È molto probabile che i futuri giacimenti offshore di petrolio e gas siano "sviluppi satellitari" che sono meno costosi ed emettono meno gas serra rispetto ad altri giacimenti perché non richiedono nuove piattaforme di produzione. Un innovativo strumento di calcolo norvegese chiamato "Slug Capturing 2" sta ora consentendo la progettazione di condotte più lunghe che consentiranno di sviluppare molti più campi come satelliti.

Lontano dalla terra e dall'aria, la piattaforma norvegese è ricoperta da una ragnatela di condutture attraverso le quali i fluidi di produzione scorrono dai pozzi che attingono ai giacimenti.

Questo sistema che trasporta olio, acqua e gas nella stessa condotta è chiamato trasporto multifase.

I ricercatori norvegesi hanno ora sviluppato un modello di simulazione progettato per affrontare una delle più grandi sfide create da questa forma di trasporto tramite pipeline:la formazione di lumache. Questi limitano la distanza alla quale un campo satellitare può essere sviluppato dalla sua struttura ospite e richiedono che maggiori margini di sicurezza siano incorporati nella progettazione di strutture multifase.

Ridurre la CO ₂ emissioni

La tecnologia multifase è nata da SINTEF e dall'Istituto norvegese per la ricerca sull'energia (IFE) quasi 40 anni fa. Questa tecnologia consente di trasportare petrolio e gas grezzi direttamente dai pozzi di produzione di un giacimento a piattaforme situate su giacimenti vicini o direttamente a terra.

Il trasporto multifase è il fattore chiave che ha consentito l'installazione sul fondo del mare di impianti di produzione completamente integrati. Consente di recuperare petrolio e gas offshore senza gli alti livelli di consumo energetico ed emissioni di gas serra che la costruzione di nuove piattaforme di produzione comporta.

Per ogni tonnellata di acciaio risparmiata nella costruzione, CO ₂ le emissioni sono ridotte di poco meno di due tonnellate.

Lunghi tappi di liquido

Una delle principali sfide affrontate dai pionieri della tecnologia multifase di SINTEF e IFE è stata quella di affrontare il problema dello slugging, la formazione di lunghi tappi di liquido, separati da grandi bolle di gas nelle tubazioni.

Lo sfregamento provoca enormi fluttuazioni nelle portate e provoca vibrazioni lungo le tubazioni. Può ridurre la durata della tubazione e se le spine sono abbastanza lunghe, possono allagare i separatori nella struttura di accoglienza.

Gli strumenti di calcolo sviluppati dai pionieri hanno fornito un controllo adeguato del fenomeno dello slugging e hanno reso possibile il trasporto multifase per molti giacimenti offshore. Però, più lungo è il gasdotto, maggiore è il problema dello slugging.

Aumentare la distanza di trasporto

Questo è uno dei motivi per cui un nuovo strumento di simulazione recentemente sviluppato da SINTEF e dalla società norvegese LedaFlow Technologies è una buona notizia.

Tutto grazie a questo strumento saremo probabilmente presto in grado di aumentare la distanza massima di trasporto multifase consentendo ulteriori sviluppi satellitari.

Il nuovo strumento consentirà quindi di ridurre le emissioni derivanti dalla produzione di petrolio e gas ed è di grande importanza nella transizione verso una società a emissioni nette zero.

Campi satellitari "senza piattaforma"

In termini di futuro della nostra industria offshore, Rystad Energy prevede che fino al 75% del petrolio e del gas provenienti dai nuovi giacimenti norvegesi sarà recuperato utilizzando i cosiddetti "tieback". I tieback consentono la produzione da campi satellitari "senza piattaforma", da cui il flusso del pozzo viene trasportato tramite condotte multifase alle strutture host esistenti con capacità libera.

I risultati del lavoro pionieristico svolto da SINTEF e IFE negli anni '80 rimangono il fondamento dei modelli computazionali utilizzati per progettare e gestire installazioni multifase sul fondo del mare.

Ora siamo riusciti a portare avanti un modello molto utilizzato in tutto il mondo; il simulatore multifase chiamato LedaFlow. Lo sviluppo di questo simulatore è iniziato subito dopo l'inizio del nuovo millennio come parte di uno sforzo congiunto tra SINTEF e le compagnie petrolifere TOTAL e ConocoPhillips.

Kongsberg Digital è responsabile dell'industrializzazione della tecnologia per conto della società spin-off LedaFlow Technologies.

Simulazioni accurate

Lo strumento di simulazione dello slugging recentemente sviluppato prevede sia la frequenza che la lunghezza dei tappi di liquido che si formano nelle tubazioni. Lo strumento è così preciso che dovrebbe essere possibile aumentare le distanze di trasporto del gasdotto multifase, sia orizzontalmente lungo il fondo del mare che verticalmente verso l'alto dal fondo del mare per ospitare i ponti della piattaforma.

I nuovi modelli computazionali di SINTEF e LedaFlow Technologies sono creati come modulo incorporato nel pacchetto LedaFlow.

Il lavoro è stato svolto con il finanziamento del Research Council of Norway e delle due summenzionate compagnie petrolifere nell'ambito di un progetto di innovazione denominato "Accurate".

Produzione in acque profonde

Lo strumento è stato appositamente progettato per aiutare a stimare le sollecitazioni meccaniche agenti sulle bretelle che si estendono dal fondale fino alle piattaforme. Consentirà inoltre l'ottimizzazione del design in grado di garantire l'integrità della pipeline e prevenire perdite senza costose sovraprogettazioni.

Ciò è particolarmente importante nel caso della produzione in acque profonde, come nel Golfo del Messico dove il trasporto con lunghe bretelle può creare grossi problemi. I riser per acque profonde sono particolarmente vulnerabili ai guasti meccanici causati dall'affaticamento del materiale derivante dallo sfregamento. I progettisti di tali sistemi hanno quindi bisogno di strumenti affidabili che consentano loro di prevedere la durata dei componenti dei riser.

Due importanti compagnie petrolifere hanno già utilizzato la più recente versione di ricerca e sviluppo del nuovo modulo simulatore per progettare riser per acque profonde.

Progettazione ottimale delle strutture di accoglienza

Le nuove conoscenze acquisite sullo slugging creano anche opportunità per una progettazione più ottimale delle strutture di accoglienza installate su piattaforme host. Questo è importante perché il sovradimensionamento richiede energia e quindi è costoso. Se una struttura è sottodimensionata, l'operatore potrebbe dover ridurre la produzione o ricorrere a contromisure che richiedono energia.

"Slug Capturing 2" è il nome dato al nuovo modulo computazionale. Sarà rilevante per gli sviluppi sul campo offshore sia in Norvegia che in altri paesi. Sarà rilasciato sul mercato commerciale all'inizio del 2021.

L'innovazione si basa su esperimenti di laboratorio avanzati condotti presso SINTEF nel più grande laboratorio multifase del mondo, che è installato con apparecchiature sperimentali in grado di facilitare tutto, dal banco alle prove su scala industriale.

Il laboratorio rappresenta un'infrastruttura di ricerca che continuerà ad essere di grande importanza nel lavoro di riduzione dell'impronta di carbonio dalla produzione offshore di petrolio e gas.