Flere oljeselskaper hevder at slike smarte brønner i gjennomsnitt vil føre til en produksjonsøkning på mer enn ti prosent av opprinnelig reservoarinnhold. Selv om det bare er aktuelt for enkelte norske petroleumsbrønner, dreier det seg om milliarder av kroner. Manglende pålitelighet hos måle- og styresystemene er imidlertid en kritisk faktor, og et nasjonalt løft for å bedre denne situasjonen vil gi stor gevinst for aktørene på norsk sokkel.
I løpet av det siste tiåret har det foregått en overgang fra tradisjonelle mer eller mindre vertikale brønner, til komplekse horisontale- eller flergrensbrønner som samler inn olje fra en rekke uavhengige produktive soner i reservoaret. Utviklingen innenfor boreteknikken har gjort dette mulig, og de store funnene på stadig dypere vann gjør det økonomisk fordelaktig.
Komplekse forhold
Kobles flere soner med ulikt trykk sammen, er risikoen stor for kraftig strømning fra en høytrykkssone inn i områder med lavere trykk. Og er man riktig uheldig, får man vanngjennombrudd. Det som skulle vært en super oljekilde, produserer plutselig mer vann enn olje.
For å løse dette problemet er det utviklet metoder for å hindre vannproduksjonen, men da må man vite hvor vannet produseres. I en undervannsbrønn på store dyp er adkomsten for å logge brønnen og sette inn foringer kostbar og risikabel.
En oljebrønn er ikke statisk
Oljkebransjen blir mer og mer opptatt av å få opp mesteparten av oljen i reservoarene. Strategien for tapping velges ut fra seismikkundersøkelser og borehullslogging før brønnen settes i produksjon, men brønnene er ikke nødvendigvis stabile. I stedet for at trykket synker jevnt og pent kan det oppstå brå endringer idet fjellet sprekker opp. Vannproduksjonen øker brått og det kan ta måneder og koste titalls millioner å gjøre noe med det, om det i det hele tatt er mulig.
Dersom brønnen utstyres med sensorer som kontinuerlig overvåker strømmen av olje, gass og vann fra de ulike sonene og i tillegg installerer styrbare strupeventiler for hver sone, blir situasjonen en helt annen. Da kan reservoarene tappes kontrollert og ta seg raskt inn når uventede ting skjer. Overvåkningen vil også gi et godt grunnlag for å endre dreneringsstrategier knyttet til initielle svakheter i reservoarkarakteriseringen. Optimale produksjonsforløp kan på denne måten bli en realitet.
Fjernmåling gir forutsigbarhet
Hvis operatøren i tillegg til brønnstrømsmåling, har utstyr for permanent fjernmåling av reservoaregenskapene fra brønnen, kan operatøren få informasjon om hva som var i ferd med å skje. Da kan nødvendige forholdsregler tas før vann- eller gassgjennombruddet kommer.
Mye av teknologien for slik instrumentering er utviklet for borehullslogging. Typisk er resistivitetsmåling og akustiske målinger. Overvåkes disse reservoaregenskapene over tid, får man imidlertid vesentlig mer detaljert informasjon enn det en vanlig logging gir. Produksjonslogging viser øyeblikksituasjonen som funksjon av posisjonen i brønnen. Trenden i målinger foretatt i et punkt over tid, kan derimot korreleres med tapping og injeksjon, og gi en helt annen informasjon.
Tilsvarende kan man tenke seg lokale seismiske undersøkelser foretatt med korte tidsmellomrom. Dette kan gi vesentlig bedre romlig oppløsning i nærbrønnområdet enn tradisjonell seismikk. Er formasjonen og frontene omkring brønnen kjent og likeså hvordan de endrer seg over tid, er det grunnlag for en jevnlig oppdatering av produksjonsstrategien.
Full trefase-måling
I dag installeres det trykk- og temperaturmålere i en del brønner. Basert på disse målingene forsøker operatøren å gjette seg til hva som egentlig er interessant. Muligheten til å gjøre vesentlig mer interessante målinger er tilstede.
Et eksempel på dette er IPC-systemet som Sintef Elektronikk og Kybernetikk har utviklet for Maritime Well Service A/S. Ved hjelp av egenutviklede sensorer og høytemperaturelektronikk, måler dette systemet med relativt god nøyaktighet full trefase strømning uavhengig for hver produktiv sone.
«Smartbrønnsystemer» utvikles videre. SINTEF startet i fjor et forskningsprogram ,«Intelligente oljebrønner», finansiert av Norges Forskningsråd. Siktepunktet er å se hvordan man i fremtiden skal kunne oppnå optimal tapping av reservoarer gjennom å utnytte avansert instrumentering i brønnen.
I dette programmet arbeider matematikere sammen med petroleumsforskere, instrumentutviklere og spesialister innenfor reguleringsteknikk, for i fellesskap å finne frem til nye metoder. Hovedidéen er at strømningsmodeller for reservoar og brønn skal kombineres til en dynamisk modell som kan inngå i et modellbasert reguleringssystem for reservoaret. Denne modellen oppdateres med målinger av brønnstrømmer, trykk og temperaturendringer og i tillegg målinger som forteller om reservoarets endring over tid.
