Key information

Title
PRODUKSJONS MÅLINGSSYSTEM OG FREMGANGSMÅTE
Application number
20101311
Case type
National
Status
30.09.2024 Ikke betalt årsavgift
Filed
21.09.2010
Effective date
21.09.2010
Publicly available
03.10.2011
Applicant
Epsis AS (NO)
Owner
EPSIS AS (NO)
Inventor
Arild Bøe (NO)
Agent
ACAPO AS (NO)
Granted
03.10.2011
Patent number
331098

Abstract and drawing

Disclaimer: This text has been machine-scanned and may contain errors – please refer to "Publications" for legally binding content.
Et produksjonsovervåkningssystem (10) omfattende et antall injeksjons- og produksjonsenheter (80) som i drift er koplet til sensorer (410) for måling av fysikalske prosesser som i bruk foregår i injeksjons-og produksjonsenhetene (80) og generering av tilhørende målesignaler (420) for datamaskinvare (400). Datamaskinvaren (400) er innrettet til å utføre programvareprodukter (300) for bearbeidelse av signalene (420). Dessuten er programvareproduktene (300) tilpasset til datamaskinvaren (400) for analyse av målesignalene (420) for å utvinne en parameterrepresentasjon av målesignalene (420) og å anvende temporal analyse av parametrene for å identifisere temporalt langsomme prosesser og temporalt hurtig prosesser deri samt å anvende informasjon som er representativ for de langsomme prosesser og de hurtige prosesser for å styre en styringsprosess for styring av drift av systemet (10).

Publications

B1
Checking availability of the latest published version...

Documents

 Expand Download files (10)
Date
 Date Doc. No. Process Case number In/Out Journal description To/from
 15.04.2025 14-01 Saksbehandling 20101311(331098) UT PT Opphørt Patent - for ikke betalt årsavgift (3311) ACAPO AS
 02.02.2025 13-01 Saksbehandling 20101311(331098) UT PT Påminnelse om ikke betalt årsavgift (3329) (PT20101311) ACAPO AS
 08.07.2021 02-01 Endring av søker/innehaver 2021/09012 UT GH Forespørsel ACAPO AS
 23.06.2021 01-02 Endring av søker/innehaver 2021/09012 INN P15365NO00 Fullmakt - Pat. 331098 ACAPO AS
 23.06.2021 01-01 Endring av søker/innehaver 2021/09012 INN Generell henvendelse ACAPO AS
 02.09.2013 02-01 Overdragelse av søknad/rettighet 2013/10715 UT GH Forespørsel Acapo AS
 29.08.2013 01-03 Overdragelse av søknad/rettighet 2013/10715 INN Fullmakt Acapo AS
 29.08.2013 01-02 Overdragelse av søknad/rettighet 2013/10715 INN Endringsskjema Acapo AS
 29.08.2013 01-01 Overdragelse av søknad/rettighet 2013/10715 INN Generell henvendelse Acapo AS
 12.07.2012 12-01 Saksbehandling 20101311 UT Patent - Reminder of first annual fee (2012.07.12)
06.10.2011 11-01 Saksbehandling 20101311 UT Registreringsbrev Nasjonal Patent
27.09.2011 10-01 Saksbehandling 20101311 UT Patentskrift Acapo AS
13.07.2011 09-01 Saksbehandling 20101311 UT Medelelse om patent Acapo AS
20.05.2011 08-02 Saksbehandling 20101311 INN Beskrivelse Acapo AS
20.05.2011 08-01 Saksbehandling 20101311 INN Korrespondanse (hoved dok) Acapo AS
20.05.2011 07-02 Saksbehandling 20101311 INN Beskrivelse Acapo AS
20.05.2011 07-01 Saksbehandling 20101311 INN Korrespondanse (hoved dok) Acapo AS
13.01.2011 06-01 Saksbehandling 20101311 UT Anmodning om Norsk oversettelse Acapo AS
13.01.2011 05-01 Saksbehandling 20101311 UT Realitet patent Acapo AS
24.11.2010 04-02 Saksbehandling 20101311 INN Overdragelsesdokument og fullmakt Acapo AS
24.11.2010 04-01 Saksbehandling 20101311 INN 20101311_4 Korrespondanse (hoved dok) Acapo AS
23.09.2010 03-01 Saksbehandling 20101311 UT PT PFC Defect Letter Acapo AS
23.09.2010 02-01 Saksbehandling 20101311 UT Infobrev til oppfinner Acapo AS
21.09.2010 01-03 Saksbehandling 20101311 INN P15365NO00 EPSIS multi tegninger v09
21.09.2010 01-02 Saksbehandling 20101311 INN Beskrivelse
21.09.2010 01-01 Saksbehandling 20101311 INN National Patent Application Form

