Subsea Production & Control System

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Subsea Production & Control System"

Transkript

1 part of Aker Subsea Production & Control System Tilgjengelighet/Pålitelighet/Vedlikehold IFEA Aker Solutions Subsea Aftermarket Norway Arne Johan Sælen Chief Engineer Subsea Control Systems 2008 Aker Solutions

2 Subsea production & control system Formålet med presentasjonen Formålet med presentasjonen er å belyse fordeler med tilgang til data fra Subsea for leverandører, og utfordringer med å få data til leverandører. Datatilgang gir raskere hjelp ved behov for assistanse. Datatilgang gir bedre muligheter til å lete etter bakenforliggende årsaker til at problemer oppstår. Datatilgang kan gjøre at en kan planlegge utskiftinger I stedet for hastemobiliseringer. Datatilgang kan tilrettelegge for økt oljeutvinning fra brønner om en og forbereder for: Ny instrumentering og kontrollfunksjoner. E-drift Integrerte operasjoner Ofte begrenset av foreldete tekniske løsninger og infrastruktur. 11-Feb-12 Slide 2

3 E-Drift Aftermarket Norway - Production Control Systems 11-Feb-12 Slide 3

4 Data kan brukes til Offshore assistanse Analyse for økt pålitelighet på Subsea utstyr Planlagt vedlikehold 11-Feb-12 Slide 4

5 Typiske offshore assistanse Ventiler åpner/stenger ikke Nedstengning av brønn ukjent årsak Hydraulikklekkasje Kommunikasjonsfeil 11-Feb-12 Slide 5

6 PWV stenger ikke 11-Feb-12 Slide 6

7 Typiske problemer der historiske data er til hjelp: Sensorer har sporadiske feil Lav isolasjonsmotstand Hydraulikkproblemer Kommunikasjonsfeil Spenningsdropp 11-Feb-12 Slide 7

8 Brønnhode sensor 11-Feb-12 Slide 8

9 Typiske feil som blir tilfeldig oppdaget og varslet operatør: Lav isolasjonsmotstand Kommunikasjonsfeil Sensor utfall Spennings utfall 11-Feb-12 Slide 9

10 Lav Isolasjonsmotstand 11-Feb-12 Slide 10

11 Hvordan øke påliteligheten på Subsea Utstyr Analysere historiske data for å avdekke bakenforliggende årsaker til feiler. Erfaringer fra driftfasen taes med i design av nytt utstyr/forbedring av eksisterende design. Ha kontroll på hvor/når utstyr er installert. 11-Feb-12 Slide 11

12 Planlagt Vedlikehold Når en ser at utstyr begynner å få feilsymtomer planlegge for utskifting og samtidig vurdere om annet utstyr på samme lokasjon er moden for utskifting. Kompressorer og pumper krever vedlikehold, intervallene kan potensielt forlenges ved tilstands overvåking 11-Feb-12 Slide 12

13 Utfordringer i dag Data tilgjengelig, men ikke tid til analyser Data kun tilgjengelig når problemer oppstår, ingen historiske data tilgjengelig Data ikke tilgjengelig ingen ide om tilstanden 11-Feb-12 Slide 13

14 Krav om mer instrumentering Stort behov for mer instrumentering og kontroll funksjoner for å øke levetid og produksjon Utfordrende i ett eksisterende subsea felt med manglede strømkapasitet og lav båndbredde 11-Feb-12 Slide 14

15 Behov for mer Subsea Data Oppgradering 1996 to 2006 Det er meldt behov for mer data fra brønnene. Instrumentasjon på Troll (ca. 1996) CHOKE POSITION SENSOR WELLHEAD P & T DOWNSTREAM CHOKE P & T ANNULUS PRESSURE DOWNHOLE P & T Eksterne instrument krav var begrenset til posisjons, trykk og temperatur sensorer. 11-Feb-12 Slide 15

16 Behov for mer Subsea Data Oppgradering 1996 to 2006 Det er meldt behov for mer data fra brønnene. Instrumentasjon på Reliance KG-D6 (approx. 2006) DOWNSTREAM P & T CICV (CHEM) CICV (MEG-2) SAND DETECTOR EROSION DETECT CHOKE POSITION ATS UPSTREAM P & T ANNULUS PRES CICV (MEG-1) CICV (MEG-3) HCO LEAK DETECT WET GAS METER CM DHPT Mer instrumentasjon er innført I løpet av 10 år. 11-Feb-12 Slide 16

