eine komplexe Mischung und daher in den Anschaffungskosten teuer. Daher ist es wirtschaftlich sinnvoll, sie so oft wie möglich zu recyceln, was für den Schlammrecyclingfilter eine ziemlich anspruchsvolle Aufgabe darstellt – das Maximum an Gesteinsfragmenten zu entfernen des zurückgeführten Schlamms, wobei die Grundzusammensetzung möglichst wenig verändert wird.

Aus den obigen Beschreibungen geht hervor, dass bei den Ölgewinnungsprozessen große Flüssigkeits- und Gasströme erforderlich sind, von denen die meisten unbedingt einer Filtration und/oder Sedimentation bedürfen, um Öl von Wasser und Flüssigkeit oder Gas von Feststoffen zu trennen. Der wichtigste Flüssigkeitsstrom ist natürlich das Rohöl, das durch das Bohrloch zur Behandlung an der Oberfläche (oder auf der Ölförderplattform) transportiert wird. Dieser wird durch einen Strom geförderten Wassers getragen, der mindestens so groß wie der Ölfluss ist und im Allgemeinen viel größer. Häufig gibt es auch einen Zufluss von Begleiterdgas aus dem Ölreservoir, oder es kann einen Gasfluss geben, der zum Fördern des Gases aus dem Untergrund verwendet wird. Wenn sich das Bohrloch in der Sekundärproduktionsphase befindet, wird es einen großen Gasfluss geben Wasserfluss, der für die Wasserflutinjektion erforderlich ist, oder möglicherweise ein Gasfluss, um das Reservoir unter Druck zu setzen. In der Tertiärphase werden die verschiedenen Verfahren zur verbesserten Ölgewinnung auch über Betriebsflüssigkeitsströme verfügen, insbesondere für die Gasinjektion, wobei Kohlendioxidströme als Teil der zur Bekämpfung der globalen Erwärmung erforderlichen Systeme zur Kohlenstofftrennung und -sequestrierung immer wichtiger werden Da Ölsande im globalen Maßstab bei weitem nicht annähernd so groß sind wie gefördertes Rohöl, werden seine Flüssigkeitsdurchflussraten mit zunehmender Erschließung der Reserven groß werden. Dazu gehört neben dem geförderten Öl auch das Restwasser aus der Verarbeitung von Tagebausanden oder der Ölgewinnung aus dem Untergrund.

Die Gewinnung von Rohöl aus dem Untergrund erfordert eine Trennungsbehandlung an zwei Hauptstellen: am Bohrlochboden und am Bohrlochkopf. In dem sehr begrenzten Raum am Boden des fördernden Bohrlochs ist eine Fest-/Flüssigkeitsfiltration erforderlich, um zu verhindern, dass möglichst viele Schwebstoffe durch das Bohrlochrohr nach oben gelangen. Dies geschieht durch das Bohrlochsieb, eine Zone aus perforiertem Material, die entweder in das Ende des Bohrlochrohrs eingebaut oder als Hülse über einen sehr grob perforierten Teil des Rohrs gestülpt wird. Das Brunnensieb ist eine spezielle Filterform und wird natürlich sowohl für die Wasserproduktion als auch für die Ölförderung verwendet. Es kann aus Drahtgeflecht, gewickeltem Draht, Lochblech oder porösem Metallfasermaterial hergestellt werden. Eine gute Auswahl typischer Siebdesigns finden Sie auf der Website von Weatherford/Johnson Screens (www.weatherford.com). Das Design des Bohrlochsiebs wird auf die Art der Gesteinsformation und die Größe der Feststoffpartikel zugeschnitten zurückgehalten werden, die im Allgemeinen 50 μm oder mehr beträgt. Das Hauptziel dieser Filterstufe besteht darin, eine Verstopfung des Bohrlochrohrs zu verhindern und die Pumpe zu schützen, die im Bohrloch zum Transport des Öls an die Oberfläche verwendet wird. Sandstein ist das häufigste ölhaltige Gestein, sodass Sandpartikel am wahrscheinlichsten entfernt werden müssen. Sand, dessen Partikelgröße zwischen 100 und 400 μm variieren kann, kann sowohl auf Pumpen als auch auf die ölführende Rohrleitung sehr abrasiv wirken. Die Sieböffnung ist in dieser Hinsicht von entscheidender Bedeutung – zu groß im Verhältnis zur Partikelgröße des Sandes, dann ist die Öldurchflussrate zwar höher, aber es dringt zu viel Sand in das Sieb ein, wohingegen das Öl dies tun wird, wenn die Größe zu nah an den Partikeln liegt sehr sauber sein, aber die Durchflussrate ist niedrig und das Sieb kann schnell verstopfen. Daher ist eine sorgfältige Auswahl des Bildschirmtyps und der Blendengröße erforderlich, um die Auswahl des falschen Bildschirms zu vermeiden. Perforierte Siebe und gewebte Drahtgeflechte sorgen für eine genauere und gleichmäßigere Öffnung als eine Matte aus nicht gewebten Metallfasern. Sobald das Öl die Oberfläche erreicht, steht mehr Arbeitsraum für die erforderliche Filterung zur Verfügung, und die wichtigste Trennanforderung besteht in der Rückgewinnung des Rohöls aus seiner Mischung mit dem produzierten Wasser. Dies geschieht sehr häufig bei Flüssigkeits-/Flüssigkeitsabscheidern, die durch Sedimentation arbeiten, mit ziemlicher Sicherheit bei Lamellenabscheidern für Offshore-Anlagen, wo nicht so viel Platz zur Verfügung steht. Produktionsökonomische Vorschriften erfordern, dass diese Trennung so effizient wie möglich erfolgen sollte, da das abgetrennte Wasser möglicherweise verschwendet wird und nicht abgetrenntes Öl mit sich führt. Im Flüssigkeits-/Flüssigkeitsabscheider wird auch eine weitere Menge an Schwebstoffen abgetrennt, und dies kann der Fall sein Es muss eine ausreichende Feststoffentfernung vorliegen, damit das abgetrennte Öl ohne Verstopfung oder Beschädigung des Transportsystems zu seinem endgültigen Raffinerieziel transportiert werden kann. Andernfalls ist eine weitere Filterung am Bohrlochkopf erforderlich, obwohl die Durchflussraten hoch sind und die Filter automatisch (oder einfach manuell) gereinigt werden müssen. Zu diesem Zweck werden häufig Druckblattfilter eingesetzt.

