SmartPipe har vært et seksårig forskningsprogram (2006–2013). Målet var å forene materielle nedbrytningsmodeller og analyseverktøy med sensordata fra olje- og gassrør – for å oppnå øyeblikkelig tilstandskontroll.
Partnere i prosjektet er Sintef, Force Technology, Bredero Shaw, Ebm-Papst, Siemens, Technip, Eni, ConocoPhilips, Petrobras og Total.
Et konsortium av bedrifter i trondheimsregionen har stått sammen i kommersialiseringen. Siemens har sørget for kommunikasjonsutstyret fra røret og inn til oljeindustrien. Bredero Shaw har produsert rørene og montert utstyret. Force Technology har tolket dataene, og Norbitech har produsert elektronikken. I tillegg har Ebm-Papst laget batteripakkene til systemet.
De siste årene har forskere fra Sintef utviklet oljerør som kan sende og motta data og melde fra om helsetilstanden sin inn til land.
I fjor høst ble 200 meter med rør lagt ut i Orkanger havn for å teste om elektronikken ville overleve under havoverflata, og om sensorene ville greie å sende informasjon inn til folk på land.
– Testene var vellykkede, slår prosjektleder Ole Øystein Knudsen fast.
I etterkant har forskerne også testet om elektronikken klarer seg når røret kveiles opp på tromler for å transporteres ut til feltet.
– Under slike tester tøyes og deformeres røret, og siden elektronikk ikke tåler å bøyes, var det noen sensorer som røk under testen. Men vi vet nå hva som skjedde og gjør små endringer for å beskytte elektronikken bedre, sier Knudsen.
Behov for løpende informasjon fra røret
Med oljeutvinning på stadig større dyp og i mer miljøsensitive områder, må tilstanden på rørene som skal føre den varme brønnstrømmen inn til en produksjonsplattform, være god.
I stedet for å basere seg på godt slingringsmonn og inspeksjoner cirka hvert femte år, har man ønsket løpende informasjon som kunne gi en helt annen kontroll på tilstanden på røret
Belter fulle av elektronikk
Røret har et tykt isolasjonslag med polypropylen. Her er elektronikken skjult, og her sendes dataene trådløst langs røret inn til land eller en plattform. (Foto: (Illustrasjon: Sintef))
Oljerørene driver overvåking i sanntid. Dette skjer via belter på røret der en rekke sensorer måler veggtykkelse, strekk, temperatur og vibrasjon på røret.
Sensorbeltene er utplassert for hver 24. meter på røret som frakter brønnstrømmen. Utenpå stålrøret ligger et tykt isolasjonslag med polypropylen. Her er elektronikken skjult, og her sendes dataene trådløst langs røret inn til land eller en plattform.
Etter ett år med testing går prosjektet nå over i en pilotfase.
Ole Øystein Knudsen forteller at forskerne har hatt besøk av et amerikansk oljeselskap som de forhandler med.
– Dette selskapet kontaktet oss etter ulykken i Mexicogolfen. Siden de regnet med strengere regler for overvåking av rør framover, satte de i gang et eget prosjekt, men da de oppdaget SmartPipe og at vi var kommet lenger, tok de kontakt med oss, sier Knudsen.
Fra regelbasert til løpende overvåking
Forskerne ser en rekke fordeler med de nye rørene. Siden mange oljerør også frakter vann fra reservoaret, oppstår det lett korrosjon. Dette bremses ved å tilsette såkalte inhibitorstoffer; stoffer som hindrer korrosjon; i små konsentrasjoner.
Men det kan oppstå feil, og det kan gå en stund før dette avdekkes. Det kan føre til at røret må tas ut av drift tidligere enn ønsket. Inspeksjon og kontroll av rørets tilstand slik det gjøres i dag, er også dyrt.
Annonse
Med det nye systemet vil man kunne oppdage feil på et tidlig stadium og gjøre korreksjoner.
Et annet viktig område er overvåking av frie spenn langs røret. Deler av røret vil kunne henge fritt i vannet fordi sjøbunnen er kupert, og begynne å svinge på grunn av strømninger i vannet.
– Med de nye rørene kan vi måle utmattingsforløpet slik at levetiden kan estimeres nøyaktig, forteller Knudsen.
