Produksjon av olje og gass 8241201206 [PDF]

Zitiervorschau

HORTEN BIBLIOTEK

Tore Nedregaard

Produksjon av olje og gass

81 Nasjonalbiblioteket Depotbibiioteket

Vett&Vitenas

© Vett & Viten A/S 1993

ISBN 82-412-0120-6 Illustrasjoner: PTI A/S når annet ikke er nevnt.

Det må ikke kopieres fra denne boka i strid med åndsverkloven og foto­ grafiloven eller i strid med avtaler om kopiering som er gjort med Kopinor, interesseorgan for rettighetshavere av åndsverk. Sats: Røyken Fotosats Printed in Norway 1993 Østlands-Postens Boktrykkeri, Larvik

Utgiver: Vett & Viten A/S Postboks 3, 1355 Bærum PT

FORORD

Denne boka er skrevet for å gi leseren et overblikk over hva som må til av utstyr og systemer for å produsere olje og gass på norsk sokkel. En generell beskrivelse av geologi og boring er tatt med for helhetens skyld. I boka vil vi følge den naturlige olje- og gass-strømmen så langt som mu­ lig. Vi vil derfor starte med reservoaret, gå videre til boring av brønnene, før hovedtyngden av boka som er beskrivelsen av prosessutstyret, kom­ mer. Deretter vil vi ta for oss de såkalte hjelpesystemene eller støttesyste­ mene, som er nødvendig på en plattform. Målgruppen for boka er alle som har behov for eller ønske om å forstå hva som må til av utstyr og systemer for å produsere olje og gass på en offshore produksjonsplattform. Stavanger, april 1993

Tore Nedregaard

INNHOLD

FYSISKE KONSTANTER, BEGREPER OG DEFINISJONER 9 KAPITTEL 1. INNLEDNING 11 1.1. Hva er olje og gass? 12 1.2. Petroleumsgeologi 14 1.2.1. Porøsitet og permeabilitet 14 1.2.2. Dannelse av hydrokarboner 15 1.2.3. Leting etter olje 16 1.3. Boring, brønner og komplettering 17 1.3.1. Komplettering 20 1.3.2. Perforering 21 1.3.3. Gruspakking 23 1.3.4. Kabel og kveilerørsoperasjoner 23 1.4. Økonomi og feltevaluering 25

KAPITTEL 2. PRODUKSJONSPROSESSEN PÅ PLATTFORMEN 29 2.1. Ventiltre 30 2.1.1. Formål med ventiltreet 30 2.1.2. Typer ventiltre og oppbygging 31 2.1.3. Brønnhodet 32 2.2. Strupeventilen 33 2.3. Separatorer 34 2.3.1. Generelt om separatorer 34 2.3.2. Separatortyper 37 2.3.3. Oppbygging og funksjon 40 2.3.4. Instrumentering av en trefase separator 41 2.3.5. Driftsforhold og problemer med separatorer 44 2.4. Gassbehandling 45 2.4.1. Generelt om gassproduksjon 48 2.4.2. Væskeutskiller 51 2.4.3. Gasstørking 52 2.4.4. Gasskompresjon og eksport 56 2.5. Måling av olje og gass 58 6

2.6. Produsert vann 60 2.6.1. Behov for rensing 60 2.6.2. Typer produsert-vann-renseutstyr 61 2.6.3. Kjemikaliebruk 66 2.6.4. Praktiske problemer med rensing av produsert vann 66 2.6.5. Framtidige krav og løsninger 67 2.7. Vanninjeksjon 68 2.7.1. Hensikt og formål med vanninjeksjon 68 2.7.2. Utstyrsbeskrivelse av vanninjeksjonssystemet 70 2.7.3. Kjemikaliebruk i vanninnjeksjonssystemet 73 2.7.4. Framtidige trender innen vanninjeksjon 74 2.8. Gassinjeksjon 76 2.9. Fakkelsystemet 76

KAPITTEL 3. HJELPESYSTEMER 78 3.1. Kjøle- og varmemedium 78 3.1.1. Kjølemedium 78 3.1.2. Varmemedium 79 3.2. Sjøvannstilførsel 79 3.3. Kjemikalieinjeksjon 80 3.4. Kraftforsyning 80 3.5. Åpen og lukket drenering 83 3.5.1. Åpen drenering 83 3.5.2. Lukket drenering 84 3.6. Nitrogensystemet 85 3.7. Ferskvannsforsyning 86 3.7.1. Bunkring 86 3.7.2. Ferskvannsgenerator 86 3.8. Trykkluftsystemet 88 KAPITTEL 4. VEDLIKEHOLD 90 4.1. Generelt 90 4.2. Korrosjon 90 4.2.1. Ytre korrosjon 91 4.2.2. Indre korrosjon 91 4.3. Roterende utstyr 91 4.4. Instrumentering 92 KAPITTEL 5. PUMPER, VENTILER OG ANNET UTSTYR 93 5.1. Pumper 93 5.1.1. Dynamiske pumper 93 5.1.2. Fortrengerpumper 93

7

5.2. Ventiler 94 5.2.1. Reguleringsventiler 94 5.2.2. Avstengingsventiler 94 5.2.3. Opererering og styring av ventiler 94 5.3. Varmevekslere 94 KAPITTEL 6. SIKKERHET OG MILJØVERN OFFSHORE 96 6.1. Soneklassifisering 96 6.2. Arbeidsordresystemet 96 6.3. Beredskapsorganisasjon 96 6.4. Internkontroll 97 6.5. Miljøvern 97 KAPITTEL 7. ILANDFØRING AV OLJE OG GASS 99 7.1. Oljetransport 99 7.2. Gasstransport 101 7.3. Rørskraping 101 KAPITTEL 8. FRAMTIDIGE TRENDER 103 8.1. Forskning og utvikling 103 8.2. Ubemannede plattformer 103 8.3. Kunstig løft 104 8.3.1. Elektriske nedsenkbare pumper 105 8.3.2. Jet-pumping 106 8.3.3. Gassløft 106 8.4. Null-utslipp-filosofi 107 8.5. Undervannsproduksjon og separasjon 108 8.6. Boring med muldvarp 108

LITTERATURLISTE 110 STIKKORDREGISTER 111

FYSISKE KONSTANTER, BEGREPER OG DEFINISJONER Før vi går inn på de neste kapitlene kan det være en fordel at de faglige begreper og fysiske konstanter som vil bli brukt, blir definert. Nedenfor følger derfor en opplisting av de begreper som blir brukt i boka, samt et par som ikke blir brukt, men som er vanlig å bruke i oljeindustrien. Trykk Et trykk er definert som en kraft pr. flateenhet. I det daglige hører vi om lufttrykket som oftest er målt i millibar eller hektopascal. Det er mange mulige måter å beskrive trykk på, men i oljeindustrien er de to vanligste bar og psi.

Bar: Bar er en vanlig betegnelse for trykk. Enkelt fortalt kan vi si at 1 bar = 1 atmosfære (egentlig 0,987 atm). Dersom en dykker ned på 10 meters dyp i vannet, vil vanntrykket være 1 bar, dvs. at vanntrykket vil øke med en bar pr. 10 meter dybde. En vannsøyle som er 3000 meter dyp (som en typisk brønn) vil derfor ha et trykk på 300 bar i bunnen.

Psi: I USA og Storbritannia, blir psi (pounds per square inch) fremdeles brukt som trykkenhet. Forholdet mellom bar og psi er: 1 bar = 14,5 psi. Alle trykk kan oppgis å være absolutte, dvs. at det atmosfæriske trykket blir lagt til, eller såkalt «gauge» hvor altså det atmosfæriske trykket ikke blir tatt med. For å vise hvilket trykk vi refererer til blir bokstaven a eller g lagt til slutten av bar/psi-betegnelsen (barg/bara, eller psig/psia). Pascal: Måleenheten for trykk i Sl-systemet. Foreløpig lite brukt i dag­ liglivet, men vanlig i f.eks. prosess-simulering. 100 Pascal (Pa) = 1 bar = 14,5 psi.

Lengde: Tommer: Tommer blir fremdeles brukt som mål på lengde. Innen boring blir tommer (”) brukt om f.eks. størrelsen på borerørene og foringsrørene, mens det innen produksjon er den mest brukte betegnelsen på f.eks. rørdiameter. En tomme (inch) er 2,54 cm. Fot: En fot (’) er 12 tommer, ca. 30,5 cm. Det er fremdeles vanlig mange

9

steder å bruke betegnelsen fot istedet for meter når en snakker om f.eks. dybden på en brønn.

Volum: Fat: Et fat er en volumbetegnelse på 159 liter. Betegnelsen fat, eller bbl (barrel) som det blir forkortet, brukes oftest på beskrivelse av oljepro­ duksjon, men det er også vanlig å bruke fat om f.eks. vanninjeksjon og produsert vann.

Kubikkmeter, m3: En kubikkmeter er 1000 liter, eller ca. 6.3 fat. Det kan også skilles mellom en aktuell kubikkmeter, m3, og en standard kubikk­ meter, Sm3 eller SCM (standard cubic meter). En aktuell kubikkmeter er volumet av en væske eller gass under det trykk og temperatur den er utsatt for (som f.eks. inne i en rørledning). En standard kubikkmeter er volumet av en væske eller gass omregnet til 15 grader celsius og atmosfærisk trykk. Spesielt for gass er det viktig å vite om det er aktuell kubikkmeter eller standard kubikkmeter som er oppgitt da gasser har et mye større standard volum enn volumet ved f.eks. 50 bar. Annet: MM: I deler av oljeindustrien, spesielt i amerikanske og engelske selska­ per, blir en M brukt for å angi tusen, to M’er blir således 1 million. F.eks., 2,3 MMbbl olje er da 2,3 millioner fat olje. Ellers i industrien blir en M brukt som betegnelse for Mega (million). Olje-ekvivalent: En olje-ekvivalent er en enhet som beregner energien og derved verdien av både olje og gass. Enheten er kun en estimering, og ikke spesielt nøyaktig. Den er ikke vanlig i bruk i den operative delen av industrien men mye brukt blant økonomer og planleggere. En oljeekvivalent er basert på en bestemt tetthet og type olje og gass, men for­ enklet kan vi si at:

1000 Sm3 gass = 1 olje-ekvivalent = 1 tonn olje Damptrykk: Damptrykk er en betegnelse på innholdet av gass i en olje. Den praktisk brukbare målemetoden for damptrykk er Reids damptrykk. For å finne Reids damptrykk (Reid Vapor Pressure, RVP) blir en oljeprøve tatt på en spesiell sylinder. Denne sylinderen blir deretter varmet opp til ca. 37 grader celsius. Det trykket som da kan avleses på sylinderen er RVP trykket på oljen.

Ringrom: Ringrommet er mellomrommet mellom foringsrøret og borerøret eller produksjonsrøret i en brønn. Den engelske betegnelsen er «annulus». 10

KAPITTEL 1

INNLEDNING Den første letebrønnen på norsk sokkel ble boret for Esso i 1966 av bore­ riggen Ocean Traveler. I de påfølgende årene ble det boret en rekke hull, men det var kun spor av olje og gass som ble funnet. I 1969, etter totalt 31 tørre hull i Nordsjøen, fant imidlertid Phillips Ekofisk-feltet og allere­ de året etter ble Frigg-feltet oppdaget av ELF. Det norske oljeeventyret var igang. Siden har flere store felt kommet til, slik som Statfjord, Gullfaks, Oseberg og Troll. Det var de utenlandske selskapene som dominerte på norsk sokkel til langt inn i 1980-årene. Først ute var Phillips, tett fulgt av Elf, men Esso og Amoco og ikke minst Mobil var også blant de tidlige pionerene på norsk sokkel. Statoil som selskap så dagens lys i 1972, men fikk ikke driftsoperatøransvar før i 1985, da selskapet tok over operatøransvaret på Statfjord-feltet fra Mobil. Idag er Statoil det dominerende selskapet på norsk sokkel og i ferd med å etablere seg også i internasjonal sammen­ heng, samtidig som de to andre norske oljeselskapene, Norsk Hydro og Saga, har fått en sterk posisjon. Den norske oljeproduksjonen er idag en betydelig del av den vestlige verdens oljeproduksjon. Med en gjennomsnittlig dagsproduksjon på mer enn 310.000 Sm3 (ca. 2 millioner fat) olje, er Norge i ferd med å gå forbi Storbritannia som den største oljeprodusenten i Europa og Norge er nå den vestlige verdens største oljeeksportør. Den norske produksjonen til­ svarer ca. en tiendedel av den samlede produksjonen fra OPEC landene. Når en ser på de felt som i løpet av 90-årene vil bli satt i drift, synes det klart at aktivitetsnivået fortsatt vil være høyt i tiden framover. I løpet av de neste fem årene vil Troll, Sleipner, Heidrun, Draugen og flere an­ dre og mindre felt bli bygget ut. Den norske olje- og gassproduksjonen vil derfor stabilisere seg og kanskje stige noe utover 90-årene (ref. prog­ nose fra Oljedirektoratet). Framtidsutsiktene for petroleumsvirksom­ heten i Norge synes meget lyse. Betydningen av inntektene fra Nordsjøen på Norges økonomi er meget stor. De store inntektene fra oljen har tillatt en høyere levestandard enn det som ellers hadde vært økonomisk mulig. Norge er derfor i ferd med å bli like avhengig av oljeinntektene som andre typiske oljestater og det er idag ca. 64.000 mennesker som jobber i oljesektoren (ref. tall fra Ar­ beidsdirektoratet) . 11

1.1. Hva er olje og gass? Olje blir ofte karakterisert som svart gull. I tidligere tider var oljeprisen relativt sett mye høyere slik at en sammenligning med gull kanskje ikke var så langt unna. Men rent fysisk har ikke olje særlig mange likhetstrekk med gull. En typisk råolje fra Nordsjøen er forresten brunsvart i farge mens gassen er fargeløs. Både olje og gass kan vi gjerne kalle hydrokarboner, da de begge er kjemiske forbindelser mellom hydrogenatomer og karbonatomer. De enkleste forbindelsene er gass og de mer kompliserte forbindelsene er olje. Den enkleste forbindelsen er metan eller Ci, og består av en kobling mellom ett karbonatom og fire hydrogenatom. De neste forbindelsene blir etan (C2), propan (C3), butan (C4),pentan (C5) og hexan (C6). Molekylforbindelser med mer enn 7 karbonatomer benevnes gjerne med samlenavnet C7+. Figur 1.1 illustrerer oppbyggingen av disse enkleste hy­ drokarbonene. Hydrokarbonene som kommer inn under C7+-begrepet vil være væsker. De enklere gassene, som f.eks. propan, er også kjent fra bruk i dagliglivet. Hydrogen atom

Karbon atom

Molekyl

Navn

Formel

Metan (Cj)

CH4

Etan (C2)

c2h6

Propan (C3)

C3H8

Fig. 1.1. Oppbygging av hydrokarboner. Et karbonatom har kun mulig­ het for å være sammenbundet med fire andre atomer. Formelen for metan (CH4) forteller oss at dette er et karbonatom og fire hydrogenatomer.

12

I tillegg til olje og gass vil det også være urenheter i hydrokarbonene som strømmer opp fra reservoaret. Disse urenhetene kan være giftige gasser som hydrogensulfid (H2S), eller det kan være tungmetaller slik som kvikksølv. Også svovel, karbondioksyd (CO2), vann og nitrogen, samt sand/leire er vanlige forurensinger som vil kunne strømme opp sam­ men med oljen og gassen. Bruksområdene for olje og gass er svært mange. Det er f.eks. bare en liten del av råoljen som blir brukt til framstilling av bensin. Figur 1.2 vi­ ser hvor stor del av verdens energiforbruk som kommer fra olje- og gassforbrenning. I tillegg ser vi fordelingen av petroleumsproduktene til de forskjellige typer.

ENERGI I NORGE

ENERGI I VERDEN

Fig. 1.2. Energiforbruk og petroleums betydning (fra Norsk Energi 4/92). Øverst energiforbruket i Nor­ ge sammenlignet med verden forøvrig; det er velkjent at vi har mye vannkraft, men at olje utgjør en større prosentvis an­ del enn i verden forøvrig er det ikke mange som er oppmeksom på. Det nederste diagrammet viser petroleumsprodukter brukt som energibærere i tidsrommet 1975-1990 (kilde: E. Sandberg «Vår energi»). 13

Gass og olje blir i tillegg brukt til framstilling av plast, nylon, kunst­ gjødsel, maling, rensemidler (såpe), medisiner og også til framstilling av dyrefor. Det er derfor svært vanskelig å tenke seg et liv uten hydrokarbo­ ner i en eller annen form.

1.2. Petroleumsgeologi 1.2.1. Porøsitet og permeabilitet Olje og gass finnes nede i jorden i det som kalles et reservoar. Reservoa­ ret består av en porøs bergart som har den egenskap at olje og gass kan lagres der. Et reservoar er altså ikke en hule i bakken, men snarere et lag av svamplignende stein. Oljen befinner seg i porer, eller små hulrom inne i denne steinen. Disse små hulrommene er forbundet med hverandre og det er denne egenskapen, den såkalte permeabiliteten, som gjør at det kan produseres hydrokarboner fra reservoaret. Begrepet porøsitet beskriver mengden av hulrom i steinen og permeabiliteten altså hvor mange av dis­ se som er i forbindelse med hverandre. Det er derfor fullt mulig å finne reservoarer hvor det er høy porøsitet (mye hydrokarboner), men lav per­ meabilitet (lav bevegelighet). Et slik reservoar kan da være vanskelig, el­ ler umulig, å produsere. Figur 1.3 illustrerer begrepene porøsitet og per­ meabilitet.

