De verwerking van een aardgas/aardoliestroom offshore

o

O· 0 "

o

6

o

o

o

, ,

I

o

.

,0 ,

o

adres:

l~

f

t

TU Delft

_{F.V.O. Nr: ~ J) o/}

~-Technische Universiteit Delft

Vakgroep Chemische Technologie

Verslag behorende bij het fabrieksvoorontwerp

van

C.P.B.M. van der Donk N. van der Harst A.J.J. Oudejans S .S'. Schrameyer

onderwerp:

De verwerking van een aardgas/aardoliestroom offshore

~e

Voorstudie G-opdracht 19901

,

.

opdrachtdatum: sept.1989 verslagdatum: 5 dec. 1989

I~

I J

De verwerking van een aardgas/aardoliestroom offshore

Voorstudie voor de G-groep

Begeleiders: Prof. ir. A.G. Montfoort Drs. F.A. Meijer

Technische Universiteit Delft Vakgroep Chemische Technologie Vakgroep Apparatenbouw voor de procesindustrie

november 1989

C.P.B.M. van der Donk N. van der Harst

A.J.J. Oudejans S.S. Schrameyer

v

v

'-...'

Voorwoord

Dit verslag is gescheven in het kader van het fabrieksvoorontwerp voor scheikundig technologen en in het kader van de G-Groep voor

werktuigbouwkundigen. De hoofdstukken 6, 7 en 8 zijn een

aanvulling op het procestechnologische deel, waarmee onderwerpen uit het college Chemische Fabriek (st 44) nader belicht worden. Het verslag is een voorstudie voor de G-Groep, die in februari 1990 van start zal gaan.

Onze dank gaat uit naar de heren Montfoort en Meij er voor de begeleiding van de voorstudie, naar de heer Caminada van de NAM voor de informatie over het F3-project en de excursies (Velzen, Den Helder) en naar de heer Verwer van de staatstoezicht op de

Mijnen voor de informatie over de milieuwetgeving van

v I

~

,

, I \ ... / I Samenvatting

Het doel van dit projekt is het maken van een basisontwerp voor het scheiden van een gasjoliestroom in een zo groot mogelijke gasstroom en een zo groot mogelijke oliestroom. Dit projekt dient als basis voor de G-groep. In deze voorstudie worden 3 proces-schema's bescheven, waarbij uitgegaan wordt van offshore 'total treatment' .

De wellstream wordt in een aantal flashvaten gescheiden. Om de

vereiste specificaties te halen wordt in dit projekt een

destillatiekolom gebruikt.

In proces schema 1 wordt de olie en in proces schema 2 wordt

condensaat gedestilleerd. Proces schema 3 gaat uit van een

stabiele water-olie emulsie, die in een kolom wordt gebroken. Op de drie ontwikkelde flowsheets zijn een groot aantal variaties mogelijk om aan de vereiste olie- en gasspecificaties te voldoen. Aan het college Chemische Fabriek (ST44) zijn de hoofdstukken 6, 7 en 8 gewijd. De volgende onderwerpen komen aan de orde:

Offshore installaties zijn aan een aantal milieuwetgevingen

gebonden. Deze wetgevingen vallen onder de Mijnwet voor het

continentaal Plat.

De ontwikkeling van een produktieplatforrn kent 6 projectfasen:

een haalbaarheidsstudie, een conceptontwerp, pre-engineering,

gedetailleerde engineering, constuctie en start-up. Iedere

volgende fase wordt opgestart als de veiligheid van de vorige fase gegarandeerd is.

Tot slot wordt aan de hand van een globale kostenbeschouwing duidelijk welke investeringen gemoeid zijn met de olie- en gas-produktie vanaf een offshore platform. De pay-out-time van de installatie bedraagt 2,3 jaar.

, ,

'--'

Inhoudsopgave

1. Inleiding

2. Thermodynamische beschouwingen

2.1. Fasegedrag van koolwaterstofmengsels

2.2. Het gedrag van water in koolwaterstofmengsels 2.3. Retrograde condensatie van koolwaterstoffen 2.4. Hydraatvorming

2.5. Het Joule-Thomson effect

3. Produkt- en wellstreamspecificaties 3.1. De wellstream

3.1.1. Het watergehalte in de wellstream 3.1.2. De drukval in de tubing

3.2. Sales-gas specificaties 3.3. Sales-oil specificaties 4. Overzicht van apparaten

5. Olie- en gasbehandeling 5.1. Flowsheet 1

5.2. Flowsheet 2 5.3. Flowsheet 3

5.4. Variaties op de flowsheets

5.5. Rekenvoorbeelden van flowsheets met CHEMCAD 5.6. Energievoorziening 6. Milieu 6.1. Waterreiniging 6.2. Affakkelen en venten 6.3. Overige milieuaspecten 6.4. Toekomstige milieueisen 7. Veiligheidsaspecten 7.1. Safety Management 7.2. Organisatie

7.3. Risico analyse en evaluatie 7.4. Project fasen

7.4.1. Project fase 1: Feasibility study 7.4.2. Project fase 2: Concept study 7.4.3. Project fase 3: Pre-engineering 7.4.4. Project fase 4: Detail engineering 7.4.5. Project fase 5: Construction

7.4.6. Project fase 6: Commissioning 7.5. Praktijkvoorbeeld van beveiliging

7.5.1. Doel van de beveiliging

7.5.2. Totaal platform beveiligingssysteem 7.5.3. Technische uitvoering

7.5.4. systeembetrouwbaarheid 8. Kostenaspecten

8.1. Investeringen

8.2. De kosten tijdens de produktie 8.3. Olie en gas opbrengsten

8.4. Kosten-baten analyse 9. Conclusies en aanbevelingen 9.1. Conclusies 9.2. Aanbevelingen 10. Literatuur blz. 1 3 3 3 4 4 5 6 6 9 9 10 12 14 15 16 16 16 17 19 20 21 21 21 22 22 23 23 24 24 25 25 26 26 27 27 28 28 29 29 29 30 31 31 32 32 32 33 33 34 35

v v Bijlage 1: Bijlage 2: Bijlage 3: Bijlage 4: Bijlage 5: Bijlage 6:

Berekening van de compressibiliteit van een mengsel bij 127

oe

(400K) en 158 bar.

Nomogram om de Reid Vapour Prssure te bepalen bij verschillende temperaturen.

3 mogelijke flowsheets van offshore gas- en olie-behande1ingsinsta11aties.

Artikel 49 van het Mijnreglement continentaal Plat. Regeling inzake lozing van oliehoudende mengsels vanaf mijnbouwinstallaties en een standaard

oliemeldingstelexbericht.

Huidige concessies op het Nederlandse deel van het continentaal Plat.

De volgende bijlagen staan in de multomap: Bijlage 7:

Bijlage 8: Bijlage 9:

Diverse artikelen, zie literatuurlijst. Doorrekenen van proces 1 m.b.v. CHEMCAD. Doorrekenen van proces 2 m.b.v. CHEMCAD.

.

.

1--'

. J

1. Inleiding

Door recente ontwikkelingen op de oliemarkt is het F2/F3/F6 veld weer economisch aantrekkelijk geworden. Een studie van de Nederlandse Aardolie Maatschappij een aantal jaren geled~n, leverde een zestal varianten voor offshore behandeling op.

Tabel 1 geeft deze zes mogelijkheden .

Tabel 1.1.: Mogelijke varianten om de wellstream te behandelen.

Schema Offshore Evacuatie Onshore #

produkten Gas Olie installaties

pijp- tanker geen 1

Tatal Sales gas leiding

Treatment stabiele naar pijp- geen 2

olie Den Helder leiding

Transpor- pijp- tanker gasplant 3

Nat gas & teerbaar leiding

StabIe gas naar pijp- gasplant 4

Dil stabiele Den Helder leiding olie

Transpor- gasplant

Droog gas teerbaar pijp- pijp- olie- 5

Volatile gas leiding leiding stabilisatie

Dil vluchtige naar plant

olie Den Helder

Transpor-Twee- teerbaar tweefasenpijp- olie/gas 6

fasen olie/gas leiding plant

mengsel

sommige van deze mogelijkheden zlJn economisch beter haalbaar dan andere. Een aantal opties vervallen onmiddelijk. Zo is een twee fasen transportleiding geen reële oplossing. Variant 1 zal de meeste aandacht krijgen.

Het doel van de voorstudie is om tot een basisontwerp van deze olie-gas behandeling te komen. Met dit basisontwerp gaat de

G-groep in februari 1990 aan de slag.

De voorstudie is gebaseerd op (vertouwelijke) informatie van de NAM en op literatuur, aanwezig op de Universiteit .

