Produksjonsoptimalisering og automatisk styring av brønner og rørledninger

Side 1

Produksjonsoptimalisering og automatisk styring av brønner og rørledninger

Produksjonsoptimalisering og automatisk styring av brønner og rørledninger

Forsknings- og dr.ing. program innen ny fagdisiplin:

Petronics

Forsknings- og dr.ing. program innen ny fagdisiplin:

Petronics

Side 2

Innhold

Deltakere og organisering

Finansiering

Bakgrunn– Automatisering innenfor oljeindustrien– ABBs forsknings- og produktprogram ”ABB Enhanced Oilfield

Control”

Problemstillinger– Norsk Hydros utfordringer og visjoner

Mål

Side 3

Deltakere

• NTNU – Inst. for petroleumsteknologi (prof. Michael Golan)– Inst. for mekanikk, termo- og fluidmekanikk (prof. Tor Ytrehus)– Inst. for klima- og kuldeteknikk (prof. Ole Jørgen Nydal) – Inst. for teknisk kybernetikk (prof. Bjarne Foss)– Inst. for kjemisk prosessteknologi (prof. Sigurd Skogestad)

• Norsk Hydro

• ABB – ABB Industri – ABB Corporate Research

Side 4

Organisering

Totalprosjektet vil bestå av tre selvstendige deler:

– Et dr.ing.program med seks dr.ing.studenter som involverer fem NTNU institutter

– ABBs forsknings- og produktprogram ”ABB Enhanced Oilfield Control”

– Norsk Hydros prosjekt ”Produksjonskontroll & Optimalisering”

Dr.ing.programmet vil knyttes tett opp mot den omfattende interne satsingen i Norsk Hydro og ABB

Side 5

Organisering (forts.) Produksjonsoptim alisering og autom atisk styring av brønner og rørledninger

N o rsk H yd roP ro d u ks jo nsko n tro ll &

O p tim a lise ring

N o rsk H yd roR e ssu rsg ru p pe

V e ile d e re

A B B Ind u s triA B B C o rp o ra te R e se a rch

R e ssu rsg ru p peV e ile d e re

P ro f. B ja rn e F o ssN T N U

In s t. fo rte kn isk kyb e rn e tikk

P ro f. M icha e l G o lan N T N U

In s t. fo r p e tro le u m s tekn o lo g io g a n ve n d t g eo fys ikk

P ro f. T or Y tre h usN T N U

In s t. fo r m e ka n ikk,te rm o - og flu id dyn a m ikk

P ro f. O le J . N yd a lN T N U

In s t. fo r k lim a-o g ku lde te kn ikk

P ro f. S ig u rd S ko g e s tadN T N U

In s t. fo r k je m iskp ro se ss te kn o lo g i

D r.in g . M o rte n D a lsm oP ro g ra m le d er

D r.in g .p ro g ram

A B B Ind u s triA B B E n h an ce d O ilf ie ld C o n tro l

Side 6

Finansiering

• ABB og Norsk Hydro fullfinansierer sine spesifikke deler av totalprosjektet

• ABB vil i tillegg kjøpe inn FoU-tjenester fra blant annet NTNU og Universitet i Tulsa (jmf. prosjektplan)

• Det søkes kun om NFR-støtte til deler av dr.ing.programmet:– 500.000 NOK pr. dr.ing.student pr. år. – ABB og Norsk Hydro finansierer selv sin egeninnsats

(veiledning, ressursgrupper, datainnsamling etc.) i dr.ing.programmet

Side 7

Automatisering i oljeindustrien

Økende interesse blant oljeselskapene for automatisert produksjon

Den store mengden tilgjengelig produksjonsdata kan brukes til on-line styring og optimalisering, men da må det utvikles nye metoder og ny teknologi

Basert på erfaringer fra landbasert prosessindustri, forventer man at høyere automatiseringsgrad gir:

Mer kostnadseffektiv produksjon Sikrere produksjon Mer miljøvennlig produksjon

Side 8

ABB Enhanced Oilfield Control

Tverrfaglig produkt- og forskningsprogram initiert av ABB Industri i 1997

Utfordringer– Stabil og kostnadseffektiv

flerfasetransport i brønner og rørledninger

– Håndtering av komplekse produksjonssystemer

– Produksjon rett til land

Samarbeidspartnere på forskningssiden: ABB Corporate Research NTNU Universitetet i Tulsa, Oklahoma, USA

Oil production rate versus time

0

5

10

15

20

25

30

35

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0TIME (h)

Oil p

rod

uc

tio

n r

ate

(M

stb

/D) Gas lift rate= 1894. Mscf/D

Oil production rate versus gas lift rate

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0.0 1000.0 2000.0 3000.0 4000.0 5000.0 6000.0 7000.0

Gas Lift rate (Mscf/D)

Oil

prod

uctio

n ra

te (M

stb/

D)

Oil production rate - Stable flow

Oil production rate - Unstable flow

Region of optimum operation

T P

P

F

PC

FC

P

Side 9

Fokus på kritiske deler i produksjon og prosess

WellheadPlatform

Recompression

Separation

Flare

Gas Exportand Injection

Gas Drying and Condition

Injection

Export

Pipeline

En

han

ced O

ilfield C

on

trol

Side 10

ABB Enhanced Oilfield Control

Status: Innovative produkter for on-

line styring og optimalisering av oljeproduksjon

Nye metoder og verktøy for utvikling og design av styrings- og optimaliseringsalgoritmer for brønner og rørledninger