Fig. 1.3. a) viser strømning i reservoaret. Permeabilitet (gjennomstrømningsevne) er et målfor hvor lett en væske eller gass kan strømme gjen­ nom en bergart - jo større permeabilitet et reservoar har, jo større oljeeller gassmengder er det istand til å produsere. Vi skiller mellom horison­ tal og vertikal permeabilitet. Måleenheten for permeabilitet er Darcy (D) eller milliDarcy, som er mer vanlig. b) illustrerer begrepet porøsitet som er et prosentlig anslag av hvor mye hulrom det er i en reservoarstein. 14

1.2.2. Dannelse av hydrokarboner Det er to teorier om dannelse av hydrokarboner. Den ene teorien sier at olje og gass ble dannet i jordens indre og har strømmet (migrert) ut til overflaten. Denne teorien blir kalt den uorganiske teori. Den andre teorien er den organiske teori. Den tar utgangspunkt i at alle hydrokarboner er dannet ved omdanning av organisk materiale (trær, planter, dyr) under høyt trykk og høy temperatur som følge av sammenpressing over millioner av år. Av de to teoriene er det korrekt å si at praktisk talt alle fagfolk tror den organiske teorien er den riktige. Men det er noen som mener at det er verd å gjøre videre undersøkelser omkring den uorganiske teorien. I den såkalte Siljanringen i Sør-Sverige, har det de siste årene blitt boret svært dype borehull for å forsøke å påvise hydrokarboner, foreløpig uten over­ bevisende resultat. Som nevnt ovenfor er det organisk materiale som sannsynligvis har ført til dannelsen av hydrokarboner. For millioner av år siden ble rester av plankton, fisker og dyr som døde i havet og i elvene, samlet på sjøbunnen og begravd av sedimenter (leire og sand). Etterhvert som tiden gikk, vok­ ste dette laget og det førte til at de organiske restene ble presset nedover. Dette førte igjen til at både trykket og temperaturen økte, og det er denne kombinasjonen av trykk og temperatur som over millioner av år har om­ dannet de organiske restene til olje og gass (se figur 1.4). Den bergarten hvor det organiske materialet befant seg da det ble sammenpresset og om­ dannet til hydrokarboner kaller vi kildebergarten. De gass- og oljereservoarer vi produserer fra idag kan ha vært en slik kildebergart eller de kan

Nytt sedimentlag

Sammenpressing

Fig. 1.4. Sedimentering av organisk materiale.

15

Tett bergart (kappebergart)

Fig. 1.5. Kilde- og reservoarbergart.

ha vært bergarter som har vært lokalisert over kildebergarten hvor oljen og gassen da har blitt fanget. Figur 1.5 illustrerer en mulig kilde/reservoarbergart og migrasjon av olje og gass.

1.2.3. Leting etter olje Reservoarbergarten kan være sandstein eller leire som er både porøs og permeabel (gjennomtrengelig), men over reservoarsteinen må det alltid være et «lokk» av tette bergarter som ikke er permeable. Dersom det ikke var et slikt tett lokk av ugjennomtrengelige steintyper over reservoaret, ville hydrokarbonene ha fortsatt å migrere oppover til overflaten. Det var pga. slik lekkasje at de første oljefeltene i verden ble funnet i det forrige århundre. Også idag siver det hydrokarboner ut fra mange reservoarer gjennom sprekker, og slike små lekkasjer kan brukes til å finne fram til disse reservoarene, bl.a. ved hjelp av laser montert i fly. En mer vanlig framgangsmåte for å finne olje og gass er en seismisk undersøkelse av et område. På land blir seismiske undersøkelser gjort ved hjelp av store terrengående biler proppfulle av datautstyr. Lydbølger blir laget enten ved hjelp av eksplosiver eller ved hjelp av store hydrauli­ ske «hammere». Seismiske undersøkelser i Nordsjøen blir utført av spesialutstyrte skip, som sender lydbølger skapt ved detonering av luftkanoner i sjøoverflaten gjennom sjøen og ned i berggrunnen. Refleksjonen fra disse lydbølgene vil variere avhenging av typen stein og formen på den (se figur 1.6). Geo­ logene kan ved hjelp av avansert datautstyr tolke denne seismikken og an16

Fig. 1.6. Seismiske undersøkelser offshore.

befale mulige områder for boring. Til tross for meget avansert datautstyr og tolkning av de seismiske målingene er det kun mulig å påvise olje- og gassforekomster etter først å ha boret et hull.

1.3. Boring, brønner og komplettering Etter at seismiske undersøkelser og geologiske tolkninger av et område er gjennomført, er det nødvendig å bore for å kunne påvise at det er hy­ drokarboner tilstede. Leteboring blir som oftest utført av en borerigg av den typen som er illustrert i figur 1.7, men på dypere vann blir også bore­ skip brukt, se figur 1.8. Figur 1.9 viser en prinsippskisse for boring av en brønn med det forskjellige utstyret som blir benyttet. Det er i prinsippet liten forskjell på leteboring og boring fra en kombi­ nert bore- og produksjonsplattform. I begge tilfeller vil det som oftest bli boret ved rotasjon av borestrengen fra overflaten og hovedkomponentene i boresystemet er de samme. Forenklet kan vi si at disse hovedkomponen­ tene er: slampumper, borerør, boretårn, slamsystemet og utblåsingssikringen. Borestrengen er sammensatt av opptil flere hundre mindre rør hver med en lengde på mellom 9 og 15 m, som blir skrudd sammen. På denne måten er det mulig etterhvert som det blir boret nedover å forlenge bore17

Fig. 1. 7. Flytende borerigg.

Fig. 1.8. Boreskip blir brukt på store havdyp. Ved hjelp av sensorer og propeller foran og bak kan boreskip holde posisjonen meget nøyaktig. Enkelte boreskip har også mulighet for produksjon og har vært brukt i testproduksjon av flere norske felt (Petrojarl 1).

18

Løpeblokk

Boreslamslange

Svivel

Slamrør Boretårn

Boreslam Driv rør

Slampumpe

Rotasjonsbord

Maskinrom

Sikkerhetsventil

Vibrasjonssikt Slamtank

Forankringsrør

Sement

Ringrom

Foringsrør

Regulær gjengemuffe

Boreslam beveger seg nedover inne i borestrengen

Slamstrømmen transporterer borckaks til overflaten Vektrør Borekrone

Fig. 1.9. Prinsippskisse for boring. Den viser hvordan boring foregår på en enkel borerigg på land. Offshore er det idag mer vanlig at rotasjonsbordet er erstattet av et «top drive»-system som driver borestrengen rundt «ovenfra» (der hvor svivel er indikert). *

strengen ved å skru på ett eller flere rør i toppen. Når det er nødvendig å ta ut borestrengen, f.eks. ved skifte av borekrone, kan rørene skrues fra hverandre og plasseres på lagerplassen i boretårnet. 19

Borestrengen fører boreslam ned i brønnen. Boreslammet har flere vik­ tige funksjoner, slik som å transportere knust stein (borekaks) opp til overflaten, trykk-kontroll i brønnen, samt kjøling av borekronen og strengen. I tillegg kan boreslammet brukes som drivkraft for hydrauliske boremotorer. Det er hovedsaklig to grupper av boreslam; vannbasert og oljebasert. Det vannbaserte slammet er laget ved å blande vektstoffer og diverse kje­ mikalier i sjøvann. Mengder vektstoffer i blandingen er avhengig av tryk­ ket nede i formasjonen. Vekten av boreslammet skal nemlig motsvare det trykket som en kan få ned i brønnen. Det oljebaserte boreslammet blir laget ved å erstatte vannet med mineralolje. Dette gir slammet bedre egenskaper med hensyn til friksjonsreduksjon mellom borestrengen og brønnveggen og er derfor ofte brukt i forbindelse med boring av horison­ tale brønner. Pga. den store mengden som blir forbrukt var det tidligere vanlig å slippe til sjø delvis renset oljebasert boreslam. Dette er nå for­ budt, og oljeselskapene har derfor funnet fram til alternativer som ikke er forurensende, deriblant reinjeksjon. Når borestrengen er kommet ned til reservoaret blir det tatt kjerneprø­ ver. Til dette brukes et spesialbor som kan kutte en sylindrisk del av stei­ nen, og denne kan taes opp til overflaten. Her kan porøsitet og permeabi­ litet til reservoarsteinen måles.

1.3.1. Komplettering Etter at boringen av en brønn er ferdig, skal brønnen klargjøres for videre bruk. En brønn kan enten være en produksjons- eller en injeksjonsbrønn og vil derfor bli ferdigstilt, eller komplettert, etter behov og ønsket funk­ sjon (letebrønner er ett spesielt tilfelle, men også disse vil ofte bli kom­ plettert for produksjonstesting). Uttrykket «komplettering av en brønn» viser til de arbeidsoperasjonene som har som formål å montere utstyr nede i brønnen for å kontrollere og isolere produksjonen. Figur 1.10 vi­ ser et oversiktsbilde over en produksjonsbrønn med utstyret som inngår i kompletteringen. Formålet med brønnkompletteringen er å isolere produksjonsstrømmen slik at det er mulig å ha en tett forbindelse fra reservoaret og helt opp til plattformen. Dette kan en oppnå ved å montere et produksjonsrør (tubing) som går fra ankerpunktet, produksjonspakningen (packer), og helt opp til ventiltreet (se kapittel 2). Produksjons røret vil typisk ha en indre diameter på 12-15 cm og består av mange mindre rør som er skrudd sammen på samme måte som borestrengen. I tillegg er det, som en del av produksjonsrøret, montert en ventil. Dette er den såkalte brannsik­ rings ventilen, BSV (Surface Controlled Subsurface Safety Valve, SCSSV). Denne ventilen skal isolere brønnen og reservoaret fra plattfor20

Ventiltre (Christmas Tree)

Reservoar

Fig. 1.10. Typisk produksjonsbrønn. Skissen viser hovedprinsippene for en brønnkomplettering for en produksjonsbrønn (olje eller gass). For en injeksjonsbrønn (vann eller gass) vil oppbyggingen være lik.

men dersom et uhell skulle oppstå. En type brønnsikringsventil er vist i figur 1.11.

1.3.2. Perforering Under boring vil det bli montert og sementert et rør som også går gjen­ nom selve reservoaret. Dette røret er det såkalte foringsrøret. Før pro­ duksjonen kan starte opp må dette røret perforeres eller gjennomhulles. Til dette formålet brukes en perforeringskanon. Denne skyter hull i røret ved hjelp av eksplosiver som enten er regulære kuler (metal slugs) eller det kan være eksplosiver som ved hjelp av en meget varm jetstråle, lager hull i rørveggen og inn i reservoaret. Se figur 1.12.

21

Fig. 1.11. Denne ventilen (SCSSV) er montert dypt nede i brønnen. Venti­ len er en sikring mot at hydrokarboner fra reservoaret kan strømme til overflaten dersom noe går galt. Ventilen, av type AVA, er vist i stengt po­ sisjon (1 og 2), og i åpen posisjon (3).

22

Fig. 1.12. Perforering. Ved perforering av en brønn blir dette verktøyet ført ned til reservoardelen av brønnen. Som regel vil brønnen være i un­ dertrykk slik at reservoarvæskene vil strømme inn i produksjonstrengen med en gang det blir hull. Dette vil også bidra til å rense hullene for urenheter.

1.3.3. Gruspakking Enkelte reservoar har problemer med sandproduksjon. For disse reservo­ arene er sammenpakkingen av reservoarsteinen så løs at denne «smul­ drer» opp når produksjonen starter. Dermed kommer reservoarstein, i form av små sandkorn, inn i brønnen. For å hindre at denne sanden kan komme opp til overflaten og erodere hull i utstyr og ventiler, kan et sandfilter monteres nede i brønnen. Konstruksjonen til dette filteret kan varie­ re, men formålet er å hindre sandpartikler i å komme fra reservoaret og inn i brønnen. En brønn med et slikt filter montert vil bli omtalt som gruspakket. Figur 1.13 illustrerer en brønn som er gruspakket (gavel pack).

1.3.4. Kabel og kveilerørsoperasjoner Det vil med jevne mellomrom være behov for å kunne gjøre enkelte ar­ beidsoperasjoner nede i brønnen f.eks. i forbindelse med vedlikehold av 23

Fig. 1.13. Gruspakking. 11 og 2 blir grusen pumpet ned mellom sandsikten og perforeringene. I 3 illustreres produksjon gjennom grusen og sandsikten (Statoils temahefte om gruspakking).

ventiler. Til dette formålet har det blitt utviklet en teknologi som går un­ der fellesbetegnelsen kabeloperasjoner (wireline). Perforering av en brønn er en type kabeloperasjon. Enkelt fortalt er metodene som blir brukt ved kabeloperasjoner basert på at en kabel, eller wire, blir firt ned i borehullet. I enden av kabelen vil det henge en verktøy streng som kan ha forskjellig oppbygging, avhen­ gig av den enkelte operasjonen. Ved å måle hvor mye kabel som til en­ hver tid blir firt ned og ved å sammenligne dette med en nøyaktig beskri­ velse av den enkelte brønnen, er det mulig å fire kabelen ned i hullet slik at en treffer et bestemt punkt. Verktøy strengen kan da ved hjelp av spe­ sielle utløsermekanismer f.eks. montere eller demontere en ventil eller et måleapparat nede i brønnen. Figur 1.14 viser oppbyggingen av en verktøystreng for kabeloperasjoner. Det er i tillegg til kabeloperasjoner også mange data om reservoaret som kan innhentes ved å fire en kabel med måleutstyr ned i en brønn. Det­ te blir kalt loggeoperasjoner. I slike tilfeller vil instrumentene som blir firt ned, enten sende data tilbake til overflaten eller dataene blir lagret i instrumentet og deretter hentet ut når instrumentet blir heist opp igjen. I en horisontal brønn er det ikke mulig å utføre verken kabeloperasjo­ ner eller vanlig logging. For slike brønner kan logging og andre operasjo24

"ROPE SOCKET"' - Brukes til å feste pianotråden (wire) til selve kabelen.

"STEM" (vekter) - Har som funksjon å gi kabclstrcngen kraft til å overkomme oppdrift, samt gi ekstra kraft til hammeren.

"JAR" (hammer) - Dette er en mekanisk hammer som har til oppgave å gi hammereffekt for å sette utstyr, løsne utstyr, etc.

"KNUCKLE JOINT" (kneledd) - Virker som et universalledd og brukes i ødelagte produksjonsrør, avviksbrønner, etc.

VERKTØY - Her kan en rekke forskjellige verktøy settes på (setteverktøy, henteverktøy, spesialverktøy).

Fig. 1.14. Kabelstreng. ner utføres av kveilerør. Kveilerør er sammenhengende lengder av rør, med en typisk diameter på 1-J ,5 tommer (2,5-3 cm). Kveilerrør er rullet opp på store tromler, derav navnet (coiled tubing). Fordelene med å bru­ ke kveilerør også i vanlige brønner er at operasjonene kan foregå uavhen­ gig av plattformens borerigg. Kveilerør blir brukt til andre operasjoner også, slik som syrevasking og sandvasking av brønner.

1.4. Økonomi og feltevaluering Investeringene i forbindelse med utbygging av olje/gassfelt i Nordsjøen 25

er svært store. Lønnsomheten for enhver utbygging vil være avhengig av en rekke faktorer, slik som antall brønner som må bores, tidspunkt for oppstart av produksjonen, plattformkonsept, forboringsmuligheter, driftskostnader og framfor alt, prisen på olje og gass. Fra et drivverdig olje/gassfelt blir funnet til det kommer i drift kan det ta mange år, i mange tilfeller ti år eller mer. I denne tiden vil som regel operatøren og partnerne vurdere mulige alternative utbyggingsløsninger. Mindre felt kan f.eks. knyttes opp til eksisterende plattformer med en undervannsløsning. Andre felt vil kunne trenge en plattformløsning og her vil diskusjonen kunne være hva slags plattform, betong eller stål, samt hva slags prosessering som må til. Deretter vil det bli vurdert hvor gassen og oljen skal eksporteres. Valg av plattformkonsept/undervannsløsning vil ha avgjørende betyd­ ning for driftskostnadene for feltet. Tidligere ble driftskostnadene sett på som bortimot ubetydelige sett i forhold til den store inntjeningen de fleste felt hadde. Etter oljeprisfallet forrige tiår er imidlertid fokuseringen på reduserte driftskostnader ofte svært viktige elementer i det endelig valget av plattformløsning. Det er i de siste årene kommet flere konsepter med feltutbygging med plattformer som ikke krever permanent bemanning, eks. Hod, Embla og Frøy. Fordelen med å bygge en plattform som kan fjernstyres fra en annen plattform eller fra land, er at plattformens stør­ relse kan bli betydelig mindre da en sparer vekten og plassen til et evt. boligkvarter med støttesystemer. I tillegg kommer selvfølgelig besparel­ sen på bemanningen. En liten plattform med en fast bemanning på ti per­ soner for den daglige driften vil pga. arbeidstid og skiftordninger, kunne koste operatøren mer enn 30 millioner kroner i året i lønnskostnader (inkl, sosiale kostnader). Det er derfor i mange tilfeller svært lønnsomt å bygge en plattform med utstyr og systemer som krever et minimum av vedlikehold, og fjernstyre denne. Figur 1.15 illustrerer en mulig kostnads/inntektsprofil for et tenkt olje­ felt. Som en ser av figuren, vil det til sist være driftskostnadene som er avgjørende for når produksjonen stopper. Jo lavere driftskostnadene er, jo lenger vil derfor en plattform være i produksjon. Det er derfor alltid av betydning for et operatørselskap å fokusere på reduksjon av driftskost­ nadene. I denne sammenheng er det selvfølgelig ikke bare bemanningsreduksjoner som er viktig, men også en fokusering på andre store drifts­ kostnader slik som valg av vedlikeholdsfilosofi, kjemikaliebruk, samt landbaserte støttefunksjoner. For et oljefelt vil gassen i mange tilfeller ha en mindre verdi. Enkelte felt i Nordsjøen har faktisk gitt bort gassen bare for å blit kvitt den som følge av tidligere produksjonsoppstart enn antatt. Dette er et stort para­ doks som hovedsaklig skyldes at såkalt assosiert gass, gass fra oljepro26

duksjon, er normalt en beskjeden mengde og at produksjonsprofilen ofte vanskeliggjør stabile leveranser over lang tid. Likevel er gass-salget ofte avgjørende for om og når et oljefelt blir utbygget, da myndighetene bare tillater at gassen blir brent i fakkel inntil visse grenser. En erfaring som ofte blir ignorert i forbindelse med prosjekteringen av en plattform, er betydningen av oppgradering/modifisering av plattfor­ mens systemer. Figur 1.16 viser hvordan en i mange tilfeller antar at oljeog gassproduksjonen, og vanninjeksjonen vil bli. I figur 1.17 er de fakti­ ske forhold basert på erfaring illustrert. Det er faktisk slik at praktisk talt alle plattformer med vanninjeksjon vil få et større behov enn det som en antar i prosjektfasen. Dessverre blir det ofte meget store kostnader med å modifisere eksisterende systemer i drift, noe en kunne ha spart dersom

27

Vanninjeksjon

Produsert vann

Olje og gass

Fig. 1.17. Virkelig utvikling.

en hadde tatt utgangspunkt i denne erfaringen. I konstruksjonsfasen er det ofte bare nødvendig å gjøre små endringer med påfølgende ubetydelige økninger i investeringene for å gjøre evt. framtidig oppgradering rimelig og effektiv. F.eks. er det mulig å bygge inn de nødvendige knytepunkt på rør for å montere ekstra pumper, rørene i systemet kan gjøres noe stør­ re for å tillate større væskemengder, plass kan fysisk avsettes for nytt ut­ styr etc.