-u

~-)

v

j

Het 'total treatment' idee van de gas-olie stroom dient ook als basis van de voorstudie. In dit rapport wordt eerst de olie-gas winning behandeld. Aan de hand van een thermodynamische beschouwing, de wellstream samenstelling, produkt specificaties en een overzicht van offshore produktie apparaten wordt deze winning uiteen gezet.

De olie- en gasbehandeling (hoofdstuk 5) vormt de kern van dit verslag. De V-groep is in dit hoofdstuk tot een drietal basis

flowsheets van de 'total treatment' behandeling gekomen.

Natuurlijk bestaat de mogelijkheid om van dit basisidee af te wijken. In paragraaf 5.4, variaties op flowsheets 1, 2 en 3 worden hiervoor een aantal suggesties gedaan.

-1

p

T

)

figuur 2.1. : Fasediagram voor een zuivere stof

/

,

1

1 L

_I

/

L+G

_i

/

G

I

I

p ! / T )I

figuur 2.2 : Fasediagram (faselus) voor een mengsel van koolwaterstoffen

i

I.:~',A

// B)

J

,~ï

I

L fl / I G

I

.

,

/.i

I

/

) // p T )

figuur 2.3. : Faselus voor een koolwtaerstof mengsel (A) en een faselus voor een mengsel met een lichtere samenstelling (S)

A B

1

p L G T _ _ ~ ..•

figuur 2.4. Faselus met lijnen voor verschillende damppercentages

c

o

C l

I

c

c

c

c

c

c

l

I

I

O

l

c

2. Thermodynamische beschouwingen

2.1. Fasegedrag van koolwaterstofmengsels

Bij winning van gas en olie op de Noordzee wordt vooral lichte olie geproduceerd. Het gas en de olie bestaan voornamelijk uit alkanen.

Wanneer een fasediagram van een zuivere stof ( fig.2.1) beschouwd wordt, dan is er één vloeistof-damplijn te zien die eindigt in het kritische punt. Boven de kritische druk en temperatuur is er geen onderscheid tussen gas en vloeistof en spreekt men van een fluidum.

Een mengsel gedraagt zich echter anders. Wanneer een mengsel

vanuit het vloeistofgebied opgewarmd wordt (de isobaar in

fig.2.2) zal de meest vluchtige component het eerst beginnen te

verdampen . Dit punt is het kookpunt van het mengsel. Wanneer

vanuit de gasfase langs dezelfde isobaar afgekoeld wordt zal de minst vluchtige component het eerst beginnen met condenseren. Dit

is het dauwpunt van het mengsel.

De kooklijnen en dauwlijnen van mengsels vallen in het algemeen niet samen, maar beschrijven een zogenaamde faselus of

fase-envelop. De kooklijn en de dauwlijn komen samen in het kritische punt van het mengsel.

De faselus van een mengsel wordt breder naarmate de vluchtigheden van de componenten meer uiteen lopen. De faselus verschuift naar lagere temperaturen indien de "gemiddelde vluchtigheid" hoger wordt. Bovendien daalt hier de kritische druk en temperatuur van het mengsel bij het afnemen van de hoeveelheid zware componenten.

Dit verschijnsel is opmerkelijk omdat de kritische druk en

tempera- tuur van alkanen afneemt met de ketenlengte. Zie fig. 2.3 en 3.3.

Voor de berekening van de thermodynamische eigenschappen van koolwaterstofmengsels kan het best de Peng-Robinson

toestandver-gelijking gebruikt worden. De Soave-Redlich-Kwong vergelijking

voldoet ook maar volgens de Loos [22] beschrij ft de PR verge-lijking het volumetrisch gedrag beter.

2.2. Gedrag van water in koolwaterstofmengsels

Het gedrag van water in koolwaterstofmengsels wordt het best beschreven door aan te nemen dat water zich gedraagt alsof er geen andere componenten aanwezig zijn. Voor het doorrekenen van de flowsheets wordt eerst water achterwege gelaten. Daarna wordt het water als zuivere component meegenomen.

-_ -_ -_ -_ L -p _{W. L} H. L H • G G

₌

gas

G" W

_w

₌

_{vloeibaar water} Y. G y

₌

_ijs H hydraat L

₌

organische OoC _TCH T _vloeistof

Figuur 2.5.: Fasendiagram hydraatvorming bij overmaat hydraat-vormer (algemeen geval) .

6000 4000 3000 2000 ,~ 1500 ~ L ~(g

/

~~

/

/L

~ Q, te: ,!:! 1000

V

/ h

tf 0 800 E

.s

_..

₆₀₀ "ê ';. 400 -= ~ 300 ~ ~

:

..

200 ei: ₁₅₀ 100 80 60 / / lIL L '11 iL / /J/ t -' o~~ / / VI ~t.2: L ///,

o~L

V///

~(o~

h

tf'

I

~/

VL(L

00

~

o~ r-~

KO

_{lp ?S} 40 30 40 ~o 60 70 80 Tempera!ure, deq r 90

Figuur 2.6.: Minimum temperatuur, waarbij hydraatvorming optreedt bij verschillende drukken en relatieve dichtheden.

- - I

c

l

o

c

C

o

c

c

c

o

o

. J

. ..J

v

I

2.3. Retrograde condensatie van koolwaterstoffen

Retrograde condensatie wordt gedefinieerd als "het ontstaan van condens bij expansie". Dit verschijnsel is het best te begrijpen aan de hand van fig. 2.4.

Wanneer de isotherm vanuit A naar lagere drukken gevolgd wordt, is te zien dat bij Binderdaad condensvorming op gaat treden. Eerst wordt de 100% damp-lijn (de dauwlijn) gesneden en daarna de

90% damplijn. Er treedt dus condensatie op. Retrograde

condensatie kan alleen optreden wanneer de richtingscoefficient van de raaklijn aan de dauwlijnen (verschillende percentages) negatief is. In het gearceerde gebied is dit het geval. Dit verschijnsel kan optreden bij mengsels van koolwaterstoffen.

2.4. Hydraatvorming

Omdat er water met de wellstream meekomt zijn er later in het proces hydraten te verwachten.

Hydraten zlJn kristallen van water met kleine moleculen

(methaan,ethaan,stikstof). Zij vormen bij temperaturen boven het vriespunt van water een stabiele verbinding. Door hydraatvorming

kunnen ongewenste effecten zoals verstopte leidingen of

"bevroren" regelkleppen optreden. Het is een absolute noodzaak hydraatvorming te voorkomen.

Figuur 2.5 geeft voor het algemene geval aan onder welke condi-ties hydraten kunnen ontstaan. Algemeen geldt dat hydraatvorming alleen mogelijk is als water in vloeibare vorm aanwezig is.

Verder is kristalvorming te verwachten met kooldioxide en

kleinere koolwaterstofmoleculen zoals methaan, ethaan en propaan. Hoge drukken en lage temperaturen leiden vaak tot hydraatvorming. Bij olie/gas behandeling is daarom alleen hydraatvorming in de gasstroom te verwachten.

Figuur 2.6 geeft een goede indicatie voor hydraatvorming bij gassen met verschillende specifieke dichtheden. Uitgangspunt voor deze figuur is dat er een overmaat aan water aanwezig is. De

relatieve dichtheid t.o.v. lucht ("specific gravity") is

gedefinieerd als :

waarin:

Yi

M' ₁

Mlucht

=

fractie van de component

=

moleculair gewicht van de component

=

moleculair gewicht van lucht

In het gasbehandelingsproces is de druk vaak een gegeven; uit

figuur 2.6 kan dan de temperatuur afgelezen worden waar

hydraatvorming te verwachten is.

De relatieve dichtheid van het gas wordt in de loop der produk-tiej aren lager. De temperatuur waarbij hydraten ontstaan, zal afnemen zodat er b.v. minder glycol nodig is.

-I

I~

I~ IV I ~) J

Er z1Jn verschillende methoden om hydraatvorming tegen te gaan. Het verlagen van de druk en het verhogen van de temperatuur zijn in het algemeen goede remedies. Soms kan dit echter niet (omdat bijvoorbeeld een gewenste scheiding niet wordt bereikt), en zal men de gasstroom moeten drogen of over moeten gaan tot het inj ecteren van inhibitoren. Inhibitoren als methanol en glycol

verlagen het vriespunt van water i het water lost geheel op. De

benodigde hoeveelheden inhibitor volgen uit de formule van

Hammerschmidt [21].

2.5. Het Joule-Thomson effect

Als een gas- of vloeistofstroom door een gedeeltelijk gesloten

klep stroomt, zal door de klepweerstand de druk van de stroom afnemen. Dit proces wordt smoren genoemd. Als we aannemen dat de warmteoverdracht tussen de klep en de omgeving verwaarloosbaar is, dan zal er voor en na de klep geen verschil in enthalpie zijn. Voor een ideaal gas is er geen temperatuursverschil voor en na de klep.

