TPG 4140 NATURGASS TØRKING AV GASS PÅ NYHAMNA. Absorpsjon og ekspansjon. Ane Dyb Løvold

Transkript

1 NORGES TEKNISK-NATURVITENSKAPELIGE UNIVERSITET INSTITUTT FOR PETROLEUMSTEKNOLOGI OG ANVENDT GEOFYSIKK TPG 4140 NATURGASS TØRKING AV GASS PÅ NYHAMNA Absorpsjon og ekspansjon Ane Dyb Løvold Kristiansund, 31. Oktober 2008

2 Innholdsfortegnelse Sammendrag Innledning Hensikt med landanlegget: Hensikt med tørkeprosessen Duggpunkt Hydrater Hensikten med ekspanderen Gasstørking Tørkeprosessen Regenerering Absorpsjonsteori Design av absorpsjonskolonner Ekspander Ekspansjonsprosess Ekspansjonsteori Joule-Thompson ventil (J-T) Turboekspander Gassen videre Vedlegg B Prosessflytskjema & PI&D Vedlegg C Figurer Vedlegg D - Termodynamiske illustrasjoner Vedlegg E Salgsgass-spesifikasjonene Vedlegg F Vanninnholdet i Naturgass

3 Sammendrag Ormen Lange er det nest største gassfeltet på norsk kontinentalsokkel Det forventes å produsere 10GSm 3 per år når produksjonen går for fullt. Gassen som tas ut av Ormen Lange formasjonen transporteres først inn til landanlegget på Nyhamna i Aure kommune hvor den behandles før videre eksport gjennom Langeled. I den første prosessen på landanlegget skilles gass, kondensat og vann/meg. Disse tre delene prosesseres videre i hver sine respektive deler av anlegget. Denne oppgaven tar sikte på å beskrive hvordan gassen blir både tørket og ekspandert for å møte kravene for duggpunkt for vann og for hydrokarboner. Tørkeprosessen blir gjort i en absorpsjonsprosess med trietylenglykol, TEG. I denne prosessen benyttes en pakket absorpsjonskolonne hvor gass og TEG møtes motstrøms, vannet absorberes av glykolen og går ut i bunn mens gassen går over topp. I ekspansjonsprosessen kondenseres tyngre hydrokarboner ut ved at trykket reduseres raskt hvilket gjør at temperaturen senkes drastisk og de tyngre hydrokarbonene kondenseres ut. Det benyttes til en turboekspander til trykkreduksjonen. Det er en isentropisk prosess og gir bedre temperaturreduksjon enn en Joule-Thompson ventil som er alternativet. Etter at gassen er tørket og ekspandert rekomprimeres den og sendes gjennom en målestasjon før den lange ferden til Easington i England. 3

4 1 Innledning Ormen Lange ble oppdaget i 1997 og er det nest største gassfeltet på norsk kontinentalsokkel med en antatt størrelse på 400GSm3. Til sammenligning er Trollfeltet 1300 GSm3. Ormen Lange har ingen olje, men tilnærmet 29MSm3 kondensat. Reservoaret ligger 120 kilometer nordvest for Kristiansund i Norskehavet nesten 3000 meter under havoverflaten. Reservoarets overflate dekker et område på omkring 40 kilometer og er mellom 8 og 10 kilometer bredt. Produksjonskapasiteten på Ormen Langes landanlegg på Nyhamna er på 70 millioner standardkubikkmeter med gass per driftsdøgn (Sm3/sd) 1 og Sm3/sd kondensat. Fase 2 av Ormen Lange er nå i gang for å nærme seg dette produksjonstallet. Det forventes en årlig produksjon på 10 GSm3 som lett regnet gir 40 år produksjon ettersom feltet er på 400 GSm3. Den ferdig prosesserte gasstrømmen eksporteres 1200 kilometer gjennom verdens lengste undersjøiske gassrørledning, Langeled, til Easington i England. Når Ormen Lange produserer på topp vil det svare til ca.20 prosent av Storbritannias gassbehov. [1][2] Landanlegget på Nyhamna i Aukra kommune er vist i figur C Hensikt med landanlegget: å separere brønnvæske i gass, kondensat og vann å behandle gass og kondensat til ønsket kvalitet å behandle vann før utslipp til sjø Ønsket kvalitet på gassen er gitt i salgsgass-spesifikasjonen, tabell E.1. Shell er ansvarlig for å levere et produkt i henhold til disse spesifikasjonene og en eksportgass målestasjon foretar de nødvendige målingene kontinuerlig. 1 Sm3/sd er antall standardkubikkmeter per driftsdøgn (stream day), hvilket er mindre enn 365 dager i året. 2 Figur X.Y refererer til Kapittel/Vedlegg X og figur nummer Y. 4