KAPITTEL 2

PRODUKSJONSPROSESSEN PÅ PLATTFORMEN

Innledning I dette kapitlet skal vi gå gjennom det meste av utstyret og systemene som tilhører plattformens produksjonssystem, eller prosessystem. Også i det­ te kapitlet vil vi forsøke å følge en naturlig prosesstrøm, slik at vi går gjennom systemene og komponentene i den rekkefølge som oljen og gas­ sen gjør det. Før vi begynner på beskrivelsen av det forskjellige utstyret og systeme­ ne som benyttes, er det nødvendig å illustrere noen fundamentale symbo­ ler som blir benyttet på de tegningene som blir brukt for å representere utstyret og systemene. Figur 2.1 viser et utdrag av de aller viktigste sym­ bolene som blir brukt på de såkalte P&ID’s (Piping and Instrument Drawings). Til tross for endel forsøk på standardisering i industrien, kan det være mindre forskjeller i bruken av enkelte av de symboler som blir brukt. Oversikten i figur 2.1 viser symboler som oftest er brukt.

VENTILSYMBOLER

UTSTYR

Q_

Trykktank (sylindrisk

j)

Generelt for kontrollventiler

~Pumpe (generelt)

Kuleventil

Tilbakeslagsventil (kan også være —

- >

iM ___ 1

Kompressor

Å

Trykksikringsventil (PSV)

Varmeveksler

>\X/x Spjeldventil

v »

Hydrosyklon

Fig. 2.1. Symboler.

29

2.1. Ventiltre 2.1.1. Formål med ventiltreet Som nevnt tidligere, er det nødvendig å lage et fullstendig isolert rørsystem fra reservoaret opp til produksjonsplattformen for å kunne kontrol­ lere de voldsomme kreftene som kan oppstå dersom et reservoar får lov til å strømme fritt opp til overflaten. Til denne kontrollen trenger vi en rekke ventiler og ventiltreet er derfor en samling av ventiler som er mon­ tert direkte på brønnhodet, eller toppen av brønnen. Et typisk ventiltre (Christmas tree, juletre) er illustrert i figur 2.2. Hver enkelt brønn på en plattform har et eget ventiltre. På en stor plattform vil det derfor kunne være 40-50 ventiltrær i brønnmodulen.

Fig. 2.2. Ventiltre. 30

Detaljene på et ventiltre kan variere fra plattform til plattform, men prin­ sippet er det samme. Normalt vil et ventiltre bestå av en nedre hovedventil, en øvre hovedventil og en vingventil. I tillegg er det ventiler og åpnin­ ger som tillater brønnoperasjoner (se underkapittel 1.3) gjennom toppen av ventiltreet, samt en spesiell kobling for å pumpe inn boreslam for å «drepe» brønnen (hindre den i å strømme). Uttrykket «drepe en brønn» viser til operasjoner hvor en væske blir pumpet ned i brønnen for å mot­ svare reservoartrykket. Funksjonen til ventilene på ventiltreet, er å kunne isolere en brønn fra plattformen på en sikker måte. I tillegg til brannsikrings ventilen er ven­ tiltreet den viktigste sikringen for å hindre en ukontrollert strømning av reservoar- væsker ved uhell. Ventiltreet er i henhold til lovverket dimensjonert slik at det skal kunne tåle fullt reservoartrykk. Trykket som blir målt på ventiltreet er enten det strømmende brønntrykket (Flowing Wellhead Pressure, FWHP) eller det nedstengte brønntrykket (Shut-In Wellhead Pressure, SIWHP). For gassbrønner vil det nedstengte brønntrykket kunne være tett opp mot reservo­ artrykket, mens det for oljebrønner normalt vil være betydelig lavere. Det strømmende brønntrykket i en produksjonsbrønn vil alltid være lave­ re - hvor lavt vil være avhengig av produksjonsrate, type væske (olje eller gass) og reservoarets dybde og trykkforhold. Strømningsmengden, og dermed trykket, gjennom ventiltreet blir styrt av strupeventilen (se un­ derkapittel 2.2).

2.1.2. Typer ventiltre og oppbygging Det finnes flere typer ventiltre. Havbunnsmontert, oljebrønn-, gassbrønn- og injeksjonsventiltre. Selv om det er detaljer som er forskjellige, er prinsippene for oppbyggingen de samme. Et havbunnstre er et ventiltre hvor alle funksjonene/ventilene er plassert på havbunnen, gjerne i en ramme sammen med flere andre brønner. En slik havbunnsbrønn blir ført opp til produksjonsplattformen hvor videre prosessering finner sted. Av sikkerhetsårsaker blir det også her montert et ventiltre, men da det ikke er nødvendig eller teknisk mulig å gjøre brønnvedlikehold (wireline) gjennom det plattformbaserte ventiltreet, betyr det at dette blir mye min­ dre enn et normalt ventiltre. For slike havbunnsbrønner vil evt. vedlike­ hold bli gjort av flytende borerigger som kobler seg opp mot brønnen. Hoved- og vingventilene som er montert på ventiltreet, er som regel hydrauliske og styrt av plattformens prosessovervåkningssystem. Ved unormale driftsforhold vil disse ventilene stenge automatisk. På treet er det i tillegg montert trykkfølere som gir informasjon om brønntrykket til plattformens kontrollsystem. 31

2.1.3. Brønnhodet Ventiltreet er montert på brønnhodet (se figur 2.3) som igjen er festepunktet for alle foringsrørene. Under boringen er det her utblåsingsventilene vil være montert. Det er i tillegg en rekke instrumenter for overvå­ king av brønnen plassert her, slik som trykkmålere for de forskjellige ringrommene, og kjemikalieinjeksjonslinjer og hydrauliske kontrolllinjer.

Klemme

Ringromsvcntil (7" - 9 5/8")

27" Foringsrør 18 5/8" Foringsrør 13 3/8" Foringsrør 9 5/8" Foringsrør 1/4" Kontroll linje

Fig. 2.3. Brønnhode.

32

2.2. Strupeventilen og manifolden Alle produksjonsbrønner har en såkalt strupeventil (choke) montert i strømningsrøret (rørstykket) fra ventiltreet til produksjonsmanifolden. Når oljen og gassen strømmer fra ventiltreet er trykket fremdeles ofte re­ lativt stort og siden alle ventilene i ventiltreet er av typen 100 % åpen eller stengt, er det strupeventilen som blir brukt til å regulere strømningsraten fra brønnen. Samtidig vil denne ventilen normalt være den eneste reguleringsventilen mellom brønnen og innløpet på den første separatoren. Det betyr at selv om det er i separatoren vi kontrollerer trykket, så vil hele trykkfallet oppstå idet oljen/gassen strømmer gjennom strupeventilen og strupeventilen blir derfor utsatt for svært store belastninger. Figur 2.4 vi­ ser hvordan strupeventilen er montert i forhold til brønnen og produk­ sjonsmanifolden (samlestokken for alle brønnene), og figur 2.5 viser prinsippet for en type ventil. Alle produksjonsbrønner blir ført gjennom en dedikert strupeventil og videre til manifolden. Manifolden, eller samlestokken, er et stort rør kon­ struert slik at produksjonen fra alle brønnene kan samles der. Det kan derfor være et stort antall oppkoblinger. På en middelsstor plattform vil det kunne være plass til 25-30 brønner på manifolden som da kan bli 30-50 meter lang og med en diameter på 0,5 meter. Fra manifolden og videre til innløpseparatoren er det kun ett felles rør for alle brønnene. For å kunne foreta brønntesting er det nødvendig med en testmanifold for å lede hver enkelt brønn til testseparatoren.

Fig. 2.4. Strupeventilens plass i prosessen. Trykkfallet over ventilen er her vist som 55 bar (80 - 25), men det vil variere fra brønn til brønn. At det i dette tilfellet er 25 bar er bestemt av prosessanleggets nedstrøms ventiler. 33

AKSEL FOR JUSTERING AV

OLJE/GASS (TIL PROSESSEN)

OUE / GASS (FRA BRØNNEN)

FREMRE

BAKRE

ÅPEN

DELVIS STENGT

STENGT

Fig. 2.5. Willis strupeventil prinsippskisse.

2.3. Separatorer 2.3.1. Generelt om separatorer Oljen og gassen som strømmer opp fra reservoaret kommer til plattfor­ men under høyt trykk. Avhengig av reservoaret og prosessanlegget på plattformen, vil dette trykket kunne være fra 15 til 150 bar målt ved ven­ tiltreet. Ved dette trykket vil mye av gassen fremdeles være oppløst i oljen, selv om endel gass begynner å boble ut på vei opp fra reservoaret nede i brøn­ nen. Oljen og gassen vil etter prosessering bli transportert fra plattfor­ men, enten i tankbåt eller i rørledning. Før oljen kan transporteres er det 34

nødvendig å skille ut mesteparten av gassen, fordi det da blir enklere å pumpe oljen videre i rørledningen. For å skille denne gassen fra oljen trenger vi en stor tank hvor gassen og oljen kan strømme ut av separate utløp. En slik tank kaller vi en separator. Sammen med olje og gass, vil det også kunne strømme endel vann fra reservoaret. Dette vannet vil delvis være blandet inn i oljen (emulsjon, se avsnitt 2.3.5) og delvis strømme fritt. Dette vannet må også kunne skil­ les fra oljen. Vi kan derfor si at hovedformålet med en separator er å skil­ le olje, vann og gass. En slik separator blir kalt en trefase separator (gass, olje og vann), men det finnes også tofase separatorer som kun skiller ut gass fra væske eller vann fra olje. For gassprosessering vil separatorens viktigste funksjon være å skille ut væsker som er oppløst i gassen. Disse væskene kan være vann og kondensat fra reservoaret eller det kan være metanol/glykol som blir pumpet inn i brønnen for å forhindre hydrater (mer om hydrater i avsnitt 2.4.1). En separator på en gassplattform blir derfor ofte omtalt som en frittvannseparator (Free Water Knock Out Drum, FWKO) eller en væskeutskiller (scrubber). På oljeproduserende plattformer med tanktransport, vil det normalt være behov for flere separatorer i serie for å kunne skille olje, gass og vann i flere kontrollerte steg. Før oljen kan lastes over fra lagertankene til tankbåten, er det nødvendig av praktiske og sikkerhetsmessige årsaker å ta ut mesteparten av gassen for å få en stabilisert olje som er egnet for transport i tankbåt. Dette gjøres ved at trykket reduseres gradvis i flere steg. Hvert av disse stegene vil da bestå av en separator som opereres med et bestemt trykk, og trykket vil til slutt bli redusert ned til 1-2 barg. F.eks. er Gullfaks-feltet konstruert med fire forskjellige separatorer i se­ rie (i tillegg til at det er to parallelle systemer, eller prosesstog). På Gullfaks blir all oljen mellomlagret i tanker i bunnen av plattformen og pum­ pet over til tankbåter via et lastebøyesystem (mer om dette i kapittel 7). På plattformer som transporterer oljen videre ved hjelp av rørledninger til land, er det kanskje bare behov for en eller to separatorer. Dette betyr at trykket som oljen sendes videre med, kan være noe høyere, og gassinnholdet kan også være større. F.eks. er Gyda-plattformen konstruert med kun en totrinns separasjonsprosess hvor trykket i den andre separatoren kan være så høyt som 16 barg (1. trinn er på 25 barg). Etter 2. trinnseparatoren blir oljen målt og pumpet videre i rørledning via Ekofisk til Teesside i England. Kravet til vannrensing vil også kunne være avgjørende for antall separasjonstrinn. En plattform med oljetransport i rørledning vil kunne ha et krav til vann i olje på 2%, mens det ved tankbåtlasting typisk vil være 0,5%.

35

36

Som tidligere nevnt, vil gassen skilles ut fra oljen når vi reduserer tryk­ ket. For å illustrere dette, kan vi tenke på en brusflaske som har blitt ristet og deretter åpnet raskt. Gassen (i dette tilfelle CO2) kommer her ut av løsningen med brusen og strømmer ut. Samtidig river gassen med seg mye av brusskummet, fordi prosessen er så brutalt rask. Dette illustrerer hva som også kan skje inne i en separator. Et eksempel på et oljesystem på en enkel plattform med rørledningseksport av stabilisert olje er illustrert i figur 2.6. I figur 2.6 ser vi hvordan testseparatoren er plassert i systemet. Testseparatoren brukes til å måle produksjonen fra hver enkelt brønn. Dette gjøres ved at brønnen styres inn i separatoren ved hjelp av testmanifolden. I testseparatoren blir så olje, vann og gass skilt ut og nøyaktig målt. Dermed kan en finne ut hva den enkelte brønn bidrar med av totalproduksjonen, og disse dataene kan også brukes i forbindelse med reservoarsimulering. Testseparatoren er som regel betydelig mindre enn plattformens øvrige separatorer da den kun skal ta strømmen fra én brønn av gangen. Inn­ maten og oppbygningen vil forøvrig kunne være lik separatoren i figur 2.7. Testing av hver enkelt brønn vil normalt foregå en til to ganger i måne­ den. På en moderne plattform er testingen og innsamlingen av data auto­ matisk. Etter at operatørene manuelt har styrt brønnen som skal testes inn i testseparatoren og startet dataloggingen, vil plattformens datautstyr foreta all innsamling og bearbeidelse av måleresultatene. Testingen av brønnene som tar minst seks timer pr. brønn, vil normalt kunne gjøres uten tap av oljeproduksjon og uten at den enkelte brønn må stenges ned.

2.3.2. Separatortyper En vanlig type horisontal trefaseseparator er illustrert i figur 2.7. Som det

37

går fram av figuren, er det montert endel plater (1) inne i separatoren, både i den øvre delen, gassfasen, og i den nedre olje/vann delen. Disse platene har som funksjon å bedre separatorens evne til å skille gass, olje og vann. Platene i gassfasen fungerer som strømningsrettere og skal hin­ dre turbulent strømning av gassen og samtidig bidra til å skille ut væskedråper som følger gassen. Væskeutskillerplaten (2) er imidlertid den en­ heten som skal sørge for at dråper av væske ikke følger gassen videre inn i gassbehandlingssystemet ved at små væskedråper kolliderer med hver­ andre inne i platen og dermed blir store nok til å falle ned i separatoren som væske. Den delen av strømningsretterplatene som går ned i væskedelen av se­ paratoren skal hjelpe til med å unngå at bølgedannelser i separatoren opp­ står og forstyrrer driften og separasjonen. I tillegg bidrar platene til å skil­ le ut vannet som er oppløst i oljen i det som kalles en emulsjon (mer om emulsjoner i 2.3.5). Disse platene er imidlertid ikke montert i alle separa­ torer. På oljefelt med stor sedimentproduksjon (sand, leire) vil det være fordelaktig å ikke ha plater i væskedelen da disse ellers ville kunne bli tettet av sedimenter. Forøvrig er det svært mange varianter av separator innmat, alt etter hva slags separasjonsproblem som må løses.

38

Separatorer kan også være vertikale, slik som illustrert i figur 2.8. Valg av type separatorer vil bli basert på ønsket funksjon, og effektivitet, men plass og vekthensyn er også av betydning. Generelt kan det sies at horisontale separatorer er mest brukt for utskilling av gass fra olje, mens vertikale separatorer er mest brukt for utskilling av væske fra gass. Størrelsen på en gitt separator blir beregnet basert på hva slags trykk separatoren skal operere under, separatorens funksjon (utskilling av væske, gass eller begge deler) og hvor stor gass og væskerate separatoren skal behandle. Typiske dimensjoner for en 1 .trinn høytrykkseparator kan være en diameter på 3,5 meter og en lengde på 12 meter (Gullfaks). Det finnes andre typer separatorer som f.eks. bruker sentrifugalkrefter for separasjonen. Ulempen med disse er at de er mer kostbare å konstrue­ re og vedlikeholde og at de er best egnet for separasjon når gass/oljeforholdet (GOF, gass/oljeforhold) er lavt. Figur 2.9 viser en slik separator. Det pågår en kontinuerlig forskning og utvikling av separatorer som

Fig. 2.9. Sentrifugal separator (Litt. ref. 6).

39

skal kunne gi en bedre separasjon ved mindre vekt og volum. Mindre se­ paratorer vil bety mindre vekt og derved kunne gi besparelser på framti­ dige plattformer og bidra til å gjøre små oljefelt lønnsomme.

