Muligheter og utfordringer for felt i drift

Ressursrapporten_2011

Innold på siden


 

Innledning

Oljeproduksjonen på norsk sokkel har falt de siste årene. Nedgangen var forventet, men fallet har vært noe brattere enn tidligere antatt. Den er nesten halvert siden toppen i 2001 og er nå på samme nivå som i 1991. Gjennom leting, utbygging av nye oljefunn og styrket innsats for økt oljeutvinning fra eksisterende felt kan imidlertid fallet i oljeproduksjonen begrenses.

I gjennomsnitt blir mer enn halvparten av den opprinnelig tilstedeværende oljen i reservoarene liggende igjen etter dagens planer. Det er derfor viktig å fortsette arbeidet for å øke utvinningen fra dagens felt. Injeksjon, boring og vedlikehold av brønner er viktig for å produsere dagens reserver. Dette vil samtidig kunne bidra til å øke reservene i feltene. Dersom avanserte injeksjonsmetoder og ny teknologi utvikles og kvalifiseres gjennom felttester, vil dette kunne øke utvinningen ytterligere. Tett oppfølging og tilrettelegging fra myndighetene har historisk vist seg nyttig i slike prosesser og vil også spille en viktig rolle framover.


Produksjonsutvikling

Ved årsskiftet 2010/2011 var det solgt og levert 3,62 milliarder Sm3 olje og 1547 milliarder Sm3 gass fra 82 felt på norsk sokkel. I dag er det 69 produserende felt på sokkelen, mens 13 felt har avsluttet produksjonen. Petroleumsvirksomheten i Norge startet i Nordsjøen, og det er herfra produksjonen har vært og fortsatt er størst.

Oljeproduksjonen fra de store oljefeltene i Nordsjøen har avtatt siden slutten av 1990-tallet, se figur 5.1. Dette er en naturlig konsekvens av at svært mange av feltene ble bygd ut over en begrenset tidsperiode. Produksjon fra Norskehavet og flere mindre felt i Nordsjøen har imidlertid bidratt til å dempe den fallende trenden. Prognosen for de neste fem årene viser at det fortsatt forventes en nedgang, men ikke like bratt som de siste årene.

 

 Figur 5.1

Figur 5.1 Historisk oljeproduksjon og prognose til 2015. Produksjon fra felt i Nordsjøen er vist i grønt og felt i Norskehavet i blått

 

I 2010 startet produksjon fra Gjøa, Vega og Vega Sør i den nordlige delen av Nordsjøen og fra Morvin i Norskehavet. Alle feltene inneholder mye gass og noe olje, og de skal alle produseres med trykkavlastning. I februar 2011 startet produksjonen fra Trym. Dette er det første norske feltet som er knyttet opp til en dansk innretning. Det planlegges produksjonsstart av feltene Skarv, Gaupe og Oselvar i løpet av året.

I september 2011 godkjente OED plan for utbygging og drift for tilleggsressurser på Vigdis og Oseberg Sør, også kalt Vigdis nordøst og Stjerne. De største investeringsbeslutningene i 2011 omfatter en videreutbygging av Ekofisk og nyutbygging av Eldfisk. Tidligere er det gjort tilsvarende investeringer på begge disse feltene og på Valhall. Ekofisk har i flere omganger blitt videreutviklet med nye innretninger og gjennomgikk en større ombygging i 1998. På Eldfisk ble utvinningsstrategien endret, og det ble installert en ny vanninjeksjoninnretning i år 2000. Valhall feltsenter er nå under utskifting, og forventet oppstart er første halvår 2012. OD har forventninger til fornyingsaktiviteter for flere felt i Tampenområdet i den nordlige delen av Nordsjøen i nær framtid.

 

 Figur 5.2

Figur 5.2 Fordeling av oljeproduksjon og andel vann fra havbunnsbrønner og brønner på faste innretninger 2000-2010

 

Figur 5.2 viser produksjonsutviklingen for olje og andelen vann i væskestrømmen for havbunnsbrønner og brønner på faste innretninger for hele sokkelen de siste ti årene. Den totale oljeproduksjonen er redusert, og reduksjonen er størst fra brønner på faste innretninger. Andelen produsert vann har økt i denne perioden. Det er en naturlig konsekvens av at det er injisert store mengder vann over lang tid for å opprettholde trykket og fortrenge olje i reservoarene. Havbunnsbrønner produserer foreløpig en lavere andel vann, men det er her økningen har vært størst de siste ti årene. For å få produsert mest mulig olje fra feltene er det også nødvendig å produsere mer vann. Dette er en utfordring for produksjonsanleggene og har også miljømessige utfordringer. Teknologi for å stenge de reservoarsonene eller delene av brønnen som har størst vannproduksjon er utviklet og til dels tatt i bruk. Et eksempel på nyutviklet teknologi for å redusere vannproduksjon er ventiler som automatisk stenger av deler av brønnen når det produseres mye vann.

Om lag tre fjerdedeler av den produserte gassen blir eksportert. Resten brukes til injeksjon, prosesseres til NGL og kondensat, fakles eller brukes som brensel for de om lag 170 gassturbinene på sokkelen. Gassinjeksjon har bidratt og bidrar fortsatt betydelig til oljeutvinningen. Mens produksjonen av gass har økt, har gassmengden som går til injeksjon, brensel, NGL, kondensat og fakling holdt seg mer eller mindre konstant. Andelen gass som blir eksportert har derfor økt, se figur 5.3.

 

 Figur 5.3

Figur 5.3 Total gassproduksjon fra sokkelen 2000-2010

 

Gjenværende reserver og ressurser i felt

Forventet utvinningsgrad for feltene på norsk sokkel, basert på vedtatte planer, er i gjennomsnitt 46 prosent for olje og 70 prosent for gass. Utvinningsgraden varierer betydelig fra felt til felt og for ulike reservoar i samme felt. Den er blant annet avhengig av reservoaregenskaper, utvinningsstrategi og fleksibilitet på produksjonsinnretningene.

