PETROMAKS2-Stort program petroleum

I dette prosjektet er målet for Schlumberger og IFE å utvikle en unik modelleringsteknikk der en ny slugutviklingsmodell kobles med de fundamentale konserveringslovene for å fange opp slugutviklingen i rørledninger for olje og gass. Denne tilnærmingen vil ikke bare muliggjøre simulering av strømningsutviklingen, men også gjøre det med betydelig mindre regnetid enn enhetscellemodellen. Innovasjon i flerfasestrømning har muliggjort sikker, mer miljøvennlig og øknomisk produksjon av olje og gass fra fjernt- og dyptliggende reservoarer. Dynamiske strømningssimulatorer, som OLGA, har forbedret petroleumsindustriens mulighet til å håndtere flerfasestrømning i olje- og gassproduksjon. I 2012 anerkjente Aftenposten OLGA som "den viktigste norske oppfinnelsen siden 1980", og bemerket dens rolle i besparelsen av 40-50 milliarder kroner ved utbyggingen av Troll-feltet alene. Modellen i dette prosjektet, kalt "Slug Field model", vil inkluderes i OLGA etter testing på feltdata. Den nye modellen forventes å gi en unik kombinasjon av regnehastighet, nøyaktighet og funksjonalitet. Dette vil forsterke flerfaseteknologiens evne til å gjøre petroleumsindustriens fremtid sikker, robust, og bærekraftig. Slugstrømning er en veldig vanlig type rørstrømning i olje- og gassproduksjon. Slugstrømning består vekselvis av væskeplugger og store gasslommer som strømmer gjennom røret. På grunn av utvikling gjennom røret, kan slugger i lange rørledninger vokse seg betydelig lengre enn i korte rørledninger. Lange slugger kan føre til væskeoverfylling i prosessutstyr og ødeleggelse. Slike farer er mer kritiske for lange rørledninger ettersom sluggene kan vokse over et større tidsrom. Videre er slugutvikling veldig vanskelig å forutsi. Den vanligste slugstrømningsmodellen kalles enhetscellemodellen og antar at det er ikke er en utvikling i strømningen. Modellen er tilpasset forsøksdata fra korte rørledninger. Mer kompliserte modeller, som OLGA Slug Tracking, kan benyttes til å simulere slugstrømningens utvikling. Slike modeller gir tidkrevende beregninger, som ofte hindrer effektive og komplette studier. En prototyp har blitt utviklet. Denne kan allerede brukes for å demonstrere forbedring i regnehastighet og nøyaktighet, noe som forventes å bli ytterligere forsterket i sluttproduktet.

In this project, SLB and IFE aim to invent the next generation flow model to simulate spatially developing slug flow in long pipelines, with unprecedented computational speed and accuracy. Dynamic multiphase flow conservation equations will be coupled with a novel slug evolution model to achieve this purpose. In multiphase flow, gas and liquid can exist in various arrangements, or flow regimes. Slug flow is a very common flow regime in oil and gas production, especially in mature fields, as well as in CO2 transport systems. It features alternating liquid slugs and gas pockets. Slug flow tends to evolve dramatically throughout pipelines. For example, liquid slugs in long and large pipes can grow to far greater lengths than those in short pipes, leading to operational risks such as separator flooding. This behavior poses significant challenges for long pipeline operations which allow more slug development. Slug developments are very difficult to predict. The most common slug flow modeling technique (unit cell model) assumes no spatial development and is mostly tuned to laboratory data from short pipes. Thus, extrapolating this model to field applications may introduce large uncertainty. There are more exhaustive models that can predict the slug flow development. However, they are computationally much slower than the unit cell model and often impractical for field applications. The enhanced functionality, accuracy, and speed of the new model, called the Slug Field model, will make it suitable for long distance multiphase pipelines, such as many of the subsea lines on the Norwegian Continental Shelf. The model can help operators to reduce uncertainties, leading to more efficient, safe, and environmentally friendly operations. This model will be embedded into the OLGA multiphase simulator. Expertise and data from the OVIP JIP will be leveraged for technology qualification, assuring impactful innovation.