5 Målestasjonen består av to målerør med to ultrasoniske målere i hver, ett målerør i reserve og en kvalitetsmålingsenhet. De ultrasoniske målerørene består av fem par sendere og mottakere som gir fem kanaler ultralyd for måling. I figur C.4 illustreres hvordan et slikt målerør ser ut og hvordan det benyttes både enkel og dobbel refleksjon. Ved å benytte flere kanaler oppnås høyere nøyaktighet ved at målingen blir mindre følsom for endringer i gassraten. Kvalitetsmålingene blir foretatt av en gasskromatograf. En trykkreguleringsventil på gassrøret oppstrøms målestasjonen kan reguleres for å ta ut små gassprøver. Disse prøvene ledes inn til en gasskromatograf bestående av en kolonne (sammenkveilet kobber rør belagt med et retardasjonsmiddel) og en detektor. Ulike komponenter holdes tilbake i ulik grad og når de kommer ut av kolonnen vil en detektor danne signaler i størrelsesorden proporsjonal med mengden av komponenten som kom ut av kolonnen. Signalene plottes i et kromatogram og av dette diagrammet kan komponenter identifiseres og kvantifiseres. Målestasjonen er fiscal, hvilket betyr at den har stor grad av nøyaktighet. [3] En av hovedfunksjonene til landanlegget er å tørke gassen for å unngå at vann eller tyngre hydrokarboner kondenseres ut. Kondensering fører til sedimentering og tilsøling av prosessutstyr og krever utstrakt service og vedlikehold. Dette er svært dyrt spesielt dersom det medfører produksjonsstans. Gasstørkingen kan deles i to prosesser, gasstørking/dehydrering og ekspansjon. I tørkeprosessen fjernes vann fra gassen og i ekspansjonsprosessen fjernes tyngre hydrokarboner 3. Området på Nyhamna hvor gasstørking og ekspansjonen skjer er markert i figur C Hensikt med tørkeprosessen Det er i hovedsak tre hensikter med å fjerne vann fra gassblandingen: 1. For å oppfylle duggpunktskravet for vann i salgsgass-spesifikasjonen 2. For å forhindre hydratdannelse 3. For å minimalisere korrosjon 3 Hydrokarboner forkortes ofte til HC. 5

6 1.2.1 Duggpunkt Når gassen kommer opp fra brønnen har den høyt trykk og høy temperatur. Det gjør at mesteparten av vannet som finnes i gassen er i dampform. Når trykk og temperatur avtar i rørledningen eller i prosessen videre vil en komme inn i tofaseområdet for vann, området mellom B og C i fasediagrammet i figur D.3. Temperatur og trykk i det man entrer tofaseområdet kalles duggpunktet. [5] Hydrater Hydrater er et utfellingsprodukt som ligner is, kompakt snø eller voks. Hydrater dannes ved kombinasjon av vann, lette hydrokarboner, CO2 og H2S. De vokser som krystaller og kan tette igjen rør, ventiler og munninger. For å unngå hydratdannelse kan man holde seg utenfor temperaturområdet eller under trykket hvor hydratene dannes eller man kan benytte inhibitorer og i tillegg unngå fri vann dannelse. Fjernes vann blir betingelsene for hydratdannelse dårligere [7]. 1.3 Hensikten med ekspanderen Formålet med hydrokarbongass duggpunktsystemet er å fjerne tynge hydrokarboner fra gassen ved nedkjøling for å redusere duggpunktstemperaturen for hydrokarboner innenfor salgsgass-spesifikasjonen, tabell E.1. [2] Når gassen kommer inn til Nyhamna har den som figur 1.2 viser et trykk på bar. Trykket er avhengig av reservoartrykket som avtar etter hvor mye av gassen i reservoaret som produseres. I væskefangerne skilles brønnstrømmen i gass, kondensat og MEG/vann. 97% av gassen skilles ut her, de resterende 3% tas ut av kondensattoget eller vannbehandlingssystemet og ledes til gasstørking i system 24. Figur 1.2 Trykkprofil fra brønn til eksport [3] 6

