Gass/olje-forhold

Fra Wikipedia, den frie encyklopedi
Hopp til navigering Hopp til søk
PVT-egenskaper til råolje. Gass/olje-forholdet er Rs.

Gass/olje-forholdet, forkortet GOR etter engelsk «gas/oil ratio», er volumforholdet mellom gass og olje i fra råolje, etter at råoljen er ført fra reservoarforhold til standard trykk 1 atmosfære og standard temperatur 15,6 °C (60 °F).[1][2] Begrepet brukes også om volumforholdet mellom gass og olje observert i en brønnstrøm. GOR er et mål for evnen råoljen har til å løse opp gass.

Karakterisering av GOR er en viktig del av PVT-analyse for en råolje. Kunnskap om variasjon i gass/olje-forhold som funksjon av trykk er viktig for å kunne beskrive oppførselen til et petroleumsreservoar.

Typiske GOR-verdier for råoljer fra norske oljefelt er i intervallet 50 - 300 Sm³/Sm³.

I materialbalanseberegninger og i reservoarsimulering brukes tradisjonelt symbolet for gass/olje-forholdet.[1][3]

Definisjon[rediger | rediger kilde]

I en prøve av råolje vil kombinasjonen av reservoartrykk og temperatur gjøre at både lette og tunge komponenter av hydrokarbon vil være i væskefase i reservoaret. Når oljen tas opp til overflateforhold, vil mange av de lettere komponentene gå over til gassfase, mens de tyngre komponentene blir værende i væskefasen. For å skille de to tilstandene kan en si at oljenfasen i reservoaret svarer til de to komponentene gass og olje under standardforhold.[3] Gitt et vilkårlig volum av oljefasen i reservoaret, så er gass/olje-forholdet lik brøken av volumene av gasskomponenten og oljekomponenten:

Ekvivalent kan en si at GOR-verdien er volumet av gasskomponenten som vil løse seg i 1 volumenhet av oljekomponenten, når denne føres ned til reservoarvilkår.

Olje ved standardvilkår kalles stabil olje, fordi den kan transporteres under standardvilkår uten at mer gass blir frigjort.[2] Begrepet «stock-tank-olje» blir også brukt om en slik olje.

Oljedirektoratet bruker betegnelsen «assosiert gass» for gass oppløst i råoljen i reservoaret.[4] Gass/olje-forholdet i reservoaret før produksjonen starter kan dermed regnes ut fra

Enheter[rediger | rediger kilde]

Gas/olje-forholdet er formelt sett en dimensjonsløs størrelse, definert som volum/volum. Ulike enhetssystemer er i bruk i petroleumsindustrien, og dette er én grunn til at en alltid oppgir enheter for GOR. I SI-enheter er enheten lik Sm³/Sm³, der bokstaven S foran m3 indikerer standardvolum. I feltenheter brukes enheten scf/STB, standard kubikkfot delt på «stock-tank barrel». Sammenhengen mellom disse er 1 scf/STB = 0,17810760 Sm³/Sm³.

Feltenheten finnes skrevet med både små og store bokstaver, og skrivemåten «scf/STB» følger anbefaling fra Society of Petroleum Engineers.[5] Også andre forkortelser, som cf/bbl, er i bruk.

Mettet og umettet olje[rediger | rediger kilde]

For et reservoar som har fri gass tilstede, vil oljen like ved gass-sonen være mettet med gass, det vil si at den har tatt opp i seg så mye gass som mulig. GOR-verdien er da lik metningsverdien. I et reservoar som ikke har fri gass tilstede vil oljen være undermettet, slik at den vil være i stand til å kunne løse opp mer gass, dersom slik gass hadde vært tilgjengelig. I et undermettet reservoar, det vil si et reservoar uten fri gass, vil GOR-verdien til oljen være mindre enn metningsverdien.[1]

Dersom en senker trykket i en undermettet olje, så vil den nå et metningstrykk eller boblepunkttrykk, der gass tar til å komme ut av løsning. Senker en trykket ytterligere, vil stadig mer gass komme ut av løsning. Oljen har da endret sammensetning og har fått et lavere boblepunkttrykk. For de fleste oljer vil metningsverdien av GOR være en nokså lineær funksjon av boblepunkttrykket.

