DE102014014573A1

DE102014014573A1 - Gemeinsame Verwendung einer Pipeline für Gas- und Flüssigkeitstransport

Info

Publication number: DE102014014573A1
Application number: DE102014014573.5A
Authority: DE
Inventors: Marcus Guzmann; Ulrich Heucke
Original assignee: Linde GmbH
Current assignee: Linde GmbH
Priority date: 2014-09-30
Filing date: 2014-09-30
Publication date: 2016-03-31

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Transportieren eines Stoffes (S) vom Land (3) zu einer Plattform (10) zum Fördern von Erdöl und/oder Erdgas aus einer Offshore-Lagerstätte (1), wobei über eine bestehende Rohrleitung (20) ein Fluid (W) vom Land (3) zur Plattform (10) transportiert wird. Erfindungsgemäß ist vorgesehen, dass zum Transport des Stoffes zur Plattform (10) das Fluid (W) mit dem Stoff (S) zu einem Gemisch (G) gemischt wird (40) und das Gemisch (G) durch die Rohrleitung (20) zur Plattform (10) geleitet wird und auf der Plattform (10) der Stoff (S) aus dem Gemisch (G) abgetrennt wird.

Description

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Transportieren eines Stoffes vom Festland zu einer Offshore-Lagerstätte, wobei über eine bestehende Rohrleitung ein Fluid vom Festland zur Offshore-Lagerstätte transportiert wird. Bei der Offshore-Lagerstätte handelt es sich im Sinne der Erfindung um eine Lagerstätte, bei der über eine Produktionsbohrung im Meeresboden Erdöl und/oder Erdgas aus der Lagerstätte gefördert wird.
Bei der Produktion von Erdöl oder Erdgas aus Offshore- bzw. near-Offshore-Lagerstätten wird das produzierte Erdöl, Erdgas bzw. ein Gemisch aus Erdöl und/oder Erdgas und Wasser von dem Ölfeld (z. B. Plattform, sub-sea installation, Insel etc.) über eine Pipeline an Land transportiert. Die Trennung der Gemische erfolgt an Land, da Onshore-Installationen deutlich kosteneffizienter zu implementieren und operieren sind. Handelt es sich hierbei um Erdöl und Wasser aufweisende Gemische (Emulsionen), so erfolgt die Trennung durch geeignete Apparate an Land. Zur Entsorgung des Wassers wird selbiges durch eine Pipeline zurück zur Plattform und von dort in die Lagerstätte verpresst (re-injiziert) oder in eine andere geeignete, permeable Gesteinsschicht injiziert (disposal well).
Um auf der Plattform Platz zu sparen, können die Verdichter auch an Land aufgebaut sein. Damit wird das Wasser an Land unter hohem Druck, idealerweise unter dem Injektionsdruck (größer Lagerstättendruck) durch die Pipeline transportiert und direkt ohne weitere notwendige Druckerhöhung in die Lagerstätte injiziert. Entsprechende Druckverluste aufgrund des Pipelinetransportes sind zu berücksichtigen.
Besteht nun auf der Plattform ein Bedarf an Gas, so besteht die Möglichkeit, Gas z. B. per Schiff zu transportieren. Das Gas kann z. B. Erdgas sein (z. B. zur Stromerzeugung), aber auch Gase wie N₂ zur Anwendung für Blanketing auf der Plattform oder zur Anwendung im Erdöl-/Erdgasfeld für Improved Oil Recovery oder Enhanced Oil Recovery.
Problematisch kann eine kontinuierliche Versorgung der Offshore-Installationen zur Erdöl- und Gasproduktion mit den o. g. Hilfsmitteln dann sein, wenn Gezeiten, Wetter, Wellengang, Distanz, Treibeis oder Eisbildung eine regelmäßige Versorgung behindern und eine Offshore-Lagerhaltung aufgrund von Platzmangel nicht oder nur bedingt möglich ist. Eine kontinuierliche Versorgung der Offshore-Installationen mit diesen Hilfsmitteln ist aber eine zwingende Notwendigkeit.
Gelöst wird dieses Problem entweder durch Versorgung mittels Schiff oder Hubschrauber, Lagerhaltung oder die Installation von Versorgungsleitungen, die gesondert verlegt werden müssen. Insbesondere große Volumina werden bevorzugt durch Pipelines zu den Offshore-Installationen transportiert. Insbesondere bei Gas-EOR wie z. B. der Stickstoff- oder Erdgas-Injektion, gibt es keine Alternative außer einer Vor-Ort Produktion auf der Plattform. In diesem Fall ist die Verlegung einer separaten Pipeline notwendig. Der Bau einer Pipeline ist sehr kostenintensiv. Weiterhin müssen vor dem Bau von Pipelines ggf. aufwendige Genehmigungsverfahren durchlaufen werden. Die Pipelines können hierbei entweder auf dem Meeresgrund liegen, im Meeresgrund eingebettet sein oder aber durch Gesteinsschichten unter dem Meer über Horizontalbohrungen hergestellte Rohrsysteme sein. Bei Pipelines können verschiedene Komponenten in einer Pipeline durch räumliche Trennung gemeinsam transportiert. Hierbei schaffen sog. „Pigs” die räumliche Trennung. Die Komponenten werden nacheinander transportiert. Das Einsetzen bzw. Abtrennen des Pigs aus der Pipeline ist zeitintensiv und bedingt die zeitweise Unterbrechung des Volumenflusses.
