Experimental Investigation of Deep‐Sea Oil Spills in a High‐Pressure Laboratory Environment (Produktentwicklung und Konstruktionstechnik, 23) 3031255445, 9783031255441

Citation preview

Produktentwicklung und Konstruktionstechnik

Karen Malone

Experimental Investigation of  Deep‐Sea Oil Spills in a High-Pressure Laboratory Environment

23

Produktentwicklung und Konstruktionstechnik Band 23 Reihe herausgegeben vom Institut für Produktentwicklung und Konstruktionstechnik (PKT) der Technischen Universität Hamburg (TUHH), Hamburg, Deutschland unter der Leitung von Prof. Dr.-Ing. Dieter Krause

In der Buchreihe erscheinen die am Institut von Prof. Dr.-Ing. Dieter Krause erfolgreich betreuten abgeschlossenen Dissertationsschriften. Die Themen umfassen vorwiegend Arbeiten aus den beiden Forschungsschwerpunkten des Institutes, die methodische Produktentwicklung, insbesondere Themen zum Varianten- und Komplexitätsmangement sowie Methodenforschung für die Produktentwicklung im Allgemeinen und dem zweiten Forschungsthema der Strukturanalyse und Versuchstechnik mit Themen aus dem Bereich der Auslegung von Hochleistungswerkstoffen, wie CFK, Sandwich oder auch Keramik, sowie der Weiterentwicklung von Simulationsmethoden und Versuchstechnik für Spezialanwendungen. Bücher zu weiteren interessanten Themen oder Tagungsbände mit wissenschaftlichem oder mehr anwendungsorientiertem Charakter ergänzen die Buchreihe.

Karen Malone

Experimental Investigation of Deep‐Sea Oil Spills in a High‐Pressure Laboratory Environment

Karen Malone Institute of Product Development and Mechanical Engineering Design Hamburg University of Technology Hamburg, Germany

ISSN 2629-2157 ISSN 2662-7485  (electronic) Produktentwicklung und Konstruktionstechnik ISBN 978-3-031-25544-1 ISBN 978-3-031-25545-8  (eBook) https://doi.org/10.1007/978-3-031-25545-8 © The Editor(s) (if applicable) and The Author(s), under exclusive license to Springer Nature Switzerland AG 2023 This work is subject to copyright. All rights are solely and exclusively licensed by the Publisher, whether the whole or part of the material is concerned, specifically the rights of translation, reprinting, reuse of illustrations, recitation, broadcasting, reproduction on microfilms or in any other physical way, and transmission or information storage and retrieval, electronic adaptation, computer software, or by similar or dissimilar methodology now known or hereafter developed. The use of general descriptive names, registered names, trademarks, service marks, etc. in this publication does not imply, even in the absence of a specific statement, that such names are exempt from the relevant protective laws and regulations and therefore free for general use. The publisher, the authors, and the editors are safe to assume that the advice and information in this book are believed to be true and accurate at the date of publication. Neither the publisher nor the authors or the editors give a warranty, expressed or implied, with respect to the material contained herein or for any errors or omissions that may have been made. The publisher remains neutral with regard to jurisdictional claims in published maps and institutional affiliations. This Springer Vieweg imprint is published by the registered company Springer Nature Switzerland AG The registered company address is: Gewerbestrasse 11, 6330 Cham, Switzerland

       

Experimental Investigation of Deep‐Sea Oil Spills in a   High‐Pressure Laboratory Environment          Vom Promotionsausschuss der   Technischen Universität Hamburg  zur Erlangung des akademischen Grades   Doktor‐Ingenieurin (Dr.‐Ing.)    genehmigte Dissertation    von  Karen Malone    aus  Hamburg      2023       

 

                                                        1. Gutachter: Prof. Dr.‐Ing. Dieter Krause  2. Gutachter: Prof. Dr.‐Ing. Michael Schlüter  Tag der mündlichen Prüfung: 29. Juni 2022   

 

 

VII 

Preface  This thesis originates from my work as Scientific Assistant at the Institute of Product Devel‐ opment  and  Engineering  Design  at  Hamburg  University  of  Technology  and  within  the  re‐ search  consortium  C‐IMAGE  from  2013  to  2018.  During  this  time,  I  got  to  know,  worked  together  with  and  was  allowed  to  learn  from  experts,  colleagues  and  friends  around  the  globe, who made those five years an extraordinary experience both for my professional and  private live.  I wish to express sincere thanks to my supervisor Prof. Dr.‐Ing. Dieter Krause for his profes‐ sional  and  reliable  support  and  the  opportunities  I  was  given  to  partake  in  first  class  re‐ search.  I  would  also  like  to  thank  my  second  examiner  and  C‐IMAGE  project  leader  Prof.  Dr.‐Ing.  Michael Schlüter for valuable impulses and lively discussions about my thesis. Prof. Dr.‐Ing.  Otto von Estorff I thank for taking the chair of the defense procedure.  Special thanks I would like to express to the whole C‐IMAGE team, explicitly to Sherryl Gil‐ bert  and  Dr.  Steven  Murawski,  for  bringing  together  and  managing  an  amazing  team  of  researchers and the ability to make a deadline (however tight) something you want and not  have to meet. Also, to Prof. Claire B. Paris and Prof. Zachary Aman for their collaboration,  support  and  conference  dinners  to  remember.  I’m  grateful  to  have  known  Dr.  David  Hol‐ lander,  whose  deep  knowledge  in  his  field,  professional  enthusiasm  and  great  hospitality  have distinguished him in an already outstanding research community.  Furthermore, I would like to thank my colleagues at PKT, especially Karsten Albers, Johann  Hauschild and Johanna Spallek, for sound support and a great time on and off the job. The  teams from Forschungswerkstatt Maschinenbau and Elektrotechnik I thank for their profes‐ sional support and expertise during the refit of the pressure labs.   Last but not least I thank my family and friends for their constant support through all stages  of this thesis.    Karen Malone     

 

 

