Sulzer Technical Review Ausgabe 2 / 2016

Lebensdauerverlängerung für das Dunbar-Ölfeld

13. Juli 2016 | Xavier Gaillard

Mehrphasenpumpen verändern die Welt der Erdölförderung, denn sie ermöglichen eine verlängerte Förderung auf Feldern, die sich dem Ende ihrer Nutzungsdauer nähern. Diese revolutionären Pumpen sind seit Herbst 1999 auf der Dunbar-Plattform in der britischen Nordsee im Einsatz.

Mehrphasenpumpen (MPP) dienen im Wesentlichen dazu, dem Förderstrom zusätzliche Energie zu verleihen. So können Gas- und Flüssigkeitsgemische ohne vorherige Phasentrennung über grössere Entfernungen transportiert werden. Zudem ermöglichen sie die Förderung aus Bohrlöchern mit geringerem Druck, was die Produktion und letztlich die Ausbeute bestehender Felder und schwacher Bohrlöcher erhöht. So kann die Lebensdauer eines Felds verlängert und die Erschliessungskosten reduziert werden. Das Dunbar-Feld, betrieben von Total, ist ein perfektes Beispiel hierfür.

Das Dunbar-Feld im Detail

Das Dunbar-Feld liegt 120 km nordöstlich der Shetlandinseln, rund 440 km vor der schottischen Stadt Aberdeen. Dunbar ist eine Förderplattform, die als Satellit der 22 km nordöstlich gelegenen Plattform Alwyn North betrieben wird. In der ersten Phase der Förderung reichte der Bohrlochdruck aus, um den Förderstrom auf natürliche Weise vom Dunbar-Feld durch eine 16-Zoll starke Mehrphasenpipeline zur Alwyn-Plattform zu transportieren (Bild 1). Durch die Installation von Mehrphasenpumpen auf Dunbar kann die Förderung auch bei sinkendem Bohrlochdruck fortgesetzt werden.

The Dunbar and Alwyn fields
Bild 1 Die Felder Dunbar und Alwyn.

Minimierung von Grösse und Gewicht

Bei der Entwicklung des Felds hatte der Betreiber die Wahl zwischen zwei Alternativen: einem konventionellen System (Bild 2) mit einem Niederdruck-Separator, bei dem die Flüssigkeiten zusammengeführt werden und das Gas vor der Mehrphasenpipeline komprimiert wird, und einem innovativen System (Bild 3), bei dem mehrere Bohrlöcher mithilfe von MPP zusammengeführt werden und die schwachen Förderströme mit erhöhtem Druck direkt in die Mehrphasenpipeline gefördert werden. Warum entschied sich der Betreiber gegen die separatorbasierte Lösung und für die MPP-Lösung von Sulzer? Die Gewichts- und Platzbeschränkungen auf der Dunbar-Plattform sprachen für das Design des MPP-Modulanbaus. Das Modul war über 30% leichter als ein herkömmliches System, wobei die Pumpen senkrecht installiert wurden, um Platz zu sparen. Ausser dem Anschluss der MPP waren keine grösseren Veränderungen an den vorhandenen Prozessanlagen erforderlich.

Konventionelles Konzept
Bild 2 Konventionelles Konzept.
Innovatives Konzept mit Mehrphasenpumpen
Bild 3 Innovatives Konzept mit Mehrphasenpumpen.

Intelligente Aufteilung der Bohrlöcher

Eine Aufteilung der Bohrlöcher sorgt für betriebliche Flexibilität. In diesem Fall gibt es drei getrennte Sammelleitungen für hohen Druck (HP), niedrigen Druck (LP) und sehr niedrigen Druck (LLP). Dies ermöglicht eine maximale Nutzung der natürlichen Energie der Förderströme und die gleichzeitige Minimierung des elektrischen Energiebedarfs. Förderströme mit hohem Druck werden an den Pumpen vorbeigeleitet, während Ströme mit niedrigem Druck einer der beiden MPP zugeführt werden, um die Förderung zu maximieren. Während die Aufteilung in den ersten Betriebsjahren nach dem Bohrlochdruck (siehe LP- und LLP-Bohrlöcher in Bild 3) erfolgte, spielen in den letzten Jahren auch andere Faktoren wie das Gas-Flüssigkeits-Verhältnis und die Förderung von Wasser eine Rolle. Derzeit werden etwa 20 Förderströme den MPP zugeführt, und es gibt Pläne, die Zahl der Bohrlöcher in Zukunft zu erhöhen, um die Produktion zu beschleunigen.

Modul mit der Dunbar Multiphasenpumpe
Bild 4 Im Inneren des Moduls befindet sich die Dunbar MPP.