2.3.3. Oppbygging og funksjon Som tidligere nevnt, viser figur 2.7 en generell oppbygging av en hori­ sontal trefaseseparator. Denne separatoren er en typisk innløpsseparator, eller 1.trinn separator som mange kaller den. For å sikre stabile forhold inne i separatoren og derved en god separa­ sjon, er det nødvendig å montere et målesystem som regulerer mengden av væske som slippes ut. Tilsvarende systemer finnes for å kontrollere trykket (se neste avsnitt om instrumentering). Den krumme innløpssprederen (4) kaster og sprer blandingen av olje, gass og vann mot separatorveggen for å forhindre at bølger oppstår i se­ paratoren, og å bidra til en raskere utskilling av gassen. Den vertikale platen (3) blir kalt vannskilleplaten (water weir). Vannskilleplaten har som funksjon å forhindre at vannet, som er tyngre enn oljen og derfor samles i bunnen av separatoren, skal følge oljen videre i prosessen. På denne måten dannes det et lag av vann (vannbasseng) i bunnen av separatoren som kan taes ut gjennom vannutløpet. Det er tyngdekraften som er den drivende kraften bak separasjonsprosessen i en vanlig separator. Vann/olje/gass-blandingen som kommer inn i separatoren, blir separert ved at væskeblandingen har en lang oppholds­ tid i separatoren, typisk 3-5 minutter, samt av at tetthetsforskjellen mel­ lom de forskjellige væskene er stor. Vannet i oljen vil synke ned til bun­ nen pga. at vannets tetthet er større enn oljen. Siden trykket i separatoren er lavere enn boblepunktet, vil gassen komme ut av løsning (boblepunktet er det trykket hvor den første gassboblen kommer ut av løsning i en væske). Oppholdstiden er den tiden en væskepartikkel, eller gasspartikkel, bru­ ker på å strømme gjennom separatoren. For en separator med oppholds­ tid for olje på 3 minutter og en lengde på 10 meter er hastigheten til en gitt partikkel i oljen ca. 0,2 km/t. Det er altså ikke noe særlig fart over en slik separasjonsprosess, og det skal det heller ikke være! De vertikale platene (1) som er montert i den gassfylte delen av separa­ toren, skal som tidligere nevnt, skille ut dråper av olje (kondensat) som kan bli revet med gassen ut av separatoren. En slik væskemedriving (carry over) vil kunne gi store problemer i gass-systemet dersom den blir for stor (mer om dette i underkapittel 2.4). I tillegg til de vanlige separatortyper som vi til nå har sett på, finnes det på enkelte plattformer også en vannutskiller eller koalescer (coalescer) som en del av separasjonsprosessen. Denne koalesceren har som 40

funksjon å fjerne de siste dråpene av vann i oljen og det er prinsippet om elektrisk polaritet i vanndråper som blir brukt. Selve vannutskilleren er som oftest sylindrisk og med store dimensjoner for å oppnå lang nok opp­ holdstid for væsken (5-10 minutter). Trykket vannutskilleren opererer under er som regel svært lavt, f.eks. 1-2 barg. Inne i tanken er det så plassert en rekke plater som er strømførende og som derved lager elekt­ riske felt. Vanndråper som passerer de elektriske feltene, blir dratt mot hverandre og blir tilslutt så store at de faller ned i bunnen av tanken, hvor de samles og kan taes ut som relativt rent vann. Figur 2.10 viser innmaten i en slik koalescer.

Fig. 2.10. Koalescer innmat.

En koalescer vil kunne fjerne svært mye av det vannet som er igjen i oljen etter separarering i konvensjonelle separatorer, typisk ned til min­ dre enn 0,5% vann i olje. Det vil være mest aktuelt å bruke slike koalescere på plattformer hvor det er bøyelasting av oljen og hvor transport­ kostnadene for oljen/vannet vil bli høye, men f.eks. Oseberg-feltet har også montert koalescere selv om all oljeeksport blir utført ved hjelp av rørledning inn til Sture. Ved bøyelasting vil kravet til vannfjerning like­ vel normalt være større enn ved transport i en rørledning. I de rørlednin­ gene vi har på norsk sokkel varierer det tillatte vanninnholdet mellom 2 % (Ekofisk- systemet) og 0,5% (Osebergs transportsystem).

2.3.4. Instrumentering av en trefase separator Som nevnt tidligere, er separatorenes funksjon å skille olje, gass og vann fra hverandre. For å kunne kontrollere denne utskillingen, eller separa­ sjonen, er det nødvendig å montere endel instrumentering på separatoren.

41

PSV

- Pressure Safety Valve

- Overtrykkssikring

PT

- Pressure Transmittcr

- Trykkgivcr

LT

- Lcvel Transmittcr

- Nivågiver

LCV

- Lcvel Control Valvc

- Nivåkontroll ventil

PCV

- Pressure Control Valvc

- Trykkontroll ventil

ESDV - Emergency Shut Down Valvc - Nødavstengningsventil

Fig. 2.11. Instrumentering av en separator (forenklet diagram).

Figur 2.11 viser et forenklet diagram over den mest elementære instru­ menteringen på en separator. Væskenivået i separatoren må overvåkes både for å unngå at væsken renner over til gass-systemet, samt å unngå at væsken tømmes ut av sepa­ ratoren og at gass derved strømmer direkte til neste trinn i prosessen. Det er også viktig å sørge for stabile forhold inne i separatoren for å oppnå den korrekte oppholdstiden og bidra til separasjonen av vann og olje. I tillegg er det viktig å kunne kontrollere nivået på det utskilte (produserte) vannet i separatoren, da det kan være fare for oljeutslipp til sjø dersom nivået blir for lavt. Kontrollsystemet skal sørge for at automatiske avstengingsventiler stenger før vannivået blir så lavt at oljen trenger gjennom og ned til be­ handlingssystemet for oljeholdig vann. Dersom det skjer vil rensesyste­ met ganske fort bli overbelastet og olje vil kunne strømme ut til sjøen. Ved et gitt nivå, vil derfor avstengingsventilene lukkes automatisk for å forhindre dette. Av sikkerhetsmessige og prosesstekniske grunner er det også nødven­ dig å montere utstyr som kan overvåke trykket og holde det stabilt, samt å avlaste separatoren dersom det skjer noe unormalt. 42

De fleste separatorer er konstruert for et maksimalt driftstrykk som er lavere enn trykket på brønnhodet. Det betyr at det vil kunne være fysisk mulig ved f.eks. teknisk svikt å få et høyere trykk i separatorene enn det den er konstruert for. Dersom trykket i separatoren overstiger det tillatte driftstrykket, vil separatoren kunne sprekke, og olje og gass vil kunne strømme ukontrollert ut. For å forhindre dette er det derfor montert så­ kalte trykksikringsventiler (Pressure Safety Valves, PSV) som automat­ isk slipper ut gass ved et trykk som er under det separatoren normalt vil kunne tåle. Den gassen som da slippes ut, vil bli samlet opp og ledet til fakkel systemet hvor den blir brent i sikker avstand fra plattformen. For å unngå at trykksikringsventiler åpner og slipper ut gass unødven­ dig, er det montert et kontrollsystem som automatisk regulerer gass­ mengden som går fra separatoren til gassbehandlingssystemet. Dette kontrollsystemet opererer på ren trykkmåling. Når trykket øker, åpner ventilen og slipper ut gass til trykket i separatoren igjen er tilbake til det valgte settpunktet. Det vil altså kun være ved totalt svikt i dette systemet at trykksikringsventilene (PSV’ene) åpner. I tillegg til trykk og nivå blir også temperaturen i separatoren målt, men som regel er ikke temperaturen en del av kontrollsystemet. Med andre ord, temperaturen blir ikke justert i separatoren. Mange plattformer har likevel muligheter for temperaturregulering av oljestrømmen ved hjelp av varmevekslere i oljelinjen til innløpsseparatoren eller evt. mellom en­ kelte separatortrinn. Varmevekslere kan da brukes til enten å øke tempe­ raturen eller å senke den, avhengig av ønsket komposisjon og damptrykk på oljen. Da det ofte må ganske store temperaturjusteringer til, noe som er meget energikrevende, for å få en effekt i det hele tatt, foretas det som regel ikke kjøling/varming av oljen i forbindelse med separasjonen offshore. Ek­ sempel på unntak er olje som må kjøles før lagring i lagerceller (ved tankbåttransport av olje) og olje fra satellittfelt som må varmes fordi den er blitt nedkjølt på veien til plattformen i rørledningen. Enkelte felt har også valgt å kjøle ned oljen før transport for å redusere korrosjonsraten i rør­ ledningen, men dette er ikke vanlig. For en gassplattform er det imidlertid vanlig å varme opp gassen i for­ skjellige deler av prosessen. Gassen vil pga. trykkfall gjennom ventiler og prosessutstyr kunne få svært lav temperatur. En tommelregel sier at temperaturen på gassen vil falle med 1 °C pr. 3 bar trykkfall. For å unngå ising og hydratdannelser vil det derfor bli injisert glykol i tillegg til at gas­ sen blir varmet opp (mer om hydrater og glykolinjisering i underkapittel 2.4).

43

2.3.5. Driftsforhold og problemer med separatorer Trykk Separatoren vil normalt operere under høyt trykk. Dette trykket vil være svært avhengig av det enkelte felt, samt hvilket trinn i separasjonsprosessen separatoren er. F.eks. vil 1 .trinn separatoren på Gullfaks og Statfjord typisk operere med trykk på 60-70 barg, Gyda 20-25 barg og Veslefrikk 10-15 barg.

Temperatur Temperaturen vil også kunne variere svært, fra 110°C til 60°C. Dette blir hovedsaklig bestemt av reservoardybden, med høyere temperatur jo dypere reservoaret er, da temperaturen i reservoaret vil stige ca. 30 °C pr. km dybde. Samtidig vil temperaturen i de forskjellige separatortrinnene variere, avhengig av bl.a. om oljen blir forvarmet i en varmeveksler eller nedkjølt i en råoljekjøler før den kommer inn i separatoren. Tempe­ raturen vil også variere med feltets levetid og den vil bli lavere ved stor vannproduksjon fra egen vanninjeksjon mot slutten av levetiden. Sand og sedimenter De fleste separatorer er konstruert for å kunne fjerne sedimenter (sand/leire) som samles i bunnen av separatoren under drift ved hjelp av spylesystemet (se figur 2.12). Spylesystemet (Jet Water System) virker ved at oksygenfritt vann fra vanninjeksjonssystemet under høyere trykk enn separatorens driftstrykk (typisk pluss 3 bar) blir ført inn i et for­ delingssystem med forgreininger i bunnen av separatoren. Det oppnåes da en spyleeffekt som «fluidiserer» sedimentene og gjør det mulig å fjerne dem ved å åpne ventiler i bunnen av separatoren. Denne fluidiseringen av sedimentene vil pågå i 10-30 sekunder før ventilene i bunnen blir åp­ net og sedimentene blir dratt ut pga. undertrykket som oppstår. Til tross for at systemet blir kalt et spylesystem, er det altså ikke en fysisk spyling som gjør at sedimentene blir fjernet men det at vannet løser opp sediment­ ene. Ved hjelp av ventilene i bunnen av separatoren vil bunnfallet bli le­ det over i enten produsertvann-rensesystemet eller til lukket-dreneringssystemet. Sedimentene som kan finnes i separatoren er som regel tyngre enn både oljen og vannet i separatoren og vil derfor falle ned i bunnen. Oftest vil dette være sand og leirpartikler som i svært små mengder, kanskje bare noen få kg pr. dag, blir dratt med oljen og gassen fra reservoaret. Over tid vil dette likevel kunne bygge seg opp til å bli et problem fordi det kan forstyrre driften av separatoren. Spesielt følsom kan nivåkontrollen for olje/vann-grenseskillet (interface) være, da det ved feil i dette systemet 44

Tilførsel av vann under trykk

Fig. 2.12. Sandjjerning. Høytrykksvann fra injeksjonssystemet blir ledet inn i fordelingssystemet. Når vannet treffer sedimentene, blir disse «fluidisert» og kan derfor tas ut av bunnen av separatoren ved å åpne utløpsventilen.

som følge av tetning av uttaket for måling, vil kunne komme store meng­ der olje til sjøen. I enkelte ekstreme tilfeller vil det kunne komme mye sand eller leire opp fra reservoaret i løpet av kort tid, spesielt hvis en brønn tillates å strømme fritt (med strupeventilen helt åpen). Dette er da et sikkerhetsproblem fordi olje/gass/sand-blandingen kan tære (erodere) hull i rør og ventiler på svært kort tid (sandblåsingseffekt), kanskje bare i løpet av få timer. På en plattform på norsk sokkel ble det ved en kontrol­ lert test produsert ca. tre tonn sand fra en brønn i løpet av fire dager! Dersom sand og leirpartiklene ikke blir fjernet jevnlig, vil slitasje på nivåkontrollventilen for olje/vann fort kunne bli uakseptabel. Sanden som samles i bunnen av separatoren, vil bygges opp over tid og til slutt 45

begynne å komme ut vannutløpet, noe som fort vil erodere denne kon­ troll ventilen. I tillegg vil sanden oppta plassen som vannet skal ha i sepa­ ratoren (i bunnen), noe som kan redusere oppholdstiden kraftig for van­ net og derved redusere separasjonseffekten. Sand og sandoppbygging er et vanlig problem for horisontale trefaseseparatorer. Det blir derfor brukt mye tid og penger for å finne løsninger som reduserer eller eliminerer dette problemet. Det beste er selvfølgelig å hindre sanden i å strømme ut fra reservoaret ved å gruspakke brønnen (se avsnitt 1.3.3.), men det er også forsket mye på å konstruere separato­ rer som gjør at det er mulig å «leve med» en stor sandproduksjon. Bl.a. er det mulig å bytte nivåmålerutstyr til typer som ikke vil være så sensiti­ ve for sedimentdannelse i bunnen (f.eks. radioaktive typer), installere do­ ble vann- og oljeutløp som vil tillate utskifting av ventilinnmat i drift, samt effektivisere spylessystemet og prosedyrene for spyling.

Asfaltener For enkelte oljefelt er ikke sand/leire-produksjon noe stort problem. Dis­ se feltene kan imidlertid ofte ha avsetning av andre typer faste stoffer i separatoren. Disse går under fellesbetegnelsen asfaltener. Asfaltener er tyngre komponenter av olje som er i fast form, og som av utseende og egenskaper kan være lik asfalt. Dette klebrige stoffet felles ut ved trykk­ fall i oljen og kan gi store problemer. I noen tilfeller har tap av oljepro­ duksjon på flere tusen fat olje oppstått som følge av at asfaltener har kle­ bet seg til rørveggen i brønnen og derved redusert åpningen oljen kan strømme gjennom. I en separator vil likevel asfaltener kunne gi størst problemer med kontrollsystemer ved at de hindrer en riktig måling av oljenivået. Det finnes kjemikalier som kan injiseres for å løse opp og derved redu­ sere asfaltenoppbygging (toluene), men det kan fort bli svært kostbart å injisere tilstrekkelige mengder til at det gir effekt. Det er imidlertid mulig å redusere effekten av asfaltener (i separatoren) ved å installere spesielle oppsamlingskammere inne i separatoren. Da asfaltenene normalt er noe tyngre enn olje, men samtidig noe lettere enn vann, betyr det at de vil fly­ te omkring i grensesjiktet mellom oljen og vannet. Ved å drenere dette sjiktet via spesielle oppsamlingskar, vil en altså kunne ta ut asfaltenene fra separatoren i drift. Asfaltener må ikke forveksles med vokskomponenter som kan skilles ut fra oljen. Voks vil normalt ikke være et problem for driften av separa­ toren, da voksutfelling er en funksjon av temperatur og oppstår først når temperaturen på oljen kommer under 30-35°C. De fleste separatorer vil ha driftstemperaturer betydelig over dette.

46

To andre og mer vanlige problemer som kan oppstå i en separator, er emulsjon og skumming. Begge disse problemene kan normalt løses ved hjelp av kjemikalieinjeksjon. Emulsjoner Emulsjoner forekommer i to typer; olje i vann og vann i olje. I den første typen, olje i vann, er mange små oljedråper «låst fast» inne i et vannlag og de vil altså ikke så lett som normalt kunne flyte opp til overflaten på egen hånd. For en vann-i-olje-emulsjon vil det være vanndråper som er oppløst i oljen og som ikke kan falle ut av løsning. Det er denne type emulsjon som når den oppstår i en separator, kan gi størst problemer, selv om en olje-i-vann-emulsjon nok også vil kunne gi store negative konse­ kvenser med hensyn til rensing av det utskilte vannet (se underkapittel 2.6). For å løse opp en slik emulsjon vil det være nødvendig å injisere kjemikalier, eller emulsjonsbryter som det heter. Denne emulsjonsbryteren må ofte skreddersyes for det enkelte felt, da selv små forskjeller i komposisjonen på oljen vil kunne gi utslag i forskjellig grad av stabilitet på emulsjonen.

Skumming Tidligere i dette kapitlet ble en flaske brus brukt til å beskrive hva som kan skje inne i en separator når gass kommer ut av løsning med oljen. Det kan da dannes et skumlag på toppen av oljelaget i separatoren. Et slikt skumlag på toppen av oljen vil lett kunne gi store problemer med driften av separatoren. I første omgang vil skummet kunne lede til en økt væskemedriving videre til gass-systemet. Dernest vil skummet i visse tilfeller kunne gi problemer med nivåmålingen på oljen i separatoren. Evt. skumproblemer i en separator kan løses mekanisk ved å montere spesielle pla­ ter i gassfasen, men det kan også løses ved hjelp av kjemikalieinjeksjon. Pga. høye kostnader ved bruk av et skumdemperkjemikalie blir en kom­ binasjonsløsning som regel den mest økonomiske løsningen. Enkelte felt som har hatt store skumproblemer, har måttet benytte flere hundre liter daglig av skumdempende kjemikalie som har kostet 150-200 kr. pr. liter!

2.4. Gassbehandling Vi har til nå hovedsaklig sett på utstyr og systemer for behandling av olje. Som nevnt blir gassen separert fra oljen og behandlet i et eget system. Vi skal i dette kapitlet se nærmere på hovedkomponentene i et slikt sy­ stem. Men aller først skal vi se litt på en ren produksjonsplattform for gass og hvilke spesielle problemer som vil kunne forekomme her.

47

2.4.1. Generelt om gassproduksjon Generelt kan en si at driften av et gassfelt kan være enklere enn driften av et oljefelt, og potensialet for driftsproblemer normalt mindre. En gassplattform vil normalt få reduserte problemer med hensyn til korro­ sjon i rør og tanker, mindre muligheter for avleiringer i rør og ventiler, mindre prosessutstyr som følge av at det ikke er behov for trykkstøtte til reservoaret (dvs. ikke behov for vanninjeksjon) og liten eller ingen sedimentproduksjon. Imidlertid kan gassfelt få andre problemer, slik som svært stabile emulsjoner i den lille mengden vann som blir produsert, samt problem med forurensing av det produserte vannet med metanol/glykol som blir brukt for hydratkontroll (se neste avsnitt). Enkelte gassfelt vil også kunne få en prosessteknisk langt mer avansert gassbehandling enn en oljeplattform. Figur 2.13 viser en forenklet skisse av hovedprosessen på Sleipner A-plattformen.