Bij veel reële gassen zal door het smoren echter een daling van de temperatuur optreden. Dit verschijnsel wordt het Joule-Thomson effect genoemd. Deze temperatuursdaling wordt veroorzaakt door niet-ideaal gedrag van reële gassen. Voor het smoorproces geldt namelijk:

Verder geldt voor reële gassen:

Cp = A + B*T + C*T2

waarin H2 R en HIR niet-ideale restenthalpiën zijn. A,B en C zijn stofconstanten.

Als de cp-waarde door het smoorproces verandert, dan zal ook het

temperatuursverschil T2 - Tl veranderen. Als de cp-waarde daalt,

wordt T2 - Tl groter, met als gevolg een temperatuursdaling [6]. De mate waarin druk en temperatuur dalen, kan bepaald worden met de Joule-Thomson coëfficient. Deze is gelijk aan:

~ = (dTjdP)H=const

Deze coëfficient is temperatuur- en stofafhankelijk. Als de

temperatuur van een bepaalde stof boven zijn z.g. inversiepunt ligt, dan neemt bij smoren de temperatuur toe. Enkele waarden voor de Joule-Thomson coëfficiënten zijn in de literatuur te vinden [8].

-/

3. Produkt- en wellstreamspecificaties

3.1. De wellstream

De samenstelling van de wellstream, de reservoirdruk en de geproduceerde hoeveelheid olie en gas verandert in de loop van de produktiejaren. zie hiervoor tabellen 3.1. en 3.2. Wij hebben in deze voorstudie geen rekening gehouden met aanwezigheid van vaste deeltjes (zoals zand) en opgeloste zouten.

Tabel 3.1.: Produktievoorspelling van het F3-veld. Produktiejaar produktie resevoirdruk

(10 6 kInol) (bar) 1 8.61 402. 2 37.79 375

.

3 50.01 330 4 58.90 284 5 58.90 249 6 58.90 216 7 58.90 187 8 58.45 163 .. 9 52.60 143 10 43.01 124 11 35.51 105 12 26.72 90 13 10.57 86

Tabel 3.2.: Samenstelling van de wellstream bij verschillende drukken. druk (bar) 399.1 353.1 158.6 80.4 Cl (mol%) 65.80 66.39 72.66 70.91 C2 9.39 9.74 9.69 10.51 C3 7.05 7.17 6.82 7.52 i-C4 1.15 1.16 1. 04 1.15 n-C4 2.25 2.24 1.96 2.16 i-CS 0.75 0.75 0.60 0.66 n-

c

5 0.95 0.93 0.73 0.79 C6 1.12 1. 06 0.72 0.76 C7+ 7.86 6.67 1. 73 1. 30 C02 3.40 3.57 3.67 3.86 N2 0.28 0.32 0.38 0.38 totaal (mol%) 100.00 100.00 100.00 100.00 molmassa C7+ 177.00 162.00 119.00 111.00 molmassa totaal 36.10 33.20 24.70 24.70 6

-',--, ; , \,'/ I , -' ,

I

-

/

.J

De C7+-fractie is verder opgesplitst in kleinere fracties met oplopende molmassa's. Bij berekeningen met deze fracties zijn de

stofeigenschappen gebruikt 'van het op basis van molmassa

corresponderende n-alkaan. Zie hiervoor tabellen 3.3. tot en met 3.6 ..

Tabel 3.3 . : Samenstelling van de C7+-fractie bij 399.1 bar.

Component molmassa relatieve mol fractie

dichtheid C7+A 86.8 0.714 0.166123 C7+B 106.7 0.748 0.166982 C7+C 131.1 0.775 0.160263 C7+ D 161.1 0.799 0.145327 C7+E 197.9 0.823 0.122916 C7+ F 243.0 0.847 0.095446 C7+G 298.3 0.872 0.066744 C7+H 366.1 0.898 0.041051 C7+ I 448.9 0.926 0.021579 C7+J 602.2 0.970 0.013570

gem. relatieve dichtheid

=

0.820

Tabel 3.4. : Samenstelling van de C7+-fractie bij 353.1 bar.

Component molmassa relatieve mol fractie

dichtheid C7+

A

86.4 0.711 0.184509 C7+B 105.2 0.746 0.179525 C7+ C 128.2 0.773 0.166295 C7+ D 156.1 0.797 0.145095 C7+ E 190.0 0.821 0.117712 C7+ F 231. 2 0.846 0.087410 C7+G 281.3 0.871 0.058293 C7+H 342.1 0.897 0.034117 C7+1 415.9 0.925 0.017043 C7+J 548.3 0.968 0.010000

gem. relatieve dichtheid

=

0.810

-pressure (bari 300...,.. 1. , + _, IT' 1 Tl . I PflWtnflfJ r . - --_. ---1' -ue 11 s tt-eat\ COI'IPQS i t ) on at 399.1 bar .,'/ ,l :tj" ~ .. :t,.:' ; " I 2uü + + lOü ~ T -20U j i .

.

" i i... ./ .;' / / ;.!' / ... " . ~,' I .. ' ... ~ á' ./ ;./ .:'

.

.

.

.J.- .' .'.- , i ' .'

..

/- , // .: :".

.

.

·'l" .,." ...• _.' ,-'

o

i

5

",.6

\.

1: vfrac=O.O 2: vfrac=O.2 3: vfrac=O. 4 4: vfrac=O.6 5: vfrac=O.8 6: vfrac=l.O \ \ 200 tetlp «(;)

Figuur 3.1. _{De p,T-envelop van de wellstream bij 399.1 bar}

nressure \Oai} JOG -2üO ~ +

+

+

+

+

_i ... _, T -+ 100 J... , .;. _,

+

+ 'T' 1 Ti . I

pn rp.nr

lP C . - ---

---C-uellstreaM conpositlon at 00.4 bar

!" / • i... ;

...

?

'2,3

.

•

,

l

4

, .. l / .... ,:

,

-

'"

" ,o. " : ... :6 i.' ~ .. ," ... .7'-/ . ":.' .. ( --.. -.-.; "t~····--;·-,.-· .i '5 ( • l \ \ \ \

.

.

1 vf,-ac=O.O 2 vfrac=O.2 3 vf ,-ac =0 . 4 4 vfrac=0.6 5 vfrac=O.8 6 vfrac=l.O l~"'" ,--'

o

~-_-'-::~~--~--;---_--':""'_--+---'---" @RR -iUÜ

o

20ü tel'lP. (Ci 400

Figuur 3.2.: De p,T-envelop van de wellstream bij 80.4 bar

I

c

o

o

o

c

c

o

c

0 ,

o

o

o

I ---'

I""

u 1 1

0

1

Tabel 3.5.: Samenstelling van de C7+-fractie bij 158.6 bar.

Component molmassa relatieve mol fractie

dichtheid C7+A 83.5 0.695 0.243462 C7+ B 95.7 0.726 0.207043 C7+C 109.6 0.752 0.168592 C7+ D 125.6 0.777 0.130626 C7+E 143.8 0.801 0.095613 C7+F 164.7 0.825 0.065574 C7+G 188.6 0.850 0.041744 C7+H 215.9 0.876 0.024403 C7+1 247.1 0.904 0.012941 C7+J 307.3 0.952 0.010000

gem. relatieve dichtheid = 0.770

Tabel 3.6.: Samenstelling van de C7+-fractie bij 80.4 bar.

Component molmassa relatieve mol fractie

dichtheid C7+A 82.8 0.691 0.260830 C7+B 93.3 0.722 0.213413 C7+ C 105.2 0.747 0.167663 C7+ D 118.5 0.771 0.125829 C7+ E 133.5 0.795 0.089690 C7+ F 150.4 0.819 0.060326 C7+G 169.4 0.844 0.038009 C7+H 190.8 0.870 0.022250 C7+ I 214.9 0.897 0.011990 C7+J 262.5 0.946 0.010000

gem. relatieve dichtheid = 0.760

Voor de wellstreamsamenstellingen bij 399.1 bar en bij 80.4 bar zij n p, T-diagrammen gemaakt met behulp van het softwarepakket

ASPEN. Zie hiervoor de figuren 3.1. en 3.2. De vfrac=O - lijn is

de kooklijn en de vfrac=l - lijn is de dauwlijn. De lijnen voor

de verschillende dampfracties komen bijeen in het kritische punt. In figuur 3.3. is goed te zien dat het kritische punt van de samenstelling aan het begin van de produktie (bij 399.1 bar) bij een hogere druk en temperatuur ligt dan het kritische punt van de eindsamenstelling (bij 80.4 bar).

