Exergy analysis of offshore oil and gas processing

• Main Author: Voldsund, Mari
• Format: Doctoral Thesis
• Language: English
• Published: Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet, Institutt for kjemi 2014
• Online Access: http://urn.kb.se/resolve?urn=urn:nbn:no:ntnu:diva-25310; http://nbn-resolving.de/urn:isbn:978-82-326-0232-2 (printed ver.); http://nbn-resolving.de/urn:isbn:978-82-326-0233-9 (electronic ver.)

Oil and gas extraction have been responsible for 25—28% of the total greenhouse gas emissions in Norway the last 10 years. The part from offshore oil and gas processing, including power production, flaring, and cold ventilation on production platforms, accounted for 20—22%. Exergy analysis is a method for systematic assessment of potential to perform work. It gives the possibility to identify where in a process inefficiencies occur: both losses to the surroundings and internal irreversibilities, and can be used as a tool for pinpointing improvement potential and for evaluation of industrial processes. When used in the petroleum sector, this can motivate more efficient oil and gas extraction, leading to a better utilisation of the resources and less greenhouse gas emissions. The objectives of this thesis were to: (i) establish exergy analyses of the oil and gas processing plants on different types of North Sea platforms; (ii) identify and discuss improvement potentials for each case, compare them and draw general conclusions if possible; and (iii) define meaningful thermodynamic performance parameters for evaluation of the platforms. Four real platforms (Platforms A—D) and one generic platform of the North Sea type were simulated with the process simulators Aspen HYSYS and Aspen Plus. The real platforms were simulated using process data provided by the oil companies. The generic platform was simulated based on literature data, with six different feed compositions (Cases 1—6). These five platforms presented different process conditions; they differed for instance by their exported products, gas-to-oil ratios, reservoir characteristics and recovery strategies. Exergy analyses were carried out, and it was shown that for the cases studied in this work, the power consumption was in the range of 5.5—30 MW, or 20—660 MJ/Sm3 o.e. exported. The heat demand was very small and covered by electric heating for two of the platforms, and higher, but low enough to be covered by waste heat recovery from the power turbines and by heat integration between process streams, for the other three platforms. The main part of the power was consumed by compressors in the gas treatment section for all cases, except Platform B and Case 4 of the generic model. Platform B had lower pressures in the products than in the feeds, resulting in a low compression demand. Case 4 of the generic model had a high content of heavy hydrocarbons in the feed, resulting in large power demand in the oil export pumping section. The recompression and oil pumping sections appeared to be the other major power consumers, together with the seawater injection system, if installed. The total exergy destruction was in the range of 12—32 MW, or 43—517 MJ/Sm3 o.e. exported. Most exergy destruction was related to pressure increase or decrease. Exergy destruction in the gas treatment section made up 8—57% of the total amount, destruction in the recompression section accounted for 11—29%, while 10—28% took place in the production manifolds. Exergy losses due to flaring varied in the range of 0—13 MW. Platforms with high gas-to-oil ratios and high pressures required in the gas product presented the highest power consumption and exergy destruction. Several measures were proposed for reduction of exergy destruction and losses. Two alternatives included use of mature technologies with potential to increase efficiency significantly: (i) limit flaring by installation of gas recovery systems, and (ii) improve gas compression performance by updating/exchanging the compressors. Several thermodynamic performance indicators were discussed, with Platforms A—D as case studies. None of the indicators could at the same time evaluate (i) utilisation of technical achievable potential, (ii) utilisation of theoretical achievable potential and (iii) total use of energy resources. It was concluded that a set of indicators had to be used to evaluate the thermodynamic performance. The following indicators were suggested: BAT efficiency on exergy basis, exergy efficiency, and specific exergy destruction. The formulation of exergy efficiency for offshore processing plants is difficult because of (i) the high throughput of chemical exergy, (ii) the large variety of chemical components in the process streams and (iii) the differences in operating conditions. Approaches found in the literature for similar processes were applied to Platforms A—D. These approaches had