7 2 Gasstørking Vann er svært uønsket i en gass-strøm. Den største grunnen til å fjerne vannet er for å skape forhold som minimerer sannsynligheten for hydratdannelse. Hydrater kan, som beskrevet i innledningen, skape problemer for videre prosesser og transport. Det finnes i hovedsak tre mulige metoder for å fjerne vann fra gass. Absorpsjon med væsker, Adsorpsjon på faste stoffer eller kondensasjon ved kjøling [6]. Gassen ankommer Nyhamna i en flerfase rørledning og i tillegg til kondensat og vann/meg inneholder den også en viss mengde vanndamp. Hvor mye vanndamp som finnes i mettet naturgass ved ulike trykk og temperaturer er gitt i figur F.1. Det første prosesstrinnet på Nyhamna er væskefangerne hvor gass, kondensat og vann/meg 4 skilles. Deretter varmes gassen opp ved hjelp av gassvarmere. Det er to sett væskefangere på Nyhamna og hver av disse har to tilhørende gassvarmere. Temperaturen på gassen fra dette systemet vil variere mellom 2-19 C avhengig av temperatur og trykk på blandingen inn til anlegget. Trykket vil være omtrent 81 barg 5.[3][4] 4 MEG, monoetylenglykol. Hydratinhibitator og frostvæske som tilsettes subsea. 5 Barg (bar gauge) er differansen mellom atmosfæretrykk (bara) og målt trykk på gassen. 7

8 2.1 Tørkeprosessen Etter at gassen er varmet i gassvarmerne blir den blandet med gass fra 2.trinns rekompressor og sendt til system 24 for tørking. Figur 2.1 Prosessflytskjema over system 24 gass dehydrering/tørking. [8] Som det fremgår av prosessflytskjemaet i figur 2.1 er den første komponenten i gasstørkingsanlegget en innløps væskeutskiller (inlet scrubber). Fargekoder for prosessflytskjemaene er gitt i vedlegg A. I innløps væskeutskiller fjernes kondensat og eventuelt vann/meg fra gassen i en enkel vertikal separasjonskolonne. Gassen går ut i topp, væsken tas ut i bunn og sendes til kondensatsystemet. Gassen forvarmes deretter til 22 C før den sendes til tørketårnet. Den bestemte temperaturen på 22 C er satt av to grunner: 1. for å holde seg unna duggpunktet for gassen 2. for å holde ønsket viskositet For å varme gassen til 22 C benyttes varmt kjølevann fra eksportgasskompressorene. I tørketårnet fjernes vann fra gassen i en absorpsjonsprosess med løsemiddelet TEG (trietylenglykol). TEG er nærmere 8

