Tips redaksjonen
23.11.2015

Anlegg for gasskompresjon på havbunnen – et kvantesprang i havbunnsteknologi

Statoil og partnerne har startet opp verdens første anlegg for havbunns gasskompresjon på Åsgard-feltet i Norskehavet. Med havbunnskompresjon vil utvinningen fra feltet øke med hele 306 millioner oljeekvivalenter over feltets levetid.

Denne milepælen innenfor havbunnsteknologi vil åpne for nye muligheter blant annet på dypere vann og i områder langt fra land.
   – Dette er en av de mest krevende teknologiprosjektene for økt utvinning. I dag er vi virkelig stolte av at vi sammen med partnere og leverandører har realisert dette prosjektet, som vi startet for ti å r siden, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, boring og prosjekter i Statoil.
   Utvinningen fra Midgard-reservoaret på Åsgard økes fra 67 til 87 prosent, mens den på Mikkel-reservoaret økes fra 59 til 84prosent. Dette gir en økning på totalt 306 millioner oljeekvivalenter.
   – Vi vil med den nye kompressorløsningen oppnå økte utvinningsgrader på både Midgard og Mikkel og forlenge reservoarenes levetid fram mot 2032, sier Siri Espedal Kindem, produksjonsdirektør for Åsgard.

Krevende teknologiutvikling
Etter hvert som et felt blir eldre, reduseres det naturlige trykket i reservoarene. Derfor er det nødvendig med kompresjon for å få opp mer olje og gass, og få dette fram til plattformen. Jo nærmere brønnen kompresjonen skjer, desto mer olje og gass kan utvinnes.
   Tradisjonelt plasseres kompresjonsanlegg på plattform eller land, men dette anlegget er plassert på 300 meters havdyp og er derfor vanskelig tilgjengelig. Kvalitet i alle ledd av prosjekter har derfor vært avgjørende og skal bidra til å sikre høy regularitet, maksimal utvinning og en robust produksjon.
   Prosjektet ble etablert i 2005, og Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Det anslås at det har gått med rundt elleve millioner timer fra start til fullførelse. For å få dette til er det utviklet og tatt i bruk over 40 nye teknologier, som alle har vært gjennom testing og verifisering. Deler av dette arbeidet har foregått på Statoils testanlegg på K-lab på Kårstø i Rogaland.
   Prosjektet har totalt kostet i overkant av 19 milliarder norske kroner. Mange små og store leverandører har bidratt for å utvikle det avanserte kompressorsystemet til å fungere på havbunnen.
   En viktig og omfattende del av prosjektet har vært etablering av nødvendige støttefunksjoner på land. I spesialbygde haller på Vestbase i Kristiansund plasseres et reserveanlegg.
   – Her skal vi også gjennomføre høykvalitets vedlikehold, som skal bidra til å sikre høy regularitet for Åsgard, sier Espedal Kindem.

Fremtidens teknologi og nye muligheter
Gassreservoarene Midgard og Mikkel er bygd ut med havbunnsinstallasjoner. De to gasskompressorene som nå er installert på havbunnen, er plassert nær brønnhodene. Ved å flytte gasskompresjonen fra plattform til brønnhode økes utvinning og levetid på feltene betydelig. Før gassen komprimeres, skilles gass og væske, for så å bli transportert i en rørledning på om lag 40 kilometer til Åsgard B.
   Teknologien representerer en signifikant reduksjon i energibruk og CO2-utslipp i et livsløpsregnskap for Åsgard. Denne teknologien representerer gjennom videre optimalisering et potensial for ytterligere CO2-reduksjoner i fremtidige subsealøsninger.
   I dag kommer nær 50 prosent av Statoils produksjon fra om lag 500 havbunnsbrønner. Statoils ekspertise innenfor havbunnsoperasjoner er nøkkelen til mer effektiv produksjon og økt utvinning.
   – Havbunns gasskompresjon er fremtidens teknologi og bringer oss et langt skritt nærmere vår ambisjon om å realisere et prosessanlegg på havbunnen, den såkalte havbunnsfabrikken, sier Øvrum.
   Et slikt anlegg vil gjøre det mulig å fjernstyre transport av hydrokarboner. Det som i dag skjer på plattformene, vil da bli flyttet ned på havbunnen og vil gjøre det mulig å ta ut olje og gass der det ellers ikke hadde vært lønnsomt. Dette er et viktig element i å øke utvinningen på norsk sokkel.

Kilde: Statoil  

[Tilbake]

 Makeweb 4.1