Norges mest lønnsomme oppfinnelse

Historien om OLGA startet sommeren 1980 da Statoils første forsknings- og utviklingsdirektør, Knut Åm, fikk besøk av to forskere som trengte hjelp til å realisere en idé. Møtet ga støtet til utviklingen av et dataprogram. Forskerne het Kjell Bendiksen og Dag Malnes og kom fra Institutt for Energiteknikk (IFE).

Utfordringen de ville løse var å føre olje, gass og vann (trefase/flerfase) i rør fra en havbunnsbrønn til en plattform langt borte uten at det dannet seg hydratklumper og is som skapte problemer i rørene. Datamodellen skulle bidra til å regne ut hvor mye «frostvæske» som måtte tilsettes avhengig av sammensetningen på væskestrømmen. Navnet på dataprogrammet var en sammentrekning av ordene OLje og GAss – etter idé fra Bendiksens kone kvelden før møtet med Åm.[REMOVE]Fotnote: DN, 26.01.2018, «Forskerne som formet hver sin bit av Norge».

Behov for å kutte kostnader

De første utbyggingene på norsk sokkel på Ekofisk, Frigg og Valhall skjedde på relativt grunt vann med teknologi fra USA. Etter hvert som store funn ble gjort på relativt dypt vann ble feltene bygd ut med gigantiske norskutviklede betongplattformer – condeeper. Betongkonstruksjonene var dyre å produsere. Ved utbyggingen av Statfjord ble det store økonomiske overskridelser. Det førte til mye politisk støy i andre halvdel av 1970-årene. Regjeringen satte ned et eget utvalg ledet av professor Johannes Moe ved Sintef for å se på mulighetene for å gjøre utbyggingene rimeligere.[REMOVE]Fotnote: Denne artikkelen bygger i stor grad på kapittel 5 i Subseahistorien, Norsk undervannsproduksjon i 50 år av Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 2019: 77–89.

Gode ideer som kunne bidra til kostnadsreduksjon ved utbygginger offshore var derfor velkomne. Det var her Bendiksen og Malnes kunne bidra. De mente det var mulig å gjøre utbyggingene enklere. I stedet for å ha et svært prosesseringsanlegg om bord på plattformen som skilte de tre fasene olje, gass og vann fra hverandre, kunne hele væskestrømmen fra brønnen på havbunnen tilsettes «frostvæske» slik at den kunne føres til et prosessanlegg på land. Da var ideen tatt til sin ytterkant. I mindre skala kunne væskestrømmen fra brønnen (brønnstrømmen) fra mindre satellittfelter føres til nærmeste eksisterende plattform som hadde prosessanlegg om bord.

Åm hørte interessert etter, for en slik løsning kunne for eksempel brukes på Statfjord hvor det i 1976 og 1977 var påvist to relativt store satellittfelt, kalt Statfjord Øst og Statfjord Nord. De lå på henholdsvis 200 og 290 meters dyp i flere kilometeres avstand fra Statfjord-feltet. For Åm var det interessant å høre om det var mulig å bygge ut og drive de to mindre feltene uten å bygge flere kjempestore condeeper? Kunne i stedet havbunnsbrønner produsere direkte til en plattform som hadde prosessanlegg om bord?

Olje + gass + vann i rør = trøbbel

Så lenge det har foregått produksjon av petroleum har blandingen av olje, gass og vann som presses opp fra brønnen, blitt fraktet i rør før den har blitt prosessert. Når produksjonen foregår offshore oppstår det problemer jo lengre, dypere og kaldere forhold rørtransporten skjer under.[REMOVE]Fotnote: For en god og grundig gjennomgang av bakgrunnen for og virkningen av OLGA se Pål Nygaard, Controlling the flow of oil and gas subsea.pdf Olje, gass og vann har nemlig forskjellige egenskaper ved ulik temperatur og trykk slik at de tre stoffene oppfører seg på hver sine måter i rørledninger ved transport over lange avstander.

Når brønnstrømmen med blanding av olje, gass, vann og sand strømmer opp fra reservoaret til havbunnen, er den varm av jordvarmen, og væskene er godt blandet. I det brønnstrømmen når havbunnsnivået, skjer det et trykkfall. Det fører til at gassen som er i blandingen utvider seg og tar større plass i røret.

Blandingen føres så videre i rør langs havbunnen. Da blir den nedkjølt av det kalde vannet røret er omgitt av. På store dyp kan temperaturen i havet gå ned mot null. Det fører til at egenskapene til brønnstrømmen forandrer seg enda mer, og det skjer kjemiske reaksjoner i hele rørets lengde, som kan arte seg på mange måter.

Små forandringer, for eksempel i rørhelningen, kan gi store utslag og få avgjørende betydning for transportegenskapene når det gjelder væskemengde, stabilitet og trykkfall. Særlig når røret går i oppoverbakke og brønnstrømmen blir bremset ned, kan vann og olje samle seg i væskeplugger i rørledningen, såkalte slugs. Bak væskepluggen vil det bygge seg opp trykk. Det øker farten på væskepluggen og gir den en hastighet som kan gi store krefter og forårsake skader både i rørledning, på stigerøret opp til plattformen og på selve mottaksanlegget på plattformen.[REMOVE]Fotnote: Bendiksen, Kjell, «Hvordan bidro FoU og OLGA til Norges ledende posisjon på undervannssystemer for flerfasetransport av olje og gass?» Foredrag, 2016.

