Transcript Tungolje - prosesstekniske utfordringer og erfaringer NPF

Tungolje prosesstekniske utfordringer og erfaringer
NPF, Oslo, 8 - 9 november 2010
Jon Berntsen, Mator AS
Forekomster av tungolje
Utvinnbare tungolje og bitumen reserver.
billion barrels of oil equivalent [source: USGS]
47
Russia
566
North America
72
78
Middle East
Africa
50
Bitumen
Heavy Oil
266
South America
Asia
Oljeselskap involvert i tungolje
Mators erfaringer med tungolje
Statoil
ConocoPhillips
Shell
ChevronTexaco
Total
BP
Mærsk
Agip
Teekay
Talisman
ExxonMobil
Sevan
Addax
Woodside
Suncor
Petoro
Kanfa
Aibel
Aker
Rambøll
(Rød skrift refererer til selskaper Mator bl.a. har gjennomført tungolje prosjekter for.)
En beskrivelse av tungolje produksjon
Reprint fra BP Alaska
Klassifisering av tungolje
API > 31
21 < API < 31
14 < API < 21
10 < API < 14
API < 10
Lett olje
Medium tungolje
Tungolje (926 – 971 kg/m3)
Ekstra tungolje
Bitumen
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
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 m3 akkumulert ett eller annet sted
Gass i tungolje separator
Aktuelt felt produserer API 19 olje (890 kg/m3,15 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/m3 line
Separasjonsutfordringer med tunge oljer
Liten tetthetsforskjell olje-vann
Water
1050
API 15
API 17
1000
Density [kg/m3]
API 20
API 30
950
900
850
800
0
20
40
60
80
100
120
Temperature [oC]
140
160
180
200
Separasjonsutfordringer med tunge oljer (forts.)
Viskositet og temperatur
Anbefalt øvre grense
for konvensjonell
teknologi ( 10 cP)
Separasjonsutfordringer med tunge oljer (forts.)
Stor skummings-tendens
Replot av informasjon fra Statoil
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
20 – 200 cP
200 – 2000 cP
Reprint fra BP Alaska
Separasjons-alternativer
Størrelse på dispergerte vanndråper
Volumetric Average Water Droplet Size
Dv50 [um]
20 API
Water Cut
20 API
15 API
19 API
API 21
API 15
API 17
11 API
1
10
100
Dv50 [um]
Kilde: Mator feltmålinger
Elektrostatisk teknologi
Main category
Separator internal,
electrostatic
Conventional,
electrostatic
Compact/inline
electrostatic proven
technology
Compact/inline,
electrostatic under
development
Type of technology
VIEC
Principle
Vertical series of blocks
(tubular holes) in emulsion
zone, applied with external
electrode to create electric
field.
Applicability
Inside separator. Mainly oil fields.
High/Low water cut.
VIEC-LW
Vertical series of blocks
(tubular holes) in emulsion
zone, applied with external
electrode to create electric
field. Increased voltage and
residence time.
Inside separator, preferably
downstream VIEC. Mainly oil fields.
Low water cut.
Conventional
Horizontal electrode grids.
High voltage power supply.
Alternating/direct current
(AC/DC). Load responsive
controller with variable
voltage.
Downstream separation train. Mainly
oil fields. Low water cut.
Dual frequency
Horizontal electrode grids.
High voltage power supply.
Alternating/direct current
(AC/DC). Proprietary
controller with variable
voltage and frequency.
Downstream separation train. Mainly
oil fields, especially difficult
separated crudes. Low water cut.
Vertical grid
Vertical electrode grids. High
voltage power supply.
Alternating/direct current
(AC/DC). Load responsive
controller with variable
voltage.
Downstream separation train. Mainly
oil fields. Low water cut, but higher
flexibility compared to horizontal grid
solutions.
CEC
Electrostatic field applied to
W/O emulsion flowing under
turbulent conditions. Low
voltage power supply.
Upstream/downstream separation
train. Mainly oil fields. High/Low
water-cut. Low gas content.
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.
Elektrostatisk teknologi felterfaring
Elektrostatisk koalesjer med horisontal strømning. Designet for høye vannkutt (40%)
og med prosessgaranti 0,5% ved 20% vannkutt til koalesjer.
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.
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 50-70 cSt.
Felterfaring med tungolje
EWT 1996, Mariner feltet, Texaco
14,5 API
Felterfaring med tungolje
Prosess kartlegging 1999, Midway Sunset, Bakersfield California, Texaco
110 0F
ingen skygge
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.
Separabilitetstesting
High-pressure water
sample cylinder
P
High-pressure oil
sample cylinder
Choke
valve
M
M
Batch separator
C Oil/water ratio
controller
Foam
Oil
Emulsion
Water
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.
Fremtiden vil gi oss svarene!