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.
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
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
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).
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
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
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
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
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
Ansvarsfordeling etter Rammeforskriften I dag Fremtid - Oppetidsgaranti Rammeforskriften Ansvar Ansvar Operatør Kontroll ansvar Leverandør Rammeforskriften Ansvar Ansvar Operatør Leverandør med operatør ansvar
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?