Deutsch
Francais
Nederlands
Svenska
Norsk
Dansk
Suomi
Espanol
Italiano
Portugues
Magyar
Polski
Cestina
Русский
Gasliftmetoden er en udbredt teknik til at øge olieproduktionen ved at injicere trykluft eller gas i olieborehullet. Denne injektion reducerer den hydrostatiske tryk på væskesøjlen inde i brønden, hvilket letter udstrømningen af olie fra reservoiret til overfladen. Teknikken anvendes især i dybe brønde og har en række fordele såsom bred anvendelighed over varierende dybder og flowhastigheder, behov for færre bevægelige dele samt relativt lave anlægsomkostninger sammenlignet med andre løftemetoder. Dog kan metoden være følsom over for korrosion forårsaget af sure gasser, og dens effektivitet falder ved tunge olier sammenlignet med lettere olier.
Modelleringen af gasliftprocessen er afgørende for optimering og styring af produktionen, da gaslift er en kompleks proces indlejret i et netværk af industrielle investeringer og operationelle beslutninger. De eksisterende modeller kan groft opdeles i mekanistiske og empiriske tilgange. Mekanistiske modeller baserer sig på fysiske love og balanceprincipper for masse, energi og bevægelse og er generelt mere universelle. Men de kan være meget komplekse og ressourcekrævende i beregningerne. Traditionelle mekanistiske modeller benytter ofte nodal analyse, hvor et inflow performance relationship (IPR) kombineres med en vertical lift performance (VLP) model. Disse metoder er dog teknisk udfordrende og stiller store krav til præcis karakterisering af brøndens egenskaber.
En nyere mekanistisk tilgang søger at forbedre dette ved at undgå den komplekse nodal analyse og i stedet anvende grundlæggende balanceprincipper, men den har sine egne begrænsninger, såsom forenklinger i reservoir- og brøndinteraktionen og antagelser om ensartet temperatur, som ikke altid holder i virkeligheden.
Empiriske modeller er baseret på dataindsamling og statistiske metoder som kunstig intelligens og eksperimentelt design. De kan virke pålidelige inden for de rammer, hvor data er indsamlet, men deres anvendelsesområde er begrænset til lignende brønde og forhold. For eksempel er nogle modeller udviklet specifikt til vertikale brønde i bestemte regioner og kan derfor ikke uden videre overføres til mere komplekse eller afvigende brøndtyper.
Et særligt problem ved gaslift er den flerfase flow, hvor gas, olie, vand og faste partikler strømmer sammen i brønden. Enkelte forsøg på at modellere dette som ét enkelt faseflow har vist sig utilstrækkelige, især i brøndens senere produktionsstadier, hvor vandindhold, sand og gaskappe bliver væsentlige faktorer. Derfor har flere forskere foreslået todelte fasemodeller, men ingen af disse har fuldt ud løst kompleksiteten.
Den mekanistiske model, der præsenteres i denne sammenhæng, deler brønden i to hydraulisk forbundne sektioner over og under gasliftventilen. Den indsprøjtede gas bevæger sig opad i den øvre sektion og blander sig med de indfødte væsker, mens gasens bevægelse nedad i den nedre sektion hindres af opdrift. Modellen inkluderer et detaljeret blik på væskestrømmens faser – gas, olie, vand og faste partikler – og anvender først-princip-metoder til at beskrive brøndens geometri og termodynamiske variable uden at basere sig på empiriske korrelationer.
Derudover er økonomiske overvejelser ved gasliftprocessen væsentlige. Omkostningern
Hvordan naturgas opfører sig i forskellige forhold og udfordringerne ved at udvinde den
Ukonventionelle gasreserver deler en fælles egenskab: De indeholder store mængder naturgas. Udvindingen af denne gas er dog langt mere udfordrende sammenlignet med konventionelle reservoirer. Ukonventionelle gasreserver findes ofte i reservoirer med lav permeabilitet på mindre end én millidarcy, hvilket gør konventionelle udvindingsmetoder ineffektive. For at opnå en økonomisk udvinding af naturgas kræves kunstige veje til gasproduktionen. Horisontal boring og hydraulisk frakturering er de primære teknikker, der benyttes til udvinding af disse ressourcer. På grund af den relativt hurtige afmatning af disse brønde er det nødvendigt at bore flere brønde sammenlignet med konventionelle reservoirer.
