Teknologi-genialt fra ABB

  • offshore

Utvinningsgraden fra petroleumsreservoarene har økt kraftig siden starten på 70-tallet. I dag kan 30-60 prosent av reservene hentes opp, men det er fremdeles ikke bra nok.

Utsiktene til enorme fortjenester ved økt og lengre utvinning på platånivå gir rom for den teknologiutvikling som ABB har gjort gjennom "Optimize IT Enhanced Oil Production suite".

I 1997 startet ABB et prosjekt som skulle se på teknologiutvikling for fremtidig petroleumsvirksomhet. Mange gode ideer ble utviklet med tanke på å forbedre overvåking og regulering i brønner og produksjonsanlegg.

- Reguleringsteknologien i petroleumsindustrien har tradisjonelt vært hentet fra landbasert industri. Med økende grad av undervannsvirksomhet og krav til bedre utvinningsgrad er tendensen at mer av utstyret er spesielt tilrettelagt for formålet, sier leder for Enhanced Oil Production i ABB, Håvard Moe.

I 2000 var tiden inne for å spesialisere utviklingen mot ett område, og det var klart at det var mest å hente på å optimalisere produksjonen i og nær brønnområdene,

Fjerner væskeplugger

Arbeidet har resultert i tre kommersielle produkter som er lansert det siste året. Ved å kombinere kunnskap om reguleringsteknikk med produksjonsdata og informasjonsteknologi, har de utviklet systemer for brønn- og rørledningskontroll samt brønnovervåking.

Hemmeligheten bak bedre produksjon fra rørledninger ligger i bedre kontroll på væskeplugger (slugs) som ofte oppstår med sykliske gjentagelser i flerfasestrømmer. Prosessanleggene får enorme belastninger når disse kommer inn, og kan medføre nedstenging av hele anlegget.

Ved å måle trykk-, temperatur- og væskestrømsdifferansene over rørledningen vil et dataprogram regulere strupeventilene slik at væskepluggene reduseres. Gevinsten for operatøren av anlegget er forbedret, mer stabil og dermed økt olje- og gassproduksjon.

- Vi installerte "Active Flowline Control" for Phillips Petroleum på Tor-plattformen på Ekofisk i fjor. De rapporterer om 5-10 prosent høyere oljeproduksjon med et slik system, sier prosjektingeniør i Moes avdeling, Bjørn Bjune.

Liv til umulige brønner

Den største gevinsten hentes derimot ikke fra å forbedre operasjonen av rørledningene, den oppnås når brønnene produserer stabilt ved lavt trykk i produksjonsstrengen.

Trykk-, temperatur- og strømningsdata fra brønnen, brønnhodet og ringrommet prosesseres, slik at strupeventilene på brønnhodet og eventuelle gassinjeksjonsventiler reguleres automatisk.

- På Brage har vi testet systemet for aktiv brønnkontroll på en nedstengt ustabil brønn. Etter installering av vårt system, produserte den stabilt mellom 900 og 1000 fat olje pr. dag i testeperioden, forteller prosjektingeniør Nicolas Alexander Hall i ABB.

"Active Well Control" sørger for at trykket i brønnen holder seg på et stabilt og lavt nivå. På den måten økes oljeproduksjonen, i og med at det er trykkdifferansen mellom reservoaret og brønnen som bestemmer produksjonshastigheten.

Overvåker fra land

Det tredje produktet som er lansert fra ABB Enhanced Oil Production, er et overvåkingssystem som bruker alle tilgjengelige måledata og simulerer væskestrømmen gjennom hele produksjonssystemet. Dermed kan operatøren estimere hvor mye olje, gass og vann brønnene vil produsere og gå inn og stenge av uønsket produksjon.

"Well Monitoring System" bruker den redundans som finnes i nettverket slik at en sensors bortfall ikke påvirker operasjonen. Kontinuerlig overvåking og mer oppetid for anlegget gir mindre behov for hyppige brønntester.

Det hele kan støttes fra land, noe som i dag skjer på Brage og Ekofisk. Landbasen holder til i ABBs lokaler på Hasle i Oslo, hvor faste telefonmøter med Hydros driftsorganisasjon på Brage sørger for at de mest effektive tiltak for bedret oljeproduksjon settes i verk ute i Nordsjøen.

Til sammen utgjør disse elementene grunnlaget for fremtidens intelligente felter, tror ABB. Færre mennesker på produksjonsanlegget, mer pålitelige systemer og flere fat olje pr. brønn er målet.

- Jo høyere produksjonsmål et oljeselskap har, desto større villighet er det til å prøve ny teknologi. At det finnes mange operatører på norsk sokkel, gir flere innfallsvinkler på utfordringene, og er bra for teknologiutviklingen, slår Moe fast.