Drift av rørledninger

Prosessen overvåkes med kontrollsystem. Dette skal sikre at rett volum leveres mottakerne, ivareta sikkerheten og hindre nedetid (stopp i leveransen).

For større rørledninger er kontrollsystemet samlet i en sentral stasjon. Systemet måler trykk, temperatur, rate og fordeling av væske/gass, og justerer automatisk trykk og rate til satte verdier. Analyser av overvåkningsdata brukes til å fjerndosere riktig mengde kjemikalier i rørledningen for å hindre skader eller andre problemer. Videre kan pumper og kompressorer på de ulike stasjonene langs rørledningen startes og stoppes. Status på ventiler, pumper og kompressorer vises på monitorene.

Overvåkningen gjør at en lekkasje i rørledningen oppdages fort, slik at den kan stenges for reparasjon. Sikkerhetssystemer skal holde trykket under en satt verdi. Dette sikrer både rørledningen og utstyret på land (kompressorer eller mottaksanlegg).

Ved oppstart er det vanlig å sirkulere varm, stabilisert olje i 5−10 timer for å varme opp rørledningen. Denne må danne en sløyfe (loop).
For rør-i-rør-systemer er det mulig å pumpe varmt vann inn i ringrommet ytterst. Dermed reduseres faren for hydrat under den kritiske oppstartsperioden. Det finnes også systemer hvor rørledningen varmes opp elektrisk, både for å hindre hydrat og i forbindelse med nedstenging og til smelting (kombinert med trykkavlasting).

Man kan støte på en rekke operasjonelle problemer ved drift av en rørledning. De er vanligvis forårsaket av ulike stoffer som finnes i væsken/gassen som transporteres, som kan danne utfellinger i rørledningen eller forårsake korrosjon.

Hydrater

Ved å isolere og begrave rørledningen vil varmetapet til omgivelsene reduseres. Dermed kan temperaturen holdes høyere enn hydrat- og voksdannelsestemperaturen. Begraving alene er som regel ikke tilstrekkelig; det må i alle fall kombineres med isolering.

Å fjerne vann er den sikreste måten å hindre hydrater på; ikke noe vann = ikke noe hydrat. Men det er kun et fåtall tilfeller hvor dette er praktisk og økonomisk.

Både metanol og glykol (MEG, monoetylen-glykol) tilsettes vann for å hindre hydrater. Dette vil flytte likevektskurven kraftig mot venstre. Metanol brukes mest på oljesystemer, mens MEG brukes på gass. For oljeproduksjon med høy vannrate vil store mengder med metanol være påkrevet, noe som kan skape problemer ved senere prosessering. Et alternativ er LDHI (lav dosering hydrat inhibitor). I forbindelse med olje brukes vanligvis ikke jevnlig kjemisk inhibering, men kjemikalier tilsettes etter nedstenging og i forbindelse med oppstart.

Gassrørledninger blir derimot fortløpende kjemisk inhibert. I rørledningene på Snøhvit (143 km) og Ormen Lange (135 km) tilsettes MEG hele tiden, samtidig som det gjenvinnes på land.

Voks

Voks og langkjedede parafiner (n-alkaner C20+) er lite løselige i hydrokarbonblandinger, og løseligheten avtar kraftig ved temperaturfall. Ved lave temperaturer vil dermed disse felles ut og avsettes på rørveggen der temperaturen er lavest. Avsetningene kan variere fra svært myke til svært harde i konsistensen. Hardheten øker med hvor lange molekylene er. I ekstreme tilfeller kan hele rørledningen fylles over tid. Man må derfor ha en strategi for vokshåndtering.

Offshore bruker man vanligvis isolasjon − man holder temperaturen høyere enn voksutfellingstemperaturen. Dermed hindres voksutfelling. Under en driftsstans vil det felles ut litt voks. Dette er ikke kritisk, for voksutfelling er en treg prosess. Dessuten vil mesteparten av voksen smelte når man starter opp igjen og rørledningen varmes opp.

Voks kan også fjernes fra rørveggen med pigging, som er vanlig praksis. Man må pigge med jevne mellomrom slik at voks ikke får bygge seg for mye opp, men kan fjernes effektivt, ellers kan man risikere at en pigg setter seg fast.

