Utvinning uten bivirkninger

reservoar
21.03.2011
Tiltak for å øke uttaket av olje fra feltene kan gi en mer energieffektiv utvinning og føre til mindre utslipp av kjemikalier og karbondioksid enn dagens praksis.

Det hevder sjefingeniør Reidar Kristensen i Oljedirektoratet, som dermed imøtegår en vanlig oppfatning om økt utvinning – nemlig at det fører til økt energibruk og økte utslipp til miljøet.

Denne oppfatningen forutsetter at framtidens utvinningsstrategier blir de samme som i dag, noe de ifølge Kristensen slett ikke trenger å være.

Den vanligste metoden for å øke utvinningen fra oljefelt i dag – å injisere sjøvann inn i reservoarene for på denne måten å få ut mer olje – krever mye energi, blant annet til å drive pumper og prosessanlegg.  Etter som oljefeltene blir eldre, øker vannproduksjonen mens oljeproduksjonen avtar.  Det produserte vannet blir enten reinjisert eller renset før det slippes ut i havet.

”Hvis vi fortsetter med å sirkulere sjøvann, og bare pøser på med mer og mer vann, synker energieffektiviteten – det vil si energiforbruk per fat olje produsert,” sier han.

For at utvinningen skal bli mest mulig effektiv, er det viktig å kombinere flere tiltak. Det innebærer å bore flere og bedre brønner, å kjemisk blokkere vannførende soner i reservoarene og øke det mobile oljevolumet ved å tilsette kjemikalier i injeksjonsvannet.


Halvparten ligger igjen

Den gjennomsnittlige utvinningsgraden fra felt på norsk sokkel er i dag 46 prosent.  Altså blir kan mer enn halvparten av oljen bli liggende igjen når produksjonen avsluttes, hvis dagens godkjente planer legges til grunn.  Noe av den gjenværende oljen kan dreneres ut ved hjelp av dagens injeksjonsmetoder, mens om lag halvparten sitter fast i porene i reservoaret. Denne typen immobil olje kan ikke løsnes ved hjelp av sjøvann, men krever bruk av kjemikalier eller CO2 for å kunne produseres.

Polymerer eller ”vanntyknere” er blant kjemikalene som er mest lovende med hensyn til å få ut mer av den mobile oljen. For den immobile oljen kan det anvendes surfaktanter - en type ”såpe” som reduserer grenseflatespenningen mellom olje og vann slik at oljen løsner fra porene. Det er gjort flere laboratorieforsøk med disse stoffene, hvor 80-90 prosent av oljen har blitt produsert. I praksis er det ikke mulig å oppnå en så høy utvinningsgrad, men laboratorieforsøkene er likevel lovende.

Foreløpig er ikke disse kjemikaliene testet ut på felt i Nordsjøen. Det kan ifølge Kristensen delvis skyldes at noen av dem er klassifisert som miljøskadelige.

For å unngå utslipp av kjemikalier til havet, kan vann med lavere saltinnhold enn sjøvann være et bidrag.  Det mindre salte vannet øker effektiviteten til kjemikaliene, og kan reinjiseres i reservoaret uten å øke bakterieveksten der.


Investeringer lønner seg
Til sammen krever disse nye strategiene til dels store investeringer både i utprøvings- og implementeringsfasen – noe som ifølge Kristensen kan være forklaringen på at de foreløpig ikke er tatt i bruk.

For at operatørene på sokkelen skal se gevinsten i å investere i en endret utvinningsstrategi, er det derfor nødvendig at de tar for seg større områder når de skal legge planer for framtiden.

”De kan ikke vurdere hvert reservoar for seg, men se på ett eller flere felt samtidig, gjerne på tvers av nabolisensene,” sier sjefingeniøren, som har 27 års fartstid som reservoaringeniør i Statoil før han begynte i Oljedirektoratet i 2008. 

Kristensen er leder i Force – en samarbeidsarena for oljeselskaper og myndigheter om utvikling og testing av ny teknologi på norsk sokkel – og dermed en pådriver for å ta i bruk nye utvinningsmetoder.

”Mange selskaper vil ikke gjøre investeringer og ta risiko på felt i drift. Men bedre utvinningsstrategier kan gi økt utvinning med forbedret energieffektivitet og lavere CO2-utslipp per produsert enhet – uten å slippe ut mer kjemikalier,” mener Kristensen.