Til hovedinnhold

Tekst: Svein Tønseth


Oppvarmingssystemet er laget for å hindre at isliknende gasshydrater og voks skal tette igjen rørledningene som frakter olje og gass fra undervannsfelt.

Løsningen er resultatet av et mangeårig samarbeid mellom Statoil, SINTEF Energi og den norske kabelprodusenten Nexans.

Milliardbesparelser
Det norskutviklede systemet er installert under leggingen av rørledninger på feltene Åsgard, Huldra, Kristin, Urd, Tyrihans, Alve og Morvin. I tillegg ligger en utgave av oppvarmingssystemet i beredskap for Ormen Lange, klar for montering hvis det skulle bli bruk for varme på ledningen inn til Aukra. Alt dette er prosjekter i Statoils regi.

I disse dager installeres oppvarmingssystemet også på Skarv-feltet, som settes i drift i 2011 med BP som operatør. På Goliat-feltet utenfor Finnmark har italienske ENI valgt den samme løsningen. 

Samtidig er den norskutviklede teknologien på vei inn også på andre lands kontinentalsokler. Ikke så rart, med tanke på de beløpene systemet sparer inn.

– Direkte elektrisk oppvarming har samlet spart oss for beløp i milliardklassen på norsk sokkel, sier Atle Harald Børnes, spesialist i Statoils forretningsområde for teknologi og ny energi.

Undervanns langtransport
Bakgrunnen for utviklingen av systemet er den økende bruken av rendyrkede undervannsinstallasjoner når olje og gass utvinnes til havs. Fra undervannsfelt fraktes brønnstrømmen i rør til land eller til nærliggende plattformer, og i økende grad over lange avstander.

Og det er ikke alltid så enkelt.

Kaldt på dypet
Opp av petroleumsbrønner kommer det nemlig sjelden bare ren olje eller ren gass. Brønnstrømmer er oftest blandinger av olje, naturgass og vann.

I rør som frakter slike blandinger (flerfasetransport), vil gassen og vannet danne isliknende krystaller – hydrater – hvis temperaturen i rørledningen blir lav nok. Det blir den i rør som går over lange strekninger under vann, fordi det kalde sjøvannet utenfor røret etter hvert kjøler ned oljen og gassen på innsida.

Også når vedlikeholdsarbeid eller andre forhold gjør det nødvendig å stenge ned produksjonen på et felt midlertidig, kan temperaturen i rørledningen bli så lav at den gir vilkår for framvekst av hydrater.   

Og noen av hydratkrystallene som dannes, er verre enn andre.

Slipper ekstrarør
Enkelte hydrater har nemlig egenskaper som får krystallene til å likne klebrig, kram snø. Disse kan vokse seg til store plugger som kan tette til hele ledningen.

For å hindre dannelse av hydrater i rørledningen, har oljeselskapene tradisjonelt sendt ”frostvæske” (glykol, metanol eller liknende kjemikalier) gjennom, sammen med oljen, gassen og vannet.

I lange rørledninger har ”frostvæsken” tradisjonelt blitt tilført kontinuerlig – i kortere rørledninger kun i forbindelse med nedstengninger. I begge tilfeller må egne rørledninger til for frakt av kjemikalier fra mottaksplattformen og ut til undervannsinstallasjonen.

Men på felt der oppvarmingssystemet installeres ved utlegging av olje/gass-ledningene, trengs ikke de fordyrende ekstrarørene. Det er primært derfor kostnadsbesparelsene er blitt så store, forklarer Statoil-spesialist Børnes,

God attest
Kalenderen viste seint 80-tall da Statoil kontaktet SINTEF Energi første gang for å diskutere elektrisk oppvarming av rørledninger ved undersjøisk flerfasetransport. Atle Harald Børnes gir forskningsmiljøet i Trondheim et godt skussmål for samarbeidet.

– SINTEF har hatt en sentral rolle helt siden utviklingen av systemet begynte tidlig på 1990-tallet og har vært med oss hele tiden underveis i forbindelse med testing og kvalifisering av teknologien.

Smelteovner var starten
Seniorforsker Jens Kristian Lervik ved SINTEF Energi var doktorgradsstudent da samarbeidet med Statoil startet. Han har stått sentralt i arbeidet med å utvikle oppvarmingssystemet. Men Lervik er nøye på å dele æren for den første fasen med NTH-professor Odd Todnem og instituttingeniør ved NTH, Gunnar Klevjer som var vitenskapelig rådgiver for daværende EFI.

– Med støtte fra Forskningsrådet hadde vi prosjekter for smelteverksindustrien og elektrotekniske bedrifter, den gangen Elkem, National Industri, ASEA, EGA og Nebb. Der dimensjonerte vi strømførende ledere for smelteovner og målte hvilken varmeutvikling og elektromagnetiske felter nærliggende konstruksjoner ble utsatt for.

– Fra disse prosjektene hadde vi den kunnskapen vi trengte for å ta fatt på oppvarming av undervanns rørledninger. Men mange elektrofolk var skeptiske og hadde vanskelig for å skjønne at dette ville gå, minnes Lervik med et smil. 

