Gassfelt som settes i drift mister kreftene sine over tid, akkurat som du og jeg gjør når vi eldes.
Derfor får mange aldrende gassbrønner assistanse av kompressorer; maskiner med sugekraft som hjelper gassen og den tilhørende lettoljen opp. På offshorefelt installeres disse på plattformen eller på havbunnen.
Ferske lab-data fra SINTEF viser at slike maskiner kan settes inn seinere enn det dagens regneverktøy har gitt grunn til å tro.
– Når investeringer i kompressorer på gassfelt utsettes, bedres økonomien til feltet. Dermed vil funnene våre bidra til å øke avkastningen fra gassutvinning. Etter all sannsynlighet vil de dermed øke inntjeningen også fra flere norske felt, sier prosjektleder Maria Barrio ved SINTEF.
Petroleumsfelt er som ballonger
I alle petroleumsfelt synker trykket etterhvert som gassen og oljen hentes ut – som når lufta går ut av en ballong. I gassbrønner vil gassens strømningshastighet derfor gå ned, jo lengre gassfeltet har vært brukt til utvinning. For nettopp trykket er gassens drivkraft.
Gir flere brønngevinster
Målinger i SINTEFs flerfaselaboratorium har gitt ny viten om hvilken strømningshastighet naturgass må ha i brønner og i stigerør for å få revet lettolje fra brønnen med seg.
Strømningseksperter fra det franske oljeselskapet Total bekrefter at resultatene fra prosjektet er nyttige for olje- og gassindustrien.
Jacques Marty er medarbeider i Total og spesialist på brønners oppførsel. Han forklarer at resultatene fra SINTEF-prosjektet øker påliteligheten til matematisk baserte "spådommer" om hvordan gass og olje vil te seg i gitte brønner.
Dette gir, ifølge Marty, gevinst når oljeindustrien skal:
- Forutsi væskeansamling i eksisterende gassbrønner og evaluere økonomi i framtidige gassfelt.
- Velge riktig utstyr for å opprettholde produksjon.
- Designe brønnkomplettering og optimalisere brønnbane for gassreserver i tynne sjikt.
- Forberede rensing av gassbrønner som har høyt trykk og høy temperatur.
- Forberede oppstart av brønner koplet til stigerør på dypt vann.
De fleste gassfelt rommer også noe kondensat (lett olje). Forsøkene i Trondheim har gitt ny viten om hvilken strømningshastighet naturgassen må ha i brønner og i stigerør for å få revet denne oljen med seg.
– Målingene våre viser at gassen ikke trenger så høy fart ved oppstigning som tidligere antatt for å få oljen med seg opp. Dermed drøyer det også lengre enn antatt før farten blir så lav at oljen danner væskeplugger som kveler brønnen. I sin tur betyr dette at operatørene kan vente lenger enn de har trodd med å ty til kompressorer for å holde strømningshastigheten til gassen oppe, forklarer prosjektleder Barrio.
- Les også: Britisk rapport mener gass må kuttes drastisk. Norsk rapport mener norsk gass er avgjørende
Regneverktøy oppdateres
I de unike forsøkene lot SINTEF-forskerne gass, tilsatt små oljemengder, strømme oppover gjennom et femti meter høyt loddrett rør med fire tommers diameter.
– Bakteppet er at olje- og gassindustrien gjennomfører matematiske simuleringer når de planlegger utbygging og drift av petroleumsfelt. Og til nå har de brukt simuleringsverktøy som bare gir omtrentlige gjengivelser av observerte fenomen i vertikale gassrør, sier Barrio.
De vertikale strømningsforsøkene ble gjennomført i et eget, tungt instrumentert rør som ble reist i anledning prosjektet.
Måleresultatene er brukt til å oppdatere simuleringsverktøy – en stor matematisk strømningsmodell – som SINTEF har utviklet sammen med ConocoPhillips, Total og Kongsberg Oil and Gas.
Økt tillit til matematiske simuleringer
Dominique Larrey arbeider i det franske oljeselskapet Total og er ekspert innenfor fagfeltet "strømning i petroleumsbrønner".
Ifølge Larrey gir den nye og mer pålitelige datamodellen økt tillit internt i oljeselskaper til de strømningstekniske fremtidsbildene som spesialister henter ut av modellverktøyet.
– I sin tur vil disse fremtidsbildene få betydning for om og når et oljeselskap bestemmer seg for å investere i kompressorer. Dermed vil resultatene også påvirke hele økonomien knyttet til utbygging av gassfelter, sier Larrey.
Spleiselag
Forsøkene er gjennomført i SINTEFs flerfaselaboratorium, det største laboratoriet i verden for studier av hvordan olje, gass og vann strømmer sammen i en og samme rørledning.
Målingene er gjort som ledd i et innovasjonsprosjekt for næringslivet (IPN), som finansieres av Norges forskningsråd og selskapet LedaFlow Technologies DA.
