Iler sakte

24.06.2016
Kostnads- og oljeprissmellen rir fortsatt næringen. Investeringer og tidsplaner revurderes og utsettes. Veteranfeltet Valhall går gjennom en aldri så liten midtlivskrise som følge av situasjonen. Hvordan møter operatør BP utfordringen?

| Bjørn Rasen og Monica Larsen (foto)

!

Like før Norsk sokkel gikk i trykken, ble det kjent at BP Norge fusjoneres med Det norske.

Jan Norheim, administrerende direktør for BP Norge.

Jager mer reserver.
Jan Norheim, administrerende direktør for BP Norge, synes ikke en utvinningsgrad på 30 prosent fra Valhall-feltet er tilfredsstillende. «Jeg får neppe oppleve Valhall 30 år fram i tid. Men jeg ville nok bli skuffet og overrasket hvis vi til slutt må legge igjen mer enn 50 prosent av oljen.»

 

Hvordan påvirker oljeselskapenes investeringstørke feltutviklingen på norsk sokkel? Er det virkelig stillstand som kan redusere verdiskapingen på lang sikt? Vi besøkte BP som er operatør for et av de mer krevende feltene; Valhall i Nordsjøen.

Den første oljen strømmet fra kalksteinreservoarene 2. oktober 1982. Dette var sju år etter letebrønnen som gjorde Valhall kommersielt drivverdig. Oljeleterne traff en oljesone allerede i 1969 (brønn 2/11-1), men forekomsten ble ikke vurdert som kommersiell. Det skulle gå noen år til før riggen Waage Drill I treffer en tykk oljesone i letebrønn nummer åtte (2/8-6).

Det bløte krittet har skapt store utfordringer opp gjennom årene – enkelt sagt så kollapser flere av brønnene. Det er Valhalls evinnelige kattepine og utfordring – reservoaret – som gjør feltet spesielt. Bildet som brukes på utvinningen er at det er som produsere olje ut fra tannkrem. Reservoaret består av bløt kalkstein (kritt), bløtere enn hos naboen Ekofisk. Ulike deler av reservoaret på Valhall har sunket mellom 10 og 16 meter siden oppstarten, mens sjøbunnen under feltet har sunket nærmere sju meter.

Bergarten gjør at den daglige produksjonen ikke er så høy som fra feltene med sandstein-reservoarer lenger nord i Nordsjøen, og at det derfor tar mer tid å utvinne oljen. For å nå hovedreservoaret, må brønnen passere åtte ulike lag med steinformasjoner. Og når borestrengen er gjennom de åtte lagene, så bores det enkelte ganger et sidesteg fra brønnen, på grunn av det teknisk krevende reservoaret.

Omkvedet i BP er at de som har jobbet med dette krevende feltet, er godt skikket til de fleste offshoreprosjekter. Hvor som helst.

Og skikket må mange har vært, for levetiden på feltet anslås øket med 40 år – fram mot 2050. Mange teknologitiltak, nye installasjoner og ikke minst, brønner, gjør dette mulig. Forhåpentligvis.

Brønnpause

For han har utfordringer, Jan Norheim, som administrerende direktør i BP Norge. Da vi møter ham på vårparten, er oljeprisen på 30-tallet målt i US-dollar. Året før ble borekampanjen på Valhall satt på vent. «Det var for dyrt å bore og effektiviteten var ikke god nok,» medgir Norheim.

Nå står han ansvarlig for å slanke organisasjonen ytterligere, i likhet med resten av bransjen. Likevel, det jobbes hardt for å gi Valhall det planlagte forlengede produksjonslivet. Milliarder av kroner er allerede investert i nye installasjoner som erstatter gamle. Fram til 2015 var det investert over 73 milliarder (løpende) kroner i Valhall. Det er planlagt ytterligere investeringer for over 12,5 milliarder kroner (faste 2015-kroner).

«Det var en dramatisk avgjørelse å stoppe boringen i februar 2015,» sier Norheim, «men vi måtte ta en pause for å bli bedre.»

Det påvirket rundt 300 mennesker som stod uten oppdrag og muligens uten jobb. I stedet ble 12 ingeniører satt på oppgaven for å komme opp med løsninger som skal sikre gode produksjonsbrønner. Disse har hatt et budsjett på 250 millioner kroner og jobbet full tid med dette i 18 måneder. Nå er brønnkostnader redusert og kompetansen økt, og BP mener boringen kan gjennomføres til halv pris. Planlagt oppstart er første kvartal i 2017.

Norheim og BP har fått ny innsikt. De nye brønnene skal ikke kollapse i samme grad som tidligere. BP har beregnet at de nye brønnene øker levetiden fra 15 år til 24 år. Det er mye penger spart. 