Figur 5.4 viser utvikling i gjennomsnittlig utvinningsgrad for felt av ulik størrelse og samlet for sokkelen. Som det går fram av figuren, har de største feltene en høyere utvinningsgrad enn mindre felt. Årsaker til dette kan være at store felt har lang produksjonstid, noe som har gjort det mulig over tid å gjennomføre mange tiltak for å øke utvinningen. De siste årene er det i hovedsak mindre oljefelt som er godkjent utbygd. Mindre reserver gjør at innretningene som bygges normalt ikke har like stor fleksibilitet som innretningene på et større felt. Flere av de mindre feltene har også komplekse reservoar, noe som også bidrar til at utvinningsgraden for olje blir lavere.

 

 Figur 5.4

Figur 5.4 Utvikling i gjennomsnittlig oljeutvinningsgrad for felt av ulik størrelse

 

Internasjonalt er gjennomsnittlig utvinningsgrad for oljefelt anslått å være 22 prosent. Gode reservoaregenskaper har bidratt sterkt til den høye utvinningsgraden på norsk sokkel. I tillegg har utstrakt forskning, teknologiutvikling og tett oppfølging fra myndighetene vært viktig for å øke utvinningen. Vann- og/eller gassinjeksjon, 3D- og 4D-seismikk, systematisk datainnsamling for bedre reservoarforståelse og boring av flere brønner enn planlagt ved utbygging av feltet, har i stor grad bidratt til den høye utvinningsgraden.

Forholdet mellom produserte ressurser, gjenværende reserver og betingede ressurser (se tekstboks "Ressursklassifisering" i kapittel 1) har utviklet seg siden starten i 1971. Figur 5.5 viser hvordan denne utviklingen har vært for de samlede væske- og gassressursene. Figuren viser også størrelsesforholdet i 2010 og hvordan ressursene fordeler seg på de tre havområdene. Figuren inkluderer ikke uoppdagede ressurser. Størstedelen av de gjenværende påviste ressursene som er registrert i ODs ressursbase ligger i Nordsjøen.

 

 Figur 5.5

Figur 5.5 Utvikling i ressursregnskap for påviste ressurser og status per 31.12.2010

 

For flere felt oppnås høy utvinningsgrad ved bruk av en kombinasjon av vann- og gassinjeksjon. Store felt har i gjennomsnitt en høyere utvinningsgrad enn mindre felt, men også her er variasjonene store. Dette illustreres i tabell 5.1 som viser opprinnelig tilstedeværende volum og utvinningsgrad ved dagens vedtatte planer for de tolv største oljefeltene. En økning i utvinningsgraden for et felt vil kunne utgjøre store verdier for samfunnet, avhengig av produksjonskostnadene og framtidig oljeprisutvikling. Dersom utvinningsgraden eksempelvis økes med én prosent på viktige oljefelt som Heidrun og Snorre, har det et brutto verdipotensial på om lag 16-18 milliarder kroner per felt med en oljepris på 570 kroner per fat.

 

De tolv største oljefeltene rangert etter opprinnelig tilstedeværende ressurser per 31.12.2010

Felt

Opp-
rinnelig tilstede-
værende
olje-
ressurser
Mill. Sm³

Olje-reserver
inklusiv solgt
og levert
Mill. Sm³

Ut-
vinnings-
grad
Prosent

Hoved
drivmekanismer

EKOFISK  1099  534,6  49 Vanninjeksjon, tidligere trykkavlastning og kompaksjonsdriv
STATFJORD  860  567,3  66 Trykkavlastning i senfase. Tidligere vanninjeksjon, vann- alternerende gassinjeksjon og noe gassinjeksjon
TROLL  642 250   39 Trykkavlastning med naturlig vann- og gassdriv, noe gassinjeksjon
GULLFAKS  599  365,4  61 Vanninjeksjon. Noe gassinjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon
OSEBERG   592  377,2  64 Gassinjeksjon. Noe vanninjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon 
SNORRE   515  241,2  47 Vanninjeksjon, gassinjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon
ELDFISK   463  133,8  29 Vanninjeksjon, tidligere trykkavlastning og kompaksjonsdriv 
VALHALL   435  145,5 33 Vanninjeksjon, tidligere trykkavlastning og kompaksjonsdriv 
HEIDRUN   432  169  39 Vanninjeksjon. Noe gassinjeksjon og trykkavlastning 
GRANE   229  120,7 53 Gassinjeksjon, fra 2011 vanninjeksjon og reinjeksjon av gass 
DRAUGEN   212  143,1  68 Naturlig vanndriv og vanninjeksjon 
OSEBERG SØR *  208  52,6  25 Vann- og gassinjeksjon. Noe vann- alternerende gassinjeksjon 

* Oseberg Sør-feltet består av flere separate forekomster og er bygd ut med en bunnfast stålplattform med flere havbunnsrammer knyttet opp til plattformen. Forekomstene har ulike reservoaregenskaper samtidig som drivmekanismene varierer fra forekomst til forekomst. 

Tabell 5.1 De tolv største oljefeltene rangert etter opprinnelig tilstedeværende ressurser per 31.12.2010

 

Mål for reservetilvekst

I 2005 satte OD som mål for reservetilvekst å modne fram 800 millioner Sm³ olje fra ressurser til reserver innen 2015. Reservetilvekst kommer fra utbygging av nye felt og økte reserver på felt i drift. Figur 5.6 viser brutto reservetilvekst, nedskrivninger og netto reservetilvekst i forhold til målet. Det har årlig blitt modnet fram tilstrekkelig reserver til at målet kan nås, men nedskrivninger av reserver på felt gjør at vi ligger etter skjema for å nå målet. Nedskrivning av reserver innebærer at reserveestimatet for enkelte felt er nedjustert i forhold til tidligere estimat. Årsaker til dette kan være oppdatering av reservoarmodellen, raskere nedgang i produksjonen enn antatt eller at det bores færre nye brønner enn tidligere estimert. Dette kan medføre at olje som tidligere var definert som reserver er reklassifisert til ressurser. En reversering av dette kan være mulig dersom tiltak settes inn.

