Influence of pressure on paraffin inhibitor performance

Abstract

In der vorliegenden Diplomarbeit werden der Einfluss des Drucks auf Viskosität und Wachsbildungstemperatur (Wax Appearance Temperature) von Rohölen untersucht. Die Performance von Paraffinhibitoren unter Druck wird ebenso behandelt. Dabei handelt es sich um chemische Additive, die die Viskosität von Rohölen reduzieren. Dies geschieht - im Falle der in dieser Arbeit verwendeten Inhibitoren - durch Modifikation des Kristallisationsprozesses. In Rahmen der Experimente wurden drei Rohöle aus Niederösterreich und Rumänien einem Druck von bis zu 140bar ausgesetzt, unter der Verwendung von Stickstoff, Methan und einem Gemisch aus Kohlenwasserstoffgasen. In diesem Zustand wurde die Viskosität mithilfe eines mit Druckzelle ausgestatteten Rheometers gemessen. Im Falle von Kohlenwasserstoffgasen führt hoher Druck dazu, dass Gasmoleküle in der Probe in Lösung gehen. Die verwendeten Lagertanköle werden zu einem gewissen Grad wieder in gashaltige Rohöle, wie sie im Bohrloch auftreten, umgewandelt. Die Proben wurden sowohl mit als auch ohne Inhibitoren unter Druck vermessen, wobei die verwendeten Konzentrationen von 250ppm bis 1000ppm reichen. Bei allen gewählten Paraffininhibitoren handelt es sich um Pour Point Depressants. Um den Abkühlvorgang von Rohölen beim Aufstieg im Bohrloch zu simulieren, wurden die Proben während der Messung von 45°C auf -5°C bei einer Rate von 0,5°C/min gekühlt. Ein neues Bewertungssystem wird vorgestellt, welches ermöglicht, den Einfluss von Druck, veränderter Zusammensetzung und Paraffininhibitoren auf das Fließverhalten der Rohöle zu quantifizieren, und zwar über den gesamten betrachteten Temperaturbereich. Das eingeführte Konzept erlaubt die separate Betrachtung der erwähnten Einflussfaktoren. Es stellte sich heraus, dass Kohlenwasserstoffgase die Viskosität signifikant verringern, wobei die Wirkung der Gasmischung deutlich höher ist als jene von reinem Methan. Daher sollten Paraffininhibitoren unter "Bohrlochbedingungen", d.h. unter Druck getestet werden, um die optimale Konzentration zu finden, bzw. die minimal erforderliche.<br />Darüber hinaus wurde die Menge an Gas festgestellt, welche sich im Rohöl je nach Druck löst. Dies wurde mithilfe von Druckverlustmessungen bewerkstelligt. Eine umfangreiche Qualifikation der Druckzelle des Rheometers ist ebenso Bestandteil dieser Arbeit.<br />Unter Berücksichtigung der Erkenntnisse dieser Diplomarbeit in zukünftigen Paraffininhibitor-Screening Projekten ergibt sich ein beträchtliches Sparpotential durch die Reduzierung von Inhibitorkonzentrationen.<br />

In the present thesis the impact of pressure on crude oils' viscosity and WAT (Wax Appearance Temperature) is analyzed. The performance of paraffin inhibitors under pressure is also explored.<br />These inhibitors are chemical additives reducing crude oils' viscosity by, in case of those used in this work, modifying crystallization.<br />Within the framework of the experiments three crude oil samples from Lower Austria and Romania were pressurized up to 140bar by the use of nitrogen, methane and a blend of light hydrocarbon gases. Under these conditions, the viscosity was measured by means of a rheometer equipped with a pressure cell. In case of natural gases, high pressure induces dissolution of light hydrocarbon gases in the sample. Thus, the used stock tank oils are transformed, to a certain extent, into live oils containing gas again, as they appear in wells. The samples were tested without as well as with inhibitors under pressure, whereby the used concentrations range from 250ppm to 1000pppm. All chosen paraffin inhibitors are pour point depressants. In order to simulate the cooling process of crude oil ascending a well, the samples were chilled from 45°C to -5°C at a cooling rate of 0.5°C/min during being measured. A new evaluation system is presented which enables to quantify the influence of pressure, changed composition and inhibitors on the flow behavior of crude oils throughout the whole regarded temperature range.<br />The introduced concept allows considering the discussed influences separately. Light hydrocarbon gases turned out to decrease viscosity significantly, whereby the effect of the gas blend is considerably higher than that of methane. Conse-quently, paraffin inhibitors should be tested under well conditions, i.e. under pressure, in order to find out the optimum or minimum required concentration, respectively.<br />Moreover, the amount of natural gas dissolving in crude oil, depending on the applied pressure, was determined. This was accomplished by means of pressure loss measurements. A comprehensive assessment of the rheometer with pressure cell is also included in this work.<br />Incorporating the findings of this thesis in future paraffin inhibitor screening projects, an appreciable saving potential arises by reducing paraffin inhibitor concentration.