Fremtiden er på havbunnen også i Arktis Tor Berge S. Gjersvik, siv.ing, dr.ing, R&D Program Manager, Technology Center ER, FMC Technologies 3/17/2013 Footer
Innhold Hvem, hva og hvor litt om vår historie Driverne for subsea på sokkelen Den våte drømmen alt på havbunnen Den kalde drømmen også i Arktis 1
Her skal verdens største subsea-firma ligge... Kong Christian IV grunnla Kongsberg i 1624 Opprinnelig basert på stort sølvfunn i 1623 I 1757 ble Bergseminaret, landets første høyere utdanning etablert på Kongsberg Kongsberg Subsea (nå FMC) spunnet ut fra Kongsberg Våpenfrabrikk da KV havarerte i 1986-87 3/17/2013 Technology Center ER 2
Dette er hva vi gjør Havbunns brønn- og produksjonssystemer 3/17/2013 Technology Center ER 3
Historiske drivere for subsea Reservoarutbredelse og dyp mot tbegrensninger i evne til avviksboring (den gamle 45 0 forbannelsen ) Modning av felt Økt oljeutvinning Behov for flere brønner enn tilgjengelige "slots" på plattformene Større vanndyp Praktiske begrensninger for faste installasjoner (1980) Avansert aviksboring 45 0 (1980) Maksimum horisontal rekkevidde < sann boredybde 4
Statfjord som eksempel Reservoardyp 2500 3000 m Vanndyp 150-300 m 126 brønnslisser tilgjengelig på Statfjord A,B og C Lengde-dybde dybde 10:1 Subsea vurdert for mål nord for C på sent '80 Men forbannelsen ble brudt i 1990. C10 (1989) med 5003 m lateralt og C2 to 7290 m i1994 5
Historical drivers for subsea production Reservoir extent and depth vs. limitations it ti in well drilling and construction (the old 45 0 curse ) Field maturation and growth Increasing oil recovery Need for more wells than available platform slots allow Increasing water depth Depth limits it for fixed platforms 6
Statfjord as example Statfjord discovered in 1974 Production from A in 1979 Statfjord Nord, Øst, and Sygna found later and developed in the mid- 90 s Development is now subsea with tie-back to C platform on Statfjord. 7
Statfjord Statfjord discovered in 1974 Production from A in 1979 Production profile -> Statfjord Nord, Øst, and Sygna found later and developed in the mid- 90 s Development is subsea with tie-back to C platform on Statfjord. Available process capacity at Statfjord by then Wikipedia FMC Technologies 8
Historical drivers for subsea production Reservoir extent and depth vs. limitations it ti in well drilling and construction (the old 45 0 curse ) Reservoir maturation and growth Increasing oil recovery Need for more wells than available platform slots allow Increasing water depth Depth limits it for fixed platforms Heidrun as an example 9
Historical drivers for subsea production Reservoir extent and depth vs. limitations it ti in well drilling and construction (the old 45 0 curse ) Reservoir maturation and growth Increasing oil recovery Need for more wells than available platform slots allow Increasing water depth Depth limits it for fixed platforms 10
Historical drivers for subsea production Reservoir extent and depth vs. limitations it ti in well drilling and construction (the old 45 0 curse ) Reservoir maturation and growth Increasing oil recovery Need for more wells than available platform slots allow Increasing water depth Depth limits it for fixed platforms Sean Connery in The Entrapment 11
Historical drivers for subsea production Reservoir extent and depth vs. limitations it ti in well drilling and construction (the old 45 0 curse ) Reservoir maturation and growth Increasing oil recovery Need for more wells than available platform slots allow Increasing water depth Depth limits it for fixed platforms Katie Melua in concert 2. Oct. 2006. Conductor pipes as background Statoil 12
Historical drivers for subsea production Reservoir extent and depth vs. limitations in well drilling and construction (the old 45 0 curse ) Reservoir maturation ti and growth Troll Oil as example Increasing oil recovery Need for more wells than available platform slots allow Increasing water depth Depth limits for fixed platforms 350+ meters at Troll is.. Troll A -> 40 gas wells from platfrom Troll Oil -> 110 subsea and horizontal wells 13
