Pumpentechnologie senkt die Kosten in Pipelines, die hochviskoses Öl fördern

Der Transport von schwerem Rohöl durch Pipelines kann schwierig und teuer sein. Den größten Einzelbeitrag zu den Betriebsausgaben (Opex) für Pipelinebetreiber leisten die Energiekosten, insbesondere die Energie zum Antrieb von Pumpen. Bei hochviskosen und dichten Materialien wie Schweröl und Bitumen ist die Auswahl energieeffizienter Pumpentechnologie besonders wichtig für die Kostenkontrolle und ermöglicht Einsparungen von 20 bis 50 % beim Stromverbrauch.

Ein Verständnis des Einflusses der Viskosität auf die Pumpleistung wird immer wichtiger, da die weltweite Nachfrage nach neuer Rohölproduktion wächst. McKinsey & Company, ein globales Managementunternehmen, schätzt, dass Explorations- und Produktionsunternehmen in den nächsten zwei Jahrzehnten 38 Millionen Barrel neue Rohölproduktion pro Tag hinzufügen müssen, um die Nachfrage zu decken.

Mit dieser wachsenden Nachfrage geht eine zunehmende Abhängigkeit von schwerem Rohöl einher. Mehr als die Hälfte des weltweit förderbaren Rohöls weist eine Schwerkraft von 22 Grad oder weniger nach dem American Petroleum Institute (API) auf, mit Viskositäten im Bereich von 50 bis über 1000 Centistokes (cSt), je nach API-Schwerkraft, Temperatur und chemischer Zusammensetzung. Über 80 % des weltweit technisch förderbaren Schweröls und Naturbitumens sind in der westlichen Hemisphäre konzentriert, darunter große Vorkommen in Venezuela und Kanada sowie Kalifornien, Alaska und Utah.

Pipelinebetreiber haben verschiedene Ansätze untersucht, um die Auswirkungen hoher Viskosität abzumildern. Im Norden von Alberta wurde eine Pilotanlage gebaut, um rohes, schweres teerartiges Bitumen in erhitztem Zustand durch eine isolierte und erdverlegte Fernleitung zu pumpen, um die Viskosität zu verringern. Andere Methoden umfassen die teilweise Aufbereitung des Öls vor dem Eintritt in die Pipeline durch Hydrocracken, Hydrotreating oder Hydroraffination. Dieser Ansatz erfordert den Bau vorgelagerter Anlagen. Häufiger wird einer viskosen Flüssigkeit ein Verdünnungsmittel zugesetzt, um die effektive Viskosität zu verringern. Verdünnungsmittel können Kohlenwasserstoffe (Kondensat, Benzin, Kerosin oder Naphtha) sein. Allerdings verursacht das Verdünnungsmittel selbst erhebliche Betriebskosten (selbst wenn es später aus der transportierten Flüssigkeit zurückgewonnen wird), und die Einrichtungen zum Transport, zur Lagerung, zum Mischen und zum Entfernen/Recycling des Verdünnungsmittels erhöhen die Kosten zusätzlich. Die Herstellung von Öl-in-Wasser-Emulsionen erfordert die Zugabe von 30 bis 35 % Wasser und einer kleinen Menge Tensid.

Die effektivste und finanziell vorteilhafteste Methode, hohe Viskositäten zu bewältigen, ist der Einsatz geeigneter Pumpentechnologie.

Kreiselpumpen sind im Pipeline-Betrieb allgegenwärtig, sie sind jedoch für Flüssigkeiten mit relativ niedriger Viskosität (mehr als API 45 Grad) wie Wasser, raffinierte Kohlenwasserstoffe und leichtes Rohöl konzipiert. Bei diesen Flüssigkeiten mit niedriger Viskosität können Kreiselpumpen kosteneffizient betrieben werden und einen Wirkungsgrad von etwa 80 % oder mehr erreichen. Allerdings verschlechtert bereits ein geringfügiger Anstieg der Viskosität die Leistung von Kreiselpumpen aufgrund von Reibungsverlusten. Die Viskosität ist das Maß für den Widerstand einer Flüssigkeit gegen Scherung bei Energieeinwirkung. Die Pumpwirkung erzeugt eine hohe Flüssigkeitsscherung, da die Flüssigkeit durch die Zentrifugalkraft vom Laufrad abgeschleudert wird. Je höher die Viskosität, desto größer der Widerstand und desto stärker muss die Kreiselpumpe arbeiten – sie benötigt mehr Leistung und verbraucht daher mehr Energie.

