Ny subsea behandlingsprosess vil tillate tilgang til stengte gassfelt

        
6
  6. juni, 2016
        
subpro-eirini-1

En høytrykks damp-væske-likevekt (VLE) vil bli brukt for å måle de termodynamiske egenskapene til oppløsningsmidlet , med førsteamanuensis Hanna Knuutila. Foto: Per Henning/NTNU

Olje- og gassutvinning fra undervannsfelt er en komplisert prosess. I dag er det gjort fra offshore-plattformer, men utviklingen i olje- og gassindustrien er mot ubemannede produksjonsenheter plassert på havbunnen.

I tillegg vil subsea-prosesser tillate produksjon på dypere vann, samt i avsidesliggende områder med ekstreme værforhold, hvor størrelse, vekt og energibehov av installasjonene er nøkkelelementer.

Skadelig for rørledningene

Sure gasser, slik som karbondioksid (CO2) og hydrogensulfid (H2S), og vanndamp er urenheter som finnes i naturgassen som kommer fra reservoaret, og de må fjernes før den kan selges. Vannet kan ruste rørledninger og føre til dannelse av iskrystaller, kalt hydrater, som kan tette rørledninger.

Sure gasser, i nærvær av vann, kan danne syrer som korroderer rørledninger og annet utstyr. H2S, som er en fargeløs gass med en karakteristisk lukt, er i tillegg giftig og eksplosiv. Derfor nødvendiggjør trygge operasjoner fjerning av disse urenhetene.

Onshore-behandling av gassen

Det er to veletablerte industrielle absorpsjonsprosesser onshore for dette formålet:

  • fjerning av H2S / CO2 med aminbaserte løsningsmidler
  • fjerning av vann med glykolbaserte løsningsmidler

I begge tilfelle kommer gassen i kontakt med et flytende løsningsmiddel inne i en kolonne, som fanger de ønskede urenhetene. Deretter går løsningsmidlet, som bærer den sure gass eller vann, inn i en desorpsjonskolonne, hvor urenhetene fjernes, og løsningsmidlet er klart til å brukes på nytt. Det vil si at løsningsmiddelet regenereres.

Offshore-behandling

Offshore anvendes glykoler til hydratinhibering mens, om selektiv H2S fjerning er påkrevd, et flytende løsningsmiddel, kalt triazine, vanligvis benyttes. Triazine er et ikke-regenerativt løsningsmiddel og kan bare behandle gasser med lav H2S-konsentrasjon. For å kunne behandle gasser med høy H2S-konsentrasjon, må et regenerativt løsningsmiddel benyttes.

Diskusjon om det utførte simuleringsarbeidet og utviklingen av prosessen sammen med stipendiat Kristin Dalane. Foto: Per Henning/NTNU

Diskusjon om det utførte simuleringsarbeidet og utviklingen av prosessen sammen med stipendiat Kristin Dalane. Foto: Per Henning/NTNU

 

Mitt ph.d.-arbeid

I mitt arbeid som doktorgradskandidat, vil jeg bidra til å utvikle en ny prosess for kombinert fjerning av H2S og vann fra naturgass ved hjelp av et løsningsmiddel som kan regenereres. Regenereringen finner sted på oversiden og separasjonen finner sted på havbunnen, ubemannet.

I tillegg til en endring av olje- og gassproduksjon mot tryggere og mer effektive prosesser, vil kombinasjonen av to prosesser i en, også føre til en mer kompakt og mindre installasjon med lavere energikrav. Det vil også muliggjøre produksjon av gasser med høy H2S-konsentrasjon fra gassfelt som er stengt i dag.

På denne måten vil nye energiressurser gjøres tilgjengelig for et samfunn med stadig økende energibehov.

 

Share on FacebookTweet about this on TwitterShare on Google+Share on LinkedInEmail this to someone