Hvorfor har vi lykkes så langt? Visjon og sterk vilje til å lykkes God timing for "subsea" Ukuelig tro på teknologi som driver for utvikling Sterk bedriftskultur Medarbeidere i verdensklassen God klynge av teknologibedrifter på Kongsberg Gode kunder Har klart å være først i nye markeder..og i tillegg... 14
Hvorfor har vi lykkes? Verdi per Subsea brønn (M$) 25 20 15 10 5 Har klart å utnytte systemkompetansen godt 0 2005-2006 2007-2008 2009-2010 Industry FMC Source: Douglas Westwood 15
Lovende utsikter for nær fremtid New trees installed Accumulated trees installed Tallene gjelder verdensmarkedet. Tilsvarende utsikter gjelder også for Norge 3/17/2013 Technology Center ER 16
Subsea teknologivisjon trinnvist mot målet From Conventional Subsea Development (All Processing Topside) To Partial Processing Subsea (First Stage Separation) 17
Subsea teknologivisjon her er målet.. To All Subsea Topside-less Production Oil and Gas 18
Subsea prosessering en virkelighet Tordis Statoil, Nordsjøen OW separasjon. Vann re-injiseres Marlim Petrobras, Brazil HOW separasjon. Vann re-injiseres Pazflor Total, Angola G/L separasjon. Gass selvpuster til overflate. OW pumpes Perdido Shell, GoM G/L separasjon med syklonedesign. Gass selvpuster til overflate fra 2 800 m dyp 19
Subsea en evolusjon 3/17/2013 Technology Center ER 20
Arktis Hva gjør Arktis forskjellig? Sårbart miljø Store avstander og svak infrastruktur Svært kaldt Korte sesonger for marine operasjoner Is i forskjellige former Sub mudline permafrost og hydrater Isutbredelsen og iskonsentrasjonen i Arktis Som overalt ellers, vi må ivareta vår "license to operate" Og det blir mer krevende i Arktis enn alle andre steder 3/17/2013 Technology Center ER 21
Arktis forskjellig? Isfjell Is Lokalbefolkning (Yamal) Hastverk! Arbeidsvilkår På veien nordover i Sibir 22
Noen utfordringer for subsea Is og tilgang til felt Korte sesonger for boring, installasjon og vedlikehold På grunt vann må utstyret beskyttes mot isgang Andre steder må utstyret beskyttes mot isfjell Tilgjengelighet Svært høye investeringer krever pålitelighet og tilgjengelighet Tilgjengelighet i måneder under is krever høy kvalitet, mer overflødighet og kanskje også fjernstyrt selvreparasjonsevne Mangfold Forholdene varierer mye. Det finnes ikke en "Arktisk løsning" 3/17/2013 Technology Center ER 23
Ufordringer Ekstreme lufttemperaturer Mørketid Tilstandsovervåkning Designpremisser Følsomt miljø Transport & logistikk Elektriske kontrollsystemer Operasjoner Modularisering & lavere vekter Nedgravde produksjonsanlegg Fjernoperert reparasjon og vedlikehold Is "management"
FMCs tilnærming til Arktis Offshore Arktis forventes utviklet stegvis: 1. Regioner med lite eller ingen fast vinteris eks. Barents og Okhotsk 2. Grunt vann og innenskjærs (e.g. Beaufort and Kara) 3. Lengre mot nord, dypere vann og lengre fra land FMC vil innrette FoU og teknologiutvikling for å møte kundenes behov slik de måtte komme Subsea antas å være avgjørende for steg 3 utvikling: Minimalisere økologisk avtrykk Produksjon og ilandføring vhja v.hj.a. subsea separasjon, re-injeksjon av produsert vann og med pumping og kompresjon for olje og gass til land 3/17/2013 Technology Center ER 25
Subsea Development Keys to the Arctic Long Distance Operation Increased efficiency Accurate Metering and dmonitoring i Low Carbon Footprint Developments Advanced Subsea Intervention 3/17/2013 Technology Center ER 26
Arktis feltutvikling steg 1 3/17/2013 Technology Center ER 27
Det første russiske subseafelt - Kirinskoye Test production 14.09.2012 28
Arktis feltutvikling steg 1 3/17/2013 Technology Center ER 29
Arktis feltutvikling steg 1 3/17/2013 Technology Center ER 30
Arktis feltutvikling steg 2 3/17/2013 Technology Center ER 31
Arktis feltutvikling steg 3 3/17/2013 Technology Center ER 32
Ufordringer Ekstreme lufttemperaturer Mørketid Tilstandsovervåkning Designpremisser Følsomt miljø Transport & logistikk Elektriske kontrollsystemer Operasjoner Modularisering & lavere vekter Nedgravde produksjonsanlegg Fjernoperert reparasjon og vedlikehold Is "management"
Takk for oppmerksomheten