Brønnobservert gass/olje-forhold[rediger | rediger kilde]

Ved produksjon fra et undermettet reservoar vil gass/olje-forholdet som en observerer i en brønn være lik GOR-verdien til oljen i reservoaret. Ved produksjon fra et reservoar der brønnen også produserer fri gass i reservoaret, vil den observerte GOR-verdien i brønnen være større enn metningverdien. Den produserte gassen er da en kombinasjon av gass løst ut fra oljen og fri gass fra reservoaret.

Begrepet «total-GOR» eller «produsert GOR» kan brukes for å karakterisere gass/olje-forholdet som summen av oppløst og fri gass, i motsetning til «løsnings-GOR» eller «oppløst-GOR».[6][7]

Initiell GOR-variasjon i reservoaret[rediger | rediger kilde]

De fleste reservoar vil før produksjonen starter være i en form for likevekt: En gasskappe kan eksistere over en oljesone, som igjen hviler på undeliggende vann. I oljesonen er variasjonen av GOR mot dyp ofte antatt å være tilnærmet konstant, det vil si at oljen har lik sammensetning i hele reservoaret. Har en fri gass i reservoaret må denne konstante verdien være lik metningverdien ved trykket ved gass/olje-kontakten. Det er imidlertid vanlig at gravitasjonen fører til at reservoaret har en større andel av tyngre hydrokarbon-komponenter dypere nede, og denne variasjonen i sammensetning gir da en variasjon i GOR og væsketetthet mot dyp.[8]

Måling av gass/olje-forholdet[rediger | rediger kilde]

Gass/olje-forholdet måles vanligvis i et laboratorium ved hjelp av væskeprøver tatt på feltet, som en del av en PVT-analyse (Trykk-volum-temperatur-analyse).

Formasjonsprøving for å isolere en karakteristisk råolje fra reservoaret er generelt en vanskelig prosess.[1] Alternativt kan en bruke en rekombinert olje, det vil si en olje konstruert slik en tror den befinner seg i reservoaret.

Karakterisering av GOR er utfordrende, fordi resultatet vil avhenge av prosessen, inkludert måten som trykk, volum og temperatur endres på under målingene. Vanligvis brukes et laboratorie-eksperiment kalt differensiell frigjøring.[2] Væskeprøven plasseres i en celle der temperaturen holdes konstant, men der trykk og volum kan endres. Eksperimentet starter ved et trykk over boblepunkttrykket, slik at cellen inneholder kun olje. Deretter senkes trykket stegvis ned til standardvilkår. I hvert steg måles samhørende verdier av trykk og fluidvolum (gass og olje). Etter frigjøring av gass i et steg, blir gassen presset ut av cellen gjennom en dertil egnet ventil. GOR kan i hvert steg under boblepunkttrykket beregnes fra standardvolumene av frigjort gass, samt det resterende oljevolumet ved eksperimentets slutt.

GOR kan også måles i en separatortest, i en separator på feltet.[9] Da måles samhørende verdier av trykk og fluidvolum gjennom stegene i en trinnvis separator.

Gass/olje-forhold i Nordsjøen[rediger | rediger kilde]

En midlere verdi 120 Sm³/Sm³ er rapportert for GOR for felt i Vikinggraben i Nordsjøen.[10] Felt i Sentralgraben har en høyere middelverdi 390 Sm³/Sm³. For en «rekke felt» (uten nærmere presisering) som alle har oljer med Kimmeridge-skifer som kildebergart, oppgir samme referanse et intervall 38 - 276 Sm³/Sm³.

