Aker BP og Halliburton med stort samarbeid: Vil automatisere utviklingen av oljefelt

Fra før har norske Aker BP og den amerikanske oljeservicegiganten Halliburton digitalisert brønnplanlegging. Brønner som det vanligvis tar 30 dager å designe – tar nå nesten bare én dag.

Nå er planen å utvikle digitale verktøy som kan gjøre det samme for utvikling av hele oljefelt. Ved å automatisere hele prosessen kan de spare tid, bruke ingeniørene mer fornuftig og øke kvaliteten i feltutbyggingen.

Kort forklart vil de mate alt av data i tilknytning til et felt inn i programmet, som deretter vil komme med forslag på de beste løsningene for feltet, basert på blant annet økonomi, tekniske løsninger og CO₂-utslipp.

– Et reelt problem i oljeindustrien

De to selskapene har allerede samarbeidet tett i omkring fem år. I løpet av den perioden har de automatisert både brønndesign og brønnplanlegging, som optimaliserer både utførelse og kostnader. Programvaren er allerede i i full drift i hele Aker BP. Nå skal de ta det videre, og planlegger å gjøre det samme for hele feltutviklingsprosessen.

Samarbeidet skal levere en ny skyapplikasjon, kalt Field Development Planning (FDP), fra Halliburton. Her tar de med seg det de har gjort for planlegging av brønner, og ser på hele undergrunnen og alle fasiliteter tilknyttet feltet. Det skal resultere i reduserte kostnader og redusert usikkerhet og risiko for prosjektet, samt lavere utslipp.

– Dette initiativet har røtter i et reelt problem i oljeindustrien, Det tar lang tid fra funn til produksjonen kan starte. Et felt skal gjennom flere faser med modning og utvikling, og for de fleste operatører tar dette mange år, for enkelte felt så lenge som et tiår, påpeker Nagaraj Srinivasan, senior vice president og ansvarlig for digitale løsninger i Halliburton, til Teknisk Ukeblad.

I tillegg er dette beslutninger som tas på bakgrunn av både tekniske, operative og økonomiske analyser, og en avveining mellom disse. Det innebærer samarbeid på tvers av avdelinger og nivåer i selskapet, som alle har sine egne data, geologene, reservoaringeniørene, økonomene og så videre. I dag er prosessen rundt feltutvikling ganske manuell.

For hver milepæl i prosjektet må det nye møter til for å samkjøre.

– Det er gjerne møter, før møter, før møter, for å dele data. Bare tenk på den mengden dokumenter som produseres og deles manuelt gjennom beslutningsprosessen, sier Chandra Yeleshwarapu, senior director for digital transformasjon og forretningsutvikling i Halliburton.

Fra manuelt til automatisert

Det produktet gjør er å ta den manuelle prosessen og basere det på integrerte data. Programvaren prosesserer alle data tilknyttet feltet, fra reservoar og undergrunn til topside-fasiliteter, og setter dataene i sammenheng.

– Dette er data som allerede eksisterer i alle de ulike siloene, men vi setter dem sammen, slik at du får en mer smidig og rask prosess. Dermed trenger du ikke alle disse formøtene, før det faktiske møtet, dataene samles inn og er tilgjengelig for alle til enhver tid mellom avdelingene, dette gjør det mye enklere å samkjøre beslutningsprosessen, forklarer Chandra.

Gjennom denne prosessen vil programvaren komme med en rekke scenarier eller konsepter for hvordan et felt kan utvikles, med ulike avveininger mellom variablene som finnes. Det kan være alt fra økonomi, risiko, CO2-utslipp og lignende, og programvaren vil også komme med anbefalinger på hvilken løsning som er den beste.

– I arbeidet med feltutvikling i dag er vi heldige om vi får til et slikt konseptscenario, med høy grad av nøyaktighet og forståelse av usikkerhet og risiko i tidlig fase. Med denne løsningen har vi mulighet til å håndtere dusinvis på dusinvis av scenarier, hvor systemet også understøtter- og analysere hvilket som er det mest optimale, sier Chandra.

Datadrevne beslutninger

For Aker BP vil programvaren som nå utvikles gi selskapet helt nye muligheter til å ta datadrevne beslutninger for hele feltkonsept. Det skal gi et helhetlig bilde av feltutvikling og brønnkonstruksjon, noe som gjør at selskapet kan fatte raskere og bedre beslutninger rundt undergrunn, reservoar og produksjon. Målet er at dette skal gi optimale investeringer og størst mulig avkastning på selskapets eiendeler.

