Selv om teknologien på sokkelen imponerer, er det langt igjen før oppstrøms olje og gassindustri når samme standard for driftsmetoder som raffinerier, papirfabrikker eller annen prosessindustri.
Det er mye å hente ved å ta i bruk mer moderne metoder for instrumentering og reguleringsteknikk for olje- og gassinstallasjonene på norsk sokkel.
Dybdekunnskap
– Prosessene er ikke optimalisert fordi kunnskapen om føden til prosessen er for dårlig. Hvordan endres brønnstrømmen over tid, når kommer vannkuttet, plutselige store gassansamlinger i stigerørerene eller store mengder sand som påvirker strupeventilene inn i prosessen, er hendelser som er vanskelige å forutsi. Derfor er det vanskelig å finne den optimale prosessreguleringen, forteller dr.ing. Håvard Moe i ABB.
Han leder en gruppe som arbeider med å finne prosessforbedringer, bedre vedlikeholdet og forbedre driftstiden for oppstrøms olje- og gassanlegg.
– Vårt mål er å levere teknologi og systemer som kan forbedre nåverdien av investeringene på sokkelen med fem prosent. Arbeidet ble opprinnelig initiert av flere store oljeselskaper som BP, PdVSA i Venezuaela, Shell og ConocoPhillips, sier han.
Ut i pilot
I dag er Moe og hans gruppe sentrale i gjennomføringen av prosjektet Tail integrerte operasjoner. Det går ut på å utvikle teknologi for å forlenge levetiden til Statoils eksistrende olje- og gassinstallasjoner, der sikkerhet og kostnadseffektivitet er hovedfokuset. Hele prosjektet skal gjennomføres over tre og et halvt år og er et samarbeid mellom Statoil, ABB, Aker Kværner, SKF og IBM.
– Vi vil også få finansiering gjennom Norges forskningsråd, forteller Moe.
Foreløpige anslag for prosjektet er på 120 millioner kroner, hvorav Statoil dekker halvparten. All teknologi som utvikles, skal ende i en pilotinstallasjon på et av Statoils felt.
Målet er at når prosjektet er avsluttet, kan feltene driftes sikrere og mer kostnadseffektivt, med hovedmål om økt produksjon, redusert nedetid, 30 prosent reduksjon i driftskostnadene samt at helse, miljø og sikkerhet er forbedret ved at personell er mindre eksponert for risiko.
Økt inntjening
Et av de sentrale områdene er økt bruk av integrerte operasjoner med kontrollrom og spesialister på land i stedet for å ha folk på oljeinstallasjonene.
– Vi mener det er realistisk å regne med fem prosent bedre inntjening ved bruk av integrerte operasjoner. Men det betinger at selskapene endrer sine drifts- og vedlikholdsrutiner, sier Moe.
Han understreker at det er viktig å se sammenhengen mellom ny teknologi, nye arbeidsprosesser og valg av organisasjon. Moe bruker Hydros Brage-felt som eksempel. Der er offshorebemanningen redusert med 25 prosent over en treårs periode, og det er planer om ytterligere effektivisering. .
– En viktig faktor er å ha gode data for tilstanden på utstyret, slik at det blir tid til å planlegge vedlikeholdet i stedet for å rykke ut når det svikter. Slik kan operatøren planlegge anleggsstans og sette inn de rette tiltakene for å kunne gjennomføre et raskt og effektivt vedlikeholdog forbedre logistikken. Erfaringer fra andre industrier viser at det mulig å spare store summer ved å bruke kampanjebasert vedlikehold kontra dagens metoder, sier prosjektingeniør Veslemøy Kristiansen.
Riktig instrumentering
– Et viktig element er selvfølgelig å ha riktig instrumentert anlegg. Gjennom Norsok-prosessene så vi en tendens til underinstrumentering, men nå er pendelen i ferd med å snu, forteller Kristiansen.
Et nøkkelement for å redusere driftskostnadene er bedre kontroll med brønnene. Kristiansen og Moe er skjønt enige om at hittil har oljebrønnene vært for dårlig instrumentert, slik at det er vanskelig å kunne styre disse optimalt i forhold til kapasiteten til prosessanlegget.