Description, claims and drawings

Disclaimer: This text has been machine-scanned and may contain errors – please refer to "Publications" for legally binding content. Description
SYSTEM OG FREMGANGSMÅTE FOR OVERVÅKNING AV PRODUKSJON.Den foreliggende oppfinnelse vedrører produksjonsovervåkningssystemerfor overvåkning av produksjon og injeksjon fra et arrangement av olje- og gassbrønner. Videre vedrører oppfinnelsen fremgangsmåter for overvåkning av olje- og/eller gassbrønnene for styring av drift av brønnene. Dessuten vedrører oppfinnelsen programvareprodukter registrert på maskinlesbare datalagringsmedier, hvor programvareproduktene kan utføres i datamaskinvare for utførelse av de ovennevnte fremgangsmåter.Under henvising til fig 1 omfatter et nåværende olje- og/eller gassproduksjonssystem 10 flere produksjons- og injeksjonsbrønner 80, som omfatter tilhørende borehull 20 som trenger inn i en geologisk undergrunnsformasjon 30 som bærer en oljefore-komst 40 og/eller en gassforekomst 50. Ofte svarer den geologiske formasjon 30 til én eller flere antiklinaler 60 som danner en naturlig inneslutting for oljeforekomsten 40 og/eller gassforekomsten 50. Den geologiske formasjon 30 er vanligvis meget heterogen. Forekomstene 40, 50 befinner seg ofte i områder med porøst fjell med flere sprekker, hulrom og strukturelle svakheter som definerer største trykk som kan tåles av områdene under olje- og/eller gassutvinning.Forhøyet trykk som påtrykkes den geologiske formasjon 30, for eksempel via vanninjeksjon, kan medføre risiko for å forårsake flere uønskede frakturer, nemlig frakturer "ute av sone". Når den geologiske formasjon 30 som er forbundet med systemet 10 er offshore kan sprekkdannelse av borehull 20 i systemet 10 forårsake flere overflatesprekker i sjøbunnen, noe som kan lekke vann og/eller hydrokarboner, nemlig eventuelt forårsake alvorlig miljøforurensning i et offshore- miljø.Et nåværende problem er at programvareverktøyer for styring av olje- og/eller gassproduksjonssystemer er utilstrekkelig utviklet for å håndtere kompliserte dynamiske karakteristika i romlig omfattende porøse olje- og/eller gassbrønner, nemlig et system av produsenter og injektorer som arbeider i forbindelse med et heterogent, porøst medium.I de senere år er det blitt utviklet olje- og gassproduksjonssystemer hvor det anvendes sanntidsdata i økende grad. Idet sensorteknologi er blitt mer pålitelig, ønsker ingeniører som opererer disse systemer i økende grad å motta data nede fra borehullet, så som trykk og temperatur, akustiske støydata for sanddeteksjon, flerfasestrømning og lignende. Disse data forsyner ingeniørene med verdifull informasjon vedrørende systemet og anvendes for detektering av forekomsten av forskjellige hendelser, for eksempel sandskurer, og for å optimalisere produksjon.Styring av olje- og gassproduksjonssystemene 10 som har flere inngangs- og utgangsparametre er tidligere beskrevet i publisert PCT- patentsøknad WO2008/100148A2. Når disse systemer 10 oppviser kompliserte dynamiske karakteristika hvor potensielt brå temporære fenomener opptrer, krever korrekt og sikker styring av systemene 10 spesiell oppmerksomhet for å oppnå optimalt produksjonsbeteende mens det samtidig sikres at sikker og pålitelig drift oppnås. En vanskelighet som oppstår er at nåværende programvareverktøyer for styring av systemet 10 er utilstrekkelig i stand til å håndtere store mengder dynamisk innsamlede data, slik at styring og drift av systemet har risiko for å bli kompromittert. I publisert PCT- søknad WO2008/025622A1 "Method for controlling and/or optimizing production of oil and/or gas wells and facilities", beskrives det en fremgangsmåte for styring og optimalisering av produksjonsoperasjoner i forskjellige grupper av olje- og/eller gassproduksjonsbrønner og- fasiliteter. Disse brønner og fasiliteter er utstyrt med sensorer for produksjon, trykk, temperatur, vibrasjons-strømning, seismikk og/eller andre sensorer som kan bringes til å generere rå reservoar- produksjons- og/eller produksjonsbeteendedata. Fremgangsmåten omfatter trinnene:b) bearbeidelse, overvåkning og/eller analysering av trender i de innsamlede rådatac) optimalisering og/eller styring av produksjonen av gruppene ved aksjon tatt i minst ett regionalt driftskontrollsenter på basis av en aksjonerbar komponentbeteende dataog en aksjonerbar, total kontrolldata avledet av de genererte beteendedata.Den foreliggende oppfinnelse forsøker å frembringe et forbedret produksjonsovervåkningssystem for å frembringe økt kontroll av kompliserte olje-og/eller gassproduksjonssystemer.Den foreliggende oppfinnelse forsøker å frembringe en forbedret fremgangsmåte for overvåkning av et komplisert produksjonssystem som omfatter et antall produsenter og injektorer som arbeider i forbindelse med et heterogent, porøst medium.Ifølge et første aspekt ved oppfinnelsen er det frembrakt et produksjonsovervåkningssystem slik som definert i krav 1: det er frembrakt et produksjonsovervåkningssystem som omfatter et antall injeksjons- og produksjonsenheter som i drift er koplet til sensorer for måling av fysikalske prosesser som foregår i drift i injeksjons- og produksjonsenhetene og genererer tilhørende målesignaler for datamaskinvare, hvor datamaskinvaren er innrettet til å utføre programvareprodukter for bearbeidelse av signalene, kjennetegnet ved at programvareproduktene er tilpasset til datamaskinvaren for å analysere målesignalene for å utvinne en parameterrepresentasjon av målesignalene og å anvende en temporal analyse av parameterne for å identifisere temporalt langsomme prosesser og temporalt hurtige prosesser deri, samt å anvende informasjon som er representativ for de langsomme prosesser og hurtige prosesser til å styre en styreprosess for styring av operasjon av systemet.Oppfinnelsen er fordelaktig ved at analysering av signalene fra injeksjons- og produksjonsenhetene i et antall temporale prosesser av innbyrdes forskjellige tidsvarigheter frembringer verdifull innsikt i operasjon av injeksjons- og produksjonsenhetene og gjør det derved mulig å styre injeksjons- og produksjonsenhetene bedre.Eventuelt har i produksjonsovervåkningssystemet injeksjons- og produksjonsenhetene tilknyttet