IX 

Abstract  In April 2010, the explosion of the oil exploration platform “Deepwater Horizon” in the Gulf  of Mexico caused one of the largest oil spills in history. Following this accident, around 780  million liters of crude oil and around 170.000 tons of natural gas were spilled from the well  head in 1500 m water depth into the ocean. During the containment and mitigation actions  in the aftermath of this catastrophe it became obvious that many aspects of the behavior  and effects of crude oil and natural gas in the deep sea are not well understood yet. Espe‐ cially with regard to the influence of the high hydrostatic pressure in the deep sea there the  knowledge was very limited.  In  this  thesis,  which  originated  in  the  surrounding  of  the  research  consortium  C‐IMAGE  (Center  for  Integrated  Modeling  and  Analysis  of  Gulf  Ecosystems,  funded  by  the  Gulf  of  Mexico Research Initiative), a laboratory environment was developed to enable the investi‐ gation of sundry aspects of a deep‐sea well blowout under realistic and controlled pressure  and temperature conditions on a pilot‐plant  scale. This  laboratory is  based on a standard‐ ized  experimental  platform  which  enables  the  generation  of  the  artificial  deep‐sea  condi‐ tions. In addition, specialized experimental modules have been developed for the individual  requirements  of  each  experiment.  These  modules,  which  have  also  been  used  by  other  researchers within the consortium, enable the determination of rise velocities of oil droplets  and  gas  bubbles,  the  determination  of  oil  droplet  size  distributions  as  well  as  long‐term  observation of individual particles in a simulated rise from the sea‐floor to the surface.  One  of  the  newly  developed  experimental  modules  has  been  used  in  this  thesis  to  deter‐ mine  the  influence  of  dissolved  gas  as  well  as  of  a  sudden  pressure  drop  at  the  discharge  point  on  the  drop  formation  processes  in  an  oil‐and‐gas  jet.  Both  effects  are  not  incorpo‐ rated in state‐of‐the‐art models for the prediction of droplet sizes, but change the median  diameter up to a factor of 2. It could also be shown that the size distribution function itself  in terms of the spreading factor of a log‐normal distribution changes with the natural loga‐ rithm of the median diameter. Based on the experimental data, an approach for a prediction  model  of  drop  sizes  using  the  turbulent  energy  dissipation  of  the  jet  is  presented,  which  allows for integration of the aforementioned high‐pressure effects. Although a direct trans‐ fer of the experimental findings to a full‐scale deep‐sea well blowout is not yet possible due  to  scale  effects,  substantial  implications  can  be  drawn  from  them  for  the  future  develop‐ ment  and  optimization  of  models  for  the  prediction  of  oil  propagation  in  the  deep‐sea  as  well as for the use of chemical dispersant for the containment of future oil spills.   

X 

 

Zusammenfassung  Mit dem Untergang der Öl‐Explorationsplattform „Deepwater Horizon“ im Golf von Mexiko  im April 2010 begann eine der größten Ölkatastrophen der Geschichte, in deren Folge rund  780 Mio. Liter Rohöl sowie rund 170.000 Tonnen Erdgas unkontrolliert aus dem Bohrloch in  1500 m Wassertiefe austraten und sich im Ozean verteilten. Im Zuge der Eindämmungsar‐ beiten der Katastrophe zeigte sich, dass zahlreiche Aspekte des Verhaltens und der Auswir‐ kungen von Rohöl und Erdgas in der Tiefsee unbekannt sind. Insbesondere in Bezug auf den  Einfluss des hohen hydrostatischen Drucks in der Tiefsee gab es keine gesicherten Erkennt‐ nisse.   In dieser Arbeit, die im Umfeld des Forschungskonsortiums C‐IMAGE (Center for Integrated  Modeling  and  Analysis  of  Gulf  Ecosystems,  gefördert  durch  die  Gulf  of  Mexico  Research  Initiative) entstand, wurde daher eine Versuchsumgebung geschaffen, die die Untersuchung  verschiedener  Teilaspekte  eines  Tiefsee‐Öl‐„Blowouts“  unter  realitätsnahen  Umweltbedin‐ gungen im Labormaßstab unter Druck ermöglicht. Eine universelle Versuchsplattform bietet  hierbei die Grundlage für die Erzeugung von Tiefseebedingungen im Labor. Zusätzlich wur‐ den mehrere Versuchsmodule entwickelt, die auf die individuellen Anforderungen der Expe‐ rimente  zugeschnitten  sind.  Diese  Module,  die  auch  von  anderen  Wissenschaftlern  des  Konsortiums genutzt wurden, ermöglichen die Bestimmung der Aufstiegsgeschwindigkeiten  von Öltropfen und Gasblasen, die Bestimmung von Öltropfengrößenverteilungen sowie die  Langzeitbeobachtung einzelner Partikel beim Aufstieg vom Meeresgrund bis an die Wasser‐ oberfläche.  Eines der neu entwickelten Versuchsmodule wurde im Rahmen dieser Arbeit angewendet,  um den Einfluss gelöster Gase sowie von Druckunterschieden an der Düse auf die Tropfen‐ bildung  eines  Öl‐Jets  zu  untersuchen.  Beide  Effekte  werden  von  etablierten  Modellen  zur  Vorhersage  von  Tropfengrößen  nicht  abgebildet,  verändern  den  Median  der  Tropfengrö‐ ßenverteilung jedoch teilweise um den Faktor 2. Auf Basis dieser Versuche wird ein Ansatz  für  ein  Vorhersagemodell  auf  Basis  der  turbulenten  Energiedissipation  präsentiert  und  auf  die experimentellen Ergebnisse angewendet, der eine Einbindung beider o.g. Einflüsse in die  Tropfengrößenvorhersage  erlaubt.  Auch  wenn  eine  direkte  Übertragung  der  Versuchser‐ gebnisse  auf  einen  realen  Tiefseeölunfall  aufgrund  von  Skaleneffekten  noch  nicht  möglich  ist, haben die Erkenntnisse dieser Arbeit wesentliche Implikationen für die weitere Entwick‐ lung von Vorhersagemodellen zur Ausbreitung von Rohöl in der Tiefsee sowie für den Ein‐ satz von chemischen Dispergiermitteln zur Eindämmung zukünftiger Ölunfälle.     

 

Table of Contents  Preface ......................................................................................................................... VII  Abstract ......................................................................................................................... IX  Zusammenfassung .......................................................................................................... X  Table of Contents .......................................................................................................... XI  Nomenclature .............................................................................................................. XV  List of Tables ................................................................................................................ XXI  List of Figures ............................................................................................................. XXII  1 

2 

Introduction ......................................................................................................... 1  1.1 

Motivation ..................................................................................................... 1 

1.2 

Objective of this thesis ................................................................................... 2 

1.3 

Structure ........................................................................................................ 3 

State of Knowledge .............................................................................................. 5  2.1 

2.2 

2.3 

2.4 

2.5  3 

Basics of oil and gas propagation in the ocean after a sub‐sea spill .............. 6  2.1.1 

Propagation in the near‐ and far‐field ............................................ 6 

2.1.2 

Aspects of oil spill modeling ........................................................... 8 

Important characteristics of oil and gas in a natural reservoir and in case  of a subsea spill .................................................................................. 9  2.2.1 

General………… ................................................................................ 9 

2.2.2 

Reservoir and blowout conditions at the MC252 spill .................. 12 

Drop formation processes ........................................................................... 14  2.3.1 

General………… .............................................................................. 14 

2.3.2 

Experimental investigations ......................................................... 17 

2.3.3 

Size distribution modeling ............................................................ 20 

Experimental facilities for deep‐sea studies employing high‐pressure ....... 24  2.4.1 

Bench‐top apparatuses ................................................................ 25 

2.4.2 

Pressure vessels for pressure‐proof testing ................................. 28 

2.4.3 

Multi‐purpose facilities................................................................. 29 

Contribution to open research topics .......................................................... 32 

Development of the High‐Pressure Test Center .................................................. 35  3.1 

Requirements and design concept .............................................................. 35 

3.2 

Standardized Test Platform of the HPTC...................................................... 37  3.2.1 

Pressure aggregates ..................................................................... 38 

3.2.2 

Hydraulic system .......................................................................... 41 

3.2.3 

Measurement and control systems .............................................. 42 

XII 

Table of Contents  3.3 

3.4 

4 

3.3.1 

Basic design…… ............................................................................. 44 

3.3.2 

Rise velocities of single particles – JM I ........................................ 45 

3.3.3 

Quasi‐isobaric oil and/or gas jets – JM II ...................................... 46 

3.3.4 

Multi‐phase jets, pressure drop ................................................... 48 

3.3.5 

Preparation of live oil ................................................................... 51 

3.3.6 

Image evaluation for droplet size distribution ............................. 52 

Rising Path Module ...................................................................................... 53  3.4.1 

General concept ........................................................................... 53 

3.4.2 

Structural design of the RPM ........................................................ 55 

3.4.3 

Flow conditioning elements ......................................................... 56 

3.4.4 

Size and position tracking ............................................................. 58 

Experimental Determination of Oil Droplet Sizes in an Artificial Subsea  Blowout ............................................................................................................. 61  4.1 

Experimental Design .................................................................................... 61 

4.2 

Influence of dissolved gas ............................................................................ 65 

4.3 

4.4 

4.5 

4.6 

5 

Jet Module ................................................................................................... 43 

4.2.1 

Experimental conditions & methods ............................................ 65 

4.2.2 

Results………….. ............................................................................. 66 

Influence of pressure gradient ..................................................................... 72  4.3.1 

Experimental conditions & methods ............................................ 72 

4.3.2 

Results………….. ............................................................................. 74 

Approach for a TDR‐based drop size model ................................................ 84  4.4.1 

Determination of the TDR of a live oil with phase‐change ........... 84 

4.4.2 

Dependency of droplet diameters on the TDR ............................. 86 

4.4.3 

Application of the TDR to the experimental results ..................... 86 

Phenomenological investigations of pressure gradient and dispersant  effectiveness .................................................................................... 90  4.5.1 

Effect of large pressure gradients and gas‐to‐oil ratio ................. 90 

4.5.2 

Dispersant effectiveness .............................................................. 93 

Implications for deep‐sea oil spills ............................................................... 96  4.6.1 

Estimation of the median drop diameter ..................................... 96 

4.6.2 

Droplet size distribution function ................................................. 97 

4.6.3 

Subsea dispersant injection (SSDI) ............................................... 99 

Summary and Outlook ..................................................................................... 101  5.1 

Summary .................................................................................................... 101 

5.2 

Outlook ...................................................................................................... 103 

Appendix ..................................................................................................................... 105 

Table of Contents 

XIII 

A1 

Physical Properties of the Test Fluids ........................................................ 105 

A2 

Quality and safety issues of the pressure lab “DL 2” identified and  resolved in context of this thesis ................................................... 106 

A3 

Hydraulic system of the High‐Pressure Test Center .................................. 110 

A4 

Measurement equipment of the HPTC ...................................................... 113 

A5 

Droplet Size Distribution Raw Data ............................................................ 114 

References................................................................................................................... 115   

 

Nomenclature  Latin symbols  Symbol  °API 

SI unit 

A, B 

‐ 

empirical coefficient in the We*‐scaling model 

b 

m 

half‐width of a jet 

cCH4 

g/l 

concentration of dissolved CH4 (in a liquid) 

Δc p , p  

Description  API density 

concentration difference between two pressures p1, p2 

C1 

‐ 

prefactor to determine the max. TDR in a free jet [Zha14] 

𝐶 β  

‐ 

coefficient to account for compressibility β in calculation  of the TDR 

Cd 

‐ 

coefficient in determination of the TDR in a jet 

Cinertial, Cviscous 

‐ 

proportionality factors according to [Box12] 

d1,0 

m 

Arithmetic mean diameter  

d32 

m 

Sauter mean diameter 

di  

m 

Characteristic diameter 

dmin 

m 

Minimum diameter (in a distribution) 

dmax 

m 

Maximum diameter (in a distribution) 

dn50 

m 

median diameter of the number distribution 

dp,i 

m 

diameter of (individual) particle i 

dpeak 

m 

peak diameter of a distribution, mode 

dv50 

m 

median diameter of the volume distribution 

D, D0 

m 

nozzle / discharge diameter 

erf x  

‐ 

Gaussian error function 

exp x  

‐ 

exponential function 

K1, K2 

‐ 

coefficients in modeling the dv50 with the TDR 

Kb, Kc 

‐ 

coefficients in breakup and coalescence rate in VDROP‐J 

ld 

m 

Kolmogorov length 

L 

m 

impeller diameter; characteristic length 

M N 

 

g/mol  ‐1

min  

molar mass of CH4  impeller speed 

XVI 

Nomenclature  Oh 

‐ 

Ohnesorge number 

p 

bar 

pressure 

p a 

bar 

ambient (seawater) pressure 

pc 

bar 

pressure of the continuous phase 

ppipe 

bar 

pipe pressure 

preservoir, pres 

bar 

(oil) reservoir pressure 

Δp 

bar 

pressure difference 

p, q, r 

‐ 

Q 

L/min; m³/s 

r 

‐ 

fraction of the smaller mode in a bi‐modal size distriution 

R2 

‐ 

coefficient of determination 

Re 

‐ 

Reynolds number 

Rec 

‐ 

Reynolds number of the continuous phase  

tbr 

s 

breakup time 

toutgassing 

s 

time frame of outgassing to take place after discharge 

T 

°C 

temperature 

Tbr 

‐ 

dimensionless breakup time 

ucl 

m/s 

centerline velocity of a jet 

ud  

m/s 

discharge velocity of the dispersed phase (in a jet) 

