Foto: Lene Esthave

Forsmag på fremtidens kontrolrum

mandag 24 sep 18
|
af Morten Andersen

Kontakt

Morten Lind
Professor Emetritus, Seniorforsker
DTU Elektro
45 25 35 66

Kontakt

Erik Bek-Pedersen
Programme Manager
Center for Olie og Gas - DTU
61 14 07 32

Center for Olie og Gas – DTU

Også kaldet Danish Hydrocarbon Research and Technology Center (DHRTC) er et nationalt forskningscenter, som skal skabe grundlag for at øge indvindingsgraden for olie og gas i den danske del af Nordsøen. Centeret, der har til huse på DTU’s campus, er etableret i 2014 med en bevilling på en mia. kr. over 10 år fra partnerne i Dansk Undergrunds Consortium: Total, Shell, Chevron og Nordsøfonden. Fem danske vidensinstitutioner er partnere i centeret: DTU, Københavns Universitet, Aarhus Universitet, Aalborg Universitet og GEUS
For hver liter udvundet olie fra Nordsøen må man pumpe 10 liter vand ned i undergrunden. Et forskningsprojekt skal hjælpe Total med at optimere driften af de komplicerede anlæg, der renser enorme mængder af havvand og pumper vandet ned under højt tryk.

Tænk på et kontrolrum, hvor der er gået en alarm, så alle medarbejdere er på tæerne. Tag så lyden væk. Sådan er stemningen i kontorlandskabet på 4. sal i Totals bygning i Esbjerg Havn.

”Heroppe er alarmen altid gået,” siger projektingeniør Steven Munk Østergaard Lauridsen, Total, og understreger, at der er tale om alarmer uden betydning for sikkerheden på platformene. Kritiske alarmer håndteres af et helt andet system, ESD (Emergency Shutdown), som sætter gang i en automatisk, sikker nedlukning. Det sker heldigvis ekstremt sjældent.

”Alarmerne, som kommer ind her, handler om tekniske uregelmæssigheder, der skal håndteres for at sikre optimal drift af anlæggene. Olieproduktionsanlæg er komplicerede, og der opstår hele tiden små og store tekniske uregelmæssigheder.”

Steven Munk Østergaard Lauridsens arbejdsfelt er vandinjektion. I avisernes nyhedsgrafikker ser man som regel offshoreudvinding illustreret som et sugerør, der er stukket ned i en sort boble under havbunden. Men den fase, hvor trykket i reservoirerne i Nordsøen var højt nok til at få olien til selv at søge op i rørledningen, er for længst forbi. I dag pumper operatørerne konstant enorme mængder vand ned i de kompakte lag af kalk for at drive olien ud af sit skjul.

Nu er vandinjektionen genstand for Totals del af et projekt ledet af Center for Olie og Gas – DTU. Baseret på modeller udviklet af professor emeritus Morten Linds gruppe på DTU Elektro udvikler parterne i projektet software, der kan hjælpe operatørerne i et kontrolrum med at skelne mellem kritiske og mindre kritiske tekniske alarmer. Desuden skal systemet oplyse operatøren om den underliggende årsag til den enkelte alarm.

Vigtigt med stabil vandinjektion

Dengang man begyndte at pumpe vand ned, skulle der kun lidt til for at opnå en effekt. Med tiden må man øge mængden af vand. Som en tommelfingerregel skal der i øjeblikket 10 liter vand til for at udvinde én liter olie.

I alt bliver det til mere end 400.000 kubikmeter vand om dagen. Ganske vist er der masser af vand til rådighed i Nordsøen, men det går ikke at bruge havvandet uden videre. Anlægget består af syv moduler. I hvert af dem gennemgår vandet en form for enten mekanisk, kemisk eller biologisk rensning, inden det pumpes ned i undergrunden under meget højt tryk – 300 bar.

”Vi har i dag stort fokus på vandbehandling, og selvom der trods alt ikke er lige så store sikkerhedsrisici involveret som for håndteringen af olie og gas, er den tekniske kompleksitet lige så høj. Det betyder, at der kommer lige så mange meldinger om tekniske uregelmæssigheder,” forklarer Steven Munk Østergaard Lauridsen.

Samtidig er den økonomiske betydning stor.
”Hvis vandinjektionen må indstilles på grund af et nedbrud, vil det gå hårdt ud over indvindingen af olie.”
Det betyder omvendt, at der er store økonomiske gevinster ved at sikre stabil vandinjektion.

Sprækker i kalken skal undgås

Sagt på en anden måde er det økonomisk sund fornuft for Total – og giver udsigt til højere skatteindtægter, vækst og beskæftigelse for det danske samfund – at optimere vandinjektionen.

”Hvis du øger vandtrykket, øger du umiddelbart produktionen af olie. Men bliver trykket for højt, skaber du sprækker i kalklaget. Sprækker kan fungere som små motorveje for vandet. Uanset hvor meget vand du pumper ned, vil det meste flyde gennem sprækkerne. Olien vil så sidde i områder af kalken, hvor der aldrig kommer noget vand. Med andre ord har du delvist ødelagt dit reservoir,” forklarer Steven Munk Østergaard Lauridsen.

Det er en balance at finde det rigtige tryk.