med disse produksjons- og injeksjonshastigheter (rA, fø) sammen med øvre og nedre borehullstrykk (pu, pi) som sensorsignalene, og styringsprosessene er tilpasset til å styre injeksjons- og produksjonsenhetene med hensyn til én eller flere av: produksjonshastighet, driftssikkerhet, vedlikeholdsbehov.Eventuelt omfatter i produksjonsstyringssystemet den temporale analyse anvendelse av ett temporalt filter for analysering av temporale karakteristika i målesignalene ved modulering av målesignalene, og bestemmelse av avvik mellom målesignalene og tilhørende modulerte målesignaler for identifisering av de temporalt hurtige prosesser. Mer eventuelt anvender det temporale filter et Kalmanfilter, som kan være formulert for Ni injektorer og Np produsenter slik som uttrykt ved ligning 1:hvorY = en utgangsvariabel, målt respons hos systemet,P* = inngangsvariabel til systemet, nemlig trykkgradient hos systemet, t = tid, oghvor utgangsvariabel Y er definert ved hjelp av ligning 2 og ligning 3: hvor ligning 4 definerer en tidsderivat av utgangsvariabelen:hvorEventuelt er i produksjonsovervåkningssystemet analysen tilpasset for bestemmelse av vekselvirkning mellom injeksjons- og produksjonsenhetene ved avskjæring av en formasjon som er gjensidig felles for injeksjons- og produksjonsenhetene.Eventuelt omfatter i produksjonsovervåkningssystemet injeksjons- og produksjonsenhetene minst én av: olje- og/eller gassbrønner, flere appahastighetr i en produksjonsfasilitet, kontinuerlige gruvefasiliteter, geologiskeIfølge et andre aspekt ved oppfinnelsen er det frembrakt en fremgangsmåte for overvåkning av et antall injeksjons- og produksjonsenheter, kjennetegnet ved at fremgangsmåten omfatter:a) anvendelse av sensorer som er koplet til injeksjons- og produksjonsenhetene for måling av fysikalske prosesser som i drift foregår i injeksjons- og produksjonsenhetene, og generering av tilhørende målesignaler for data maskinvare, hvor data-maskinvarene er innrettet til å utføre programvareprodukter for bearbeidelse av signalene, b) anvendelse av datamaskinvare som utfører programvareproduktene for analyse av målesignalene for å utvinne en parameterrepresentasjon av målesignalene, c) anvendelse av datamaskinvaren for å utføre en temporal analyse av parameterne for å identifisere temporalt langsomme prosesser og temporalt hurtige prosesserd) anvendelse av informasjon som er representativ for de langsomme prosesser og hurtige prosesser for å styre en styringsprosess for styring av drift av systemet.Eventuelt omfatter fremgangsmåten at injeksjons- og produksjonsenhetene har tilknyttet med dem produksjons- og injeksjonshastigheter (rA, re), sammen med øvre og nedre borehullstrykk (pu, pi.) som sensorsignalene, og styringsprosessene er innrettet til å styre injeksjons- og produksjonsenhetene med hensyn til én eller flere av: produksjonshastighet, driftssikkerhet, vedlikeholdsbehov.Eventuelt omfatter i fremgangsmåten den temporale analyse anvendelse av et temporalt filter for analyse av temporale karakteristika av målesignalene ved modulering av målesignalene og bestemmelse av avvikelser mellom målesignalene og tilhørende modulerte målesignaler for identifisering av temporalt hurtige prosesser. Eventuelt anvendes det som temporalt filter et Kalmanfilter.Ifølge et tredje aspekt ved oppfinnelsen er det frembrakt et programvareprodukt registrert på et maskinlesbart datalagringsmedium, hvor programvareproduktet kan utføres på datamaskinvare for utførelse av en fremgangsmåte ifølge det andre aspekt ved oppfinnelsen.Utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet, bare som eksempel, under henvising til de følgende tegninger, hvor: Fig 1 viser et riss av et nåværende olje- og/eller gassproduksjonssystem som omfatter flere brønner og borehuller. Fig 2 viser en temporal graf so viser produksjonsbeteende-karakteristika for systemet i fig 1.Fig 5 viser et komplekst riss av systemet i fig 1 med n par av injeksjons- og produksjonsborehull. Fig 6 viser et riss av et nåværende temporalt karakteristikum av systemet i fig 1 utsatt for perioder av kvasikonstant produksjon avbrutt av periodisk brønntesting. Fig 7 viser et riss av funksjoner inkludert i en fremgangsmåte for overvåkning og styring av systemet i fig 1. Fig 8 viser et riss av systemet i fig 1 koplet til datamaskinvare som er innrettet til å utføre programvareprodukter for utførelse av en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen.På de medfølgende tegninger benyttes et understreket tall for å angi en gjenstand som det understrekede tall er anbrakt over eller en gjenstand som det understrekede tall er opptil.Et ikke understreket tall vedrører en gjenstand identifisert av en linje som forbinder det ikke understrekede tall med gjenstanden. Når et tall er ikke understreket og ledsaget av en tilhørende pil benyttes det ikke understrekede tall til å identifisere en generell gjenstand som pilen peker mot.Under henvising til fig 1 som beskrevet ovenfor er borehullene 20A, 20B forbundet med brønner 80A, 80B. Brønnen 80A anvendes til å injisere fluid, mens brønnen 80B anvendes til å motta fluid fra den geologiske formasjon 30. Den geologiske formasjon 30 er vanligvis heterogen av romlig natur. Temporalt oppviser den geologiske formasjon 30 et beteende som forandrer seg, slik som vist i fig 2, når fluid fjernes fra formasjonen 30, som angitt ved hjelp av en kurve 120, hvor en abseisseakse 100 angir tid tog en ordinatakse 110 representerer en produksjonshastighet r av olje og/eller gass fra den geologiske formasjon 30.1 begynnelsen vil oljeforekomsten 40 og gassforekomsten 50 være under betydelig naturlig trykk, som resulterer i at brønnen 80B produserer olje og/eller gass uten at det er nødvendig at brønnen 80A injiserer fluid inn i den geologiske formasjon 30. Med tiden nås en topp 130 som svarer til en høyeste produksjonshastighet. Etter toppen 130 må fluid i økende grad injiseres via brønnen 80A for å opprettholde produksjonshastigheten r fra brønnen 80B. Når produksjonshastigheten r faller etter toppen 130 følges det til slutt en kurve 140 med mindre avanserte utvinningsteknikker benyttes for å spyle ut sist gjenværende olje og gass fra den geologiske formasjon