Vi 

‐ 

viscosity number 

ViN 

‐ 

impeller viscosity number 

We 

‐ 

Weber number 

Wec 

‐ 

Weber number of the continuous phase 

WeN 

‐ 

impeller Weber number 

z 

m 

vertical distance from the exit point in a jet 

Z 

‐ 

denotion of Ohnesorge no. in [Ohn36] 

empirical coefficients in the Unified Droplet Size Model  (liquid) volume flow 

Greek symbols  Symbol  α 

SI unit  ‐ 

β 

bar‐1; psi‐1 

ε 

m²/s³ 

Description  spreading factor of a two‐factor Rosin‐Rammler distribution  compressibility of a liquid  turbulent energy dissipation rate (TDR) 

Nomenclature  ε  

XVII  m²/s³ 

max. TDR in a single‐phase buoyant jet 

ε

 

m²/s³ 

max. TDR in a “live oil” jet 

ε

 

m²/s³ 

TDR caused by outgassing of methane 

ε

 

m²/s³ 

total TDR of a “live oil” jet with pressure drop 

η 

Pa ∙ s 

(dynamic) viscosity of the continuous phase 

η  

Pa ∙ s 

(dynamic) viscosity of the dispersed phase 

ρ 

kg/m³; g/L 

density of the continuous phase 

ρ  

kg/m³; g/L 

density of the dispersed phase 

σ 

‐ 

σ

,

 

mN/m; N/m 

spreading factor of a log‐normal distribution  interfacial tension between oil and water phase  

  Unit conversions U.S. customary to SI / metric system  U.S. cus‐ description and  tomary  unit  conditions  temperature  °F  degree Fahrenheit 

corresponding  metric / SI unit 

unit conversion 

°C 

°C °F

pressure  atm  psi 

atmosphere  pounds  per  square  inch  volume and volume flow  ft³ or cf  cubic feet  bbl (U.S.)  barrel  petroleum  (U.S.)  scf  standard  cubic  feet  (at  1.013  bar  /  60°F=15.6°C)  bpd  barrel  petroleum  (U.S) per day  length  in. or “  inch  ft. or ‘  feet (1 ft.  = 12 in.)  mile  U.S. statute mile       

Pa; bar  Pa; bar 

L; m³  L; m³  Nm³ 

°F 1.8 1.8 ∙ °C

32

 

32 

1 atm = 1013 hPa = 1.013 bar  1 psi = 0.00689 bar = 689 Pa  1 bar = 14.504 psi  1 cf = 0.028316 m³ = 28.316 L  1 bbl = 158.987 L = 0.159 m³  1 m³ = 6.290 bbl  1 scf ≈ 0.0283 Nm³ (at 1.013 bar  / 0°C; for ideal gases) 

L/h; m³/s 

1 bpd = 158.987 L/d = 6.62 L/h =  1.840 ∙ 10‐6 m³/s  

m; mm  m  m 

1 in. = 1” = 0.0254 m = 25.4 mm  1 ft. = 1’ = 0.3048 m = 304.8 mm  1 mile = 1609.34722 m 

XVIII 

Nomenclature 

Abbreviations  API 

American Petroleum Institute 

BOP 

Blowout Preventer 

BP 

British Petroleum 

BSD 

bubble size distribution 

Cx 

hydrocarbon with x C atoms 

CH4

methane 

C10H22 

n‐decane 

C‐IMAGE  

Center for Integrated Modeling and Analysis of Gulf Ecosystems 

CDF 

cumulative distribution function 

CFD 

computational fluid dynamics 

DL1 

Drucklabor 1 (pressure lab 1) 

DL2 

Drucklabor 2 (pressure lab 2) 

DOR 

(volumetric) dispersant‐to‐oil ratio 

DSD 

droplet size distribution 

DWH 

Deepwater Horizon  

EVC 

equal‐volume cylinder 

fps 

frames per second (unit of image frequency) 

GHASTLI 

Gas Hydrate And Sediment Test Laboratory Instrument 

GoMRI 

Gulf of Mexico Research Initiative 

GOR 

(volumetric) gas‐to‐oil ratio 

HBM 

Hottinger Baldwin Messtechnik 

HPTC 

High Pressure Test Center 

HTWF 

High‐pressure Water Tunnel Facility 

IMS 

Institute of Multiphase Flows, Hamburg, Germany 

IFT 

interfacial tension 

JM 

Jet Module 

LSC 

Louisiana Sweet Crude (type of crude oil) 

MC 252 

prospect well no. 252 in the Macondo oil field 

NESSI 

Natural Environment Simulator for Subseafloor Interactions 

PAH 

polycyclic aromatic hydrocarbons 

PDF 

probability density function 

PIV 

particle image velocimetry 

Nomenclature 

XIX 

PKT 

 Institute  of  Product  Development  and  Mechanical  Engineering  Design,  Hamburg, Germany 

PMMA   

Poly(methyl methacrylate); acrylic glass 

PSD 

 

particle size distribution 

ROV 

 

remotely operated vehicle 

RPM 

 

Rising Path Module 

RQ 

 

research question 

SPC 

 

stored program control 

SPS 

 

Seafloor Process Simulator 

SwRI 

 

Southwest Research Institute, San Antonio, USA 

TDR 

 

turbulent dissipation rate 

TKE 

 

turbulent kinetic energy 

TUHH 

 

Hamburg University of Technology, Germany 

USD 

 

United States dollar 

WHOI 

 

Woods Hole Oceanographic Institution 

   

 

