Le misurazioni della viscosità e della densità nel settore del petrolio e del gas sono tra le operazioni più essenziali, ma anche più elusive. Dall'esplorazione alla perforazione, dalla produzione al trasporto, l'identità e le proprietà dei fluidi sono la linfa vitale del settore.

Gli strumenti di laboratorio hanno un'applicazione limitata per misurare le proprietà dei fluidi in condizioni di giacimento. Pressioni e temperature molto elevate, urti e vibrazioni, disponibilità limitata di potenza e, soprattutto, severi vincoli di spazio richiedono approcci innovativi e creativi alla misurazione della viscosità e della densità. In questo articolo, esploriamo sia la necessità di misurazioni di viscosità e densità in linea, sia descriviamo diversi nuovi prodotti che consentono misurazioni in linea in alcuni degli ambienti più impegnativi del settore.

La conoscenza fluida è potere: il potere di eseguire i processi in modo sicuro ed economico. E proprio quelle proprietà - viscosità e densità - che sono più difficili da catturare in condizioni di fondo pozzo e industriali possono essere le più rilevanti per capire come reagiranno i fluidi sotto l'intero spettro di condizioni che possono verificarsi nel tuo processo.

Perché la viscosità è importante

Quando un fluido scorre attraverso un tubo, la pressione necessaria per spostarlo a una determinata velocità dipende dalla sua viscosità e dalle dimensioni del tubo. Maggiore è la viscosità, maggiore è la pressione necessaria per spingere il fluido attraverso il tubo. La portata è data dall'equazione di Poiseuille, dove F è la portata, R è il raggio del tubo, L è la sua lunghezza, ∆P è la differenza di pressione tra le estremità del tubo e η è la viscosità del fluido.

Figura 1: relazione tra portata e viscosità.

Maggiore è la viscosità, minore è la portata. Che tu stia pompando fango di perforazione, fluido di fracking o petrolio greggio attraverso diversi chilometri di tubi, piccoli cambiamenti nella viscosità possono avere enormi conseguenze per il bilanciamento della pressione del sistema e per la potenza necessaria per pompare il fluido.

Ad esempio, per pompare greggio pesante attraverso una tubazione, la pressione di pompaggio può essere ridotta controllandone la viscosità. La riduzione della viscosità riscaldando l'olio o diluendolo è costosa. Per determinare la quantità di calore o diluente da aggiungere è necessario misurare la viscosità effettiva del grezzo diluito. Utilizzando un viscosimetro in linea e un controller di feedback per regolare la temperatura o la quantità di diluente, è possibile raggiungere un equilibrio ottimale tra il costo aggiuntivo della riduzione della viscosità e la viscosità desiderata del prodotto.

Se il tubo è verticale anziché orizzontale, la forza di gravità sul fluido viene aggiunta alla sua resistenza al flusso e modifica la caduta di pressione attraverso il tubo:

dove ρ è la densità del fluido, ∆H è l'altezza verticale del tubo e g è l'accelerazione di gravità.

Tecnicamente, questa formula è corretta solo per il flusso laminare di fluidi newtoniani. Tuttavia, le relazioni generali forniscono stime utilizzabili in molti casi in cui queste condizioni non sono soddisfatte.

Figura 2: Relazione tra caduta di pressione e densità.

Conoscere la densità del fluido è fondamentale per mantenere l'equilibrio della pressione in un pozzo. E poiché il peso effettivo del fluido viene utilizzato per calcolare il valore del prodotto, una misurazione accurata della densità è un fattore essenziale nel trasferimento fiscale.

L'importanza della misurazione delle proprietà dei fluidi in linea

Nonostante l'importanza della densità e della viscosità in tutti gli aspetti delle operazioni a monte ea valle, sono notoriamente difficili da misurare nelle condizioni estreme riscontrate nell'industria petrolifera e del gas. I metodi di laboratorio tradizionali prevedevano strumenti delicati e costosi che potevano essere utilizzati solo su campioni prelevati dalle operazioni sul campo.

Ma un operatore che cerca di controllare la consistenza del fango durante un'operazione di perforazione necessita di una misurazione immediata e in linea per poter ottimizzare i parametri di perforazione al volo. Un rapporto di laboratorio consegnato ore dopo il prelievo del campione ha un valore limitato, poiché riflette le condizioni passate piuttosto che effettive.