Bedre instrumenter i brønnene vil gi bedre grunnlag for å styre føden inn i prosessanlegget, slik at dette blir mer stabilt. Første skritt på veien har vært å utvikle bedre kontroll med slugs (væskepropper) og hydratdannelse (ispropper). – Slike fenomener skaper store forstyrrelser i brønnstrømmen, og gjør det vanskelig å forutsi væskestrømmen inn til prosessanlegget, påpeker Kristiansen.
Trykkontroll
ABB har også utviklet teknologi for å kontrollere vanninjeksjonstrykket i oljebrønner bedre. I de aller fleste felt på norsk sokkel pumpes vann ned i det vannførende laget under oljen for å opprettholde trykket i reservoaret. Denne teknologien har gjort det mulig å øke oljeutviningen betydelig i forhold til opprinnelige anslag. Men det er rom for forbedringer.
– Vårt mål er å finne det optimale vanninjeksjonstrykket. Det bør ligge like i underkant av fraksjoneringstrykket (det trykket som skal til for at formasjonene rundt skal sprekke opp) slik at oljen ikke presses ut i deler av reservoaret som ikke kan produseres. Vi vet at dette har vært tilfelle ved flere installasjoner på norsk sokkel, forteller Moe.
Modellbaset styring
Grunnlaget for bedre drift av olje- og gassanleggene både til havs og til lands ligger i å kunne få bedre data inn i systemet. Det gjelder både fra reservoaret, brønnene, prosessutstyret og tilstandskontroll med ventiler og roterende maskineri i anlegget. Først da vil det være mulig å innføre modellbasert prediktiv kontoll med prosessen, slik at det er mulig å optimalisere driften av anlegget.
– Selv om selve prosessen på et offshoreanlegg er enkel, er totalsystemet med reservoar, brønner og prosessanlegg svært komplekst med mange ukjente parametre. Å få kontroll med og få beskrevet disse er viktig med tanke på å utvinne mer olje og gass fra feltene, understreker Moe og Kristiansen.
En enda mer eksotisk del av prosjektet er å se om det er mulig å robotisere enkelte oppgaver. – Tanken er å utvikle roboter som gjør standard vedlikeholdsoperasjoner. Disse kan forflytte seg på installasjonene ved hjelp av skinner i taket. Vi kan tenke oss at dette kan utnyttes ved vedlikehold av ventiler, manifolder og andre enheter som det finnes mange av. Da kan disse operasjonene styres fra land, forteller Moe.
250 milliarder kroner i økt verdiskaping
Med målrettet innføring av ny teknologi og nye samarbeidsformer kan verdiskapingen på norsk sokkel øke med minst 250 milliarder kroner fram mot år 2015, viser en ny OLF-rapport. Årsaken til den økte verdiskapingen er økt produksjon som følge av bedre muligheter til å fatte gode beslutninger. Arbeidsoppgaver det tidligere tok dager og uker å utføre, kan bli unnagjort på timer.
– Olje- og gassindustrien er inne i en stille revolusjon. I tiden framover må hele næringen gripe mulighetene den nye teknologien og de nye samarbeidsformene gir oss, sier Per Terje Vold, administrerende direktør i Oljeindustriens Landsforening (OLF).
Store muligheter
En rapport ABB/Epsis har utarbeidet på vegne av OLF tegner et bilde av en industri som må satse målrettet for å øke verdiskapingen på norsk sokkel. Olje- og gassnæringen – og nasjonen – vil miste mye av den økte verdiskapingen om det ikke blir satset meget aktivt på integrerte operasjoner de neste årene. En tre års utsettelse vil føre til at Norge går glipp av 160 milliarder kroner i økt verdiskaping.
– De neste fem årene vil vi oppleve større og mer gjennomgripende endringer i samarbeidsformene og i produksjonen enn vi har opplevd de siste 15 årene. Den norske olje- og gassindustrien kan ikke ta patent på endringene. Derfor må det satses aktivt for at industrien skal ligge i front også i fremtiden, sier Vold.
I forbindelse med rapporten om potensialet ved integrerte operasjoner, har samfunnsforsker Ole Berrefjord laget et perspektivdokument, som tegner et bilde av den videre veien for industrien. Berrefjord peker på at satsingen på integrerte operasjoner vil kreve at industrien og nasjonen drar sammen for å møte utfordringene den kunnskapsbaserte industrien står overfor.