For å unngå slike skader designet ingeniørene produksjonsutstyret på plattformen veldig kraftig slik at det skulle være robust mot væskeplugger. Det kaltes «slug-catchere» og tok imot støtet fra væskepluggen.

En annen risiko er dannelse av isplugger, hydrater, som kan være skadelige for rørene og vanskelige å bli kvitt.

I det hele tatt kan brønnstrømmen se forskjellig ut. Ett sted kan brønnstrømmen være lagdelt, med vann og olje på bunnen og gass på toppen av røret; glatt og fin, mens det andre steder langs røret kan se ut som en kaotisk smørje av olje, gasslommer, vann, dråper og lange oljeplugger.

Oljeselskapene hadde derfor behov for pålitelige modeller for å beregne og analysere hva som skjer i rørsystemet til enhver tid, slik at det kunne settes inn tiltak på en slik måte at det ikke dannet seg slike væskeplugger og hydrater og en slapp å ha «slug-catchere» i store og kostbare dimensjoner. I tillegg trengte de å vite hvor ofte de måtte bruke «pigger» (utstyr som sendes gjennom røret) for å fjerne voks og liknende avsetninger fra rørveggene. OLGA var et slikt program som kunne bidra til å beregne risiko. Dess bedre kunnskap, dess bedre økonomi for oljeselskapene.

Fra atomfysikk til brønnstrømsfysikk

Det var ved nyttår 1980 Bendiksen, sammen med kollega Malnes, hadde unnfanget ideen til OLGA-modellen. Bendiksen hadde bakgrunn som kjernefysiker i et internasjonalt forskningsmiljø.[REMOVE]Fotnote: Via IFE fikk Bendiksen jobb i OECD Nuclear Energy Agency (NEA). Først to år ved Euratoms forsknings-senter i Italia, og så et år ved det franske atomenergi-instituttet (CEA) i Saclay, et par mil sør for Paris. Kjernefysikk var i vinden ute i Europa hvor det ble bygget mange kjernekraftverk etter andre verdenskrig. Også i Norge hadde det siden 1948 blitt drevet kjernefysisk forskning ved Institutt for Energiteknikk med én atomreaktor på Kjeller og én i Halden. Men i Norge ble alle planer om å satse på kjernekraft skrinlagt i 1970-årene på grunn av mye politisk motstand. Norge var i stedet på full fart inn i oljealderen.[REMOVE]Fotnote: Teknisk Ukeblad, 14.10.2018  https://www.tu.no/artikler/kjell-bendiksen-hydrogenproduksjon-fra-naturgass-er-det-eneste-realistiske-alternativet-for-a-na-klimamalene/448588

Kunnskapen om kjernekraft viste seg å ha overføringsverdi til oljevirksomheten. Flerfasestrømmer er et viktig fenomen også i kjernekraftanlegg, og IFE hadde gjennom årene utviklet beregningsverktøy for å simulere strømning av vann og damp i kjernekraftreaktorer (tofase). Utviklingen av OLGA tok utgangspunkt i denne forskningen. Modellen ble tilpasset de trykk og viskositeter (strømningsmotstand) som gjaldt for olje og gass i rør. I juni 1980 var en «nullte» versjon av OLGA klar. Dette ble prøvd ut fysisk med en flerfaseblanding som ble transportert i en rørledning på land i et testanlegg ved Universitetet i Tulsa, i USA. Forsøket viste seg å være forbausende vellykket, men for å kunne benyttes ute på feltet måtte OLGA testes og verifiseres eksperimentelt ved et mye større anlegg. Forskerne reiste derfor til Stavanger for å overbevise Åm i Statoil, om at dette var et konsept det var verdt å satse på. Åm lot seg overbevise, og Statoil finansierte utviklingen av OLGA på IFE de neste fire årene.[REMOVE]Fotnote: Bendiksen, Kjell, «Hvordan bidro FoU og OLGA til Norges ledende posisjon på undervannssystemer for flerfasetransport av olje og gass?» Foredrag, 2016.

Det passet derfor svært bra at Esso i 1980 var villig til å finansiere byggingen av et testanlegg for flerfase. De utenlandske oljeselskapene finansierte i perioden 1979 til 1993 petroleumsforskning og utvikling i Norge, som en del av kvalifiseringen når de søkte om konsesjon i Norge. Dette ble kalt «goodwillavtaler».[REMOVE]Fotnote: Gjerde, Kristin Øye og Nergaard, Arnfinn, Subseahistorien. Norsk undervannsproduksjon i 50 år, 2019: 78.

