Gas Flotation for Subsea Produced Water Treatment - Development of a Method

Abstract

I oljeutvinningsindustrien er produsert vann den største avfallsstrømmen målt i volum, og fraksjonene av vann til hydrokarboner som utvinnes fra oljebrønner har en tendens til å øke over tid. For å sikre riktig håndtering av produsert vann i henhold til regelverket, må en rekke behandlingstrinn brukes. Gassflotasjon er ofte inkludert, og det er en vanlig og veletablert teknologi brukt til separasjon av olje og vann ved overflaterigger. Men siden produsert vann blir vanligvis enten kastet i havet eller reinjisert i brønner for vedlikehold av trykk, kan det være potensielle fordeler som reduserte kapitalkostnader og lavere energiforbruk dersom behandlingen kan foregå på havbunnen istedet for på overflaten. For å utforske hvordan gassflotasjon kan bli påvirket av forholdene på havbunnsnivå ble en rekke trykk, temperaturer og retensjonstider testet på partier av syntetisk produsert vann ved bruk av en gassflotasjonsrigg. Noen gravitasjonsseparasjonseksperimenter ble også utført for sammenligning og for å måle virkningen av gassflotasjonen. Det ble funnet at økning av alle parametere sannsynligvis vil ha en positiv innvirkning på separasjonseffektiviteten, og økning i temperatur ser ut til å ha størst effekt. Resultatene varierer fra 24% til 89% separasjonseffektivitet. Dette kan tyde på det det høye trykket på havbunnen kan være egnet for potensiell undervannsbehandling av produsert vann.

In oil recovery industry, produced water is the largest waste stream by volume, and the fractions of water to hydrocarbons that are extracted from oil wells tend to increase over time. To ensure proper handling of produced water in accordance with regulations, a series of treatment steps has to be applied. Gas flotation is often included, and it is a common and well established technology for separation of oil and water at topside facilities. However, since produced water is usually either discarded into the ocean or reinjected into wells for pressure maintenance, there could be potential benefits like reduced capital costs and lower energy requirements if the treatment could be applied at seafloor level rather than topside. To explore how gas flotation could be affected by subsea conditions, a range of pressures, temperatures and retention times were tested on batches of synthetic produced water using a high-pressure, high-temperature gas flotation rig. Some gravity separation experiments were also conducted for comparison and to measure the impact of applied gas flotation. It was found that increasing all parameters will probably have a positive impact on separation efficiency, where an increase in temperature seems to have the largest effect. The results range from 24% to 89% oil removal efficiency. This could indicate that the high pressures found on the seafloor could be suitable for potential subsea processing units.