ISOLERING AV RØRLEDNINGER VED HJELP AV VARMEKAPPER- Insulation of pipelines using heat jackets Morten Lærum Mai 1996 SAMMENDRAG I forbindelse med den forestående produksjonen på Vøringsplatået vil det bli stadig viktigere å bruke riktig isolering av rørledninger. Her vil det forekomme ekstremt lave havtemperaturer på grunn av det store havdypet i dette området .Dersom varmetapet fra rørledninger blir stort kan dette føre til alvorlige problemer for transporten av olje fra undervannssatelitter og fram til plattformen.Ved lave temperaturer i rørstrømmen dannes hydrat og voks i rørledningen, som igjen kan føre til en betydelig reduksjon av produksjonsraten.. Det finnes mange metoder for isolering av rørledninger. Jeg tok i dette prosjektet for meg en aktiv isolasjonsmetode som kalles varmekappe. Ideen er å bruke en varmevæske som isolasjonslag mellom oljen og havvannet. Denne varmevæsken blir pumpet fra plattformen mot strømretningen til råoljen. Jeg undersøkte da varmegjennomgangskoeffisienten til en slik varmekappe og fant ut at en slik varmekappe ikke er en god erstatter for vanlig passiv isolasjon som for eksempel polyuretan. Varmekappens varmegjennomgangskoeffisient ble da dobbelt så stor som det som var tilfellet for en liknende rørledning som var passivt isolert. En slik varmekappe vil ha enkelte fordeler når det gjelder hindring av hydrat og voksproblemer. Disse fordelene kom allikevel til kort når jeg vurderte kostnadene ved å lage og drive en slik varmekappe. Derfor ble min konklusjon at en slik varmekappe er ikke noen god erstatning for de passive isolasjonsmidlene som nå er vanlige å bruke for lange rørledninger på 10 til 30 kilometers lengde. Et mulig bruksområde for en slik varmekappe er å bruke en slik varmekappe den siste delen av rørledningen. Dersom man isolerer varmekappen med passive isolasjonsmidler i tillegg, vil den ikke ha større varmetap enn det en vanlig passivt isolert rørledning har. Den kan da brukes til å heve temperaturen i produksjonsstrømmen ved å blande den med den varme varmevæsken som strømmer i røret utenpå. Dermed heves temperaturen og problemet med hydrat og voks unngås. INNLEDNING I forbindelse med 15.konsesjonsrunde ble det gitt konsesjon på flere felt på Vøringsbassenget. Problemet med Vøringsbassenget er at dette platået ligger på ca 1400 meters dyp(6). Dette vil føre til høyt trykk på rørledningene p.g.a. de store vannmassene. I tillegg vil man oppleve at rørledningene utsettes for svært lave temperaturer. Vanntemperaturen på dette dypet vil konstant være på ca -1 til -2 oC. En slik situasjon med temperaturer under frysepunktet til vann, finnes det ikke erfaringer fra med tidligere rørledninger. Med en så lav temperatur i omgivelsene vil vannet i produksjonsstrømmen lett fryse, og det vil være viktig å bruke best mulig isolering for rørledningen for å unngå dette. Bra isolering er også viktig for å unngå høyt varmetap til omgivelsene og dannelse av voks og hydrater i rørledningen. Dersom det dannes slike stoffer i rørledningen kan de blokkere for strømningen av fluid, og rørledningen kan tette seg. Det finnes mange forskjellige typer isolering av rørledninger. Det vanligste er at rørledningen blir tildekket med sand og grus slik at den blir skjermet fra det kalde vannet på havbunnen. Det finnes også mange forskjellige typer av rørledninger på markedet. Disse har metaller i det ytterste laget som gir en bedre beskyttelse mot varmetap enn vanlig stål. De bruker også forskjellige typer av varmeisolerende skumlag innenfor det ytterste mettallaget. Disse metodene kalles for passive isolasjonsmetoder. Jeg vil i dette prosjektet undersøke hvilke egenskaper en aktiv isoleringsmetode har. Ideen er da å bruke en varmevæske som isolasjonslag mellom oljen og havvannet. Denne varmevæsken blir da pumpet fra plattformen mot strømretningen til råoljen. Underveis vil den avgi varme til råoljen som strømmer inn til plattformen, i tillegg til at omgivelsestemperaturen til oljestrømmen blir høyere. Etter å ha oppnådd den ønskede effekten vil så denne varmevæsken kunne strømme tilbake til plattformen, enten sammen med råoljen eller i et eget rør. Jeg kaller dette for en varmekappe rundt rørledningen. Dette er et område som det ikke har vært gjort noe særlig forskning på før. Dette skyldes nok at problemet med slike dybder først har dukket opp med utbyggingen av Vøringsplatået. Ved så store dyp som vi opplever her kan det svare seg økonomisk å bruke denne formen for aktiv isolering som isoleringslag rundt produksjonsledninger. Jeg vil i denne rapporten drøfte effekten av en slik isoleringsmetode på en rørledning , og hvorvidt den er praktisk gjennomførbar. Jeg vil også vurdere hvordan temperaturfallet i en varmekappe er sett i forhold til en rørledning isolert med passive isolasjonsmidler. Dette vil jeg gjøre ved hjelp av analytiske beregninger og beregninger av temperaturfall i et dataprogram som jeg har laget. Jeg vil også diskutere fordeler og ulemper som en slik varmekappe har sett i forhold til en passiv isolert rørledning både under vanlig drift og ved en eventuell driftsstans. KONKLUSJON 1. Varmeisolering av rørledninger ved hjelp av en varmekappe alene er ikke tilfredsstillende sett i forhold til en passivt isolert rørledninng. Varmegjennomgangskoeffisienten for en slik varmekappe vil bli for stor. 2. Bruk av varmekapper vil føre til store kostnader når det gjelder produksjon av varmekapperør, transport og pumpebruk. Disse utgiftene vil vanskelig kunne forsvares for lange rørledninger. 3. Et mulig bruksområde for varmekapper er som hydratbekjemper når temperaturen i rørstrømmen nærmer seg området for hydratdannelse. Man kan da blande varmevæske og rørstrøm for å øke temperaturen i rørledningen. 