.jpg)
Dette hevder Mads Hjelmeland, sjef for undervannsteknologiselskapet OneSubsea. Med lang erfaring fra utvikling og produksjon av havbunnspumper, som hittil er installert på 35 olje- og gassfelt rundt om i verden, kan selskapet underbygge sin påstand.
Når trykket faller i modne olje- og gassfelt på norsk sokkel, har det hittil vært mest vanlig å presse naturgass tilbake i reservoaret for at trykket skal øke og dermed få ut mer verdifull olje og gass. Med en slik metode er man imidlertid avhengig av en energikrevende kompressor på overflaten.
Alternativet er å plassere en subsea-pumpe nærmest mulig brønnhode eller juletreet (ventiltreet) på havbunnen. Pumpen gir økt løft i brønnen og kan samtidig avlaste trykket ved brønnhodet. Summen av dette gjør at olje og eventuelt gass fra brønnen lettere kan strømme gjennom rørledningen til mottaks- og behandlingsanlegg på overflaten.
En brøkdel av effektbehovet
Bruken av havbunnspumpe skal være langt mer effektivt og mindre energikrevende enn gassinjeksjon, eller bruken av gassløft som det heter på fagspråket. Fortrinnet med havbunnspumpe skal være aller tydeligst når olje og gass skal strømme fra stort havdyp og langs en lang horisontal rørledning fram til mottaksanlegg på overflaten.
OneSubseas foreløpig siste store leveranse til norsk sokkel er pumpesystemet, som skal stå på havbunnen på Vigdis-feltet i Nordsjøen.
Til Vigdis har selskapet levert en flerfase havbunnspumpe. Det vil si at den kan pumpe en blanding av olje, gass og vann. Ved hjelp av havbunnspumpen, med en effekt på 3,1 Megawatt, skal Vigdis-feltet kunne produsere 30.000 fat per dag.
Ifølge OneSubsea vil metoden gassløft i svært mange tilfeller kreve et betydelig høyere effektbehov For å oppnå samme produksjon ved bruk av metoden gassløft, vil det ifølge OneSubsea i svært mange tilfeller kreve betydelig høyere effektbehov. Selskapet har gjort beregninger for et annet felt med havbunnspumpeløsning med en effekt på 600 kW. Beregningen viser at effektbehovet måtte ha økt til 2.8 MW for å gi samme produksjon med en gassløft-løsning.
Stort potensial
– Dette sier litt om potensialet for utslippskutt på norsk sokkel, sier Mads Hjelmeland. OneSubsea har med utgangspunkt i analyseselskapet IHS Markits tall for oljeproduserende brønner på norsk sokkel, beregnet samlet klimaeffekt. Estimatet går ut på at dersom 50 prosent av brønnene benytter gassløft for å øke produksjonen, blir samlet effektbehov ca. 600 Megawatt. Dette forutsetter at energien til drift av kompressorene kommer fra gassturbiner, slik det har vært vanlig på norsk sokkel. Med denne forutsetningen fører driften av alle gassløftanlegg på norsk sokkel til et samlet årlig CO2-utslipp på om lag tre millioner tonn.
– Ved å erstatte flertallet av gassløft-systemene med havbunnspumper, ville utslippene av klimagasser kunne bli redusert med mellom en og to millioner tonn, sier Mads Hjelmeland.
Oppfinnere møter Equinor i retten for å få mer betalt
Stor Vigdis-kontrakt
En stor gul rammekonstruksjon lå i august klar for utskiping på kaien ved OneSubseas utviklings-, test- og produksjonsanlegg på Horsøy i Askøy. Selskapet ble i 2018 av Equinor tildelt en kontrakt verdt 700 millioner kroner.
Kontrakten omfattet pumpesystem, inkludert bunnramme og trålbeskyttelse til Vigdis-feltet. OneSubsea har benyttet en rekke underleverandører i prosjektet. Blant annet har Framo Flatøy fabrikkert selve pumpen, mens Luster Mekaniske Industri har levert rør. Totalt 500 personer vært involvert i leveransen til Vigdis, som ligger på 280 meters havdyp, sør-vest for Snorre-feltet i nordre del av Nordsjøen og 130 km vest for Florø.
Produksjonen på Vigdis-feltet startet i 1997 og er bygget ut med i alt sju havbunnsrammer samt to enkeltstående brønner og produserer olje og gass gjennom to 12-tommers rørledninger til Snorre A-plattformen. Denne ligger 5,8 kilometer unna nærmeste bunnramme på Vigdis-feltet. Havbunnspumpen skal sørge for at olje og gass strømmer lettere fra brønnene i Vigdis-feltet og fram til plattformen Snorre A.
.jpg)
Hvorfor mindre energi?
– Men hvorfor blir effektbehovet langt lavere ved bruk av havbunnspumper sammenlignet med gassinjeksjon og kompressor-støtte?
.png){kind=logo}
Cecilie Alvheim, som er seksjonsleder for subsea-prosess- og målesystemer i teknologiselskapet, forklarer at energitapet i et tiltak som skal øke utvinningsgraden i reservoaret, blir mindre jo nærmere brønnen væsken blir tilført energi. Havbunnspumpen kommer gunstig ut ettersom den plasseres ved brønnhode.
Ved bruk av gassinjeksjon eller gassløft, må en kompressor på plattformen på havoverflaten komprimere separert gass til et høyere trykk enn trykket er nede i brønnen. Dessuten skal den komprimerte gassen trykkes gjennom et mer eller mindre langt rør fram til brønnstrømmen. Langs denne strekningen oppstår trykktap og energitap.
Den komprimerte gassen gjør at brønnstrømmen får bobler, gis lavere egenvekt og vil løftes opp på linje med hva som skjer inne i ei sjampanjeflaske. Men samtidig økes volumet i brønnstrømmen og dermed oppstår også økt motstand i røret på vei mot overflaten. Behov for igjen å øke trykket oppstår og dermed øker også energiforbruket i sløyfen.
Havbunnspumpen, som drives ved hjelp av elkraft gjennom kabel fra plattformen, trenger langt mindre energi for å gi samme løfteeffekt.
– Gassløft-metoden egner seg best hvor brønnstrømmen kan stige rett opp til plattformen, men dårligere jo lenger avstanden er fra brønn til plattform og dårligere jo større havdyp, sier Cecilie Alvheim.
Mer klimavennlig utvinning
OneSubsea har levert flere havbunnspumpesystem til felt i Mexico-gulfen hvor reservoarene ofte ligger på store havdyp og hvor prosesseringsplattformene gjerne ligger langt unna.
Teknologien er utviklet hos Schlumberger-eide OneSubsea i Norge, men de fleste havbunnspumpene er eksportert. Flere lignende systemer med havbunnspumper er imidlertid også tatt i bruk på norsk sokkel, for eksempel på felt som Tordis, Gullfaks sør, Åsgard og tidlig neste år også på Vigdis.
Ifølge Mads Hjelmeland vil olje- og gass ha en sentral plass i energimiksen i mange år framover. Han peker på at nær halvparten av ressursene på norsk sokkel trolig ligger igjen under havbunnen.
– Men nye funn vil mest sannsynlig bestå av mindre volum og være mer krevende å utvinne. Vi må derfor tenke nytt, jobbe annerledes og ta i bruk ny teknologi slik at utvinning av olje og gass blir enda mer kostnadseffektiv, energieffektiv og klimavennlig, sier OneSubsea-sjefen.
Artikkelen ble først publisert i Teknisk Ukeblads månedsmagasin 11/2020.
MDG: Dette feltet vil de stenge først
.jpg)