Valhall-feltet har 45 produserende brønner i dag – og produksjonen er totalt rundt 45 000 fat hvert døgn. Toppnoteringen for feltet – mange år tilbake – er nær 140 000 fat på ett døgn. Den blir høyst sannsynlig stående.

Plugging

BP skal ikke bare bore nye brønner på Valhall. Selskapet skal også plugge 31 brønner som har gjort jobben.  Plugging er en forpliktelse for lisensen og betyr merutgifter. Det å plugge og etterlate en brønn permanent er en omfattende oppgave, og operasjonen skal også gjøre at brønnen er sikret mot lekkasjer i framtiden.

Norheim sier at BP for halvannet år siden beregnet pluggingsprogrammet til å vare i ti år. Nitide studier og lærdom fra brønnarbeidet og seismikkinnsamlingen på feltet de siste årene, gjør at han nå tror pluggingen kan gjøres på fem-seks år – til vesentlige reduserte kostnader.

«Utgangspunktet var å isolere fem av de åtte sonene brønnene går gjennom. Nå mener vi at det muligens holder med å isolere tre til fire soner,» sier Norheim, som trekker en sammenligning til nabofeltet Ekofisk, der isoleres to soner når brønner plugges.

Én milliard fat

Trass i vedvarende reservoar- og brønnutfordringer siden oppstarten, så har Valhall levert oljevolumer langt over det som var forventet da feltet startet produksjonen i 1982. Den gang var forventet levetid for feltet cirka 20 år. Utvinnbare reserver på 247 millioner fat olje har blitt til rundt 912 millioner fat oljeekvivalenter produsert, inkludert oljen fra satellittfeltet Hod. Mot slutten av 2016 passerer Valhall én milliard fat oljeekvivalenter, og det plasserer feltet blant de største på norsk sokkel.

Selskapet har planer for å produsere ytterligere 250 millioner fat fra feltet. I tillegg løper prosjekter for Valhall vestflanke som gjør at det kan produseres 250 millioner fat i tillegg til dette.

BP ser på hvordan opprettholde trykket i reservoaret. Kan «innsynkingsenergien» påvirke framtidig produksjon og hvordan kan eventuell vanninnjeksjon på flankene bidra til økt utvinning. Permanente seismiske kabler på havbunnen kan brukes for å identifisere nye brønnmål for gjenværende olje i reservoaret.

Med seismiske kabler på sjøbunnen har BP kjørt repeterende 3D-seismikk – kalt 4D-seismikk – hele 18 ganger de siste 13 årene. Valhall var det første feltet til havs i verden som installerte faste kabler på sjøbunnen. Informasjonen fra seismikkinnsamlingen gir geologene et godt bilde på hvordan væsker (vann og olje) beveger seg i reservoarene over tid. Dette gjøre det enklere å bestemme nye brønnmål. Heller ikke bruken av seismikk har vært uten utfordringer. Over reservoarene ligger en gassky som forkludrer seismikkbildene og gjør tolkningen av dataene mer krevende.

Nå varsler Norheim slutten på bruken av denne form for 4D-seismikk fordi den teknologien som er brukt ute på Valhall, er utdatert. BP har siden sommeren 2015 tatt i bruk ny teknologi med bruk av mobile signalbokser på havbunnen.

 

Økt utvinning

Norheim peker på to hovedutfordringer for BP i jakten på økt utvinning fra Valhall. I tider der oljeprisen har vært «for lav», har ikke Valhall gitt økonomisk overskudd de to siste årene. Så oljeprisen må opp (den har steget mer enn 15 dollar siden intervjuet ble gjort. red.komm.), samtidig som BP snur nye stener for å få en mer effektiv drift. 

«Selv om vi ser langsiktig på Valhall, må vi få ønsket teknologi på plass i tide. Viktigst er bedret boreteknologi som vi alle tror og håper på. I tillegg jobber vi med en videreutvikling av simuleringsteknologi for å forstå reservoarene bedre. Kan vi øke utvinningsgraden med én-to prosent, så representerer dette store verdier,» sier Norheim.

På spørsmål om Valhall fortsatt produserer olje i 2050, svarer Norheim: «Jeg vet ikke. Men hvis du kan si meg oljeprisen…»

Samtidig som han peker på at Valhall er eksponert for svingninger i oljeprisen, erkjenner Norheim at dagens utvinningsgrad fra reservoarene på 30 prosent er for lavt: «Jeg får neppe oppleve Valhall 30 år fram i tid. Men jeg ville nok bli skuffet og overrasket hvis vi til slutt må legge igjen mer enn 50 prosent av oljen.»

