Statoil og DNV GL samarbeider om standardisert undervannsproduksjon

DNV GL skal lede et ‘Joint Industry Project’ (JIP) mellom viktige subsea-operatører, for å finne fram til bransjestandarder som vil gjøre det mer lønnsomt å bygge ut større prosjekter med subsea prosesseringsteknologi.

I dag kjennetegnes subsea-utbygginger med skreddersydde løsninger. Subsea-pumper har blitt tatt i bruk på mange oljefelt og de første subsea kompresjonssystemene blir installert i 2014 for å øke gassproduksjonen på feltene Åsgard og Gullfaks.

Gjennom å standardisere sammenkoblingsteknologi og modulstørrelser, vil man lettere kunne sette sammen ulik teknologi og moduler for å kunne tilpasse en utbygging til et prosjekts behov.

– Se på det som lego-klosser. Ved å ha standardiserte moduldimensjoner som kan settes sammen ved hjelp av standard sammenkoblinger, kan vi kombinere teknologi fra ulike leverandører, og dermed kunne dekke flere behov gjennom subsea-løsninger. Dette vil føre til lavere kostnader og økt volum, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.

Samarbeidsprosjektet skal være på plass i løpet av første kvartal 2015. Standardene som etableres skal være såkalte åpne standarder, som betyr at dette skal være teknologi alle leverandører kan benytte seg av, uten spesielle rettigheter.

– Industrien må få ned kostnadene for å kunne muliggjøre flere subsea-utbygginger og økt bruk av subsea prosesseringsteknologi, sier Øvrum.

I løpet av de 10-12 siste årene har kostnadene ved Subsea-utbygginger økt med 250 prosent.

Standardisering var ett av forbedringstilltakene for å få ned kostnader og mer effektiv drift Statoil presenterte som del av sin kapitalmarkedsdag i februar i år.

Øvrum utdyper at denne standardiseringen ikke skal skje på bekostning av ny og viktig teknologiutvikling.

– Det er viktig for Statoil, og industrien generelt, at konkurransen opprettholdes på utviklingen av selve prosessteknologien, og det som inngår i modulene. Gjennom å standardisere sammenkoblingene og modulstørrelsene vil man kunne ta i bruk den beste teknologien til hver enkelt funksjon, uavhengig av leverandør, sier hun.

– Dette vil føre til flere subsealøsninger som vil komme både leverandørselskap og operatører til gode. Vi oppnår økt utvinning fordi flere prosjekter vil bli lønnsomme. Det blir enklere å håndtere det samme utstyret noe som bedrer sikkerheten i tillegg til at vedlikeholdskostnader blir redusert fordi det er lettere å trekke ut modulene, sier Øvrum.

Tidligere i år delte Statoil ut kontrakter for mulighetsstudier rundt gjennomføring av Subsea prosessanlegg.

Følgende tre kontrakter ble tildelt:

• FMC – Oil boosting case
• Saipem – Åsgard Subsea pre-compression case
• Kongsberg – SoW på Control systems