Ikke trivielt
Kjernen i systemet er en kabel som føres langs utsida av rørledningen som er jordet via anoder til sjøvann. På grunn av ”næreffekten” mellom røret og kabelen, vil det meste av strømmen ledes tilbake gjennom stålrøret og dermed utvikle varme. Lervik medgir at det høres banalt ut å kjøre strøm i et stålrør, men forsikrer at det ikke er så enkelt å lage et system som garantert avgir nok varme og er driftssikkert på store dyp.

SINTEF Energi måtte blant annet utvikle en egen metode for å kartlegge elektriske og magnetiske egenskaper til hvert enkelt rørstykke som underlag for dimensjoneringen av DEH-systemene. I dag har instituttet videreutviklet metoden, slik at det holder å undersøke et utvalg av rørstykkene.

”Rørledningsteamet” ved SINTEF Energi har vokst på seg med årene.

– Nye problemstillinger kommer stadig opp, og videreutvikling er nødvendig for å møte prosjektspesifikke krav. Når det gjelder planlegging, ledelse og kundekontakt, har kollega Harald Kulbotten vært spesielt viktig, framholder veteranen.


Noen av medarbeiderne som har vært involvert i DEH prosjekter.Foran v: Ann-Jorun Faremo, Jan Tore Benjaminsen, Harald Kulbotten. Bakerst v: Martin Høyer-Hansen, Hallvard Faremo, Are Bruaset, Jens Kr. Lervik. Foto: Mette Kjelstad Høiseth
 

– Viktig for Nexans
Den norske kabelprodusenten Nexans (tidligere STK og Alcatel Kabel) har vært stamkunde for SINTEF gjennom hele oppvarmingsepoken. Nexans har levert kablene og alt annet elektrisk/mekanisk utstyr som inngår i oppvarmingsprosjektene på norsk sokkel.

Øyvind Iversen, teknisk ansvarlig for flere av leveranseprosjektene fra Nexans side, forklarer at direkte elektrisk oppvarming er et viktig forretningsområde for selskapet. Dette til tross for at antall kilometer med levert kabel blir for småtterier å regne sammenliknet med hva Nexans leverer av sjøkabler og navlestrengskabler til offshore-installasjoner.

– Oppvarmingsprosjektene krever en god del engineering, så timeinnsatsen er langt høyere enn kilometertallet alene skulle tilsi. For oss er dette et flerfaglig satsingsområde som vi synes det er spennende å jobbe med, sier Iversen.

Han roser det nære samarbeidet Nexans har hatt med Statoil og SINTEF, og har tro på at markedet vil vokse. Nexans er allerede involvert i oppvarmingsprosjekter i utlandet sammen med SINTEF Energi.

– Noen ganger er SINTEF med oss ut i verden. Andre ganger er vi med dem.

 

 

 

 

 


     


   

 

Kontakt:
Jens Kristian Lervik   
Harald Kulbotten

 

 På vei ut i verden

Det norskutviklede oppvarmingssystemet for undersjøiske gass/oljeledninger gjør nå sitt inntog også i fjerne himmelstrøk.

Her er ei liste over noe av det som skjer på denne fronten ute i verden. SINTEF Energi har bidratt med utvikling og dimensjonering i alle prosjektene:

Vest-Afrika: Olowi-feltet utenfor Gabon. System installert i 2010. Arbeidet ble gjennomført med oppdrag fra Aker Solutions.

Igangværende prosjekt for utvikling av DEH på Lianzi-feltet for Chevron.

Australia: Det australske oljeselskapet Woodside med kontorer i Perth, et av verdens største, vurderer å bruke systemet på flere store felt som er under planlegging utenfor vest- og nordvestkysten av Australia. Her har flere oljeselskaper meldt seg på.

Gulf of Mexico: Forstudier i regi av Statoil.

Azerbaijan: Forstudier i regi av BP med Nexans som oppdragsgiver.

 


Konsernsjefen var med

SINTEF har gått flerfaglig til verks i sitt arbeid med direkte elektrisk oppvarming av olje/gass-ledninger på havbunnen.

Forskningsorganisasjonen har utviklet et eget opplegg som hindrer at strømmen skal få stålet i rørledningen til ruste. SINTEFs nåværende konsernsjef, korrosjonsspesialist Unni Steinsmo (bildet) og kollega John M. Drugli fremskaffet underlag for å dimensjonere beskyttelsessystemet mot såkalt AC-korrosjon (korrosjon forårsaket av vekselstrøm).


Foto: Geir Mogen


– Og verdiene de to fant, de gjelder fortsatt, sier seniorforsker Jens Kristian Lervik ved SINTEF Energi. Tor Gunnar Eggen (SINTEF Materialer og kjemi) har overtatt arbeidet med korrosjonsbeskyttelse.

– Også SINTEF Byggforsk har bidratt med målinger og beregninger av de termiske egenskapene for sjøbunn for å sikre at det ikke blir for varmt for kabelen når rørledningene ligger i sjøbunnen og under steinfyllinger.

-Smelting av hydrater er et tema som nå vurderes. Her bidrar SINTEF Petroleumsforskning med regnemodeller opplyser Lervik.