 

"Kan vi øke utvinningsgraden med én-to prosent, så representerer dette store verdier."

 

 

På museum 35 år før produksjonen avsluttes

Nye Valhall.  Når de gamle installasjonene blir fjernet, kommer Valhall-feltet til å se slik ut. (Fotomontasje: BP)

Nye Valhall.
Når de gamle installasjonene blir fjernet, kommer Valhall-feltet til å se slik ut.
(Fotomontasje: BP)

 

Nøyaktig 33 år og 2 måneder etter produksjonsstarten ble Valhall-feltet i Nordsjøen gjort til et nasjonalt kulturminne på Norsk oljemuseum. Og fortsatt gjenstår minst 35 års produksjon.

Prosjektet Kulturminne Valhall har tatt tre år og det er Norsk oljemuseum som har ledet prosjektet. Nasjonalbiblioteket og Norsk- olje og gassarkiv har vært viktige bidragsytere.

Det er altså ikke bare gamle stavkirker i østlandske daler som blir kulturminner i Norge. Dette var noe nasjonalbibliotekar Aslak Sira Myhre understreket da han foretok den offisielle åpningen under et arrangement på Oljemuseet 2. desember 2015. Dermed åpnet et omfattende nettsted med alt fra tekniske tegninger til radio- og fjernsynsinnslag om Valhall.

Store deler av Norges befolkning mangler et forhold til oljevirksomheten «fordi de ikke ser den fysisk og de fleste har aldri vært på en oljeplattform,» sa Myhre.

Valhall er kjent for sitt myke kalksteinsreservoar (ofte omtalt som tannpasta) og det berømte forsøket på 1980-tallet med å bremse kalkens vandring opp brønnstrømmen ved bruk av klinkekuler.

Administrerende direktør BP Norge, Jan Norheim, trekker fram at «alle» i BP må jobbe med Valhall. «Da vet de at de har jobbet med det vanskeligste feltet,» og da de er godt skikket til neste prosjekt i BP.»

På spørsmål om hvordan han opplever å bli en del av en museumsutstilling når feltet når så mye arbeid og produksjon gjenstår på feltet svarer han at det føles «rart!»

Valhall er det fjerde, nasjonale olje-kulturminnet. De andre er Ekofisk, Frigg og Statfjord. Det femte teknisk-industrielt kulturminnet blir Draugen-feltet i Norskehavet. Prosessen med å dokumentere Draugen er i full gang på Norsk oljemuseum.

 

Innholdsrik fortid. (Foto: Guri Dahl/BP).

Innholdsrik fortid.
Amerikanske Amoco bygde ut og drev Valhall inntil BP tok over i 1999.
(Foto: Guri Dahl/BP).

 

Les mer om Valhall-feltets utrolige historie hos Norsk oljemuseum: http://www.kulturminne-valhall.no

 

Første felt med full kraft fra land-løsning

Lønnsomt.  BP har erfart at kraft fra land-løsningen er mer lønnsom enn bruk av gassturbiner på plattformen.

Lønnsomt.
BP har erfart at kraft fra land-løsningen er mer lønnsom enn bruk av gassturbiner på plattformen.

 

I januar 2013 sank støynivået på Valhall betraktelig. De gamle bråkete gassturbinene var slått av. Som det første feltet på norsk sokkel ble kraftforsyningen utelukkende basert på overføring via en 294 kilometer lang kraftkabel fra land.

Kraftkabelen kom i forbindelse med installasjon av ny plattform og oppgradering av feltet. En ny bolig- og produksjonsplattform, Valhall PH, gjorde det mulig å modernisere og oppgradere produksjonsutstyret på feltet for virksomhet fram mot 2050.

BP vurderte rundt år 2000 muligheten for et kraftforsyningsnett til felter i Nordsjøen, dette prosjektet ble kalt North Sea power project. Sammen med ConocoPhillips vurderte BP og partnerne å knytte Ekofisk-området, Valhall og Ula, samt britiske plattformer i samme område sammen i et strømnett. De ulike konseptene ble skrinlagt, blant annet fordi eksisterende gassturbiner kunne moderniseres og løsningen ble for dyre. BP besluttet å gå videre med utredning av elektrifisering av Valhall.

«Vi lærte av dette, gikk gjennom prosjektet igjen og fant det lønnsomt. Vi har dessuten erfart at strømprisen har blitt mer redusert enn gassprisen,» sier Jan Norheim, administrerende direktør i BP Norge.

Investeringskostnadene for løsningen, som inkluderer en omformerstasjon på Lista, lengst sør i Norge, er høyere enn for nye gassturbiner. Men dette tas igjen med lavere driftskostnader. Norheim sier regulariteten har vært god, som forventet.