In einigen Fällen verbietet sich das Verlegen von Versorgungspipelines, z. B. in Naturschutzgebieten. Pipelines über Horizontalbohrungen zu erstellen, bedeutet in der Regel ein höheres Investment.
Um die vorgenannten Nachteile zumindest teilweise zu vermeiden, wird erfindungsgemäß ein Verfahren vorgeschlagen, bei dem zum Transport des Stoffes zur Plattform bzw. Offshore-Lagerstätte das Fluid mit dem Stoff zu einem Gemisch gemischt wird und das Gemisch durch die bereits bestehende Rohrleitung zur Plattform bzw. Offshore-Lagerstätte geleitet wird und an der Offshore-Lagerstelle bzw. auf der Plattform der Stoff aus dem Gemisch abgetrennt wird. Bei der Plattform kann es sich um alle erdenklichen Einrichtungen handeln, über die auf See aus einer Produktionsbohrung Erdöl und/oder Erdgas gefördert werden kann, insbesondere bekannte Produktionsplattformen oder Produktionsinseln.
Mit anderen Worten besteht die erfindungsgemäße Lösung insbesondere in der gemeinsamen Verwendung der bestehenden Pipeline von Land zur Offshore-Installation, ggf. Plattform, bzw. Offshore-Lagerstätte. Hierbei werden beide Komponenten gleichzeitig als Gemisch transportiert.
Gemäß einer Ausführungsform der Erfindung können die transportierten Medien (also das Fluid sowie der Stoff) in der Pipeline bzw. Rohrleitung unter den gegebenen Bedingungen eine heterogenes Gemisch bilden, d. h., nicht miteinander mischbar sein, wie z. B. Erdgas und Wasser bzw. wässrige Lösungen sowie N₂ und Wasser bzw. wässrige Lösungen. Alternativ hierzu kann es sich bei dem Gemisch jedoch auch um eine homogene Mischung handeln, bei der eine Flüssigkeit bzw. ein Gas in einer Flüssigkeit gelöst ist oder bei der mehrere Gase gemischt sind.
Gemäß einer Ausführungsform der Erfindung kann das Fluid Wasser aufweisen bzw. als Wasser ausgebildet sein. Weiterhin kann gemäß einer Ausführungsform der Erfindung ein aus der Offshore-Lagerstätte geförderter erdöl- und/oder erdgashaltiger Strom an Land transportiert werden, dort Wasser aus dem Strom abgetrennt werden und das abgetrennte Wasser als besagtes Fluid zusammen mit dem besagten Stoff als Gemisch über die Rohrleitung zur Offshore-Lagerstätte (z. B. Plattform oder entsprechende Einrichtung) zurück transportiert werden, wo der gasförmige Stoff vom Wasser getrennt wird. Gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung kann das Wasser in die Offshore-Lagerstätte oder einen anderen Träger zur Entsorgung gepresst werden.
Gemäß einer Ausführungsform der Erfindung wird das Gemisch unter einem Druck oberhalb von 20 bar, insbesondere oberhalb von 100 bar durch die Rohrleitung vom Land zur Offshore-Lagerstätte bzw. Plattform transportiert.
Gemäß einer Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, dass der Stoff in der gasförmigen Phase oder in der flüssigen Phase in die Rohrleitung eingebracht wird und mit dem Fluid zu dem Gemisch gemischt wird. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist vorgesehen, dass der Stoff Stickstoff ist, wobei insbesondere der Stickstoff durch kryogene Luftzerlegung erzeugt wird, wobei der Stickstoff insbesondere einen Restsauerstoffgehalt aufweist, der kleiner ist als 10 ppm. Der Stickstoff kann z. B. in die Lagerstätte eingebracht werden, um dort den Lagerstättendruck zu erhöhen und/oder die Viskosität des zu fördernden Erdöls herabzusenken.
Bei dem Stoff bzw. Gas kann es sich alternativ z. B. um Erdgas handeln, das z. B. auf der Plattform als Brennstoff verwendet wird (z. B. zur Erzeugung elektrischer Energie).
Weitere Merkmale und Vorteile der Erfindung sollen bei der nachfolgenden Figurenbeschreibung von Ausführungsformen der Erfindung anhand der Figur erläutert werden. Es zeigt:
1 eine schematische Darstellung eines erfindungsgemäßen Verfahrens.