En annen løsning er å bruke kjemiske inhiberingsmidler som reduserer voksutfelling. Disse forsinker dannelsen av vokskrystaller ved å hindre dem i å aggregere til (bygge) store krystaller, slik at de forblir i løsning som små krystaller.
Voks kan også fjernes med løsningsmidler. Det er imidlertid vanskelig å oppnå fullstendig fjerning på denne måten.

Asfaltener

Asfaltener (uttale: asfaltˈener) felles ut ved reduksjon i trykk eller temperatur eller endring i væskens/gassens komposisjon. De utfelte partiklene vokser seg større og festes på rørveggen. Asfaltener er harde og sprø, og de vil ikke smelte ved oppvarming.

Asfaltener fjernes med pigging og kjemiske midler. Spesielle pigger må benyttes for å fjerne hardt asfaltenbelegg. Man må også sørge for at dette gjøres hyppig og regelmessig.

Ulike kjemikalier som er blandinger av aromater, surfaktanter og alkoholer, kan benyttes. Disse inhiberer oljestrømmen slik at asfaltenene holdes i løsning og utfellingshastigheten reduseres.

Avleiringer

Avleiringer (scale) er avsetninger av salter fra vann. De avsettes på rørveggen og vil etter hvert redusere strømningsarealet. De vanligste saltavleiringene er kalsiumkarbonat (CaCO3) fra blant annet formasjonsvæsken i kalksteinsformasjon, og ulike sulfater: barium-, strontium- og kalsiumsulfat (BaSO4, SrSO4 og CaSO4).

De viktigste faktorene som styrer avleiringsdannelse, er trykk, temperatur, pH og innholdet av salter i vannet. Miksing av ulike vann, som formasjonsvann fra ulike reservoarer eller sjøvann som mikses med formasjonsvann ved injeksjon, vil øke sjansen for å danne avleiringer.

For å hindre avleiringer må man hele tiden tilsette inhiberende kjemikalier i strømningen i røret, men disse vil vanligvis ikke løse opp avleiringer som allerede er dannet. Avleiringer kan fjernes ved pigging.

Korrosjon

Når det er vann til stede, vil det fukte rørveggen slik at korrosive gasser danner syre i vannet som kan være skadelig for røret. Korrosjon er avhengig av trykk og temperatur, konsentrasjon av CO2 og H2S, strømningsmønster, strømningsregime og strømningsrate. Det er viktig å beskytte mot korrosjon, ellers vil resultatet være store økonomiske tap.

Korrosjonsinhibitorer er kjemikalier som reduserer korrosjonsraten. De reagerer med stålet i rørveggen slik at det ikke blir direkte kontakt mellom vann og stål. Korrosjonsmidler tilsettes enten fortløpende eller som slugger i planlagte intervaller. Ved segregert strømning (delt i gass- og væskefase) må det i tillegg tilsettes glykol som suger ut vann av gassfasen på toppen. Dette gjør vannet mindre korrosivt.
Videre vil pigging fjerne vann.

Slugging

I en flerfaserørledning vil det strømme både gass, olje og vann. Fordelingen av fasene vil variere langs rørledningen. I lokale dumper kan det samle seg væske. Den «beste» geometriske konfigurasjonen for dannelse av slugger er rørledninger i nedoverbakke som entrer et langt, vertikalt stigerør. I bunnen vil det bygge seg opp væskeansamlinger før stigerøret. Problemet er størst i sluttfasen av produksjonen fra feltet på grunn av høyere vannkutt, og lavere trykk for et gassfelt.

Når det blir en stor mengde med væske, vil den blokkere slik at gassen ikke kan passere. Trykket bygger seg opp i bakkant av væskeansamlingen, og når trykket er stort nok, vil blokkeringen strømme som en viskøs plugg (slug).
Når sluggen kommer, vil den nesten utelukkende bestå av væske. Væsken vil strømme hurtigere og hurtigere ettersom gasstrykket øker når sluggen produseres opp i stigerøret. Etter sluggen vil det hovedsakelig strømme gass. Dette skaper store fluktuasjoner i gass- og væskerater, noe som gir ustabiliteter i prosessanlegget og i verste fall kan føre til nedstengning.

Slugging ved stigerør kan reduseres ved å bruke gassløft i stigerør, tidlig separasjon (subsea) eller strupe strømningen ved stigerøret.