9 beskrevet i kapittel 2.3. Tårnet er fylt med strukturert pakningsom sikrer god kontakt mellom oppadstigende gass og TEG som strømmer nedover, se figur C.2 b). Som figur 3 i det samme vedlegget viser, strømmer våt gass inn i bunnen av kolonnen og oppover gjennom pakkematerialet. Regenerert/ tørr TEG føres inn i øvre del av kolonnen og strømmer nedover. Tørr gass forlater topp mens våt TEG og kondensat går ut i bunnen av kolonnen. Hver av tørketårnene på Nyhamna har en indre diameter på 4 meter og er omtrent 10 meter høyt. Som flytskjemaet i figur B.1 viser har tørkeprosessen 2 parallelle tog, dvs at det finnes to væskeutskillere, fire forvarmere og to tørketårn på prosessanlegget. [3][4][7] 2.2 Regenerering System 24 omfatter også regenerering av TEG. Hensikten er å fjerne vann slik at TEG kan resirkuleres til tørketårnet. Våt TEG har et vanninnhold på ~1,73 wt %, mens tørket TEG skal maks ha et vanninnhold på 0,2 wt %. For å møte dette kravet fjernes vann i en destillasjonsprosess. Denne prosessen blir kun kort omtalt i denne oppgaven. Våt TEG trykkes fra bunnen av tørketårnet til en avgassingsbeholder etter at trykket er redusert til 3,5 barg og temperaturen økt til ca. 60 C. I avgassingsbeholderen dampes flyktige HC av og skilles ut til fakkel mens kondensert HC ledes til lukket drenering. Deretter sendes TEG gjennom diverse filter, trykkreduseres til 0,1 barg og varmet opp til 160 C. Etter oppvarmingen føres våt TEG inn i toppen av en destillasjonskolonne hvor vannet i TEG fordampes mens TEG strømmer nedover kolonnen. Også denne kolonnen er fylt med strukturert pakning. I bunnen av destillasjonskolonnen varmes TEG til 204 C for å fordampe ytterligere vann. Etter destillasjonen ledes TEG inn i en strippekolonne hvor brenngass varmes opp og stiger oppover i kolonnen og river med vann. Brenngass og vann går over topp og til fakkel, mens tørr TEG kjøles og mellomlagres. [3] 2.3 Absorpsjonsteori Det finnes flere ulike glykolforbindelser som kan benyttes som absorbenter. Noen av disse er etylen glykol (EG), dietylen glykol (DEG), trietylen glykol (TEG) og tetraetylen glykol (T4EG). TEG er den som i størst grad benyttes i tørkeprosesser, 9

10 hovedsaklig fordi den har de beste økonomiske fordelene og følgende positive egenskaper: Lave utstyrs og operasjonskostnader Høy termisk stabilitet En renhet på 99,9 % kan oppnås ved høyere temperaturer Lite tap gjennom fordamping TEG (CH2 O CH2CH2 OH) er en enverdig alkohol som er svært hydroskopisk, det vil si at den har høy affinitet for vann. Vannet absorberes molekylært og desorberes ved å øke temperaturen til over 200 C ved atmosfærisk trykk. Gass og TEG møtes motstrøms og det skjer en masseoverføring ved at vannet går fra gassfasen og absorberes i væskefasen. [6] Effektivitet og yteevne til et ekstraksjonstårn eller tørketårn avhenger av renhet på tørr TEG, sirkulasjonsraten på løsemiddelet og hvor god kontakt det er mellom gass og løsemiddel (antall plater/pakkematerialet). Pakkede kolonner har tatt over for platekolonner og pakkematerialene er i stadig utvikling. Pakkematerialet skilles mellom tilfeldig 6 (random) og strukturert (structured) som vist i figur C.2. [7 6 Beskrivelsen av pakkematerialet som tilfeldig er mer beskrivende enn teknisk, random brukes også i Norge. Pakkematerialet er plassert tilfeldig som fører til å væskeflyten er tilfeldig i motsetning til strukturert pakking hvor væsken flyter i bestemt kanaler. 10

11 2.4 Design av absorpsjonskolonner Størrelsen på kolonnen avhenger av hvor mye gass som skal gjennom og hvor mye av vannet som skal fjernes altså rensegrad. Kolonnediameteren er avhengig av gassraten og Shell benytter følgende sammenheng for å bestemme diameter på en TEG dehydrator: D = 4Q πλ * max max [8] Q * er en ekstrem gassrate og λmax er en ektrem loadingfaktor. Loadingfaktor er en faktor avhengig av pakkematerialet og faktoren gis av leverandøren av pakkematerialet. For å beregne høyden på kolonnen må først høyden av pakkematerialet bestemmes. Det gjøres ved å finne høyden av hvert overføringstrinn og antall slike trinn. Høyden av hvert overføringstrinn kan beregnes ved HTU = ( ln ρg 1/As) [8] Hvor As er det spesifikke overflatearealet til pakkematerialet (gitt av leverandør) og ρg er gasstettheten i kg/m 3. Antall reelle overføringstrinn, NTU bestemmes ut i fra antall teoretisk trinn, N, som multipliseres med en faktor som ofte ligger i størrelsesområdet 1,5. Antall teoretiske trinn kan bestemmes grafisk eller analytisk. McCabe-Thiele diagram representerer en grafisk løsning for å finne antall teoretisk trinn. Likevektslinjen tegnes i et x,y plott hvor x er molfraksjon av den letteste komponenten i væskefasen og y er molfraksjon av den letteste komponenten i gassfasen. Deretter tegnes driftslinjen og komposisjonen i destillatet og i bunn av kolonnen markeres av. 11

