Ny høytrykks XT-teknologi kan realisere krevende olje- og gassbrønner

Teknologi for krevende brønner 

Flere framtidige utbygginger på norsk sokkel ligger nær eller utenfor kapasiteten til dagens standardiserte subsea utstyr. Det finnes et reelt behov for subsea XT-systemer som kan håndtere høyere trykk og temperatur på norsk sokkel.  Per i dag finnes det imidlertid ingen kommersielt tilgjengelige subsea høy trykk/høy temperatur- (HPHT-) løsniger  kvalifisert i henhold til relevante NORSOK-krav for bruk på norsk sokkel. Flere Joint Industry Projects (JIP-er) er derfor igangsatt for å kvalifisere komplette XT-systemer til en mellomklasse på 11 000 psi og 160 °C. Denne mellomklassen vil kunne dekke utstyrsbehovet for flere prospekter på norsk sokkel og gi et mindre krevende kvalifikasjonsløp enn en direkte økning til klasse X, 15 000 psi og 177 °C. 

Krevende brønner handler ikke bare om at hovedløpet skal tåle et høyere nominelt trykk. Temperatur og trykk påvirker hele lastbildet fra brønnhode og tubing hanger til ventiler, choke, koblinger, aktuatorer, sensorer og kontrollmoduler. Høy temperatur reduserer styrken i enkelte materialer, akselererer aldring i elastomerer og gir større termisk ekspansjon i brønnen og XT-systemet. Ved nedstengning og oppstart kan raske temperaturendringer dessuten gi sykling, bevegelser og kontaktlaster som ikke fremgår av en ren vurdering av maksimalt arbeidstrykk. 

Det samlede lastbildet, bestående av trykk, temperatur, eksponeringstid og operasjonelle forhold, bestemmer systemets kapasitet. Brønnhode, hangere, tetninger, ventiler, instrumentering og elektriske komponenter må derfor vurderes som et integrert system, hvor både  produksjonsmediets material- og korrosjonspåvirkning samt mediets termiske overføringsegenskaper inngår som sentrale dimensjonerende faktorer. 

Et lite marked krever samarbeid og felles valg 

Det begrensede og fragmenterte markedet for HPHT-brønner er en viktig grunn til at kvalifisert utstyr ikke allerede er tilgjengelig. For én operatør, ett prosjekt eller én leverandør er det krevende å forsvare kostnadene og risikoen ved å utvikle, teste og industrialisere en ny XT-klasse. Gjennom JIP-er kan operatørene samle behov, dele kostnader og risiko og gi leverandørene et bedre grunnlag for investering og langsiktig støtte. 

Samarbeidet krever samtidig at industrien enes om en rekke premisser, blant annet trykk- og temperaturklasse, funksjonskrav, grensesnitt, materialer, kontrollarkitektur, kvalifikasjonsomfang og støtteutstyr. Elektrisk aktuering er ett av valgene som i flere JIPer har blitt tatt i denne helheten, ikke selve utgangspunktet for samarbeidet. Valget påvirker blant annet kraftforsyning, kommunikasjon, lokal overstyring, testutstyr, intervensjon og IMR, og må derfor vurderes sammen med de øvrige systemvalgene. 

Elektrisk aktuering som eget valg 

I flere JIP-er er elektriske XTer valgt fremfor hydrauliske løsninger av miljømessige og fremtidsrette grunner. Aktuatorer, kraftforsyning og kommunikasjon bygger på kvalifisert teknologi, men må verifiseres for integrasjon og ytelse i den nye HPHT-konfigurasjonen. Komponenter som utvides til å dekke utvidede trykk- og temperaturgrenser åtrenger kvalifisering Et helelektrisk system krever også dedikerte løsninger for blant annet nedihullssikkerhetsventiler (DHSV), overtrykksbeskyttelse (HIPPS og ePSD) samt og kjemikalieinjeksjon. 

Elektrisk aktuering kan redusere hydraulikkbruk og forenkle lange tie-backs, men tilgjengelig kraft og vertsinfrastruktur blir viktige premisser. Konseptet må derfor dimensjoneres med realistiske lastprofiler og dokumentert strømforbruk. 

Feilbildet flyttes delvis fra hydraulisk kraft og distribusjon til elektriske forbindelser, programvare og kommunikasjon. Samtidig kan data om blant annet strøm, posisjon og responstid støtte feilsøking og tilstandsbasert vedlikehold. Sikker lokal kontroll ved tap av kraft eller kommunikasjon må ivaretas i designet. 

Hvordan ny subsea-teknologi kvalifiseres 

Kvalifikasjonen skal dokumentere at XT-systemet er egnet for sin tiltenkte funksjon og kan operere sikkert og pålitelig innenfor hele det definerte driftsområdet. Arbeidet starter med utgangspunkt i en designbasis for trykk, temperatur, medium, vanndyp, levetid, lasttilfeller, barrierer, grensesnitt og operasjonelle sekvenser. Deretter vurderes hva som allerede er dokumentert gjennom tidligere kvalifikasjon og felterfaring, og hvilke teknologi-gap som gjenstår og må lukkes før implementering. 

For hvert gap etableres et målrettet program med analyser, materialprøver, komponenttester og systemtester. Designverifikasjon viser at konstruksjonen tåler aktuelle lastkombinasjoner, mens fysisk validering demonstrerer funksjon under representative trykk-, temperatur- og miljøforhold. Testing bør også dekke levetidssykler, feilscenarier og samspillet mellom mekaniske, elektriske og kommunikasjonstekniske funksjoner. 

Kvalifikasjonen må omfatte både enkelkomponenter og den komplette subsea-konfigurasjonen for å verifisere systemets funksjonalitet og ytelse. Produktstandardene for brønnhode og XT gir grunnlaget for design, materialer, produksjon, inspeksjon og validering, mens den overordnede subsea-kvalifikasjonen sikrer at sammenstillinger, grensesnitt, verktøy og kontrollfunksjoner virker som forutsatt. Krav fra NORSOK, myndigheter, operatør og prosjekt må inngå i samme krav- og samsvarsmatrise. 

Kvalifikasjonen avsluttes når analyser og testresultater er akseptert, identifiserte avvik er lukket, og kvalifikasjonsvinduet er tydelig dokumentert. Fabrication Acceptance Test (FAT), sammenstillingstester og systemintegrasjonstester bekrefter deretter at de kvalifiserte delene fungerer sammen i den valgte subsea-konfigurasjon. Eventuelle senere endringer i design, materialvalg, produksjonsprosesser, programvare eller driftsbetingelser må vurderes mot det etablerte kvalifikasjons vinduet og kan utløse behov for supplerende kvalifisering.