PORSGRUNN/HERØYA: – Utfordringene ved mange tungoljereservoarer er at de ligger grunt, har lavt trykk og lav temperatur. Da må vi inn med utstyr for å få oljen opp til prosessanlegget. Den må som regel varmes opp for å få i gang separasjonen, forteller sjefforsker Ruben Schulkes ved forskningssenteret i Porsgrunn.
Han leder arbeidet med å oppgradere testanlegget på Herøya for å kunne teste enda tyngre oljer enn dem vi kjenner fra Nordsjøen.
– Vi er begrenset av separasjonseffektiviteten i testanlegget. Skal vi kunne teste enda tyngre oljer, må vi kunne gjennomføre kontrollerte forsøk ved temperaturer ned mot 35 0C, sier Schulkes. Dette krever en to-trinns prosess: en varm sløyfe for å kunne separere og en kald sløyfe hvor det gjennomføres kontrollerte forsøk.
Sirup
Tungolje har to egenskaper som gjør den vanskelig å produsere: Den er tung og svært seig (viskøs). Noe som gjør den vanskelig å transportere.
– Oljen fra Bressay-feltet på engelsk sektor har en egenvekt på 950 kilo per Sm 3. Den er klassifisert som API 11. Til sammenligning har Grane-oljen en API-koeffisient på rundt 20, forteller Torstein Grøstad. Han leder utviklingen av undervannsteknologi for å produsere tunge oljer. Den lette Brent-oljen har en kvalitet API 38 – 40.
Bressay-oljen er klassifisert som ekstra tung olje. Under testene som ble utført i Porsgrunn i vinter, var temperaturen gjennomgående under null grader.
– Da vi fikk oljen til test, kom den i to containere. Det var svært krevende å få den inn i testriggen. Den var nærmest som tyktflytende sirup, forteller Schulkes.
Andelen øker
Foreløpig brukes anlegget i Porsgrunn for å teste ut tunge oljer fra offshorefelt, men det vil også bli brukt for å teste ut oljer fra landbaserte felt som oljesand og andre tungoljefelt.
– Vi ser at andelen av oljefelt med tung olje øker. Derfor vil utvikling av ekspertise for å løse utfordringene være et viktig skritt for å gjøre StatoilHydro til en attraktiv partner internasjonalt, sier Schulkes.
Vann er mest interessant
Utfordringene ved å produsere tungolje er mange. Det første problemet er hvordan man skal få oljen opp til produksjonsenheten dersom den har lavt trykk og lav temperatur.
– Nedihullsteknologien som ble utviklet av Hydro ved årtusenskiftet, ville være den mest optimale, men foreløpig ser teknologien ut til å være utenfor rekkevidde, forteller Grøstad.
Han mener at andre alternativer står foran i køen.
– Vi kan bruke nedihullspumper, tynne ut oljen med vann eller tilføre energi for å varme opp oljen slik at viskositeten blir lavere. Oppvarming ved innblanding av varmt vann er det mest aktuelle.
Må utvikle nytt utstyr
Blandingsforholdet kan bli så høyt som en del olje og ni deler vann.
– Ofte må vi pumpe oljen opp fra havbunnen. Da må vi finne pumper som ikke knuser vanndråpene for mye. Siden tungolje og vann har liten forskjell i tetthet, er det vanskelig å få til god separasjon i tradisjonelle gravitasjonsseparatorer. Vi har derfor flere utfordringer, både med å finne gode erstatninger for de vanlige sentrifugalpumpene og gode separatorsystemer. Der må vi inn med coalescer–teknologi, forklarer Grøstad.
En coalescer bruker et elektrisk felt for å samle vanndråpene slik at de skilles lettere fra oljen. I dag finnes det noen systemer på markedet.
StatoilHydro har dette på flere installasjoner, blant annet Grane, mens det ennå ikke er tatt i bruk for undervannsanlegg.
Økt utvinningsrad
En annen metode er å bruke kjemikalier, men det kan være vanskelig på grunn av strenge utslippskrav. Dessuten skal kjemikaliene også separeres fra oljen, noe som ikke er helt enkelt.
– Utfordringen for de fleste tungoljefelt er at operatøren ønsker enkle og robuste systemer, og de må ligge slik at det finnes steder for å deponere det produserte vannet, helst i et reservoar, sier Schulkes.
Utvinningsgraden fra tungoljefelt ligger i dag på relativt lavt nivå, rundt 20 prosent.
– Kan vi øke denne med fem prosent, betyr det store økte volumer med olje, sier Schulkes.