slik som angitt med en kurve 150. For eksempel antas mange eldre oljebrønner i Saudi Arabia nå å være forbi sin topp 130, og Saudi Arabia søker stadig mer olje og gass offshore for å tilfredsstille verdens behov for olje og gass.Fig 2 viser en enkel oversikt over produksjonskarakteristika over levetiden til systemet 10 med hensyn til borehullet 20B tilpasset til å utvinne fluid med en hastighet Tb fra den geologiske formasjon 30. For analyseformål kan systemet 10 representeres som en ekvivalent elektrisk krets slik som vist i fig 3, hvor pA representerer et trykk utviklet av brønnen 80A i dens borehull 20A, og Pb representerer et trykk utviklet av brønnen 80B i dens borehull 20B.En strømningsmotstand kA svarer til motstanden i et romlig område nær en distal ende av borehullet 20A, og en strømningsmotstand ks svarer til motstanden i et romlig område nær en distal ende av borehullet 20B. Den geologiske formasjon 30 er typisk porøs, slik at oljeforekomsten 40 og gassforekomsten 50 er inkludert i porer og hulrom i den geologiske formasjon 30. Formasjonen 30 har en romlig kapasitet angitt ved Cg og har et ekvivalent trykk pG. I begynnelsen er trykket Pg høyt av naturlige årsaker og vil medvirke til å opprettholde produksjonshastigheten rs før toppen 130. Forbi toppen 130 må borehullet 20A holdes under forhøyet trykk i forhold til borehullet 20B, med andre ord Pa > Pb, for å opprettholde olje- og gass- 3produksjon etter toppen 130. Etter toppen 130 kan utilstrekkelig strømning gjennom den geologiske formasjon 30 resultere i sedimentasjon og eventuell blokkering, for eksempel på grunn av sand. Omvendt kan overtrykk i den geologiske formasjon 30 resultere i uønsket sprekkdannelse. Men fig 3 viser en grov forenkling av en virkelig olje- og/eller gassbrønn. Videre kan strømningsmotstandene kA, kB forandres dynamisk, for eksempel på grunn av sedimentasjon, sprekkdannelse av porøse sprekker og åpning av sprekker når olje fjernes. Tilsvarende kan det geologiske områdes kapasitet cg også variere temporært under olje- og gassutvinning. Den geologiske formasjons 30 gjennomsnittstrykk pg kan ikke bestemmes direkte uten at et ytterligere borehull bores, noe som er kostbart. Allerede av fig 3 vil det forstås at en olje- og/eller gassbrønn er en kompleks helhet å måle, overvåke og analysere.I praksis kan trykk tradisjonelt måles ved topp- og bunnområdene av borehullene 20A, 20B. Disse trykk vil bli referert til som pau, Pal for borehullene 20A og Pbu og Pbl for borehullene 20B. Videre vil borehullene 20A, 20B selv representere strømnings-motstand henholdsvis hAj he mot fluid som strømmer gjennom dem. For eksempel kan ved retningsboring som for tiden ofte anvendes i Nordsjøen borehullene 20A, 20B være mange kilometer lange. Dersom t benyttes for å angi tid er en bedre representasjon for fig 1 frembrakt i fig 4. Således er strømningsmotstandene Iia, kA, hB, kB samt kapasiteten cd eventuelt delvis stokastiske funksjoner av tiden t. Slik kompleksitet gjør eventuelt systemet 10 vanskelig å styre for å oppnå optimal olje-og/eller gassproduksjon.Imidlertid går slik kompleksitet ut over en ekvivalent modell slik som representert i fig 4 på bekostning av et ekte olje- og gassproduserende system 10 som er romlig omfattende og avskåret av flere par av borehuller 20, for eksempel slik som representert i fig 5.1 fig 5 er der n par borehuller 10, som alle kommuniserer i varierende grad med den geologiske formasjon 30. Når systemet 10 er utført som et stort produksjonssystem er der ofte mange brønner 80, og formasjonen 30 forbundet med plattformene 80 kan omfatte innbyrdes forbundne områder hvis egenskaper forandres på en kompleks temporal måte under gass- og/eller gassutvinning. I praksis betjener en kompleks rekke av borehuller 20 den geologiske formasjon 30 omfattende mange gjensidig koplete antiklinaler og lag av berg som oppviser uforutsigbar temporal variasjon av strømningsmotstandskarakteristika under utvinning av olje- og/eller gass fra disse, slik at en ekvivalent modell slik som fig 5 er mer relevant og anvende ved forsøk på å overvåke og styre systemet 10. Det vil forstås at optimal styring av systemet 10 slik som vist i fig 5 er meget komplisert, for eksempel på grunn av at trykket Pg i den geologiske formasjon 30 er en funksjon av romlig lokalisering inne i formasjonen 30. Tradisjonelt defineres trykket Pg i formasjonen 30 av Pq (x, y, z, t), hvor z, y, z er kartesiske koordinater for definering av et område som inneholder formasjonen 30, og t angir tid.Ifølge den foreliggende oppfinnelse er det tenkt ut forbedrede fremgangsmåter for overvåkning og styring av systemet 10 som er vist i fig 5. En konvensjonell simulert tilnærming for overvåkning og styring av de anvendte multiparameter inngangs- og utgangsmodeller basert på en omregningsmatrise for overvåkning og styring av systemet 10 blir for komplisert og beregningsmessig intensiv, selv når det benyttes betydelig rå regnekraft. Derimot er metoder ifølge den foreliggende oppfinnelse mer effektive og er potensielt utsatt for å utføres ved anvendelse av relativt mode-hastighet regneresurser.I det foregående drives borehullet 20A som en "injektor", og borehullet 20B drives som en "produsent" som gjør det mulig å la olje- og/eller gassproduksjonen foregå.Kontinuerlige målinger av distalt borehullstrykk, nemlig pLA, Plb, og proksimalt borehullstrykk (brønnhodetrykk), nemlig pua, Puab, gjøres sammen med målinger av strømningshastigheter raA, te for henholdsvis "injektoren" og "produsenten". Det er vanlig driftspraksis å oppnå informasjon om systemet tidlig ved å holde strømnings-hastighetene r temporært kvasikonstant i systemet 10 og å utføre periodiske tester 200 slik som vist i fig 6.1 fig 6 angir en abseisseakse 210 tid t, og en ordinatakse 220 angir en parameter for systemet 10, for eksempel proksimalt brønnhodetrykk. Testene 200 omfatter konvensjonelt anvendelse av en trinnvis awiksforandring i strømningshastighet r ved å anvende en trinnvis forandring av strømningsmot-standen Iia og/eller hs, eller ved å forandre de proksimale brønnhodetrykk bAu, Pbu- En reaksjon av systemet 10 på den trinnvise avviksforandring i hver brønn 20 frembringer innsyn i strømningsmotstandene kA> ke og også kapasiteten cg for hver brønn 80, nemlig for et parti av det geologiske område 30 som er knyttet til brønnene 80A, 80B. For eksempel frembringer en tidskonstant forbundet med en eksponentiell trykkreaksjon på en trinnvis forandring av strømningshastigheten r en indikasjon på kapasiteten cg,, og størrelsen på trykkreaksjonen frembringer en indikasjon på strømningsmotstandene kA, kB knyttet til brønnene 80. Imidlertid er en slik kvasikonstant måling bare tilnærmet når den geologiske formasjon 30 er omfattende, porøs og gjennomskåret av flere sett av borehuller 20. Et problem i en slik konvensjonell tilnærming for testing av borehuller 20 i et komplekst olje- og/eller gassproduksjonssystem er at, som vist i fig 6, forskjellige diskrete, temporale hendelser kan opptre som kan influere vesentlig på borehullsdrift i tidsrom mellom tester 200. Videre er det uøkonomisk og/eller uønsket å øke en frekvens av tester 200 på grunn av at de er nedbrytende for produksjon.Man har ifølge oppfinnelsen forstått at ved styring av systemet 10 som omfatter flere par av innbyrdes samvirkende borehuller 20, er det ønskelig å overvåke atskillige parametre, for eksempel sandinnhold i strømmen Tb i borehullet 20B ved hjelp av akustisk måling. Videre er det også ønskelig å overvåke andre parametre som omfatter: (i) borehullets 20B produktivitet, nemlig hvor mye olje og/eller gass som produseres i strømmen re,(iii) et trykk i borehullet 20 som representert ved ett eller flere av trykkene pAu, Pal, Pbu, Pbl-Disse parametre er viktige å ta i betraktning for optimalisering, planlegging og for bestemmelse av mengden av personlig støtte som er nødvendig for gitte brønner 80A, 80B som er knyttet til tilhørende borehull 20A, 20B. Det vil forstås at visse brønner 80 eventuelt bare har ett eneste tilknyttet borehull 20, mens andre brønner 80 eventuelt har to eller flere borehuller 20, for eksempel i en situasjon med kostbare offshore- plattformer hvor det benyttes retningssboring. Det er ifølge oppfinnelsen funnet at episodisk testing kan influere ugunstig produksjon fra systemet 10. Videre er slik episodisk testing også ofte utilstrekkelig representativt for kontinuerlige temporale parameterforandringer og/eller plutselige temporale parameterforandringer. Ved drift av systemet 10 for eksempel utført som et komplekst arrangement av brønner 80 og tilknyttede borehuller 20 som betjener den geologiske formasjon 30, er det ønskelig å opprettholde konstante produksjonshastigheten injektivitet og reservoartrykk pq.Den foreliggende oppfinnelse benytter, i oversikt, en form av algoritme 300 som vist i fig 7. Algoritmen 300 omfatter: a) en første funksjon 310 beskjeftiget med historiske verdier av målte parametre, for eksempel strømningshastighet "Q" (som er representativ for strømningshastighetenb) en andre funksjon 320 vedrørende en omregning av målte parametre fra den første funksjon 310 til tilsvarende arbeidende abstraktparametre for anvendelse ic) en tredje funksjon 330 vedrørende anvendelse av et Kalmanfilter for estimering av hurtige og langsomme prosesser som foregår i fasiliteten 10 ved bearbeidelse avd) en fjerde funksjon 340 vedrørende reaksjonsmodellering og forutsigelse basert på identifiserte hurtige og langsomme prosesser fra den tredje funksjon 330.Funksjonene 310, 320, 330, 340 utføres eventuelt samtidig og mater data mellom dem på en kontinuerlig basis. Alternativt utføres funksjonene 310, 320, 330, 340 i rekkefølge som gjentas ved hjelp av en retur 350 fra den fjerde funksjon 340 tilbake til den første funksjon 310. Algoritmen 300 vil nå bli forklart i mer detalj.Et Kalmanfilter er en matematisk metode som benytter målinger som observeres med hensyn til tid t som inneholder stokastiske variasjoner, nemlig "støy", og andre feil, og frembringer verdier som er tilbøyelige til å være nærmere sanne verdier av målingene og deres tilknyttede beregnete verdier. Kalmanfilteret frembringer estimater av sanne verdier av målinger og deres tilknyttede beregnete verdier ved å predikte en verdi, estimere en uvisshet av den prediktede verdi og deretter beregne et vektet gjennomsnitt av den prediktede verdi og den målte verdi. Mest vekt i Kalmanfilteret gis til den beregnete verdi av minst usikkerhet. Estimater frembrakt av Kalmanfiltere er tilbøyelige til å være nærmere sanne verdier enn de orginale målinger på grunn av at det vektede gjennomsnitt har en bedre estimert uvisshet enn noen av verdiene som gikk inn i beregningen av det vektede gjennomsnitt.Under henvisning til fig 8 er algoritmen 300 basert på en Kalmanfilterformulering av et olje- og/eller gassproduksjonssystem 10 som har Ni injektorer og Np produsenter. Målinger av distalt trykk pLA, Plb nede i borehullet og målinger av proksimalt brønnhodetrykk Pua, Pub i injektor- og produsentborehullene 20A, 20B gjøres tilgjengelige for algoritmen 300.1 visse situasjoner måles bare de proksimale brønnhodetrykk pua, Pub, og tilhørende data leveres til algoritmen 300. Algoritmen utstyres også med målinger av injeksjons- og produksjonsstrømningshastigheter ta, Tb som en funksjon av tid t.Kalmarfilterformuleringen for Ni injektorer og Np produsenter uttrykkes ved hjelp av ligning 1:hvorP* = inngangsvariabler til systemet 10, nemlig trykkgradient til systemet 10, t = tid, oghvor utgangsvariabelen Y er definert ved hjelp av ligning 2 og ligning 3: hvor ligning 4 definerer en tidsderivativ av utgangsvariabelen:hvorParametersettet Jj i ligningene 3 og 4 svarer nært til en injektivitetsindeks og en produktivitetsindeks. Disse indekser er definert av fysikalske egenskaper i fluidene som transporteres via borehullene 20A, 20B og også den geologiske formasjons 30 porøsitetskarakteristika. Videre representerer settet av parametre Kjj og KjP en vekselvirkning mellom en brønn 80 "j" og en injektorbrønn 80A "i" eller en produserende brønn 80B "p", nemlig slik som vist i fig 5.I den ovennevnte formulering er tidsderivatet av utgangsvariabelen Y påvirket av en kombinasjon av trykkgradient, P*, relatert til brønnen 80 "j" og en innflytelse fra alle system 10 variabler på tidspunktet "t", inklusivt en innflytelse fra selve brønnen 80 "j".I praksis er trykkgradienten P* følsom for å forårsake hurtige forandringer samt langsomme forandringer i drift av systemet 10, mens vekselvirkninger mellom brønner 80 normalt har vist seg å forårsake langsomme forandringer. Skilling av innflytelser av hurtige prosesser i systemet 10 fra langsomme prosesser i det er vesentlig for å redusere en beregningsmessig belastning ved anvendelse av algoritmen 300 for å overvåke og styre systemet 10.Med hensyn til langsomme forandringer som forekommer i systemet 10 refereres disse til å være "semistabil tilstand" eller "kvasistabil tilstand". En semistabil tilstand for systemet 10 og dens tilknyttede geologiske formasjon 30 defineres som en driftsbetingelse hvor en forandringshastighet for trykk i den geologiske formasjon 30 er uavhengig av romlig lokalisering i formasjonen 30. Typisk oppnår den geologiske formasjon 30 en semistabil tilstand når de opprinnelige trykkgradienter har forplantet seg i den geologiske formasjon slik at de når dens perifere grenser. Det er mulig for den semistabile tilstand å være en dynamisk beskrivelse, men dens tilknyttede tidsskala behøver ikke å være lenger enn en tidsramme hvor transiente hendelser foregår i den geologiske formasjon 30, for eksempel minst en faktor på 3 ganger differanse i respektive tidsrammer.a) en vekselvirkningsdel av denne representerer forandringer med hensyn til t angående et effektivt trykk i den geologiske formasjon 30, nemlig "reservoartrykk"b) en trykkterm av den representerer en forandring på grunn av fluid som strømmer inn eller ut av brønnen 80 med indeks "j".Neglisjering av effekter relatert til vann aquifer og ut- av- soneinjeksjoner, for eksempel som resultat av naturlige fenomener, svarer en normal semistabil tilstandsformulering til en formulering for en eneste brønn 80, hvor virkninger av andre brønner 80 i systemet 10 svarer for forandringer i et felles reservoartrykk, slik at ligningene 5 og 6 derved kan benyttes for å beskrive systemet 10: hvorKalmanfilterformuleringen i ligning 1 ovenfor gjør det mulig å oppnå en rekursiv løsning hvor en nullgradsløsning for beskrivelse av systemet 10 svarer til en løsning oppnådd uten vekselvirkning. Denne konklusjon avledet av matematisk analyse har ifølge oppfinnelsen gjort det mulig å forstå at det komplekse system 10 på den ene side kan passende skilles ut i karakteristika for en kvasistabil tilstand og på den annen side korttids dynamiske karakteristika. En slik konklusjon vil ikke være åpenbar av en overflatisk inspeksjon av systemet 10 hvor hendelser inne i systemet 10 vil forventes å foregå i et kontinuerlig temporalt spektrum som krever meget betydelig beregningskraft til å modelleres nøyaktig.Således er en nullgrads representasjon av systemet 10 angitt i ligning 7 og ligning 8:En slik nullgrads representasjon med hensyn til Y er på mange måter tilsvarende en Hall-plotting som anvendes i injeksjonsovervåkning.En første grads representasjon av systemet 10 er angitt i ligning 9 og ligning 10: hvor vekselvirkningsparametre er passende definert:Ligning 9 svarer til en formasjon i semistabil tilstand som angitt i ligning 5. Således frembringer den foreliggende oppfinnelse en Kalmanfilterformulering som reproduserer forhold i semistabil tilstand i systemet 10. Men Kalmanfilterformuleringen er også en generalisering på grunn av at den ikke antar ensartethet blant brønnene 80, heller ikke antar den vekselvirkning for brønnen 80 gjennom et felles reservoartrykk. Dette er en hovedfordel frembrakt med den foreliggende oppfinnelse.Den foreliggende oppfinnelse muliggjør en alternativ formulering av ligning 1, ved å angi ifølge ligning 11:Som gjør det mulig å omskrive ligning 1 som ligning 12:Tilstandsvariablene Yj og Q genereres av en tidsrekke av borehullstrykk p^ (t), Plb (t), et begynnelsestrykk i den geologiske formasjon 30, og målte og/eller allokerte strømningshastigheter ta, fø. Injektivitetene, produktivitetene og en matrise som beskriver vekselvirkning mellom brønner 80 estimeres.Ovennevnte metoder for overvåkning og styring av systemet er ikke bare i stand til å forutsi forhold med kvasistabil tilstand i systemet 10, men også å håndtere transiente situasjoner etter stenging eller åpning av en brønn 80 i systemet 10. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er basert på en antagelse av at en transient opptrer i systemet 10 så hurtig at vekselvirkningsdelene i ligning 1 og ligning 12 blir værende konstant i tidsrommet for transienten. De konstante vekselvirkningsdeler er representative for en effektiv forandring av trykket i den geologiske formasjon 30 slik som observert av en gitt brønn 80 med indeks j. Med andre ord antar fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen at et tidsrom med transiente hendelser som foregår i en gitt brønn 80 i systemet 10 er mye kortere enn en tidsskala hvor den geologiske formasjon 30 reagerer generelt på transiente hendelser.For å illustrere den foreliggende oppfinnelse ved hjelp av eksempler beskrives injektivitet under en injeksjonstransient som foregår i systemet 10 ved hjelp av ligning 13:I fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ville det, nemlig ved anvendelse av algoritmen 300 anvendt for å overvåke og styre systemet 10, anvende et datasett som svarer til trykk/injeksjonshastighet mot tid for brønnen 80.Når som helst det foregår en stenging eller oppstarting av en gitt brønn 80 i systemet 10 frembringes det sensordata fra den gitte brønn 80 til et regnearrangement med en tilstrekkelig frekvens til å beskrive tidsskalaen for stengingen og oppstartingen.Algoritmen 300 utføres fordelaktig som ett eller flere programvareprodukter lagret på maskinlesbare datalagringsmedier. Under drift av systemet 10 kan ett eller flere programvareprodukter utføres på datamaskinvare koplet via en eller flere grensesnitt til brønnene 80 hvis borehuller 20 avskjærer den geologiske formasjon 30. Nevnte ene eller flere programvareprodukter muliggjør overvåkning av drift av systemet 10 og tilpasse kontroll tilbake til brønnene 80 i systemet 10 for å bedre drift av systemet 10. Slik kontroll kan optimaliseres på atskillige forskjellige måter, for eksempel for maksimal olje- og gassproduksjon, for minimalisering av vedlikehold og testing, for laveste driftstrykk når der er en risiko for sprekkdannelse i den geologiske formasjon 30. Som nevnt ovenfor anvender algoritmen 300 Kalmanfiltermetoder eller ekvivalente alternative estimeringsmetoder for å estimere modellparametre for ligning 1 og ligning 12 basert på målinger av trykk (p) og hastighet r som en funksjon av tid. Algoritmen 300 benytter to forskjellig tidsskalaer: (a) en løsning med "hurtig sløyfe" for bestemmelse av estimater av individuelle parametre av individuelle brønner 80. Tidsrommene for løsningen med "hurtig sløyfe" er minutter, eventuelt hurtigere når transienter i driften av brønnen 80 skal overvåkes, (b) den "langsomme" sløyfe benytter ligning 9, alternativt ligning 12, for å estimere langsomme forandringer i enten parametre for den individuelle brønn 80 eller på grunn av vekselvirkningseffekter for brønnen 80.Når det gjelder løsningen med "hurtig sløyfe" tar algoritmen 300 hensyn til hurtige forandringer i systemet 10, så som åpning og stenging av brønner 80, sprekkdannelseshendelser, og hoper eller lignende. Disse hurtige forandringer overvåkes passende ved hjelp av hurtige målbare forandringer i injektiviteter og/eller produktiviteter. For eksempel vil en sprekkdannelse som resulterer i forandring av injektivitet bli manifistert som en hurtig forandring i injektiviteten til en spesiell brønn 80.Løsningen med "hurtig sløyfe" som benyttes i algoritmen 300 tar hensyn til driftsforandringer, så som åpning eller stenging av strupeventiler, åpning eller stenging av en mansjett eller andre forandringer som modifiserer systemets variasjon og/eller dets tilknyttede overflatesystem 400.På grunn av at driftsforandringer er kjent i systemet 10, for eksempel åpning eller lukking av ventiler og strupeventiler, skjelning mellom virkninger av driftsforandringer og hendelser bestemt av borehullene 20 og den geologiske formasjon 30 oppnås i algoritmen 300. Dersom ovennevnte driftsforandringer involverer åpning av en mansjett eller annet lag gir tilsvarende forandringer i produktivitet og/eller injektivitet nyttig informasjon vedrørende valgte driftssthastighetgier.Løsningene med "hurtig sløyfe" og "langsom sløyfe" som benyttes i algoritmen 300 tar hensyn til fenomener som resulterer i langsomme forandringer, for eksempel over tidsrom på uker, i parametre som beskriver systemet 10. Således tar løsningene hensyn til forandringer i en enkelt brønn 80 og i flere brønner 80 i systemet 10. Eksempel på forandringer i flere brønner 80 er det tatt hensyn til i vekselvirkningsdelen i ligning 1 og ligning 12, for eksempel forandringer av effektivt totalt trykk i den geologiske formasjon 30 (det vil si "reservoartrykk"), "ut- av- sone" injeksjoner og aquifer støtte. For eksempel forandringer i en enkelt brønn 12 omfatter langsom degradering eller forbedringer av produktivitet, injektivitet forårsaket av skinnutviklinger eller lignende prosesser. "Skinnutvikling" henviser til dannelse av overflatelag i borehullet 20 og i den geologiske formasjon 30 som gjør moststand mot strøm av fluid via flater som lagene er blitt dannet på, hvorved skinnutvikling eventuelt kan ha skadelige eller fordelaktige egenskaper avhengig av omstendighetene. Videre er løsningene med "hurtig sløyfe" og "langsom sløyfe" også i stand til å identifisere langvarige effekter av forandringer av typen hurtige hendelser, for eksempel slik som identifisert i forandringer av produksjons- og/eller injeksjonshastigheter i brønner 80.Algoritmen 300 er således innrettet til, via dens Kalmanfilter, å beregne estimater av parametre som omfatter: (i) produktiviteter og injektiviteter for brønnene 80 i gass- og/eller oljeproduksjonssystemet 10. (ii) lagringskarakteristika og/eller forandring av gjennomsnittlig reservoartrykk i den geologiske formasjon 30,(iv) aquiferinnstrømning og/eller utstrømning "ute-av-sone" med hensyn til den geologiske formasjon 30 og dens tilknyttede brønner 80.Algoritmen 300, nemlig utført i datamaskinvare 400 og avfølende instrumenter 410 koplet til denne, har teknisk effekt ved at den avføler fysikalske forhold i systemet 10 som avfølte signaler, analyserer signalene og deretter genererer utgangssignaler som kan anvendes for styring av driften av systemet 10 for å bedre dets produktivitet, øke driftssikkerhet og/eller redusere vedlikeholdskostnader. Forbedret driftssikkerhet oppnås ved mer hensiktsmessig styring som medvirker til å unngå utblåsninger, sprekkdannelser og tilsvarende. Økt produktivitet oppnås ved å anvende en mer egnet injektivitetsstrategi. Redusert vedlikehold kan oppnås ved å opprettholde passende produktivitetshastigheter og/eller injektivitetshastigheter for å unngå sedimentering som kan blokkere brønner 80 og som er kostbare og tidkrevende å korrigere. Selv om bruk av algoritmen 300 er beskrevet i forbindelse med olje- og/eller gassproduksjon, kan den også anvendes for styring av andre typer industriprosesser og også gruvedrift, for eksempel kontinuerlige sjøbunnsuge-systemer for utvinning av verdifulle mineraler fra havbunnsedimenter og slam. Slike havbergverksprosesser må opprettholde passende strømningshastighet og bevege utvinningsdyser til de mest verdifulle mineralavleiringer på en dynamisk sanntids-basis, nemlig aktiviteter som fordelaktig syres ved hjelp av datamaskinvare som utfører algoritmen 300.Den foreliggende oppfinnelse er følsom for å benyttes sammen med eksiterende, moderne injeksjons og produksjonsbrønner 80, både ved anvendelser på land og til havs.Modifikasjoner av utførelsesformen av oppfinnelsen som er beskrevet i det foregående er mulige uten å avvike fra rammen av oppfinnelsen slik denne er definert i de etterfølgende krav. Uttrykk som "inklusivt", "omfattende", "bestående av", "ha", "er" som er benyttet for å beskrive og kreve beskyttelse i den foreliggende oppfinnelse er ment å oppfattes på en ikke- ekskluderende måte, nemlig tillatte gjenstander, elementer eller komponenter som ikke er eksplisitt beskrevet også å være tilstede. Henvising til entall kan også omfatte flertall. Tall i parentes i de etterfølgende krav er ment å hjelpe forståelsen av kravene og skal ikke oppfattes på noen måte som begrensende for gjenstanden ifølge disse krav.
Claims
1. Produksjonsovervåkningssystem (10) som omfatter et antall injeksjons- og produksjonsenheter (80) som i bruk er koplet til sensorer (410) for måling av fysikalske prosesser som foregår i drift av injeksjons- og produksjonsenhetene (80) og genererer tilhørende målesignaler (420) for datamaskinvare (400), hvor datamaskinvaren (400) er innrettet til å utføre programvareprodukter (300) for bearbeidelse av signalene (420), karakterisert ved at programvareproduktene (300) er tilpasset til datamaskinvaren (400) for analyse av målesignaler (420) for å utvinne en parameterrepresentasjon av målesignalene (420), og å anvende en temporal analyse av parameterne for å identifisere temporalt langsomme prosesser og temporalt hurtige prosesser deri og å anvende informasjon som er representativ for i langsomme prosesser og i hurtige prosesser for å styre en styringsprosess for styring av drift av systemet (10).2. Produksjonsovervåkningssystem (10) i samsvar med krav 1, karakterisert ved at det til injeksjons- og produksjonsenhetene (80) er tilknyttet produksjons- og injeksjonshastigheter (tø, r&) sammen med øvre og nedre borehullstrykk (pu, pi.) som sensorsignalene (420), og at styringsprosessene er innrettet til å styre injeksjons- og produksjonsenhetene (80) med hensyn til produksjonshastighet og eller driftssikkerhet og eller vedlikeholdsbehov.3. Produksjonsovervåkningssystem (10) i samsvar med krav 1 eller 2, karakterisert ved at den temporale analyse omfatter anvendelse av et temporalt filter (330) for analyse av temporale karakteristika hos målesignalene (420) ved modulering av målesignalene og bestemmelse av avvik mellom målesignalene (420) og tilhørende modellerte målesignaler for identifisering av de hurtige temporale prosesser.4. Produksjonsovervåkningssystem (10) i samsvar med krav 3, karakterisert ved at det temporale filter (330) anvender et Kalmanfilter.5. Produksjonsovervåkningssystem (10) i samsvar med krav 4, karakterisert ved at Kalmanfilteret er formulert for N; injektorer og Np produsenter slik som uttrykt ved hjelp av ligning 1. K = parametre for systemet (10),Y = utgangsvariabel, målt reaksjon for systemet (10), P* = inngangsvariabler til systemet (10), nemlig trykkgradient til systemet (10), t = tid, og ij = referanseindekser, oghvor utgangsvariabelen Y er definert ved hjelp av ligning 2 og ligning 3: hvor ligning 4 definerer en tidsderivat av utgangsvariabelen: hvorJj = sett av parametre knyttet til systemet (10), og Qj = strømningshastighet.6. Produksjonsovervåkningssystem (10) i samsvar med et av de foregående krav, karakterisert ved at analysen er tilpasset for bestemmelse av vekselvirkning mellom injeksjons- og produksjonsenhetene (80) ved avskjæring av en formasjon (30) som er innbyrdes felles for injeksjons- og produksjonsenhetene (80).7. Produksjonsovervåkningssystem (10) i samsvar med et av de foregående krav, karakterisert ved at injeksjons- og produksjonsenhetene (80) omfatter minst én av: olje- og/eller gassbrønner, flere apparater i en produksjonsfasilitet, kontinuerlige gruvebergverksfasiliteter, geologiske vannutvinningsfasiliteter.8. Fremgangsmåte for overvåkning av et antall produksjonsenheter (80), karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter: a) anvendelse av sensorer (410) koplet til injeksjons- og produksjonsenhetene (80) for måling av fysikalske prosesser som i drift foregår i injeksjons- og produksjonsenhetene (80) og generering av tilhørende målesignaler (420) for datamaskinvare (400), hvor datamaskinvaren (400) er innrettet til å utføre programvareprodukter (300) for bearbeidelse av signalene (420), b) anvendelse av datamaskinvaren (400) for utførelse av programvareprodukter (300) for analyse av målesignalene (420) for å utvinne en parameterrepresentasjon av målesignalene, c) anvendelse av datamaskinvaren (400) for å anvende en temporal analyse av parametrene for å identifisere temporalt langsomme prosesser og temporalt hurtige prosesser deri, samt d) anvendelse av informasjon som er representativ for de langsomme prosesser og hurtige prosesser for å styre en styringsprosess for styring av drift av systemet (10).9. Fremgangsmåte i samsvar med krav 8, karakterisert ved at det til injeksjons- og produksjonsenhetene (80) er knyttet injeksjons- og produksjons-hastigheter (tø, fø) sammen med øvre og nedre borehullstrykk (pu, Pl) som sensorsignalene (420), og at styringsprosessene er innrettet til å styre produksjonsen hetene (80) med hensyn til produksjonshastighet, og/eller driftssikkerhet og/eller vedlikeholdsbehov.10. Fremgangsmåte i samsvar med krav 8 eller 9, karakterisert ved a t den temporale analyse omfatter anvendelse av et temporalt filter (330) for analysering av temporale karakteristika hos målesignalene (420) ved modellering av målesignalene og bestemmelse av avvik mellom målesignalene (420) og tilhørende modellerte målesignaler for identifisering av de temporalt hurtige prosesser.11. Fremgangsmåte i samsvar med krav 10, karakterisert ved at det temporale filter (330) anvender et Kalmanfilter.12. Programvareprodukt (300) registrert på et maskinlesbart datalagringsmedium, hvor programvareproduktet (300) kan utføres på datamaskinvare (400) for utførelse av fremgangsmåten ifølge et at kravene 8-11.
Drawings

Priority

No priority

Patent classes

IPC classesG05B 23/02

Citations

WO 2008025622 A1 (A1)

Applicants, owners and inventors

Owners
EPSIS AS
Postboks 27 Kokstad 5863 BERGEN NO (BERGEN Municipality, Vestland county)Org. number: 983746802Inventors
Arild Bøe
c/o EPSIS AS, Postboks 27 5863 BERGEN NO (BERGEN Municipality, Vestland county)

Agent

ACAPO AS
ACAPO AS

Org. number: 915113737

Name and address are automatically synchronized with the Brønnøysund Register Centre.

Open in The Brønnøysund Register Centre
Edvard Griegs vei 1 5059 BERGEN NO (BERGEN Municipality, Vestland county)
Org. number: 915113737
Reference: P15365NO00

Status history

Payment history

Oppositions and appeals

No oppositions or appeals

Administrative limitation

No administrative limitation

Liens and licences

No liens or licenses registered

Gazette entries

No Gazette entries foundOnly events from 2024.03.04 and onwards are shown.