BP = bedre produksjon

Stavanger: Årlig bruker BP 250 millioner dollar, eller rundt 1750 millioner kroner til teknologiutvikling.

Rundt 700 mennesker bruker all sin tid til å finne forbedringer, nye metoder og nytt utstyr for å videreutvikle og forbedre produksjonen av olje og gass.

Rundt halvparten av beløpet brukes internt, resten brukes på bedrifter og institusjoner utenfor oljeselskapet. I Norge ledes denne virksomheten av Torbjørn Darre.

- Vi samarbeider nært med teknologisentrene i Sunbury utenfor London og i Houston, puss at vi har våre egne prosjekter i Norge, forteller Darre.

Mesteparten av utviklingsarbeidet er knyttet til behovene som initieres fra driftsorganisasjonene for de feltene BP opererer. På norsk sokkel er det Ula, Gyda og Valhall. Dessuten har BP ansvaret for flere felt som ennå ikke er utbygd.

- Vi må finne teknologier som gjør det mulig å bygge ut flere felt til langt lavere pris. Et av de viktigste arbeidene vi holder på med er å utvikle undervannsproduksjon gjennom Subsea Production Consortium (SPC). Dette er et samarbeid mellom BP, Texaco Chevron, Aker Kværner Oil and Gas og ABB Offshore Systems, sier Darre.

Må gi gevinst

Målet med SPC er å finne frem til mer effektive undervannsproduksjonsenheter. Mange av erfaringene fra Troll pilot skal bygges inn i de nye systemene, men det skal utvikles flere forskjellige enheter hvor produksjonsenheten er mer fleksibel.

- Vi skal ta steget etter Troll. BP har flere felt med behov for ekstra produksjonskapasitet. Det kan vi løse med lokal prosessering under vann. Målet er å redusere størrelsen på utstyret under vann slik at det blir lettere å få heist på plass uten å bruke store tunge løftefartøyer.

Den store utfordringen er og blir de som er ansvarlige for et felt eller område, de såkalte asset managers. I BP som i alle andre oljeselskaper må denne personen overbevises om at investeringer i nytt utstyr er lønnsomt. Utstyret kommer ikke på plass før alle risikoene knyttet til investeringen er avklart og godkjent av asset manager.

- En stor investering som et undervannsproduksjonsanlegg må gi ekstra verdi og være lønnsom. Vi vil derfor arbeide mye med å komme frem til løsninger som gir inntjening fra start av uten at det er knyttet for stor risiko til investeringen, understreker Darre.

6 hovedpunkter

Utviklingsarbeidet som foregår i BP kan oppsummeres i seks hovedpunkter:

·Innsamling og organisering av data for å forbedre boreprosessene samt danne bedre beslutningsgrunnlag for ledelsen.

·Intelligente brønner, dvs. brønner med styrbare ventiler og instrumentering med inntil 15 års levetid.

·Bedre kontroll over utstyr og installasjoner spesielt med hensyn på holdbarhet og driftssikkerhet.

·Seismikk som varer hele feltets levetid. Seismiske instrumenter legges over reservoaret slik at det er mulig å lytte til hvordan reservoaret oppfører seg for å finne optimale utvinningsstrategier.

·Bygge opp store erfaringsdatabaser for å kunne optimalisere drift på installasjonene og minimalisere energiforbruket.

·Utvikle programvare for bedre prognoser og strategier som beslutningsstøtte.

Mye av dette viktige arbeidet gjøres ved BPs kontor i Stavanger og i nært samarbeid med driftsorganisasjonene for de forskjellige feltene og norske forskningsprogrammer som Demo 2000 og OG21.

eField

Paul Hocking har i mange år bygget opp solid kompetanse innen fjernovervåking av oljeinstallasjoner. Alle disse dataene samles i sann tid i en database for senere bruk i analyser og simuleringer av prosessystemene. Prosjektet han arbeider med går under navnet eField.

- Vi har etablert forbindelser via fiberoptiske kabler til alle plattformene vi driver. De dataene vi samler inn skal vi bruke til å optimalisere driften av plattformene, forteller Hocking.

Den største utfordringen er å lage dynamiske modeller av prosessene. - Vi kjenner for lite til reservoardataene til å kunne lage fullverdige dynamiske modeller. Derfor må vi inntil videre kjøre steady state analyser. Skal vi få fullverdige modeller, må vi måle trykk og temperatur for hver meter i reservoaret.