List of Tables  Table  2.1:  Pressure  and  temperature  of  the  hydrocarbon  fluid  discharged  from  MC252  at  different depths (image not to scale) [Gri12, Gro16, Old12] ......................................... 13  Table 2.2: Different definitions of the atomization border ...................................................... 16  Table  2.3:  Overview  of  experimental  investigations  of  oil  droplet  size  distributions  in  the  context of oil spill research ............................................................................................ 18   Table  2.4:  Overview  of  the  abilities  of  different  modeling  approaches  for  drop  size  predictions in deep‐sea oil spills ..................................................................................... 24  Table 2.5: Overview of laboratory facilities for ex‐situ deep‐sea research .............................. 25  Table 3.1: Key features of pressure aggregates of the HPTC .................................................... 38  Table  4.1:  Overview  of  conducted  experiments  –  main  features,  research  objectives  and  corresponding chapter ................................................................................................... 64  Table 4.2: Experimental sets and conditions for quasi‐isobaric jets (sets 1.1 to 2.2) ............... 65  Table 4.3: Results of experiments 1.1 to 2.2: Reynolds no. and Weber no.; median diameters  of number (dn50) and volume distribution (dv50); minimum (dmin) and maximum (dmax)  diameters. ...................................................................................................................... 66  Table  4.4:  Experimental  sets  and  conditions  for  jets  with  pressure  gradient  between  oil  reservoir and seawater (sets 3 to 5) ............................................................................... 73  Table  4.5:  Characteristic  diameters,  Reynolds  and  Weber  no.  of  sets  3  to  5.  The  median  diameter dn50 of the live oil configurations is set in brackets as those sets showed a bi‐ modal size distribution ................................................................................................... 75   Table  4.6:  Parameters  of  the  analytical  distribution  functions  of  number  of  the  live  oil  configurations according to eq. (4.4) ............................................................................. 78  Table  4.7:  Experimental  conditions  of  set  6;  jets  of  pressurized  live  and  dead  LSC  oil  at  atmospheric seawater pressure ..................................................................................... 91  Table 4.8: Experimental conditions used in investigation of SSDI effectiveness. Experiments  were performed at atmospheric pressure. .................................................................... 94  Table 0.1: Density of the test fluids ........................................................................................ 105  Table 0.2: Dynamic viscosity of the test fluids ....................................................................... 105   Table 0.3: Oil‐water interfacial tension of the test fluids ....................................................... 105   Table 0.4: Saturation concentration of methane in LSC oil at different pressures and 20°C . 105  Table 0.5: Saturation concentration of methane in n‐decane at different pressures and 20°C105  Table 0.6: list of droplet size distribution data available via GRIIDC ...................................... 114 

List of Figures  Figure  1.1:  Spatial  extent  of  research  aspects  addressed  in  this  thesis  (art  work  adapted  from [Pes20]) .................................................................................................................... 3  Figure 2.1: Spatial extent of topics handled in sections 2.1‐2.3 ................................................. 5  Figure 2.2: Schematic of a stratification‐dominated multi‐phase plume of oil, gas and water  after [Soc08] ..................................................................................................................... 8  Figure  2.3:  Typical  phase  diagram  of  a  reservoir  fluid  after  [Ahm10].  C  denotes  the  critical  point. .............................................................................................................................. 11  Figure 2.4: Drop formation of LSC oil injected into artificial seawater at 150 bar hydrostatic  pressure in the breakup regimes 0 to III according to OHNESORGE [Ohn36] (left to right).  Images recorded within the Jet Module (see section 3.2.3) [Mal20] ............................. 15  Figure 2.5: (a) flow scheme of NESSI; (b) cross‐section view of reactor [Deu12] ..................... 26  Figure  2.6:  Schematic  of  the  high‐pressure  partitioning  device  at  the  University  of  Calgary  [Jag17] ............................................................................................................................ 28  Figure 2.7: Pressure vessel at the University of Hawai’i [Mas01] ............................................. 30  Figure 2.8: General design of the pressure lab DL2 (image not to scale) ................................. 31  Figure 2.9: Hydraulic diagram (simplified) of the pressure lab DL2 based on [Gus03] ............ 32  Figure  3.1:  The  High‐Pressure  Test  Center  at  the  lab  of  the  Institute  for  Product  Development  and  Mechanical  Engineering  Design  (PKT):  standardized  lab  platform  and one the modular test setups (Jet Module) .............................................................. 37  Figure 3.2: Autoclave DL2 with opened quick fasteners and lid suspended from a crane ....... 39  Figure  3.3:  Autoclave  DL1  before  the  refit.  Left:  assembled;  right:  bottom  with  partly  assembled experimental setup ...................................................................................... 40  Figure 3.4: Simplified layout of the hydraulic system of the HPTC ........................................... 41  Figure 3.5: Central control interface of the High‐Pressure Test Center; image to the right of  the screen shows a live feed from within the autoclave ................................................ 42  Figure 3.6: Three stages of the Jet Module .............................................................................. 44  Figure 3.7: Basic design of the Jet Module ............................................................................... 45  Figure 3.8: Determination of bubble / drop rise velocities using the Jet Module I.. ................ 46  Figure 3.9: Schematic of the closed‐loop fluid transfer for generation of quasi‐isobaric jets.. 47  Figure 3.10: Determination of particle size distributions with the Jet Module II. .................... 48  Figure 3.11: Configuration JM III.1 of the Jet Module for small pressure differences .............. 49  Figure 3.12: Configuration JM III.2 of the Jet Module for large pressure gradients between oil  reservoir and seawater ................................................................................................... 50  