 

 Figur 5.6

Figur 5.6 Brutto reservetilvekst, nedskrivninger og netto reservetilvekst i forhold til ODs mål

 

Rettighetshaverne på felt i drift identifiserte i 2010 konkrete prosjekter og tiltak som de mener kan bidra til å øke reservene. Prosjektene og tiltakene kan deles inn i kategorier etter prosjekttyper. Det identifiserte volumet er 385 millioner Sm³ olje. Figur 5.7 viser identifiserte projekter for felt i drift delt inn i kategorier.

 

 Figur 5.7

Figur 5.7 Innrapporterte ressurser i planer og metoder for reservetilvekst for felt i drift

 

For felt i drift kommer det største bidraget til reservetilvekst fra brønnprosjekter som boring av nye brønner og større brønnvedlikeholdskampanjer. Rettighetshaverne rapporterer at nye prosjekter med injeksjon av vann, gass eller VAG (vann alternerende gass) og avanserte utvinningsmetoder vil bidra til en mindre del av den mulige reservetilveksten.

OD anslår at om lag en fjerdedel av den opprinnelig tilstedeværende oljen ikke vil kunne produseres ved konvensjonelle utvinningsmetoder. Det er fordi den ikke lar seg frigjøre fra bergarten, den er immobil. Dersom denne oljen skal mobiliseres og produseres, er det nødvendig å ta i bruk avanserte utvinningsmetoder, også kalt Enhanced Oil Recovery (EOR).

 

Avanserte utvinningsmetoder (EOR)
Eksempler på avanserte utvinningsmetoder er injeksjon av polymerer, surfaktanter, CO2, lavsalint vann (vann med lavt saltinnhold), silikat -400 og blandbar gassinjeksjon

 

OD gjennomførte i 2007 en kartlegging av forholdet mellom mobil og immobil olje i reservoarene. En oppdatering i 2011 for de tolv største oljefeltene viser at 43 prosent av gjenværende olje er immobil. På grunn av ulike reservoaregenskaper varierer mengden immobil olje fra felt til felt. Krittfelt har ofte høyere andel immobil olje enn sandsteinsfelt.

For at ODs mål for reservetilvekst skal nås, forutsettes det at nye prosjekter besluttes, og at nedskrivinger minimeres. For at reservene skal bli produsert, må vedtatte planer gjennomføres. Nye reserver kan komme til ved utvikling og bruk av ny teknologi, utbygging av funn, forlenget levetid, reutbygging av felt og avanserte utvinningsmetoder.

 

Petroleumsmeldingen

Olje- og energiepartementet nedsatte i 2010 et ekspertutvalg for å utrede tiltak for å øke utvinningen av petroleumsressurser fra eksisterende felt, det såkalte Åmutvalget. Stortingsmelding nr. 28 ”En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten”, viderefører en rekke av utvalgets forslag til tiltak. I tillegg har Olje- og energidepartementet gitt petroleumsnæringen, ved Konkraft, i oppgave å vurdere tiltaksforslagene. I Stortingsmeldingen blir det lagt fram forslag om en rekke tiltak basert på Åm-utvalget samt nye tiltak. Sentrale forslag fra stortingsmeldingen innenfor økt oljeutvinning er:

  • Intensivere oppfølgingen av felt i senfase
  • Vurdere behovet for ytterligere forsterkninger av regelverket for å sikre tilstrekkelig oppmerksomhet mot økt utvinning og god ressursforvaltning
  • Godkjenne søknader om ny forlengelse av konsesjonstiden for en utvinningstillatelse med samme eierstruktur dersom søknaden sannsynliggjør bedre utnyttelse av ressursene med mindre særskilte forhold tilsier noe annet
  • I større grad å legge vekt på andelsflertall ved fastsettelse av stemmeregler ved tildeling av nye utvinningstillatelser
  • Nedsette en ekspertgruppe for å belyse og identifisere hindre som gjør at riggkapasiteten på norsk sokkel begrenses og foreslå tilstak som kan bedre flyten av fartøyer involvert i boring. Oppfordre rettighetshaverne på norsk sokkel til å etablere riggsamarbeidsordninger
  • Sammen med sentrale aktører på norsk sokkel arbeide for økt innsats knyttet til pilotering av ny teknologi
  • Vurdere å opprette et forskningssenter innenfor økt utvinning, basert på åpen konkurranse

 

Eksisterende teknologi

Mye av den gjenværende mobile oljen på felt i drift kan i teorien produseres med kjent og utprøvd teknologi. Injeksjon av vann og gass for å holde reservoartrykket oppe og fortrenge olje, boring av brønner og innsamling av data for å forbedre reservoarbeskrivelsen blir derfor viktig også framover. Innsamling av data med 4D-seismikk gir informasjon om hvor det er gjenværende petroleum og hvor produksjonsbrønner bør bores.

Automatisering, fjernstyring og tilstandsbasert vedlikehold bidrar til å redusere driftskostnadene, noe som gir grunnlag for lengre levetid for feltene. Dette innebærer i tillegg et lengre tidsvindu både for innfasing av nye funn og implementering av ytterligere tiltak som kan øke utvinningen.

