Teknologi på prøve

19.05.2009
Feltpiloter viser seg å være en effektiv metode for kvalifisering av nye metoder for økt oljeutvinning (IOR) på norsk sokkel. Flere feltpiloter har bestått testen med imponerende resultater.
  • Nick Terdre, oljejournalist

Piloten Charles A. Lindbergh

Piloten Charles A. Lindbergh flyttet grenser gjennom sitt alenetokt over Atlanterhavet i 1927.

 

Med et stort antall eldre felt i porteføljen, er StatoilHydro fullt klar over behovet for effektive IOR-løsninger. Selskapets store prøveprosjektprogram har oppnådd noen imponerende resultater.

Et godt eksempel er et av fjorårets feltprosjekter på Snorre i Nordsjøen. Prosjektet skulle kvalifisere bruken av en fiberoptisk seismisk sensorkabel for firdimensjonal reservoarovervåking.

Denne teknikken går ut på å gjenta tredimensjonale seismiske undersøkelser med jevne mellomrom for å spore endringer i reservoaret, og danner grunnlag for bedre reservoarstyring, eksempelvis optimal plassering av nye brønner.

En 10-kilometers sammenstilling av fiberoptiske kabler ble installert over deler av feltet, med 200 mottakerstasjoner bestående av seismiske flerkomponent-sensorer satt opp med 50 meters mellomrom. Sensorteknologien ble utviklet av Trondheim-firmaet Optoplan og StatoilHydros forskningssenter.

For å samle inn de seismiske dataene, kjører et kildefartøy over sammenstillingen med en luftkanon for å generere lydbølger samtidig som en laserstråle sendes gjennom den fiberoptiske sensorkabelen.

Denne kombinasjonen fører til at både trykket og transversalbølgen som reflekteres fra undergrunnen kan registreres av sensorene. Data overføres til plattformen i sanntid, og deretter via det fiberoptiske kommunikasjonsnettverket som er installert i Nordsjøen, til et eget operasjonssenter i Trondheim der det utføres kvalitetskontroll og bearbeiding.

 

Utføres to ganger

Testen nådde målet om å kvalifisere fiberoptiske sensorer for innsamling av 3D-seismiske data, ifølge senior geofysiker Mona Andersen. Undersøkelsen ble gjennomført to ganger for å sjekke repeterbarheten.

Datakvaliteten var god, noe som betyr at man kan oppdage mindre endringer i reservoaret enn med en konvensjonell seismisk streamerundersøkelse. Andersen sier at dette gjør det mulig å gjennomføre en undersøkelse to eller tre ganger i året, i stedet for hvert annet eller tredje år som er vanlig i dag.

Under konvensjonelle seismiske operasjoner blir data samlet inn og brakt til land når undersøkelsen er ferdig. I denne testen ble informasjon om fartøyets og kildens posisjon tilgjengelig i sanntid, og bredbåndsoverføring av data til operasjonssenteret muliggjorde kvalitetskontroll og bildefremvisning i ”nærtid”, dvs. innen cirka ett minutt etter innhenting.

Testen ble også kalt fokusert seismisk overvåking (Focused seismic monitoring) fordi det den gir data fra bare er en del av hele området som dekkes av sammenstillingen. Dette er svært nyttig, eksempelvis under planleggingen av en brønn.

Gruppen som ble opprettet for å avgjøre hvordan man best kan implementere 4D-kompetanse i alle StatoilHydros felt, skal nå vurdere den videre utplasseringen av denne fiberoptiske teknologien.

 

Rotasjonsboring

Konsernet har planlagt å implementere 43 feltpiloter i år, de fleste med øye for økt utvinning. Ett av disse er boring gjennom rotasjonsboring (TTRD) for havbunnsbrønner.

Denne teknologien, som allerede er kvalifisert for faste plattformer, gjør det mulig å bore et sidesteg i en brønn uten å måtte trekke opp produksjonsrøret, noe som er nødvendig ved et konvensjonelt sidesteg. Det sparer mye tid og penger.

Prøveprosjektet er planlagt å starte nå i vår ved hjelp av den halvt nedsenkbare riggen Stena Don på en rekke brønner på Heidrun-, Norne- og Åsgard-feltene i Norskehavet. Den nyutviklede teknologien omfatter brønnstyrings-systemet og stigerøret som forbinder riggen til brønnhodet.

 

Foringstest

Styrbar foringsboring blir utprøvd på feltet Brage i Nordsjøen. Dette er en teknikk for å fore brønnhullet samtidig med boringen ved å feste foringen til borestrengen.

I dag må boringen stoppe, og borestrengen trekkes ut av hullet før foringen kan kjøres ned. Teknologien kan vise seg nyttig ved boring i ustabile formasjoner, og kan minske faren for at brønnhullet kollapser før foringen er på plass. Det gir også fordeler i lange, dype brønner med langvarige borestrengskjøringer.

Et tredje prøveprosjekt på feltet Gullfaks i Nordsjøen tester et kjemikalie som leder vann vekk fra produksjonsbrønnene når det injiseres i reservoaret, og dermed forbedrer hydrokarbonstrømningen til brønnene.

 

Overordnet ansvar

StatoilHydros forretningsområde for leting og produksjon i Norge har opprettet en spesialenhet for å ta den overordnede styringen av prøveprosjekter, forteller Hanne Lekva, leder for teknologiimplementering.

Dette sikrer at kunnskap om nykvalifisert teknologi blir distribuert til alle forretningsenheter, og er nær knyttet til forretningsområdet Teknologi & Ny energi, som er ansvarlig for teknologiutviklingen i før-pilotfasen.

Prøveprosjekter for 2010 skal velges i løpet av mai. Mulige kandidatprosjekter blir rangert, ikke bare etter nytteverdien for produksjonen, men også etter en eventuell risiko - som for eksempel produksjonstap ved en svikt.

Evalueringen omfatter også strategiske problemstillinger, eksempelvis påvirkning på helse, miljø og sikkerhet.

I dag er prøveprosjekter knyttet til et enkelt felt, men StatoilHydro ser på muligheten til å fordele kostnadene mellom flere felt som kunne dra nytte av teknologien som prøves ut.