Konventionelle metoder har hidtil stået for en betydelig del af den globale gasproduktion. Fremskridt i udvindingsteknologi har dog gjort det muligt for flere ukonventionelle gasreserver at blive økonomisk rentable eller vise potentiale for fremtidig økonomisk levedygtighed. Ukonventionelle gasreserver kan potentielt supplere konventionel gasproduktion i gasskabende regioner. I modsætning hertil kan produktionen af ukonventionel gas i gasimporterende regioner føre til faldende gaspriser og et fald i gasimporten.
En central udfordring ved arbejdet med naturgas er at forstå dens faseadfærd under forskellige tryk- og temperaturforhold. Naturgas består af en blanding af kulbrinter, som naturligt findes under jorden under højere temperaturer og tryk end omgivelserne. En præcis forståelse af gasens adfærd under disse forhold er afgørende, især når det drejer sig om volumen og termofysiske egenskaber. Disse egenskaber er nødvendige for vurdering af reserver, simulering af reservoirer, produktion, design af produktionsfaciliteter og udvikling af transportsystemer.
Faseadfærden for naturgas illustreres ofte gennem et fasediagram, der viser tryk mod temperatur. Grænsen mellem gas-væske to-faseområdet og det monophasiske væskeområde er kendt som bubble point-kurven, som findes på venstre side af grafen. Den linje, der adskiller de to faser, kaldes dew point-linjen og findes på højre side af kurven. Når man når det kritiske punkt, hvor forskellen mellem gas og væske ophører, mødes bubble point- og dew point-linjerne. Den højeste temperatur, ved hvilken væsker kan dannes, kaldes cricondentherm (TCC), og det højeste tryk, ved hvilket væsker kan dannes, kaldes cricondenbar (PCC).
Når gas komprimeres i området mellem kritisk tryk (Pc) og kritisk temperatur (Tc), opstår et fænomen kendt som retrograd kondensation, hvor en gas pludselig kondenserer til væske. Dette fænomen kan føre til udfordringer, når man forsøger at udvinde gas fra sådanne felter, da det kræver præcise simuleringer og forståelse for at optimere udvindingen.
Faseadfærden af naturgas påvirkes stærkt af sammensætningen af gasblandingen, især koncentrationen af tungere kulbrinter som hexan og større. Inklusionen af disse tungere kulbrinter i beregninger af faseadfærd er afgørende, da deres tilstedeværelse kan have en markant indvirkning på faseindkapslingen. Hvis man undlader at tage højde for disse komponenter, kan det føre til en undervurdering af faseindkapslingen og dermed en unøjagtig forståelse af gasens adfærd under de givne forhold.
Det er vigtigt at forstå, at de fysiske og kemiske egenskaber af naturgas, herunder dens varmekapacitet og dens indvirkning på energiudnyttelsen, har stor betydning for økonomien i udvinding og distribution. Naturgas måles i BTU (British Thermal Unit) for at bestemme dens energiindhold. Når gasselskaber måler gas, anvender de ofte en konverteringsfaktor for at omregne gasvolumen til varmeindhold, hvilket gør det muligt at beregne den faktiske energiforbrug.
Endvidere kræves det, at gas, som transporteres i rørledninger, får tilsat en lugt, så eventuelle lækager nemt kan opdages. Denne lugt kommer fra små mængder af organisk svovl, som blandes med gassen. Dette er en vigtig sikkerhedsforanstaltning i industrien.
For at kunne forstå de økonomiske konsekvenser og driftskrav ved naturgasproduktion og -udnyttelse er det essentielt at have avancerede teknikker til at forudse og karakterisere gasens faseadfærd under de forhold, der er relevante for hvert specifikt reservoir. Uden denne forståelse kan det være vanskeligt at udnytte naturgassen effektivt og optimalt, hvilket kan føre til økonomiske tab og ineffektiv ressourceudnyttelse.