List of Figures 

XXIII 

Figure  3.13:  Experimental  setup  JM  III.3  for  the  investigation  of  multi‐phase  jets  at  atmospheric pressure. .................................................................................................... 51  Figure  3.14:  Raw  image  (left)  and  details  from  two  different  editions  (middle)  used  for  manual  image  analysis  of  experiment  4.2c  (live  n‐decane).  Right:  identified  drops  marked with yellow circles.. ........................................................................................... 53  Figure 3.15: Average velocity profiles in a laminar flow:.......................................................... 54  Figure 3.16: General design (left) and CAD model (right) of the Rising Path Module .............. 56  Figure 3.17: Setup for PIV measurements inside the DL0 ........................................................ 57  Figure 3.18: Dimensions of the flow conditioning elements .................................................... 57  Figure 3.19: PIV measurements of the radial velocity profiles 40 mm downstream of the flow  conditioning elements at varied volume flow rates of the circulation pump. ............... 58  Figure  3.20:  Size  and  position  evaluation  of  a  particle  using  two  cameras  at  right  angle  by  calculation of true position from two projected images. ............................................... 59  Figure 3.21: Preview image of the RPM’s particle tracking system. The red circle shows the  oil droplet as identified by the software. ....................................................................... 59  Figure 4.1: Jet flow regimes of experimental sets 1.1 to 5.2. ................................................... 63  Figure 4.2: Comparison of experimental data, best‐fit log‐normal (spreading factor σ = 0.45)  and best‐fit Rosin‐Rammler (spreading factor α = 2.5) distribution function of number  for experiment 1.2a ........................................................................................................ 67  Figure 4.3: Cumulative droplet size distribution of number (redrawn after [Mal18]) ............. 67  Figure 4.4: Mapping of the spreading factor sigma versus the Reynolds no. (left), Weber no.  (middle) and Ohnesorge no. (right). Dashed lines are provided to guide the eye ......... 68  Figure 4.5: Comparison of the experimental data of BRANDVIK ET AL. (graph based on [Bra13]  for a 0.5 mm nozzle and volume flow of 0.5 L/min, grey bars) with a Rosin‐Rammler  distribution  function  with  𝛼 1.8  and  dv50 dpeak/1.2 68.02  (red  line)  as  suggested  by  [Joh13]  and  a  fitted  log‐normal  distribution  with  𝜎 0.74  and  dv50 71 (blue line) .................................................................................................... 69  Figure 4.6: Comparison of measured dv50 and dv50 predicted by the droplet size models of Li  et al. and Johansen et al. for experimental sets 1 and 2. ............................................... 70  Figure  4.7:  Determination  of  the  volumetric  bi‐modal  distribution  function  from  the  numerical best‐fit (example: experiment 3.2a) .............................................................. 74  Figure 4.8: Mapping of spreading factors of the numerical size distributions of the dead oil  configurations versus the Weber no. ............................................................................. 76  Figure  4.9:  Comparison  of  measured  dv50  and  dv50  predicted  by  the  droplet  size  model  of  [Joh13] for the dead oil sets 1.1 to 4.1. .......................................................................... 76  Figure  4.10:  Formation  of  methane  bubbles  during  the  discharge  of  oversaturated  live  n‐ decane into seawater in experiment 4.2c ...................................................................... 77 

XXIV 

List of Figures 

Figure 4.11: Methane bubble (blue arrow) formed during the discharge of oversaturated live  LSC oil in experiment 3.2b .............................................................................................. 78   Figure  4.12:  Possible  effects  of  oversaturation  and  outgassing  on  the  drop  formation  and  drop size distribution after a rapid pressure drop (not to scale).................................... 80  Figure 4.13: Effect of measurement range limits on probability density function of number  and volume of experiment 4.2a ..................................................................................... 81  Figure  4.14:  Comparison  of  three  characteristic  diameters  of  the  “live  oil”  sets  to  the  predicted dv50 of the We*‐scaling model: empirical median diameter, dv50 of the small  and large mode of the analytical bi‐modal distribution ................................................. 82  Figure  4.15:  Mapping  of  the  median  diameters  of  all  experimental  sets  via  the  modified  Weber no. We* according to eq. (2.14) ......................................................................... 82  Figure  4.16:  Mapping  of  the  experimentally  obtained  spreading  factors  σn  to  the  median  diameter  dv50.  The  dashed  line  indicates  the  best‐fit  of  the  data  to  a  logarithmic  correlation ...................................................................................................................... 83  Figure  4.17:  Mapping  of  the  spreading  factors  α  of  the  Rosin‐Rammler  distribution  to  the  dv50 as obtained in the experiments of LI ET AL. [Li18]. .................................................... 84  Figure  4.18:  Mapping  of  the  experimental  results  of  the  dv50  versus  the  maximum  TDR  according to eq. (2.22). .................................................................................................. 87  Figure 4.19: Comparison of the measured d32 and d10 of the dead oil sets 1.1, 2.1, 3.1 and 4.1  to PESCH’s model estimation [Pes20] of the d32 according to eq. (4.17) ......................... 88  Figure  4.20:  Proportionality  diagram  of  the  characteristic  diameters  dv50  and  d32  in  comparison to the arithmetic mean d10 as obtained by the dead oil experiments 1.1,  2.1, 3.1 and 4.1 ............................................................................................................... 88  Figure  4.21:  Mapping  of  the  experimentally  derived  normalized  dv50  vs.  the  jet’s  total  TDR  incl. the effects of dissolved methane and pressure gradient. ...................................... 90  Figure 4.22: Comparison of dead (left, experiment 6.1a) and live LSC jet (right, experiment  6.2b) entering into seawater at atmospheric pressure from an oil reservoir pressure of  50 bar. ............................................................................................................................ 92  Figure  4.23:  Oil‐in‐water  emulsion  inside  the  Jet  Module  24h  after  conclusion  of  the  experiment  with  live  LSC  (experiment  6.2b)  at  atmospheric  pressure  and  50  bar  oil  reservoir pressure .......................................................................................................... 93  Figure 4.24: Influence of dispersant injection on dead LSC.  .................................................... 94  Figure 4.25: Influence of dispersant injection on live LSC.. ...................................................... 95  Figure 4.26: Oil‐in‐water emulsions formed after experiments 7.2a (left, no dispersants) and  7.2 (right, DOR 1:25). ...................................................................................................... 96  Figure 4.27: Influence of different distribution function on volume fraction of sub‐millimeter  droplets for the same median diameter dv50 = 3.8 mm. ................................................. 98 

1 Introduction   It  is  often  that a  catastrophe acts  as a  trigger  for  new  understanding,  research  and  devel‐ opment. The Deepwater Horizon Oil Spill in the Gulf of Mexico in 2010 is an excellent exam‐ ple for this. It devastated hundreds of miles of coastline, square kilometers of salt marshes,  covered the seafloor with several millimeters of oily sediments and killed 11 people and a  great number of animals.  The  spill’s  unprecedented  conditions  and  extent  revealed  the  prevalent  knowledge  gaps  about the deep sea, its influence on the propagation, evolution and effect of such a spill on  the  ecosystem,  which  in  several  aspects  behaved  differently  than  expected  from  prior  knowledge.  In  this  situation,  the  establishment  of  the  Gulf  of  Mexico  Research  Initiative  (GoMRI)  produced  a  large  innovative  and  interdisciplinary  community  of  scientists  that  pushed the frontier of knowledge a far way in a relatively short time. 

