Seksjonen forskning består av saker som er skrevet av ansatte i Forskningsrådet, Sintef, NTNU og UiO.

Væsketrykk i oljereservoar – SINTEF

Utsetter eldrebølgen på norsk sokkel

Sand i oljestrømmen og fare for brønnkollaps er kjente problem når sandsteins-reservoarer begynner å bli tomme. Avanserte sensorer og en supermaskin hjelper forskerne med å finne smertegrensa for lønnsom produksjon. Det kan gi oljereservoar lengre levetid.

Master of Science, Laura Edvardsen, setter en sandsteinsprøve inn i maskina. Her skal den få prøvd styrken sin – med krefter fra alle hold. (Foto: Thor Nielsen)
uripides Papamichos, seniorforsker. (Foto: Thor Nielsen)
Disse forskerne kan nå finne smertegrensa for et oljereservoar som produserer sand - og dermed kan kollapse: F.v.: Dawid Szewczyk, Andreas Berntsen og Lars Erik Walle. (Foto: Thor Nielsen)

Sand i oljestrømmen og fare for brønnkollaps er kjente problem når sandsteins-reservoarer begynner å bli tomme. Avanserte sensorer og en supermaskin hjelper forskerne med å finne smertegrensa for lønnsom produksjon. Det kan gi oljereservoar lengre levetid.

  • Forskning

Modne felt – de som har vært under produksjon i lengre tid – har redusert væsketrykk i reservoaret, og dermed mindre motstand mot de kreftene som reservoaret er utsatt for. Kreftene gjør at sand og steinfragmenter brytes løs fra brønnveggen og kan bli med strømmen av olje- eller gass. Dette kalles sandproduksjon og er en særlig aktuell problemstilling for den aldrende norske sokkelen, forklarer Andreas Berntsen i SINTEF:

For å utnytte ressursene i utbygde felt, er det en fordel å produsere mest mulig effektivt fra eksisterende brønner, og det krever at man vet hvordan man produserer når det er økende risiko for sandproduksjon.

– Det er dette vi nå klarer å forutse mer nøyaktig, sier forskeren.

Les også

Må temme enorme krefter

Olje og gass og olje befinner seg stort sett i lag av porøse bergarter, der det fyller hulrommene som i en svamp. Noen av de vanligste reservoarene består av sandkorn som har blitt sementert sammen over tid og blitt til sandstein noen kilometer under overflata.

For stor sandproduksjon vil gi uforholdsmessig stor slitasje på ventiler og rør, det kan forårsake plugging av brønnen, tetting av utstyr, lavere produktivitet, og sanden må skilles fra produksjonsstrømmen, renses og håndteres.

Fakta om prosjektet

Hovedmålet til forskerne er å:

  • Unngå, eller få kontroll på sandproduksjonen, og finne grensene for lønnsom produksjon i eldre olje- og gassfelt. Dette kalles for «sand management» i petroleumsterminologi.
  • Øke utvinningsgraden i eksisterende oljefelt og redusere behovet for nye felt.
  • Redusere miljøpåvirkningen med å forlenge et felts levetid og unngå sandhåndtering.
  • Videreutvikle dataverktøy som operatørene kan bruke for å forutsi sandproduksjon ved forskjellige betingelser.

Prosjektet er et kompetanseprosjekt for næringslivet (KPN), finansiert gjennom Norges forskningsråds program PETROMAKS 2 og industripartnere. Både industri og akademia er representert; Texas A & i USA og Waseda University i Tokyo og NTNU er forskningspartnere, mens industrien er representert av Aker BP, Wintershall Dea Norge, og amerikanske Hess, Occidental og ExxonMobil.

Brønner må bores ned til og inn i reservoaret for å kunne produsere oljen eller gassen. Når kranene åpnes, vil olje og gass kunne strømme ut fra de porøse bergartene, inn i brønnen, og opp til produksjonsplattformen eller i rørledninger langs havbunnen.