Hydrater En produksjonsplattform for gass kan ha mange av de samme utstyrsen­ hetene som en oljeproduserende plattform. Det vil f.eks. fremdeles være behov for innløpsseparatorer for å skille ut kondensat og senere evt. vannproduksjon. Det spesielle med en gassplattform er imidlertid den store faren for hydratdannelser. Hydrater er et is-lignende fast stoff som kan oppstå i en gass/vann-blanding. Hydratdannelse kan være et alvorlig problem når det oppstår, da det f.eks. kan blokkere ventiler eller rørledninger. Hydrater kan oppstå idet trykket på gassen blir redusert, som f.eks. når gassen strømmer gjennom en ventil. Når gass mister trykk, blir den nedkjølt (ca. 1 °C pr. 3 bar trykkfall). Dersom trykkfallet er stort nok, og det samtidig er fritt vann tilstede, vil hydrater kunne oppstå. For å unngå det­ te kan det injiseres et hydrathindrende stoff. Dette kan være enten meta­ nol eller glykol. Som oftest blir glykol (DEG eller TEG, av Di ethylene glycol, Tri ethylene glycol) brukt da det er økonomisk forsvarlig å re­ generere glykolen og derved unngå utslipp til miljøet. I prinsippet virker dette på samme måte som frysevæsken i radiatoren til en bilmotor, idet væskens frysepunkt senkes betydelig. Hydrater kan også dannes i gasstransportrørledninger dersom ikke vannet som er oppløst i gassen, blir fjernet eller tilstrekkelig inhibitert med metanol/glykol. Ettersom gassen blir nedkjølt vil vannet kondensere ut og fritt vann vil kunne dannes. Dette vannet kan gi problemer med må­ ling i tillegg til hydratproblemer og derfor blir all gass som sendes i transportrørledninger tørket (se avsnitt 2.4.3).

48

'

Fig. 2.13. Hovedprosessen på Sleipner A-plattformen (Statoil, omarbeidet).

— Gass/gass A varmeveksler

Væskeutskiller

CT3 Q

49

50

Fig. 2.14. Gassbehandling.

Trykk Brønnhodetrykket og trykket i separasjons og behandlingsprosessen på en gassplattform vil oftest være betydelig større enn på en oljeplattform. Tidligere så vi at trykket i en innløpsseparator på Veslefrikk kunne være 10-15 bar. Til sammenligning vil trykket på på et gassfelt som Frigg kun­ ne være mer enn 150 bar. Det høyere trykket vil medføre at alt utstyret på en gassplattform må dimensjoneres opp, og en vil derfor få kraftigere og dyrere utstyr enn på en oljeplattform. Både rør og tanker vil måtte konstrueres i kraftigere materialer, noe som vil medføre større kostnader ved utbyggingen. Med store mengder gass under høyt trykk blir også konsekvensene ved f.eks. lekkasjer i prosessen betydelig større enn for en oljeplattform. Resten av dette underkapitlet vil omhandle utstyr som kan være felles for både olje- og gassplattform, og figur 2.14 viser et system for behand­ ling av assosiert gass fra en oljeplattform.

2.4.2. Væskeutskiller Gassen som blir skilt fra oljen i separatoren vil normalt inneholde en god del væske i form av kondensat. Dette kondensatet kan inneholde en bety­ delig andel «medrivningsprodukter», dvs. olje og oljeskum som gassen tar med seg på sin ferd ut av separatoren. Men det vil også være en god del vann i gassen i form av vanndamp. For å kunne komprimere gassen og sende den videre i en rørledning, må denne væskedelen skilles ut. Til dette blir det ofte brukt en tank som kalles en væskeutskiller (eng. scrubber). En væskeutskiller er som regel en vertikalstilt separator med innmat av plater som bidrar til at væsken i gassen blir skilt ut. En skisse av en typisk væskeutskiller finnes i figur 2.15. De vertikale platene fører til at væskedråpene som er i gassen, samles (koalescer) i bunnen. Her vil et målesystem koblet til en ventil slippe van­ net og kondensatet direkte ned til en tank eller til en pumpe. Denne tanken kan være en av plattformens hovedseparatorer. Dersom trykket i væskeutskilleren er lavere enn denne separatoren, er det nødvendig å øke tryk­ ket ved hjelp av en pumpe før væsken blir ledet til separatoren. Når en gass er varm, er evnen til å holde på væske størst. Dersom gas­ sen blir avkjølt minker denne evnen og gassen feller ut evt. kondens (der­ for er det at kalde vinterdager som regel er svært tørre, mens det om som­ meren kan bli svært fuktig på varme dager). Pga. dette blir derfor gassen ofte kjølt ned før den kommer til væskeutskilleren i en gasskjøler (se figur 2.14 av gassprosessen).

51

Vann utløp

Fig. 2.15. Væskeutskiller.

2.4.3. Gasstørking Selv om væskeutskillerne fjerner en god del av den væsken som er opp­ løst i gassen, vil det likevel være en god del vanndamp igjen i gassen. Pga. krav, ofte stilt av rørledningseieren, vil det være nødvendig å ijerne praktisk talt alt vannet i gassen. Årsakene til dette er flere, slik som re­ duksjon av vann/kondensat som kan samles i bunnen av gassrørledningen og føre til uakseptabel korrosjon og til økt fare for hydratdannelse i gasseksportlinjen. I tillegg vil vanndampen måtte fjernes for å unngå proble­ mer med unøyaktig mengde måling av gassen. Glykolkontaktor Fjerning av vanndamp kan gjøres på flere måter. Den mest brukte meto­ den er å fjerne vanndamp ved å filtrere gassen gjennom en glykolblanding. Til dette formålet brukes en glykolkontaktor (se figur 2.16). Glykol blir ført inn på toppen av glykolkontaktoren og renner nedover. Gassen, som blir ført inn i bunnen, vil stige oppover og mikses med den fallende glykolen. Glykolen vil reagere med vannet i gassen og binde det til seg. Den vannholdige glykolen samles opp i bunnen av kontaktoren og blir regenerert (vannet blir kokt av) i et eget system, og brukes om igjen. Un-

52

Gass ut

Fig. 2.16. Glykol kontaktor. Mager glykol er glykol som er fri for vann etter rensing i eget system. Rik glykol er glykol som er vannholdig (Statoil, omarbeidet noe).

53

der tørkingen av gassen vil glykolen ta til seg endel aromater, slik som benzene og toluene. I regeneringssystemet blir vannet som glykolen har tatt opp, kokt av og den rene glykolen sendes tilbake til glykolkontaktoren. I forbindelse med avdampingen av vannet som blir sluppet ut i at­ mosfæren, vil også aromatene følge med, noe som representerer et foru­ rensingsproblem. Ennå er det ikke innført krav om fjerning av disse aro­ matene, fordi det tross alt, er svært små volum det er snakk om, men det er sannsynlig at det kommer rensekrav på nye felt.

irenngass

Fig. 2.17. Dessikant gasstørkesystem (Litt. ref. 7, omarbeidet). Dessikant tørking En alternativ metode for fjerning av vannet i gassen er ved bruk av en dessikant (se figur 2.17). Dette systemet virker ved at gass føres gjennom en eller flere beholdere som er fylt med en dessikant, som er et stoff som tar til seg (absorberer) vanndamp. Etter en tid i drift vil dessikanten være full av vanndamp. Den må derfor taes ut av drift og vanndampen fjernes ved at dessikanten oppvarmes. Dette kalles regenereringsfasen, og da vil fordampingen av vannet som er bundet opp i dessikanten medføre at den blir tørr og klar for ny tørking. Ved å bygge dette tørkesystemet med en

54

beholder ekstra, er det mulig å opprettholde full produksjon også under regeneringsfasen.

Ekspansjonskjøling Når trykket til en gass synker, synker også temperaturen (1 °C pr. 3 bar trykkfall). Denne reduksjonen i temperatur medfører at det vil bli skilt ut væske som er oppløst i gassen. Dette prinsippet kan også brukes i for­ bindelse med tørking av gass. Trykksenkingen vil da kunne foregå i en ventil som ofte betegnes som en Joule Thompson-ventil. Denne ventilen er konstruert for å kunne ta et stort trykkfall og med påfølgende lav tem­ peratur. Nedstrøms denne ventilen er det da behov for å installere en lavtemperaturseparator for å skille ut de kondenserte væskene. Temperatu­ ren i denne separatoren kan komme ned mot minus 20-30 °C og det vil kunne danne seg store ismengder utenpå separatoren pga. høy luftfuktig­ het offshore. En Joule Thompson-tørking av gassen er ikke vanlig på offshore oljeplattformer, men i bruk bl.a. på gassfeltet Heimdal, hvor formålet også er å kunne regulere kvaliteten på gassen og kondensatet som plattformen eksporterer (se figur 2.18). Monoetylenglykol blir inji­ sert for å hindre vann/kondensatblandingen i å fryse til is.

Fordelen med å tørke gassen på denne måten er at den er forholdsvis enkel driftsmessig. En stor ulempe idag er imidlertid at en slik ekspansjonskjøling og tørking av gassen er energikrevende, da det vil være nød­ vendig å komprimere gassen igjen etter tørkingen før den kan sendes vi­ dere i rørledningen. Med CO2-avgift på gassen blir en slik kompresjon ekstra kostbar. For å hente ut noe av den energien som blir tapt i trykkfallet ved ekspansjonskjøling i en Joule Thompson-ventil kan en istedet benytte seg av en såkalt turboekspander. Turboekspanderen utnytter trykkfallsenergien til gassen til å drive en kompressor. Denne kompressoren vil således kunne brukes til å delvis trykke opp gassen igjen etter tørking, noe som 55

dermed bidrar til å redusere energitapet. Sleipner A- plattformen benytter seg av slike turboekspandere for å skille gass og kondensat med minst mulig energitap (se figur 2.13).

2.4.4. Gasskompresjon og eksport Som vi vil se senere, vil gassen måtte videresendes fra plattformen i en rørledning. Denne rørledningen vil på norsk sokkel ende enten i Tysk­ land, Nederland, England eller på Kårstø). Det er store avstander gassen må transporteres, noe som nødvendiggjør komprimering av gassen før eksport fra plattformen. Komprimeringen reduserer volumet på gassen og gjør den enklere å transportere. Denne komprimeringen foregår i en kompressor. Det er flere typer kompressorer tilgjengelig på markedet, men den van­ ligste er en såkalt sentrifugalkompressor. Innmaten i en typisk sentrifugalkompressor er vist i figur 2.19 a. Kompresjonen og trykkøkningen av gassen i en sentrifugalkompressor foregår ved at gassen tilføres energi i rotasjonen av impelleren. Denne rotasjonshastigheten vil kunne være 5-15.000 omdreininger pr. minutt. Når gassen forlater impelleren og går inn i sprederkanalen, blir gassens hastighet redusert. Derved øker trykket og gassen blir komprimert. En annen vanlig type kompressor er stempelkompressoren. Virkemå­ ten kan sammenlignes med en sykkelpumpe, da gassen her blir kompri­ mert fysisk av stempelet. Figur 2.19 b viser en slik stempelkompressor.

Fig. 2.19a. Sentrifugalkompressor. En kompressor av denne typen kan drives av en gassturbin eller en elektromotor.

56

Elektrisk motor

Gass ut

Fig. 2.19b. Prinsippet for en stempelkompressor.

Tidligere var det vanligst å velge sentrifugalkompressorer når nye plattformer skulle konstrueres. Imidlertid har denne type kompressor den ulempen at den er mindre effektiv, og med CO2-avgiften dermed dyrere i drift. Den har likevel en større grad av fleksibilitet med hensyn til gass­ mengde enn en stempelkompressor og vil nok derfor også i framtiden bli valgt for kompresjon av gass offshore, spesielt for oljeplattformer. Til fakkel

størking

Kompressor

Fig. 2.20. Kompressordetaljer.

57

Ved oppstart av gasskompressoren etter en nedstenging kan det være nødvendig å føre gasstrømmen inn i returlinjen fra kompressoren (recycle). På samme måte som en sykkelpumpe, blir gassen ved komprimering varm og det er nødvendig å kjøle den ned for å unngå overoppheting. Derfor er det montert en gasskjøler i denne returlinjen. Figur 2.20 viser detaljene omkring en kompressor i et gass-system.

2.5. Måling av olje og gass Oljen og gassen skal som nevnt videresendes fra plattformen og til land for salg og distribusjon. Før oljen og gassen forlater plattformen er det imidlertid nødvendig å måle produksjonen med så stor nøyaktighet som mulig. En produksjonsplattform som produserer 100.000 fat olje pr. dag, vil med en oljepris på kr. 135 pr. fat produsere for rundt kr. 15 mill, dag­ lig (inklusive verdi av assosiert gass). Det betyr at selv svært små feil i målingen kan dreie seg om store verdier. Det blir derfor brukt måleutstyr som er både pålitelig og nøyaktig (typisk bedre enn 0,5%). For å måle oljen blir vanligvis et turbinmeter brukt. Figur 2.21 viser en prinsippskisse for et slikt turbinmeter som blir drevet rundt av væskestrømningen. I ytterkant av rotoren sitter det små magneter som gir signa­ ler til følere i rotorhuset. Disse følerne kan da måle hastigheten rotoren går rundt med, og utfra dette måle nøyaktig hvor mye væske som går gjennom måleren. Magnetpunkter

Turbinblader

Rotor

Turbulent strøm

Fig. 2.21. Turbinmeter. 58

Det vil være nødvendig å kalibrere et slikt turbinmeter jevnlig for å sik­ re gode målinger. Til dette blir det brukt et system som skissert i figur 2.22. Olje blir ledet inn i den hesteskolignende prøvesløyfen. Inne i den­ ne sløyfen er det en gummiball. Denne er stor nok til forhindre at olje går forbi og når den blir ført gjennom sløyfen av oljen, vil en ved å måle tiden dette tar samt at en kjenner sløyfens nøyaktige volum, kunne måle oljestrømmen nøyaktig.

Fig. 2.22. Prøvetaking/kalibrering av turbinmeter.

Det er i tillegg nødvendig å ta representative prøver av oljen som blir solgt. Dette er viktig for bl.a. å kunne trekke fra den lille vannmengden som alltid vil følge oljen (0.5-2%) og det er derfor montert automatisk prøvetakingsutstyr som illustrert i figur 2.23. Dette utstyret tar en liten stikkprøve av oljen som blir målt. Etter noen uker, når beholderen er full, blir denne blandingen analysert og den vannmengden en da kommer fram til blir brukt som den gjennomsnittlige for hele perioden. De målte kvanta blir da justert og vannet trekkes fra total mengden for å komme fram til netto oljeeksport.

59

For gass er systemet for måling mye enklere. Gass-strømmen blir her ført gjennom en restriksjon eller måleblende (orifice) i gasslinjen. Når gassen passerer denne restriksjonen øker hastigheten på gassen og samti­ dig faller trykket. Utfra kjennskap til gassens tetthet og komposisjon vil en da kunne bruke dette trykkfallet til å måle mengden nøyaktig. Prinsip­ pet er illustrert i figur 2.24.

2.6. Produsert vann 2.6.1. Behov for rensing Som nevnt i underkapittel 2.3, blir det fra de fleste olje- og gassreservoar produsert vann i tillegg til olje og gass. Dette vannet kan være vann som helt naturlig befinner seg nede i reservoaret, dvs. formasjonsvann, eller det kan være vann som er blitt pumpet ned i reservoaret som en del av plattformens vanninjeksjonssystem (mer om dette i underkapittel 2.7). Uansett vil det være uøkonomisk og teknisk lite ønskelig at dette vannet fulgte oljen videre i transporten. I rørledninger vil for mye vann i oljen f.eks. kunne gi økt korrosjon, og i en tankbåt vil vannet ta plassen for olje som kunne blitt fraktet istedet. Vannet som produseres blir altså fjernet, eller skilt ut, i separatorene. Et typisk krav for fjerning av vann er at oljen som forlater plattformen i rørledning eller ved tankbåt, ikke må ha mer enn 2% vann (0,5% for tankbåt). Dette stiller store krav til separatorens effektivitet, da det på el­ dre felt kan være like mye vann og olje (50% vannkutt) som kommer inn i separatoren fra reservoaret (enkelte felt er faktisk planlagt å produsere med et vannkutt på 85-90%!). 60

Det utskilte vannet blir via et rørsystem ført til plattformens produsertvann-rensesystem. Etter å ha gått gjennom renseprosessen blir vannet sluppet ut. Det er imidlertid meget strenge krav til rensing av dette van­ net. Kravet som gjelder for alt vann som blir sluppet ut fra plattformen, er at oljeinnholdet skal være mindre enn 40 milligram pr. liter. Vanligvis brukes ppm som betegnelse (ppm = parts per million, eller milliontedeler), selv om dette ikke er nøyaktig likt siden ppm er et volummål, mens mg/liter er et vektmål. 40 mg olje pr. liter vann er så lite at et vannglass med så lite olje i på avstand vil se ut som drikkevann fra springen! Pga. de enorme mengder vann som blir sluppet ut, i enkelte tilfeller mer enn 40 millioner liter pr. dag fra ett enkelt felt, er det imidlertid i ferd med å etableres enda strenge­ re krav til rensing. Med 40 ppm olje i 40 millioner liter vann blir det slup­ pet ut 160 liter ren olje pr. dag og ca. 50 tonn pr. år. I praksis er det sann­ synligvis bare mangel på godt nok utprøvd teknologi som gjør at rensekravet ikke allerede er satt ned til 10-15 ppm. De fleste oljeselskapene, og en rekke andre firmaer og forskningsinsti­ tusjoner, jobber meget iherdig og målbevisst med å komme fram til utstyr og metoder som vil kunne redusere utslippene av oljeholdig vann, deri­ blant reinjeksjon av det produserte vannet.

2.6.2. Typer produsert-vann-renseutstyr Renseutstyret for produsert vann kan være svært mangfoldig, men grovt sett er det bare tre typer som har noen særlig utbredelse idag og fortsatt vil få det i framtiden. Dette er flotasjonstanker, hydrosykloner og sen­ trifuger.

Flotasjonstanker Flotasjonstanker er den tradisjonelle måten å rense oljeholdig vann på og en skisse av en typisk flotasjonstank er vist i figur 2.25. Gass blir ført ned i det oljeholdige vannet og ettersom gassen bobler opp, vil oljedråper bli brakt opp til overflaten og et skumlag bestående av olje og gass blir dan­ net. Skovlene på siden av flotasjonstanken vil da kunne ta vekk dette skumlaget og føre det over til skumseparatoren. I skumseparatoren blir oljen pumpet til oljeprosessen, mens det oljeholdige vannet blir ført til en oppsamlingstank. Denne tanken blir normalt tømt til oljeprosessen regel­ messig. Flotasjonstankene blir vanligvis operert med svært lavt trykk, helt ned mot atmosfæretrykket, og gassen som er oppløst i vannet blir skilt ut før det kommer inn i flotasjonstanken. Det er derfor vanlig å kon­ struere en stor utskillingstank, eller separator, oppstrøms flotasjonstan­ ken. Et system med rensing av vann ved hjelp av flotasjonstank er vist i figur 2.26. 61

Fig. 2.25. Flotasjonstank. Flotasjonsgassen er enten hydrokarbongass fra prosessen eller nitrogen. Oljeholdig vann fra prosessen

Renset vann til sjø

Fig. 2.26. Vannrensing med flotasjonstank.