-pressure (bar) 3QO""T'" .i. ! T ! r

+

... ,

+

200+ .L .f-_, t -+ ~ _, , T t

1

100 ..l... .!. i .,.

i

t

_..

! + m 1

P

;

1 enVel()~le

ot wellstreaM COMposi t ion;

at 399. 1 and 80.4 har ,i ... ;. .... .I /'3 /

/

i

.l .> :"

/,

/'

L' t .. h'

.f

l

J

" f , '1 ... . ..--.-,- --" ... \4 " '. •

\

\

,

i \ t f ;

.

\ 2 p=399.1 bar: 1: vtlï~C=Ü.O 2: vt,·ac=1.Ü " " ,. p=8û. 4 bal·: 3: vfrac=O.O 4: vfrac=1.Û i i .,.... ~". ... -\" ~ ~

o

--~---'----~----=----..,--=----'---" i~iRR -200 ü 200 tel1,"l. (C; 40Q

c

o

c

C '

Figuur 3.3.: De kook- en dauwlijnen van de wellstream bij resp.

C

399.1 en 80.4 bar \"~

a

₁₁

F3

1 9

9

~2 -

:2

0 0

-1

druk ( bar) ;. .1 - "1"\."7 C~ !, (1 \ .. 1. ~---_._- - _ .... _--_.

__

. .

_

_

. . . -.... _ ... _--500 I I I 400 300 200 100 0' 1 2 3 4 Resevoirdruk Druk in pijp 100% G ,

----7 8 9 10

prod uktiejaar

Druk in pijp 1007. L

Druk LG-fase in pijp

11 12 13

Figuur 3.4.: De resevoirdruk en drukken, waarbij de wellstream

als L,LG,G-fase boven komt, uitgezet tegen het

produktiejaar

c

o

c

o

o

I

G

I i'-./

I

3.1.1. Het watergehalte in de wellstream

In overleg met de NAM is aangenomen dat het koolwaterstofmengsel in het reservoir verzadigd is met water. Om dit watergehalte uit

te drukken in gewichts- en molprocenten, hebben we gebruik

gemaakt van een grafiek uit Katz, blz. 196 [3]. In deze grafiek wordt het watergehal te van aardgas als functie van de druk en temperatuur gegeven. Hoewel er in de wellstream ook zwaardere

componenten aanwezig ZlJn, hebben we toch van deze grafiek

gebruik gemaakt. Het werkelijke watergehalte zal weinig van deze

waarden afwijken. De watergehalten voor verschillende drukken

zijn in tabel 3.7. weergegeven. Bij de berekening van deze

gehalten is aangenomen dat de dichtheid van een gas bij 1 bar en 15°C 1.2 kg/m3 bedraagt.

Tabel 3.7.: Watergehalten van de wellstream bij verschillende drukken en 127°C.

reservoirdruk watergehalte watergehalte

(bar) (gew%) (mol%)

399.1 0.72 1.14

353.1 0.80 1.27

158.6 1.20 1.90

80.4 2.13 3.38

Water kan beschouwd worden als een aparte component die zich gedraagt alsof er geen andere componenten aanwezig zijn. Bij aankomst van het reservoirrnengsel bij de wellhead is er geen

vloeibaar water aanwezig, omdat het gas bij expansie

onder-verzadigd (met water) raakt.

Dit is een te optimistische benadering omdat er bij "waterdriven" produktie forrnatiewater mee kan komen (dit gebeurt wanneer het forrnatiewater de perforaties in de tubing bereikt). Om deze reden zijn de separatoren als driefasenscheiders uitgevoerd zodat water steeds afgetapt kan worden.

3.1.2. De drukval in de tubing

Omdat er in de tubing van de put een drukval op zal treden ten

gevolge van de hydrostatische kolom, volgt nu een globale

berekeningsmethode voor deze drukval. We hebben bij de

berekeningen de aanwezige dynamische drukval (ten gevolge van wrijving in de tubing) verwaarloosd.

-j

Als de kolom geheel gevuld is met vloeistof dan is gelijk aan het product van dichtheid, diepte van gravitatieversnelling. In ons geval:

p

=

700*3000*9.8

=

2.06E07 Pa

=

206 bar

de drukval de put en

Omdat de druk in de tubing afneemt, zal ook damp ontstaan, met een veel lagere dichtheid dan vloeistof. De drukval in de tubing zal hierdoor minder dan 206 bar zijn. De dichtheid van de gas fase hangt af van de druk en compressibiliteit van het mengsel en kan met de gaswet bepaald worden.

Om de compressibiliteit van een zuivere stof te berekenen wordt gebruik gemaakt van de volgende correlatie:

Z = zO + w*Zl

zO en Zl zijn parameters, die van de kritische temperatuur en kritische druk afhangen. In deze formule is ween acentrische factor. De waarden van deze parameters zijn uit [6] te halen. Voor de compressibiliteit van een mengsel geldt nu:

Zmengsel =

De dichtheid van het gasmengsel is nu te berekenen met: rho

=

p*m/(Zmengsel*R*T)

waarin m de gemiddelde molmassa van het mengsel is. Nu kan bij verschillende drukken en samenstellingen de drukval in een met gas gevulde tubing bepaald worden. Een berekenings-voorbeeld voor de dichtheid van een gas staat in bijlage 3 vermeld. In figuur 3.4. zijn enkele drukken tegen het produktiejaar uitgezet.

De hydrostatische drukval over de tubing is met behulp van CHEMCAD naukeuriger bepaald. De drukval hangt af van de dichtheid van de putstroom. De dichtheid echter, hangt af van de plaats in de tubing. Door het drukverlies in de tubing te vergelijken met het in stappen smoren van de wellstream worden de dichtheden bij verschillende druk en temperatuur verkregen. Met behulp van de gemiddelde dichtheid kan de drukval over een stuk tubing berekend worden en daarmee de drukval over de gehele tubing.

3.2. Sales-gas specificaties

Het behandelde gas moet aan de volgende specificaties voldoen: Afleveringsdruk:

Temperatuur van het afgeleverde gas: Waterdauwpunt bij afleveringsdruk: C02-gehalte: Hoeveelheid condensaat: 10 -70 bar O' - 40' C -8' C onbeperkt max. 5 mg/m3 boven -3 • C bij alle drukken

~

- - -- - -

-Om bij de gegeven samenstellingen een idee te krijgen hoeveel van elke component aanwezig mag Z1Jn in het Sales-gas om aan de laatstgenoemde specificatie te voldoen, zijn enkele berekeningen uitgevoerd met CHEMCAD. Hierbij is geen rekening gehouden met retrograde condensatie.

We zijn er van uit geg~an, _{dat al het Cl' C2' C3' i-C4 ,} CO~ en N2 van de wellstream in het gas terecht komt. De hoeveelhe1d n-C4 wordt gevarieerd om een idee te krijgen hoeveel n-C4 in het Sales-gas mag zitten, voordat condensatie optreedt. Voor de samenstelling bij het begin van de produktie (bij 399.1 bar) en aan het einde van de produktie (bij 80.4 bar) zijn de resultaten weergegeven in tabellen 3.8. en 3.9.

Tabel 3.8.: Aggregatietoestanden van Sales-gas aan het begin van de produktie voor verschillende hoeveelheden n-C 4 en verschillende drukken.

samenstelling druk temp. toestand

(mo1% van we11stream) (bar) ( 0 C) (L,G,LG)

N2 C02 Cl C2 C3 i- C4 n- C4 0.28 3.40 65.8 9.39 7.05 1.15 2.25 70 -3 LG

"

"

"

"

"

"

0.0 70 -3 G

"

"

"

"

"

"

0.14 70 -3 LG

"

"

"

"

"

"

0.11 70 -3 LG

"

"

"

"

"

"

0.10 70 -3 G

"

"

"

"

_"

_"

0.10 100 -3 G

Tabel 3.9.: Aggregatietoestanden van Sales-gas aan het eind van de produktie voor verschillende hoeveelheden n-C 4 en verschillende drukken.

Samenstelling druk temp. toestand

(mo1% van we11stream) (bar) ( 0 C) (L,G,LG) N2 C02 Cl C2 C3 i-C4 n- C4 0.38 3.86 70.91 10.51 7.52 1.15 2.16 70 -3 LG

"

"

"

"

"

"

0.0 70 -3 G

"

"

"

"

"

"

1. 08 70 -3 LG

"

"

"

"

"

"

0.50 70 -3 LG

"

"

"

"

"

"

0.25 70 -3 LG

"

"

"

"

"

"

0.12 70 -3 G

"

"

"

"

"

"

0.12 100 -3 G

"

"

"

"

"

"

2.16 100 -3 G 11

-I

I~

Het blijkt dat bij het begin van de produktie maximaal 0.10 mol% n-C4 van de wellstream in het Sales-gas terecht mag komen om condensatie te voorkomen. Aan het eind van de produktie blijkt dit 0.12 mol% n-C4 van de wellstream te zijn.

uit de resultaten van tabel 3.8. blijkt dat de hoeveelheid n-C4 in het gas vrij kritiek is. Wanneer het molpercentage n-C 4

toeneemt van 0.10 naar 0.11 ontstaat al een hoeveelheid

condensaat van enkele procenten.