Nelle operazioni di fracking, la densità è fondamentale per determinare se la concentrazione di proppant è nel target. Una misurazione della densità in linea è fondamentale, perché nel fracking le cose accadono veloce. Allo stesso modo, nella cementazione, conoscere la densità del cemento è essenziale per mantenere un corretto equilibrio di pressione. Sapere quale fosse la densità del cemento fluido un paio d'ore prima della presa è di scarso valore per l'operatore. Per effettuare misurazioni della densità ad alte pressioni di pompaggio, gli strumenti di assorbimento nucleare sono quasi l'unica opzione. Ma l'aumento dei costi di conformità e gestione delle fonti nucleari è diventato un enorme fardello per l'industria.

Una delle applicazioni più impegnative per la misurazione delle proprietà dei fluidi in linea è anche la più preziosa. È la valutazione dei fluidi di formazione durante la perforazione.

Valutazione del fluido di formazione: dalla punta elicoidale al laboratorio PVT e oltre

La valutazione del fluido di formazione tocca le fondamenta dell'industria petrolifera e del gas. Sapere quali fluidi sono presenti e come si comportano durante l'estrazione e il trasporto è essenziale per la perforazione, il completamento e la produzione sicuri ed economici.

I campioni di fluido di formazione sono tradizionalmente ottenuti mediante strumenti wireline. La loro raccolta richiede il sollevamento della batteria di perforazione, il posizionamento di uno strumento cablato, la raccolta di campioni che vengono quindi inviati al laboratorio, seguiti dal reinserimento della stringa di perforazione. Per preservare l'integrità dei campioni, è necessario mantenerli in condizioni di temperatura e pressione di giacimento mentre vengono portati in superficie, un processo tecnicamente impegnativo e costoso.

Lo sviluppo della tecnologia avanzata dei sensori e dell'elettronica ad alta temperatura rende pratico includere sensori di viscosità e densità negli strumenti cablati. Un esempio è il Baker Hughes Reservoir Characterization Instrument (RCI) con il servizio In-Situ Fluids eXplorer (IFX). Lo strumento wireline IFX include un sensore di densità e viscosità basato su un risonatore a diapason piezoelettrico, una delle principali classi di tecnologia che ben si adatta al monitoraggio in linea di densità e viscosità.oring.

Allo stesso tempo, Baker Hughes stava sviluppando il servizio di registrazione FASTrak durante la perforazione (LWD) che consentiva l'analisi e il campionamento dei fluidi durante un'operazione di perforazione senza la necessità di interromperlo per la registrazione tramite cavo. Questo sistema incorporava il sistema di misurazione della viscosità-densità piezoelettrico dallo strumento IFX.

Nel 2010 Baker Hughes contattò Rheonics, Inc. (ex Viscoteers, Inc.) per sviluppare un'alternativa al fragilissimo diapason piezoelettrico utilizzato nel sistema FASTrak. Il risultato è stato il Rheonics DV-2000, un risonatore a diapason torsionale che alla fine ha costituito la base per una famiglia estesa di sensori di densità e viscosità in linea che ora coprono un'ampia gamma di applicazioni nel settore del petrolio e del gas.

I Rheonics DV-2000 e la sua progenie

È istruttivo dare un'occhiata più da vicino a Rheonics DV-2000, perché illustra un approccio al monitoraggio della densità-viscositàoring che è sia generale nel concetto che versatile nella sua implementazione.

I Rheonics Il DV-2000 è un sensore vibrazionale le cui caratteristiche di risonanza sono modificate dalla sua interazione con il fluido.

Il DV-2000 è costituito da due risonatori torsionali accoppiati che, insieme, formano un diapason torsionale, mostrato di seguito a fianco di un'installazione tipica in un modulo LWD:

Figura 3: risonatore DV nel modulo di analisi del fluido LWD.

Il risonatore è immerso nel fluido in prova. I denti contengono magneti permanenti, che vengono azionati e rilevati in vibrazione torsionale da bobine posizionate all'esterno della camera del fluido pressurizzato che contiene il risonatore.

I denti appiattiti interagiscono con il fluido in due modi diversi quando vibrano in torsione. Tagliano il fluido, che causa il trasferimento di energia dai denti al fluido attraverso forze viscose. E spostano il fluido, il che provoca un carico di massa dei denti proporzionale alla densità del fluido.

Quando il DV-2000 è guidato da un'onda sinusoidale, la sua ampiezza raggiunge il picco alla sua frequenza di risonanza. Più energia perde al fluido attraverso forze viscose, più piatto e ampio sarà il suo picco risonante. Allo stesso modo, quando il risonatore è caricato da un fluido denso, la sua frequenza di risonanza diminuisce di una quantità dipendente dalla densità del fluido.