 

Valhall Life of Field Seismic
Valhall Unit og operatørselskapet BP fikk i 2003 ODs IOR-pris for installering av verdens første fullskalaanlegg for livstidsseismikk. Totalt 9 500 sensorer forbundet med 120 kilometer kabel er spredt ut over et område på 35 kvadratkilometer. Anlegget skal bidra til økt kunnskap om reservoaret, sikrere og mer kostnadseffektiv boring og bedre tilgang til gjenværende reserver.

 

Vann- og gassinjeksjon

Vann- og gassinjeksjon for å opprettholde reservoartrykket og fortrenge olje eller kondensat er viktig for produksjonen på norsk sokkel. Hvis reservoartrykket avtar for mye, kan lønnsom olje og gass gå tapt. Injeksjon er særlig viktig for å øke væskeutvinningen. Gassinjeksjon gir i mange tilfeller en bedre oljedrenering enn vanninjeksjon.

I 2010 ble det injisert vann i 30 felt og gass i 18 felt. Flere av disse feltene har en kombinasjon av vann- og gassinjeksjon, mens 33 felt produseres med trykkavlastning. I denne kategorien kommer de fleste gass- og gass-kondensatfeltene. I tidsrommet 2005-2010 ble 22 nye felt satt i produksjon. 15 av disse feltene produseres nå uten injeksjon. Det er viktig at dreneringsstrategien vurderes kontinuerlig for hvert enkelt felt.

Mengden injisert vann til trykkstøtte er redusert etter 2004, se figur 5.8. Dette skyldes flere forhold. På Gullfaks og Draugen ble vanninjeksjonen redusert med til sammen tolv millioner kubikkmeter fra 2004 til 2005. I tillegg ble Statfjord Senfase-prosjektet startet i 2008. Prosjektet har som mål å senke trykket mest mulig ved å stoppe all injeksjon. Dette blir gjort for å kunne produsere så mye som mulig av den gassen som tidligere er injisert, assosiert gass og mest mulig av den gjenværende oljen. Også på andre felt var det nedgang i vanninjeksjon i perioden 2004-2010, men ikke like stor. Noe av nedgangen skyldes stengte injeksjonsbrønner. På enkelte felt kan dette være en del av dreneringsstrategien, mens på andre felt kan injeksjonsbrønner være stengt i lengre perioderpå grunn av mangel på vedlikehold. Injeksjonsbrønner er et langsiktig utvinningstiltak som er viktig for forsvarlig ressursforvaltning og langsiktig verdiskaping. Det er derfor viktig at boring og vedlikehold av injeksjonsbrønner prioriteres.

 

 Figur 5.8

Figur 5.8 Vanninjeksjon fra havbunnsbrønner og brønner på faste innretninger. Statfjordfeltet er vist spesielt

 

Mengden injisert gass har svingt mellom 30 og 43 milliarder Sm³ per år de siste ti årene, se figur 5.9. Etter 2002 er det injisert mer gass i havbunnsbrønner enn i brønner på faste innretninger. Siden 2004 er den totale gassinjeksjonen redusert. Nedgangen skyldes blant annet at gassinjeksjon på feltene Sleipner Øst, Norne og Statfjord av produksjonsmessige årsaker er avsluttet, samtidig som injeksjonen er redusert på Njord, Oseberg og Åsgard. På Tyrihans startet gassinjeksjon i 2008. På Grane ble det slutt på gassimporten i 2010. Nå injiseres bare gass som produseres på feltet. Vanninjeksjon startet på feltet i 2011.

 

 Figur 5.9

Figur 5.9 Gassinjeksjon i havbunnsbrønner og brønner på faste innretninger

 

På flere felt som har en gasskappe over oljesonen, er produksjon av gassen utsatt for å kunne produsere mer olje. Dessuten legges forholdene til rette for boring av flere brønner og for å forlenge tidsvinduet for andre tiltak som kan øke oljeutvinning. Et godt eksempel på dette er Oseberg, hvor økning i gasseksport er utsatt flere ganger fordi det gir større verdiskaping å fortsette gassinjeksjonen.

 

Boring og brønn

Tidligere ble de fleste utvinningsbrønnene boret fra faste innretninger på feltene, men etter hvert blir stadig flere boret fra flyttbare innretninger. Dette er en konsekvens av at mange av feltene som er bygd ut i senere tid, er bygd ut enten med faste innretninger uten borerigg eller som havbunnsutbygginger. Boring fra faste innretninger er imidlertid fortsatt viktig for å realisere ressurspotensialet i de fleste store feltene på norsk sokkel.

 

 Figur 5.10

Figur 5.10 Antall påbegynte utvinningsbrønner inkludert grener 

 

Boring av utvinningsbrønner nådde en topp i 2001. Etter dette har det vært en reduksjon i boring av brønner både fra faste og flyttbare innretninger, se figur 5.10. Boretoppen skyltdes blant annet ferdigstillelse av store utbyggingsprosjekter som Balder, Jotun, Gullfaks Sør og Åsgard rundt år 2000. En forklaring på reduksjonen er at selskapene de senere årene ikke har klart å oppfylle sine planlagte boreprogrammer.

Figur 5.11 viser fire prognoser i perioden 2007 til 2010, av antall brønner som var planlagt boret i 2010 for de tolv største oljefeltene. For hvert år som går reduseres forventningen til antall brønner boret i 2010. I nye planer flyttes brønnene utover i tid. Det er flere årsaker til at det har bygd seg opp et etterslep innenfor boring og vedlikehold av brønner. Manglende riggkapasitet, knapphet på personell og teknisk utstyr og komplekse trykkforhold kan ha forsinket eller stoppet boring av planlagte brønner.

