AUKRA: Fotograf og journalist holder godt rundt sine hatter en forblåst oktoberdag på Aukra utenfor Molde.
Ubemannet revolusjon
Mellom vindkast og regnbyger viser og forklarer en engasjert prosjektdirektør hva som foregår blant alle gassrørene på Nyhamna-anlegget.
En 900 tonns prosessmodul står godt plantet ved kanten av et basseng. I bassenget ligger en mulig revolusjon innen undervannsproduksjon, kalt subsea kompresjon.
– Dette er viktig for subsea-fremtiden. Denne modulen kan settes hvor som helst, i ørkenen eller i Arktis. Den er ubemannet og går av seg selv, sier prosjektleder Mathias Owe, og innrømmer at til og med russiske Gazprom har avlagt en visitt for å få med seg den store begivenheten.
– Snøhvit er verdens beste LNG-fabrikk
Strekker grensene
Kompresjonsanlegget som er planlagt for Ormen Lange-feltet blir verdens første anlegg hvor brønnstrømmen separeres, sand og vann skilles ut og fjernes, gassen komprimeres og blandes igjen med oljen i den opprinnelige brønnstrømmen- før den så pumpes mange kilometer inn til land.
Dersom testingen ved Nyhamna er vellykket, kan det bety store endringer for undervannsproduksjon.
Undervannskompresjon kan legge til rette for utbygginger som er lenger ute i havgapet, i røffere værforhold, og gir operatøren mulighet til å strekke grensene som er for reservoartrykk og hvor langt en brønnstrøm kan transporteres. Det jobbes også for å gjøre løsningen kostnadseffektiv.
Trenger et dytt
Allerede før Ormen Lange-feltet ble bygd ut ble det bestemt at det skulle gjennomføres et pilotprosjekt for å kvalifisere undervannskompresjon fra Ormen Lange.
Norges nest største gassfelt befinner seg på mellom 850 og 1100 meters havdyp. Mye av feltets fremtid som gassprodusent avhenger av trykkstøtte og kompresjon.
Etter hvert som gassen blir produsert, faller trykket fra reservoaret. Gassen trenger et dytt for å få fart i røret opp den bratte stigningen til Nyhamna.
Sveiser i dypet – på rør i drift
Holder britene varme
Feltet produserer i dag om lag 70 millioner standard millioner kubikkmeter (Sm3) gass per dag, og 50.000 fat lett olje.
Kompresjonen vil ikke vedlikeholde produksjonsraten, men bringe den opp på 50 millioner sm3 per dag. Ikke mindre viktig blir det når Ormen Lange-feltet står for hele 20 prosent av Storbritannias gassforsyning.
Undervannskompresjon er som sådan ikke et nytt fenomen, men pilotprosjektet på Nyhamna representerer en viktig milepæl i utviklingen. For første gang utvikles et komplett kompressorsystem under vann, hvor også alle kraftfordelingsmoduler er installert under vann.
I løpet av de tre siste årene har et høyteknologisk testsenter vokst frem på Nyhamna. Piloten er senket ned i et basseng som måler 42 x 28 x 17 meter, fylt med sjøvann.
Simulerer forholdene
– Prosessmodulen er som et stort laboratorium. I den blander vi sammen en cocktail med den blandingen vi ønsker å teste på kompresjonsstasjonen, sier Owe.
Funksjonen til prosessmodulen er å simulere forholdene på havbunnen ved Ormen Lange-feltet.
Den er koblet mot kompresjonspiloten, og utsetter den for alt fra frostvæske (MEG), vann, sand og andre partikler som normalt befinner seg i brønnstrømmen fra produksjonsanlegget.
Det nærmer seg også et nytt viktig stadium av prosjektet, hvor hydrokarboner skal innføres i testingen.
– Vi kaller det for en performancetest, hvor vi frakter gass og kondensat i en lukket sløyfe fra Ormen Lange. Dermed kan vi se hvordan den takler hydrokarboner i tillegg til alt det andre den utsettes for, sier Owe.
– Hvordan har det gått med testingen så langt?
– Det har gått bra, med noen utfordringer underveis. Vi bygger nå et stillas som skal gi tilkomst til den ene kontakten, som vi har hatt litt problemer med, sier Owe.
