NO161941B - Fremgangsmaate ved og anlegg for transport av hydrokarboner over lang avstand fra en hydrokarbonkilde til havs. - Google Patents

Description

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte ved transport av hydrokarboner fra en hydrokarbonkilde til havs over lange avstander, som angitt i det selvstendige fremgangsmåtekrav's innledning.

Oppfinnelsen vedrører også et anlegg for slik transport av hydrokarboner, som angitt i innledningen til det selvstendige anordningskrav.

Oppfinnelsen vedrører således en fremgangsmåte som har til hensikt å muliggjøre transport av hydrokarbonvæske (olje) og hydrokarbongass (gass) gjennom en og samme rørledning over lengre avstander i forbindelse med olje- og gassproduksjon til havs.

Olje- og gassproduksjon til havs foregår i dag vanligvis som følger: Produksjonsbrønner bores fra en plattform ned i hydrokarbonreservoaret. Plattformen er plassert over bølgehøyde på et understell som står på havbunnen eller som flyter på hav-overflaten. Brønnhodeventilene, som stenger for reser-voartrykket, er plassert på plattformen vanligvis rett over produksJ onsbrønnene.

Oljen, som finnes under høyt trykk i hydrokarbonreservoaret, inneholder store mengder oppløst gass. Oljens evne til å holde på den oppløste gass avtar med synkende trykk og stigende temperatur. Når oljen strømmer opp gjennom produk-sjonsbrønnen fra reservoaret og forbi brønnhodeventilen på plattformen, hvorved trykket synker, avgis det således gass fra oljen. Det vil derfor være en blanding av olje og gass som kommer ut på oppsiden av brønnhodeventilen.

Denne blandingen av olje og gass føres til et prosessanlegg som vanligvis står på plattformen. Prosessanleggets funksjon er i hovedsaken å skille olje og gass og gjøre oljen egnet til transport og gassen egnet til transport eller tilbake-føring til reservoaret.

Ettersom prosessen krever energi og hydrokarboner er brann-farlig må det bygges en rekke hjelpefunksjoner og nødsystemer rundt prosessanlegget. Dessuten krever operasjon av prosess-, hjelpe- og nødsystemene mannskaper som på sin side krever innkvartering og en rekke andre funksjoner. På denne måten blir anleggene store og kortbare både i investeringer og i drift. På større havdyp forsterkes kostnadsproblemet når plattformen med anlegget skal stå på et kostbart, bunnfast eller flytende understell.

Store utviklingsprosjekter er for tiden i gang med det siktemål å redusere kostnadene. Det er blant annet utviklet teknologi som gjør det mulig å plassere brønnhodeventilene på havbunnen - såkalte undervannsproduksjonsanlegg. Dette har stor økonomisk betydning fordi antall plattformer som er nødvendig for å drenere et hydrokarbonreservoar kan redu-seres. Et undervannsproduksjonsanlegg plasseres over et område av hydrokarbonreservoaret som ikke kan nås med produksjonsbrønner fra plattformen.

Produksjonsbrønnene i et undervannsproduksjonsanlegg bores fra flytende eller oppjekkbare borefartøyer. Olje og gass fra hydrokarbonreservoaret strømmer opp og forbi brønnhodeven-tilene på havbunnen og går deretter som tofase strøm (olje og gass i blanding) i en rørledning som forbinder undervannsproduksjonsanlegget med plattformen. Slik tofase strømning medfører dannelse av væskeplugger som gir kraftige væskeslag, ukontrollerte strømningsforhold og stort trykkfall i rørled-ningen. Avstanden mellom undervannsproduksjonsanlegget og plattformen kan derfor ikke være stor. En praktisk grense antas i dag å være ca. 15 kilometer.

Tekniske løsninger som kan øke denne avstanden vil ha stort økonomisk potensiale. I sin ytterste konsekvens kan da plattformen gjøres overflødig, idet brønnhodeventilene kan stå på havbunnen ved hydrokarbonreservoaret og prosess-, hjelpe- og nødsystemene legges på land.