3.3. Sales-oil specificaties

Het behandelde olie moet aan de volgende specificaties voldoen: De Reid Vapour Pressure (RVP) moet 12 psia zijn.

- Het watergehalte van de olie mag maximaal 0.5 volumepercentage bedragen.

De RVP is de dampspanning van een koolwaterstofmengsel bij 100°F. De RVP-waarde van een mengsel kan met een nomogram bij iedere temperatuur worden omgerekend naar een werkelijke dampspanning. Voor dit nomogram zie bijlage 2 [8J. Het blijkt dat bij 38°C en een RVP van 12 psia een werkelijke dampspanning van 13.5 psia hoort. Dit komt overeen met een dampspanning van 0.931 bar. Om aan de RVP- specificatie te voldoen moet de dampspanning van het

mengsel dus 0.931 bar of lager zijn. Met deze werkelijke

dampspanning wordt vervolgens berekend hoeveel van elke component in het mengsel mag zitten tot aan de gewenste specificatie wordt voldaan.

Om een idee van deze hoeveelheden te krijgen, hebben we enkele berekeningen met CHEMCAD uitgevoerd. We zijn er vanuit gegaan, dat alle componenten vanaf i-CS en zwaarder die in de wellstream aanwezig zijn, in de Sales-olie terecht komen. De hoeveelheden i-C4 en n-C 4 worden gevarieerd. Bij iedere samenstelling wordt de dampspanning bij 38°C bepaald. De resultaten zijn in tabellen 3.10. en 3.11. opgenomen.

Tabel 3.10. : Dampspanningen van Sales-olie bij verschillende hoeveelheden i-C4 aan het begin van de produktie.

Samenstelling temp. dampspanning

(mol% van wellstream) ( ° C) (bar)

i-C4 _{n-C 4} i- C5 n- C5 C6 C7+ 1.15 2.25 0.75 0.95 1.12 7.86 38 1.10 0.0

_"

_"

_"

_"

_"

38 0.777 0.57

_"

_"

_"

_"

_"

38 0.949 0.50

_"

_"

_"

_"

_"

38 0.928 -

12-:J

J

..J

:~

Tabel 3.11. : Dampspanningen van Sales-olie bij verschillende hoeveelheden n-C4 aan het eind van de produktie.

Samenstelling temp. dampspanning

(mol% van wellstream) ( 0 C) (bar)

i-C4 n-C4 i-C5 n- C5 c6 C7+

0.0 2.16 0.66 0.79 0.76 1. 30 38 1. 68

"

0.0

_"

_"

_"

_"

38 0.578

"

1.08

_"

_"

_"

_"

38 1.25

"

0.50

_"

_"

_"

11 _{38 0.933}

Bij het begin van de produktie kan men al het n-C4 en ca. 0.51 molprocent i-C

₄

van de wellstream in de olie kwijt. Aan het eind van de produktle mag er geen i-C4 en slechts ca. 0.50 molprocent n-C 4 in de olie terecht komen.

13-I

Iv

_I

I

I

I~ I J I

4. Overzicht van Apparaten

De wellstream wordt op het eiland gescheiden. De voorkomende scheidingen zijn:

*

gas-olie (+water)

*

olie-water

*

gas-water

*

gas-condensaat (+water)

*

condensaat-water (+glycol)

Scheiding berust op de volgende principes:

- verschil in dichtheid (natuurlijke of centrifugale) - verschil in impulsinhoud

- verschil in affiniteit voor een bepaald medium - druppel grootte

- verschil in kookpunt - verschil in polariteit

De onderstaande apparaten worden voor scheidingen gebruikt:

1. Cycloon afscheiders. Vooraan een scheidingstrein plaatst men vaak een cycloon om zand af te scheiden.

2. Knock-out separatoren. Hier vindt afscheiding van

vloeistofdruppels plaats door een verlaagde gassnelheid.

3. Scrubber. Deeltjes van 1 tot 5 ~m. kunnen worden afgescheiden.

Het gas wordt besproeid met een wasvloeistof. 4. Botsingsseparatoren. Er zijn:

- de mesh

*

ook geschikt voor scheiding van vaste deeltjes tot 5 ~m.

- de baff1e

*

voorkomt emulsieficatie

*

voorkomt entrainment van vloeistofdeeltjes in de gasstroom

- gepakte platen

5. Filterseparatoren. Wanneer aan de scheiding van een

gas\v1oeistof stroom strenge eisen worden gesteld, wordt een filtertechniek toegepast. De gasstroom wordt door middel van filters van de laatste druppels ontdaan.

In de literatuur worden deze apparaten uitvoerig behandeld. Zie hiervoor [16], [ 21], [25] en [27].

6. continue destillatie. Scheiding met destillatie berust op

verschil in kookpunt. Hoewel destillatie op een produktie-platform niet gebruikelijk is, is voor vergaande scheiding dit toch noodzakelijk.

In praktijk zal een kolom op een eiland problemen met zich

meebrengen. Door scheefstand en verzakking van het eiland

treedt b.v. flooding op. Hiermee moet in het ontwerp terdege rekening worden gehouden. Zie o.a. literatuur [26] en [29].

-t

U

•

c

a.

E

~

12

10

5

0

-3

-5

-10

-15

-16

-

20

-25

-30

10

20

30

1.0

50

,

-_

-_-1--_

- - -1 -- -

-I

- -- -/ -I / I I -

-I

j

"

Druk

In

bar

•

I

-~ -I ... _{,,0 mg/m}3

I

300

Dauwpuntkurve van het behandelde aardgas

- - - Dauwpunt specif i katie I

10

20

30

40

50

60

0 b

70

-i

-

J~l

i

! --:

I

I

60

628

i

,

68

!

70

Figuur 5.1.: Dauwpuntscurve van het behandelde gas.

c

v/

I

Cl

cl Cl C

cl

c

o

c

o

' v

I '....I

5. Olie- en Gasbehandeling

Om druk af te laten wordt de wellstream gesmoord. Door het smoren scheidt de wellstream zich in een gas- en vloeistofstroom . Bij

lagere druk hoeft de apparatuur minder sterk uitgevoerd te

worden. Ook drukvariaties van de wellstream worden ongedaan

gemaakt, zodat er constante proces condities ontstaan. De olie- en gas stromen worden verder verwerkt in respectievelijk een gas- en oliebehandelingstrein. zie bijlage 1 voor de drie processchema's

(flowsheets) .

ui t de gasstroom moeten de nog aanwez ige zware componenten en

water verwijderd worden. De gasdruk wordt hoog gehouden omdat het gas dan niet meer gecomprimeerd hoeft te worden voordat het naar land wordt gestuurd. Door koeling wordt het gas op koolwaterstof-specificatie gebracht. De temperatuur bij het koelen moet zodanig zijn dat er voor alle drukken lager dan 70 bar aan de 5 mg/m3-eis voldaan wordt (fig 5.1.). Wanneer de druk in de gasstroom op 100 bar gehouden wordt, moet er tot -16°C gekoeld worden.

Hydraatvorming is dan te verwachten en kan voorkomen worden door

voor de koeling het gas te drogen of door inhibitor te

inj ecteren. Door vriespuntsverlaging voorkomt inhibi torinj ectie bovendien ijsvorming. Een andere methode is ze in de

vloeistof-fase weg te smelten (LTS). Voordat het gas naar land afgevoerd

wordt, moet het gedroogd zijn. Op deze wijze wordt corrosie en hydraatvorming in de pijpleiding voorkomen.

Voor het drogen van gas zijn diverse methoden bekend (zie

par.5.3-f) .

Bij de oliebehandeling wordt de druk van de vloeistofstroom (olie

en water) trapsgewijs afgelaten om zoveel mogelijk zware

componenten in de oliestroom en zoveel mogelijk lichte

componenten in de gasstroom te krijgen. De waterfase wordt bij iedere trap afgescheiden en verder behandeld (zie Rfst. 6). De drukval bij iedere trap wordt afgestemd om de ontstane gasstroom energetisch zo efficient mogelijk te comprimeren. Per trap werken

compressoren altijd met een vaste drukverhouding (1 : 3, 1 :

9).

