Statoil har installert nye undervannskontrollsystemer på feltene Tordis (bildet) og Vigdis, noe som kan bidra til å øke levetiden deres til 2030.
Statoil har installert nye undervannskontrollsystemer på feltene Tordis (bildet) og Vigdis, noe som kan bidra til å øke levetiden deres til 2030.

Ptil ønsker bedre vedlikehold subsea

Det kom fra under Subsea-konferansen 2013 ble arrangert for 12. år på rad i Kristiansand.

”Elektrofil” på bunnen i 2030

Vil vi få hel-elektriske subsea-installasjoner, og i så fall når? Det spørsmålet stilte Einar Winter Larsen (Aker Solutions) seg. Trendene innen subsea går mot dypere vann, komplekse reservoarer, lengre avstander mellom brønn og prosess, og tøffere miljø. Winther Larsen mener det må bygges opp teknologi og design for å kunne gå ”all-electric” subsea.

For at markedet skal snu krever det løsninger innen kompresjon, pumper og manifolder. Man er avhengig av gode og stabile HIPPS fail-safe-systemer (High Integrity Pipeline Protection System) og nedihulls sikkerhetssystemer. Hvis disse punktene er en suksess og viser økende stabilitet, vil markedet snu, tror Winther Larsen.

Han setter 2030 som et estimat for skikkelige, helelektriske systemer på havbunnen. Men utfordringene står i kø: Man må ha nok prosjekter for å sikre en god leverandørbase, man må standardisere, utvikle og beholde leverandører med høy kompetanse samt utvikle nedihulls sikkerhetssystemer.

Tekst: Tom Kristian Venger, kommunikasjonsrådgiver i NFA

Den satte søkelyset på erfaring og drift av prosjekter, integrerte operasjoner, energidistribusjon, styring og kontroll.

Underprioritert vedlikehold

Åpningsinnlegget ble holdt av fagsjef Eirik Duesten fra Petroleumstilsynet, som satte subsea-hendelser på norsk sokkel under lupen. Ifølge Ptil er forebyggende vedlikehold underprioritert. Dette har ført til at antallet subsea-lekkasjer de siste ti årene har steget drastisk, fra tre i 2003 til sytten i 2010.

I år har det vært ti hendelser, hvor sju av dem førte til lekkasje av hydraulikkolje, og tre medførte lekkasje av hydrokarboner. Fellesnevneren for alle lekkasjer er at de bunner i operasjonelle feil, som feilhåndtering av ventiler.

Frykter storlekkasje

Størrelsen på lekkasjene er ikke tatt med i Ptils statistikk, men ifølge tilsynet har de begrenset omfang. Ptil frykter riktignok at det bare er et tidsspørsmål før man får en større lekkasje på havbunnen hvis trenden fortsetter og det ikke satses mer på vedlikehold slik at antall operasjonelle feil blir redusert.

Ptil mener næringen står overfor en rekke utfordringer i fremtiden, og at næringen må øke søkelyset på ventilovervåking, monitorering og riktig bruk av teknologi. Tilsynet mener dessuten at standardisering er viktig. Det er for mange versjoner og produkter, og forskjellige systemer. Duesten oppfordrer derfor bransjen til å standardisere, ifølge tilsynet.

Forlenger levetiden

 

Senioringeniør Marius Røed Hansen fra Statoil holdt innlegg om erfaringer fra installasjon og commisioning av oppgradert subsea-kontrollsystem på Tordis.

Tordis og Vigdis er to undervannsfelt i samme lisensområde på henholdsvis 200 og 290 meters dyp.

Totalt har feltet 26 brønner, 14 på Tordis og 12 på Vigdis. Statoils ambisjon er å forlenge feltenes levetid til 2030. Tordis og Vigdis har nå fått vesentlig forbedret undervanns-kontrollsystem, noe som vil bidra til videre verdiskaping for Statoil. Systemet omfatter blant annet PCDM-moduler (Power and Communication Distribution Module) for kraft og kommunikasjon, sensorpakke med akustisk lekkasjesensor på hver manifoil.

Kommunikasjonsproblemer

En suksessfaktor har vært adapterplater som tillater bruk av én type SCM (Subsea Control Module) på alle trær. Statoil gjennomførte først arbeidet på Tordis, før man tok med seg prosjekterfaringene over til Vigdis. Erfaringer fra driftsfasen er gode for Tordis, og disse erfaringene effektiviserte arbeidet på Vigdis.  Erfaringer fra drift på Vigdis er også gode, men her har man opplevd mindre stabil kommunikasjon enn på Tordis. Årsaken er at man sliter litt med fiberoptisk kommunikasjonskabel, trolig som følge av trøbbel med koblingen.

Dette legger likevel ingen demper på fiber som førstevalg ettersom det fungerer bra de gangene det virker. Statoil har som følge av prosjektet trukket ut to viktige erfaringer for senere oppgraderingsprosjekter: Sjekke tilstand på eksisterende utstyr, og en grundig systemtest inkludert test av alle grensesnitt på land.

Ny løsning gir gevinst

Gregor Deans fra Total E&P mener nedetid på felt er en utfordring. I krevende miljøer (som arktiske) er vedlikeholdsvinduet kun seks måneder i året. Med mange felt, mye utstyr og store avstander blir det en alvorlig utfordring. I dag, når feil blir oppdaget, blir feltet stengt i påvente av deler og utbedring.

Dette gir lang nedetid og produksjonstap. Målet er å oppdage feil før de oppstår, bestille deler i god tid og bytte kjapt før feil forekommer. Dette reduserer nedetiden vesentlig. Inkludert produksjonstap gir ny løsning en gevinst på 20 prosent.