12 Til slutt tegnes trinn mellom driftslinjen og likevektslinjen og antall trinn utgjør antall teoretiske trinn, N. Som figur D.1 viser må det også tas høyde for hvordan driftslinjene ser ut med minimum væskerate og den aktuelle væskeraten i kolonnen. [9] Kremser-Brown likningen er en analytisk måte å beregne antall teoretiske trinn på. I utgangspunktet kan likningen kun benyttes for fortynnede systemer hvor likevektskurven er lineær, men en tilnærmingsmetode kan også brukes. yn + 1 y N = ln 1 + y1 y0 A A ln A [10] A er absorpsjonskoeffisienten som beregnes av molarstrøm væske og molarstrøm gass samt stigningstallet til likevektskurven, m. I tilnærmingsmetoden beregner A1 i bunn av kolonne og A2 i topp av kolonnen og en total absorpsjonskoeffisient beregnes slik: A = A A 1 2 [8] Ut i fra Shells designprosedyrer beregnes den totale høyden av kolonnen ved å multipliserer antall trinn med høyden av hvert trinn, multipliserer dette med en sikkerhetsfaktor og så legge til en fraksjon for innløp og utløp: H = 1.1 NTU HTU + 0,2 [8] Det finnes mange måter å dimensjonere en absorpsjonskolonne på og det krever mer arbeid og kunnskapenn det som framgår av dette kapittelet. Kapittelet er kun ment for å gi en innføring i virke variabler som inngår i dimensjoneringen og hvilken grunnleggende teori som behøves for å utføre den. 12

13 Ekspander Ekspansjonskjøling av gass for å ekstrahere tyngre hydrokarboner skjer vanligvis på tre ulike måter [12]: 1. Struping av gass over ventil, Joule-Thompson (J-T) kjøling (konstant entalpi) 2. Ekspansjon gjennom turboekspander kalt TE (konstant entropi) 3. Kjøling i varmeveksler (konstant trykk) På Ormen Lange behandlingsanlegg benyttes Turboekspandere med en J-T ventil i reserve i tilfelle problemer med turboekspanderen. 2.5 Ekspansjonsprosess Hydrokarbongass duggpunktssystemet system 25 består av to parallelle tog med 50% kapasitet hver. Prosessflytskjemaet viser hovedkomponentene i prosessen og hvilke andre systemer som en knyttet til system 25. Figur 3.1 Prosessflytskjema over system 25 hydrokarbon duggpunkt/ekspansjon. [8] 13

14 Den termodynamiske syklusen til systemet er gitt i figur D.6. Hvert av trinnene er fargekodet og nummerert og det henvises til figuren i følgende prosessbeskrivelse. Gass fra gasstørkingssystemet blir avkjølt i gass/gass varmevekslere fra 22 C til - 14 C (1 til 2) før den ledes til en væskeutskiller hvor kondensatet skilles ut (2 til 3) og sendes til kondensattoget. Ser fra fasediagrammet at gassen går fra tofaseområdet til duggpunktet og gassen er mettet. Gass tas ut i topp og ekspanderes i turboekspanderen (3 til 4). Det ses tydelig av T-s-diagrammet at temperaturen synker og at entropien holdes konstant. Trykket på gassen er fra system 24 mellom bar avhengig av trykket av gassen inn til landanlegget. I ekspanderen senkes trykket til 68,5 barg og temperaturen senkes dermed til -25 C. Væsken som skilles ut, som et resultat av temperaturfallet, tas ut i en kaldseparator (4 til 5). Gassen varmeveksles med gassen fra gasstørkingssystemet og temperaturen økes til 12 C (5-7). [3][11] 2.6 Ekspansjonsteori Joule-Thompson ventil (J-T) I en Joule-Thompson ekspansjon brukes temperaturfallet som oppnås ved et trykkfall på gassen til å komme over i tofaseområdet for å skille ut tyngre komponenter. Ekspansjonen skjer over en ventil og temperaturfallet avhenger av trykkforskjellen før og etter ekspansjon og mengde væske som skilles ut. For å oppnå mest mulig væskeutskilling senkes temperaturen før ekspansjonen. J-T ekspansjon er en isentalpisk prosess som innebærer at det ikke skjer noen varmeoverføring eller noe arbeid på omgivelsene. [11][12] Turboekspander I en turboekspander roterer turbinhjulet og det genereres kraft. Denne kraften kan senere brukes til å komprimere gassen før eksport. Når arbeid tas ut holdes entropien konstant, isentropisk prosess ved ideell gass, og dermed vil også ekspansjonen skje hurtigere og temperaturfallet blir større enn ved tilsvarende Joule-Thompson prosess. [11][12] 14