Seit einem halben Jahrhundert suchen Ölunternehmen und Pipelinebetreiber beim Fördern hochviskoser Öle nach Alternativen zu Kreiselpumpen. Verdrängerpumpen (PD-Pumpen), sogenannte volumetrische Pumpen, nutzen ein anderes Arbeitsprinzip als Kreiselpumpen, wodurch die Auswirkungen von Reibungsverlusten reduziert und dadurch die Effizienz beim Pumpen hochviskoser Flüssigkeiten erhöht werden. PD-Pumpen haben eine Fördermenge pro Pumpzyklus; Dieser Zyklus kann eine Hin- und Herbewegung oder eine Rotation sein. Ein Vorteil von PD-Pumpen besteht darin, dass sie während jedes Betriebszyklus konstante Flüssigkeitsvolumina bewegen, sodass sie auch bei Druckänderungen eine relativ konstante Durchflussrate aufrechterhalten können. Diese Funktionen ermöglichen es Pipeline-Betreibern, den Durchfluss präzise und konsistent zu steuern, indem sie die Pumpengeschwindigkeit unabhängig vom Flüssigkeitsdruck steuern.

Die Durchflussrate einer PD-Pumpe steigt mit zunehmender Flüssigkeitsviskosität (d. h. der Rückfluss nimmt ab). Im Gegensatz zu anderen Pumpentypen sind die meisten PD-Pumpen selbstansaugend und einige können Hochvakuumbedingungen erzeugen.

PD-Pumpen lassen sich in zwei Kategorien einteilen: Kolbenpumpen und Rotationspumpen. Ein Typ von Rotations-PD-Pumpen – Schraubenspindelpumpen mit drei Spindeln – werden typischerweise für Rohrleitungsanwendungen mit hoher Viskosität bevorzugt. Hunderte von Dreischneckenpumpen wurden in Venezuela und im Westen Kanadas installiert, wobei die ersten Installationen jeweils mehr als 54.000 Betriebsstunden aufwiesen. Die Pumpelemente bestehen aus drei beweglichen Teilen: dem Antriebsrotor (Hauptschraube) und zwei symmetrisch gegenüberliegenden Leerlaufrotoren, die alle in eng anliegenden Gehäusebohrungen arbeiten. Die einströmende Prozessflüssigkeit wird vom rotierenden Leistungsrotor mittels des Hohlraums gefördert, der durch die ineinandergreifenden Leitrotoren gebildet wird. Vom Ansaugen bis zum Ausstoß wird die Flüssigkeit durch eine Reihe sich ständig formierender und reformierender Kammern transportiert, bis sie den Gehäuseauslass erreicht. Im Gegensatz zu Kreiselpumpen und einigen PD-Pumpentypen sind Dreischneckenpumpen selbstansaugend und benötigen nur eine Gleitringdichtung, was die Wartungskosten senkt.

Trotz der bekannten Auswirkungen viskoser Flüssigkeiten auf die Effizienz von Kreiselpumpen gibt es nur wenig Literatur, die die Wirtschaftlichkeit des Einsatzes verschiedener Pumpentypen beim Pipelinepumpen von viskosem Öl untersucht und vergleicht. Getestet wurde eine gängige Konfiguration einer Kreiselpumpe der Größe BB3 für den Pipeline-Betrieb, eine 8 x 10-13 mit fünf Stufen und eine rotierende PD-Dreischneckenpumpe für den Pipeline-Betrieb. Die beiden Systeme wurden anhand eines Bereichs von Flüssigkeitsviskositäten von 10 cSt (20 cSt im Fall der PD-Pumpe aufgrund von Betriebsgrenzen) bis 500 cSt bewertet, um die Auswirkung einer zunehmenden Viskosität auf Effizienz, Leistung und damit Energie zu bestimmen opex.