 

 Figur 5.11

Figur 5.11 Planlagt boring av utvinningsbrønner i 2010 for de tolv største oljefeltene 

 

Høye riggkostnader og manglende riggkapasitet har gjort det vanskelig å skaffe rigger på korte oppdrag. Dette, kombinert med at operatørene har vegret seg for å ta inn rigger på kontrakt uten at partnerskapet har forpliktet et arbeidsprogram for hele kontraktsperioden, kan ha bidratt til boring av færre brønner. På flere felt er de faste boreanleggene over 20 år gamle. Vedlikeholdsbehovet øker og fører til økte kostnader og forsinkelser.

Prioritering av riggkapasitet for å dekke et økende behov for brønnintervensjon og -vedlikehold har medført boring av færre nye utvinningsbrønner. På flere felt er det mangel på brønnslisser. Dersom det skal bores flere brønner på disse feltene, må det bores sidesteg i eksisterende brønner, eller brønnslisser må gjenbrukes. Gjenbruk av brønnslisser kan være tidkrevende og kostbart fordi eksisterende brønn må plugges og slissen klargjøres for ny boring. Boring av sidesteg fra eksisterende brønnbaner er kostnadseffektivt dersom den eksisterende brønnbanen har nødvendig kvalitet. Stadig mer riggtid går også med til permanent stengning av brønner for å ivareta sikkerhets- og miljøhensyn. Dette kan gå på bekostning av nye utvinningsbrønner og brønnvedlikehold.

Ressursmessige og økonomiske konsekvenser av etterslepet innenfor boring/brønnvedlikehold er vanskelig å anslå. For enkelte brønner vil produksjon kunne tas igjen etter relativt kort tid, mens for andre vil det å ta igjen utsatt produksjon føre til at feltet må produsere lengre, noe som kan bidra til økte kostnader. Likevel er det slik at det generelt bores flere brønner enn planlagt ved PUD-tidspunkt på de fleste felt. Dette skyldes ofte at antall brønner er underestimert ved utarbeidelse av PUD fordi framtidige og mer usikre boremål ikke blir inkludert i de opprinnelige planene.

Som en konsekvens av problemstillingene rundt riggkapasitet, har det vært økende fokus på å bedre situasjonen. De siste årene har det derfor vært en gradvis tilvekst av boreinnretninger i aktivitet på norsk sokkel. I løpet av 2011 er det ventet fem nye innretninger, og flere skal etter planen komme i påfølgende år. Dette er en positiv utvikling. En utfordring blir å beholde de boreinnretningene som allerede er i aktivitet på sokkelen.

På grunn av kompleks geologi, for eksempel forkastninger i undergrunnen, består de fleste reservoar av mange ”lommer” med olje som utgjør separate boremål. Ett reservoar kan ha mange boremål. Flere av disse kan være store, mens andre er små med marginal lønnsomhet.

Vanligvis blir de største og beste boremålene som ligger nærmest innretningen boret først. Dette gir også størst verdiskaping for et utbyggingsprosjekt. Over tid bores det derfor på stadig mer marginale boremål, noe som gjør at gjennomsnittlig oljeproduksjon per brønn blir redusert. Avstand fra innretningen til boremål er viktig både i forhold til kostnader og borekompleksitet. Utover i et felts levetid kan det oppstå problemer med boring. Det gjelder særlig når trykkforholdene i og over reservoaret endrer seg som følge av utvinning. Boring av lange brønner til perifere boremål kan da bli utfordrende. Mange av de store feltene har nå slike utfordringer.

Behov for brønnvedlikehold og kostnadene til brønnvedlikehold øker når brønnene eldes, se figur 5.12. Vedlikehold av havbunnsbrønner krever flyttbar boreinnretning eller spesialfartøy. Flere operatører arbeider nå med konkrete planer om bygging av såkalte kategori B-rigger som skal kunne dekke behovet for vedlikehold av havbunnsbrønner til en lavere kostnad.

 

 Figur 5.12

Figur 5.12 Andelen brønnvedlikehold av ordinære driftskostnader

 

Teknologiutvikling

Det foregår en betydelig teknologiutvikling og -implementering innenfor brønnkvalitet og bore- og brønnoperasjoner. Dette har konsekvenser både for brønnkostnader og inntektspotensialet for en brønn.

En viktig motivasjon for teknologiutvikling er at teknologien skal bidra til reduserte borekostnader. Over tid har borekostnadene økt betydelig. Utviklingen er illustrert i figur 5.13 som viser gjennomsnittskostnad for utvinningsbrønner på norsk sokkel justert for generell prisstigning. Økt riggleie og redusert boreeffektivitet bidrar sterkt til kostnadsveksten.

 

 Figur 5.13

Figur 5.13 Utvikling i gjennomsnittskostnad for utvinningsbrønner på norsk sokkel, 2000, 2005 og 2009

 

Problemstillinger som oppstår når felt blir eldre bidrar også til økte kostnader. Et eksempel er behovet for trykk- og underbalansert boring for å håndtere boring i reservoar med lavt trykk og/eller store trykkforskjeller. Smarte brønner kan bidra til at utvinningen øker og at behovet for senere brønnvedlikehold reduseres, men smarte brønner fører også til økte brønnkostnader initielt.

Boring av sidesteg og brønnvedlikehold på felt uten fast boreinnretning utføres i dag stort sett av de samme innretningene som borer nye utvinningsbrønner og letebrønner. De flyttbare innretningene er ofte bygd for kompliserte boreoperasjoner på store havdyp og i barskt klima. Dette gjør dem kostbare å leie og overdimensjonert for denne typen oppgaver. En del av de enklere bore- og brønnvedlikeholdsoperasjonene kan, med teknologi som allerede er utviklet og utprøvd, utføres fra mindre innretninger eller andre fartøy som er designet for dette formålet. Dette vil kunne gi rimeligere sidesteg og brønnvedlikehold.