Flotasjonstanker har i mange år vært i bruk over hele verden. Erfaring har vist at det er mulig å oppnå en vannrensing under kravet på 40 ppm. Imidlertid kan det være endel operasjonelle problemer med driften av tankene, som gjør at de blir arbeidskrevende. Sedimenter i oljen, slik som leirpartikler eller sand, vil kunne ødelegge renseeffekten i tillegg til at de vil kunne gjøre det nødvendig med hyppig rengjøring av tankene. Evt. problemer med utskillingen av vann i separatorene i oljeprosessen vil 62

også kunne gi negative resultat på driften, da økt oljekonsentrasjon i van­ net ut fra separatorene vil kunne føre til en oppsamling av olje i flotasjonstankene. En annen klar ulempe med flotasjonstanker er at de i praksis er avhen­ gig av bruk av et flokkulerende kjemikalie for å øke rensegraden. Det flokkulerende kjemikaliet binder sammen oljedråper, slik at de blir større og derved lettere å skille ut. Denne flokkulanten vil være avhengig av et samspill med andre kjemikalier brukt i hovedprosessen, slik som f.eks. emulsjonsbryter og korrosjonsinhibitor. Å finne den optimale kombinsjonen av disse kjemikaliene kan være et praktisk problem. Størrelsen på en typisk flotasjonstank vil variere, men lengder på 10 meter og bredder på 4 meter er ikke uvanlig for behandling av 3-4000 Sm3 oljeholdig vann pr. dag. Størrelsen er derfor en annen stor ulempe med flotasjonstanker for vannrensing offshore.

Hydrosykloner De senere årene har hydrosykloner tatt over mer og mer av oppgaven med å rense vann. Hydrosykloner fungerer ved at det oljeholdige vannet som blir ført inn i den ene enden (se figur 2.27), blir slynget rundt inne i syklondelen med en voldsom kraft (typisk 800-1000 G, 1 G er lik tyng­ dekraften). Pga. forskjellen i tetthet mellom olje og vann, vil vannet bli slynget ut i kanten, mens oljen vil bli samlet opp i midten av syklonen. Oljen kan da taes ut av hydrosyklonen ved at man har en ventil koblet til midtseksjonen som regulerer trykket til å være litt lavere enn det trykket som vannet har. Derfor kan en tynn stråle av olje faktisk strømme motsatt vei av vannet ut av hydrosyklonen. Renset vann ut

Oljedråper migrerer mot midten

Oljeholdig vann inn

Utløpsventil Reversert oljestrøm

Oljeutløp

63

Et produsert-vann-rensesystem basert på hydrosykloner vil være bety­ delig enklere og mindre enn et system basert på flotasjonstanker. En hydrosyklonenhet med en rensekapasitet på 3-4000 Sm3 vann pr. dag vil kunne være 3 meter lang med en diameter på 0,8 meter. Hydrosykloner har vist at de kan klare å rense vannet ned mot gjen­ nomsnitt på 25-30 ppm og i enkelte tilfeller mye lavere (< 10 ppm). De vil stort sett kunne opereres uten bruk av kjemikalier. Det kritiske er imidlertid hva dråpestørrelsen på oljen i det produserte vannet blir, samt hva slags trykk en har tilgjengelig for å drive hydrosyklonene. Generelt kan en si at det er nødvendig med et driftstrykk på mer enn 20 bar før hydrosyklonene fungerer optimalt, men det er også idag hydrosykloner på markedet som har vist en god renseevne ned under 5 bar drivtrykk. Imidlertid har enkelte felt så stabile olje/vann-emulsjoner at selv med sto­ re nok oljedråper (større enn 15-20 mikron) vil hydrosyklonene trenge ekstra hjelp av flokkulerende kjemikalier. Disse blir da injisert inn i den oljeholdige vannblandingen så langt oppstrøms hydrosyklonen som mulig. Hydrosykloner har ingen bevegelige deler, kompakt konstruksjon og krever lite vedlikehold. De er derfor en forbedring i forhold til de tradi­ sjonelle flotasjonstankene. Likevel er det enkelte felt hvor både flota­ sjonstanker og hydrosykloner brukes pga. at hydrosykloner som nevnt ovenfor, må ha et visst driftstrykk for å kunne virke effektivt. Dette tryk­ ket må være minst 4-5 bar ved innløpet til syklonen, men ved så lave trykk vil effektiviteten av hydrosyklonen være dårlig og kun store olje­ dråper vil kunne skilles ut. Alternativt vil vannet kunne trykkes opp ved hjelp av en pumpe, men dette vil medføre den ulempen at oljedråpene kan bli knust i pumpen og bli enda mindre. Dette vil igjen redusere hydrosyklonens effektivitet. For å løse dette problemet har en utviklet pumper som kan øke trykket på væsken uten å lage mindre dråper av olje i vannet. For oljefelt med mye sedimentproduksjon vil det også kunne være van­ skelig å få hydrosykloner til å virke tilfredsstillende, da sedimentene i vannet vil kunne forstyrre syklonen og redusere virkningsgraden. Hydrosyklonene kan konstrueres for operasjon under høyt trykk og det er derved ikke nødvendig å skille ut gassen i vannet før dette kommer inn i hydrosyklonen. Imidlertid er det svært viktig at gassen ikke blir skilt ut som følge av trykkfall eller hydrosyklonens plassering i forhold til sepa­ ratorens utløp. Dersom gassbobler oppstår inne i hydrosyklonen, vil det­ te kunne ha en ødeleggende virkning på effektiviteten på rensingen. Hy­ drosyklonene vil derfor bli plassert nær separatoren og ofte like under denne. Avgassingstanken for et system med hydrosykloner vil derfor bli plassert nedstrøms hydrosyklonen som illustrert i figur 2.28.

64

Oljeholdig vann fra prosessen

Fig. 2.28. Vannrensing med hydrosyklon.

Sentrifuger Et annet renseutstyr som kan erstatte både hydrosykloner og flotasjons­ tanker er sentrifuger (se figur 2.29). En sentrifuge fungerer etter samme prinsipp som hydrosykloner, men da kreftene som det oljeholdige vannet blir utsatt for, er laget ved hjelp av kraftige elektriske motorer som driver den bevegelige delen rundt, kan kreftene som bidrar til separasjonen bli mange ganger større og 5000 G er ikke uvanlig. En sentrifuge er heller Innløp for oljeholdig vann

Fig. 2.29. Alfa Laval sentrifuge. 65

HORTEN BIBLIOTEK

ikke så ømfintlig for sedimenter som en hydrosyklon kan være. Da sentri­ fugen ikke er konstruert for drift under høyt trykk, men må ha en gassutskillingstank oppstrøms (slik som flotasjonstanken), vil det ikke være noen begrensing på minimumstrykket. Ulempene med sentrifuger er li­ kevel flere, slik som at det er en rekke roterende komponenter som tren­ ger vedlikehold regelmessig, og at de er dyre i innkjøp. I tillegg er sentri­ fugene elektrisk drevet, noe som betyr økt behov for kraftproduksjon. Ennå er ikke sentrifuger tatt i bruk i særlig grad offshore. Et problem idag er at kapasiteten på sentrifugene som er tilgjengelig på markedet, er forholdsvis liten. Den største sentrifugen har en kapasitet på 100 m3/t oljeholdig vann. For en stor plattform som Gullfaks A, ville det ha vært behov for mer enn ti sentrifuger med et kraftbehov på mer enn 5 mega­ watt! For en slik plattform vil den nåværende generasjon av sentrifuger ikke kunne dekke alle behov, men kan kanskje gi et verdifullt bidrag til rensing av lavtrykks vann. For en mindre plattform vil sentrifuger imid­ lertid kunne bli en meget interessant løsning, spesielt fordi renseeffekten ved små dråpestørrelser er svært god.

2.6.3. Kjemikaliebruk Det vil som nevnt kunne være behov for å bruke kjemikalier for rensing av produsert vann. Først og fremst er det emulsjonsbryteren som brukes i hovedseparatorene som er viktig. Den bidrar til at det vannet som blir skilt ut er så fritt for olje som mulig. Med effektive kjemikalier vil oljeinnholdet i vannet komme ned mot 3-400 ppm ut fra separatoren og inn i produsert-vann-rensesystemet. Uten kjemikalier vil tilsvarende tall kunne være mer enn 2000 ppm. Det er klart at jo mindre olje som er i vannet, jo lettere vil renseutstyret kunne fjerne oljen som er igjen. Dette gjelder spesielt for flotasjonstanker men også til en viss grad for hydro­ sykloner og sentrifuger. I tillegg vil det ofte bli brukt emulsjonsbrytende kjemikalier også i produsert-vann-systemet. Dette vil da være et annet kjemikalie enn den emulsjonsbryteren som blir brukt i oljeprosessen da det i dette tilfellet er olje-i-vann-emulsjon som er problemet.

2.6.4. Praktiske problemer med rensing av produsert vann Som nevnt tidligere vil alle typer sedimenter, både leire og sand, som føl­ ger vannet ut av trefaseseparatoren, forstyrre renseutstyret. Igjen er det flotasjonstanken som vil være mest utsatt. Sand/leire-partikler i vannet vil kunne redusere flotasjonseffekten i tillegg til at det vil binde til seg olje og legge seg som et belegg rundt om i flotasjonstanken. Det vil da bli nødvendig å ta flotasjonstanken ut av drift og rengjøre den manuelt. Også hydrosykloner vil bli påvirket av sand og leire. Spesielt vil sand

66

kunne skape problemer, da den pga. de voldsomme kreftene den blir ut­ satt for i selve syklonkammeret, vil kunne erodere hull i hydrosyklonen. Sentrifugen vil kunne håndtere mindre mengder sedimenter uten proble­ mer, men det er her meget viktig at innmaten i sentrifugen blir dimensjo­ nert og konstruert for partikkelfjerning. Oppløst olje (aromatiske forbindelser) vil også kunne være et stort pro­ blem for enkelte felt, spesielt for gassfelt. Disse oppløste hydrokarbone­ ne er det ikke mulig å fjerne fysisk fra vannet og ofte kan bidraget fra disse være 20-60 ppm, dvs. uansett hva slags renseprosess en har, vil en ha problemer med å komme under gjeldende utslippskrav. Denne pro­ blemstillingen har bl.a. ført til at en på gassfeltet Frigg siden 1984 har injisert alt produsert vann tilbake til reservoaret.

2.6.5. Framtidige krav og løsninger Produksjonen av vann fra reservoarene i Nordsjøen vil øke sterkt de nær­ meste årene og spesielt på eldre oljefelt som får vanngjennombrudd i flere og flere brønner. Samtidig vil grensen for produksjon av vann flyttes oppover bl.a. ved hjelp av kunstige løftesystemer (mer om dette i kapittel 8). Dette betyr at de planmessige utslipp av olje til Nordsjøen vil øke sterkt med dagens 40 ppm-grense og det forventes derfor skjerpede krav til rensingen av vannet. Dette vil kunne bety store investeringer i nytt ren­ seutstyr for de feltene som evt. ikke klarer å møte kravet. De to mest sannsynlige måter å møte skjerpede krav til vannrensing på er reinjeksjon og membranrensing. Ingen av disse metodene er nye, men snarere videreutviklinger av eksisterende teknikker tilpasset offshore-forhold. Reinjeksjon av produsert vann Reinjeksjon av produsert vann har vært gjort flere steder i verden i mange år allerede, bl.a. av BP på land i Alaska og på Forties-feltet på britisk sek­ tor og av Elf på Frigg. Dette vil også kunne bli et reelt alternativ for off­ shore plattformer i den norske delen av Nordsjøen. Reinjeksjon av vannet vil kunne gjøres direkte til reservoaret som en del av vanninjeksjonen, eller det kan tenkes at vannet blir injisert i isolerte berglag over reser­ voaret. Når det gjelder injisering til reservoaret er det to valgmuligheter. Enten kan det produserte vannet injiseres i egne brønner helt adskilt fra vanninjeksjonssystemet, eller det produserte vannet og vanninjeksjonsvannet vil kunne blandes fritt og injiseres i de samme brønnene. En injisering til et isolert berglag vil også kunne tenkes å foregå på to måter, enten i dediker­ te brønner eller en injeksjon ned ringrommet på en vanninjeksjonsbrønn. Hvilken løsning som blir valgt vil være avhengig av de kjemiske egenska­ pene til det produserte vannet. Dersom dette vannet har et stort potensiale

67

for å felle ut avleiringer (scale) ved blanding med sjøvann, må et eget sy­ stem sannsynligvis brukes. Det skal likevel ikke utelukkes at det vil bli mulig å behandle vannet med kjemikalier som forhindrer avleiringer, så­ kalte avleiringshemmere. For mange felt kan faren for at slike avleiringer ved blanding av produsert vann og injeksjonsvann skal skape problemer være overdrevet. Svært ofte vil det etter en kort tids drift være «det sam­ me» vannet som plattformen injiserte i vanninjeksjonssystemet som blir produsert (plattformen har fått vanngjennombrudd fra egen injeksjon). Det vil si at egenskapene og den kjemiske sammensetningen blir noe for­ andret, men det er likevel ikke så mye at det ikke kan blandes med vanlig sjøvann og behandles med avleiringshemmer før injeksjon. Det kan dreie seg om store mengder produsert vann som må injiseres og dette vil kunne by på problemer. For en mindre oljeplattform vil beho­ vet for reinjeksjon kunne overstige 10.000 Sm3/dag. Dersom en ikke kan blande produsert vann og sjøvann, og injeksjonen derfor må gjøres i en isolert formasjon, vil det kunne oppstå plassproblemer etter en tid og det vil ikke lenger være mulig å fortsette injeksjonen i den isolerte forma­ sjonen. Membranteknologi Eksperimenter med rensing av vannet ved hjelp av membranteknologi har vist meget bra resultat. Prinsippet for rensing er at det oljeholdige vannet blir presset inn i en membran som f.eks. kan være laget av kera­ misk materiale. Denne membranen tillater kun vannmolekyler som er helt renset, å slippe gjennom. Dermed konsentreres oljen og evt. kjemi­ kalier med store molekyler på den andre siden av membran veggen. Disse kan da ledes tilbake til oljeprosessen eller evt. til en oppsamlingstank. Det rensede*vannet som kommer gjennom membranveggen er bortimot fritt for urenheter og olje, og tester har vist at resultater ned mot 1-2 ppm ikke er umulig. Imidlertid er det en rekke praktiske problemer forbundet med denne type renseprosess, slik som manglende kapasitet og behov for hyppig ren­ gjøring men med videreutviklinger og tekniske forbedringer vil dette kunne bli et alternativ i framtiden.

2.7. Vanninjeksjon 2.7.1. Hensikt og formål med vanninjeksjon Når produksjonen på et nytt felt starter for første gang, vil reservoartrykket ofte være svært høyt. Dette reservoartrykket driver oljen og gassen opp til overflaten. Ettersom reservoaret blir tappet for olje og gass ved

68

Fig. 2.30. Reservoar med vanninjeksjon.

at det produseres, vil imidlertid reservoartrykket kunne falle raskt, og derved faller også oljeproduksjonen. Dette kan til en viss grad kompense­ res ved at plattformen produserer fra tilstrekkelig mange brønner til at det ikke blir noe problem å holde produksjonen oppe, men for et oljefelt vil lavere trykk i reservoaret til slutt medføre at store oljereserver går tapt. Derfor er det på de fleste oljefelt en form for trykkstøtte til reservoaret. Den mest vanlige formen er injeksjon av renset sjøvann. Dette sjøvan­ net, eller injeksjonsvannet, blir pumpet ned i reservoaret gjennom egne injeksjonsbrønner. Figur 2.30 viser en oversikt over et reservoar med trykkstøtte fra vanninjeksjon. Som figuren viser, blir vannet pumpet ned med høyt trykk under de oljeførende lagene, og vil derfor presse oljen opp til overflaten gjennom de produserende brønnene.Samtidig vil tryk­ ket i reservoaret holdes oppe da vannet erstatter det oljevolumet som blir produsert. Et eksempel på hvordan vanninjeksjon kan øke et felts utvinningsgrad er Ekofisk, hvor den estimerte utvinningsgraden før vanninjeksjonsprosjektet var 28 %. Etter at vanninjeksjonsprosjektet er kommet godt igang, estimeres utvinningsgraden til nærmere 35 %. Denne forskjellen i pro­ duksjon utgjør flere titalls milliarder i økte inntekter. Da Ekofiskfeltet fra produksjonsstart av ikke har hatt vanninjeksjon, har det medført at etterhvert som oljen er blitt produsert har den store tyngden av vann og fjell presset sammen reservoaret flere meter. Dette har medført at også havbunnen hvor plattformene står, har sunket. Det var derfor nødvendig sommeren 1988 å fysisk heve alle plattformene, slik at kravet om minimumshøyde over havflaten ble opprettholdt. 69

Denne nedsynkingseffekten er velkjent fra flere oljefelt på land, bl.a. i USA, hvor en ikke har hatt mulighet for injeksjon av vann.

2.7.2. Utstyrsbeskrivelse av vanninjeksjonssystemet Som nevnt tidligere, er det behandlet sjøvann som blir pumpet ned i reser­ voaret. Dette sjøvannet har de siste årene vært fokus for flere typer drifts­ filosofier med hensyn til rensegrad og kvalitet. De fleste operatørselska­ per synes idag å være enig i at injisert sjøvann må renses for partikler, finfiltreres, og avluftes før injeksjon. Avlufting refererer til fjerning av oksygenet i sjøvannet, som under typiske forhold vil være 8 ppm. Før in­ jeksjon er det ønskelig å redusere dette ned til under 0,002 ppm (eller 20 ppb, parts per billion). Oksygenet blir hovedsaklig fjernet for å redusere korrosjon i brønnutstyret, men samtidig kan det også være nødvendig å fjerne oksygenet for å unngå kjemiske prosesser nede i reservoaret som kan føre til plugging av porene (mer om dette i avsnitt 2.7.4). Figur 2.31 viser en oversikt over et typisk system for behandling av sjøvann for in­ jeksjon.

Sjøvann __ fra grovfilter

Ventiltre

Fig. 2.31. Vanninjeksjonssystem.