Das aus einem Ölfeld geförderte Wasser kann durchaus ein Vielfaches der Menge des damit verbundenen Rohöls ausmachen, und wenn es in der Umgebung (insbesondere im Meer) entsorgt werden soll, muss es gründlich von suspendiertem Öl gereinigt werden und Feststoffe, ebenso wie alle anderen Anforderungen an die Abwasserentsorgung. Wenn sich die Ölquelle jedoch in einem sekundären Wasserflutbetrieb befindet, ist es natürlich sinnvoll, dass das benötigte Wasser aus dem von der Quelle geförderten Wasser stammt. Dieses Wasser wird in ein unterirdisches Reservoir eingespritzt und muss durchfließen können die kleinen Gänge im Felsen. Das bedeutet, dass es von feinen Feststoffen befreit werden muss, möglicherweise bis zu einer Größe von 2 μm am Einspritzpunkt (obwohl es nicht erforderlich ist, das Öl so gründlich davon zu trennen). Wo der Platz dafür vorhanden ist, kann diese Filterung durch Tiefbettfilter („Sand“) erreicht werden, wobei für den effizientesten Betrieb mit ziemlicher Sicherheit Multimediabetten verwendet werden. Bei großen Betrieben kann eine zweistufige Filterung sinnvoll sein, mit einer Grenze von 10 μm für den Wasserdurchfluss durch die Geräte auf der Oberseite und einer weiteren Filterung bis zu 2 μm oder weniger am Einspritzpunkt. Bei der Gewinnung von Öl aus Ölsanden gibt es eine ganz andere Wasseraufbereitung. Hier wird das heiße Wasser zur Aufbereitung des Sandes verwendet, um ein Abwasser mit hohem Sandgehalt zu erhalten. Es gibt kein Äquivalent zur Überschwemmung mit Wasser, daher besteht nur dann Bedarf, wenn es in den Hauptproduktionsprozess zurückgeführt wird. Eine Filterung ist jedoch nur zum Schutz der Betriebsausrüstung erforderlich.

Erdgas, das in Verbindung mit Rohöl produziert wird, stellt normalerweise kein Filtrationsproblem dar – zumindest bei Feststoffen, obwohl es möglicherweise von Öl- oder Wassertröpfchen getrennt werden muss. Heutzutage besteht jedoch ein zunehmender Bedarf an der Injektion von Gasen in unterirdische Schichten, um die Ölförderraten zu verbessern. Dies kann in den Tankdeckel über dem Reservoir erfolgen – wenn der Filterbedarf gering ist, oder direkt in die Gesteinsformation, sowohl als verbesserter Ölgewinnungsprozess als auch als Sequestrierungsmethode für die Kohlendioxidentsorgung. Die direkte Injektion von Gasen erfordert, dass diese frei von Schwebstoffen sind, möglicherweise bis zur gleichen Größe wie bei der Wasserinjektion, nämlich etwa 2 μm. Dies geschieht mit den gleichen Filtern, die auch für Motoreinlässe verwendet werden, beispielsweise mit V-Block-Minipleat-Filterplatten. Der Ölproduktionsprozess ist ein guter Markt für Filter- und Sedimentationsgeräte. Obwohl einige Teile davon – die Primärproduktion – relativ ausgereift sind, stehen andere, insbesondere die Tertiärverarbeitung und die Gewinnung aus Ölsanden, noch vor großem Wachstum.

Kontakt:Ken SutherlandTel: +44 (0)1737 218868E-Mail: [email protected] Ken Sutherland leitet seit über 30 Jahren Northdoe Limited, sein Beratungsunternehmen für Verfahrenstechnik und Marketing. Northdoe beschäftigt sich im Wesentlichen mit der Filtration und damit verbundenen Trennverfahren. Er hat zahlreiche Artikel für Filtration & Separation und Filtration Industry Analyst sowie vier Bücher über Trennprozesse geschrieben, zuletzt „A to Z of Filtration“ und die fünfte Auflage des Filters & Filtration Handbook, beide für Elsevier.