 

IOR-prisen for 2009
ble tildelt FMC Technologies for utvikling av brønnkontrollsystemet som muliggjør sikker og trykkontrollert boring av sidesteg gjennom eksisterende havbunnsbrønner. FMC har, sammen med Statoil,utviklet og gjennomført testing av teknologien på Åsgardfeltet. Der ble verdens lengste TTRD (Through Tubing Rotary Drilling) sidesteg boret fra en flytende rigg. Det å kunne bore rimelige sidesteg gir store muligheter for å øke utvinningen fra felt med havbunnsbrønner som er avhengige av flytende rigger. OD berømmet FMC som siden 1999 har arbeidet målrettet med å utvikle kostnadseffektive løsninger for å øke utvinningen fra havbunnsbrønner. FMC har satset store ressurser på å få dette til, uten garanti for kommersiell suksess. Bidrag fra oljeselskaper og Demo 2000 har dekket en del av utgiftene.

 

Infrastrukturutfordringer

Nordsjøen er et modent område med en omfattende infrastruktur som krever betydelige kostnader til vedlikehold og drift. Det er store gjenværende ressurser, og mange av de større feltene er i en avtrappingsfase. Lavere produksjon og aldring av deler av infrastrukturen tilsier at det er behov for forenkling og fornying av infrastrukturen på felt som har ressurser for flere tiår framover, slik at produksjonen kan forlenges. For mindre funn er det også behov for infrastruktur, slik at de kan knyttes som satellittfelt til en innretning med produksjonsanlegg.

I Ekofiskområdet har nedsynking av havbunnen vært en medvirkende årsak til at infrastrukturen måtte fornyes. Dette gjelder også Eldfisk og Valhall. På alle disse feltene er det tatt beslutninger om store investeringer som legger grunnlaget for videre drift i lang tid.

I Tampenområdet er det ni større innretninger med produksjonsanlegg på feltene Statfjord, Gullfaks, Snorre og Visund. I tillegg er det en rekke havbunnsinnretninger i området. Etter hvert som produksjonen avtar og infrastrukturen blir eldre, blir det behov for å forenkle denne infrastrukturen, slik at de gjenværende ressursene i området kan utvinnes lønnsomt og kostnadseffektivt. Dette krever blant annet at rettighetshaverne samordner sine planer slik at mulige samordningsgevinster kan realiseres. OD vil følge opp mulige samordningsgevinster i dette området.



Nye metoder og ny teknologi


Havbunnsteknologi

Teknologi som kan bidra til å øke utvinningen fra felt som er utbygd med havbunnsinnretninger vil i større grad bli etterspurt ettersom stadig flere felt bygges ut med denne løsningen. Flere av de store oljefeltene kan også tenkes nyutbygd med havbunnsløsninger når de en gang skal inn i senfaseproduksjon. To teknologier som kan bidra til å øke utvinningen er havbunnsseparasjon og havbunnskompresjon.

Havbunnsseparasjon er allerede kvalifisert, og det første kommersielle anlegget i verden ble tatt i bruk på Tordis ved årsskifet 2007/2008. Konseptet er at vann og sand skilles fra oljen på havbunnen før oljen transporteres videre for prosessering. Avfallsvannet blir injisert i et vannfylt reservoar. På Tordis var rensingen en suksess. Prosjektet ble imidlertid stoppet i mai 2008 da det ble oppdaget at det injiserte vannet hadde begynt å lekke opp til overflaten.

Havbunnskompresjon er ennå ikke kvalifisert. Rettighetshaverne på Åsgard har likevel besluttet å ta slik teknologi i bruk for å øke utvinningen fra Midgard reservoaret og det nærliggende Mikkelfeltet. Dette kan bli verdens første feltanvendelse av denne typen teknologi. Ved å øke trykket på brønnstrømmen før den transporteres til prosessering, unngås en del utfordringer med strømningsforhold. I tillegg kan utvinningen fra feltet økes fordi trykket i brønnene kan reduseres. Det blir vurdert å ta i bruk havbunnskompresjon på flere felt, blant annet på Ormen Lange og Gullfaks Sør.


Produksjon av immobil olje

Det ligger et stort potensial i den immobile oljen. De mest lovende metodene for å produsere denne oljen er injeksjon av vann med kjemiske tilsetningsstoffer eller blandbare gasser som hydrokarbongass eller CO2. I tillegg er injeksjon av vann med lavt saltinnhold identifisert som en interessant metode.

I forbindelse med forskningsprogrammene SPOR (1985-1991) og RUTH (1992-1996), ble ulike avanserte utvinningsmetoder evaluert for bruk på norsk sokkel. Det ble gjennomført flere piloter, blant annet VAG, noe som resulterte i at VAG ble definert som en konvensjonell metode. Gassinjeksjon og VAG har bidratt betydelig til den høye utvinningen, blant annet på Oseberg og Statfjord.

Silikat gel og PASF (polymer assisted surfactant flooding) er testet på Gullfaks, og FAVAG (skumassistert VAG) ble testet på Snorre. MEOR (mikrobiell EOR) var en del av forskningsprogrammene og blir i dag brukt på Nornefeltet. Den lave oljeprisen på nittitalletbidro til at bruk av nye injeksjonsmetoder på felt ikke var økonomisk attraktivt. Til tross for vesentlig høyere oljepris i dag, er det etter år 2000 testet svært få nye injeksjonsmetoder på felt på norsk sokkel.

Piloter er sentralt i utviklingen av nye dreneringsstrategier. Bruk av avanserte utvinningsmetoder er felt- eller reservoarspesifikke, men mekanismer som blir beskrevet etter laboratorietester, vil i en del tilfeller kunne ha overføringsverdi mellom felt.

Det er knyttet ulike typer risiko til å teste ut og ta i bruk ny teknologi. Det kan medføre økte kostnader, mens gevinsten i form av økt oljeproduksjon er usikker. I tillegg er det risiko for utsatt og/ eller tapt produksjon.