4. Fordelene en varmekappe har som våpen mot hydratdannelse under delvis eller fullstendig stans i produksjonen er ikke grundig dokumentert, og må undersøkes videre før et slikt prosjekt med varmekappe kan iverksettes. REFERANSELISTE 1. Asheim, H: Kompendium i fag 24046 Petroleumsproduksjon 1, Petroleumsproduksjon og prosessering på plattformen, Kap. 6: Varmeovergang og varmevekslere ,s137-160, Trondheim 1994. 2. Baker Jardine & Associates Limited: PIPESIM for Windows User's Guide, version 2.0,London 1994. 3. Asheim, H: Kompendium i fag 24048 Petroleumsproduksjon 3, Kap. 2.3: Simple Heat Balance, s50-62, Trondheim 1994 4. Holman, J.P: Thermodynamics 4th Edition,Kap 11: Elements of Heat Transfer, s587- 630, Singapore 1988. 5. Meyer, E: Varmetap fra undersjøiske rørledninger, Kap6: Konklusjon, s17, Trondheim 1995. 6. Nyland,B: Vøringbassenget, et nytt leteområde på norsk sokkel., Dypvannsteknologi Konferanse 21.-22. November 1995, Radisson SAS Plaza Hotel, Oslo. 7. Motzfeldt,K: Termodynamikk for Avdeling II, Kap1:Innledning,s1-8, Trondheim 1987. Extended abstract in English In relation to the coming production of the Vøring Plateau there will be an increasing demand for more efficient insulation of pipelines. In this particular area of the North Sea the ambient temperature of the sea will be extremely low. The sea temperature will usually stay below 0 oC. If the heatloss from pipelines under these conditions are great, this could lead to severe problems for the transport of oil from sub-satellites to the platform. When the temperature in the pipe flow is low, hydrates and wax occur in the wellstream. This problem can lead to a considerable loss in the productionrate. There are several ways to insulate pipelines. This project discusses an active method of insulating a pipelines. I call this particular method heatcoating pipelines. The idea is to use a heatingfluid as an insulationlayer between the productionpipeline and the ambient sea, instead of the more common passive insulationlayers made out of polyuretan. I came up with two main types of heatcoated pipelines. In Type 1 the heatingfluid is pumped from the platform and in the opposite direction of the production flow. It is now used as an insulationlayer between the production pipeline and the ambient sea. When the heatingfluid has cooled off to a certain degree, it is mixed with the productionfluid and transported back to the platform in the inner pipeline. Type 2 uses a heatingfluid that isn't easily mixed with the production fluid. The two fluids are never mixed. Therefore the heatingfluid is pumped back and forth in the outer pipeline where it functions as an insulationlayer for the inner productionpipeline. This project discusses whether this type of insulation is a good substitute to passive insulation. I started off by calculating the heattransfercoefficient U for the heatcoated pipeline. My results told me that there was a big difference between passive and active insulation of pipelines. The passive insulation by polyuaretan resulted in a heattransfercoefficient 93,1% lower than for the active insulationmethod. This results in a much greater heatloss from heatcoated pipelines than what is the case for passive insulated pipelines. If there is a sudden stop in the production from a subsea well, the temperature in the pipeline will drop to be equal to the ambient seatemperature. This problem is common for pipelines that are insulated by passive methods. When the production starts up again, the front of the productionfluid will experience extremely low temperatures, and problems with hydrates and wax being formed will occur. This problem can be avoided when using heatcoated pipelines. While the production flow is stopped, it is possible to maintain the temperature inside the pipeline by pumping hot heatingfluid through the heatcoated pipeline, and avoid the problems with wax and hydrates. Another advantage with the heatcoated pipeline is the increased possibility to keep pipelines running with at full rate at all times. The heatingfluid can be used to fight plugs and other limitations to the wellflow. With Type 1 of the heatcoated pipelines there is also the possibility to increase the temperature of the productionfluid by mixing it with a hot heatingfluid. By doing so the problem with hydrates and wax in the late stages of the transportation stage can be avoided. There are some inconveniences with this kind of insulation. The most pressing one is the great cost of producing this kind of heatcoated pipeline. The pipeline requires twice as much pipes, since it consists of two pipes put together. This will result in an extremely heavy pipeline which will require more expensive transportation and hoisting gear. There will also be additional costs with buying and heating the heatingfluid. When it comes to installing this heatcoated pipeline there will also be problems with welding and construction of the pipeline. My conclusion to this project was that this kind of insulation is not a good replacement for the passive insulated pipelines. The costs and other problems related to heatcoated pipelines are to great compared to the advantages. Since the heattransfercoefficient for this pipeline is to high compared to passive insulated ones, it doesn't serve as a good alternative. One practicable way of using a heatcoated pipeline is at the end of the transporting distance. This is when the temperature in the productionfluid is coming close to the formation of hydrates. A heatcoated pipeline can then be applied in order to increase the temperature of the wellflow and avoid/postpone the hydrate formationpoint. This heatcoated pipeline has to have the same low heattransfercoefficient as the prior pipeline had. This can be obtained by additional insulation by passive insulationlayers made by polyuretan. This will of course increase the cost of this insulation additionally and must be taken under consideration.