Shell skal investere 70 milliarder
50 kvalifiseringer
Prosjektet inneholder over 50 ulike teknologikvalifiseringer. I Aker Solutions´hall i Egersund har enkeltdeler og komponenter fra mange ulike leverandører blitt grundig kvalifisert og testet, før piloten ble fraktet til Aukra.
I august ble testbassenget fylt med vann, og kompresjonsmodulen ble senket ned i bassenget.
– Når teknologien er testet og verifisert, vil selve modulen se veldig annerledes ut. Sannsynligvis vil det være færre moduler enn vi har i dag, og dermed får vi færre koblingspunkter, og en mer stabil funksjon, sier Owe.
Det er uhyre viktig at utstyret testes tilstrekkelig, slik at det er robust og pålitelig. Det skal tross alt ligge på sjøbunnen nesten 1000 meter under havoverflaten og langt unna land. Det gjør ikke vedlikehold enkelt.
Det store bildet
Innen utgangen av året skal gassen innføres i testingen. Men testen i bassenget er kun en liten andel av det totale bildet av teknologikvalifiseringen.
Siden 2004 har partene i prosjektet jobbet med teknologikvalifiseringen. Neste år skal den store avgjørelsen tas. Shell har nemlig et alternativ til undervannskompresjon. Parallelt med testingen som foregår på Nyhamna, klargjør partnerne en alternativ kompresjonsplattform, som altså er over vann.
Plattformen får større dekkstruktur enn Draugen-plattformen, med 26.000 tonn, og behov for fast mannskap om bord.
– Vi jobber med å modne frem en plattformløsning til våren. Samtidig tar vi sikte på å ha tilsvarende fullverdig teknologikvalifisering av kompresjonsmodulen til våren, sier prosjektdirektør Bernt Granås.
Men subsea kompresjonsmodulen får alt fokus fra omverden.
3000 kilometer rør er lønnsomt
Vil ikke gi Ormen reservegasskraft
Kan bli merkevare
– Undervannskompresjonsmodulen er interessant, både for land og vann. Vi opplever at omtrent en hel olje- og gassverden følger med på hva vi driver med her. Dette er en helt ny teknologi, og vi presser grenser for prosessering og komprimering, sier Granås.
Teknologien kan spille en rolle for flere felt på norsk og internasjonal sokkel.
– Når en skal ut i vanskelige terreng eller hente opp mindre volumer er det spesielt interessant. Dersom vi får utviklet en fullverdig modul som kutter kostnadene, og samtidig har mindre eksponering av personell, er det alltid bra, sier Granås.
Direktør i Oljedirektoratet, Bente Nyland, har tidligere sagt at subsea kompresjon vil være svært betydningsfull for norsk petroleumsvirksomhet.
– Hvis prosjektet på Ormen Lange blir vellykket, kan vi bruke teknologien på veldig mange andre gassfelt- både på norsk sokkel og utenfor. Jeg ser for meg at dette kan bli en merkevare for norsk petroleumsindustri, sa Nyland til NRK i sommer.
Velger neste år
Flere felt på sokkelen vil kunne dra nytte av en kvalifisert teknologi, og på Åsgard-feltet er det allerede vedtatt en subsea kompresjonsløsning. Denne har riktignok lavere effekt, på 10 MW mot Ormen Langes 12,5 MW.
I tillegg vil Åsgards kompressor få kraftforsyningen fra land, mens Ormens kompressor har full elektrisk utrustning på havbunnen.
Granås vil ikke si noe om hvilket alternativ som utpeker seg per dags dato.
– Plattformen er en sikker vinner, og denne blir mye kopiering av eksisterende teknologier. Men fremskritt har gjort at subsea kompresjon har kommet lenger frem, og vi har nå fått en balanse i konkurransen. Men det er flere faktorer som skal fungere for subsea kompresjon. Vi jobber nå med å kartlegge de risikoene som ligger der, sier Granås.
Kommet langt
Han mener likevel at subsea kompresjonsteknologien allerede er en suksess.
– Den har kommet langt i testingen, og dersom piloten virker som den skal blir det enda et løft. I tillegg blir det ytterligere bra dersom vi bruker den på Ormen Lange, sier Granås.
