Programseminar for Olje og Gass i Norges forskningsråd Integrert produksjonsstyring; utstyrsbehov og teknologiske nyvinninger

Transkript

1 Integrert produksjonsstyring: Integrert styring fra reservoar til marked (E-Felt) - OG21 beskrivelse: Et viktig grunnlag for optimale beslutninger er å integrere dynamiske reservoar-, utstyr- og forretningsmodeller. Innhenting, integrasjon og tolkning av data fra marked og felt, samt økt automatisering av beslutningsprosesser, vil resultere i en betydelig verdiskapning.

2 Integrert produksjonsstyring (forts): Systemer for styring og overvåking av hele produksjonskjeden: Reservoar - brønn - manifold - pipeline - riser - prosess - eksport/marked Integrasjon av styringssløyfer med tidskonstanter mnd-år (reservoar), dager (brønn) og minutter/sekunder (prosess) Datainnsamling og overføring til onshore kontrollrom og kontorer via web Hovedmålet for oljeselskapene kan sies å være sanntids reservoarstyring og dermed økt utvinningsgrad (IOR) I generell forstand kan en styringssløyfe illustreres: Måling / Estimering Algoritme / Beslutning Pådrag / Aksjon Dataoverføring Dataoverføring

3 Remote support Optimised operation Virtual control rooms Integrated teams Remote reservoir control room 3D visualisation On-line from onshore Smart wells Downhole processing Reservoir model updating (inverse modelling) Zone control Life-of-field seismic Downhole Multiphase + P, T, F Multiphase models Virtual metering Optimal well and flowline control communication infrastructure Real time reservoir management On-line web access Data extraction and databases Fibre optical temperature equipment water measurements Optimised maintenance Accurate injection dosing IPU with heating Process and wear Dosing models Optimal MEG/MeOH injection On-line hydrate and wax control Heating of cold segments Prediction and fault detection Condition monitoring and preventive maintenance Improved production planning Integrated production control

4 Denne presentasjonen fokuserer i det følgende på subsea og subsurface. Det finnes utstyr for økt utvinning gjennom hele produksjonskjeden: Smarte brønner med styring av soner og grener Nedihulls separasjon og reinjeksjon prosessering kompresjon (kvalifisering) pumping og reinjeksjon flerfasepumping Gassløft Utfordringen ligger i optimal drift / styring av utstyret. Nøkkelen er måling, datainnsamling og intelligent bruk av måledata fra alle ledd i produksjonskjeden. Ikke bare for å oppnå økt produksjonsrate, men også for økt regularitet (oppetid for utstyret).

5 Det finnes målinger som gir grunnlag for styring : Måling av selve reservoaret er et savn, men fast installert seismikk-kabel muliggjør gjentatte avbildninger mot en fast referanse

6 Målinger (forts): Trykk, temperatur og flow kan måles i brønnen - pålitelighet er fremdeles et problem - HP/HT kan være problematisk Brønnoptimalisering kan styres fra overflaten Strømning av flerfase og våtgass kan måles subsea - utvalg og nøyaktighet for våtgass-måling er begrenset Alle vanlige målinger kan foretas subsea Temperatur kan måles langs flowlines/pipelines Connectorer er fremdeles et svakt punkt Det finnes pådragsorganer som gjør styring mulig: VSD for pumpehastighet Raske reguleringsventiler er fremdeles et svakt punkt (hydrauliske og elektriske). Kvalifisering i SPC. Injeksjonsventiler, men kapasitet og nøyaktighet kan forbedres

7 Hvor går utviklingen? On-line data trekkes inn til kontrollrom/driftssentraler på land On-line data gjøres tilgjengelig via web-løsninger Integrerte team av eksperter løser problemer Infrastruktur for dataoverføring (bredbåndnett) utbygges på tvers av selskapene Onshore Control Room Data Information hub Remote collaboraton rooms Other Operators www External Experts

8 Programseminar for Olje og Gass i Norges forskningsråd Hvor går utviklingen (forts): Leverandører kan overtar (mer) ansvar for drift av utstyr / felt Tilstandsovervåking av utstyr gir optimalisert regularitet og planlagt vedlikehold On-line Flow Assurance løsninger gir redusert kjemikalie- og energibehov Logistikkfunksjoner samordnes på tvers av selskapene Offshore Operatør Serviceselskap 24x7

9 Remote support Optimised operation Virtual control rooms Integrated teams Remote reservoir control room 3D visualisation On-line from onshore Smart wells Downhole processing Reservoir model updating (inverse modelling) Zone control Life-of-field seismic Downhole Multiphase + P, T, F Multiphase models Virtual metering Optimal well and flowline control KOP Opti Real time well monitoring/contol communication infrastructure Real time reservoir management MWS IMCOS KOP Care KOP-EPS online condition monitoring (MH automated drilling) IPU developments On-line web access Data extraction and databases Fibre optical temperature equipment water measurements Optimised maintenance Accurate injection dosing IPU with heating Process and wear Dosing models Optimal MEG/MeOH injection On-line hydrate and wax control Heating of cold segments Prediction and fault detection Condition monitoring and preventive maintenance Improved production planning KOP Opti (III) Intelligent Inhibitor Injection MWS Precision Intervention - Scale Dissolver System Integrated production control KOP Care Condition Monitoring Balmoral MultiBooster

10 Ansvarsfordeling etter Rammeforskriften I dag Fremtid - Oppetidsgaranti Rammeforskriften Ansvar Ansvar Operatør Kontroll ansvar Leverandør Rammeforskriften Ansvar Ansvar Operatør Leverandør med operatør ansvar

11 Før fremtiden kommer, må ny teknologi tas i bruk. Hva skal lykkes? Hvem tar ting i bruk først? Hva kommer først? Hvordan hånterer vi kulturforandringsbehov? Blir vi raskt nok i norge?