Een tweede reden om de druk in meerdere trappen af te laten is om emulsievorming van water in olie tot een minimum te beperken. Het smoren met grote drukvallen heeft namelijk een sterk emulgerende

werking. Roe kleiner de waterdeeItjes in de olie, des te

stabieler is de emulsie. Het laten bezinken van water lukt dan niet of duurt erg lang.

Op het hoogtepunt is de olieproduktie zeventien maal zo groot als

aan het eind. Door deze daling van de olieproduktie is een

flexibele oliebehandelingstrein nodig.

De diverse olie- en gas stromen kunnen gedurende het proces

gekoeld worden. Een gasstroom neemt na koeling minder volume in dan voor koeling en is daardoor beter te comprimeren, omdat dan volstaan kan worden met een kleinere compressor.

-5.1. Flowsheet 1

Gasbehandeling.

Voor Sl wordt het gas/vloeistof-mengsel gesmoord tot (100 bar). De gasstroom wordt in Sl afgevoerd. Voor een splitsing van gas/water/olie in S3 wordt de stroom

separator gekoeld. Dit gebeurt met een koelmachine.

koeling wordt glykol geïnjecteerd om hydraatvorrning in koeler te voorkomen. werkdruk optimale voor de Voor de en na de

De druk en temperatuur in S3 moeten zo gekozen worden dat het gas aan de koolwaterstofspecificatie voldoet.

Het gekoelde gas uit S3 wordt hierna gedroogd (b.v. TEG-proces), waarbij de natte glycol uit S3 geregenereerd wordt.

Oliebehandeling.

De oliestroom wordt vanuit Sl drie keer gesmoord. Achter K2 staat

een 3-fasenseparator die de ingaande stroom splitst in een gas-en olie- gas-en waterstroom.

Het water wordt afgetapt, afgevoerd en verwerkt (zie Hfst. 6).

Het gas dat in S2 ontstaat, wordt gecomprimeerd en voor S3 aan de gas stroom toegevoegd.

Om de olie op specificatie te brengen wordt deze in een kolom

gestabiliseerd. De bodemstroom is olie op specificatie. De

topstroom wordt door een condensor geleid en opgevangen in een topaccumulator. Het condensaat uit dit vat wordt afgevoerd voor eigen energievoorziening van het eiland en als reflux in de kolom teruggestuurd. Het gas wordt na compressie met de rest van het gedroogde gas naar land gestuurd.

5.2. Flowsheet 2

In dit flowsheet hoeft de olie niet geheel ontwaterd te worden maar slechts tot de 0.5 vol%-eis omdat de olie niet door de destillatiekolom loopt. Na S3 is de olie ook op koolwaterstof specificatie en kan naar de tanker.

De functie van de destillatiekolom en gasbehandeling in flowsheet

2 is hetzelfde als in flowsheet 1.

5.3. Flowsheet 3

In flowsheet 3 wordt de eventueel aanwezige emulsie van water in olie gebroken door water over de top van een destillatiekolom te halen.

De vloeistofstroom wordt na Sl gesmoord tot 10 bar en dient vervolgens als voeding voor de eerste kolom. Hier gaat water als minst vluchtige component over de top. De topstroom bestaat dan uit C1-C6 en water. Deze stroom condenseert partieel in de koeler en wordt in S3 gescheiden. Water kan eenvoudig afgetapt worden.

-De organische vloeistoffase wordt gedeeltelijk teruggestuurd als reflux en gedeeltelijk naar een tweede kolom gestuurd. De gasstroom uit S3 wordt ook de kolom ingestuurd.

De tweede kolom heeft dezelfde functie als de destillatiekolommen in de andere flowsheets.

De bodemstromen van beide kolommen worden naar de tanker gestuurd.

De gasbehandeling is weer hetzelfde als in de andere flowsheets. Voordelen van deze methode zijn:

flexibele scheiding door meerdere kolommen

geen last van water/olie emulsies: de eerste kolom coalesceert het mengsel volledig

besparing van compressoren geen recycle-stromen

Nadelen:

kolommen in plaats van vaten nog nooit vertoond

moeilijkheden als de voeding van de kolom te veel verminderd (flexibiliteit! )

5.4. Variaties op de flowsheets

Tussen haakjes is aangegeven voor welke flowsheet(s) de variaties van toepassing zijn.

a. Waterafscheiding voor de eerste smoorklep (1 en 2)

Indien vrij water in de wellstream aanwezig is wordt dit afgescheiden in een vat voor Klom emulsievorming te voorkomen. Ook kan Sl bedreven worden op wellheaddruk. De afscheiding vindt plaats in een drie-fasen scheider.

b. Koelen voor de smoort rappen in de olietrein (1 en 2)

Door de vloeistofstromen voor de smoortrappen te koelen verandert het gas-vloeistof evenwicht. De gasstroom zal afnemen, zodat een kleinere compressor nodig is.

c. Aantal separatoren in de olietrein (1 en 2)

Met het aantal smoorkleppen verandert het aantal separatoren (flashvaten) . Voor een optimale scheiding (geen lichte componenten in de olie en geen zware componenten in de gasfase) moet de drukval per smoorklep klein zijn. Het aantal smoorkleppen met daarachter telkens een seperator wordt dan groot. Een voordeel van een geleidelijke drukval is dat het aanwezige water minder emulgeert.

Het gekozen aantal separatoren is een compromis tussen de gewens-te scheiding en het kosgewens-tenaspect. In de praktij k werkt men met één of twee separatoren in de olietrein.

-d. Het afgescheiden gas uit de oliestroom (1,2 en 3)

De in de separatoren afgescheiden gassen kunnen geleid worden naar: -de gastrein (d.m.v. een compressor)

-de destillatiekolom

-energievoorziening voor eigen gebruik

De keuze zal afhangen van de samenstelling, de massa stromen , het benodigde compressorvermogen en de benodigde energie voor eigen gebruik. Er dient hierbij rekening gehouden te worden dat re-cyclestromen ophoping van enkele componenten kunnen veroorzaken.

e. Destillatiekolom (1, 2 en 3)

De bedrijfsdruk en -temperatuur in de kolom kan gevarieerd

worden. Het doel is een scheiding te krijgen tussen iso- en

n-butaan. Algemeen geldt dat bij een hogere druk het gasvolume kleiner is. Er kan dan met een kleinere kolom worden volstaan.

Wel verloopt de scheiding moeilijker en moet de

bedrijfs-temperatuur toenemen.

f. Gasdroging (1, 2 en 3)

Er zijn verschillende technieken om het gas te drogen. In de praktijk worden het TEG-proces en het LTS-proces veel toegepast. Andere technieken zijn adsorptie m.b.v. silicagel of moleculaire

zeven.

Het TEG-proces [21]

Het natte gas wordt op hoge druk en relatief lage temperatuur in tegenstoom gewassen met triethyl-glykol. De natte glykol wordt daarna op lage druk en hoge temperatuur geregenereerd en is dan beschikbaar voor hergebruik. Het TEG-proces is een proces met relatief lage investerings- en onderhoudskosten.

Het LTS-proces [20],[21]

Het natte gas wordt gekoeld in een Low Temperature Seperator (LTS) waarbij gashydraten ontstaan. De gashydraten komen in de vloeistoffase terecht waar ze door de hoge temperatuur weer worden weggesmolten. In een Low Temperature Seperator kan zowel de koolwaterstof- als de waterspecificatie worden bereikt.

g. De plaats van het droogproces (1, 2 en 3)

Er kan voor koeling van de gasstroom gedroogd worden. Het

voordeel hiervan is dat er geen inhibi torinj ectie nodig is ter voorkoming van hydraatvorming. Een nadeel is dat de massastroom voor het koelen groter is omdat er nog zware componenten in de gasstroom zijn. Ook zullen deze componenten condenseren tijdens het drogen, wat tot andere nadelige gevolgen kan leiden.