15 Dette illustreres i pt-diagrammet i figur D.2. Ved samme trykkfall vil temperaturen synke mer for en turboekspander enn for en J-T ventil. 3 Gassen videre Etter HC duggpunktskontroll, system 25, skal gassen komprimeres før eksport. Dette gjøres i system 27 ved hjelp av 3 stykk 2 trinns sentrifugalkompressorer. Etter trykksetting passerer gassen målestasjonen som ble beskrevet i avsnitt 1.1 og deretter sendes gassen gjennom Langeled til Easington i England. 15

16 Vedlegg A Forkortelser og fargekoder Fargekoder til plantegningene 16

17 Vedlegg B Prosessflytskjema & PI&D Figur 1 PI&D over system 24 og system 25 [4]

18 System 16 Mottaksutstyr/ Hot cooling medium, varmt kjølmedium system 40 VM Reception facilities Gas heater/gassvarmer HA A/B VM Pig receiver/launcher pig mottaker-/avsendersluse HA A/B Condensate inlet heater Cooling medium return, retur kjølemedium VS A/B Slugcatcher/væskefanger Gas heater/gassvarmer HA A/B Cooling medium return, retur kjølemedium Slug catcher/væskefanger VS A/B MEG filter CA A/B CA A/B Condensate filter kondensat filter CA A/B CA A/B Grovskisse hovedprosess/main process Ormen Lange CM VG VG scrubber væskeutskiller Closed drain lukket drenering system 57 HA HA cooler/kjøler HA HA cooler/kjøler KA KA Rekompressor System 23 Gas recompression Gass rekompresjon Cooling medium kjølemedium system 40 VG VG Scrubber væskeutskiller KA KA Rekompressor HA HA Inlet heater Innløpsvarmer System 24 Gas dehydration gasstørking Hot cooling medium varmt kjølemedium VG VG Inlet scrubber Innløps væskeutskiller wellfluid, brønnstrøm wet gas, våt gass oil/condensate, olje/kondensat dry gas, tørr gass MEG lean TEG, ren TEG cooling medium,kjølemedium heating medium, hetolje rich TEG, rik TEG CA CA Coalescer Vannutskiller VE VE Dehydrator Gasstørker XX XX TEG regenerering TEG regeneration Hot cooling medium varmt kjølemedium fra system 40 HA A/B Rich MEG inlet heater VA Main separator Hovedseparator Preheater Forvarmer HB A/B/C System 20 Separation and stabilisation Separasjon og stabilisering VD Feed drum Fødekolonne Cooling medium kjølemedium VE Stabiliser Stabiliseringstårn HB Kondenser Condenser Recycle pump sirkulasjonspumpe PA A/B VD Recycle drum Sirkulasjonstank HA A-D HA A-D Heat exchanger Varmeveksler System 25 Gas hydrocarbon dew point Gas hydrokarbon duggpunkt JT VG VG Inlet scrubber Innløps væskeutskiller KH KH Expander Ekspander KA KA Recompressor Rekompressor PA A/B Condensate booster pump Filter coalescer filter utskiller VJ Transfer cooler overføringskjøler HB Heating medium return HA Reboiler/koker Heating medium, hetolje system 41 VG VG Cold separator Kaldseparator Rik MEG flashtank Rich MEG flash drum VA CM Transfer pump overføringspumpe PA A/B Til kondensatcaverne To condensate cavern TA HA HA HA Cooler/kjøler HA HA HA Cooler/kjøler HA HA HA Gas export cooler Gasseksport kjøler Gas export metering Eksportgass målestasjon CM XX Brønnramme A Template A 8 brønner 8 wells System 18 Subsea production/systems Undervanns produksjon/-systemer Brønnramme B 8 brønner Template B 8 wells VG VG VG Scrubber Væskeutskiller CM KA KA KA stage export gas compressor 1. trinn eksportgass kompressor VG VG VG Scrubber Væskeutskiller System 27 Gas export and metering Gass eksport og måling CM KA KA KA stage export gas compressor 2. trinn eksportgass kompressor VM Export gas pig launcher Eksport gass pig avsendersluse Til gasseksport rørledning To gas export pipeline Lean MEG fra PA A/B, system 38 totskiss.skd\rev.05\ \jan A. Hafredal Figur 2 Prosessflytskjema over landanlegget til Ormen Lange på Nyhamna [8] 18

