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.
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.
