Trippel gevinst

17.01.2013
Oseberg kommer til å produsere tre ganger mer olje enn forventet da feltet startet opp for 24 år siden. Injeksjon av egen og andres gass er én av forklaringene.
  • Astri Sivertsen og Marit Hommedal (foto)

Foto: Marit Hommedal

Nye stoler i borebua.
HMS-koordinator for oppgraderingsprosjektet, Knut Kihle (til høyre),
demonstrerer utstyret for Øystein Espelid.

 

Oppussing pågår på Oseberg B. Halvveis oppe i boretårnet henger to klatrere i tau mens de monterer noen hydrauliske rør. Inne i bua på dekket står tre splitter nye borestoler pakket inn i plast.

«Boreanlegget må være ship-shape,» sier Øystein Espelid, leder for reserveerstatning i enheten Petroleumsteknologi (Petek) i det statoilopererte Oseberg-feltet.

Vanligvis sitter han sammen med sine 70 kolleger på kontoret på Sandsli i Bergen. I dag har han tatt den 40 minutter lange helikopterturen ut fra Flesland for å vise Oljedirektoratets utsendte rundt på feltet som har mottatt året IOR-pris – prisen som Oljedirektoratet deler ut til enkeltpersoner eller selskap som har gjort en særlig innsats for å øke oljeutvinningen.

Mens boreanlegget på B-plattformen står stille, benytter Statoil anledningen til å vedlikeholde og reparere gamle brønner som en del av en investering på tre milliarder kroner.

Tre av fire boligfløyer på feltsenteret – som består av plattformene A, B og D – er totalrenovert. Det fjerde skal være ferdig til våren. En helt ny bysse er installert og 350 000 timer gått med til overflatebehandling.

«Feltet har snart nådd 25 år, og har potensial til å levere i 25 år til. Vi måtte gjøre noe for å hindre forfall,» sier plattformsjef Roy Anders Garberg.

Han jobbet på Kristin-feltet i Norskehavet før han kom til Oseberg for halvannet år siden: «Kristin er den minste plattformen vi har, mens Oseberg er den største fabrikken i Statoil i dag. Oseberg har vært en stor utfordring.»

Oseberg-funnet hadde navnet «sølvblokka» da det ble oppdaget i 1979. Operatørskapet ble tildelt Norsk Hydro. Konkurrenten Statoil hadde sikret seg «gullblokka» Gullfaks året før. Ifølge Garberg kunne de to navnene vært byttet om. Oseberg har nemlig vist seg å levere langt over forventningene.

 

Klatreren Hans Bergström er vel nede på boredekket etter sin luftige
ferd oppe i tårnet. Den 46 år gamle svensken er veteranen på laget,
og begynner ifølge seg selv å bli litt for gammel til en sånn jobb:
«Men jeg håper jeg kan holde på en god stund til.»
 

 

God økonomi

I kontrollrommet på feltsenteret sitter fire menn og overvåker produksjonen fra de 48 brønnene som er boret fra de faste plattformene. I tillegg kommer flere havbunnsbrønner. Olje og gass fra Tune, Oseberg Øst og Sør og Oseberg C-plattformen transporteres i rør til feltsenteret, og olje- og kondensatstrømmen sendes herfra til Sture-terminalen i Øygarden i Hordaland. Gassen sendes til Heimdal, og derfra inn i rørledningen Statpipe til kontinentet og gjennom Vesterled til Storbritannia.

I løpet av de siste 24 timene har feltsenteret produsert 71 900 fat olje og eksportert 28,1 millioner kubikkmeter gass. På det meste produserte det 350 000 fat olje i døgnet. Jeg spør om det ikke er fristende for Statoil å løpe etter nye, store funn framfor å skvise ut mest mulig fra gamle felt.

«Når du har satt ned en installasjon og har infrastrukturen på plass, er marginalkostnaden ved å bore en ny brønn eller gjøre et annet tiltak mye mindre. Grunnlagsinvesteringen er på plass,» svarer Espelid.

Dessuten er det slik at store felt gjerne blir større, legger han til: «Du må ha volum nok til å optimalisere, til å endre og teste ut ting. Og med store volumer er gevinsten veldig stor.»

Siden den første utbyggingsplanen ble levert, har Statoil løftet utvinningsgraden på feltene det er operatør for, fra om lag 30 til 50 prosent. En prosent økning i utvinningsgraden utgjør 327 millioner fat oljeekvivalenter. Det betyr mer enn 200 milliarder kroner, hvis oljeprisen ligger på 100 dollar fatet, ifølge Espelid.

Hele Oseberg-området har en utvinningsgrad på 50 prosent, og ligger dermed på gjennomsnittet i Statoil. Men egenskapene i reservoarene er ulike, og i selve Oseberg-formasjonen ligger utvinningsgraden på over 70 prosent. Utvinningen økes med å bore mange brønner, og med å ta i bruk ny teknologi. Oseberg var for eksempel tidlig ute med å bore horisontale brønner og flergrensbrønner, og har investert i boreteknologi og egenutviklede ventiler som regulerer innstrømmingen til brønnene og gir en jevnere produksjon. Dessuten overvåkes reservoaret ved hjelp av firedimensjonal seismikk, som betyr innsamling av gjentakende 3D-seismikk i regelmessige intervaller. Slik kan operatøren følge utviklingen i reservoaret.

Oseberg 
Oseberg kan holde det gående like lenge som det hittil har vært i drift. 

 

Utsettelser

Sammen med partnerne Petoro, ExxonMobil, Total og ConocoPhillips, har Statoil besluttet å utsette nedblåsningen av gassen på Oseberg tre ganger, siste gang i 2011. Nedblåsing betyr å slutte å injisere gass for å opprettholde trykket i reservoaret, og gjøres når selskapene har besluttet heller å selge gassen.

I utgangspunktet skulle det vært full nedblåsing på Oseberg nå, forteller Espelid. Etter de opprinnelige planene skulle prosessen startet allerede i 2010, men nå er det bestemt å vente til 2020. Selv om det betyr en utsettelse av inntektene fra gassalget.

Injeksjonen av egen gass og gass fra Troll Øst begynte fra det øyeblikket feltet startet opp i 1988, selv om det ikke lå inne i den opprinnelige utbyggingsplanen. Laboratorieforsøk viste at 27 prosent av oljen i kjerneprøvene ble liggende igjen etter å ha blitt spylt med vann, men bare 10 prosent lå igjen når gass ble brukt. Det var grunnen til at selskapet valgte gass framfor vann, forklarer Espelid, på vei ned til den store kompressoren som ble brukt for å injisere opp til 14 millioner standard kubikkmeter gass fra Troll per dag.

Feltet har tillatelse til å selge to giga – to milliarder – gass i året. Til sammenligning blir mellom seks og sju giga injisert tilbake i reservoaret hvert år. Injiseringen gjør også at selskapet kan velge å holde på gassen når prisene er lave, og heller vente med å selge når prisene er høye.

«Vi har 90 milliarder kubikkmeter gass å blåse ned. Hvis nedblåsingen starter i 2020, er det ikke tomt før i 2040,» forklarer Espelid.

Før den tid ligger det flere oppgraderings- og utviklingsprosjekter i løypa: I likhet med Oseberg B blir også boreanlegget på C-plattformen oppgradert, og skal stå ferdig i begynnelsen av neste år. I løpet av 2013 skal Stjerne – tidligere kjent som Katla – starte opp. Feltet bygges ut med en havbunnsramme, og oljen og gassen herfra skal sendes til Oseberg Sør. Beslutningen om Delta 2 skal tas i begynnelsen av neste år, med tanke på en mulig oppstart året etter.

«Et bærekraftig oljeselskap er nødt til å erstatte reservene som det produserer,» sier Espelid.

«I løpet av de siste seks årene har vi modnet like mye oljereserver på Oseberg som det vi har produsert. Det er egentlig ikke mulig på gamle felt.»

 

Om prisvinneren

Oljedirektoratets pris for økt utvinning for 2012 ble tildelt undergrunnsmiljøet på Oseberg-feltet. Fagfolkene i Statoil fikk prisen for godt og langsiktig arbeid, blant annet knyttet til gassinjeksjon.

«Den modige beslutningen om gassinjeksjon som hovedmetode for oljeutvinningen på Oseberg er kontinuerlig blitt fulgt opp av reservoaringeniørene, først i Hydro, seinere i Statoil. Planlagt tidspunkt for gassnedblåsing er blitt i utsatt flere ganger, basert på fagfolkenes anbefalinger. (...) Fagfolkene har holdt fast på denne linjen, seinest ved en viktig beslutning i 2011, og også i perioder når mer gass til eksport ble etterspurt,» skriver Oljedirektoratet i sin begrunnelse for pristildelingen.

 

Brukt tiden godt

«Oseberg er langt mer enn en gammel historie,» sier Leif Hinderaker, sjefingeniør i Oljedirektoratet og jurymedlem for tildeling av IOR-prisen. «Det er tatt mange viktige beslutninger og gjort avveininger underveis, og rettighetshaverne har gjort en veldig god jobb. I tillegg til eksisterende og planlagte brønner, har undergrunnsmiljøet på Oseberg også regnet med effekten gassinjeksjon vil få for framtidige IOR-brønner. Det er ingen selvfølge, og viser at de har tenkt langsiktig.»

I den opprinnelige utbyggingsplanen fra 1984 er det anslått at én milliard fat kunne utvinnes fra hovedfeltet. Nå er tallet i overkant av tre milliarder. Og da er det bare oljen som er regnet med. Gassen kommer i tillegg.

Reservoaret under havbunnen viste seg å ha særdeles gode egenskaper. Men like viktig for utviklingen er at feltets rettighetshavere har tatt i bruk ny teknologi og fattet modige beslutninger underveis, forklarer Hinderaker, «Det startet med beslutningen om å ta i bruk gassinjeksjon, basert på import fra Troll Øst. Det var første gang gassinjeksjon ble tatt i bruk i et så stort omfang på et offshorefelt,» sier han.

Han legger til at Troll-Oseberg gassinjeksjon (Togi), havbunnsrammen på 300 meters havdyp på Troll Øst, representerte ny teknologi og la grunnlaget for den seinere utviklingen av Troll olje.

I årene 1991 til 2002 importerte Oseberg totalt 21,7 billioner kubikkmeter gass fra Troll Øst til dette formålet, noe som ifølge Oljedirektoratets utregninger har gitt mer enn 400 millioner ekstra fat olje fra feltet.

Senere ble M10-kompressoren brukt på Tune-feltet, som startet opp i 2002. Det ligger cirka 10 kilometer fra feltsenteret, og er tenkt avsluttet i 2014 eller 2015. Kompressoren skal gjenbrukes nok en gang i Delta 2-prosjektet, som etter planen starter opp omtrent samtidig. Da skal fem nye brønner bores, prosessanlegget på dekket bygges om, og en rørledning konverteres slik at den kan brukes til gassinjeksjon i deltastrukturen. Utbyggingskonseptet på Delta 2 ble valgt for bare ti dager siden.