Software

Produkte setzen neue Rentabilitätssteigerung durch neue Regelungs- und Optimierungsverfahren in der Erdöl- und Erdgasförderung Bård Jansen, Morten Dalsmo, Kjetil Stenersen, Bjørn Bjune, Håvard Moe

Die Ausbeutung der meisten Öl- und Gasfelder in der westlichen Welt ist bereits weit fortgeschritten und stößt allmählich an Grenzen. Dies stellt die Erdöl- und Erdgasindustrie vor die nicht ganz neue Frage: Wie lässt sich die Produktion steigern oder wenigstens stabilisieren und gleichzeitig die verfügbare Reserve auf ihrem derzeitigen Stand halten? Die naheliegendste Antwort lautet: neue Fördergebiete erschließen. Doch es gibt bessere, kostengünstigere Lösungen in Form neuer Technologien zur Steigerung des Entölungsgrads und Durchsatzes bestehender Bohrungen.

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Downhole

Optimize IT

Subsea

Topside

Asset Management

I

m Vergleich zu anderen Prozessindustrien galt der Erdöl- und Erdgassektor bislang als «Lowtech»-Bereich, hauptsächlich wegen seines niedrigen Automatisierungsgrades. Allerdings stehen heute Betriebsmittel zur Verfügung, die für diesen Industriezweig ein neues Zeitalter einleiten. Mit dem Ziel entwickelt, die Öl- bzw. Gasgewinnung zu steigern und Förderstrom sowie Durchsatz konstant zu halten, haben die neuen Betriebsmittel maßgeblichen Anteil daran, dass die Automatisierung in diesem Industriezweig rasch und auf breiter Front voranschreitet. ABB entwickelt schon seit vielen Jahren moderne Regelungs- und Optimierungslösungen für die Erdöl- und Erdgasindustrie. Anders als die Mitanbieter, die meistens mit mehr oder weniger Erfolg Technologien aus der Destillation und Petrochemie, beispielsweise Model Predictive Control (MPC), anpassten, hat sich ABB bei der Produktentwicklung stets an den Anforderungen ihrer Kunden bei der Erschließung und dem Betrieb von Öl- und Gasfeldern orientiert.

ABB Tehcnik 3/2001

Maßstäbe Das Schwergewicht lag dabei auf großer Sicherheit und Zuverlässigkeit bei der Förderung, hoher Genauigkeit bei der Überwachung sowie auf der Optimierung des Pipelinenetzes zur Öl- und Gasförderung. Als Ergebnis dieses Engagements entstand die so genannte Optimize IT Enhanced Oil Production Suite, eine Palette von Systemen, Lösungen und Dienstleistungen zur Steigerung der Erdöl- und Erdgasproduktion. Sie umfasst u. a. Technologien wie Optimize IT Active Well Control und Optimize IT Active Flowline Control, zwei hochmoderne Regelungssysteme zur Stabilisierung von Bohrlöchern und Pipelines, die zu Schwallströmung neigen. Beide Produkte sorgen für eine gleichmäßige Strömung und einen höheren Durchsatz. Ein weiteres Spitzenprodukt ist das Optimize IT Well Monitoring System. Es liefert ohne den Einbau teurer Mehrphasen-Durchflussmesser Daten über die einzelnen Gas-, Öl- und Wasserströme aus den Förderbohrungen. ABB ist überzeugt, dass diese drei Produkte den Automatisierungsgrad in der Erdölund Erdgasindustrie durch Umrüstung von einfachen Steuerungs- und Regelungseinrichtungen auf moderne Regelungssysteme und -algorithmen weiter vorantreiben werden. Stabilisierung von instabilen Bohrungen

Erdölbohrungen mit langen horizontalen Durchgängen ebenso wie Bohrungen mit Gasliftförderung neigen unter bestimmten Betriebsbedingungen zu instabilem Verhalten. Unregelmäßige Produktion birgt viele Nachteile. Plötzlicher Druckanstieg verhindert beispielsweise gleichmäßigen Betrieb, bedingt entsprechende Sicherheitsmaßnahmen und erfordert einen Abschaltschutz. Auch muss die gesamte Öl- und Gasproduktion innerhalb der Nennleistung des Systems liegen, um aus-

ABB Technik 3/2001

reichende Sicherheitsmargen zu gewährleisten. Bei instabilen Verhältnissen kann die Effizienz des Liftgases abrupt sinken. Häufig bereitet die Berechnung der Liftgaszuteilung Schwierigkeiten. Instabile Bohrungen verhindern insgesamt gesehen die optimale Verteilung des Liftgases, und ihr effizienter Betrieb bereitet viele Probleme. OptimizeIT Active Well Control basiert auf einem Regelmodell und dient zur Stabilisierung instabiler Förderbohrungen. Das System stabilisiert Bohrungen mit natürlichem Lagerstättendruck durch automatisches Verstellen des Förderdrosselventils. Auch bei Bohrungen mit Gasliftförderung steuert das System das Drosselventil zur Gaseinpressung. Automatisch hält OptimizeIT Active Well Control die Bohrung im Betriebsoptimum und sorgt für stabile, d. h. schwallfreie Förderung. Zudem verhindert das System die zyklische Druckanhebung in den Steig- und Futterrohren von Bohrungen mit Gasliftförderung. So ausgerüstete Bohrungen produzieren mehr Öl, weil Druck und Förderstrom konstant bleiben. Im Allgemeinen arbeitet OptimizeIT Active Well Control mit Druck- und Temperaturdaten vom Förderrohr, doch lassen sich bei Bohrungen mit Gasliftförderung auch Messdaten des Ringraums heranziehen 1 . Zur

1

2

Production choke Separator

Gas/oil Gas injection choke Gas from Lift gas comp. 3 Annulus Production tubing Gas lift valve 4

Reservoir

1 Bohrung mit Gasliftförderung und verfügbare Messwerte 1

Druck am Bohrlochkopf

2

Temperatur am Bohrlochkopf

3

Druck am Futterrohrkopf

4

Druck auf der Bohrlochsohle

Druckerfassung im Förderrohr eignet sich jeder beliebige Ort zwischen der Bohrlochsohle und dem Bohrlochkopf, auch der Bereich hinter dem Förderdrosselventil. (Eine ausführliche Beschreibung der aktiven Regelung ist in [1] zu finden.) OptimizeIT Active Well Control absolviert derzeit umfassende Feldtests. Die bisherigen Feldversuche belegen bereits die stabilisierende Wirkung auf den Förderstrom und eine entsprechende Produktionssteigerung. Auch ein umfassendes Simulationsprogramm hat die Leistungsstärke der Lösung für ein breites Spektrum von Bohrlochbedingungen bestätigt. 2 und 3 präsentieren Ergebnisse der Simulationen bei einer senkrechten Bohrung mit Gasliftförderung. 2 zeigt einen Fall, bei dem die Regelung des Drosselventils für die Gaseinpressung auf der Druckerfassung am Bohrlochkopf basiert. Beide Diagramme demonstrieren drastische Änderungen des

21

Software

25

50 40

20

O to t [kg/s ]

P [bar]

30 Controller starts

15

Die Hauptvorteile von OptimizeIT Active Well Control

Controller starts

20 10

■ Höhere Produktion der

0

Bohrungen

–10 0

2

4

6

a

8

10

12

14

0

t[h]

2

4

6

b

8

10

12

14

t[ h]

■ Automatische Einhaltung

des optimalen Betriebspunkts der Bohrung

2 Stabilisierung des Drucks am Bohrlochkopf (a) und der Ölförderrate (b) bei einer vertikalen Bohrung mit Gasliftförderung P

Druck am Bohrlochkopf

Otot

Ölförderrate insgesamt

■ Höhere Verfügbarkeit für

Produktion t

Zeit

■ Vermeidung von Störungen

im Produktionsablauf ■ Möglichkeit zur weiteren

Bohrlochkopfdruckes und der gesamten Ölförderrate, sobald der Bohrlochregler eingreift. 3 stellt die Ergebnisse bei Verwendung des Futterrohrdruckes zur aktiven Regelung des Förderdrosselventils dar. Ähnlich wie in 2 lässt auch dieses Diagramm erkennen, dass der Regler sowohl den Futterrohrdruck als auch die gesamte Ölförderrate stabilisiert. Die Stabilisierung des Bohrlochdrucks in einer horizontalen Bohrung geht aus 4 her-

vor. In diesem Fall findet die Bohrlochdruckmessung zur automatischen Regelung des Förderdrosselventils im horizontalen Teil statt. Auch hier reduziert das Regelsystem die Druckschwankungen drastisch.

Druck im Futterrohr Ölförderrate insgesamt

Schwallströmung

Mehrphasenpipelines dienen bei der Offshore-Ölförderung zunehmend zur Verbindung

140

Zeit

60 Controller starts 40 O t o t [k g/s]

P[ba r]

120

80 60 a

22

20 0

–20 0

5

10 t[h]

■ Keine Druckwellen am

Förderhorizont

Förderleitungen mit

t

100

■ Sparsamer Liftgasverbrauch

Stabilisierung von

vertikalen Bohrung mit Gasliftförderung

Otot

drucks

■ Einfacherer Bohrlochbetrieb

3 Stabilisierung des Drucks im Futterrohr (a) und der Ölförderrate (b) bei einer P

Senkung des Lagerstätten-

15

0 b

5

10 t[h]

15

entlegener Bohrlochkopf-Plattformen mit Unterwasser-Bohrlöcher. Weltweit gibt es bereits mehr als 2000 solche Verbindungsleitungen, und in den nächsten fünf Jahren sollen noch weitere 2000 hinzukommen. Ferner dürften Ferntransportleitungen künftig Unterwasser-Produktionseinheiten direkt mit Verarbeitungsanlagen an Land verbinden. Mit zu den schwierigsten Aufgaben bei der Offshore-Verarbeitung und UnterwasserAbscheidung gehört es, Störungen im Förderstrom zum Abscheideprozess zu beherrschen, d.h. Strömungsschwankungen am Ausgang der Mehrphasenpipeline zwischen Bohrlöchern bzw. entfernten Einrichtungen und der Verarbeitungsanlage zu glätten oder zu verhindern. Eine häufige Form der Strömungsschwankung ist die Schwallströmung, bei der das

ABB Tehcnik 3/2001

4 Stabilisierung des Drucks im Bohrloch P bei einer horizontalen Bohrung t

Zeit 81 80 Active control

P[b a r ]

79 78 77 76

No control

75 25

30

35

40

45

t[h]

Rohöl mit seinen Begleitstoffen diskontinuierlich und zu einem so genannten Flüssigkeitspfropfen verdichtet durch die Rohre strömt. Das instabile Verhalten der Schwallströmung in Mehrphasenpipelines stört den Betrieb von Offshore-Produktionsanlagen beträchtlich. Im ungünstigsten Fall kann starke Pfropfenbildung sogar die Abschaltung von Plattformen und ganzen Anlagen auslösen. Häufig führen durch eine instabile Mehrphasenströmung verursachte starke, rasche Schwankungen im Förderstrom zu den Abscheidern zur Abschaltung der Verdichter. Die Betreiber haben deshalb mit großem Aufwand versucht, die durch starke Schwallströmung bedingten Betriebsprobleme zu vermeiden. Im Wesentlichen verfolgten sie zwei Lösungsansätze: ■ Vermeidung der Probleme durch konstruktive Maßnahmen. ■ Duldung des unerwünschten Verhaltens, beispielsweise durch betriebliche Änderungen oder regelungstechnische Eingriffe. Gewöhnlich verursacht jeder dieser Ansätze hohe Kosten, denn bei der modernen Erschließung von Öl- und Gasfeldern variieren die Betriebsbedingungen in einem breiten ABB Technik 3/2001

Bereich und die Betreiber kommen kaum noch ohne Mehrphasenförderleitung und Parallelverarbeitung aus. Mit OptimizeIT Active Flowline Control hat ABB jetzt einen dritten Lösungsansatz eingeführt:

Problemvermeidung durch Einsatz geeigneter Mess- und Regelungstechnik. OptimizeIT Active Flowline Control glättet nach einem regelungstechnischen Verfahren in Mehrphasenpipelines die geländebedingte

Teamwork ist wichtig Optimize IT Active Flowline Control basiert auf interdisziplinären Forschungsarbeiten bei ABB in den Bereichen Strömungsdynamik und Kybernetik, stützt sich jedoch auch auf frühere theoretische und praktische Arbeiten [2–4]. Kürzlich erschienen mehrere Beiträge, die nachweisen, dass sich Regelungsverfahren auch für instabile Mehrphasenströmungen eignen und anpassen lassen (eine Übersicht siehe [5]). Nach Kenntnis von ABB sind jedoch nur vier Anlagen in Betrieb, die mit stabilisierenden Reglern arbeiten: die Pipeline DunbarAlwyn [6], die Pipeline Hod-Valhall [7], die Verbindungspipeline Heidrun-Nordflanken und die Pipeline Tor-Ekofisk. Ein Grund hierfür könnte sein, dass Kybernetiker und Strömungsdynamiker meist aus getrennten technischen Fachgebieten kommen. Mit anderen Worten, Regelungstechniker verfügen nur über beschränktes Wissen auf dem Gebiet der Mehrphasenströmung, während Strömungsdynamiker die Möglichkeiten der Regelungstechnik nicht genügend kennen.

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Operat o r i nput Flowline inlet

S l ug co nt ro l l er

PT1

PT2

TT1

TT2

FT1

FT2

F l ow l i n e outlet PT3

Pi pel i ne S eab e d

5 Typische Konfiguration für OptimizeIT Active Flowline Control. Zu den Pipeline-Messeinrichtungen gehören Durchflussgeber (FT), Druckgeber (PT) und Temperaturgeber (TT)

Schwallströmung. Ihre Beseitigung verhindert ernsthafte Störungen in der Prozessanlage und gestaltet somit den Prozessablauf gleich-

förmiger. Die Installation von OptimizeIT Active Flowline Control kostet nur einen Bruchteil des Einbaus von Schwallfängern. Praktisch

erprobt und nachweislich gebrauchstauglich, ist das Produkt bereits in mehreren OffshoreFeldern der Nordsee im Einsatz. Das System erzielte sowohl bei den Tests als auch bei den ersten Anlagen zur Stabilisierung der Strömung in Pipelines bemerkenswert gute Ergebnisse. Kernstück des Systems ist ein zum Patent angemeldeter Regelalgorithmus. 5 zeigt, wie OptimizeIT Active Flowline Control die Druck- und Temperaturmessdaten vom Ein- und Ausgang der Pipeline verwertet, um das Pipeline-Drosselventil zu verstellen. Stehen zusätzlich noch Durchflussmesswerte der Pipelines zur Verfügung, so lassen sich damit der Nennbetriebspunkt und die Abstimmungsparameter des Reglers einstellen. ABB hat nachgewiesen, dass das in Förderleitungen eingebaute Regelsystem OptimizeIT Active Flowline Control die Öl- und Gasproduktion steigert. Nach dem Einbau des Systems in die Tor-Ekofisk-Pipeline wird

6 Druckschwankung in der Pipeline Hod-Valhall ohne aktive Regelung P

Pipelinedruck

C

Stellung des Drosselventils

200

Hauptvorteile von OptimizeIT Active Flowline Control

150

■ Höhere Öl- und Gasdurch-

250 P[ ps i]

Hod

Val hal l

12h M A

flüsse in der Pipeline ■ Bessere Abscheidung im Ein-

100

lassabscheider 08 :0 0 :00 20 0 0 -0 8-08

+12

08:00:00 2000-08-09

+12

■ Einsparungen bei den

Betriebskosten für die Verdich-

40

C[ % ]

ter durch geringeren Energie30

verbrauch und Verschleiß

20

■ Niedrigere Investitionen in

mechanische und bauliche 10

Ausrüstung

0 08 :0 0 :00 20 0 0 -0 8-08

24

+12

08:00:00 2000-08-09

+12

ABB Tehcnik 3/2001

250 P[p s i]

Hod

Val hal l

12h M A

200 150 100 02 :0 0 :0 0 20 0 0 -0 7 -0 5

+12

02:00:00 2000-07-06

+12

02:00:00 2000-07-07

+12

02:00:00 2000-07-06

+12

02:00:00 2000-07-07

40

C [% ]

30 20 10 0 02 :0 0 :0 0 20 0 0 -0 7 -0 5

Allen Berechnungen des OptimizeIT Well Monitoring-Systems liegt ein hochmodernes Modell für Mehrphasenströmungsdynamik und ein alle Flüssigkeitskomponenten vollständig berücksichtigendes Modell (PVT-Modell) zu Grunde. Der Einsatz des Komponentenmodells zur Berechnung aller Flüssigkeitseigenschaften stellt sicher, dass die Analyse gemischter Flüssigkeiten aus verschiedenen Zonen der Lagerstätte den gleichen Genauigkeitsgrad erreicht wie die Simulation einer einzigen Flüssigkeit aus nur einem Bohrloch. Das System arbeitet erheblich treffsicherer als auf Tabellendateninterpolation beruhende Verfahren, wie sie häufig in handelsüblichen Simulationsprogrammen für Mehrphasenflüssigkeitsgemische zum Einsatz kommen.

7 Eingriff von OptimizeIT Active Flowline Control 30 min nach Förderbeginn einer der großen Bohrungen. Die Pipeline Hod-Valhall wird sofort stabilisiert P

Pipelinedruck

damit gerechnet, dass die Ölförderung um rund 10 % und die Gasproduktion um etwa 5 % steigen. OptimizeIT Active Flowline Control verbessert auch die Abscheidung im Einlassabscheider des Kunden und senkt die Betriebskosten der Verdichter durch Verringerung des Energieverbrauchs und der Abnutzung. 6 zeigt den Betriebsverlauf der Hod-Valhall-Pipeline ohne aktive Regelung. Aus dem Diagramm gehen deutlich die für geländebedingte Schwallströmung charakteristischen Druckschwanken hervor. 7 präsentiert dieselbe Pipeline mit aktivierter OptimizeIT Active Flowline Control. Die Pipeline stabilisiert sich, und der mittlere Druckabfall in der Pipeline sinkt, sobald der Regler die Schwallzyklen beseitigt.

ABB Technik 3/2001

C

Einsatzarten

Stellung des Drosselventils

Überwachung der Bohrlochförderung

Das System OptimizeIT Well Monitoring erstellt mit Sensordaten aus Bohrlöchern und Förderleitungen Echtzeit-Schätzungen des Öl-, Gas- und Wasserflusses aus den einzelnen Bohrungen eines Ölfeldes. Das Modell-basierte System eignet sich zum Einsatz als Software-Mehrphasen-Durchflussmesser, als so genanntes Zuverlässigkeits-Tool oder als Fördermengen-Verteilsystem. OptimizeIT Well Monitoring simuliert zur Bohrlochüberwachung gleichzeitig alle Ströme im Fördersystem und verwertet dafür alle erhältlichen Messangaben. Das System bietet höchste Genauigkeit und ist dank seines redundanten Aufbaus nicht auf einzelne Sensoren angewiesen und daher zuverlässiger und robuster.

Software-MehrphasenDurchflussmesser Für den täglichen Betrieb kann man sich das OptimizeIT Well Monitoring System als einen verteilten Software-Mehrphasen-Durchflussmesser vorstellen. Er schätzt den Öl-, Gas- und Wasserfluss aufgrund von Daten, die von üblichen Bohrlochmessgeräten

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stammen. Das System eignet sich für jede beliebige Messgerätekonfiguration und erfasst unmittelbar Änderungen in der Zusammensetzung des Förderstroms, wie z. B. Wasserund Gasdurchbrüche. Aufgrund dieser Funktionen regelt das System automatisch das Bohrloch oder optimiert die Drosselventileinstellung. Zuverlässigkeits-Tool Drohen Betriebsmittelausfälle oder erfordern andere Gründe Redundanzen, so bietet sich das OptimizeIT Well Monitoring System als Zuverlässigkeits-Tool für die eingebauten Messgeräte an. Durch Validierung bestimmter Messungen sorgt das Tool für Redundanz im System. Fallen Messgeräte aus, so schätzt es die fehlenden Messdaten. Das Verfahren reduziert unplanmäßige Instandhaltungsarbeiten und erhöht die Verfügbarkeit.

Fördermengen-Verteilsystem Bei dieser Einsatzart weist OptimizeIT Well Monitoring den verschiedenen Zonen einer Lagerstätte Sollfördermengen zu. Das für jede Bohrlochkonfiguration geeignete System liefert die Eingabedaten zur Lagerstättensimulation und verbessert das Lagerstättenmanagement. Damit schafft es die Voraussetzung zur Optimierung der Förderung und zur Verbesserung des Ausbeutungsfaktors der Lagerstätten. Das intelligente Ölfeld

ABB hat eine Vision: das intelligente Ölfeld. Diese Vision ist die treibende Kraft hinter dem Programm zur Entwicklung moderner Regelungs- und Optimierungstechnologien für Mehrphasenströmung. Das intelligente Ölfeld zeichnet sich vor allem durch höhere Produktion aus. Erreicht

wird sie durch die genaue Kenntnis des Verhaltens der Lagerstätte, der Bohrlöcher, der Erfassungssysteme sowie der Produktionssysteme. Dabei bilden neue Technologien zur zuverlässigen Datenerfassung unter und über der Spülungsleitung eine wichtig Voraussetzung für den Aufbau solcher Ölfelder. Die effiziente Nutzung all dieser zusätzlichen Informationen setzt jedoch voraus, dass die Informationstechnologie in die aktive Regelung und Online-Optimierung einbezogen wird. Durch Einsatz verschiedener Technologien konnte die Industrie bereits die Lagerstättenausbeute von 10–20 % in den frühen siebziger Jahren auf heute 30–60 % steigern. ABB ist fest davon überzeugt, dass sich der Ausbeutungsfaktor mit aktiven Regelungsund Optimierungstechnologien noch weiter verbessern ließe. Die bisher von ABB erzielten Ergebnisse weisen eindeutig in diese Richtung. Kundenspezifische Lösungen

Hauptvorteile des OptimizeIT Well Monitoring-Systems ■ Höhere Verfügbarkeitszeit durch weniger häufige Bohrlochprüfung

und frühzeitige Erkennung von Gas- oder Wasserdurchbrüchen ■ Besseres Management der Tagesproduktion durch Darstellung der

Durchflussmengen im Produktionssystem nach Komponenten ■ Höhere Redundanz bei der Messausrüstung und Validierung der

Messwerte ■ Redundanz verringert unplanmäßige Instandhaltung ■ Besseres Lagerstätten-Management, weil sich die Gesamtproduk-

tion eines Feldes auf verschiedene Zonen verteilen lässt; dies kann den Ölausbeutungsfaktor erhöhen ■ Niedrigere Installations- und Instandhaltungskosten als bei Hard-