– Det får vi ved å kunne se på langt flere, komplekse scenarier for hvert prosjekt. Vi får bedre data, tidlig i feltutviklingsprosessen, sier Arnfinn Grøtte, ansvarlig for digitalisering av brønnkonstruksjons-prosessene i Aker BP.

Aker BP har ikke regnet på hvor mye tid eller penger de vil spare med en slik løsning, men mener programvaren vil revolusjonere måten selskapet jobber på innen feltutvikling. Systemet tar seg av de mer trivielle oppgavene, slik at ingeniørene kan jobbe med det som er viktigst. Slik kan de fokusere mer på kvalitet og å kunne ta bedre beslutninger.

– Funnene vi utvikler blir mindre og brønnene mer komplekse. Vi vil automatisere alle de grunnleggende oppgavene, slik at vi kan fokusere mer på utfordringene og risikoen i prosjektet. Det vil si at vi kan bruke ingeniørtimene på en mye bedre måte for å optimalisere utbyggingskonseptene, påpeker Grøtte.

De to selskapene har allerede kuttet tiden det tar å planlegge en brønn fra måneder, til uker og nærmer seg nå én dag, og de forventer at de vil se noe av den samme utviklingen for feltplanlegging.

– Ikke bare blir kostnadene lavere, men man kan begynne å generere inntekter tidligere, som jo er den mest spennende delen i vår industri, påpeker Srinivasan.

Nye og modne felt

Det er ikke bare utvikling av nye felt som skal dra nytte av denne programvaren.

– Vi skal også bruke det på videreutvikling av modne felt, løsninger for å tilknytte felt til eksisterende infrastruktur, det skal ta for seg hele porteføljen, sier Grøtte.

For et eksisterende felt har man fordelen at man har mer data, flere brønner som er boret, produksjonsdata, en dypere forståelse av undergrunnen som kan brukes. Samtidig er det større restriksjoner knyttet til eksisterende løsninger. For nye felt har du ingen data fra produksjon og eksisterende brønner, og det vil være større usikkerhet, men her er det langt større frihet i utformingen av løsninger.

– Så du vil kunne konsentrere deg om ulike faktorer mens du jobber i FDP, men ellers vil de to tilnærmingene være like, det fungerer på samme måte, sier Nagaraj.

Skal tas i bruk på alle felt

Samarbeidet mellom de to selskapene har fungert ved at Aker BP presenterer utfordringer og problemer de ser, mens Halliburton står for utviklingen av programvaren. Men de understreker at det ikke er snakk om et tradisjonelt kunde/leverandør-forhold, men at de hele tiden jobber som et team, for å finne løsninger på problemstillingene og utvikle plattformen.

Allerede to uker etter at de lanserte brønnplanleggeren på det første prosjektet, Noaka, startet de arbeidet med feltutviklingsplanleggeren.

De to selskapene har nå jobbet med dette det siste året og regner med å kunne rulle ut de første resultatene av arbeidet i løpet av noen få måneder.

Aker BP vil starte med å implementere programvaren på ett feltutviklingsprosjekt, foreløpig har de ikke valgt hvilket det blir, men planen er å etter hvert ta det i bruk på alle felt.

Målet er at oljeselskapet skal være et heldigitalt og nesten helautomatisert selskap mot slutten av dette tiåret.

Blir nest størst på sokkelen

Bakgrunnen for at Aker BP satser stort på denne typen digitalisering handler om store planer for vekst de neste årene.

Etter sammenslåingen med Lundin 30. juni vil Aker BP være den neste største operatøren på norsk sokkel, som operatør for seks feltsentre. I tillegg har selskapet ambisjoner om å levere inn utbyggingsplaner for flere store utbyggingsproshekt i løpet av året, inkludert Noaka, Valhall sentralplattform + King Lear, Skarv satellittprosjekt og Wisting (sistnevnte som partner).

Totalt har Aker BP planer om å investere mer enn 135 milliarder kroner på norsk sokkel de neste fem-seks årene, og de har mål om å vokse fra en daglig produksjon på cirka 400.000 fat ved sammenslåingen med Lundin, til godt over 500.000 fat til dagen om noen år.

– Skal Aker BP lykkes med denne satsingen, er vi nødt til å utvikle mer effektive måter å finne, bygge ut og produsere oljen og gassen på. Vi tror det er selskapene som produserer olje og gass med de laveste kostnadene og laveste utslippene som vil overleve i en bransje hvor det skjer store svingninger, sier pressetalsperson Ole-Johan Faret.

De mener digitalisering er en nøkkel til å oppnå betydelig effektivisering og produktivitetsøkning, og samtidig redusere risikoen.