Det arbeides for tiden med store utviklingsprosjekter for

å løse problemet med transport av olje/gassblanding over store avstander. Enkelte av disse prosjektene tar sikte på

å tilføre olje/gassblandingen trykk ved å plassere tofase-pumper på havbunnen for å kompensere for det store trykkfallet. Andre prosjekter tar sikte på å separere olje og gass på havbunnen og så pumpe olje og gass i hver sin rørledning til et prosessanlegg.

Disse løsningene medfører betydelige tekniske problemer fordi store mengder avansert teknisk utstyr må plasseres på havbunnen.

Redusert pålitelighet og sikkerhet kan ikke aksepteres.

Hensikten med oppfinnelsen er nettopp å kunne muliggjøre transport av olje og gass i en og samme rørledning over store avstander. Mer spesielt er det et formål med oppfinnelsen å kunne frakte olj e/gassblandingen fra et undervannsproduksjonsanlegg til et prosessanlegg på land uten at olj e/gassblandingen først må føres opp på en plattform.

Oppfinnelsen baserer seg på det samme fenomen som i første omgang skaper problemet, nemlig oljens varierende evne til å absorbere gass avhengig av trykk og temperatur. Oppfinnelsens idé er derfor å føre olje, som er behandlet slik at den er gassfattlg, og derfra har evne til å absorbere gass fra prosessanlegget som står på land og til undervannsproduk-s j onsanlegget i en rørledning og deretter blande denne gassfattlge oljen med olje og gass som kommer fra reservoaret via undervannsproduksjonsanlegget. Den gassfattlge oljen vil da absorbere gass. Den gassfattlge oljen opptrer som et absorbsjonsmedium som absorberer gass. Gassfattlg olje føres til undervannsproduksjonsanlegget med et trykk som er avstemt etter det trykket som er på oppsiden av brønnhodeventilen. Mengden gassfattlg olje som føres til undervannsproduksjonsanlegget avstemmes mot behovet for å absorbere gass.

Ifølge oppfinnelsen er det derfor tilveiebragt en fremgangsmåte som angitt i det selvstendige fremgangsmåtekrav, med de kjennetegn som er fremhevet i det selvstendige fremgangsmåtekrav's karakteristikk.

Oppfinnelsen vedrører også som nevnt et anlegg for transport av hydrokarboner, som angitt i det selvstendige anordningskrav og med de kjennetegn som er angitt i dette krav's karakteristikk.

Ytterligere trekk ved oppfinnelsen vil gå frem av de uselv-stendige krav.

Oppfinnelsen skal nå forklares nærmere under henvisning til tegningene, hvor: Fig. 1 rent skjematisk viser et anlegg ifølge

oppfinnelsen,

fig. 2 og 3 viser eksempler på utformingen av absorbsjonskammer som kan anvendes i anlegget i

fig. 1, og

fig. 4 viser et diagram over en aktuell oljetypes evne til å absorbere gass i avhengighet av trykket.

I fig. 1 er et hydrokarbonreservoar under havbunnen 1 betegnet med 2. Fra hydrokarbonreservoaret går det et brønnrør 3 til en brønnhodeventil 4. Fra brønnhodeventilen går det en rørledning 5 til et absorbs Jonskammer 6. Absorbsjonskammeret 6 er fortrinnsvis plassert på havbunnen. Fra absorbsjonskammeret 6 går det en rørledning 7 til et landanlegg 8. Dette landanlegg innbefatter blant annet et separatoranlegg 9 tilknyttet ledningen 7.

Fra separatoranlegget 9 går det en rørledning 10 tilbake til absorbsjonskammeret 6. I denne rørledning 10 er det lagt inn en høytrykkspumpe 11.

Som eksempel kan man anta at hydrokarbonreservoaret 2 ligger 100 km fra land, på 150 m vanndyp. Trykket i reservoaret er 460 bar. Oljen i reservoaret er mettet med gass.

Fig. 4 viser en aktuell oljetypes evne til å løse opp gass ved ulike trykk. Det fremgår at mettet olje inneholder ca. 210 standard m<5> gass ved 460 bar.