Anlegget som ble lagt til Tiller sør for Trondheim, etterlignet et fullskalaanlegg i Nordsjøen, med et 52 meter høyt betongtårn med en separator på toppen og en 1000 meter lang horisontal rørgate. Ved anlegget kunne forskerne se hvordan blandinger av gass og vann (tofase) oppførte seg og om beregningene som ble gjort i datasystemer, stemte med virkeligheten.[REMOVE]Fotnote: Norsk Olje Revy – Nr 6 1980. «Forsøksanlegg for to-fase-strømming skal bygges i Trondheim». Da anlegget ble innviet 25. januar 1983 av olje- og energiminister Vidkunn Hveding, hadde det kostet ca. 80 millioner kroner.[REMOVE]Fotnote: Moe, Johannes, Norsk Oljemuseums årbok 2011. I tillegg til Esso bidro Statoil, Mobil, Texaco og Getty Oil med midler.[REMOVE]Fotnote: Norsk Olje Revy nr 6-7 1982, “Two-phase flow facility nears completion”. Sintef overtok anlegget 1. februar 1984.[REMOVE]Fotnote: Flyt. Flerfasetransport på sokkelen i 25 år. Hefte utgitt av SINTEF og Ife, 2009.

Det ble også bygd et mindre testanlegg hos IFE. Det besto av et 20 meter langt testrør med en diameter på 0,1 meter. De første ti meterne var av rustfritt stål, fulgt av to fem meter lange rør i gjennomsiktig PVC. Testrøret kunne ha en helning opp til 20 grader. Bruken av dette testrøret økte forståelsen av flerfasestrømninger betydelig.

Et vellykket forskningssamarbeid

Ifølge Bendiksen var det et stort behov – et sug i næringen – etter helt nye løsninger på sokkelen. Oljeselskapene var klare til å ta løsningene i bruk straks de var utviklet. At både Statoil, Esso og Hydro tidlig i 1980-årene etterspurte nye løsninger basert på flerfasetransport for de store gassfeltene, bidro til oppbygging av sterke forsknings og utviklingsmiljøer (FoU) i Norge.

Fra 1984 ble finansieringen av forskningsprogrammet fordelt på enda flere. Hele ni oljeselskaper gikk sammen om å fortsette utviklingen i et stort, felles industriprosjekt med en ramme på 40 millioner kroner for perioden 1984–86.[REMOVE]Fotnote: Computerworld, 14.02.2014, «Flerfase gir milliardbesparelser». Samarbeidet mellom IFE som forskningspartner og SINTEF omfattet også NTNU. Sammen med leverandørindustrien ble flerfaseproblematikken gradvis forstått, og løsningene kunne anvendes i praksis. Blant annet ble flerfasetransport testet på Tommeliten.

I 1986 undertegnet Total og Statoil en ny forskningsavtale kalt POSEIDON II. Det var en felles satsing på 25–30 millioner kroner i året fram til 1993 for at 10–15 forskere skulle kunne jobbe på heltid med flerfaseproblematikken.[REMOVE]Fotnote: NTB, 04.12.1987, «Total og Statoil med ambisiøst forskningsprosjekt». Statoil hadde da opprettet et eget forskningssenter på Rotvoll i Trondheim hvor fagfolk samarbeidet med forskerne på flerfaseanlegget på Tiller. Frysing av medfølgende vann og dannelse av «væskepropper» var stikkordene for programmet. Det omfattet forskning på pumpesystemer, nye materialer i rør og nye instrumenter.[REMOVE]Fotnote: NTB, 03.03.1988 «Ny oljeteknologi skal gi milliardgevinster».  OLGA ble kommersialisert gjennom Scandpower (SPT Group) i 1989.

I 1991 ble det kjent at Statoil ville fortsette forskningsprogrammet og bevilget 400 millioner kroner årlig i fem år til SINTEF og IFE for å finansiere arbeidet til om lag 60 forskere. Statoil hadde flere utbyggingsprosjekter på trappene, som var avhengig av flerfaseoverføring av brønnstrøm for å være økonomisk lønnsomme å bygge ut. Det gjaldt blant annet Statfjord-satellittene, Troll og Snøhvit.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, 27.11.1991, «Forskningsprosjekt til 2 milliarder».

At det ble satset så langsiktig på forskning, førte norsk flerfaseforskning langt fram i den internasjonale forsknings- og teknologifronten. Forskerne har mottatt flere priser for arbeidet sitt.

Resultater i verdensklasse

Flerfaseteknologi er en av grunnpilarene for undervannsproduksjon og har dannet grunnlaget for videre teknologiutvikling for havbunnsbrønner. Modelleringen av flerfasetransporten har bidratt til fremveksten av en norsk leverandørindustri for undervannsutstyr, som ventiltrær som det er marked for også internasjonalt. Flerfaseteknologien har gjort det mulig å bygge ut flere felt mer effektivt og lønnsomt, og å bygge ut felt som ellers ville blitt liggende brakk. Hvordan skulle det ellers vært mulig å bygge ut Snøhvit og føre brønnstrømmen ubehandlet 143 km inn til land? Eller bygge ut Ormen Lange på 1000 meters dyp og føre brønnstrømmen i flerfase til land? Dette er to av de mest ekstreme eksemplene på hvor nyttig denne oppfinnelsen har vært for norsk sokkel.