Pålitelighetsproblemet
Det største hinder for å ta teknologien fullt ut i bruk, er manglende pålitelighet. Miljøet i en oljebrønn er svært vanskelig, og så langt har ingen produsenter på verdensmarkedet kunnet vise til stabil lang levetid, i alle fall ikke i varme brønner (>150 grader Celsius).
Det er mange årsaker til dette. De vanligste feilene har vært knyttet til lekkasjer i kabler og gjennomføringer fordi designløsningene ikke har vært tilstrekkelig tilpasset forholdene under installasjon. Elektronikk blir også notorisk mer upålitelig etterhvert som temperaturen øker.
Det skjer imidlertid en utvikling. For ti år siden var hovedproblemet å lage elektronikk som kunne arbeide skikkelig ved 200 grader Celsius. Sintef Elektronikk og kybernetikk løste dette på sin måte ved å utvikle en familie spesielle integrerte kretser for høy temperatur (HTASIC). Disse kretsenes design ble optimert for gode spesifikasjoner og lengst mulig levetid ved 200 grader Celsius, og laboratorietester har vist at de kan leve i mange år i de temperaturer man finner i varme brønner.
Men også denne teknologien er basert på de samme grunnmaterialer (aktivt silisium og metallisering i aluminium) og produksjonsteknikker som annen elektronikk. Den maksimalt oppnåelige levetiden er derfor begrenset av de samme fundamentale feilmekanismene.
Likevel synes det som om det er andre typer feil som i praksis dominerer i dag. Vanskelighetene med å finne ut hva som virkelig tar knekken på utstyret, er faktisk en av de største hindrene for å komme frem til bedre produksjonsmetoder for brønninstrumentering. IPC-systemet er derfor laget slik at det enkelt kan trekkes ut av brønnen for reparasjon eller oppgradering uten å forstyrre brønnen nevneverdig.
Et nasjonalt løft vil lønne seg
Det er slutt på den tiden da det var enkelt å få finansiert forskning mot oljeindustrien. Utvikling av metoder som tilsynelatende ligger så langt fra oljekildene som produksjon av høytemperaturelektronikk, er ekstra vanskelig å få finansiert. Likevel tror vi ikke forskning på noe annet område vil kunne gi et større løft for oljeindustrien og hele vår nasjonale økonomi.
Conoco skriver i sin rapport Value Creation through Technology at investeringene i deres norske forskningsprogrammer har gitt en dokumentert tilbakebetaling på 15 ganger innsatsen. Det er fristende å spekulere på hva en forbedring av påliteligheten til brønninstrumentering kan føre med seg, men vi skal la det være. Tallene er imidlertid gigantiske.
Det vi trenger er et stort åpent prosjekt som omfatter alle norske utstyrsprodusenter og oljeselskaper og gjerne utenlandske med. Et solid generelt fundament for pålitelige nye sensor- og elektronikkonstruksjoner som vil åpne for at ideene i norsk offshoreindustri kan blomstre fremover.
Vi ser for oss en ny generasjon oljeinstallasjoner, hvor sensorer og elektronikk er like selvsagt og pålitelig som det er i dagens moderne prosessindustri. Hvor man får færre overraskelser, lengere liv for brønnene og økonomien er sunn i hele reservoarets levetid.
IPC-systemet
Styring av væskestrømmene inn i brønnen står i fokus for IPC-systemet (Integrated Production Control) som ble utviklet av Sintef Elektronikk og kybernetikk for Maritime Well Service i perioden 1997-2000. Trefase strømning fra opp til syv forskjellige produktive soner i en brønn kan overvåkes og styres av systemet som er helt elektrisk drevet og kommuniserer med omverdenen på en enkel nedihullskabel. Systemet er basert på HTASIC( kretser og alle data til og fra brønnen blir sendt tidsmultiplekset på den samme lederen som også fører kraft til systemet.
IPC-systemet er uttrekkbart med såkalt lett intervensjon. I steden for å måtte trekke hele produksjonsrøret, kan IPC systemet skiftes ut og oppgraderes med en enkel kveilerørsoperasjon. Dette er oppnådd ved en slank konstruksjon som kan føres ned innvendig i produksjonsrøret sammen med en «elektromagnetisk stikkontakt», en induktiv kobler, nede i brønnen.
I tillegg til trykk og temperaturer i sone og brønn, måler hver sonekontrollmodul virkelig trefase strømning fra sin individuelle sone.
Ut fra matematiske modeller av reservoar og brønnstrøm kombinert med nye metoder for brønninstrumentering, ønsker vi å bruke moderne modellbasert reguleringsteori for å styre tappingen av oljebrønner optimalt. Det er forventet at denne teknologien kan bedre økonomien i mange felt slik at det som i dag betraktes som marginale felt kan bli fullverdige produktive enheter i årene som kommer.
Smarte brønner er et rent forskningsprogram finansiert direkte fra Norges Forskningsråd, som vil vare de neste fire år.