1.1

Motivation 

On  April  20,  2010,  the  oil  exploration  platform  Deepwater  Horizon  (DWH)  in  the  northern  Gulf of Mexico lost control of the oil well during cement works on the prospect well MC 252  in the Macondo Oil Field. Oil and gas entered into the drilling rig and rose to the platform,  where the gas ignited and caused several explosions on the platform. The Deepwater Hori‐ zon sank two days later. In the following 86 days, oil and gas flowed freely from the broken  riser pipe and the top of the Blowout Preventer (BOP), which should have sealed the well.  Until  the  well  was  finally  shut  off  on  July  15,  approx.  780  million  liters  of  crude  oil  and  170,000  tons  of  natural  gas  spilled  into  the  Gulf  of  Mexico  in  a  depth  of  approx.  1500  m  [Red12, McN12].  Apart  from  being  one  of  the  largest  oil  spills  in  history  with  regard  to  the  amount  of  oil  spilled [Adc10], this incident was the first major oil spill happening in the deep sea and not  at  the  sea  surface  or  in  shallow  waters.  Though  several  studies  had  tried  to  assess  the  oil  behavior and effects of such a deep‐sea oil spill since the 1990s, including a field study off  the Norwegian coast in 2000 [Joh00], available models were not able to correctly predict the  oil propagation and effects. For example, less oil than expected actually reached the coast  lines  along  the  Gulf,  but  on  the  other  hand  far  more  oil  than  expected  showed  up  in  the  sedimentary layers in the deep‐sea and there affected ground‐living fish and other marine  animals. In addition, applied mitigation measures like the subsea usage of chemical disper‐ sants  had  not  previously  been  assessed  for  deep‐sea  conditions,  thus  turning  the  disaster  site in a giant field experiment.  © The Author(s), under exclusive license to Springer Nature Switzerland AG 2023 K. Malone, Experimental Investigation of Deep-Sea Oil Spills in a High-Pressure Laboratory Environment, Produktentwicklung und Konstruktionstechnik 23, https://doi.org/10.1007/978-3-031-25545-8_1

2 

Introduction 

To assess the damage of the spill on the environment and enhance the preparedness for a  possible  future  deep‐sea  spill,  the  Gulf  of  Mexico  Research  Initiative  (GoMRI)  was  estab‐ lished as an independent research foundation. 500 million USD were given to the founda‐ tion by British Petroleum (BP) as part of the compensation efforts. The mission of the foun‐ dation is “to improve society’s ability to understand, respond to and mitigate the impacts of  petroleum pollution and related stressors of the marine and coastal ecosystems” [Gul13].  The Center for Integrated Modeling and Analysis of Gulf Ecosystems (C‐IMAGE) is one of the  research consortia funded by the GoMRI. In this consortium, more than 180 scientists from  17 international institutions and a multitude of scientific disciplines studied ecosystem im‐ pacts of the MC 252 spill in the field (e.g. in terms of PAH concentrations in the water col‐ umn  and  the  sediment,  influences  on  the  microbial  communities  and  fish  population)  as  well as performing laboratory based research on crude oil toxicology in local fish, biodegra‐ dation  and  oil  and  gas  hydrodynamics  in  the  deep  sea.  Based  on  these  inputs,  ecosystem  models of oil propagation and spill effects are developed and refined. Hamburg University  of Technology participated in this consortium from 2012 to 2020.   For  an  efficient  mitigation  and  restoration  strategy  after  an  oil  spill  in  the  (deep)  ocean,  detailed knowledge on the distribution, propagation and condition of the spilled oil is essen‐ tial. Herein, the hydrodynamic behavior of the spilled oil and gas is of great importance. To  be able to forecast these in the event of or in preparation for a future spill in the deep‐sea,  the influence of the extreme environmental conditions in the deep‐sea needs to be better  understood.  

1.2

Objective of this thesis 

This  thesis  originated  in  the  surrounding  of  the  C‐IMAGE  research  consortium.  It  aims  for  better  understanding  of  the  influences  of  environmental  deep‐sea  conditions  and  other  blowout characteristics on the hydrodynamic behavior of oil and gas in the near‐field of the  outlet in the deep ocean by means of experimental investigations in a laboratory environ‐ ment.   For  this  purpose,  a  high‐pressure  test  facility  should  be  redesigned  to  work  as  a  common  test platform.  A family of experimental modules should be developed to address different  aspects of aforesaid deep‐sea influences on a sub‐sea oil blowout.  These investigations consider  a)

The rising behavior of single gas bubbles and oil droplets at discrete depths and tem‐ peratures

b)

Particle  size  distributions  (PSD)  and  drop  formation  processes  in  a  subsea  oil‐and‐gas jet

c)

Long  term  evolution  of  single  hydrocarbon  particles,  consisting  of  both  oil  and  gas, rising through the water column.

The  spatial  extent  of  these  investigations  in  the  water  column  of  the  ocean  is  depicted  in  Figure 1.1. For each aspect, an experimental module should be developed and implemented 

Introduction 

3 

as part of this thesis. In addition, the investigation of the particle size distributions and drop  formation processes has been performed in depth. The investigations a) and c) mentioned  above  are  performed  by  other  researchers  within  the  C‐IMAGE  consortium,  but  at  least  partly utilize the experimental facilities designed within this thesis. 

Figure 1.1: Spatial extent of research aspects addressed in this thesis (art work adapted from [Pes20]) 

1.3

Structure 

This thesis consists of two major aspects: Firstly, the engineering design and development of  an  experimental  platform  and  specialized  experimental  modules  for  the  investigation  of  deep‐sea oil spills under high pressure.  Secondly, the deployment of the platform and one  of those modules to investigate drop formation processes in a deep‐sea oil and gas jet. This  division is mirrored in the structure of this work, which is subdivided into five chapters.   Chapter  1  gives  the  background  and  motivation  of  the  research  and  introduces  the  main  research  objectives.  Chapter  2  handles  the  state‐of‐the‐art  for  both  the  technological  and  the experimental aspects of the study. The development of the experimental platform and  its  modules  is  described  in  Chapter  3  while  Chapter  4  handles  the  experimental  investiga‐ tions  on  drop  formation  processes  themselves.  Chapter  5  finally  presents  a  summary  and  outlook. 