-

<.-, --J

1'--'

1'-"

h. Variatie in druk en temperatuur van de gasstroomseparator

(1, 2 en 3)

Om de koolwaterstofspecificatie te halen, moet er bij 100 bar in dit vat tot -16 °C gekoeld worden. Bij lagere druk (ca. 30 bar,

zie fig. 5.1.) ligt deze temperatuur hoger, namelijk bij -3 °C. Er dient een afweging gemaakt te worden tussen diep koelen en de gas stroom op druk houden of minder koelen bij lagere druk en daarna de gasstroom te comprimeren.

i. Gebruik van een electrostatische precipitator (1 en 2)

Om er voor te zorgen dat de oliestroom die de destillatiekolom in gaat voldoende van water ontdaan is, kan een electrostatische precipitator gebruikt worden [35J.

j. Lage wellhead druk (1, 2 en 3)

In het achtste j aar komt de wellstream op het platform aan met een druk kleiner dan 100 bar. De gasstroom dient dan gecomprimeerd te worden. Dat kan op verschillende plaatsen. De

keuze zal afhangen van massastroom, hydraatvorming,

drukverhouding en het kostenaspect.

k. Eventuele aanwezigheid van zout in wellstream (1,2 en 3)

In ons ontwerp gaan we ervan uit dat er geen opgeloste zouten in de wellstream voorkomen. Wanneer formatiewater met de wellstream mee naar boven komt, moeten de nodige maatregelen worden getroffen, omdat dit water zout is. Dit zout is zeer corrosief en levert bovendien problemen bij de gasdroging en bij destilleren. Bij gebruik van moleculaire zeven bij de gasdroging zullen de zoutkristallen de poriën van de zeven kunnen blokkeren. Verder zal bij toepassing van het TEG-proces ophoping van zout in het glycol plaatsvinden.

Bij destillatie van water over de top (flowsheet 3) kristalliseren zouten op de schotels uit. Dit zout kan b.v. met een desalter verwijdert worden [28].

5.5. Rekenvoorbeelden van flowsheets met CHEMCAD

Om een redelijk beeld te krijgen van de samenstellingen, drukken, temperaturen en grootte van de verschillende stromen zijn de eerste twee basisflowsheets met CHEMCAD doorgerekend. Bij deze berekeningen zijn de toestandsvergelijkingen van Soave-Redlich-Kwong gebruikt. uit de berekeningen blijkt dat we in alle gevallen dicht bij de vereiste specificaties zaten.

Aan het begin van de produktie kan de wellstream gescheiden worden in twee stromen, die beiden voldoen aan de specificaties. Aan het einde van de produktie blijft echter een hoeveelheid C3 en C4 over, die in geen van beide stromen verwerkt kan worden. Deze condensaatstroom kan dan geheel of gedeeltelijk voor de interne energievoorziening gebruikt worden.

De basisflowsheets voldoen, maar moeten nog geoptimaliseerd worden. Voor de resultaten van de berekeningen zie bijlagen 9 en 10 in de bijgeleverde map.

-I

1'-'

I I I '--..J 5.6. Energievoorziening

Voor de procesvoering en andere voorzieningen is energie nodig. Deze energie wordt opgewekt door een deel van de wellstream te

verstoken. Hiervoor moet de stroom die het minst oplevert

gebruikt worden. De overgebleven C3 en C4 zal hier in ieder geval voor gebruikt worden. Mocht dit niet voldoende zijn, dan zal een deel van de gas- of oliestroom verstookt worden.

Mocht er C3 en C4 overblijven, dan zal dit afgefakkeld worden, omdat het bij de huidige LPG-prijs niet rendabel is om het naar land te brengen.

De hoeveelheid energie die nodig is hangt af van de gekozen

procesvoering. De energiebehoefte van de accomodatie voor b. v . airconditioning en verwarming bedraagt ca. 170 kW.

- 1-!V' I I~ v

I

6. Milieu

Dit hoofdstuk behandelt de milieuaspecten van buitengaatse olie-en gaswinning.

De eerste paragraaf beperkt zich tot de milieuaspecten over het lozen van oliehoudende vloeistoffen. De tweede paragraaf gaat in

op luchtverontreiniging en de derde paragraaf behandelt de

overige milieu-aspecten. In bij lagen 4 en 5 zijn wetgeving en richtlijnen met betrekking tot lozingen offshore weergegeven. In bijlage 6 is een standaard oliemeldingstelexbericht weergegeven.

6.1. waterreiniging

Het afgescheiden water wordt in het algemeen of in het reservoir teruggepompt of in zee geloosd. In beide gevallen moet het water

gereinigd worden. De NAM heeft gekozen voor een natuurlijke

exploitatie van de produktieput, dat wil zeggen dat de put niet op druk wordt gehouden door hoge-druk injecties. De consequentie hiervan is dat het water in zee wordt geloosd.

Om het vrijgekomen water te mogen lozen moet voldaan worden aan de norm van 40 ppm olie in water. In de praktijk blijkt echter dat een groot aantal offshore-gasbehandelingsinstallaties moeite hebben om aan deze norm te voldoen.

De olie in het afgescheiden water bevindt zich in emulsie-vorm. Er zijn verschillende systemen ontwikkeld om de geëmulgeerde olie uit het water te halen. Vaak wordt er gekozen voor een combinatie van meerdere technieken.

Een belangrijke factor bij het maken van een keuze voor een systeem is de druppelgrootte-verdeling van de emulsie [21]. Het is daarom van belang na te gaan waar het water in het proces wordt afgescheiden. Dit bepaald de druppel grootte van de olie-emulsie.

De afgescheiden olie wordt normaal gesproken weer teruggevoerd naar de oliebehandelingsinstallatie. Als een hoeveelheid olie of aanverwant produkt onverhoopt de zee in verdwijnt moet daar altijd melding van worden gemaakt bij de staatstoezicht op de Mijnen. Deze instantie zal dan naar gelang van de ernst van de verontreiniging een rapport opmaken van het incident.

6.2. Affakkelen en venten

Bij de produktie van aardgas wordt bij de gasbehandeling altijd

afvoerleidingen in het proces opgenomen om in geval van een

calamiteit het gas af te voeren naar de buitenlucht. Het

afvoeren, waarbij de gasstroom niet wordt verbrand, wordt venten genoemd. De gasstroom wordt naar een ventstack gevoerd. Dit is een soort schoorsteen, die zo'n 40 meter hoog is.

Een tweede methode is het affakkelen. Het gas wordt zo volledig mogelijk met omgevingslucht verbrand.

-. .)

Het zal duidelijk zlJn dat met name venten schadelijke gevolgen kan hebben voor het milieu. Bij een calamiteit moet de druk van een apparaat of van de hele installatie afgelaten worden, zodat venten dan noodzakelijk is.

Wetgeving omtrent het affakkelen en venten bestaat nog niet. Er zijn wel richtlijnen opgesteld, die aan verschillende commisies ter goedkeuring zijn voorgelegd. Deze richtlijnen zijn opgesteld

aan de hand van normen, zoals bepaald in de Wet

Luchtverontreiniging.

De richtlijnen voor affakkelen eisen, dat alle koolwaterstoffen

volledig worden verbrand. Er mogen geen brandende

koolwaterstoffen op de zeespiegel terecht komen. Richtlijnen voor venten zijn veel moeilijker op te stellen, omdat het hier om noodsituaties gaat.

6.3. Overige milieuaspecten

Het lozen van oliehoudend boorgruis en het dumpen van huis-houdelijk en sanitair afval zijn milieuaspecten, die niet direct

met het gasbehandelingsproces te maken hebben. Toch moet er

rekening mee worden gehouden.

Boorvloeistoffen voeren het boorgruis mee naar boven. De

vloeistof wordt dan gefilterd en weer gebruikt. Het boorgruis mag maximaal 100 g olie per 1000 g droge stof bevatten, voordat het geloosd mag worden.

Huishoudelijk en sanitair afval mag, met uitzondering van

etensresten, niet in zee gedumpt worden.

Bij overtreding van bovengenoemde gevallen moet wederom melding worden gemaakt bij de staatstoezicht op de Mijnen.

6.4. Toekomstige milieueisen

Omdat offshore-produktieplatforms in de regel zo'n 15 tot 20 jaar

mee moeten gaan, is het noodzakelijk met strenger wordende

milieumaatregelen rekening te houden. De staatstoezicht op de

Mijnen verwacht dat een aantal normen en richtlijnen in de loop der jaren strenger worden.

De onlangs ingediende richtlij nen voor affakkelen en venten is hier een goed voorbeeld van. Verder kan in de toekomst de eis van 40 ppm olie in water aangescherpt worden, ondanks het feit dat een groot aantal behandelingsinstallaties nu al moeite hebben om aan de huidige eis te voldoen .

-i I 1'--' . ...J J I - ' , I ~) 7. veiligheidsaspecten

Het engels kent twee termen voor 'veiligheid': safety en

security. Hoewel security ook belangrijk is bij het ontwerp van een platform zal de safety een grotere rol spelen. Om verwarring te voorkomen zal de term safety in dit hoofdstuk gehandhaafd blijven.

Safety kan betrekking hebben op de apparatuur, aanwezig op het platform: de Dienst van het Stoomwezen geeft regels voor het ontwerp hiervan.

Voor richtlijnen omtrent arbeidsomstandigheden stelt ieder

bedrijf zijn eigen eisen aan de hand van o.a. de Arbowet. Wel houdt de staatstoezicht op de Mijnen een oogje in het zeil.