1 zeigt eine schematische Darstellung einer Ausführungsform eines erfindungsgemäßen Verfahrens, wobei mittels einer Plattform 10 über eine Produktionsbohrung 5 aus einer unterhalb des Meeresbodens 2 gelegenen Offshore-Lagerstätte 1 gefördertes Erdöl und/oder Erdgas E zusammen mit Lagerstättenwasser W über eine Rohrleitung 15 (auch Produktionspipeline genannt) an Land 3 transportiert wird, wobei an Land 3 das Fluid bzw. Wasser W vom Erdöl/Erdgas E' abgetrennt wird und das Erdöl/Erdgas E' seiner weiteren Verwendung zugeführt wird. Die Plattform 10 kann im Meer 4 stehen oder schwimmen und kann am Meeresboden 2 verankert sein. Bei der Plattform 10 kann es sich auch um ein Schiff, eine natürliche oder künstlich angelegte Insel oder eine sonstige geeignete Einrichtung handeln.
Mittels einer Rohrleitung 20 wird das abgetrennte Fluid W (sogenanntes Produktionswasser) von Land 3 zu der Plattform 10 bzw. zum Offshore-Ölfeld 1 zurückgeführt. Insbesondere erfolgt der Transport des Fluids W unter hohem Druck (z. B. oberhalb von 20 bar).
Erfindungsgemäß wird zur weiteren Nutzung der bereits bestehenden Rohrleitung 20 (auch als Pipeline 20 bezeichnet) an Land 3 unter insbesondere gleichem Druck ein Stoff S, insbesondere ein Gas S, der auf der Plattform 10 benötigt wird, in die Pipeline 20 in das Fluid bzw. in das wässrige Medium W eingepresst. Das Gas S kann sowohl als Gas, Flüssigkeit oder kryogenes Flüssiggas in die Pipeline 20 eingebracht werden.
Flüssiggase haben den Vorteil, dass eine Druckerhöhung durch kostengünstige Flüssigpumpem sehr einfach und effizient durchgeführt werden kann. Hingegen sind gasförmige Gase S zunächst auf den Pipelinedruck zu verdichten. Auch wird keine Verdampfereinheit benötigt.
Aufgrund der niedrigen Wärmekapazität der Flüssiggase, auch der kryogenen Flüssiggase kann eine Verdampfung des Gases S in der Pipeline 20 ohne signifikante Abkühlung des anderen Fluids (z. B. Wasser) W erfolgen. Hierzu kann die tiefkalte Flüssigkeit durch eine oder mehrere außen isolierte Einspritzdüsen in die Pipeline 20 injiziert werden.
Der Transport des Gases S zusammen mit dem Fluid W erfolgt insbesondere gleichzeitig und kontinuierlich als Gemisch G. Ein Vorteil hierbei ist, dass das Gasvolumen entsprechend signifikant reduziert sein kann. Der Gasvolumenanteil in der Pipeline 20 kann abhängig vom Systemdruck bis zu 20% betragen, solange stabile Strömungszustände mit kontinuierlicher Flüssigphase wie disperse Blasenströmung oder Kolbenblasenströmung vorliegen. Hohe Systemdrücke begünstigen einen stabilen Strömungszustand.
Die Trennung des Gemisches G erfolgt auf der Plattform 10 ebenfalls idealerweise unter Druck in bekannten Separatoren 50. Diese Gas-Flüssigkeits-Separatoren 50 können einfach aufgebaut sein. Das Gas S wird z. B. in einem vertikalen Behälter mit Standregler von der Flüssigkeit W getrennt, gegebenenfalls mit zusätzlichen Einbauten wie Einlass-Abtauchung oder Gestrick- bzw. Lamellenabscheider im Gasraum. Da das Gas S bereits unter Druck steht, entfällt der Bedarf auf der Plattform 10 für eine Verdichtung, zum Beispiel zum Zweck der Injektion in die Lagerstätte 1 über eine Injektionsbohrung 6. Der Transport von verschiedenen Medien in einer Pipeline 20, und zwar kontinuierlich und gleichzeitig, ist durch die Erfindung möglich. Der solchermaßen abgetrennte Stoff S kann auf der Plattform 10 seiner weiteren Verwendung zugeführt werden. Das Fluid bzw. Wasser W kann in die Lagerstätte 1 zur Erhöhung des Lagerstättendrucks gepumpt werden, z. B. über die Injektionsbohrung 6.
Mit der Erfindung kann auf kostenintensive Neubohrungen, die Verlegung neuer Versorgungspipelines oder Offshore-Installationen zur On-Site-Herstellung der Gase S auf der Plattform 10 verzichtet werden. Eine kontinuierliche Versorgung ist damit unabhängig von Tiden und den klimatischen bzw. Wetterverhältnissen möglich.
Die Vorteile der Erfindung liegen insbesondere darin, dass keine neue Pipeline bzw. Rohrleitung benötigt wird. Weiterhin können Platzprobleme auf der Plattform 10 umgangen werden. Ferner kann auf der Plattform 10 der Platz für Verdichter eingespart werden, wenn der Transport verdichtet unter Druck erfolgt und keine weitere Nachverdichtung auf der Plattform 10 benötigt wird. Weiterhin werden keine Lagertanks auf der Plattform 10 benötigt. Wird das Gas als kryogene Flüssigkeit angeliefert, kann es ohne Verdampfereinheit direkt in die Pipeline 20 injiziert werden.

