God gassavkastning

15.12.2010
Utstrakt myndighetsovervåking og strenge regler for bruk av av norske olje- og gassressurser som ellers kunne gått tapt.
  • Leif Hinderaker og Steinar Njå, sjefingeniører i Oljedirektoratet

Gassflamme

Brenning av utnyttbar gass på den norske kontinentalsokkel er ikke tillatt unntatt for kortere perioder.

fra De 10 oljebud,
Industrikomiteen på Stortinget 1971.
Se egen artikkel.

 

Siden olje- og gassvirksomheten startet på norsk sokkel i 1971, har over 2000 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) gass blitt produsert. Mesteparten er eksportert til det europeiske markedet.

En liten andel av gassen har blitt brukt i Norge som råstoff i petrokjemiske fabrikker, som drivstoff på plattformene og til transport. Som følge av streng regulering og finansielle insentiver har lite blitt faklet eller brent.

Mer enn en fjerdedel av den produserte gassen er injisert tilbake i reservoarene for å opprettholde trykket, og dermed bidra til å øke utvinningen.

Slik injisering er anslått å ha økt utvinningen av olje og kondensat med omlag to milliarder fat (320 millioner Sm3). Det meste av den injiserte gassen kan sannsynligvis produseres og selges senere.

 

Global fakling

Global fakling sett utenfra.
 


Brenning forbudt

For å sikre at oljeselskapene forvalter gassen på en måte som er til størst mulig nytte for samfunnet, har myndighetenes regler for forsvarlig utnytting av Norges petroleumsressurser hatt svært stor betydning.

Disse slår fast at “brenning ut over det som er nødvendig av sikkerhetsmessige grunner for normal drift er ikke tillatt med mindre departementet godkjenner det”.

Selskapene har derfor vært nødt til å finne egnede metoder for å utnytte den assosierte gassen fra dag én. I de fleste tilfeller har det betydd å transportere gassen i rør til markedet. Men injeksjon har vært det eneste alternativet når ikke rørledninger har vært tilgjengelige.

Til å begynne med utgjorde assosiert gass fra oljefelt størstedelen av gassuttaket fra norsk sokkel. Men etterhvert har reserver fra rene gass- eller gass/kondensatfelt spilt en stadig større rolle.

 

Figur 1: Samlet norsk gassproduksjon og andel injisert gass

 

Samarbeid

Streng regulering av gassbrenning helt fra starten, en CO2-avgift som ble innført på begynnelsen av 1990-tallet, og ustrakt samarbeid mellom myndigheter og industri har gitt gode resultater.

Det samlede volumet av faklet og ventilert gass har vært bemerkelsesverdig lavt, og utgjorde bare 0,16 prosent av produksjonen i 2004. Og som figur 2 viser, har trenden vært nedadgående i de siste 20 årene.

 

Figur 2

Figur 2: Brenning og ventilering av gass, Sm3 per Sm3 av solgte oljeekvivalenter



Transport

Norge slutter seg til prinsippet om åpen adgang til gasstransportsystemet. Det er en svært viktig forutsetning for at assosiert gass skal kunne utnyttes optimalt.

Når produksjonen på et felt minker, vil det frigjøre kapasitet i eksisterende produksjonsanlegg og rørledninger, som dermed kan ta inn ressurser fra andre felt.

I noen tilfeller vil dette være avgjørende for at felt som er for små til å forsvare egne utbygningsløsninger, likevel kan produseres lønnsomt.

Myndighetene spiller en viktig rolle i å bygge og utvide transportkapasiteten, og i å utrede alternative transportmetoder som kan sikre effektive utbygginger.

 

Utvikling

Mange av de tekniske løsningene som er i bruk på norsk sokkel i dag, er resultat av betydelige investeringer i forskning og teknologiutvikling på 1970-, 1980- og 1990-tallet.

Omfattende F&U-programmer har sett på ulike metoder for økt utvinning eller Improved Oil Recovery (IOR), inkludert nytten av gassinjeksjon.

Siden det vil bli mer teknologisk krevende og kunnskapsintensivt å opprettholde verdiskapingen på norsk sokkel i årene framover, er en fortsatt satsing på F&U nødvendig for å sikre en konkurransedyktig olje- og gassindustri i Norge.

 

Økt utvinning

Vann- og/eller gassinjeksjon er som regel nødvendig for å oppnå en høy utvinningsgrad på et oljefelt. Langt de fleste feltutbygginger på norsk sokkel har tatt inn slike metoder i sine utbyggingsplaner.

De fleste norske oljefelt bruker vannflømming som sitt viktigste tiltak i arbeidet med å øke utvinningen. Ifølge reservoarevalueringer som er utført, kunne utvinningen ha økt betydelig mer hvis gassinjeksjon hadde blitt tatt i bruk på noen av disse feltene.

Disse evalueringene – kombinert med finansielle vurderinger – har nå gjort gassinjeksjon til den foretrukne IOR-metoden på slike felt. Som et supplement til vannflømming, har også alternerende vann- og gassinjeksjon (WAG) blitt tatt i bruk.

I noen tilfeller har mangel på eksportmuligheter vært den viktigste pådriveren for gassinjeksjon. Metoden er derfor også brukt på felt som bare har oppnådd en beskjeden økning i utvinningsgraden som følge av injeksjonen. Men gassinjeksjon har med svært få unntak hatt en positiv effekt.

