Mange hevder at det viktigste resultatet fra norsk forskning i nyere tid har vært flerfaseteknologien.
Muligheten for å få olje, gass og vann til å strømme sammen i et felles rør fra reservoaret til prosessanlegget på land har vært en bærebjelke i utviklingen av petroleumsvirksomheten i Nordsjøen. Dette har spart Norge for titalls milliarder.
Alternativet ville vært å separere strømmen ved kilden, og det ville medført enorme kostnader til plattformer og utstyr.
Men når olje, vann og gass skal strømme fritt i samme rør fra brønnen til land, eller en plattform langt borte, må man vite hva som skjer i røret underveis:
Hvordan fordeler gass og væske seg når den blir transportert mil etter mil, og er det fare for dannelse av gasshydrater? Hva skal til for å gjennomføre transporten? Er brønntrykket nok over alle årene brønnen er i drift? Må man benytte kompressorer, og hvor store skal de være? Og hva skjer når alt kommer frem? Mottaksanlegget må være i stand til å ta seg av den fordelingen av gass og væske som kan oppstå under transporten.
Slike og flere spørsmål må besvares før man kan bygge ut anleggene basert på flerfasetransport.
For her er det ingen detaljerte sensorer underveis. Fra blandingen av ulike faser sendes inn i røret skjer det få eller ingen målinger. For å få kunnskap om hva som skjer under transporten trenger man teorier, modeller og etterprøving av modeller.
Les også: Denne skal stanse oljeutblåsninger
Datamodellen
Utviklingen av norsk flerfaseteknologi har helt siden starten vært et tett samarbeid mellom Ife og Sintef. Det var i hovedsak Kjell Bendiksen og Dag Malnes ved Ife som i sin tid sto bak den første datamodellen som het Olga.
Den var i utgangspunktet utviklet med tanke på Halden-reaktoren – for å beregne hvordan gass og væske strømmer i samme rør i et atomkraftverk. Modellen ble tilpasset de trykk og viskositeter som gjaldt i oljesektoren.
Det har vært svært viktig å finne ut hvordan strømmen av gass og væske som nådde produksjonsanlegget på land så ut. Ble det dimensjonert feil, kunne det gått riktig galt. Med en god modell kunne man designe både røret og mottaksanlegget.
Ikke minst var det viktig å se på hvordan strømningen ville endre seg over alle årene røret skulle være i drift. Typisk vil reservoartrykket synke, og brønnen vil produsere mer vann i forhold til olje og gass.
Jo mer væske det er i røret i forhold til gass, desto vanskeligere er det å transportere over lange avstander. Røret vil ofte gå langs helninger på grunn av topografien på havbunnen. Dette gir opphav til «slugging». En slugg er en sammenhengende væskepropp som kan belaste mottaksanlegget voldsomt når den kommer frem.
Les også: Blir det slutt på fire uker fri i oljebransjen?
Flerfaseanlegget
Uansett hvor stor tro man har på en modell, så er den bare en matematisk representasjon av det som skjer i virkeligheten.
Den må testes mot virkeligheten, eller i det minste noe som kommer i nærheten. Av den grunn ble flerfaseanlegget på Tiller bygget. Det består av en tusen meter lang rørsløyfe med et tårn på 58 meter som representerer havdypene man arbeidet på under 80-tallet.
Her kunne forskerne variere innholdet i røret, strømningshastighet, trykk og andre variable. Og så kunne de se hvor godt det virkelige resultatet stemte med modellen slik at den kunne justeres så godt det lot seg gjøre. Forsøkene ble brukt til å kalibrere Olga. Denne simuleringsmodellen ble standard verktøy for alle som gikk i gang med utbygging av flerfase transportsystemer fra slutten av 1980-årene og de neste 20 årene.
Etter hvert har man vært i stand til å beregne strømmen i røret med større nøyaktighet. Det har gjort at man kan bygge lengre flerfaserør. I dag er den lengste strekningen på 143 km. Dette er rørledningen som transporterer våtgass fra Snøhvitfeltet til Melkøya.
Les også: Slik fungerer norsk gasseksport
Trenger bedre modeller
Oljeindustrien jobber nå under helt andre forhold enn for tretti år siden.
Ikke minst ønsker selskapene å bygge ut marginale felter langt fra land eller andre knutepunkter og på større dyp enn før. Oljeutvinning kan nå være aktuelt helt ned mot 3000 meters vanndyp. Der er sjøvannet kaldt, og det øker faren for dannelse av hydrater – isliknende propper – i rørene.
Modellene som er utviklet, er basert på gass og lette oljer. Selv disse må forbedres for å være nøyaktige nok for dagens behov. Det gigantiske Shtokman er et felt som trenger bedre modeller som beslutningsgrunnlag for utbygging.
Men oljen fra mange av de framtidige offshorefeltene vil være mer tyktflytende. I tillegg vil den lave temperaturen bidra til at den får høyere viskositet. Olje fra andre felter inneholder voks som blir som sirup i røret og påvirker friksjonsegenskapene betydelig.
Dette gjør at modellene som har tjent oljeindustrien i tiår, trenger forbedring. Ikke minst trengs det en måte å justere for viskositet og hvordan den påvirker strømmen i røret. Modellene blir nemlig unøyaktige når de skal gjenskape hva som skjer ved transport av seigtflytende oljer.
Norske forskere jobber nå med å forbedre dette. Det hele for at modellene skal kunne si sikkert hvordan rørtransport også fra framtidige felter vil fungere før beslutninger om utbygging og eventuell ilandføring tas.
Les også: Så mye tjener norske oljearbeidere
Ser på tverrsnittet
Frem til i dag har flerfasemodellene vært endimensjonale – altså uten tverrsnittsinformasjon. Trykkfallet og væskemengden i røret er de viktigste parameterne for modellen. Det datamodellen gjør er å anta hva som skjer i røret, og hvordan de ulike fasene fordeler seg ut fra disse begrensede inngangsdataene.
Den endimensjonale modellen deler røret inn i seksjoner som kan være fra meterlange til flere hundre meter. For hver seksjon beregnes en gjennomsnittsverdi, og sammen gir de et bilde av hele rørsystemet.
Oljeselskapene har gjennom årene puttet mye fundamental fysikk inn i modellene sine, uten at nye eksperimenter er blitt gjort. Men det er en grense for alt. Med tanke på den seigtflytende oljen som venter, jobber flerfaseforskere nå med metoder som «ser» inn i rørledninger i laboratoriet, for å få et innblikk i hvordan fasene fordeler seg.
Slik utviklingen har vært, er det modellutviklingen som har kommet lengst. Den nye måleteknologien skal derfor gjøre at målinger kan «ta igjen» modellene. 
Hovedkilder: Senior prosjektleder Christian Brekken, forskningssjef Jon Harald Kaspersen og laboratorieleder Tor Erling Unander.
Alle ved Sintefs petroleumsforskning.
Les også: Lundin er klar for sin største test