Bei dem Stoff bzw. Gas S handelt es sich insbesondere um Stickstoff, der z. B. in einer kryogenen Anlage hergestellt wird und insbesondere einen Restsauerstoffgehalt im N₂ unterhalb von 10 ppm aufweist. Weiterhin kann es sich bei dem Stoff bzw. Gas S auch um Erdgas handeln (siehe oben). Bezugszeichenliste

1	Offshore-Lagerstätte
2	Meeresboden
3	Land
4	Meer
5	Produktionsbohrung
6	Injektionsbohrung
10	Plattform
15, 20	Rohrleitung bzw. Pipeline
30	Abtrennung des Fluides vom Erdöl/Erdgas
40	Einbringen des Stoffes in das Fluid
50	Separator
E	Erdöl und/oder Erdgas sowie Wasser
E'	Erdöl und/oder Erdgas
S	Stoff (z. B. Gas, insbesondere N₂)
W	Fluid, insbesondere Produktionswasser

Claims

Verfahren zum Transportieren eines Stoffes (S) vom Land (3) zu einer Plattform (10) zum Fördern von Erdöl und/oder Erdgas aus einer Offshore-Lagerstätte (1), wobei über eine bestehende Rohrleitung (20) ein Fluid (W) vom Land (3) zur Plattform (10) transportiert wird, dadurch gekennzeichnet, dass zum Transport des Stoffes (S) zur Plattform (10) der Stoff (S) mit dem Fluid (W) zu einem Gemisch (G) gemischt wird (40) und das Gemisch (G) durch die Rohrleitung (20) zur Plattform (10) geleitet wird und auf der Plattform (10) der Stoff (S) aus dem Gemisch (G) abgetrennt wird.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Gemisch (G) ein heterogenes Gemisch ist.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das Gemisch (G) ein homogenes Gemisch ist.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Fluid (W) Wasser ist oder aufweist.
Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass ein aus der Offshore-Lagerstätte (1) geförderter erdölhaltiger Strom (E) an Land (3) transportiert wird, dort Wasser (W) aus dem erdölhaltigen Strom (E) abgetrennt wird (30) und das abgetrennte Wasser (W) als besagtes Fluid (W) zusammen mit dem besagten Stoff (S) als Gemisch (G) über die Rohrleitung (20) zur Plattform (10) zurück transportiert wird, wo der Stoff (S) vom Wasser (W) getrennt wird.
Verfahren nach Anspruch 4 oder 5, dadurch gekennzeichnet, dass das Wasser (W) in die Offshore-Lagerstätte (1) eingeleitet wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Gemisch (G) unter einem Druck oberhalb von 20 bar, insbesondere oberhalb von 100 bar, durch die Rohrleitung (20) vom Land (3) zur Plattform (10) geleitet wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Stoff (S) in der gasförmigen Phase oder in der flüssigen Phase in die Rohrleitung (20) eingebracht wird (40) und mit dem Fluid (W) zu dem Gemisch (G) gemischt wird.
Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Stoff (S) Stickstoff ist.
Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der Stickstoff durch kryogene Luftzerlegung erzeugt wird, wobei der Stickstoff insbesondere einen Restsauerstoffgehalt aufweist, der kleiner ist als 10 ppm.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass der Stoff (S) Erdgas ist, wobei insbesondere das Erdgas auf der Plattform (10) als Brennstoff verwendet wird, insbesondere zur Erzeugung elektrischer Energie oder als Direktantrieb von Aggregaten (Kommentar: z. B. gas driven turbines).