Lørdag 25.5.2019 - Uke 21
logo   128 000 besøkende i 2018

Samarbeidspartnere

530x265 kjemisk mekanismeTenkt kjemisk mekanisme for fjerning av råolje fra kalkoverflaten i et karbonatreservoar. Figur: Zhang et al. 2007

- Sjøvann har lenge blitt injisert i oljereservoarer for å opprettholde trykket og øke utvinningsgraden, forteller professor Tor Austad ved Institutt for petroleumsteknologi, Universitetet i Stavanger.

Vanninjeksjon virker på to måter. Vannet opprettholder for det første trykket i reservoaret slik at gassen ikke koker ut av oljen. Dette bidrar til at oljen holder en lav viskositet (lettflytende) og lettere flyter gjennom reservoaret. Injeksjon fører for det andre til at vann vil fortrenge oljen fra injeksjonsbrønnen mot produksjonsbrønnen.

Fuktegenskapene til et oljereservoar, hvordan olje og vann er fordelt i porerommene, er etablert gjennom millioner av år. Disse egenskapene er vanligvis ikke optimale når det gjelder maksimal fortrengning av olje med vann. Det er her begrepet ”smart vann” kommer inn i bildet.

-Ved å injisere vann med en annen kjemisk sammensetning enn formasjonsvannet, har en mulighet til å fjerne noe av det organiske materialet som er bundet til mineralene. Dette har vi mye erfaring med fra blant annet Ekofisk-feltet, påpeker Austad.

Injeksjon av sjøvann på Ekofisk har vært en suksesshistorie, der prognosene for utvinningsgrad har blitt oppjustert fra 18 % ved oppstart i 1971 til 50 % i dag.

Kjemien er avgjørende

- Sjøvann kan i seg selv betegnes som smart vann. Den kjemiske sammensetningen er i stand til å endre fuktegenskapene til et karbonatreservoar og fortrenge oljen, fremholder Austad.

Tor AustadForklaringen ligger i forskjellen på ionesammensetningen av formasjonsvannet og det injiserte vannet. Det er spesielt kalsium, magnesium og sulfat som er de viktige reaktive komponentene i sjøvann.

-Organiske molekyler (olje) binder seg lett til kalkoverflatene i reservoaret, og vi kaller det et oljefuktet reservoar. Når det injiserte vannet kommer inn og erstatter formasjonsvannet, vil sulfatet binde seg til kalkoverflaten. Dette reduserer den positive ladningen og legger til rette for at kalsiumet kan reagere med det organske materialet og frigjøre det fra kalkoverflaten (se bildet øverst), fortsetter han.

Tor Austad er professor i reservoarkjemi ved Institutt for petroleumsteknologi, Universitetet i Stavanger. Han har forsket på økt oljeutvinning fra karbonatreservoarer ved bruk av vanninjeksjon i 20 år. Foto: Universitetet i Stavanger

Men sjøvannet kan gjøres smartere. Mangeårig forskning ved Institutt for Petroleumsteknologi og Corec (Senter for økt oljeutvinning) ved Universitetet i Stavanger har resultert i god forståelse for hvilken kjemisk sammensetning som gir optimal fortrengning av olje fra karbonatreservoarer.

Sjøvann består av en rekke forskjellige ioner som parvis danner salter. Ved å fjerne natriumklorid, også kjent som alminnelig bordsalt, fra det injiserte sjøvannet, har forskerne påvist at både produksjonsraten og utvinningsgraden kan bli betydelig høyere. Og det stopper ikke der. Ved å øke mengden sulfat, ca. fire ganger konsentrasjonen av vanlig sjøvann, kunne forskerne konstatere en ytterligere økning i effekten.

530x359 produksjonOljeproduksjon ved innsuging av vann i kalkstein ved 90 oC. Formasjonsvann (VB), sjøvann (SW), sjøvann uten natriumklorid (SW0NaCl), og sjøvann uten natriumklorid tilsatt sulfat (SW0NaCl-4SO) Figur: Tor Austad/Jafar Fathi

Smart vann - også i sandstein

Modifisert sjøvann kan også øke utvinningsgraden av olje i sandsteinsreservoarer. For ca. 20 år siden oppdaget Norman Morrow (nå professor ved Universitetet i Wyoming, USA) at oljeutvinningen økte dersom reservoaret ble flømmet med vann med lavt saltinnhold.

I følge Austad er BP det oljeselskapet som har arbeidet mest med denne teknikken. Et laboratoriestudium av prøver fra 14 oljefelter viser at utvinningen økte med ca. 14 prosent ved å injisere vann med lavt saltinnhold.

Også Statoil har foretatt undersøkelser med injeksjon av vann med lavt saltinnhold på Snorre feltet. Rent teknisk var testen vellykket, men økningen i oljeutvinning var marginal, ca. 2 %. Dette skyldes, i følge Austad, at formasjonen inneholdt plagioklas, som gir et basisk formasjonsvann. Forskning ved Instititutt for petroleumsteknologi har i etterkant vist at basisk formasjonsvann med pH høyere enn 7,0 gir lite potensial for økt oljeutvinning med lavsalint vann.

- Bruken av smart vann har et stort potensial i sandsteinsreservoarer på norsk sokkel, selv om Statoil var uheldige med valget av Snorre som feltpilot.

- I lys av økt kjemisk forståelse av prosessene som foregår, burde en nå være i stand til å evaluere muligheten i de forskjellige feltene. Det er ressurskrevende å drive denne type eksperimentell forskning, men gevinsten kan være formidabel, avslutter Tor Austad.

 

Samarbeidspartnere

Nyhetsbrev

captcha 

200 ledige stillingerb

200 Tips oss

200 Fortell om din forskning

 

 Ukens PhD comics

phd101211s


Redaktør: Denne e-postadressen er beskyttet mot programmer som samler e-postadresser. Du må aktivere javaskript for å kunne se den.å

Om: Info om Geoforskning.no

Annonsere: Informasjon og priser

Kontakt: Kontaktinformasjon Tips oss

Webløsning ©2013-15 av Web Norge. Skjerm: