Wellflow Power Generation

Abstract

Hovedmålet med denne master oppgaven er å vurdere muligheten for å bytte ut strupeventilen med en turboekspander - generator, for å regulere anleggets trykk og massestrøm og samtidig produsere elektrisk kraft. Ett konvensjonelt prosessanlegg med strupeventiler og ett anlegg med to turboekspander - generator anlegg simuleres med HYSYS, for å vurdere positive og negative effekter på prosessanleggenes ytelse.

Et teknisk kapittel skisserer rør- og instrumentdiagrammer og reguleringsprinsipper for den foreslåtte maskinen. Designprinsipper for hovedkomponentene analyseres, og vekt- og fotavtrykksbetraktninger angis.

Konvensjonelle anlegg er i hovedsak avhengig av gassturbiner for å produsere kraft. Teknologien som foreslås i denne oppgaven produserer en stor del av plattformens energibehov direkte fra brønnstrømmen, og sparer derfor betydelige gass- og CO₂-utslipp.

Funnene i oppgaven indikerer at teknologien vil øke anleggets redundans, allsidighet og effektivitet både under og etter platåproduksjon.

Simuleringene indikerer en reduksjon av CO2-utslipp på 222 000 mT og en økning i kondensatproduksjon på 309 000 sm³ for den 23-årige produksjonsperioden. Dette medfører en 8,23% reduksjon i akkumulerte CO2 utslipp i forhold til det konvensjonelle anlegget og 8,35% redusert CO2 utslipp per produserte fat olje ekvivalent.

Netto nåverdi-beregninger med gitte forutsetninger ble utført for den 23-årige produksjonsperioden, for å vurdere det økonomiske potensialet til teknologien. Attraktive NPV-tall ble beregnet med kun 0,26 % sannsynlighet for negativt NPV-utfall. P90, P50 og P10 persentil utfallene ble beregnet til henholdsvis 993, 631 og 267 MNOK med 8 % diskonteringsrente, og ga dermed internrenter på henholdsvis 63 %, 43 % og 23 %. P10- og P50-resultatene var lønnsomme selv uten CO2-insentiver.

Hovedkonklusjonen fra et operasjonelt og økonomisk synspunkt er at teknologien er meget lovende og anvendelig både under og etter platåproduksjonsperioden. Siden denne teknologien er anvendelig for ettermontering på eksisterende plattformer og kan senke det økonomiske break-even punktet og dermed forlenge feltlevetiden, bør denne teknologien undersøkes ytterligere og det bør muligens bygges en prototype for å vurdere og optimalisere design- og reguleringsparametere.

The main goal of this paper is to assess the feasibility of interchanging the top side choke valve with a turboexpander-generator, to regulate the plant pressure and mass flow and at the same time producing electric power. A base case with topside choke valves and a case with a turboexpander-generator is simulated with HYSYS, to assess positive and negative effects on the process plant performance.

A technical chapter outlines piping & instrument diagrams and regulation principles for the proposed machine. Design principles for the main components are analyzed, and weight and footprint considerations are indicated.

A conventional plant solely relies on gas turbines to produce power. The technology proposed in this thesis, produces a large portion of the platform’s energy requirement directly from the wellstream, saving substantial fuelgas and CO₂ emissions.

This paper indicate that such an application will enhance plant redundancy, versatility and efficiency in both plateau and decline production period.

The simulations indicate a reduction of CO₂ emissions of 222 000 mT and an increased condensate production of 309 000 sm³ for the 23-year production period. This implies an 8,23% reduction in accumulated CO2 emissions relative to the base case, and an 8,35% reduction in CO2 emissions per barrel oil equivalent produced.

Net Present Value calculations with some stated assumptions was conducted for the 23-year production sequence, to assess the economic potential of the technology. Attractive NPV figures were calculated with only a 0,26% probability of negative NPV outcome. P90, P50 and P10 percentiles was calculated with 993, 631 and 267 MNOK with 8% discount rate, thus yielding internal rates of return of 63%, 43% and 23% respectively. The P10 and P50 results was profitable even without CO2 incentives.

The main conclusion is that from an operational and economical point of view, the technology is very promising and applicable for both plateau and decline production mode. As this technology is applicable for retrofit on existing platforms and may lower the economical break-even point and prolong field life, this technology should be subject for further investigation and possibly building of a prototype to assess and optimize design and regulation parameters.