Sandfilter I tillegg til å fjerne oksygenet fra vannet, er det nødvendig å fmfiltrere vannet ved å fjerne faste stoffer og organiske materialer som naturlig fin­ nes i sjøvannet, for å unngå at porene i reservoaret blir blokkert. Til dette formålet blir det brukt en type filter. Det er idag flere typer filter på mar­ kedet, men det mest vanlige til nå har vært sandfilter. Dette er store tan­ ker som er fylt med flere lag med sand. Sjøvannet blir ført gjennom san­ den og faste partikler i sjøvannet blir værende i sandlagene. Etter en tid blir filteret rengjort ved at det taes ut av drift og vann strømmer motsatt vei gjennom sanden. Dette vil føre til at de partiklene som sitter fast i san­ den, vil bli spylt ut av filteret og overbord. Vi kaller denne prosessen for

70

Innløp av urenset sjøvann

Fig. 2.32. Sandfilter (BP, omarbeidet).

tilbakevasking av filteret. På denne måten kan filteret brukes om igjen og få tilbake den samme rense effekten. Figur 2.32 viser et sandfilter. For at tilbakevaskingen av et filter kan foregå uten driftsforstyrrelse, er det alltid montert minst ett ekstra filter. For å styre tilbakevaskingen, er det montert målere som registrerer differensialtrykket over filteret. Når filteret blir skittent og krever tilbake­ vasking, vil strømningsmotstanden og derved differensialtrykket øke. Dette vil gi signal til det automatiske styresystemet og filteret blir tatt ut av drift og tilbakevasket. Ulempen med sandfilter er at de er svært tunge enheter, med en total vekt som vil kunne overstige 20 tonn pr. stykk i drift. For en mellomstor plattform er det nødvendig med tre, fire slike filtre (injeksjon på 15-20.000 Sm3/dag). Dette betyr at plattformen må kunne tåle en ekstra vekt på mer enn 80 tonn, noe som gir konsekvenser med hensyn til di­ mensjonering av dekk og bærende strukturer. I tillegg til konstruksjonsmessige problemer ved bruk av sandfilter, har det vært driftsproblemer slik som redusert renseeffekt som følge av tap 71

av sandmasse ved tilbakespyling eller som følge av sandlekkasjer i utlø­ pet. I disse tilfellene har sanden som har lekket ut fra filteret, medført sto­ re problemer for utstyr nedstrøms filteret, slik som pumper og avluftingstårn. Noen felt har også hatt problemer med bakterievekst i selve filtermassen. Det er derfor kommet alternative filtreringssystemer på markedet den senere tid. Avluftingstårn Selv om det idag har kommet andre metoder for fjerning av oksygen fra sjøvann på markedet, er det avluftingstårnet (deaerator) som er domine­ rende. Figur 2.33 viser oppbyggingen av et avluftingstårn. Fjerning av Til vakumpumper

Sjøvann inn

1. trinn

Pakningsmateriale

Til vakum­ pumper og ejektorer

2. trinn

Oksygenfjerner injeksjon

Væskenivå

Fig. 2.33. Prinsipp for avluftingstårn.

72

Avluftet sjøvann ut

oksygenet skjer ved at det skapes et vakuum inne i tårnet ved hjelp av vakuumpumpene. Dette vakuumet medfører at oksygen som er oppløst i gassform i sjøvannet, bobler ut av vannet. I tillegg er tårnet utstyrt med en liten tankseksjon hvor det kan tilsettes kjemikalier (oksygenfjerner) som reagerer med restoksygenet i vannet og fjerner det helt. Et slikt vakuumtårn er en effektiv måte å fjerne oksygenet på. Den mekaniske oksygenfjerningen, dvs. kun ved vakuum, vil i praksis kunne komme ned mot 100-200 ppb (parts per billion) oksygen i sjøvannet. Med tilsetting av kjemikalier vil restverdien kunne bli 0 ppb. I praksis vil de fleste opera­ tørselskapene sette 20-50 ppb som den høyeste tillatte oksygenkonsentrasjonen, fordi ved oksygeninnhold over 50 ppb vil korrosjonsraten stige dramatisk.

Stripping med hydrokarbongass På eldre felt, slik som f.eks. Statfjord, blir hydrokarbongass fra proses­ sen brukt til å fjerne oksygenet fra vannet. Ved å føre hydrokarbongassen gjennom et tårn i motstrøm mot vannet, vil gassen kunnne ta til seg oksy­ genet i vannet. En slik prosess kaller vi stripping. Pga. CO2-avgiften er det ikke lenger aktuelt å vurdere stripping med hydrokarbongass på nye felt. Imidlertid er det idag flere systemer på markedet hvor andre gasser, slik som nitrogen, blir brukt som strippegass istedet.

2.7.3. Kjemikaliebruk i vanninnjeksjonssystemet Oksygenfjerner I alle vanninjeksjonssystemer blir det brukt kjemikalier for å øke effekti­ viteten. For å fjerne oksygen blir det injisert oksygenfjerner. Dette kje­ mikaliet, som regel enten ammoniumbisulfat eller natriumbisulfat, vil re­ agere med oksygenet i vannet og kjemisk fjerne det. Det er fullt ut mulig å fjerne all oksygen i sjøvann kun ved injeksjon av oksygenfjerner, men dette ville ha krevet upraktisk store injeksjonsmengder, i tillegg til at det vil være kostbart (kr. 5-10 pr. liter oksygenfjerner). Derfor blir som re­ gel disse kjemikaliene brukt sammen med en mekanisk type oksygenfjer­ ner, slik som f.eks. et avluftingstårn. Brukt sammen med et slikt tårn vil et typisk forbruk være i størrelsesorden 10-25 ppm av den totale vann­ mengden som blir injisert.

Skumdemper I systemer hvor avluftingstårn er brukt for oksygenfjerning, vil det kunne oppstå problemer med at sjøvannet skummer. Denne skummingen redu­ serer virkningsgraden kraftig for tårnet og må derfor kontrolleres ved hjelp av injeksjon av en skumdemper. Skumdempere er svært kostbare

73

kjemikalier, men det er ofte tilstrekkelig med injeksjonsrater på mindre enn 1 ppm. Biosid For å kontrollere bakterievekst i systemet, er det en utstrakt bruk av bak­ teriedrepende kjemikalier, eller biosid som det også heter. Dette biosidet vil bli dosert i høye konsentrasjoner noen få ganger i uken for å drepe bakterievekst i rørsystemer og i avluftingstårnet. Dersom bakterier får lov til å formere seg, vil dette kunne gi en kraftig økning i korrosjonsraten i tillegg til at det organiske materialet som oppstår vil kunne bli dratt ned i reservoaret og tette porene.

2.7.4. Framtidige trender innen vanninjeksjon Idag stiller de fleste oljeselskaper meget strenge krav til rensingen av det injiserte vannet. Kravet til både oksygenfjerning og partikkelfjerning medfører direkte meget store investeringskostnader (filtrering og oksy­ genfjerning). For enkelte framtidige felt vil dette kunne tenkes å bli en­ dret. F.eks. er det mulig å vurdere behov for avlufting og istedet montere en brønnstreng i en materialkvalitet som kan tåle den høye oksygen kon­ sentrasjonen uten å korrodere uakseptabelt raskt. Da dette vil medføre at en ikke har behov for verken avluftingstårn eller injeksjon av oksygen­ fjerner, vil det kunne bli store besparelser både på investerings og drifts-, siden. Det er imidlertid nødvendig å vurdere effekten av oksygenet i van­ net på metallforbindelser i reservoaret. Oksygenet vil nemlig kunne rea­ gere med jernioner som befinner seg nede i reservoaret og forårsake tetting av porene. I tillegg vil et oksygenholdig vann gi grobunn for bak­ terier som dermed kan forårsake problemer i reservoaret. Når det gjelder fjerning av partikler fra vannet, vil det også kunne være mulig med en alternativ driftsfilosofi. En av de viktigste årsakene til fjer­ ning av organiske partikler fra vannet i fmfiltrene er å unngå at porene nede i reservoaret blir tettet og dette betyr at volumet av vanninjeksjonen dermed blir redusert. Dette problemet trenger ikke nødvendigvis å være prekært, da en fjerning av partikler i vannet ikke er påkrevd for alle reservoartyper. Ved en evt. tilstopping av reservoarporene vil nemlig trykket i vannet sprekke opp formasjonen, slik at injeksjonen kan fortsette. Så lenge en har store nok pumper i vanninjeksjonssystemet vil en slik opp­ sprekking (fracking), kunne foregå gjennom hele feltets levetid. En kan dermed redusere, eller eliminere, kravet til partikkelfjerning. Dette vil gi store besparelser i vekt og investeringer i kostbart filtreringsutstyr. En slik driftsfilosofi er idag brukt på minst to operative felt i den norske de­ len av Nordsjøen.

74

Et mulig problem ved en slik filosofi er faren for forsuring av reservoa­ ret. Ved å injisere ubehandlet sjøvann blir det av mange hevdet at det er en større fare for at bakterieveksten (sulfat-reduserende bakterier, SRB) i reservoaret øker og dermed produksjonen av H2S (hydrogensulfid) gass. H2S i den produserte oljen og gassen vil kunne gi store korrosjonsproblemer på vanligt karbonstål prosessutstyr og i rørledninger i tillegg til at det er et forurensende element i gassen og oljen som dermed reduse­ rer verdien. Dette trenger igjen ikke være noe uløselig problem. Ved å konstruere alt overflateutstyr i spesielt motstandsdyktig stål, vil en kunne akseptere store mengder H2S fra reservoaret, og evt. fjerne H2S fra gas­ sen før den blir eksportert. På oljefelt hvor det naturlig er høye H2Skonsentrasjoner vil dette kunne være en mulig løsning. På andre felt må valg av kostbare materialer i prosessen vurderes mot evt. besparelser både på vedlikehold av prosessutstyret og på et redusert behov for behandlig av vanninjeksjonsvannet. Imidlertid er det en annen effekt ved H2S-dannelse i reservoaret som kan være vanskeligere å finne løsninger for. Det er igjen en plugging av porene. I reaksjonen mellom SRB-bakteriene og sulfat dannes sulfid. Sul­ fid vil nede i reservoaret kunne reagere med f.eks. jernioner og danne jernsulfid, og dette vil kunne føre til plugging av porene. For reservoar hvor det er store muligheter til å få oppblomstring av H2S, kan det være ønskelig å redusere problemet ved å fjerne sulfatet i det injiserte sjøvannet (SRB-bakteriene trenger sulfatet for reproduk­ sjon). I vanlig sjøvann finnes det ca. 2500 ppm sulfat. Med dagens tekno­ logi kan dette reduseres til under 50 ppm ved å filtrere vannet i spesielt fine filtre. Imidlertid er en slik rensing svært plasskrevende og derved kostbar. Et system for sulfatfjerning av 15.000 Sm3/d vil ha en vekt på ca. 180 tonn i drift, størrelse på 11 x 8 x 7 meter og koste i innkjøp borti­ mot 100 millioner kroner. I tillegg kommer store driftskostnader på grunn av utskifting av systemets filtermembraner (leverandøren har esti­ mert totale driftskostnader på ca. 2,50 kr. per Sm3). På britisk side er bl.a. Tiffany-feltet i ferd med å bli utstyrt med slikt renseutstyr. Årsaken til dette er imidlertid ikke mulige H2S-problemer, men fordi en forven­ ter store problemer med avleiringer (scale) i brønnene. Ved å reduse­ re/fjerne sulfatet i sjøvann, reduseres faren for dannelse av barium- og strontiumsulfat-avleiringer betraktelig. Begge disse to typene avleiringer kan føre til fullstendig plugging av brønner i løpet av kort tid. På Tiffanyfeltet er reservoarforholdene slik at det ikke er mulig å behandle dette problemet som normalt med kjemikalier.

75

2.8. Gassinjeksjon Enkelte oljefelt har et overskudd av gass som kan brukes til å oppretthol­ de trykket i reservoaret. Denne gassen kan, på samme måten som vannin­ jeksjon, injiseres i reservoaret for å holde trykket oppe. Effekten av en ren gassinjeksjon vil imidlertid ikke bli så god som en injeksjon av vann for trykkstøtte, men det er et godt alternativ dersom det ellers ikke er av­ setningsmuligheter for gassen og dersom en vanninjeksjon ikke er prak­ tisk gjennomførbar. Imidlertid er Oseberg-feltet ett unntak, da dette feltet har en naturlig gasskappe. Her er injeksjon av både vann og gass ønskelig for å få best mulig effekt. For å få tilstrekkelig gass for reinjeksjon har Oseberg også en tilførsel av gass i en rørledning fra Troll-feltet (TrollOseberg gassinjeksjon, TOGI). Utstyret for reinjisering av gass er likt det utstyret som blir brukt til å eksportere og komprimere gassen for transport i rørledninger. Imid­ lertid er det ofte nødvendig å komprimere gassen til et mye høyere trykk før reinjeksjon i forhold til transport, slik at kompressoren blir en egen dedikert gassinjeksjonskompressor. En kombinasjon av vann og gassinjeksjon i samme brønn (vann alter­ nerende gass, VAG) har vært prøvd av Statoil på Gullfaks med meget godt resultat så langt.

2.9. Fakkelsystemet Det kanskje mest karakteristiske ved en offshore olje- og gassproduksjonsplattform er vel flammen som nærmest konstant brenner på toppen av flammebommen. Denne flammen er en viktig del av plattformens sik­ kerhetssystem og skal forhindre at gass som blir samlet opp i fakkelsyste­ met, blir sendt ut i atmosfæren rundt plattformen uforbrent. En slik uforbrent gass vil ved vindstille vær kunne være en sikkerhetsrisiko for både plattformen og helikopter på vei inn til plattformen. Fakkelsystemet (se figur 2.34) samler opp uforbrent hydrokarbongass på plattformen og leder den til forbrenning i flammetårnet. Dette kan være gass som kommer fra forskjellige prosesstanker og separatorer og for enkelte eldre plattformer kan det være gass som blir brukt som dekkgass (se også underkapittel 3.6 om nitrogen som dekkgass) for å unngå eksplosive blandinger av luft og gass i atmosfæriske tanker. Hovedformålet med fakkelsystemet er likevel å fungere som plattfor­ mens trykkavlastingssystem ved unormale tilstander. Dersom det f.eks. oppstår en brann på plattformen vil alt trykket i separatorene kunne avla­ stes via fakkelsystemet. Dette gjøres ved at fakkelventilene på separato­ rer og annet utstyr som er under trykk, åpner og gassen strømmer ut og 76

forbrennes i fakkelen. Ved at trykket i tanker og utstyr blir redusert, re­ duseres også muligheten for store eksplosjoner ved brann. Fakkelsystemet kan også bli brukt ved oppstart av plattformen etter en nedstenging, da det normalt vil ta noe tid før gasseksporten kan starte. For å komme igang med oljeproduksjonen så snart som mulig, vil gassen kunne brennes. Normalt vil mengden av gass som forbrennes i fakkelen være liten. Spesielt etter innføring av en CO2-avgift på 80 øre pr. Sm3 gass for­ brukt på plattformen, har oljeselskapene innskjerpet driftsrutiner for å re­ dusere denne mengden. Totalt vil en mindre oljeproduksjonsplattform forbrenne gjennomsnit­ tlig ca. 10.000 standard kubikkmeter gass pr. dag i fakkelen mens de stør­ re plattformene kan komme opp mot 50.000 Sm3/d i snitt (kr. 40.000 i CO2-avgifter pr. dag). På noen plattformer er det ikke brenning av gass. Disse plattformene har da et kaldvent system, dvs. at en i normal drift lar gassen strømme uforbrent til atmosfæren. Spesielt på gassfelt hvor det ikke er fare for at tyngre hydrokarbongasser (tyngre enn luft) kan skape et sikkerhetspro­ blem er dette en løsning som tradisjonelt har blitt brukt.

KAPITTEL 3

HJELPESYSTEMER

I dette kapitlet skal vi kort se litt på noen av de viktigste systemene som går under betegnelsen hjelpesystemer. Det er vanskelig å gi en presis de­ finisjon av hva som menes med hjelpesystemer, men de systemene som omtales i dette kapitlet er av de fleste selskaper definert som hjelpesy­ stemer. Av hjelpesystemer som ikke er gjennomgått i dette kapitlet kan det nev­ nes bl.a. brann- og gassdeteksjon, brannslukking, hydraulikk, samband, prosessovervåking og styring, brenngass, diesel, helikopterdrivstoff, metanol, ventilasjon og kloakksystemene. Det henvises til annen littera­ tur for nærmere beskrivelse av disse systemene.

3.1. Kjøle- og varmemedium En rekke prosesser ombord på plattformen vil ha behov for kjøling eller oppvarming. Til dette formål blir det brukt varmevekslere. For effektivt å kunne varme opp eller kjøle ned prosessen er det nødvendig med et eget varme eller kjølemedium system ombord. Kjøle/varmemediumet har som funksjon å transportere varme til eller fra varmevekslerne (mer om varmevekslere i underkapittel 5.3).

3.1.1. Kjølemedium Det enkleste kjølemediumsystemet vil være basert på inntak og «engangs­ bruk» av sjøvann. Sjøvannet blir pumpet opp til plattformen, grovfiltrert og klorert før det blir ført inn i en varmeveksler. Her blir sjøvannet var­ met opp og prosessen kjølt ned. Etter bruk vil det oppvarmede sjøvannet bli dumpet overbord. Figur 3.1 illustrerer oppbyggingen av et slikt sy­ stem. Dette systemet blir ofte også omtalt som sjøvannsystemet, da det som det går fram av skissen, også har andre brukere enn rene kjølere. Et annet kjølemediumsystem vil kunne være et lukket system med ferskvann. Ferskvannet iblandet kjemikalier for å redusere groing og korrosjon, samt glykol for å hindre frysing, blir da brukt til å kjøle ned prosessen. Det oppvarmede ferskvannet blir deretter kjølt ned i store ra­ diatorer (luftkjøling) eller i en sjøvannsvarmeveksler. 78

3.1.2. Varmemedium Til oppvarming av en prosess vil en også kunne bruke systemer som er basert på en blanding av vann og glykol. Oppvarmingen av vann og glykolblandingen kan foregå som følge av brenning av gass i store kjeler, ved elektrisk oppvarming og ved å ta varme fra eksosgassen fra kraftturbinene på plattformen. Varmemediumsystemet er et lukket system og den oppvarmede glykol/vann-blandingen blir ført inn i en varmeveksler for oppvarming av prosessen og andre brukere slik som f.eks. ventileringssystemet. Etter at prosessen er oppvarmet vil den kaldere blandingen bli sirkulert tilbake til oppvarming på nytt. Figur 3.2 viser oppbyggingen av et varmemediumsystem. Enkelte eldre plattformer har også et heteoljesystem (hot oil system). Fordelen med denne type systemer er at temperaturen kan holdes så høyt at varmemediet kan benyttes til f.eks. glykolregenering, men ulempene er mange og slike systemer er derfor sjeldne.

