Subsea-installasjon for Tordis blir lastet ombord på Edda Flora Fra venstre Deck Supervisor Bjarte Nordgård og Gunvald Hagen Deepocean (Bilde: Marit Hommedal)

Forlenger levetiden på undervannsbrønner

Statoil har byttet ut kontrollsystemene på undervannsbrønnene i feltene Vigdis og Tordis. Det sikrer drift fram til 2030.

  • Olje og gass

Stavanger: Rundt halvparten av Statoils olje og gassproduksjon på norsk sokkel kommer fra undervannsbrønner. Mange av disse begynner å trekke på årene og har behov for å oppgraderes.

– Det er særlig vanskelig å skaffe reservedeler til kontrollsystemet, som styrer brønnventiler og instrumentering på og i brønnen. De elektroniske komponentene er gått ut av produksjon og lagerføres ikke lenger, forteller prosjektleder Joar Kristensen i Statoil.

For Statoil betyr det at feil i kontrollsystemet ikke umiddelbart kan rettes på og at brønnen må stenges ned over lengre perioder. For å bøte på dette gjennomførte Statoil studier for feltene Vigdis og Tordis i 2007, for om mulig å skifte ut kontrollsystemene på til sammen 26 brønner, 14 på Tordis og 12 på Vigdis samt tilhørende utstyr på plattformene Gullfaks C og Snorre A. Studiene ble utført av de to leverandørene av undervannsutrustningen ved de to feltene, henholdsvis GE Oil & Gas og Aker Solutions (opprinnelig ABB og Kværner).

Statoil regner med at alle brønnene er fornyet i løpet av året.

0031377_-_Tordis_-_Photo_FMC_Kongsberg_Subsea_-_Statoil 1112161457.jpg

Over på industristandard

– Studiene viste at det var fult mulig å skifte ut kontrollsystemene med minimal nedstenging av produksjonen og at prosjektet var gjennomførbart. Vi utlyste en konkurranse mellom de to leverandørene og valgte å gå videre med GE Oil & Gas, forteller Kristensen.

De nye kontrollsystemene skulle leveres i henhold til ISO-krav i tillegg til Statoils egne krav til denne typen utrustning. Blant annet skulle de ha kommunikasjon både via fiber og kobber. De skulle adresseres med TCP/IP og ha en standard kommunikasjon via RS-422. I tillegg skal det være mulig å koble dem opp mot utstyr med Profibus og Ethernet som er standard for undervannsutrusting.

Les også: Mer olje uten borerigger

Standard elektronikk

Rune Strømquist i GE Oil & Gas forklarer at de baserte sine nye kontrollmoduler på et nytt system de hadde under utvikling, men som ble materialisert gjennom prosjektet Tordis Vigdis Control system Modifications (TVCM). 0031375_-_Vigdis_-_Photo_Norsk_Hydro_-_Statoil 1112161457.jpg

Hele konseptet er basert på undervannskontrollmodulen Semstar5, som GE fikk en innovasjonspris for under OTC i Houston i 2011.

– Mens tidligere kontrollmoduler i stor grad var basert på egenutviklet elektronikk, er Semstar5 basert på standard industrielektronikk. Det gjør det lettere å vedlikeholde og skaffe reservedeler senere, sier Strømquist.





Opprettholder produksjonen

TVCM-prosjektet er unikt siden hele utskiftingen gjøres mens feltet er i produksjon. Men det er også unikt i den forstand at GE setter sine kontrollmoduler på undervannsutrustning fra en konkurrent, Aker Solutions, i tillegg til sine egne ventiler.

– En del av avtalen var at den som vant anbudet skulle få tilgang på interfacedata fra konkurrenten, forteller Strømquist.

For å løse problemet med at undervannsutrustningen fra begge leverandører var av eldre dato, måtte det lages adaptere som kunne kobles på de eksisterende tilkoblingpunktene på den gamle utrustningen.

– Dette er avanserte adaptere som inneholder koblinger både til signaler for styring og instrumentering, samt hydraulikk til aktuatorer. I tillegg kan de nye kontrollmodulene kobles direkte mot nedihullsinstrumenteringen, forteller Kristensen.