SNART KLAR: I november var pilotanlegget for subsea gasskompresjonsanlegget ferdig montert. Etter det har det vært testet. (Bilde: Aker Solutions)

Kritisk teknologi snart i mål

  • Olje og gass

Ormen Lange gasskompresjon

Skal verifisere teknologi for å kunne stå på 900 meters dyp og komprimere variabel flerfase brønnstrøm 120 kilometer.

Skal bestå av:

  • 4 kompressortog, hver på 12,5 MW
  • Gassproduksjon: 70 MSm3/sd
  • Kraftforsyning: 58 MW
  • Oppetid/krav til driftstid: 97,6 prosent.
  • Modulbasert slik at kritiske elementer kan skiftes ut.

Pilot:

  • EPC-kontrakt: 2006–2011
  • Fullskalatesting 2011–2012
  • Pilot er identisk med en av 4 slike tog som eventuelt skal installeres på Ormen Lange:
  • 12,5 MW compressor unit
  • 400 kW pump unit


EGERSUND: Bare uker med testing av alle systemer gjenstår før Aker Solutions plukker fra hverandre pilotanlegget. Deretter skal det kobles sammen igjen i et basseng på Nyhamna for å kjøre fullskalatester med gass.

– Testene her i hallen har vært svært nyttige, sier prosjektleder Håkon Skofteland i Aker Solutions.

Selv om alle komponenter underveis har blitt testet og kontrollert, har systemtestene avdekket enkelte feil.





Nyttig lærefase

– Det er nå vi kan få gjort nødvendige endringer, når det står nedsenket i vann, er det for sent, sier Skofteland.

Etter planen skal Ormen Lange-piloten monteres og kjøres i gang i løpet av våren og sommeren. Endelig tidsplan for fullt testprogram er ikke fastsatt.





Trykket faller

Ormen Lange gasskompresjonsanlegg blir verdens første i sitt slag der brønnstrømmen separeres, sand og vann skilles ut og fjernes, gassen komprimeres og blandes igjen med oljen i den opprinnelige brønnstrømmen og deretter pumpes mange kilometer til land. Ingen har klart dette før.

Aker Solutions fikk i 2006 kontrakt på å bygge et pilotanlegg for å se om det lot seg gjøre. Trykket faller sakte, men sikkert på Ormen lange-feltet.

Operatøren Shell og lisenshaverne vet at de må inn med trykkstøtte før 2020 for å få mest mulig ut av reservoaret.

Les også:

Shell sliter på norsk sokkel

Teknologivalg

Shell, som nå er operatør på Ormen Lange, vil i løpet av 2012 bestemme seg for om de skal gå videre med subsea kompresjon, eller om de skal bygge en strekkbeinsplattform og ha kompresjonsanlegget stående tørt.

– Det er kjent teknologi. Vi utarbeider en TLP-plattform parallelt slik at vi kan "trykke på knappen" den dagen vi bestemmer oss for konsept, sier Bernt Granås, prosjektleder for Norske Shell. Han vil ha et halvt års problemfri testing i bassenget før han tør å si ja til subsea kompresjon.

– Vi må være sikre på at det skal fungerer. Vi tåler ikke stans i lengre tid. Vi forsyner mange britiske hjem med gass, sier han.





NITID: Selv om alle enkeltdeler og komponenter har vært testet grundig, er det noe helt annet å få satt det inn i systemet og få alt til å spille prikkfritt sammen. Når det først står på havbunnen, må alt fungere.
NITID: Selv om alle enkeltdeler og komponenter har vært testet grundig, er det noe helt annet å få satt det inn i systemet og få alt til å spille prikkfritt sammen. Når det først står på havbunnen, må alt fungere. Aker Solutions

8.000 vs. 22.000

Prosjektleder Håkon Skofteland fra Aker Solutions er overbevist om hva valget vil bli.

– Det er klart subseakompresjon vil fungere, sier Skofteland.

Han peker også på at 8.000 tonn subsea-anlegg mot 22.000 tonn topside på en plattform i 900 meters vanndyp også burde tale for undervannsalternativet.





26 års utvikling

For senioringeniør Kjell Olav Stinessen er det et overveldende å se det enorme gasskompresjonsanlegget som så å si fyller en hel hall ved Egersund-anlegget. Han fikk ideen til systemet i 1985.

Det har tatt lang tid, innrømmer han, men han har aldri mistet troen.

– Det er en stor glede å se at visjonen lar seg realisere, sier Stinessen.

Han mener subsea gasskompresjon vil bety enormt for å kunne få mer ut av eksisterende felt og gjøre det lønnsomt å bygge ut mindre.





FRAMSYNT: Senioringeniør Kjell Olav Stinessen kan endelig se et komplett gasskompresjonsanlegg for havbunnsplassering. Ideen fikk han i 1985.
NITID: Selv om alle enkeltdeler og komponenter har vært testet grundig, er det noe helt annet å få satt det inn i systemet og få alt til å spille prikkfritt sammen. Når det først står på havbunnen, må alt fungere. Tore Stensvold

Nødvendig for Åsgard

Aker Solutions fikk 1. desember en kontrakt med Statoil på 3,4 milliarder kroner for å bygge et undervanns gasskompresjonsanlegg. Anlegget blir mindre og enklere på Åsgard sammenlignet med Ormen Lange. De mest kritiske og kompliserte delene å sette under vann, det vil si alt det elektriske, blir plassert på plattformen.

– Uten den erfaringen vi har skaffet oss med Ormen Lange-piloten, ville vi ikke fått Åsgard-prosjektet, sier Knut Nyborg, som var ansvarlig for tilbudet til Statoil.

Prosjektleder Torstein Vinterstø i Statoil bekrefter det. Selskapet har selv testet kritiske komponenter og systemer på K-lab.

– Aker Solutions vant på tre parametre: Teknikken, gjennomføringsevnen og kostnad. De overbeviste på de tre feltene, sier Vinterstø til Teknisk Ukeblad.

Det var bare FMC Kongsberg Subsea og Aker Solutions som bød på Åsgard-jobben.





Ser lengre framover

Stinessen står og ser på det store anlegget i Egersund.

– Dette er et stort skritt nærmere framtidas undervannsløsninger, sier Stinessen. Det blir på sikt billigere og tryggere, både for mennesker og miljø. Nå ser vi på hvordan vi kan få slike systemer til fungere i enda tøffere klimatiske forhold, sier Stinessen, som ikke har tid til å pensjonere seg i en alder av 68 år.

Les også: Statoils valg: Undervanns gasskompresjon på Åsgard

Tester verdens første undervannskompressor

Mindre gass i Ormen Lange