3.-2. Sjøvannstilførsel Sjøvann blir brukt til en rekke formål ombord på plattformen. Noen ek­ sempler er vanninjeksjon og kjøling av prosessen eller enkelt utstyr. Som nevnt i 3.1 blir sjøvannet pumpet opp til plattformen, grovfiltrert og klo­ rert før videre distribusjon. Grovfiltrene fjerner både partikler og biom­ asse og kloreringen dreper bakterier og alger som er i vannet. Klorinnholdet i vannet vil kunne variere mellom 0,5 og 2 ppm. 79

Ekspansjonstank

Andre brukere

Gassoppvarming

Damp generator

Rørledning

Fig. 7.4. Rørskrapesluse. Det finnes også såkalte intelligente rørskrapere (intelligent pigs, som det heter på engelsk!). Dette er rørskraper som inneholder sensorer og instrumenter som kan måle og lagre data på rørledningens tilstand. Ved ankomst vil disse dataene kunne gi viktig informasjon om f.eks. effektivi­ teten på korrosjonshemmeren som er brukt.

KAPITTEL 8

FRAMTIDIGE TRENDER

I dette kapitlet skal vi se litt på hva som kan komme til å prege norsk oljeindustri framover.

8.1. Forskning og utvikling Oljeselskapene bruker idag store summer på forskning og utvikling inn­ enfor en rekke forskjellige fagområder. Til tross for at de lavere oljepri­ sene har tvunget enkelte oljeselskaper til å redusere sine investeringer til forskning og utvikling, er det liten tvil om at dette vil få stadig større be­ tydning i framtiden. Innen mange områder er det nødvendig å komme fram til nye konsepter for utvinning av marginale felt, slik som undervannsproduksjon og separasjon (se underkapittel 8.5). På andre områder, slik som f.eks. miljøvern, er det nødvendig å komme fram til forbedret teknologi for å kunne møte framtidige krav. Det blir også brukt mye res­ surser på utvikling av separasjonssutstyr som er både lettere og mer ef­ fektivt enn dagens. Og det vil bli stadig viktigere for oljeindustrien å kun­ ne få mer ut av de geologiske undersøkelser som blir gjort. Det synes der­ for ikke å være noen tvil om at investering i målrettet forskning og utvikling vil bli en viktig konkurransefordel for industrien i framtiden.

8.2. Ubemannede plattformer Med oppstart av Hod-plattformen i 1990 fikk Amoco den første ubeman­ nede produksjonsplattform for olje på norsk sokkel. Elf har imidlertid hatt gassproduksjon fra en enkel plattformkonstruksjon på Nordøst-Frigg siden 1983. Det er imidlertid flere oljeselskaper som vurderer tilsvarende løsninger nå da Hod har vist seg å være en stor suksess, både praktisk (driftsmessig) og økonomisk. Ifølge Amoco, var Hod billigere å bygge enn en undervannsinstallasjon med tilsvarende kapasitet. Fordelene med ubemannede plattformer er mange. I første omgang er det besparelsen på store boligkvarterer med dertil nødvendige støttesyste­ mer. Men det er likevel på driftssiden at en kan forvente de største bespa­ relsene. Under forutsetning av at installasjonen kan betjenes av et nærlig­ gende feltsenter, vil nødvendig vedlikehold kunne utføres som dagsturer

103

med helikopter til og fra installasjonen. Selv om dette ikke er den mest effektive måten å drive vedlikehold på, er det likevel billigere enn å måtte bemanne plattformen konstant. Ved ubemannede plattformer vil det nok kunne bli endel økte kostnader på utstyr, da det er av større betydning å ha driftssikkert utstyr her enn på større bemannede installasjoner. Det vil i tillegg normalt bli en dårli­ gere driftsregularitet på en ubemannet plattform, da det vil kunne være behov for å sende folk ombord for å starte opp plattformen etter en nedstenging. Figur 8.1 viser Amocos Hod-plattform.

Fig. 8.1. Amocos HOD-plattform. Vanndybde 72 m, 8 brønner, rørlinje til Valhall 13 km, produksjonskapasitet 40.000 bbl/d (Amoco).

8.3. Kunstig løft På norsk sokkel er vi fra naturens side heldig stilt med hensyn til trykkfor-

104

holdene i reservoarene. På de fleste felt som er i drift idag, er reservoartrykket naturlig så høyt at olje strømmer opp til overflaten av seg selv. Og som tidligere nevnt vil en ved hjelp av vanninjeksjon forsøke å holde dette trykket oppe. Imidlertid er det endel oljefelt som vil begynne å miste trykk fordi andelen av vann i brønnstrømmen øker. For å hjelpe brønnene med å opprettholde produksjonen, vil en i fram­ tiden også på norsk sokkel kunne ta i bruk kunstige løftemetoder (artificial lift). Dette er et samlebegrep som beskriver metoder for på kunstig måte å få oljen fra reservoaret opp til overflaten. Det mest kjente kunstige løfteutstyret er vel de velbrukte «nikkedukkene», eller «Sucker rod pumps» som er brukt mye på oljefeltene i Texas og Oklahoma og som på mange måter er selve symbolet på amerikansk oljeindustri (se figur 8.2). På en offshore oljeinstallasjon er det imidlertid ikke mulig, eller ønskelig, å montere en slik pumpe. Vi skal derfor se nærmere på tre av de metodene som er i bruk offshore andre steder i ver­ den (bl.a. britisk sektor) og som vil kunne bli brukt i Norge. Disse tre er elektrisk nedsenkbare pumper (Electrical Submersible Pump, ESP), jet-pumping og gassløft.

Fig. 8.2. «Sucker Rod Pump».

8.3.1. Elektriske nedsenkbare pumper For å løse problemet med lavt trykk, kan en montere nedsenkbare pum­ per nede i brønnen. Disse pumpene er som oftest elektrisk drevne (ESP, Electrical Submersible Pump), og må installeres som en del av brønnens

105

kompletterings streng med en elektrisk kabel til overflaten. En slik løs­ ning er imidlertid svært kostbar i tillegg til at det er tekniske vanskelighe­ ter og problemer forbundet med dette. Det er utviklet pumper som kan monteres i brønnen ved hjelp av kabel, men det har imidlertid vært et pro­ blem å lage disse pumpene driftssikre.

8.3.2. Jet-pumping En annen måte å kunstig løfte opp olje er bruk av såkalt jet-pumping. En væske - som oftest vann, men olje kan også brukes - blir da injisert ned i brønnen i ringrommet. Ved hjelp av en ventil montert nede i brønnen vil væsken som blir injisert inn i ringrommet ledet inn i produksjonsrøret og til en hydraulisk pumpeenhet. Væsken som brukes som drivkraft for denne hydrauliske pumpeenheten kan være stabilisert olje, produsert vann eller injeksjons vann. Denne formen for kunstig løft er lite brukt på norsk sokkel, da det vil kunne være store problemer forbundet med f.eks. kapasitet for vannbehandlig, emulsjoner etc. (når vann blir brukt som løftemedium). Når jetpumping blir brukt, er den som regel en midlertidig metode for å komme raskt igang med kunstig løft og i påvente av en mer permanent metode. Imidlertid har Thistle-feltet på britisk side brukt jet-pumping som kunstig løftemekanisme i flere år med godt resultat.

8.3.3. Gassløft Den beste totalløsningen for kunstig løft vil nok være gassløft. Prinsippet for gassløfting av olje er velkjent og har vært brukt i store deler av verden i mange tiår allerede. Gass blir komprimert og ledet ned i brønnen på utsi­ den av produksjonsrøret, dvs. i ringrommet, og ved hjelp av en eller flere ventiler, vil gassen komme inn i produksjonsrøret og oljen vil strømme oppover. Det er reduksjonen av den vekten som oljen representere ved at den blir «tynnet ut» med gass som gjør at dette prinsippet virker. Det betyr at det eksisterende reservoartrykket er tilstrekkelig til å overvinne vekten av oljekolonnen. For å kunne sette i gang et prosjekt med gassløft er det behov for en del tilleggssutstyr på plattformen og i brønnen. Nede i produksjonsrøret må det monteres gassløftventiler. På overflaten er det nødvendig med en gasskompressor, samt et fordelingssystem for gass til de enkelte brønner. I tillegg er det behov for gassutskillings- og behandlingskapasitet tilsvar­ ende den gassen som blir brukt som løftegass. Da gassløft normalt ikke er aktuelt for en plattform som er oppe i platåproduksjon, vil det sannsyn­ ligvis ikke være problemer med kapasiteten på gassbehandling i separato­ rene. Dersom det likevel er nødvendig å starte gassløft ved høy oljepro-

106

duksjon, er sannsynligvis dette med i design-forutsetningen for plattfor­ men, slik at den nødvendige ekstra kapasiteten blir bygget inn. Figur 8.3 viser en brønn med gassløft.

8.4. Null-utslipp-filosofi I Norge har vi idag strenge regler for tillatt forurensing fra offshore­ plattformer. Likevel er disse reglene på langt nær de strengeste i verden. I California, Alabama og Alaska, har oljeindustrien i lang tid operert un­ der en såkalt «null-utslipp-til-sjø-filosofi». Likeledes er det i Italia innført totalforbud mot utslipp av boreslam, både olje og vannbasert. En nullutslipp-filosofi innebærer at det ikke tillates noen form for utslipp i for­ bindelse med produksjonen og letingen etter olje og gass. Dette betyr at alle avfallstoffer samles opp og transporteres til et egnet destruksjonssted. En null-utslipp-filosofi til både luft og vann vil innebære at f.eks. regn-

107

vann som kan bli forurenset, blir samlet opp og renset (som idag), at all brenning av gass blir forbudt og at utslipp fra kraftproduksjon begrenses og med strenge krav til avgassrensing. Som nevnt i avsnitt 2.6.5, er en mulig teknisk løsning på dette proble­ met å reinjisere alle avfallstoffer tilbake i undergrunnen, dvs. ikke i re­ servoaret, men i et porøst lag nede i bakken. Imidlertid er det ikke alle plattformer som er lokalisert slik at dette lar seg gjøre, men dette kan være en løsning for noen felt.

8.5. Undervannsproduksjon og separasjon Teknologien for produksjon fra havbunnsbrønner har vært tilgjengelig i lang tid. Med brønner kontrollert fra en nærliggende plattform og med ventiltreet montert på havbunnen. I de siste årene, har imidlertid nye kon­ septer blitt utviklet som vil kunne bety at en ikke vil trenge plattformen i det hele tatt. Dette utstyret er separatorer, pumper og gasskompressorer som er plassert nede på havbunnen. Ved å plassere prosessutstyret nede på havbunnen kan en redusere behovet for plattformer kraftig, da en kan ha større avstand mellom de forskjellige felt. En kan derfor tenke seg at det i framtiden vil bli bygget ut landanlegg som senere blir koblet opp mot slike undervannsinstallasjoner via rørledninger, evt.at eksisterende platt­ former blir brukt som oppsamlingssentraler for en rekke mindre satelittfelt. Et av de eldste feltene i Norge, Frigg, har fått sin levetid kraftig utvi­ det nettopp som følge av en slik utvikling. En variant av et slikt system er Kværners Subsea Booster Station. Den­ ne enheten, som har vært testet i Trondheim i lang tid, vil kunne separere gass fra olje, vann og sedimenter og pumpe disse i to rørledninger en di­ stanse på opptil 150 km. Dette konseptet synes å ha et potensiale for ut­ vikling av mindre oljefelt (maksimal kapasitet 8000 Sm3 olje pr. dag) fjernt fra eksisterende infrastruktur.

8.6. Boring med muldvarp Som nevnt i underkapittel 1.3, er prinsippene som idag brukes for boring svært gamle. Forbedringer i teknikker og utstyr har likevel muligjort me­ get store tekniske forbedringer de siste årene. Spesielt har dette gitt utslag på mulighetene til å bore horisontalt i svært tynne oljesoner, slik som på Troll-feltet. Likevel er problemet med store og tunge utstyrsbehov for fa­ silitetene på plattformen tilstede. Det er fremdeles behov for både borerør og et boretårn for å heise borerørene på plass. Ved SINTEF i Trondheim har det i flere år foregått målbevisst forsk­ ning på å finne en mulig løsning på dette problemet. Målsettingen er å

108

ha ferdigutviklet et system i løpet av de neste få årene som gjør at en i prinsippet vil kunne være fullstendig uavhengig av konvensjonelle bore­ rigger. Konseptet er en selvstendig kabeloperert muldvarp som sakte men sikkert vil bore seg nedover i formasjonene og stabilisere hullet etterhvert som den beveger seg nedover. Ved hjelp av avanserte sensorer kan måleutstyr gi informasjon om geologien etterhvert. Dette prosjektet som har fått navnet Kolibomoc, kan kanskje en dag gjøre det mulig å bore etter olje og gass med et enkelt skip med et kontrollrom med en eller to perso­ ner. Et slikt «scenario» vil kunne bety en revolusjon i muligheten for å utnytte de enorme reservene som normalt vil ligge igjen i reservoaret et­ ter at den konvensjonelle utvinningen er over. Dersom kostnadene for boringen kan reduseres kraftig, vil konsepter som bruker kjemikalier eller injeksjon av gasser i reservoaret for å øke utvinningsgraden også kunne bli lønnsomme. Det vil i tillegg kunne være mulig med dette utstyret å ta opp olje fra mindre forekomster som med dagens teknologi ikke er lønnsomme. Som nevnt i underkapittel 1.2, vil normalt mer enn 50% av oljen og gassen som befinner seg i reservoaret bli værende, så potensialet for økonomisk gevinst dersom en slik løsning er mulig, vil være enormt.

LITTERATURLISTE

1.

Harald Asheim: Petroleumsproduksjon og prosessering på plattfor­ men, Tano forlag 1985.

2.

Harald J. Pedersen og Dag Nedrum: Plattformens hjelpesystemer, Vett & Viten 1991.

3.

Harald Asheim og Roar Hvidsten: Plattformens hovedsystemer, Vett & Viten 1991.

4.

Ken Arnold og Maurice Stewart: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company 1986.

5.

Thomas Allen og Alan Roberts: Production Operations, OGCI 1989.

6.

Petroleum Engineering Handbook, Society of Petroleum Engineers 1989.

7.

John M. Campbell: Gas Conditioning and Processing, Campbell Petroleum Series 1988.

8.

Statoils brosjyre om gruspakking av brønner, 1992.

9.

BPs brosjyre om injeksjon av borekaks, 1991.

10. Oljeindustriens Landsforenings brosjyre: Norsk olje og gass, 1990.

110

STIKKORDREGISTER ammoniumbisulfat 73 aromatiske forbindelser 67 asfaltener 46 avlufting 70 avluftingstårn 72

bakterier, sulfat-reduserende (SRB) 75 biosid 74 boblepunkt 40 borekaks 20 borekrone 19 boreslam 20 borestreng 17 brønnhode 32 brønnkomplettering 20 brønnsikringsventil (BSV) 20 brønntrykk, nedstengt 31 brønntrykk, strømmende 31 bunkring 86 carry over 40 Christmas tree 30 deaerator 72 dessikant tørking 54 drenering, lukket 84 drenering, åpen 83 ekspansjonskjøling 55 emulsjoner 47

fakkelsystem 76 ferskvannsgenerator 86 flotasjonstank 61 Flowing Wellhead Pressure (FWHP) 31 forbindelser, aromatiske 67 foringsrør 21

Free Water Knock Out Drum (FWKO) 35 frittvannseparator 35

gassinjeksjon 76 gassløft 106 gassmåling 60 gassturbin 82 gasstørking 52 generator, ferskvanns- 86 glykolkontaktor 52 gruspakking 23 hydrater 48 hydrogensulfid 75 hydrokarboner 12 hydrosyklon 63 injeksjonsvann 69 interface 44

Jet Water System 44 jet-pumping 106 Joule Thompson-ventil 55 juletre 30 kabeloperasjoner 23 kildebergart 15 kjølemedium 78 kjøling, ekspansjons- 55 koalescer 40 komplettering, brønn- 20 kompressor, sentrifugal- 56 kompressor, stempel- 56 korrosjon 90 kraftforsyning 80 kveilerørsoperasjoner 23

lastebøye 100

111

lukket drenering 84

manifold 33 membranteknologi 68 måleblende 60 natriumbisulfat 73 nedstengt brønntrykk 31 nitrogensystem 85

oksygenfjerner 73 olje/vann-grenseskille 44 oppholdstid 40 orifice 60 oljemåling 58 packer 20 parts per million 61 perforering 21 perforeringskanon 21 permeabilitet 14 Piping and Instrument Drawings (P&ID’s) 29 plateseparator 84 porøsitet 14 ppm (se parts per million) Pressure Safety Valve (PSV) 43 produksjonsmanifold 33 produksjonspakning 20 produksjonsrør 20 pumpe 93

reservoarbergart 16 rørskrapersluse 101 rørskraping 101 revers osmose 87 samlestokk 33 sandfilter 70 scrubber 35, 51 sentrifugalkompressor 56 sentrifuge 65

separator 34 separator, frittvann- 35 separator, test- 36 Shut-In Wellhead Pressure (SIWHP) 31 skumming 47 spylesystem 44 stempelkompressor 56 strupeventil 33 strømmende brønntrykk 31 sulfat-reduserende bakterier (SRB) 75 Surface Controlled Subsurface Safety Valve (SCSSV) 20

tankbåtlasting 99 testseparator 36 trykkluftsystem 88 trykksikringsventil 43 tubing 20 turbinmeter 58 turboekspander 55 tørking, dessikant 54 tørking, gass- 52

vanninjeksjon 69 vannskilleplate 40 vannutskiller 40 varmemedium 79 varmeveksler 94 ventil 94 ventil, brønnsikrings (BSV) 20 ventil, Joule Thompson- 55 ventil, strupe- 33 ventil, trykksikrings- 43 ventiltre 30 væskemedriver 40 væskeutskiller 35, 51

water weir 40 åpen drenering 83