17 En mulig løsning ved innføring av E-Drift Utfordringen med nok relevant data. 11-Feb-12 Slide 17

18 Økt produksjon ved bruk av PodEx. Grunn prinsippet med PodEx Kost effektiv løsning for utvidelse av subsea kommunikasjon, instrumentering og kontroll til eksisterende felt. En kan tilføre ny system funksjonalitet uten å måtte redesigne det originale subsea kontroll systemet. Installasjon: Stand alone enhet som kan bruke reserve kabler, eller eksisterende kabler for kraftforsyning og kommunikasjon 11-Feb-12 Slide 18

19 PodEx - Muligheten til å innføre nye funksjoner på eksisterende felt Eksisterende kontroll system ikke påvirket. 11-Feb-12 Slide 19

20 Integrering av PodEx The PodEx Topologi. SAS SCU SPCU SCM DH XT 11-Feb-12 Slide 20

21 Integrering av PodEx The PodEx Topologi. SAS SCU PodEx ETU SPCU PodEx TCR SCM PodEx DH XT Optical Sensor Vibration Smart Well Camera Hyd Functions Electrical Actuator DH Gauge MPFM Pig Detector 11-Feb-12 Slide 21

22 Typiske signal, båndbredde & overførings media. Signal type Typical Bandwidth Update frequency Transmission DH P&T MPFM Corrosion measurement Subsea video surveillance 0,1-100KBit/s 0,1-500KBit/s 0,1-500KBit/s Minutes Hours Days/weeks >1 MBit/s Seconds/days Seismology >1 MBit/s Weeks/months DH MPFM 0,1-500KBit/s Hours Copper Copper Copper / fiber Fiber Fiber DH DTS >1 MBit/s Weeks/months Fiber Copper / fiber Høyere båndbredde ett krav for: Optimalisere eksisterende subsea instrumentering Integrering av ny instrumentering PodEx tilfredsstiller disse kravene. 11-Feb-12 Slide 22

23 Njord PodEx system 11-Feb-12 Slide 23

24 Copyright Copyright of all published material including photographs, drawings and images in this document remains vested in Aker Solutions and third party contributors as appropriate. Accordingly, neither the whole nor any part of this document shall be reproduced in any form nor used in any manner without express prior permission and applicable acknowledgements. No trademark, copyright or other notice shall be altered or removed from any reproduction. 11-Feb-12 Slide 24

25 Disclaimer This Presentation includes and is based, inter alia, on forward-looking information and statements that are subject to risks and uncertainties that could cause actual results to differ. These statements and this Presentation are based on current expectations, estimates and projections about global economic conditions, the economic conditions of the regions and industries that are major markets for Aker Solutions ASA and Aker Solutions ASA s (including subsidiaries and affiliates) lines of business. These expectations, estimates and projections are generally identifiable by statements containing words such as expects, believes, estimates or similar expressions. Important factors that could cause actual results to differ materially from those expectations include, among others, economic and market conditions in the geographic areas and industries that are or will be major markets for Aker Solutions businesses, oil prices, market acceptance of new products and services, changes in governmental regulations, interest rates, fluctuations in currency exchange rates and such other factors as may be discussed from time to time in the Presentation. Although Aker Solutions ASA believes that its expectations and the Presentation are based upon reasonable assumptions, it can give no assurance that those expectations will be achieved or that the actual results will be as set out in the Presentation. Aker Solutions ASA is making no representation or warranty, expressed or implied, as to the accuracy, reliability or completeness of the Presentation, and neither Aker Solutions ASA nor any of its directors, officers or employees will have any liability to you or any other persons resulting from your use. Aker Solutions consists of many legally independent entities, constituting their own separate identities. Aker Solutions is used as the common brand or trade mark for most of these entities. In this presentation we may sometimes use Aker Solutions, we or us when we refer to Aker Solutions companies in general or where no useful purpose is served by identifying any particular Aker Solutions company. 11-Feb-12 Slide 25