Figura 4: Ampliamento del picco di risonanza tramite smorzamento viscoso (maggiore viscosità) e spostamento del picco di risonanza tramite carico di massa (aumento della densità).

L'ampiezza del picco di risonanza può essere utilizzata per ricavare la viscosità del fluido e lo spostamento della sua frequenza di risonanza può essere utilizzata per ricavare la densità del fluido. Insieme al Rheonics Il pacchetto elettronico di DVM, il sensore può misurare densità e viscosità a temperature fino a 500°F e pressioni fino a 30,000 PSI.

Le specifiche di densità e viscosità del DV-2000 sono riportate nella seguente tabella:

I risultati dei test condotti presso Baker Hughes sono riportati nel seguente chartS. I primi due mostrano la precisione delle misurazioni della viscosità per una serie di fluidi che coprono l'intervallo specificato di viscosità e densità. Il terzo mostra l'accuratezza delle misurazioni della densità. Le due righe in ciascuna chart mostrare i limiti superiore e inferiore degli errori consentiti per entrambe le misurazioni.

Tabella 1: Specifiche prestazionali per Rheonics Sensore DV-2000.

Figura 5: Precisione di viscosità (a sinistra) e densità (a destra) del sensore per fluidi diversi.

Densità in linea: strumenti di viscosità basati su Rheonics DV-2000

L'eccellente precisione, ripetibilità e robustezza del DV-2000 hanno portato alla sua incorporazione in due strumenti DV in linea più adatti alle applicazioni in linea e di processo.

I Rheonics DVM è un DV-2000 montato in un blocco di titanio con raccordi di ingresso e uscita ad alta pressione. Il suo volume di misurazione effettivo è di circa 0.7 cm³. Funziona a pressioni fino a 30,000 PSI e temperature fino a 500 °F. Le sue specifiche di precisione e portata sono simili a quelle del DV-2000 sopra indicate, ma il suo potenziale supera di gran lunga le specifiche. Principali applicazioni del Rheonics DVM ha effettuato analisi PVT di campioni di olio vivo, in cui è necessario lavorare con quantità molto piccole di materiale mantenendole nelle condizioni di temperatura e pressione del giacimento. Le misurazioni precedenti richiedevano strumenti separati per misurare la densità e la viscosità, richiedendo volumi di campione notevolmente più grandi, nonché ingombranti sistemi di trasferimento dei fluidi.

Il DVM è stato utilizzato anche per misurare la densità e la viscosità della CO liquida e gassosa₂ negli esperimenti core Flood con precisioni che superano di gran lunga la specifica target indicata sopra.

Un secondo strumento basato sul DVM è l' Rheonics DVP, progettato come versatile sensore in linea per l'uso in serbatoi, tubazioni e reattori. Le sue specifiche di portata e precisione sono le stesse del DVM, ma con una pressione nominale inferiore di 10,000 PSI. Il DVP è orientato verso applicazioni che coinvolgono il monitoraggio multistazioneoring dei fluidi nelle tubazioni, ottimizzazione delle pompe basata sulla viscosità, misura fiscale e monitoraggio della densità in linea ad alta pressioneoring. Il DVP è uno dei pochi strumenti non nucleari in grado di effettuare misurazioni accurate della densità in linea a pressioni nell'ordine di 10,000 PSI e, come tale, apre molte nuove aree di applicazione che erano precedentemente coperte da metodi indiretti come la trasmissione a ultrasuoni o le misurazioni della pressione differenziale attraverso una colonna verticale di fluido.

Casi di studio: il Rheonics DVM nell'analisi dell'olio in tempo reale e nelle installazioni di allagamento del nucleo

Misurazioni di densità e viscosità su campioni di olio vivo presso AsphWax, Inc.

I Rheonics DVM è ideale per la misurazione delle proprietà di campioni di olio vivo grazie al volume ridotto del campione, all'ampio intervallo di misurazione della viscosità senza interrompere un ciclo di misurazione per riconfigurare l'hardware e alla sua capacità di misurare densità e viscosità simultaneamente sullo stesso campione. Poiché i sistemi concorrenti utilizzano due strumenti separati per misurare la densità e la viscosità, richiedono un volume di campione maggiore e causano complicazioni nel trasferimento dei campioni di olio vivo. La figura seguente mostra a Rheonics DVM installato su un serbatoio per campioni di olio vivo all'interno di un forno. Le sue dimensioni compatte e la semplicità di connessione ne consentono il montaggio direttamente sul contenitore del campione di olio vivo,. Una prova di eptano a 46.8 ° C e 341 bar di pressione ha prodotto i seguenti valori, rispetto ai valori di riferimento standard:

Dati di misurazione DVM per gentile concessione di Stratos Geroulis, AsphWax, Inc.

