Tungolje - prosesstekniske utfordringer og erfaringer. NPF, Oslo, 8-9 november 2010 Jon Berntsen, Mator AS

Transkript

1 Tungolje - prosesstekniske utfordringer og erfaringer NPF, Oslo, 8-9 november 2010 Jon Berntsen, Mator AS

2 Forekomster av tungolje Utvinnbare tungolje og bitumen reserver. billion barrels of oil equivalent [source: USGS] Russia Bitumen North America Middle East Africa 72 Asia Heavy Oil 266 South America

3 Oljeselskap involvert i tungolje

4 Statoil ConocoPhillips Shell ChevronTexaco Total BP Mærsk Agip Teekay Talisman ExxonMobil Sevan Addax Woodside Suncor Petoro Kanfa Aibel Aker Rambøll Mators erfaringer med tungolje (Rød skrift refererer til selskaper Mator bl.a. har gjennomført tungolje prosjekter for.)

5 En beskrivelse av tungolje produksjon Reprint fra BP Alaska

6 Klassifisering av tungolje API > 31 Lett olje 21 < API < 31 Medium tungolje 14 < API < 21 Tungolje ( kg/m 3 ) 10 < API < 14 Ekstra tungolje API < 10 Bitumen

7 Produksjonsutfordringer Grunne brønner i unconsolidated sand horisontale brønner, sand kontroll skjermer og/eller gravel packs, eller aksept for sand produksjon (CHOPS). Kunstig løft for pålitelig produksjon (flow assurance) elektrisk ned-i-hulls pumpe (ESP) eller hydraulisk ned-i-hulls pumpe (HSP). Prosessering (separasjonsteknologi) Avvanning Avgassing Behandling av produsertvann Høyt energi behov

8 Sand og sedimenter i tungolje Hva sier tallene: 1000 tonn sand pr. år = ca. 2,8 tonn sand pr. dag 2,8 tonn = ca. 1 m 3 akkumulert ett eller annet sted

9 Gass i tungolje separator Aktuelt felt produserer API 19 olje (890 kg/m 3,15 cp@ 70ºC, 6,5 barg). Meget høy BS&W (ca. 40 %) til neste separasjonstrinn. Problemet redusert med reduksjon i antall innløpssykloner. Profilmåleren er basert på måling av tetthet. 890 kg/m 3 line

10 Separasjonsutfordringer med tunge oljer Liten tetthetsforskjell olje-vann 1050 Water API 15 Density [kg/m 3 ] API 17 API 20 API Temperature [ o C]

11 Separasjonsutfordringer med tunge oljer (forts.) Viskositet og temperatur Anbefalt øvre grense for konvensjonell teknologi ( 10 cp)

12 Separasjonsutfordringer med tunge oljer (forts.) Stor skummings-tendens Replot av informasjon fra Statoil

13 Separasjonsutfordringer med tunge oljer (forts.) Grunne reservoar med normalt unconsolidated sand tillater oljen til å flyte, men kaldere olje og stor sannsynlighet for sand produksjon West Sak/Schrader Bluff og Ugnu formasjonen er plassert mye grunnere enn hovedreservoaret (dagens produksjon) 2,000 til 5,000 fot under overflaten sammenlignet med 7,000 til 10,000 fot for hovedreservoaret. West Sak/Schrader Bluff og Ugnu oljene varierer i temperatur fra 4 til 35 C; mens oljen i Prudhoe Bay hovedreservoaret er nærmere 93 C. Schrader Bluff olje Ugnu olje cp cp Reprint fra BP Alaska

14 Separasjons-alternativer

15 Størrelse på dispergerte vanndråper Volumetric Average Water Droplet Size Dv50 [um] 20 API 20 API Water Cut 15 API API 15 API API 19 API API Dv50 [um] Kilde: Mator feltmålinger

