Simuleringsmodel kan reducere klimaaftrykket fra olieproduktion

Fremtidige offshore olie- og gasfelter er højst sandsynligt "satellitudviklinger", der er billigere og udleder mindre drivhusgasser end andre felter, fordi de ikke kræver nye produktionsplatforme. Et innovativt norsk beregningsværktøj kaldet "Slug Capturing 2" gør det nu muligt at designe længere rørledninger, der vil gøre det muligt at udvikle mange flere felter som satellitter.

Ude af syne fra land og fra luften, den norske sokkel er dækket af et edderkoppespind af rørledninger, hvorigennem produktionsvæsker strømmer fra brøndene, der tapper på reservoirerne.

Dette system bærer olie, vand og gas i samme rørledning kaldes flerfasetransport.

Forskere i Norge har nu udviklet en simuleringsmodel designet til at imødekomme en af ​​de største udfordringer skabt af denne form for rørledningstransport - dannelsen af ​​snegle. Disse begrænser den afstand, hvormed et satellitfelt kan udvikles fra dets værtsanlæg, og kræver, at der er indbygget store sikkerhedsmarginer i designet af flerfaseanlæg.

Reduktion af CO ₂ emissioner

Flerfaseteknologi blev til hos SINTEF og Norsk Institut for Energiforskning (IFE) for næsten 40 år siden. Denne teknologi gør det muligt at transportere uforarbejdet olie og gas direkte fra et felts produktionsbrønde til platforme placeret på nabofelter eller direkte til land.

Flerfasetransport er nøglefaktoren, der har gjort det muligt at installere fuldt integrerede produktionsfaciliteter på havbunden. Det gør det muligt at genvinde olie og gas offshore uden de høje niveauer af energiforbrug og drivhusgasudledninger, som byggeriet af nye produktionsplatforme medfører.

For hvert ton stål, der spares i konstruktionen, CO ₂ emissionerne reduceres med lidt mindre end to tons.

Lange væskepropper

En af de store udfordringer, som flerfasede teknologipionerer i SINTEF og IFE står over for, var at løse problemet med slugning - dannelsen af ​​lange stik af væske, adskilt af store gasbobler i rørledningerne.

Slugging forårsager massive udsving i strømningshastigheder og resulterer i vibrationer langs rørledningerne. Det kan reducere rørledningens levetid, og hvis propperne er lange nok, de kan oversvømme separatorerne i modtageanlægget.

De beregningsværktøjer, der blev udviklet af pionererne, gav tilstrækkelig kontrol over slugging-fænomenet og gjorde flerfasetransport mulig for mange offshore-felter. Imidlertid, jo længere rørledningen er, jo større er sluggingsproblemet.

Forøgelse af transportafstanden

Det er en af ​​grundene til, at et nyt simuleringsværktøj for nylig udviklet af SINTEF og den norske virksomhed LedaFlow Technologies er gode nyheder.

Alt takket være dette værktøj vil vi sandsynligvis snart være i stand til at øge den maksimale flerfasede transportafstand, hvilket muliggør flere satellitudviklinger.

Det nye værktøj vil således muliggøre reduktioner i udledninger fra olie- og gasproduktion og har stor betydning i overgangen til et netto-nul-emissionssamfund.

"Platformfrie" satellitfelter

Med hensyn til fremtiden for vores offshore industri, Rystad Energy forudser, at så meget som 75 procent af olien og gassen fra nye norske feltudbygninger vil blive indvundet ved hjælp af såkaldte "tiebacks". Tiebacks muliggør produktion fra "platformfrie" satellitfelter, hvorfra brøndstrømmen transporteres via flerfaserørledninger til eksisterende værtsanlæg med ledig kapacitet.

Resultaterne af det banebrydende arbejde udført af SINTEF og IFE i 1980'erne er fortsat grundlaget for de beregningsmodeller, der bruges til at designe og drive flerfasede installationer på havbunden.

Det er nu lykkedes os at fremme en model, som er meget brugt verden over; flerfasesimulatoren kaldet LedaFlow. Udviklingen af ​​denne simulator startede lige efter det nye årtusinde som led i en fælles indsats mellem SINTEF og olieselskaberne TOTAL og ConocoPhillips.

Kongsberg Digital står for industrialiseringen af ​​teknologien på vegne af spin-off-virksomheden LedaFlow Technologies.

Nøjagtige simuleringer

Det nyligt udviklede værktøj til slugging-simulering forudsiger både frekvensen og længden af ​​de væskepropper, der dannes i rørledningerne. Værktøjet er så præcist, at det burde være muligt at øge transportafstandene i flerfasede rørledninger – både vandret langs havbunden og lodret opad fra havbunden til værtsplatformsdæk.

De nye beregningsmodeller fra SINTEF og LedaFlow Technologies er skabt som et modul, der er indarbejdet i LedaFlow -pakken.

Arbejdet er udført med midler fra Norges Forskningsråd og de to førnævnte olieselskaber som led i et innovationsprojekt kaldet "Accurate."

Dybvandsproduktion

Værktøjet er specielt designet til at hjælpe med at vurdere de mekaniske spændinger, der virker på stigrørene, der strækker sig fra havbunden op til platformene. Det vil også muliggøre designoptimering, der kan sikre rørledningens integritet og forhindre lækage uden dyrt overdesign.

Dette er især vigtigt i tilfælde af dybvandsproduktion, såsom i den Mexicanske Golf, hvor transport med lange stigrør kan skabe store problemer. Dybvandsstigerør er særligt sårbare over for mekaniske fejl forårsaget af materialetræthed som følge af slugging. Designere af sådanne systemer har derfor brug for pålidelige værktøjer til at sætte dem i stand til at forudsige levetiden for stigrørskomponenter.

To store olieselskaber har allerede brugt den seneste R&D-version af det nye simulatormodul til at designe dybvandsstigerør.

Optimalt design af modtagefaciliteter

Ny viden om slugging skaber også muligheder for mere optimalt design af modtagefaciliteter installeret på værtsplatforme. Dette er vigtigt, fordi overdimensionering er energikrævende og dermed dyrt. Hvis et anlæg er underdimensioneret, operatøren kan blive nødt til at reducere produktionen eller ty til energikrævende modforanstaltninger.

"Slug Capturing 2" er navnet på det nye beregningsmodul. Det vil være relevant for offshore feltudvikling både i Norge og i andre lande. Det vil blive frigivet på det kommercielle marked i begyndelsen af ​​2021.

Innovationen er baseret på avancerede laboratorieforsøg udført på SINTEF i verdens største flerfasede laboratorium, som er installeret med eksperimentelt udstyr, der kan lette alt fra prøvebænk til industriel skala.

Laboratoriet repræsenterer en forskningsinfrastruktur, der fortsat vil have stor betydning i arbejdet med at reducere CO2-fodaftrykket fra offshore olie- og gasproduktion.