 

Utskilt gass

Gass- eller gass/kondensatfelt kan produseres enten ved hjelp av naturlig trykkavlastning, eller ved å injisere den utskilte tørrgassen helt eller delvis i en periode.

I det siste tilfellet reduseres væskeutfellingen i reservoaret, og en høyere andel av kondensatinnholdet i gassen kan utvinnes.

Per 31. desember 2009 hadde totalt 595 milliarder Sm3 gass blitt injisert på 28 felt. Om lag 60 prosent har blitt injisert på feltene Oseberg, Statfjord og Åsgard.

 

Figur 3

Figur 3: Historisk gassinjeksjon fordelt på felt.
 

Figur 3 viser mengden gass som har blitt injisert på ulike felt inntil 2008. Noen av disse har supplert egen gass med gass fra nabofelt.

Flertallet av feltene har imidlertid injisert egenprodusert gass. Den samme gassen kan dessuten produseres og injiseres flere ganger.

 

Figur 4

Figur 4: Historisk gassinjeksjon og prognose for gassinjeksjon
(basert på godkjente planer)

 

 

Figur 4 viser både historisk og anslått framtidig gassinjeksjon, basert på selskapenes planer. I de senere årene har om lag 35-40 milliarder standard kubikkmeter gass blitt injisert årlig. Dette nivået ser ut til å bli opprettholdt i noen år framover.

Basert på godkjente planer fra oljeselskapene, er den framtidige, gjennomsnittlige utvinningsgraden på norsk sokkel ventet å ligge på 46 prosent.

Dette tallet er imidlertid antatt å øke til 60-70 prosent på noen av de store feltene som Oseberg og Statfjord. Den høye utvinningsgraden er en kombinasjon av vellykket bruk av gassinjeksjon og svært gode reservoaregenskaper.

 

Kartlegging

Oljedirektoratet gjennomførte i 2005 en kartlegging av felt på norsk sokkel som enten hadde eller planla å injisere store mengder naturgass.

Undersøkelsen ble oppdatert i 2009, og Oljedirektoratet anslo at gassinjeksjon vil gi mellom to og 2,3 milliarder fat ekstra olje og kondensat på norsk sokkel.

I tillegg kommer høyere eller framskrevne inntekter. Det skyldes at gassinjeksjon gjør det mulig å opprettholde en olje- og kondensatproduksjon som ellers ville sunket eller opphørt.

 

Flere måter å injisere gass på

GassflammeMetodene for gassinjeksjon omfatter ikke-blandbar injeksjon (brukt på feltene Oseberg og Grane), blandbar injeksjon (brukt i Statfjord-formasjonen på Statfjord og på deler av Åsgard). For å øke produksjonen av kondensat på gass/kondensatfelt, bruker noen (som Sleiner Øst og deler av Åsgard) gassinjeksjon og alternerende vann- og gassinjeksjon (WAG).

Siden WAG ikke krever store mengder gass, er metoden i bruk på en rekke norske felt som Snorre, Gullfaks, Statfjord og Ula. Den utgjør bare 10-12 prosent av den totale mengden gass som årlig blir injisert på sokkelen.

 

Utfordringer ved gassinjeksjon

Nesten alle funn på norsk sokkel inneholder både gass, olje og kondensat. Oljefelt inneholder assosiert gass. Det er naturgass som blir funnet i tilknytning til oljen, enten oppløst i oljen eller som en gasslomme over oljen. Et slikt felt er Troll, hvor en svær gasslomme ligger på toppen av en ganske tynn oljesone.

Gass/kondensatfelt inneholder både gass og tyngre komponenter av hydrokarbon. Det gjør at oljen, gassen og kondensatet ikke kan utvinnes hver for seg.

Erfaringer viser at den norske regjeringen ofte anvender et lengre tidsperspektiv enn oljeselskapene. Den ønsker derfor å maksimere feltenes verdi over en lengre periode.

I noen tilfeller gir gassinjeksjon den beste langtidsløsningen, selv om det å selge gassen tidlig kan gi best kortsiktig gevinst.

Virkningen av gassinjeksjon avtar over tid. Før eller senere blir det nødvendig og ønskelig å endre produksjonsstrategi, og utvinne gassen for salg der det er mulig.

Et eksempel på dette er Osebergfeltet, hvor omfattende gassinjeksjon er den viktigste utvinningsmetoden. Feltets rettighetshavere har flere ganger utsatt en planlagt nedblåsing av gasskappen, fordi oppdaterte studier har slått fast at dette vil øke oljeutvinningen.

Tilsvarende utfordringer må takles på felt hvor oljen ligger under en stor gasskappe. Et hovedspørsmål er hvor lenge det vil lønne seg å holde gassen inne i reservoaret, for slik å opprettholde trykket og utvinne så mye olje som mulig.

I mange tilfeller vil en omfattende gassproduksjon sette en stopper for utttaket av olje. Et eksempel er Trollfeltet, som inneholder store mengder av både olje og gass. Studier har vist at jo tidligere gass blir tatt ut av Troll Vest-reservoaret, jo mindre olje vil det være mulig å produsere.

Som regel vil mange av fordelene med å injisere gass for å øke utvinningen av olje kunne gå tapt, hvis gassen blir tilbakeprodusert for tidlig eller for raskt.