Eksempler på publiserte GOR-verdier målt for råoljer fra Nordsjøen er vist i tabellen under. Kolonnen merket «GOR NPD» er beregnet ut fra volumtall oppgitt av Oljedirektoratet.[4]

Felt GOR [Sm³/Sm³] GOR NPD [Sm³/Sm³]
Brage 93[11] 101,2
Draugen 53,6
Edda 312,5
Ekofisk 272[12] 265,4
Eldfisk 271,1
Embla 346,9
Edvard Grieg 120,5
Fram 148,5
Gina Krog 208,3
Gjøa 192,3
Grane 13,6
Heidrun 83,33
Ivar Aasen 148,9
Johan Sverdrup 37,4
Njord 265,2
Norne 114,6
Gullfaks 100[11] 112,8
Oseberg 137,5
Oseberg Sør 150,4
Oseberg Øst 82,2
Snorre 60-100[11] 106,5
Statfjord 155[11] 179,1
Tor 264,9
Tordis 116,6
Trestakk 214,3
Troll Oljeprovins 55,[13] 69[14] 57,2
Valhall 177,0
Veslefrikk 140,5
Visund 282,3

Bruk i materialbalanse[rediger | rediger kilde]

Materialbalanseberegninger er beregninger som uttrykket at masse er bevart under produksjon av petroleum. I slike beregninger tar en ikke hensyn til geometrisk form og utstrekning av reservoaret. Sammen med gass/olje-faktoren brukes i materialbalanseligninger og i reservoarsimulering volumfaktoren for olje, definert ved[1][3]

Som et eksempel på bruken av disse størrelsene kan en se konservering av masse når et volum flyttes fra reservoaret til overflatebetingelser:

Her symboliserer tetthet for henholdsvis gass og olje, og superscript SC viser til standardbetingelser («Standard Conditions»). For tettheten i reservoaret gir dette

Tettheten ved standardbetingelser har konstante verdier, mens verdiene av volumfaktoren, gas/olje-forholdet og oljetettheten i reservoaret vil kunne variere. Tettheten til oljen i reservoaret vil over boblepunkttrykket være en funksjon av trykk og gass/olje-forhold, men kun en funksjon av trykket under boblepunkttrykket.

Litteratur[rediger | rediger kilde]

  • Larry P. Dake (1978). Fundamentals of reservoir engineering. Amsterdam: Elsevier. ISBN 0-444-41667-6. 
  • Karen Scou Pedersen, Peter L. Christensen (2007). Phase behavior of petroleum reservoir fluids. Boca Raton, Fl.: CRC Press, Taylor & Francis. ISBN 0-8247-0694-3. 

Referanser[rediger | rediger kilde]

  1. ^ a b c d e L.P. Dake: Fundamentals of reservoir engineering s. 45ff
  2. ^ a b c K.S. Pedersen, P.L. Christensen: Phase behavior of petroleum reservoir fluids s. 48ff
  3. ^ a b c K.Aziz, A.Settari (2002). Petroleum reservoir simulation. Calgary: Blitzprint Ltd. ISBN 0-9730614-0-5. 
  4. ^ a b «FELT - attributtbeskrivelse». Faktasider Oljedirektoratet. Besøkt 3. mars 2020. 
  5. ^ SPE Publications Style Guide. Richardson, Tx: Society of Petroleum Engineers. 1987. 
  6. ^ «Total GOR». PetroWiki. Besøkt 3. mars 2020. 
  7. ^ «Solution GOR». PetroWiki. Besøkt 3. mars 2020. 
  8. ^ A.M. Schulte (1980). «Compositional variation within a hydrocarbon column due to gravity». SPE9235 presentert på SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas. 
  9. ^ K.S. Pedersen, P.L. Christensen: Phase behavior of petroleum reservoir fluids s. 54ff
  10. ^ W. Glennie, red. (1998). Petroleum Geology of the North Sea. 4. Oxford: Blackwell Science. s. 456. ISBN 0-632-03845-4. 
  11. ^ a b c d A.R. Awan, R. Teigland, J. Kleppe (2008). «A survey of North Sea enhanced-oil-recovery projects initiated during the years 1975-2005». SPE Reservoir Evaluation & Engineering (Juni). 
  12. ^ L.K. Thomas, T.N. Dixon, C.E. Evans, M.E. Vienot (1987). «Ekofisk Water Pilot». Journal of Petroleum Technology (February). 
  13. ^ B.T. Houg (1992). «The second long-term horizontal-term well test in Troll: Successful production from a 13-in. oil column with the well partly completed in the water zone». SPE24943 presentert på SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington. 
  14. ^ S.C. Lien, K.Seines, S.O. Havig, T. Kydland (1991). «The first long-term horizontal-term well test in the Troll thin oil zone». Journal of Petroleum Technology (August).