several drawbacks when applied to offshore processing plants; they showed low sensitivity to performance improvements, gave inconsistent results, or favoured platforms operating under certain conditions. A new exergy efficiency, called the component-by-component efficiency, was proposed. This efficiency could successfully evaluate the theoretical improvement potential. Eksergianalyse av offshore olje- og gassprosessering Olje- og gassutvinning har vært kilde til 25—28% av de totale klimagassutslippene i Norge de siste 10 årene. Den delen som stammer fra offshore olje- og gassprosessering (kraftproduksjon, fakling og kaldventilering på produksjonsplattformer) stod for 20—22%. Eksergianalyse er en metode for systematisk bestemmelse av potensiale til å utføre arbeid. Det gir mulighet til å identifisere hvor i en prosess ineffektiviteter oppstår: både i form av tap til omgivelsene og i form av interne irreversibiliteter. Det kan brukes som et verktøy for å finne forbedringsmuligheter og for evaluering av industrielle prosesser. Ved bruk innen petroleumssektoren kan dette motivere for mer effektiv olje- og gassutvinning, noe som gir bedre utnyttelse av ressursene og mindre utslipp av klimagasser. Formålet med denne avhandlingen er å: (i) etablere eksergianalyser av olje- og gassprosessering på ulike typer Nordsjø-plattformer; (ii) identifisere og diskutere forbedringspotensialer for hvert tilfelle, sammenligne dem og trekke generelle konklusjoner om mulig; og (iii) definere meningsfulle termodynamiske ytelsesindikatorer for evaluering av plattformene. Fire virkelige plattformer (Plattform A—D) og en generisk Nordsjø-type plattform er simulert med prosessimulatorene Aspen HYSYS og Aspen Plus. De virkelige plattformene er simulert ved å bruke prosessdata stilt til rådighet av operatørene av plattformene. Den generiske plattformen er simulert basert på litteraturdata, med seks ulike fødesammensetninger (Case 1—6). Disse fem plattformene har ulike prosessbetingelser; de har for eksempel ulike eksporterte produkter, gass/olje-forhold, reservoaregenskaper og utvinningsstrategier. Eksergianalyser viser at for tilfellene studert i dette arbeidet er kraftforbruket i størrelsesorden 5,5—30 MW, eller 20—660 MJ/Sm3 o.e. eksportert. Varmebehovet er svært lite og blir dekket med elektrisitet for to av plattformene, og noe høyere men lavt nok til å bli dekket med varmegjenvinning fra kraftturbinene og ved varmeveksling mellom prosesstrømmer for de tre andre plattformene. Hoveddelen av kraften blir konsumert av kompressorene i gassbehandlingsseksjonen for alle tilfellene bortsett fra Plattform B og Case 4 i den generiske modellen. Plattform B har lavere trykk i produktstrømmene enn i fødestrømmene, noe som resulterer i lavt behov for kompresjon. Case 4 i den generiske modellen har et høyt innhold av tunge hydrokarboner i føden, noe som resulterer i høyt kraftbehov i seksjonen for eksportpumping. Seksjonene for rekompresjon og eksportpumping viser seg å være de andre viktigste kraftforbrukerene, sammen med systemet for sjøvannsinjeksjon hvis dette er installert. Den totale ekserginedbrytingen er 12—32 MW, eller 43—517 MJ/Sm3 o.e. eksportert. Mest ekserginedbryting er relatert til trykkøking eller trykkreduksjon. Ekserginedbryting i gassbehandlingsdelen utgjør 8—57% av den totale mengden, nedbryting i rekompresjonsseksjonen utgjør 11-29%, mens nedbryting i produksjonsmanifoldene utgjør 10—28%. Eksergitap på grunn av fakling varierer mellom 0—13 MW. Plattformene med høye gass/olje-forhold og behov for høyt trykk i gassproduktene har høyest kraftforbruk og ekserginedbryting. Ulike tiltak for reduksjon av ekserginedbryting og eksergitap er foreslått. To alternativer inkluderer bruk av modne teknologier og har potensiale til å øke effektiviteten betydelig: (i) begrensning av fakling av gass ved installasjon av gassgjenvinningssystemer, og (ii) forbedring av gasskompresjonen ved å oppdatere/bytte ut kompressorer. Flere termodynamiske ytelsesindikatorer er diskutert med utgangspunkt i Plattform A—D. Ingen av indikatorene kan på samme tid evaluere (i) utnyttelse av teknisk oppnåelig potensiale, (ii) utnyttelse av teoretisk potensiale og (iii) total bruk av energiressurser. Det konkluderes med at et sett med indikatorer må brukes for å evaluere termodynamisk ytelse. De følgende indikatorene foreslås: BAT (best tilgjengelig teknologi) effektivitet på eksergibasis, eksergieffektivitet og spesifikk ekserginedbryting. Formuleringen av eksergieffektivitet for offshore olje- og gassprosessering er utfordrende på grunn av (i) den høye gjennomgangen av kjemisk eksergi, (ii) den store variasjonen av kjemiske komponenter i prosesstrømmene og (iii) de store forskjellene i driftsbetingelser. En ny type eksergieffektivitet foreslås. Denne effektiviteten kan evaluere utnyttelsen av det teoretiske potensialet på tross av punktene nevnt ovenfor.