Injeksjon av CO2 til økt oljeutvinning er vurdert, men ennå ikke benyttet på norsk sokkel. Erfaringer fra felt på land i USA og laboratoriestudier utført for norske felt har vist at denne metoden har et stort potensial. Ettersom all norsk oljeproduksjon foregår til havs, er de tekniske utfordringene store, blant annet knyttet til korrosjonsproblematikk på produksjonsanlegg og tilgang på tilstrekkelig mengde CO2. I tillegg er det stor forskjell på hvor effektivt CO2-injeksjon vil fungere i de ulike reservoarene.

Fullfelts anvendelser av avanserte utvinningmetoder er til nå hovedsakelig gjennomført på felt på land. Det kommer blant annet av at det her ikke er de samme begrensninger i areal og vekt som det er til havs. Samtidig er de logistiske utfordringene mindre. Barrieren ved å ta i bruk slik teknologi på felter til havs er derfor større enn på land, men oljeselskapet Total har nå satt i gang verdens første fullskala polymerinjeksjonsprosjekt på sitt offshorefelt Dahlia.

 

Bruk av avanserte injeksjonsmetoder på et oljefelt til havs – Totals Dhalia prosjekt

Injeksjon av polymer på Dhaliafeltet i Angola er det første prosjektet i sitt slag i verden. Feltet ligger på dypt vann (1200-1400 meter), det består av høypermeabel sandstein (>1D) og inneholder en middels viskøs olje. Feltet er bygd ut med havbunnsbrønner og produseres via en FPSO. Den generelle dreneringsstrategien er vanninjeksjon via fire injeksjonslinjer og 31 injeksjonsbrønner, produksjonene kommer via fire produksjonslinjer fra 37 produsenter.

Utfordringene i prosjektet har vært ønsket om å starte polymer-injeksjon tidlig, allerede fire år etter produksjonsstart. I tillegg har store brønnavstander, høyt saltinnhold og logistikken omkring injeksjonsprosedyrene bydd på utfordringer.

I 2009 ble det utført fire injeksjonstester med godt resultat. Basert på dette ble det i 2010 satt i gang polymerinjeksjon i en av de fire injeksjonslinjene. En observasjonsbrønn skal bores, slik at effekten av polymerinjeksjonen kan konstanteres raskere.

 

Utfordringer ved pilotprosjekt

Med høy oljepris kan utvinningsmetoder som tidligere ble ansett som ulønnsomme eller ha marginal lønnsomhet, vise seg å gi lønnsomme prosjekter og representere store ekstra verdier. Dette gjelder blant annet enkelte av de avanserte metodene som tar sikte på å produsere deler av den immobile oljen som vil ligge igjen i reservoaret etter vanninjeksjon. For flere slike metoder kreves det kvalifisering som kan inkludere gjennomføring av en pilot før det er aktuelt å vedta et større prosjekt i fullfeltskala.

Norsk oljehistorie viser at pilotprosjekter har skapt milliardverdier. Et viktig pilotprosjekt var testing av vanninjeksjon på Ekofisk før fullskalaprosjektet ble satt i gang. Et annet viktig pilotprosjekt var igansetting av oljeproduksjon fra tynne oljesoner med horisontale brønner før oljeutbyggingen på Troll ble besluttet. Medvirkning og involvering fra myndighetene var viktig for å få realisert disse prosjektene, og for å få realisert gassinjeksjonsprosjektet på Oseberg (se egne tekstbokser for Troll oljeutvinning og Ekofisk vanninjeksjon). Så mye som 500 millioner Sm³ olje kan være resultat av beslutninger i disse tre prosjektene. Dette representerer svært store verdier både for de involverte selskapene og for det norske samfunnet. 

I tillegg kommer betydelige ringvirkninger for andre felt på norsk sokkel. Basert på den vellykkede vanninjeksjonen på Ekofisk, er metoden senere implementert i krittfeltene Eldfisk og Valhall og bidrar til at den forventede utvinningsgraden og levetiden har økt betydelig for disse feltene. Det blir også vurdert å implementere metoden i fullfeltskala på krittfeltene Tor og Hod. Selv om vanninjeksjon i krittfelt har vært vellykket, ligger det igjen betydelige mengder immobil olje i disse feltene. Ekofisk er det krittfeltet med høyest forventet utvinning på norsk sokkel. Men selv med fullimplementering av vanninjeksjon og boring av stadig flere brønner, er det vanskelig å oppnå en utvinningsgrad som er mye over 50 prosent.

Ringvirkninger av gassinjeksjonsprosjektet på Oseberg var blant annet at Norsk Hydro, sammen med partnerne, vedtok å bygge ut feltene Grane og Fram med gassinjeksjon basert på importert gass fra andre felt. Dette utgjorde en viktig del av strategien for å oppnå god ressursutnytting på disse feltene. Gassinjeksjon og VAG ble også tatt i bruk på Oseberg Sør.

Utviklingen av brønnteknologi i forbindelse med Troll olje har hatt store ringvirkninger for andre felt, særlig gjelder dette bruk av flergreinsbrønner. Figur 5.14 viser utvikling av flergreinsbrønner på norsk sokkel før og etter Troll. Fra Troll olje tok operatøren Norsk Hydro teknologien videre til feltene Njord, Fram, Brage og Grane, og etter hvert tok også andre operatører teknologien i bruk. Flere leverandører har utviklet sin egen teknologi for denne type brønner. Baker Hughes og Halliburton ble i 2006 tildelt ODs IOR pris for sine bidrag i denne utviklingen.

 

 Figur 5.14

Figur 5.14 Utvikling i bruk av flergrensbrønner

 

Troll oljeutvinning

Troll er Norges største gassfelt, men det inneholder også store mengder olje som ligger i tynne soner under gassen. Rettighetshaverne mente at det ikke var mulig å utvinne denne oljen på en lønnsom måte fordi boreteknologien i 1980-årene var begrenset til avviksbrønner opp til 60-70 grader, og at utvinning fra disse tynne oljesonene ville kreve for mange brønner.