På vei opp mot brønnhodeventilen 4 avtar trykket og det vil være eksempelvis 200 bar på nedsiden av brønnhodeventilen. Trykket i oljen/gassen strupes ytterligere ned over brønn-hodeventilen 4 og vil være 70 bar på oppsiden av ventilen. Ved dette trykket kan en standard m<J> gassmettet olje bare inneholde 21 standard m<5> gass. Resten av gassen, nemlig

210 - 21 = 189 standard m<5> pr. standard m<5> olje vil være frigjort og strømmer i gassform sammen med oljen i tofase strøm ved trykket på 70 bar.

Fra landanlegget 8, dvs. fra separatoranlegget 9 pumpes det ved hjelp av høytrykkspumpen 11 gassfattlg olje gjennom den 100 km lange rørledningen 10 til undervannsproduksjonsanlegget, dvs. her til absorbsjonskammeret 6. Pumpen 11 (eventuelt flere pumper) dimensjoneres slik at trykket ved undervannsproduksjonsanlegget vil være 70 bar. Det må i denne forbindelse tas hensyn både til nedoverbakken fra land ned mot 150 m vanndyp og trykktapet når den gassfattlge oljen strømmer gjennom rørledningen.

Ved 70 bar kan en standard m' olje absorbere 21 standard m' gass. Det trengs således 189:21 = 9 standard m<5> gassfattlg olje fra land for å absorbere den gassen som var frigjort etter brønnhodeventilen 4 fra en standard m<>> olje fra reservoaret 2. Dersom det altså sendes i størrelsesordenen ti ganger så mye gassfattlg olje fra land som det strømmer olje fra reservoaret vil all gass i blandingen bli absorbert i oljen og blandingen vil strømme som ren væskestrøm i retur-rørledningen 7 mot land.

Rørledningen 7 mot land går imidlertid i oppoverbakke. I tillegg er det strømningstap i rørledningen. Derfor vil trykket avta. Oljen vil da igjen avgi gass, med de problemer som da oppstår i forbindelse med tofasestrømning.

For at disse problemer skal unngås må mengden gassfattlg olje som sendes fra land gjennom rørledningen 10 økes slik at oljen har kapasitet til å holde på all gassen helt til den er strømmet tilbake til landanlegget gjennom den \100 km lange rørledningen 7.

Friksjonstapet i rørledningene kan anslås til 26,5 bar hver vei. På turen mot land går dessuten ledningen 150 m oppover, hvilket vil tilsvare et trykktap på ca, 13,5 bar 1 oljen. Ettersom trykket var 70 bar ved undervannsproduksjonsanlegget og trykktapet tilsammen er 40 bar på hjemoverturen, vil trykket i rørledningen 7 ved land være 30 bar. Ved dette trykk kan en standard m<5> olje bare holde på 10 standard m' gass. Hvis det således sendes 210 - 10 = 200:10 = 20 ganger så mye gassfattlg olje fra land som det produseres olje fra reservoaret vil den gassfattlge oljen fra land absorbere all den frigjorte gassen fra reservoaret og blandingen vil kunne føres gjennom rørledningen 7 tilbake til land uten at trykkfallet i rørledningen medfører at det frigjøres gass under veis.

Ifølge oppfinnelsen sendes altså gassfattlg olje som fungerer som et absorbsjonsmedium overfor gass i ringledning fra land til undervannsproduksjonsanlegget og tilbake. Mengden gassfattlg olje vil 1 dette konkrete tilfelle være tyve ganger den oljemengden som produseres fra reservoaret. Ved undervannsproduksj onsanlegget føres ol je/gass-strømmen fra reservoaret 2 Inn i den gassfattlge oljestrømmen i absorbsjonskammeret 6 hvor gassen absorberes i sin helhet, idet gassmengden i oljen vil ligge godt under oljens gassmet-ningspunkt. Etter hvert som den undermettede oljen nærmer seg land (i rørledningen 7) nærmer den seg også gassmetnings-punktet.

