Milliardbesparelse styrker håp om gasseventyr i Øst-Afrika
Norsk teknologi gjør det mulig å utvinne gassfunn på ekstreme vanndyp i Tanzania uten plattformer. Kostnadsgevinsten øker sjansen for at feltene blir lønnsomme – og at det fattige landet får gassdrømmen oppfylt.
FLERFASETEKNOLOGI: To tilfredse øyne betrakter et tusen meter langt stålrør som skinner i Midt-Norges høstsol. Henning Holm står i hjertet av et digert laboratorium for strømningsforsøk hos SINTEF – på Tiller, en mils vei fra bygatene i Trondheim. Han arbeider i Statoil og er ekspert på flerfasetransport: teknologien som Aftenpostens fagjury for to år siden kåret til Norges viktigste oppfinnelse siden 1980.
Flerfaseteknologien er en viktig grunn til at ikke alle offshore-felt må bygges ut med plattformer, slik de måtte da oljeeventyret kom til Norge. Den har gjort det mulig å transportere hele brønnstrømmen fra reservoaret – gass, olje og vann – ubehandlet i en og samme rørledning. Direkte fra brønner på havbunnen til plattformer med ledig kapasitet. Eller helt til land.
I flerfaseledninger fra gassfelt flyter små “bekker” av olje, omgitt av susende naturgass. Nøyaktig hvor stor hastighet gassen må ha for å få revet med seg væsken opp motbakkene på sjøbunnen, har så langt vært en av usikkerhetene ved flerfasetransport. Men forsøk i anlegget på Tiller, verdens største flerfaselaboratorium, har nå gitt mer eksakt kunnskap om dette. Ifølge Holm har kunnskapen vært avgjørende for Statoils beslutning om å velge en undervannsløsning for en eventuell utbygging av gassressursene selskapet har funnet i Tanzania.
Sparer milliardbeløp
Valget innebærer at gassen skal transporteres direkte fra undervannsinstallasjoner på hele 2500 meters vanndyp i Det indiske hav, og derfra i rør de 100 kilometerne inn til en fabrikk på land (se faktarute).
– Økonomien i det potensielle utbyggingsprosjektet styrkes ved at vi kan gå for en havbunnsløsning. Dette øker sannsynligheten for at feltene blir lønnsomme, og at en utbygging dermed kan bli en realitet. Alternativet var en stor og kostbar flytende plattform. En plattformløsning ville ha økt kostnadene med flere milliarder kroner, sier Holm, til daglig seniorrådgiver i Statoil.
(Teksten fortsetter under illustrasjonen).
“På Tanzanias sokkel må et flerfaserør opp motbakker som gjør løypetraseen i Birkebeinerrittet til en søndagsutflukt.” MARITA WOLDEN, SINTEF-FORSKER
Sykkelrytterne i Birkebeinerrittet og turgåere mellom Juvasshytta og Galdhøpiggen tilbakelegger begrensede stigninger, sammenliknet med den undersjøiske motbakken som venter den planlagte gass- og oljerørledningen i Tanzania på veien inn til land. Illustrasjon: SINTEF / Knut Gangåssæter. Kilde: Statoil/SINTEF. Foto: Thinkstock.
Afrikas Ormen Lange
Statoil i Tanzania
- Utbyggingsplanene selskapet jobber med på Tanzanias sokkel, er Statoils største utenlandssatsing til nå.
- I 2007 inngikk Statoil en produksjonsdelingsavtale for blokk 2 (se kart lenger nede) med Tanzania Petroleum Cooperation (TPDC).
- Statoil Tanzania AS er operatør med 65 prosent eierandel. ExxonMobil Exploration and Production Limited er partner med 35 prosent eierandel.
- Totalt har Statoil gjort åtte gassfunn i blokk 2. Det store vanndypet (2500 meter) vil gjøre en utbygging til et pionerprosjekt – både når det gjelder installering av subsea-utstyr på havbunnen, og ilandføringen av gass og olje i samme rør.
- De foreløpige planene inkluderer en fabrikk i Tanzania som skal gjøre gassen om til eksportvaren LNG – flytende nedkjølt naturgass: det samme produktet som skipes ut fra Melkøya, ilandføringsanlegget for Snøhvit-gassen.
I Tanzania har Statoil gjort åtte gassfunn til nå. Selskapet håper å utvinne den første gassen herfra om cirka ti år fra nå.
Funnene inneholder til sammen mer gass enn hva Norges nest største gassfelt, Ormen Lange, gjør. De rommer også små mengder lett olje (kondensat), som vil utvinnes sammen med gassen.
Valget av utvinningsløsning betyr at operatør Statoil kan bygge ut feltene nettopp slik selskapet gjorde på Ormen Lange og på Snøhvitfeltet. Heller ikke der finnes plattformer.
Også i Tanzania vil det eventuelt utelukkende bli undervannsinstallasjoner – og flerfasetransport rett til land.
Med en verdensrekord på kjøpet.
Avklarende studie
I Norge har Ormen Lange vanndyp-rekorden for denne typen utbyggingsløsning. Statoils funn i Tanzania ligger nesten tre ganger så dypt. Ingen har transportert gass direkte til land fra en undervannsutbygging fra så stort vanndyp før.
En utbygging vil dermed bli et pionerprosjekt. For å få vite i detalj hvordan flerfasetransport vil fungere under disse forholdene, bestilte Statoil en avklarende studie i SINTEFs flerfaselaboratorium.