Myndighetene ønsket ikke at oljen i Troll skulle gå tapt slik den gjorde på Frigg, og de påla tidlig rettighetshaverne å gjennomføre omfattende studier av utvinningspotensialet for oljen. I forbindelse med samordning av de to største utvinningtilliatelsene ble det utnevnt to operatører; én for gassutvinningen, Shell og senere Statoil, og én for oljeutvinningen, Norsk Hydro.

Bruk av ny teknologi var nødvendig for lønnsom oljeutvinning fra Troll. Myndighetene involverte seg derfor i arbeidet med å finne gode teknologiske løsninger og fremmet forslaget om å prøve ut horisontale brønner. Norsk Hydro utredet teknologien og boret en testbrønn på Oseberg. Dette var den første horisontale brønnen på norsk sokkel, og den ble en suksess. I Troll Vest er oljesonene tykkere enn i Troll Øst, og muligheten for oljeutvinning ble derfor ansett som mer sannsynlig fra denne delen av feltet. En langtidstest ble gjennomført i 1989/90 fra Petrojarl, med produksjon fra horisontale brønner i Troll Vest, først i 22 meter oljekolonne, og deretter i 14 meter oljekolonne. Dette var vellykket og representerte et teknologisk gjennombrudd.

Plan for utbygging av første fase av Troll Vest olje ble godkjent i 1992, fem år etter at rettighetshaverne hadde konkludert med at dette ikke var lønnsomt. Oljeproduksjonen startet i 1995, mens gassutvinning fra Troll A på Troll Øst startet i 1996.

 

Om Ekofisk vanninjeksjon

Fra boken ”Funn! Historien om Ekofisks første 20 år”, Stig S. Kvendseth 1988.

”Arbeidet med å finne løsninger som kunne maksimere utvinningsgraden for feltet, startet allerede like etter at funnet var gjort. Utvinningsgraden var opprinnelig anslått til mellom 15 og 19 prosent av oljereservene. Hovedproblemstillingene var om vann i reservoaret ville skade produksjonsbrønnene – og i hvilken grad krittet maktet å absorbere vann slik at mer olje kunne finne veien til produksjonsbrønnene. Etter en periode med laboratorieforsøk ble utstyr for en prøvefase montert på 2/4 Bravo-plattformen tidlig i 1981.

Høsten 1982 hadde man tilstrekkelig med data og prognoser til å fastslå at med de nødvendige investeringer var prosjektet bare marginalt lønnsomt. Reduksjonen i oljeprisene og usikkerheten omkring dette, som startet i januar 1983, reduserte de økonomiske utsiktene for prosjektet til et uakseptabelt nivå sett fra et bedriftsøkonomisk synspunkt. I oljemengde utgjør forventningene til prosjektet om lag 170 millioner fat.

For at effekten av vanninnsprøytingen skulle bli optimal, var Phillips i 1982 kommet fram til en timeplan som forutsatte et positivt vedtak i løpet av sommeren 1983. Basert på Phillipsgruppens konklusjon om at vanninnsprøyting i det nedre reservoaret – kritt – ikke var bedriftsøkonomisk lønnsomt, ble det våren 1983 startet forhandlinger mellom gruppen og Oljedirektoratet/Olje- og Energidepartementet. Direktoratet hadde i lengre tid vært opptatt av og arbeidet for vanninnsprøyting som ledd i konserveringsproblematikken. Sett fra den norske stats side var det god nasjonal ressursutnyttelse å iverksette prosjektet – samt at oppdraget med å bygge plattformen ville gi norsk industri kjærkomne oppdrag i en vanskelig periode. Avtalen man ble enige om modifiserer skattebetingelsene som bedre passet til prosjektets egenart”.

 

Langsiktighet og kreativitet

Det er særlig to forhold som har lagt grunnlaget for suksessen på felt som Ekofisk, Oseberg og Troll; feltenes størrelse som gjorde det mulig å løfte en ny teknologi for et enkelt felt og at teknologien ble tatt i bruk tidlig i feltets levetid. Slike forhold er ikke til stede på norsk sokkel i like stor grad i dag. Men det er fortsatt en rekke store felt som forventes å produsere olje i mange tiår framover; som for eksempel Ekofisk, Eldfisk, Snorre og Heidrun. Dette vil også gjelde for nye store utbygginger på sokkelen.

Viktige historiske beslutninger om feltpiloter og implementering i felt har hatt stor betydning og store ringvirkninger. Resultatene fra disse prosjektene var ikke gitt på forhånd; de ser vi i ettertid. Der og da krevdes det en viss dristighet fra alle involverte parter. I dag er oljeprisen høy. Økt utvinning fra felt i drift er en politisk målsetting. Mye av potensialet ligger i den immobile oljen som ikke kan utvinnes uten at også nye metoder tas i bruk.

Det er viktig med dristighet for å holde verdiskapingen på et fortsatt høyt nivå. Å få mest mulig ut av felt som allerede er i drift mens det fortsatt er infrastruktur på plass er avgjørende. Tett oppfølging fra myndighetene har tidligere vist seg nyttig når viktige beslutninger skal tas. Det vil nok også være viktig framover. Samtidig er det avgjørende med rettighetshavere som kombinerer vilje til å ta risiko med langsiktig tenkning, faglig tyngde og kreativitet, og på den måten bidrar til å flytte grenser for hva som er mulig å oppnå. 

 

Opp
Til toppen av siden

 


 

Bla i rapporten
Hovedside Forord Status og utfordringer på norsk sokkel.. Uoppdagede ressurser Leting Fra funn til felt 5

12.10.2011