ware-Lösungen ■ Skalierung der Funktionalitäten durch Verwendung von standardi-

sierter Software und Hardware möglich

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Es ist wichtig anzumerken, dass sich hinter OptimizeIT Active Well Control, OptimizeIT Active Flowline Control und dem OptimizeIT Well Monitoring-System keine universellen Informations- und Regelungstechnologien verbergen, sondern maßgeschneiderte Produkte. Ebenso große Bedeutung wie die Produkte selbst haben deren für Entwurf und Anpassung an Kundenanforderungen entwickelte Engineering-Tools. Sie entstanden gleichzeitig mit den OptimizeIT-Produkten. Zwar erfordert die Projektdurchführung mit diesen Produkten ein interdisziplinäres Team von ABBFachleuten, aber nach der Installation lassen sie sich vom Betreiber einfach und problemlos bedienen. Die beschriebenen Online-Regelungs- und Optimierungsprodukte gehören zu den ersten dieser Art, die ABB speziell für die Erdöl- und Erdgasgewinnung entwickelt hat. Als Teil der ABB Tehcnik 3/2001

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Das OptimizeIT Well Monitoring-System sagt die Förderrate PR mit hoher

Genauigkeit und Regelmäßigkeit in einem Feld im Golf von Mexiko voraus (Juli 2000)

8000

PR [BOP D]

6000

4000

Flowmeter Well monitoring system Test rate Invalid data

2000

0 7.7

14.7

21.7

28.7

4.8

D ay / m on th

Optimize IT Enhanced Oil Production Suite von ABB bilden sie die Familie der OptimizeIT-Anlagenmanagement-Produkte. ABB bereitet derzeit weitere Online-Produkte mit direkten positiven Auswirkungen auf das Betriebsergebnis vor. Einen zusätzlichen Schwerpunkt bilden Informationstechnologien, mit denen sich die Arbeitsprozesse der Kunden vereinfachen lassen. Außerdem möchte ABB die Kunden aktiver bei der Betriebsoptimierung von kritischen Prozessen unterstützen. Die Grundlage dafür liefern Forschungsprogramme von Weltrang, modernste Regelungs- sowie Informationstechnologien und die optimale Nutzung neuer Sensorsysteme.

Ob für Kundenprojekte oder Technologieentwicklung, ABB setzt stets auf interdisziplinäre Teams, deren Mitglieder über Erfahrungen im Entwurf und Betrieb verfügen. Dabei verfolgt ABB als oberstes Ziel die Steigerung der Wertschöpfung bei den Kunden durch Verbesserung der Ausbeute, der Förderrate und der Zuverlässigkeit. Aufgrund dieser kompromisslosen Ausrichtung auf Probleme der Produktion wird ABB bei der Produktivitätssteigerung in der Öl- und Gasindustrie in den kommenden Jahren eine wichtige Rolle spielen.

Kontaktadressen: ABB’s OptimizeIT Enhanced Oil Production Suite [email protected] [email protected] OptimizeIT Active Well Control [email protected] OptimizeIT Active Flowline Control [email protected] OptimizeIT Well Monitoring System [email protected] ABB AS Process Industries PO box 6540 Rodeløkka NO-0501 Oslo, Norwegen Fax: +47 22 37 74 23

Literaturhinweise [1] B. Jansen, et al: Automatic control of unstable gas lifted wells. SPE 56832, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 1999. [2] Z. Schmidt, J. P. Brill, H. D. Beggs: Choking can eliminate severe pipeline slugging. Oil and gas journal – Nov 12, 1979, pp 230 – 238. [3] Z. Schmidt, J. P. Brill, H. D. Beggs: Experimental study of severe slugging in a two-phase flow pipeline-riser pipe system. Soc. Petrol. Eng. Journal, 1980, pp 407–414. [4] Y. Taitel: Stability of severe slugging. Int. Journal Multiphase Flow, 1986, vol 12, no 2. [5] K. Havre, M. Dalsmo: Active feedback control as the solution to severe slugging. SPE 71540; prepared for presentation at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 2001. [6] A. Courbot: Prevention of severe slugging in the Dunbar 16" multiphase pipeline. Paper OTC 8196, Offshore Technology Conference, Houston, Texas, May 1996. [7] K. Havre, K. O. Stornes, H. Stray: Schwallströmung in Pipelines beherrschbar. ABB Technik 4/2000, 55-63.

ABB Technik 3/2001

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