Bulk oil-water pipe separation: performance of MPPS prototype with spiked oil

Abstract

Vann produseres vanligvis sammen med hydrokarboner under utvinning av olje og gass. Når et felt modnes, forventes den produserte vannmengden å stige. Vannet må skilles fra olje og gassen og behandles før det slippes ut eller injiseres i bergartene.

Ved NTNU er det en forskingsgruppe som jobber med undervanns produksjon og prosessering kalt SUBPRO, som forsker på separering av olje-vann ved bruk av rør separator konsept som er tenkt plassert på havbunnen. En prototype av en slik separator er blitt utviklet og bygget, som del av et PhD prosjekt. Væskene benytte i de første eksperimentene pa˚ prototypen var Exxsol™ D60 og desiltert vann tilsatt salt. I denne avhandling vil ytelsenes til separator prototypen undersøkes, med en ny olje-vann blanding med mer realistisk egenskaper skal separeres, en væskeblanding som er mer lik hva en kan forvente fra en produksjonsbrønn.

For a studere effekten av å tilsette råolje til Exxsol™ D60 har på seperasjon av væskeblanding, ble det gjennomfør seperasjonstester i glassflasker. Exxsol™ D60 ble tilsatt råolje i menger av 200, 300, 400, 500, 600, 700, 800 ppm. De ulike blandingene av Exxsol™ D60 og råolje ble blandet med destillert vann tilsatt 3,4 vekt% NaCl, i vannkutt på 25, 50 og 75%. Resultatene indikerer at ved å tilsette råolje til Exxsol™ D60 økter signifikant tiden for at grenseflaten mellom de to væskene forblir ved samme høyde. Og økter signifikant tiden som krevers for at væske skilles, for vannkutt 25% og 50%. For eksempel økes tiden før væskene skilles ved vannkutt 25% fra 51 s for 200 ppm råolje i Exxsol™ D60 til 2 min og 21 s for 800 ppm i Exxsol™ D60. Det var ingen signifikant endring for vannkutt 75%.

Eksperimenter ble uført på prototypen ved å separere Exxsol™ D60 og destillert vann tilsatt 3,4 vekt% NaCl og ved å separere Exxsol™ D60 tilsatt 185 ppm råolje og destillert vann tilsatt 3,4 vekt% NaCl. Dette for å undersøke hvordan det å tilsette råolje til Exxsol™ ˚ D60 påvirket ytelsen til separator prototype. Kurver for dreneringspotensiale for et enkelt tappepunkt ble frembrakt og sammenlignet for de ulike væskene benyttet. Resultatene viser at når Exxsol™ D60 var tilsatt råolje var ytelsene dårligere for lik total strømningsrate og vannkutt inn til separatoren. Vannet som ble hentet ut av separatoren hadde signifikat høyrere andel olje i seg. En nedgang i vannkutt hentet ut fra separatoren fra 1% oppimot 30% ble beregnet.

Kurver for dreneringspotensiale ble sammenlignet kurver gitt av en forenklet numerisk modell som tidligere er utviklet. Denne modeller ser på ulik strømningsmønstre og hvordan ˚ en tenkte tapping av disse vil påvirker kurver for dreneringspotensiale. Observasjoner tyder på at modellen samsvarer med kurver for dreneringspotensiale når rent vann tappes. Modellen for emulsjon dekker ikke alle de ulike utviklingene av kurver for dreneringspotensiale som ble sett når emulsjon ble tappet.

Water is typically produced simultaneously with hydrocarbons during oil and gas extraction. As fields mature the amount of water produced is expected to rise. The water needs to be separated from the oil and gas and treated before disposal to the environment or reinjection into formations.

At NTNU there is a research program on subsea production and processing called SUBPRO that conducts research on bulk separation of oil-water using a pipe separator concept for placement on the seabed. A prototype of this separator was developed and build during a PhD research project. The test fluids used for the first experimental campaigns were Exxsol™ D60 and distilled water with salt. In this thesis, the author will examine the performance of the prototype separator when separating a new oil-water mixture with more realistic separating characteristics, that are closer to what can be expected from a well stream.

To study the effect of adding crude to Exxsol™ D60 on the separation performance prior to experiments on the prototype separator, bottle separation tests with Exxsol™ D60 spiked with X amounts of crude oil (200, 300, 400, 500, 600, 700, 800 ppm) and distilled water w/ 3,4 wt% NaCl at water cut 25, 50 and 75% were performed. The results indicate that adding crude oil to Exxsol™ D60 increases significantly the time required for the interface to form and remain at a stable level and for separation to be completed for water cuts of 25% and 50%, e.g at water cut 25% separation time increased from 51 s for Exxsol™ D60 + 200 ppm crude to 2 min and 21 s for Exxsol™ D60 + 800 ppm crude. The was no significant change in separation time for a water cut of 75%.

Experiments were performed on the prototype separator with Exxsol™ D60 mixed with distilled water w/ 3,4 wt% and Exxsol™ D60 + 185 ppm crude mixed with distilled water w/ 3,4 wt% to study the effect of adding crude to Exxsol™ D60 on the prototype separator performance. Drainage potential curves for a single tapping point were generated and compared between the Exxsol™ D60 and Exxsol™ D60 + 185 ppm crude. Results show that when the Exxsol™ D60 was spiked with crude, for the same operating conditions, the extracted water stream had a significantly higher oil content than for Exxsol™ D60, a drop in water cut tapped from the separator of 1 % upwards to 35 % was observed. Thus the performance of the prototype separator was worse when separation Exxsol™ D60 spiked with 185 ppm crude and distilled water w/ 3,4 wt%.

The experimental drainage potential curves were compared to the output of a simple numerical model programmed previously by the author that considers the flow pattern approaching the tapping point. The model-generated curves fit the experimental curves for tapping of pure water, but tapping of different oil-water emulsions was not completely captured the model-generated curves.