Der gewählte Nennpunkt stellt einen Mittelwert einer gängigen Nennleistung für BB3-Rohrleitungspumpeninstallationen dar: 2.500 Fuß (762 Meter), 3.300 Gallonen pro Minute (gpm) (750 Kubikmeter pro Stunde [m3/h]). Das spezifische Gewicht der Flüssigkeit wurde auf 0,9 eingestellt. Dies führt zu einem Differenzdruckbedarf von 976 Pfund pro Quadratzoll (psi) (67,3 bar). In jedem Fall wurde der Betriebspunkt (Förderhöhe, Durchfluss und spezifisches Gewicht [SG]) konstant gehalten und die Geschwindigkeit variiert, um den Nennpunkt zu erreichen. Für die BB3-Kreiselpumpe wurden Laufräder mit maximalem Durchmesser verwendet, um den bestmöglichen Wirkungsgrad zu erreichen. Es wurden API 610-Testtoleranzen verwendet. Die Viskositätskorrekturmethode für die BB3-Kreiselpumpe war American National Standards Institute/Hydraulic Institute (ANSI/HI) 9.6.7 2015.

Die Leistungsergebnisse für verschiedene Viskositäten sind in Bild 1 dargestellt.

Die Formen der Effizienzkurven unterscheiden sich erheblich. Der Wirkungsgrad der BB3-Kreiselpumpe nimmt mit zunehmender Viskosität ab, von Mitte 80 % auf Mitte 60 %. Der Wirkungsgrad der Dreischneckenpumpe steigt, erreicht ein Maximum bei etwa 50 cSt und nimmt dann langsam ab. Dies ist auf das Zusammenspiel zweier unterschiedlicher Mechanismen innerhalb der Pumpe zurückzuführen: dem Rückfluss (der mit höherer Flüssigkeitsviskosität abnimmt) und den Reibungsverlusten (die mit höherer Flüssigkeitsviskosität langsam zunehmen).

Die Amortisationszeit beträgt ein einziges Jahr. Da die Energiekosten den größten Einzelaufwand bei den Betriebskosten darstellen, hat dieser erhebliche Unterschied in der Pumpeneffizienz enorme Auswirkungen auf das Endergebnis der Pipelinebetreiber. Bild 2 zeigt, wie sich die jährlichen Stromkosten unterscheiden würden, wenn die Pumpen 8.000 Stunden pro Jahr laufen würden. Das Ausmaß der Einsparungen durch den Einsatz von Dreischneckenpumpen bei hochviskosem Öl variiert je nach den örtlichen Stromkosten. Die angezeigten Kosten werden anhand der typischen Kosten pro Kilowattstunde (kWh) für industrielle Stromverbraucher im Jahr 2020 berechnet, ausgedrückt in US-Dollar: 0,067 US-Dollar in den USA, 0,117 US-Dollar in Brasilien und 0,206 US-Dollar in Deutschland. Bei Pipelines mit hochviskosen und dichten Materialien wie Schweröl und Bitumen bietet die Investition in die Dreischneckenpumpentechnologie eine positive Kapitalrendite. Mit diesen Pumpen, die 25 bis 30 Jahre lang zuverlässig arbeiten, können jährliche Einsparungen an elektrischer Energie erzielt werden, die über die Anschaffungskosten hinausgehen. Da die weltweite Nachfrage nach Öl das Wachstum bei der Schwerölförderung vorantreibt, müssen Pipelinebetreiber überlegen, welche Kombination aus Rohölviskositätsmodifikation und Pumptechnologie ihre Betriebskosten am besten beherrschbar hält.

Adam Brookie ist Leiter der Anwendungstechnik bei der CIRCOR Industrial Group. Weitere Informationen finden Sie unter circorpt.com.