19 Vedlegg C Figurer Figur 1 Landanlegget til Ormen Lange på Nyhamna i Aukra kommune[7]. a) b) Figur 2 a) Tilfeldig pakkemateriale b) Strukturert pakkemateriale [8] Figur 3 Illustrasjon av tørkekolonnen og strukturert pakkemateriale som kolonnen er fylt med. [3]

20 Figur 4 Ultralydmålere med 5 kanaler [3] Figur 5 Cryostar Turboekspander [3] 20

21 Vedlegg D - Termodynamiske illustrasjoner Figur 1 McCabe-Thiele diagram [6] Figur 2 pt-diagram med TE og J-T effecter [12] Figur 3 T-s- diagram for vann [11] Figur 4 T-s diagram for ekspanderprosessen [11] 21

22 Vedlegg E Salgsgass-spesifikasjonene Designation and unit Specification Hydrocarbon dewpoint [ C at 50 barg] < -10 Water dew point [ C at 69 barg] -18 Carbon dioxide [mole%] 2.50 Oxygen [ppm vol] 2 Hydrogen sulphide incl. COS [mg/nm 3 ] 5 Mercaptans [mg/nm 3 ] 6.0 Total sulphur [mg/nm 3 ] 30 Gross calorific value [MJ/Sm 3 ] Gross calorific value [MJ/Nm 3 ] Gross calorific value [kwh/nm 3 ] Wobbe Index [MJ/Sm 3 ] Wobbe Index [MJ/Nm 3 ] Wobbe Index [kwh/nm 3 ] Tabell 1 Salgsgass-spesifikasjonen for Ormen Lange gassen [9] 7 Gross calorific value = Brennverdi (GHV) 8 Wobbe index = (GHV/ spesifikk tetthet)

23 Vedlegg F Vanninnholdet i Naturgass Figur 1 Vanninnholdet i Naturgass ved ulike temperatur og trykk [7]. 23

24 Kilder [1] Ormen Lange og Langeled, Cecilie Biørnstad, StatoilHydro, [2] - generell informasjon [3] Systemkurs Ormen Lange, Sørko. [4] Systemmanual Ormen Lange, Aker Kværner [5] Dehydrering ved ekspansjon, Andal et.al TPG 4140 Naturgass, NTNU, [6] Notes on Petroleum Processing, Stark, David A. University of Notre Dame, [7] 7gasprocessing05.ppt Shell [8] [8] Livelink 9 [9] Gas Absorption Principles, Jennings, M.B. [10] Tørking av naturgass, Jon Steinar G. 10 [11] Exploration and Production department, Shell. [12] Duggpunktskontroll for gassinjeksjon og gasseksport ved Oseberg Feltsenter, Tufte, P.A, Høgskolen i Telemark, Masteroppgave Prosessering av Petroleum, kompendium, Gudmundson, J.S, NTNU, Livelink er søkemotoren/informasjonsnettet til Shell. Mange dokumenter er lagt ut i ulike format og det er i noen tilfeller vanskelig å finne opprinnelsen til dokumentet. 10 Generell litteratur er hentet fra J.S. Gudmundsons hjemmesider: ( 24