– Reservoarer ligger ofte på 2–5 km dyp, og vekta av alt overliggende berg vil utsette reservoarbergarten for store spenninger. Området rett rundt brønnen er klart mest utsatt for skade hvis steinen er på grensa av hva den tåler, sier seniorforsker Euripides Papamichos i SINTEF, som leder prosjektet.

Gammelt forskningsfelt

Sandproduksjon har derfor vært et viktig forskningstema i 25 år, både for å forstå mekanismene, men også for å kunne forutse, håndtere, begrense eller forhindre fenomenet.

Sentralt i denne forskninga er laboratorieforsøk på sandstein, hentet enten fra dagbrudd eller direkte fra oljefeltet. Sandsteinsprøvene blir laget med et sylindrisk hull tvers igjennom, som en nedskalert brønn. Steinen blir deretter satt i et trykkammer, hvor den blir utsatt for reservoarspenninger. Store, hydrauliske stempler sørger for ulik trykk i forskjellige retninger, og olje strømmes gjennom steinen og inn i brønnen. Etter hvert som spenningene øker, vil man begynne å observere sand i oljestrømmen ettersom steinmaterialet rundt brønnen knuser.

– I laben har vi kontroll på trykk og strømning og vi kan reprodusere spennings- og strømningstilstandene som eksistere i ulike felt. Vi kan også måle sandproduksjonen, og se hvordan brønnveggen forvitrer. På grunnlag av dette kan vi utarbeide modeller for når sandproduksjonen starter og hvordan den utvikler seg over tid for ulike bergarter. I felt er dette mye vanskeligere å måle. Derfor er laboratorieforsøkene verdifulle, sier Berntsen.

Les også

Krefter påvirker reservoaret fra alle kanter

Den vertikale spenninga er størst, mens de horisontale spenningene ofte er litt mindre. Ved å anta at de spenningene i det horisontale planet er like, blir både utregningene og laboratorieforsøkene enklere; de fleste laboratorier har heller ikke anledning til å variere dem uavhengig av hverandre. Problemet er bare at det ikke stemmer med de fleste feltsituasjoner.

– I tillegg er det blitt vanligere med lange brønner som skrår eller er vannrette, og da er spenningsbildet mye mer komplekst. Vi vet at steinstyrken avhenger av om spenningsbildet, og dette påvirker sandproduksjonen. Men først med True Triax-en kan vi faktisk teste hva slags innvirkning det har, utdyper forsker Lars Erik Walle ved SINTEF Industri. Han sikter til avdelingas nyeste storinvestering, True Triaxial Test System, som kan variere spenningene i alle tre retninger.

Spesialutviklet kjempemaskin

True Triax-maskinen er den eneste av sitt slag som kan etterligne spenningene opptil ti kilometer under overflata, samtidig som den kan tillate væskestrømmer og høy temperatur. Utstyret er spesialbygget for denne laben, veier ti tonn, og yter 800 tonn på steinprøvene som måler opptil en halvmeter i diameter.

SINTEF-forskerne har over mange år utviklet testmetoder i laboratoriet for sandproduksjon, men først nå tillater utstyret helt reelle spenningsbetingelser. Arbeidet med dette prosjektet har pågått siden 2017, og nå har SINTEF-forskerne knyttet til seg en PhD-stipendiat ved NTNU som skal undersøke spesielt hvordan sandproduksjon forløper i gassfelt.

Fra fysiske målinger til dataverktøy

De fysiske målingene fra testene i laben, kombinert med modeller og simuleringer, brukes for å videreutvikle et programvareverktøy for å beregne sandproduksjon.

– Vi bygger opp en stor kunnskapsbase med bruk av forskjellige sandsteiner i testene. Men alle steiner er forskjellige, så industripartnerne våre sender reservoarstein direkte fra felt til testing hos oss for å kalibrere modellene våre. Informasjon fra brønnen legges så inn i programvaren, som beregner sandproduksjonen fra de forskjellige delene av brønnen under gitte betingelser. På den måten kan operatørene vurdere ulike produksjonsmåter opp mot hverandre, sier Papamichos.

Les også

Denne artikkelen ble først publisert på Gemini.no.

Kommentarer (0)

Kommentarer (0)

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå