Skviser utvinningen

06.01.2014
Statoil tror det kan øke utvinningsgraden på norsk sokkel fra 50 til 60 prosent. Såfremt det lønner seg.
  • Astri Sivertsen (tekst og foto)

Kjetil Hove og Jannicke Nilsson

Målbevisst.
Kjetil Hove og Jannicke Nilsson har nøkkelroller i å få til økt utvinning på norsk sokkel.

 

Til tross for nye, store funn siden tusenårsskiftet, går oljeproduksjonen i Norge ubønnhørlig nedover. Det har den gjort siden toppåret 2001. Likevel er Statoils ambisjon å holde oppe dagens produksjonsnivå på 1,3 millioner fat oljeekvivalenter per dag fra egenopererte felt på norsk sokkel. I hvert fall til 2020.

«Skal vi klare å holde produksjonsnivået oppe de neste årene, så er nye felt viktig. Men også økt utvinning må til,» sier Kjetil Hove, områdedirektør for Nordsjøen Øst.

«Vi greier ikke å holde produksjonsnivået uten at vi får til noe innenfor økt utvinning.»

Statoils definisjon av økt utvinning (Inproved oil recovery – IOR) lyder slik: «Alle planlagte aktiviteter og tiltak for å øke utvinning av olje og gass fra felt på en lønnsom måte ut over de til enhver tid oppdaterte prognosene.»

Ansvarsområdet til Hove omfatter nordsjøfeltene Oseberg og Troll, som begge har fått Oljedirektoratets IOR-pris. Den deles ut som en påskjønnelse for ekstra innsats for å øke utvinningen av olje og gass. I 1998 gikk prisen til det den gang Hydroopererte Troll-feltet for å ha boret horisontale brønner til å utvinne den tynne oljesonen på feltet, og i 2012 til Oseberg, for blant annet å ha tatt i bruk gassinjeksjon til å holde produksjonen oppe.

Da Statoil for ett år siden lanserte sitt mål om å nå en utvinningsgrad på 60 prosent på egenopererte felt på norsk sokkel, fulgte det ikke med noen tidsplan for når det skulle være nådd. Om og når selskapet bryter målsnoren avhenger blant annet av de økonomiske rammebetingelsene og prisen på olje og gass, ifølge teknologidirektør Jannicke Nilsson.

Selskapet har i løpet av sin levetid løftet gjennomsnittlig utvinningsgrad på norsk sokkel fra 30 til over 50 prosent. Fra 2011 til 2012 gikk utvinningsgraden på de egenopererte feltene på norsk sokkel opp med én prosent. Denne ene prosenten utgjorde, ifølge Statoil, 327 millioner fat oljeekvivalenter. Med en oljepris på 100 dollar fatet betyr en ekstra inntekt på over 200 milliarder norske kroner. Likevel er det økonomien som, ifølge de to direktørene, kommer til å bli den største bøygen når utvinningen skal økes enda mer.

 

Teknisk mulig

«Fra et teknologi- og reservoarperspektiv kan vi sikkert finne metoder som gjør det mulig å få til teknisk. Men for å nå de siste fatene, er det lønnsomheten som blir den store utfordringen,» sier Hove.

Også oljeprisen er en viktig faktor, legger Jannicke Nilsson til. Hvis den faller til 60 dollar fatet, så blir det ifølge henne umulig å utvinne 60 prosent av reservene. Så mye kan ikke kostnadene kuttes, at det kan oppveie så lave salgspriser for olje og gass.

«Dessuten er skatteregimet viktig. Det er ingen tvil om at de reglene som kom tidligere i år ikke er gunstige i forhold til å øke utvinningen. Det vil være mange prosjekter som ikke blir så lønnsomme nå som de kanskje var for to år siden,» sier hun.

Det å få boret flere brønner er essensielt på de gamle feltene, slik at de siste reservene kan tas ut, påpeker Nilsson.

Derfor et kostnadskutt et av de tre viktigste tiltakene som de to direktørene trekker fram når de blir bedt om å utdype hvordan selskapet skal nå målet om å øke utvinningen.

«Vi må få boret flere brønner hurtigere, for å kunne få opp mer og forlenge levetiden,» medgir Nilsson.

Forutsetningen for å lykkes er å få flere rigger, å øke effektiviteten på både flytende og faste installasjoner, å få mer ut av hver brønn og å bore billigere brønner. Å øke riggkapasiteten har vært det første IOR-tiltaket, og selskapet har derfor gjort betydelige investeringer i nye rigger og oppgraderinger av gamle boreanlegg. Det andre tiltaket er å få smartere og mer avanserte brønner, gjennom utvikling og utprøving av ny teknologi. Og kostnadskutt er altså det tredje.

 

Boring og brønn

De største utgiftene i utvinning av olje og gass ligger innenfor boring og brønn, forklarer de. Derfor har Statoil satt i gang et initiativ som skal få ned kostnadene på dette området med 25 prosent. Målet ble lansert for et halvt år siden, og skal være nådd innen 2015. Det skal først og fremst skje ved hjelp av forenkling og standardisering.

Nilsson og Hove trekker fram undervannsteknologi som et eksempel på løsninger som er for dyre i dag.

«Vi må hjelpe leverandørene våre til ikke å skreddersy for mye, men lage en standard slik at vi kan få til gode løsninger og holde prisene nede. Vi må tenke enklere for å korte ned tiden vi bruker, og på mange felt vil enklere subsealøsninger kunne bidra til å øke utvinningen,» sier Nilsson.

Statoil har nylig gjennomgått teknologistrategien sin, forteller hun, og har gjort en omprioritering innenfor undervannsløsninger. Heretter skal selskapet konsentrere seg om teknologi som kan bidra til å få mer ut av feltene som er drift nå, framfor å jobbe ut fra hva de tror kan bli nødvendig om 15-20 år.

Dessuten legges det ned mye arbeid i å forstå undergrunnen bedre, gjennom å utvikle kartleggings- og modelleringsverktøyene som brukes på feltene. Til våren åpner Statoil et nytt, stort IOR-senter i Trondheim til 240 millioner kroner. Det skal blant annet romme en industriell CT-skanner som er 100 ganger kraftigere enn en tilsvarende medisinsk skanner, og skal bidra nettopp til å øke kunnskapene om det som foregår inne i reservoarene.

«Forutsetningen for alle økt utvinningsprosjekter er at vi har en god kartlegging av undergrunnen, » sier Hove.

«Vi har for eksempel veldig stor nytte av 4D-seismikk på Troll og Oseberg, fordi vi har kunnet plassere brønnene mer optimalt.»

På spørsmål om Statoil har tenkt å ta i bruk andre, mer utradisjonelle utvinningsmetoder – for eksempel tilsette kjemikalier i injeksjonsvannet og lignende tiltak innenfor det som gjerne kalles Enhanced oil recovery (EOR) i tillegg, er svaret ja.

«I dag bruker vi veldig mye produsert vann i injeksjon, men det kan hende at andre vannkvaliteter kan gi en betydelig større utnyttelse av reservoarene,» sier Nilsson, og viser til at Statoil samarbeider med universiteter verden over for å utforske slike muligheter.

Selskapet har i høst besluttet å forske mer på polymerflømming, fordi det har et stort potensial både på norsk sokkel og internasjonalt (se artikkelen Tykkere enn vann).

Nilsson presiserer at EOR er en liten andel av IOR-pakken til Statoil. Det utgjør bare tre prosent av de ekstra ressursene som selskapet håper å få ut som følge av alle tiltak for å øke utvinningen.

 

Piloter

Hvert år kjører Statoil mellom 60 og 70 piloter innenfor ny teknologi og nye metoder. Noen prosjekter stoppes før de blir realisert, mens andre blir ført videre. Det kan være en tidkrevende prosess. Selskapet startet forskning på undervannskompresjon tidlig på 1990-tallet, men det var først i august 2011 at planen for utbygging og drift av kompresjonsanlegget på Åsgard-feltet i Norskehavet ble levert.

Mye av jobben ligger i å ta stilling til hvilke verktøy som skal brukes hvor. I disse dager innfører selskapet et nytt internt verktøy: En database over alle typer utstyr og teknologiske løsninger som finnes. En systematisk oversikt som nå blir tilgjengelig for alle, i stedet for at informasjonen ligger gjemt på lokale disker.

I nye utbyggingsprosjekter oppretter selskapet en «task force» av erfarne fagfolk som kan vurdere utfordringene på feltet, og foreslå teknologi som kan få mest mulig ut av reservoarene. Det har blant annet blitt gjort på det som blir Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen.

«Dette er seniorpersonell som ikke er inne i prosjektet, men som kan sette seg inn i utfordringene og utfordre på hvilken teknologi som kan brukes,» sier Nilsson.

Seniorene allerede har kommet opp med flere teknologier som kan brukes på Johan Sverdrup, også noen som Statoil ikke har brukt før. Også på felt som allerede er i drift, blir det innført ny teknologi.

 

Alle felt

Hove sier at det lages en IOR-plan for alle feltene Statoil opererer. Det skjer under den årlige planleggingen av brønner.

«Hele bransjen er avhengig av at vi klarer å holde liv i det vi har ute på sokkelen. For at det skal være mulig å knytte opp nye felt, er det viktig at vi har god kvalitet på alle transportledningene. Små utbygginger vil ikke klare å løfte en hel infrastruktur,» sier Nilsson.

Selv om 60-prosentmålet ikke har noen tidsplan, er det klart at det må realiseres innenfor levetiden til anleggene, understreker Hove: «Det er ikke snakk om hundre år, og det er heller ikke ti år. Det er et eller annet sted imellom.»