”Du vil gerne ligge på ’the sweet spot’. Det vil sige der, hvor du har det maksimale tryk, som du kan have uden at skabe sprækker i reservoiret. Men når man ikke ved, hvor punktet præcist ligger, er man nødt til at holde en ganske stor sikkerhedsmargin og mister derved produktion.”

Og her kommer spørgsmålet om alarmer ind i billedet. Hvis trykket falder på en bestemt ventil, kan det være et afgrænset teknisk problem eller en fejl fra en operatørs side. Men det kan også være et signal om, at der er noget galt i reservoiret – f.eks. at man nærmer sig punktet, hvor der kan dannes sprækker. Med et optimeret alarmsystem får man præsenteret de mulige årsager til trykfaldet og også sandsynligheder for, hvorvidt de er rigtige. Dermed får man et bedre grundlag for at reagere. Samtidig kan man tillade sig at køre tæt på det optimale tryk i forvisning om, at man vil få bestemte typer alarmer, inden man går over stregen.

Til kamp mod intetsigende alarmer

Grundprincippet i dag er, at man starter med at definere et normalområde for driften. Det vil sige acceptable intervaller for de vigtigste parametre som tryk, temperatur, flow, partikelindhold mv. Bevæger et parameter sig ud til kanten af sit interval, udløses en alarm.

”Problemet er, at på dette tidspunkt er der meget lidt tid til, at operatøren kan forsøge sig med et mindre omfattende indgreb og se, om det har den forventede effekt. I stedet ville det jo være smart, hvis vi kunne udnytte mønstrene i de bevægelser, som altid findes inde i normalområdet, til at se, om systemet var på vej til at komme ud af balance – inden det rent faktisk kom ud af balance,” forklarer Steven Munk Østergaard Lauridsen.

”I fremtiden håber vi, at operatøren kan slippe for at tage stilling til helt så mange ting og samtidig få støtte, så det bliver lettere at træffe det rigtige valg.”

Forskningen linket til virkeligheden

På DTU Elektro har gruppen ledet af Morten Lind gennem 25 år forsket i at forbedre systemer til kontrolrum. Det har skabt metoden ’Multilevel Flow Modeling’, som er kernen i dette projekt. At man arbejder ’multilevel’, vil sige, at systemet leder efter årsagerne til en given alarm på flere niveauer. I nogle tilfælde er der tale om en simpel teknisk fejl. Andre gange har en operatør måske ændret en indstilling uden at tænke på, at det kunne have en uheldig effekt et andet sted i systemet. Og endelig kan der være tale om en dårlig ledelsesbeslutning.

”Tankegangen er meget brugbar for os. Vi havde i forvejen taget initiativ til at arbejde med ’alarm management’, hvor vi netop arbejder med at nedbringe antallet af intetsigende eller direkte unødvendige alarmer,” fortæller Steven Munk Østergaard Lauridsen.

Ud over Center for Olie og Gas – DTU og DTU Elektro er DTU Compute samt Institut for Energiteknik på Aalborg Universitet akademiske partnere i projektet. På virksomhedssiden deltager ud over Total også ConocoPhillips UK samt den unge norske virksomhed Eldor Technology, der skal udvikle og markedsføre det kommercielle slutprodukt. Det bliver under varemærket AlarmTracker.

”Projektet viser værdien i konstruktionen med Center for Olie og Gas – DTU,” siger Steven Munk Østergaard Lauridsen. ”Hvis vi som virksomhed går til en forskningsinstitution alene med et forskningsmæssigt sigte, ender det som regel med, at der kommer en ph.d.-afhandling ud af det. Det kan nogle gange være fint nok, men ofte er der behov for nogen, som kan sørge for, at forskningsresultaterne bliver linket til vores virkelighed. Som energiselskab er det ikke os, der kan udvikle et produkt som AlarmTracker. Derfor er det godt, at vi har centeret til at sætte sig i spidsen for tingene, så det til sidst ender med et produkt, som vi kan benytte os af.”

Big data skal udnytte bagkatalog af alarmer

”Som udgangspunkt skal AlarmTracker installeres offshore som hjælp til operatørerne. Men jeg forestiller mig, at vi i første omgang vil lade systemet køre som en digital tvilling til det nuværende alarmsystem. Efter noget tid kan vi så evaluere systemet. Fanger det de kritiske ting, som det skal? Leverer det de rigtige underliggende forklaringer på de alarmer, der kommer?” siger Steven Munk Østergaard Lauridsen.

På længere sigt er forventningerne høje: ”Projektet er et stort skridt i retning af yderligere digitalisering. Det åbner for, at vi kan vride større værdi ud af de store mængder af data, som vi genererer om vores produktionssystem.”

Siden 2000 har virksomheden lagret alle alarmer, og siden 2012 er der suppleret med data fra sensormålinger. Drømmen er at skabe et intelligent system, der selv drager nytte af dette enorme datakatalog. Det vil sige, at når der kommer en bestemt type alarm i dag, kan systemet selv afdække, at situationen svarer fuldstændig til en kritisk tilstand, der måske forekom for fire år siden, og oplyse, hvad årsagen var dengang – og også hvilken løsning der virkede.

Steven Munk Østergaard Lauridsen sammenfatter:
”Alarmerne slipper vi ikke for. Men forhåbentlig kan vi undgå, at det er en enkelt persons dagsform, der afgør, hvor klogt der bliver reageret på dem.”

Relaterede Videoer  

Vis flere