Viktig momenter: Resultater har fremkommet

gjennom utstrakt tverrfaglig samarbeid

Sterkt behov for mer tverrfaglig kompetanse på dette området - kopling petroleumsteknologi og systemteknologi (Petronics)

Automatic Well Control

Automatic Well Control

SlugControl

SlugControl

Production OptimizationProduction OptimizationABB SW

ABB SW

T P

P

F

PC

FC

P

Production AllocationProduction Allocation

PTPT

TT

Pipeline h

Side 11

Eksempel 1: Slugging på Hod-Valhall

Separator

PTPT

TT

Pipeline 12”13 km

70 m

We

lls

Wellhead Platform (WP)

We

lls

2. StageSeparator

1. StageSeparator

Production Platform (PP)

To flare

10-20 % of design capacity

Side 12

Operasjonelle problemer som skyldes slugging

Store forstyrrelser inn til separatortoget Dårlig separasjon (vann i olje) Tap av produkt (olje i vann) Brudd på miljørestriksjoner (olje i vann)

Sterkt varierende belastning på kompressorene

Ineffektiv operasjon av kompressortog Mulige tripper som følge av hurtige endringer i belastning

20 21 22 23 24 25 2690

100

110

120

130

Inle

t pre

ssur

e

290

100

110

120

130

Out

let p

ress

ure

Terrain induced slug flow.

20 21 22 23 24 25 260

0.5

1

1.5

2

Time [hour]

Gas

flow

rate

[kg/

s]

20 21 22 23 24 25 260

5

10

15

20

Oil

flow

rate

[kg/

s]

Side 13

Resultater for Hod-Valhall med ABBs SlugConH

od

pre

ssu

re [

PS

I]

Va

lha

ll p

ress

ure

[P

SI]

20 25 30 35 40 45 50

100

110

120

130

20 25 30 35 40 45 50

100

110

120

130

.

20 25 30 35 40 45 500

10

20

30

Va

lve

op

en

ing

[%

]

20 25 30 35 40 45 500

0.5

1

1.5

Ga

s flo

wra

te [

kg/s

]

20 25 30 35 40 45 500

5

10

15

Oil

flow

rate

[kg

/s]

Time [hour]

Controller starts

Slug flow Stabilizing control

Slug flow (build up)

Controllerin manual

Side 14

Eksempel 2: Ustabil gassløftet produksjon

Separator

Gass

Olje

Kompressor

Vann

T P

P

F

F

P

PC

FCCC

T

PPL

Oil production rate versus time

0

5

10

15

20

25

30

35

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0TIME (h)

Oil p

rod

uc

tio

n r

ate

(M

stb

/D) Gas lift rate= 1894. Mscf/D

Side 15

Problemer og ”løsninger” knyttet til gassløft-ustabilitet

Separatoren(e) tripper Hyppige nedstengninger Produksjonsallokering blir

vanskelig Veldig ineffektiv operasjon Gamle felt gir økte

problemer

Kontinuerlig økning av gassløftrate Bruker for mye gass!!

Kontinuerling choking Høyt brønnhodetrykk!!

Side 16

Resultater for gassløftet brønn med ABBs WellCon

0 2 4 6 8 10 1270

80

90

100

110

120

130Casing Pressure

time [hours]

bar

0 2 4 6 8 10 12-10

0

10

20

30

40

50Total Oil Production Rate

time [hours]

kg/s

Open-Loop Closed-Loop

Open-Loop Closed-Loop

Side 17

Problemstillinger

Prosjektet vil ta utgangspunkt i prioriterte produksjonstekniske utfordringer slik Norsk Hydro ser dem, og dr.ing.oppgavenes innhold vil reflekteres av dette

Tre høyt prioriterte utfordringer er: Lokal optimalisering

Optimalisering ned til brønnnivå ut fra lokal kapasitetsbegrensning (f.eks ved kompressorvask )

Dynamisk stabilisering & optimaliseringStabilisering & optimalisering av transiente eller vanskelige

operasjonsbetingelser (slugging etc.) Nærbrønnsmodellering

Forenklet modellering/implementering av innstrømning til brønn

Side 18

Norsk Hydros visjoner & utfordringer

Side 19

Metodikk

Tverrfaglige problemstillinger trenger tverrfaglige løsninger

Erfaringene fra ABBs eget forskningsprogram viser at det er et stort potensiale i å bringe sammen fagområdene petroleumsteknologi (produksjonsteknologi og strømningsteknologi) og systemteknologi (kybernetikk og kjemisk prosessteknologi)

Metodikken som vil bli brukt i prosjektet vil derfor hentes fra et nytt fagområde - Petronics - en kombinasjon av petroleumsteknologi og systemteknologi

Petroleumsteknologi +

Systemteknologi =

PETRONICSPETRONICS

Side 20

Mål

Utdanne seks dr.ing.kandidater, med start juni år 2000, koblet mot brukerstyrt industriforskning og produktutvikling i Norsk Hydro og ABB Industri: Danne grunnlaget for en ny fagdisiplin i Norge - Petronics - som

kombinerer petroleumsteknologi og systemteknologi

Utvikle teknologi, prosesser og produkter som bidrar til: Stabil og kostnadseffektiv flerfasetransport i brønner og

rørledninger Optimal håndtering av komplekse produksjonssystemer Produksjon rett til land