Installation auf hoher See

Im Jahr 1999 wurden die grössten Offshore-Mehrphasenpumpen der Welt auf der Dunbar-Plattform installiert. Bis heute, im Jahr 2016, gibt es keine grössere Mehrphasenpumpe im Offshore-Einsatz. Die beiden Pumpenaggregate wurden in der Werft in ein 12 x 7,5 x 19 Meter grosses und 650 Tonnen schweres Modul eingebaut (Bild 4). Die Pumpenaggregate wurden von Sulzer in Zusammenarbeit mit ABB bereitgestellt. Jede Pumpeneinheit umfasst folgende Hauptkomponenten: Prozesskühler, saugseitige Puffertanks, Sulzer-Mehrphasenpumpe, Planetengetriebe, Schmier- und Dichtölsysteme, Elektromotor und Frequenzumrichter, Transformator und Oberschwingungsfilter. Die Eckdaten der eingesetzten Pumpe sind:

  • Gesamtkapazität: 180 000 Barrel am Tag (bpd)
  • Gasvolumenanteil (GVF): 75%
  • Drehzahlbereich: 3 500 bis 6 000 1/min
  • Motornennleistung: 4 500 kW

Verbesserungen des MPP-Designs

Mit sinkendem Bohrlochdruck auf dem Dunbar-Feld steigt das Verhältnis der Gas- zu den Flüssigkeitsvolumenströmen. Dies führt zu Flüssigkeitsschlägen, die wiederum die Stabilität der MPP beeinträchtigen, insbesondere durch subsynchrone Schwingungen, die zur Abschaltung der MPP führen können. Das Sulzer F&E-Zentrum im schweizerischen Winterthur befasst sich eingehend mit der Entwicklung neuer Lösungen für MPP. Die Diagramme (Bild 5 und 6) zeigen die Reduktion der subsynchronen Schwingungen durch einen überarbeiteten Entlastungskolben. Die Auswirkungen auf die Schwingungen sind bemerkenswert. Bild 5 zeigt die Schwingungen mit dem herkömmlichen Entlastungskolben, Bild 6 mit dem überarbeiteten Kolben.

Systemschwingungen mit herkömmlichem Entlastungskolben.
Bild 5 Systemschwingungen mit herkömmlichem Entlastungskolben.
Reduzierte Systemschwingungen mit überarbeitetem Entlastungskolben.
Bild 6 Reduzierte Systemschwingungen mit überarbeitetem Entlastungskolben.

Dank der guten Zusammenarbeit zwischen Sulzer und Total konnten diese Verbesserungen 2013 auf Dunbar implementiert und die Stabilität der Pumpe erhöht werden. Drei mechanische Veränderungen an der Pumpe führten zum Erfolg: Eine Überarbeitung des Ausgleichskolbens sorgt für eine zusätzliche Dämpfung des Rotors beim Auswuchten; bedeutende Veränderungen im Fertigungsprozess für Hohlwellen sorgen für zusätzliche Steifigkeit und ein besseres rotordynamisches Verhalten; und die Installation einer patentierten Dämpfungsvorrichtung an der Welle sorgt für zusätzliche Dämpfung.

Verbesserte Regelung reduziert Schwingungen

Die Pumpe kann entweder manuell oder automatisch betrieben werden. Im manuellen Betrieb regelt der Bediener die Drehzahl von Hand, um eine maximale Förderung zu erzielen und gleichzeitig den bevorzugten Betriebsbereich der Pumpe einzuhalten. Zur Verbesserung der Pumpenregelung entwickelte Sulzer eine automatische Betriebsart. Hierbei definiert der Bediener einen Drehmoment-Sollwert, und die Software passt die Pumpendrehzahl automatisch an. Die automatische Drehmomentregelung dämpft Flüssigkeitsschläge, um Pumpenschwingungen zu minimieren. Zusammen mit einer intelligenten Lenkung der Förderströme ermöglicht dies eine weitere Reduzierung der Bohrlochdrücke und eine höhere Verfügbarkeit der MPP von über 90%.

Druckentwicklung auf dem Dunbar-Feld im Laufe der Jahre
Bild 7 Druckentwicklung auf dem Dunbar-Feld im Laufe der Jahre, gemessen an der Mehrphasenpumpe G2100B.

Dunbar-Prozessbedingungen von 1999 bis 2016

Die Ausbeute des Dunbar-Felds hat zu einer deutlichen Abnahme der Bohrlochdrücke von 70 bar(g) im Jahr 1999 auf unter 30 bar(g) im Jahr 2016 geführt (Bild 7). Der erforderliche Förderdruck ist ebenfalls gesunken – von etwa 125 bar(g) auf 62 bar(g). Folglich ist der Gasvolumenanteil (GVF) am Einlauf von anfänglich 77% auf 90  – 92% gestiegen. Dank des breiten Betriebsbereichs der helikoaxialen Hydraulik ist das hydraulische Design der Pumpe seit 1999 unverändert geblieben. Die Flexibilität der MPP von Sulzer wird dem Betreiber Total E&P UK dabei helfen, die Förderung zum Ende der Lebensdauer des Dunbar-Felds zu optimieren. So können in Zukunft Bohrlochdrücke von 20 bar(g) und weniger ohne erhebliche Investitionen verarbeitet werden.


Sulzer Technical Review

Nadia Qaud

Editor-in-Chief


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