Antas reservoarets 2 produksjonsevne å være 400 standard m<5 >pr. time må det altså sendes 20 ganger 400 = 8000 standard m' pr. time eller 2,2 standard m<5> pr. sekund gassfattlg olje fra land. På hjemoverturen vil væskestrømmen være 2,3 standard m<J >pr. sekund ettersom 400 standard m<5> pr. time reservoarolje også er med.

Settes strømningshastigheten i rørledningen til 2,3 m pr. sekund så vil man trenge et rørtverrsnitt på 1 m<2> eller en rørledning med en diameter på 1,13 m. En slik rørledning kan legges fra land, ut til undervannsproduksj onsanlegget og tilbake ved hjelp av kjente rørleggingsmetoder.

Oppfinnelsen trekker her fordel av et viktig forhold, nemlig at det er forbausende liten forskjell på kostnadene ved å legge en rørledning med stor diameter på havbunnen i forhold til en rørledning med liten diameter. Kostnadene er først og fremst avhengig av kostnadene i forbindelse med rørlegge-fartøyet som trengs for begge rørstørrelser. For begge rørledninger, altså en rørledning med stor diameter hen-holdsvis en rørledning med liten diameter, vil leggekost-nadene være i størrelsesordenen 12000 kr. pr. meter.

Investeringskostnadene for et anlegg uten plattform i forhold til et anlegg med plattform kan sammenlignes som følger:

Driftskostnadene vil for det konvensjonelle anlegget være ca. 0,55 mrd. NOK pr. år. For anlegg uten plattform vil driftskostnadene være vesentlig mindre.

Fordelene ved anlegg uten plattform vil øke sterkt for større havdyp.

Tallene 1 eksempelet viser at prosessen som skal gjøre oljen/gassen transporterbar og som vanligvis foregår i prosessanlegget på plattformen økonomisk fordelaktig måte, kan erstattes av en annen,' enklere prosess, basert på gåssabsorbsjon 1 væske som kan foregå i et enkelt anlegg på havbunnen. Plattformen har imidlertid også andre viktige funksjoner. Silke funksjoner er

mottakér- og avsenderanlegg for rørskraper,

styring av brønnboreventilene, og

injeksjon av vann eller gass I hydrokarbonreservoarer.

Mottaker- og avsenderanlegg for rørskraper kan settes på land dersom rørdiameteren på rørledningen 10 fra land til under-vannsproduksjonssanlegget er lik rørdiameteren på returrør-ledningen 7. Rørskraperen kan da sendes gjennom ringledningen fra land og tilbake til land. Området ved undervannsproduksj onsanlegget hvor gassabsorbsjonen foregår må utformes slik at rørskrapen ikke møter hindringer. To ulike utførelser av absorbsjonskammeret som muliggjør dette, er vist i fig. 2 og 3. De to rørledninger 10 og 7 har samme diameter og er forbundne med hverandre av absorbsjonskammeret 6 som har samme innvendige diameter. En manifold 12 fordeler olje og gass fra hydrokarbonreservoaret 1 absjorbsjonskammeret slik at best mulig absorbsjon oppnås.

Styring av brønnhodeventilene kan med dagens teknologi foregå fra land. Slik teknikk er kjent for fagmannen.

Injeksjon av vann eller gass 1 hydrokarbonreservoaret for å øke utvinningsgraden fra reservoaret kan foregå fra land med egen rørledning ut til undervannsproduksjonsanlegget. En slik rørledning vil i det foran gitte beregningseksempel koste 1,2 mrd. NOK. I tillegg kommer kostnader for renseanlegg og pumpe for injeksjonsvannet.

Med oppfinnelsen er det altså muliggjort en fremgangsmåte for å transportere assosslert hydrokarbongass og hydrokarbonvæske 1 en rørledning over lange avstander. Det som særpreger fremgangsmåten er at gassfattlg hydrokarbonvæske som fungerer som absorbsjonsmedium overfor gass tilføres høyt trykk i en høytrykkspumpe og at gassfattlg hydrokarbonvæske under høyt trykk føres I en rørledning til et absorbsjonskammer ved hydrokarbonreservoaret og at gassmettet hydrokarbonvæske og frigjort, assosslert hydrokarbongass fra hydrokarbonreservoaret også føres inn i absorbsjonskammeret, idet mengden gassfattlg hydrokarbonvæske velges stor nok til at all frigjort, assosslert hydrokarbongass fra reservoaret absorberes i den gassfattlge gassabsorberende hydrokarbonvæsken. Hydrokarbonvæsken med den absorberte hydrokarbongass føres i rørledning fra absorbs jonskammeret og til et separasjonsanlegg. Der separeres hydrokarbongassen fra hydrokarbonvæsken slik at hydrokarbonvæsken blir gassfattlg. En del av den gassfattlge hydrokarbonvæske føres tilbake til høytrykks-pumpen og går i nytt kretsløp.