Al bij het ontwerp van het platform kan safety worden ingebouwd. Over deze vorm van safety gaat dit hoofdstuk.

7.1. Safety Management

Risico's zlJn aanvaardbaar of niet. In het eerste geval is het beheersen van de gevolgen van een bepaalde gebeurtenis voldoende. Bij niet aanvaardbare risico's moet de oorzaak geëlimineerd of de gebeurtenis voorkomen worden. Safety management is het deel van management belast met aspecten welke verbonden zijn met veilige

installaties, werkomstandigheden en het werk zelf.

Safety management gaat verder dan de 'traditionele beveiliging'. Deze beveiliging heeft de volgende bezwaren:

- men gaat niet verder dan het ontwerpen van veiligheidssystemen en -apparatuur

- er wordt alleen gebruik gemaakt van regels en codes. Deze

manier is niet voldoende om als basis te dienen voor safety evaluaties en beslissingen.

Safety management heeft de voordelen dat:

- het systematisch geïmplementeerd kan worden in alle functies en disciplines

- het een doel schept die als basis dient voor evaluaties

- het ieder lid van het project team kan motiveren het werk met veiligheid te koppelen

- het makkelijker wordt om door documentatie aan te tonen dat er voldoende aandacht aan is besteed. Deze documentatie wordt in

de toekomst steeds belangrijker, als gevolg van nieuwe

wetgeving.

Safety management is een geïntegreerd deel van het operatie- en projectmanagement en staat dus niet op zichzelf. Daarom ligt de verantwoordelijkheid altijd bij het projectmanagement.

Hoewel safety managenent een onderdeel is van het algemene

management bestaan er wel aparte safety functies. Deze voeren de volgende akties en aktiviteiten uit:

- beïnvloeden van beslissingen over ontwerp en bedrijfsvoering - behandelen van ongelukken

- voorbereiden en tonen van standaard veiilgheidscontrole.

Deze functies moeten door specialisten uitgevoerd worden, ieder deskundig op zijn gebied.

-OTHER SAFETY REQUIREMENTS

~

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- -

- -

-

-

-,

PLATFORr1 DESIG~ RISK Ai~ALYSIS RISK ACCEPTANCE CRITERIA DESIGN RISK IMPROVEMENTS I I I ~~~,~~ 1 ~ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ J

Figuur 7.1.: Het risico-evaluatieproces.

c

c

c

r IJ

c

c

c

c

c

c

o

c

,J

7.2. Organisatie

Safety management in een projekt coördineert alle maatregelen op dit gebied. Hoewel ieder individu zelf voor de safety moet zorgen is het geheel te gecompliceerd om dit ongecontroleerd te laten gebeuren. Safety management neemt de taak niet over.

Als basis voor een beschrijving van de safety management

organisatie kan het best de functies gedefinieerd worden.

De safety management functie moet de safety van de installatie plannen gedurende het project garanderen en zal zich ervan moeten verzekeren dat de geplande safety in het platform ontwerp is ingebouwd.

De organisatie moet zorgen:

- dat alle safety activiteiten gedaan worden, maar moet ook iets zeggen over

- hoe en met welke methoden de safety activiteiten gedaan worden. De safety management functie kan onderverdeeld worden in vier subfuncties:

1 Safety administratie. Het doel van de administratie is zorgen

dat de safety activiteiten uitgevoerd worden: planning,

voorbereiden van procedures, contacten met de autoriteiten etc. 2 Safety analyse. Geven van analyses en evaluaties.

3 Safety gebonden ontwerp coördinatie. Evaluatie en coördinatie van safety aspecten bij het ontwerp.

4 Safety audit. Deze functie evalueert onafhankelijk de safety aspecten bij elk gehaald niveau van ontwerp.

7.3. Risico analyse en evaluatie

Risico studies dienen als basis voor beslui tvorming en moeten nooit uitgevoerd worden om aan één of andere regel te voldoen. Tijdens het bouwen van een platform moeten vele besluiten omtrent

planning, ontwerp en bedrijfsvoering genomen worden. Vele

beslissingen moeten al in een vroeg stadium vallen. Van slechts enkele kunnen door risico analyse de uiteindelijke consequenties ingezien worden.

Risico studies moeten daarom al vroeg plaats vinden, zodat

doelen, specificaties en randvoorwaarden aandragen kunnen worden voor verder ontwerp.

Eén van de belangrijkste mogelijkheden van het risico analyse proces is een systeem creëren waar veiligheidsaspecten aan elkaar gerelateerd kunnen worden. Het verbinden van deze aspecten in een

model om zo het gecombineerde effect op de veiligheid te

bekijken, maakt risico analyse uniek.

Het risico evaluatie proces wordt beschreven door een 'dubbel iteratief proces', zie hiervoor figuur 7.1.

Belangrijke aspecten in dit proces zijn:

- bij elk niveau van ontwikkeling en ontwerp wordt de gewenste veiligheid bereikt door de resultaten van de risico analyse te vergelijken met de gestelde veiligheidseisen

24-o

( ( ( _{F.~~ ~~I1··1} (

1

11'-5(1"1011 ' ... '101

H

( ( [

o

o

o

---

---

~ ~ '-rel.llt

1"' ".,. ~ I_!;nl •• I 'hU

I

DHI_Fi.I"OntI-" . . . .

I

HflMl'UITT h...J~'i 1

2

rt::-J1

r'WT

_AUlA. TS

H

H[MGIIUU'NCi 11 l: I

~ .cPORT _{j ...}

i ..

UW'f l('OlT ~~u 1 M

~_,"II

..

, - - i. r ~-"-'

Figuur 7.2. De 6 projectfasen voor de bouw van een

offshore-installatie.

"I

H· DAU~h

4

• DlAWUu~S . Sp(C', DETAIL

_L--J

ENGINEE?ING ,,-...

8

-

...

,

I

I h.I"Ulol'I I _'hal"Uion I _{, hal\llUon}

I

I I I I I I r

-5

l--c;n

_I=~:::

... I

6

1>1 COIISTRUCTI ON 1(000"" FABRJCATION I1[CHANlC"L COPll'LE'JON,

F

.,

HOOK-UP. TOW-OUT,

OFFSHORE ('C»oIPLET ION)

I 'START-UP

TEST'

1'--- als een oplossing voor een bepaald ontwerp gevonden is, vindt de ontwikkeling van de volgende fase plaats binnen de grenzen van de vorige, reeds geaccepteerde fase. Dit verzekerd dat er geen veiligheidsproblemen ontstaan in de volgende fase,zolang de aanbevelingen opgevolgd worden.

- als een nieuwe fase van ontwikkeling en ontwerp afgerond is,

moeten de veiligheidsaspecten van de nieuwe oplossingen

aangepast worden. Zo wordt de juistheid van eerder gemaakte eisen geverifieerd.

Verder laat figuur 7.1. zien dat overall veiligheidsbesluiten in

de eerste iteratie genomen worden. In de tweede en volgende

iteraties worden beslissingen van meer gedetailleerde aard

genomen.

7.4. Project fasen

Exploratie en exploitatie van een olie-gas veld is een stap voor stap proces. Na elke stap moet de operator\contractor voldoende informatie hebben om het project te continueren zoals gepland, aanpassingen te maken of te stoppen.

In het algemeen kent een project drie ontwikkelingsfasen. Iedere ontwikkelingsfase is weer onder te verdelen in twee project fasen. Het geheel komt er uit te zien als getoond in figuur 7.2.

7.4.1. Project fase 1: Feasibility study

Doel: bekij ken of het technisch en economisch haalbaar is het veld op een veilige manier te exploiteren.

Deze studie dient als uitgangspunt voor eventuele verdere voortgang van het project.

Resultaten:

- beschrijving van mogelijke alternatieven van proces-,

platform- en transport systemen die economisch en technisch haalbaar zijn. Elk concept heeft zijn eigen karakteristieke

fouten die geëvalueerd worden. Van elke fout wordt de

waarschijnlijkheid en consequentie geschat. Deze waarden mogen niet als absoluut gezien worden.

aanbevelingen voor verdere studies. Deze aanbeveling bevat een omschrijving van het meest aantrekkelijke concept in de vorm van:

- het aantal installaties en hun waarschijnlijke lokatie - de belangrijkste functies op iedere lokatie:

*

aparte of geïntegreerde platforms

*

aparte of geïntegreerde living quarters

*

loading buoy

*

onderwater produktie eenheden

*

pijpleiding verbindingen

rapporten over:

*

feasibility study rapport

*

feasibility safety rapport: bevat resultaten van de

safety analyse en evaluatie. Belangrijk: welke aannames zijn gemaakt?