Table 2: Precisione misurata di Rheonics DVM.

Figura 6: Rheonics Modulo DVM.

Applicazione di Rheonics Viscosimetro DVM2000 per dedurre le proprietà reologiche delle emulsioni nei giacimenti petroliferi

Le tecniche avanzate di EOR utilizzano un sistema in cui vengono emulsionati due fluidi immiscibili. La schiuma EOR comporta la generazione di emulsioni acqua-gas stabilizzate con tensioattivi nel serbatoio per controllare la mobilità della bassa viscosità del gas spiazzante (N₂, idrocarburi leggeri, CO₂ ecc.) e quindi aumentare l'efficienza di scansione. Nei metodi chimici EOR come l'allagamento ASP (alkali surfactant polymer), il processo di recupero dell'olio è governato dalla formazione indotta dai tensioattivi di una microemulsione di olio e acqua che viene quindi inseguita con un allagamento di salamoia viscoso indotto dal polimero. Entrambi i metodi cercano di ottimizzare le proprietà reologiche in condizioni di giacimento con un'aggiunta chimica minima. Potrebbero essere necessari giorni o mesi per una caratterizzazione in laboratorio del comportamento reologico di una formulazione in condizioni di giacimento, rendendo lo screening rapido delle formulazioni piuttosto impegnativo. I fattori più importanti e meno controllabili sono le proprietà del mezzo poroso. Queste proprietà possono cambiare durante l'esperimento, rendendo quasi impossibile la misurazione diretta delle proprietà reologiche.

I Rheonics DVM-2000 può misurare simultaneamente la densità e la viscosità di tali formulazioni chimiche alle condizioni del giacimento in poche ore, rendendo il passo di limitazione della velocità la scala temporale delle interazioni chimiche nel processo. I nostri clienti utilizzano il DV-2000 nei loro apparati di allagamento del nucleo per accelerare lo sviluppo del prodotto attraverso misurazioni reologiche accurate in condizioni di giacimento.

La capacità di misurare contemporaneamente densità e viscosità fornisce anche informazioni essenziali sulla struttura dell'emulsione. Una densità misurata uniforme e una viscosità stabile indicano un'emulsione stabile con fasi disperse in modo omogeneo. D'altra parte, se la struttura è disomogenea, come nel flusso di lumache, ciò è dimostrato qualitativamente da una forte fluttuazione della densità e della viscosità indicate. Tali informazioni sono essenziali per la progettazione e l'implementazione dei metodi EOR. Uno schema di un tipico flusso di configurazione utilizzando il file Rheonics L'unità DVM-2000 è mostrata nella figura seguente, in cui due fluidi immiscibili (uno dei quali è tipicamente una formulazione di tensioattivo in salamoia) vengono pompati simultaneamente attraverso un miscelatore in linea, un Rheonics Monitoraggio DVM-2000oring sistema e un sistema di allagamento del nucleo in serie.

Figura 7: configurazione del core flood con un modulo DVM inline.

Outlook per le misurazioni della densità di risonanza in linea e della viscosità

Sensori di proprietà del fluido risonante dei tipi offerti da Rheonics, Inc. stanno spingendo oltre i limiti delle misurazioni ritenute possibili solo con strumenti di laboratorio. Oltre alle applicazioni sopra menzionate, questi sensori sono stati utilizzati anche per misurare la deposizione di cere e asfalteni. RheonicsLa tecnologia di base può essere ottimizzata per misurare non solo la deposizione, ma anche la corrosione in tempo reale, consentendo il dosaggio mirato di trattamenti chimici in condizioni reali.

Un terzo Rheonics Il sensore SRV è in grado di misurare la viscosità in un intervallo molto ampio, da meno di 1 cP fino a 50,000 cP. È uno strumento di controllo del processo altamente stabile da utilizzare nelle operazioni di produzione e dosaggio, anche con dispersioni, fanghi e altri fluidi atipici. Attualmente viene utilizzato per controllare accuratamente la viscosità di un impasto liquido non newtoniano in un'applicazione di rivestimento di alto valore. Può anche essere utilizzato per monitorare e controllare la viscosità dei fluidi in tubi e condutture, compresi i sistemi di bruciatori a olio bunker per motori marini e il trasporto in condotte di petrolio greggio pesante riscaldato o diluito.