Fra separatoranlegget 9 tås fraseparert assosslert hydrokarbongass ut gjennom en ledning 13, mens gassfattlg hydrokarbonvæske tas ut gjennom en ledning 14. Uttakene skjer naturligvis slik at anlegget hele tiden er i den nødvendige balanse.

Foran er oppfinnelsen forklart nærmere i forbindelse med et hydrokarbonreservoar. Generelt gjelder oppfinnelsen imidlertid transport fra en hydrokarbonkilde, som kan være et undergrunns-hydrokarbonreservoar eller en annen kilde for gassmettet hydrokarbonvæske.

Claims (5)

1. Fremgangsmåte ved transport av hydrokarboner i en rørled-ningstrøm over lange avstander, fra et første sted ved en hydrokarbonklldé til havs til et andre sted, karakterisert ved at det ved det første sted til-veiebringes et absorbsjonsmedlum i form av en gassfattlg hydrokarbonvæske, at en strøm av gassmettet hydrokarbonvæske og frigjort, assosslert hydrokarbongass fra hydrokarbonkllden tilføres den gassfattlge hydrokarbonvæsken, idet mengden av gassfattlg hydrokarbonvæske velges stor nok til at all frigjort, assosslert hydrokarbongass absorberes i den gassfattlge hydrokarbonvæske, og ved at deretter hydrokarbonvæsken med den absorberte hydrokarbongass føres til det andre sted som en rørledningsstrøm, og ved at rørlednings-strømmen frasepareres gass ved et andre sted for tilveie-bringelse av en gassfattlg hydrokarbonvæskestrøm som sendes i rørledning til det nevnte første sted.

2. Fremgangsmåte Ifølge krav 1, karakterisert ved at gassfattlg hydrokarbonvæske tilføres høyt trykk i en høytrykkspumpe og at gassfattlg hydrokarbonvæske under høyt trykk føres i rørledning til et absorbsjonskammer ved en hydrokarbonklldé, at gassmettet hydrokarbonvæske og frigjort, assosslert hydrokarbongass fra hydrokarbonkllden også føres inn i absorbsjonskammeret, at hydrokarbonvæsken med den absorberte hydrokarbongass føres i rørledning fra absorbsjonskammeret til et separasjonsanlegg, at hydrokarbongassen separeres fra hydrokarbonvæsken i separasjons-anlegget slik at hydrokarbonvæsken blir gassfattlg, og at en del av den gassfattlge hydrokarbonvæsken føres tilbake til høytrykkspumpen.

3. Anlegg for transport av hydrokarboner 1 en rørledningstrøm over lange avstander, fra et første sted ved en hydrokarbonklldé til havs til et andre sted, karakterisert ved at det innbefatter et absorbs jonskammer (6) på det første sted, hvilket absorbsjonskammer er tilknyttet kilden (3), et separatoranlegg (9) på det andre sted, en første rørledning (10) fra separatoranleggets (9) væskedel og til absorbsjonskammeret (6), en andre rørledning (7) fra absorbsjonskammeret (6) og til separatoranlegget, samt midler (11) for trykksetting av strømningsmediet i den nevnte første ledning (10).

4. Anlegg ifølge krav 3,karakterisert ved at de to rørledninger (10,7) har samme innvendige diameter.

5. Anlegg ifølge krav 5,karakterisert ved at absorbsjonskammeret (6) er rørformet med samme innvendige diameter som de to rørledninger (10,7), og forbinder de to rørledninger (10,7) med hverandre.