 

2 State of Knowledge  This  chapter  presents  the  state  of  knowledge  for  both  the  technological  and  the  experi‐ mental aspects of this thesis.  In section 2.1, the propagation of oil in the ocean after an oil well blowout is discussed on a  macroscopic scale and an introduction to different aspects of oil spill modeling is given. In  section  2.2,  oil  reservoir  characteristics  and  physico‐chemical  properties  of  hydrocarbons  are presented with regard to their importance for oil propagation. In addition, the specific  conditions  of  oil  reservoir,  blowout  conditions  and  seawater  environment  present  during  the  MC252  Blowout  are  discussed.  Section  2.3  presents  the  state‐of‐the‐art  knowledge  of  drop formation processes in an oil jet entering into seawater. The spatial allocation of these  topics is shown in Figure 2.1.  The available technologies and facilities for laboratory investigations under deep‐sea condi‐ tions are reviewed in section 2.4.  Finally, section 2.5 discusses how this thesis contributes to the open research questions in  the aforementioned fields. 

  Figure 2.1: Spatial extent of topics handled in sections 2.1‐2.3 

© The Author(s), under exclusive license to Springer Nature Switzerland AG 2023 K. Malone, Experimental Investigation of Deep-Sea Oil Spills in a High-Pressure Laboratory Environment, Produktentwicklung und Konstruktionstechnik 23, https://doi.org/10.1007/978-3-031-25545-8_2

6 

State of Knowledge 

2.1 Basics of oil and gas propagation in the ocean after a sub‐sea spill  The processes of oil and gas propagation after a sub‐sea spill span several orders of magni‐ tude  both  spatial  and  temporal:  From  the  formation  of  gas  bubbles  and  droplets  at  the  discharge point, which takes place within a few seconds and meters, to the long‐term dilu‐ tion,  dissolution,  biodegradation  and  sedimentation  of  oil  droplets,  which  may  span  over  several months and hundreds of miles.  In case of a sub‐sea spill from an oil well like the MC252 blowout, a mixture of long‐chained  and short‐chained hydrocarbons in the form of liquid oil and gas enters into the ocean from  the discharge point. At this point, a momentum‐driven jet is formed where the continuous  flow of oil and gas is disintegrated to individual drops and bubbles which are surrounded by  entrained seawater. This process of jet formation is described in detail in section 2.3. This  first  momentum‐driven  stage  is  followed  by  a  transition  of  the  jet  to  a  buoyancy‐driven  plume in the so‐called near‐field of the spill, where oil and gas is transported mainly verti‐ cally, but also starts to spread out vertically. This large‐scale, long‐term propagation of the  diluted  oil  in  the  far‐field  of  the  spill  is  then  influenced  further  by  ocean  currents.  In  the  following, the macroscopic processes of hydrocarbon propagation in the plume and the far‐ field are discussed.  2.1.1

 Propagation in the near‐ and far‐field 

After the momentum‐driven jet formation at the discharge point, the propagation of oil and  gas in the near‐field of the spill in the ocean is basically governed by the buoyancy of drops  and bubbles, their dissolution into the seawater and the surrounding seawater characteris‐ tics and currents [Soc08]. While the effect of the horizontal ocean currents is quite straight‐ forward on a macroscopic scale – the faster the current, the larger the lateral displacement  of the oil drops and gas bubbles in the direction of the current –, the hydrocarbons’ buoyan‐ cy and the seawater stratification have more complex effects.   The  vertical  motion  of  individual  drops  and  bubbles  in  another  (stagnant)  liquid  or  gas  is  mainly governed by the difference between buoyancy force (which depends on the density  gradient between rising  particle and continuous aqueous phase)  and the opposing friction  force or drag. The drag of a bubble or drop is determined by its size and shape as well as its  viscosity  and  surface  conditions1.  In  general  it  can  be  said  that  the  smaller  the  dispersed  particle, the larger its drag is relative to its buoyancy and the lower is its terminal rise veloci‐ ty  (in  comparison  to  a  larger  particle  with  otherwise  unchanged  characteristics)  [Räb10].  This also implies that a sufficiently small particle might become neutrally buoyant if its drag                                                                       1

 There exist many studies and knowledge regarding the precise influencing factors and  nature of bubble and drop rise (e.g [Cli78, Räb10]). As this work focuses rather on the  formation of oil drops than on their propagation and motion in the ocean, the exact rise  behavior is not discussed here in detail, but only in so far it is necessary to understand  the macroscopic processes and the motivation and importance of the focus subjects. 

State of Knowledge 

7 

equals its buoyancy, even though its density is lower than that of the surrounding continu‐ ous phase.   For a multi‐phase plume of oil and gas, swarm effects have to be taken into account as well.  The  macroscopic  effects  of  these  swarm  effects  are  schematically  depicted  in  Figure  2.2,  based  on  [Soc08]:  As  oil  and  gas  rise  from  the  discharge  point,  their  turbulence  entrains  large amounts of surrounding seawater (1). Due to temperature, pressure and salinity gra‐ dients in the water column, the seawater entrained in the depth has a higher density than  the  water  in  shallower  regions,  which  eventually  leads  to  a  negative  buoyancy  of  the  en‐ trained seawater as it rises with the plume. At this point (termed “peel height”), the dense  water  will  peel  from  the  rising  multi‐phase  plume  and  induce  a  toroidal  downward  flow  surrounding the inner plume (2). Once this outer, downward flowing plume reaches neutral  buoyancy in reference to the surrounding seawater, it becomes “trapped” and spreads out  horizontally in an “intrusion layer” (3) [Soc08]. A fraction of the oil droplets and gas bubbles  from the original inner plume will be entrained by this downward motion of the seawater  and thereby (temporarily) end up in the intrusion layer, which may span a height of several  hundred meters. Depending on their individual size and buoyancy, those bubbles and drops  will remain in the intrusion layer for a timespan between minutes and weeks and can there‐ fore be transported horizontally downstream from the plume for less than 100 m (for drops  with dp > 2 mm) up to more than 100 km (for drops with dp  ld) and    

d D

𝐶

∙ Re

/

in  the  viscous  subregime  (where  dmax