Statoil har gjort i alt åtte gassfunn i sin leteblokk på Tanzanias sokkel. De første i 2012, og de foreløpig siste nå i år. Illustrasjon: Statoil
I det velvoksne laboratoriet på Tiller er trykkforholdene samt gass- og væskemengdene de samme som i reelle rør på sokkelen.
– Bare forsøk under slike betingelser kunne gi oss sikre svar, sier Holm.
Les også: Oljefyrt håp i Ghana
Væskeplugger uønsket
På Tanzanias sokkel må et flerfaserør opp motbakker som gjør løypetraseen i Birkebeinerrittet til en søndagsutflukt, forklarer prosjektleder Marita Wolden i SINTEF.
Her redegjør hun for “strømningskabalen” som bidro til at Statoil kunne lande på en havbunnsløsning i Tanzania:
- Oljen i rørledningen vil helst renne nedoverbakke, som en liten bekk i bunnen av røret.
- Gassen må derfor ha stor nok fart til å blåse “bekken” oppover motbakkene til land.
- Blir farten for lav, kan oljen bli til svære væskeplugger foran bratte skråninger på bunnen. Trykket bak kan få en slik plugg til å fyke gjennom rørledningen og oversvømme mottaksanlegget.
- Tyngden av væskeansamlinger vil i tillegg gjøre det mer energikrevende å skyve gassen i land.
Høy friksjon heller ikke bra
Wolden forklarer at gassen vil strømme hurtigere i rørledningen, jo trangere røret er. Men legger til at verden ikke er så enkel at operatørene bare kan krympe rørdiameteren og la det stå til.
For jo trangere rørene blir, jo mer friksjon blir det mellom gassen og rørveggen.
- Jo høyere friksjonen er, jo høyere trykk må til for å transportere gassen.
- Men det høye trykket i reservoaret, drivkraften til gassen, varer ikke evig.
- Trykket synker etter hvert som reservoaret tømmes, som når luften går ut av en ballong. Alt dette betyr: Jo tyngre det er å skyve gassen gjennom røret grunnet høy friksjon, jo kortere blir den tidsperioden der reservoaret klarer å skyve gassen til land ved egen hjelp.
Flerfaseteknologien
- Olje og gassbrønner produserer sjelden bare gass eller bare olje, men nesten alltid en blanding av begge deler, og gjerne større eller mindre mengder vann i tillegg.
- Opprinnelig trengtes plattformer på hvert eneste offshore-felt, for å separere ut vannet og skille gassen og oljen fra hverandre. Flerfaseteknologien endret dette.
- Den gjør det mulig å transportere olje, gass og vann over lange avstander i en og samme rørledning, rett fra brønnene på havbunnen – til plattformer med ledig kapasitet, eller helt til land.
- Kostnadseffektiv design og drift av rørsystemer for flerfasetransport krever regnemodeller som forutsier hvordan olje, gass og vann oppfører seg i røret.
- Institutt for energiforskning (IFE) hadde utviklet første versjon av et slikt beregningsverktøy alt i 1980. Eksperimenter i SINTEFs flerfaselaboratorium – verdens største i sitt slag – gjorde det mulig å videreutvikle denne regnemodellen. Sammen regnes IFE og SINTEF som flerfaseteknologiens "mor og far".
- Seinere har SINTEF utviklet et nytt regneverktøy for beregning av flerfasestrømning, på oppdrag for oljeselskapene ConocoPhillips og Total.
Jo større havdypet er og jo lengre fra kysten et gassfelt ligger, jo mer krevende er det å få hele denne kabalen til å gå opp, ifølge Statoil-rådgiver Holm:
– Først med de ferske måleresultatene fra Tiller ble det klart at flerfasetransport fra dyphavet utenfor Tanzania er teknisk gjennomførbart. I tillegg ga resultatene oss den hyggelige ekstragevinsten at vi kan produsere mer gass fra reservoarene enn det vi hadde tort å gjøre regning med.
Lengre produksjonsperiode
“Ekstragevinsten” skriver seg fra et av funnene i eksperimentserien: at gassen kan strømme saktere enn de matematiske modellene tilsa og likevel få med seg oljen.
– Nå har vi oppdatert modellene i tråd med SINTEFs funn, så vi vet at de regner veldig riktig. Med de nye beregningene som underlag, kan vi tillate oss å bruke større rør enn vi ellers kunne ha gjort.
– Det betyr at gassen kan strømme lettere til land, og at vi får forlenget den tidsperioden hvor den naturlige skyvekraften til reservoaret lar seg utnytte.
– Resultatet er at kommersiell produksjon kan vedvare over et lengre tidsrom enn det vi så for oss ut fra de opprinnelige beregningene.
Kun små feilmarginer tåles
– Men oljeselskapene har jo lenge benyttet de eksisterende modellene til å designe og drifte flerfaseanlegg, ikke minst på norsk sokkel. Betyr det du sier at de har brukt for dårlige verktøy?
– Langt i fra. Til de tidligere utbyggingene har modellene vært mer enn gode nok. Men når vi skal avklare om flerfaseledninger vil fungere over så lange avstander og på så ekstreme vanndyp som vi står overfor i Tanzania, tåles kun små feilmarginer. I tillegg inneholder gassen i Tanzania mindre olje enn det vi er vant til i fra andre utbygginger som Ormen Lange og Snøhvit. Vi var usikre på hvor gode regnemodellene var til å beskrive hva dette betyr for brønnstrømmens oppførsel i røret. Alt dette gjorde at vi var avhengige av å få gjort modellene mer nøyaktige enn de var, sier Henning Holm.