16 Elektrostatisk teknologi Main category Type of technology Principle Applicability Separator internal, VIEC electrostatic Conventional, electrostatic Compact/inline electrostatic proven technology VIEC-LW Conventional Dual frequency Vertical grid CEC Vertical series of blocks (tubular holes) in emulsion zone, applied with external electrode to create electric field. Vertical series of blocks (tubular holes) in emulsion zone, applied with external electrode to create electric field. Increased voltage and residence time. Horizontal electrode grids. High voltage power supply. Alternating/direct current (AC/DC). Load responsive controller with variable voltage. Horizontal electrode grids. High voltage power supply. Alternating/direct current (AC/DC). Proprietary controller with variable voltage and frequency. Vertical electrode grids. High voltage power supply. Alternating/direct current (AC/DC). Load responsive controller with variable voltage. Electrostatic field applied to W/O emulsion flowing under turbulent conditions. Low voltage power supply. Inside separator. Mainly oil fields. High/Low water cut. Inside separator, preferably downstream VIEC. Mainly oil fields. Low water cut. Downstream separation train. Mainly oil fields. Low water cut. Downstream separation train. Mainly oil fields, especially difficult separated crudes. Low water cut. Downstream separation train. Mainly oil fields. Low water cut, but higher flexibility compared to horizontal grid solutions. Upstream/downstream separation train. Mainly oil fields. High/Low water-cut. Low gas content. Compact/inline, electrostatic under development CDS inline Electrostatic field applied to W/O emulsion flowing under turbulent conditions. Low voltage power supply. Pulsing frequency. Upstream/downstream separation train. Mainly oil fields. High/Low water-cut. Low gas content.

17 Elektrostatisk teknologi felterfaring Elektrostatisk koalesjer med horisontal strømning. Designet for høye vannkutt (40%) og med prosessgaranti 0,5% ved 20% vannkutt til koalesjer.

18 Elektrostatisk teknologi - fortynning Bruk av kondensat/lett olje til fortynning kan være en alternativ metode for å redusere viskositeten, samt å redusere oljens egenvekt. Et element som kan redusere bruken av elektrostatisk teknologi er økning i ledningsevne. Et annet risikomoment med fortynning er potensialet for økt utfelling av f.eks. asfaltener, som legger seg på grenseflaten og reduserer koalesens.

19 Sentrifugal teknologi Alternativ teknologi er sentrifuger som er designet for kontinuerlig separasjon av sand, vann og olje. Dette er teknologi som har vært i bruk i >25 år, men hovedsakelig på land. Peng Lai, Kina benytter teknologien offshore. Fordel: kan separere ved lavere temperatur fordi det separeres ved høyere viskositet, for eksempel cst.

20 Felterfaring med tungolje EWT 1996, Mariner feltet, Texaco 14,5 API

21 Felterfaring med tungolje Prosess kartlegging 1999, Midway Sunset, Bakersfield California, Texaco F ingen skygge

22 Utfordringer med vannbehandling Cargo 1 trinn separator 2 trinn separator El.koalesjer A El.koalesjer B Til vannbehandling Høy/Lav temperatur Mye vann Sand og sedimenter Lavt trykk Mye kjemikalier benyttet oppstrøms Lav egenvektsforskjell Mye gammelt vann fra LP separator Konklusjon: 3 rensetrinn anbefales basert på hydrosyklon- og flotasjonsteknologi. Vannbehandling ved høyest mulig temperatur.

23 Separabilitetstesting P High-pressure oil sample cylinder Choke valve M M Batch separator C Oil/water ratio controller Foam Oil Emulsion Water High-pressure water sample cylinder

24 Operasjonelle aspekt Optimal kombinasjon av separasjonstemperatur, emulsjonsbryter, og design av elektrostatisk koalesjer for å imøtekomme eksport BS&W og RVP. Prosess-sikkerhet. Fakkelsystem (damp som slukker fakkel) Personell beskyttelse. Optimal vannbalanse gjennom separasjonstoget. Store mengder med sedimenter øker fokus på jetting og sediment behandling. Høyt forbruk av kjemikalier (emulsjonsbryter, asfalteninhibitor, skumdemper) utfordrer separasjonseffektivitet og miljø. Høyt forbruk av energi utfordrer kostnader og miljø. Kunnskap! Godt trente/utdannede operatører.

25 Fremtiden vil gi oss svarene!