Justering av skriftstørrelse

Hold Ctrl-tasten (PC) eller Cmd-tasten (MAC) nede og trykk på "+" for å forstørre eller "-" for å forminske.

Et godt lag olje

10.04.2007 På Friggfeltet gikk den tapt da gassen ble produsert, på Troll er den blitt en gullgruve og for Snøhvit ventes det spent på en beslutning. Tynne oljesoner er en utfordring.

Tekst: Janka Rom, Eric Mathiesen og Leif Erik Abrahamsen. Foto: Emile Ashley

 

Oljen på norsk kontinentalsokkel ligger som oftest i lag av sand. Lagene kan være alt fra noen centimeter til flere hundre meter tykke. Hvor tykk en oljesone må være for å være økonomisk produserbar, avhenger av naturgitte egenskaper og tilgjengelig teknologi. Oljesoner ned til sju-åtte meter blir i dag produsert med horisontale brønner som ligger som flere tusen meter lange sugerør inn i den oljemettede sanden.

Håp for Snøhvit
Mest omtalt i den seinere tid er Snøhvitfeltet i Barentshavet. Snøhvit har en 14-16 meter tykk oljesone med over 80 millioner standard kubikkmeter (Sm3) olje til stede i reservoaret. Hvor mye av dette som kan utvinnes, avhenger av produksjonsegenskaper i reservoaret, tilgjengelig teknologi og de oljeprisforutsetningene som legges til grunn. Foreløpige anslag tilsier cirka 100 millioner fat utvinnbar olje.

Utvinning av oljen på Snøhvit er tidskritisk. Det betyr at den gradvis vil gå  tapt etter hvert som reservoartrykket faller når gassuttaket starter opp høsten 2007.

Da utbyggingsplanen for gassen på Snøhvit ble lagt fram i 2001-2002, var utvinning av oljesonen ikke en del av planen. Den gang ble oljeprosjektet beregnet å ha en balansepris på 18-20 dollar fatet, mens prisforventingene bare var 12-15 dollar per fat. Det førte til at rettighetshaverne besluttet  å prioritere gassen og la oljen bli liggende igjen. OD påpekte imidlertid behov for å samle inn flere data fra  oljesonen. Funnet av Goliatfeltet kunne endre bildet, og OD krevde nye vurderinger.

Nye beregninger, mer kunnskap om reservoaret, bedre brønnteknologi og høyere oljepriser har ført til en ny gjennomgang av oljeprosjektet. Snøhvitoljen alene kan gi 5-15 milliarder kroner i inntekter. Samordning med de store ressursene på Goliat kan gi mye mer.

Planen er nå å bore en avgrensningsbrønn i den vestlige delen av Snøhvitfeltet medio 2007 for å innhente flere reservoardata. Operatøren Statoil vil samtidig utføre en rekke tekniske studier. Rettighetshaverne til Snøhvitfeltet og Goliatfunnet har  i fellesskap igangsatt studier for å se på mulige synergieffekter ved å samordne utbygging og drift av oljen på Goliat og Snøhvit.

Trollets dilemma
Det finnes flere felt med tynne oljesoner på norsk sokkel. Sleipner Vest i Nordsjøen har to soner med vanskelig tilgjengelig olje. En av brønnene på Ormen Lange, Norges nest største gassfelt, påviste en oljesone på to meter.

De to mest kjente er likevel oljesonene på Frigg- og Trollfeltene i Nordsjøen.

Trollfeltet er Norges suverent største gassfelt, og ett av verdens største gassfelt til havs, men det inneholder også store mengder olje.

Feltet har to hovedstrukturer, Troll Øst, hovedsakelig gassfylt, og Troll Vest med en gassone på opptil 200 meter. Hele Trollfeltet har et tynt oljelag under gassen, men bare i Troll Vest er laget så tykt at det er drivverdig.

Under gassen i Troll Vest ligger det en inntil 14 meter tykk oljesone. Under oljen finnes store mengder vann. Da utbyggingssplanene for Troll ble vurdert i første halvdel av 1980-tallet, var det ikke selvsagt at denne oljen kunne utvinnes. Brønnteknologien var stort sett begrenset til vertikale brønner eller brønner med maksimum 60 grader avvik fra det vertikale.

Myndighetene ville ha oljen produsert og presset på for å få en oljeoperatør på Troll Vest. I 1986 ble Hydro tildelt denne oppgaven, mens Shell ble operatør for utbyggingen av gassen i Troll Øst. Seinere overtok Statoil som operatør for produksjon av Troll gass.

Hydro sto overfor flere utfordringer i forhold til oljen. Det måtte bores horisontale brønner, noe som ikke var utprøvd på norsk sokkel tidligere. Det var boret horisontale brønner både i Australia og Russland, men reservoarene der kunne ikke sammenlignes med Troll.

Reservoarsanden i Troll er løs, lik den som finnes på de fineste sandstrender. Det kunne derfor bli et problem at borehullene kollapset. Havdypet i området er 300 meter, og oljen måtte derfor transporteres fra brønnrammer på havbunnen til en produksjonsplattform. Hydro, Sintef, Franlab og OD mente ut fra tester at disse utfordringene kunne løses.

OD insisterte på at det skulle bores en horisontal testbrønn, aller helst på Trollfeltet. Den første horisontale brønnen på norsk sokkel ble imidlertid boret på Oseberg Vest av Hydro. Den var vellykket. Deretter ble det boret en horisontal brønn på Troll Vest. Brønnen skulle testprodusere i ett år. Også denne brønnen var en suksess. Brønnen tjente inn det dobbelte av kostnadene og bidro til å dekke inn alt utredningsarbeidet før testproduksjonen var avsluttet. Det var altså mulig å produsere oljen fra Troll med fortjeneste.

Visst er det mulig
Ved å bore enda lengre horisontalt, ville det være mulig å hente ut enda mer av oljen. Og ved å øke antall grener på hver brønn, kunne enda større områder dreneres for olje.

I dag har mer enn en tredel av brønnene på Troll flere brønngreiner – noen har så mange som seks greiner. De lengste horisontale seksjonene er opptil 4000 meter lange. Mer enn én milliard fat olje er produsert siden starten i 1995. Gjenværende reserver er estimert til 450 millioner fat.

I løpet av de ti siste årene har Toll produsert mer olje enn Ekofisk, Norges største felt med hensyn til tilstedeværende oljeressurser.

Brønnbanene på Troll legges med stor presisjon like over kontaktflaten mellom olje og vann i bergarten. Etter hvert som oljen produseres, øker vannproduksjonen. Å behandle produsert vann er svært energikrevende. For å spare energi og redusere miljøutslipp, er forsøk i gang med å skille ut det produserte vannet på havbunnen og injiserte det tilbake i undergrunnen.

For bare 20 år siden ble oljen i Troll vurdert som ulønnsom å utvinne. Med nye brønnmål og ny teknologi er det i dag sannsynlig at operatøren vil klare å nå målet om å utvinne 1,9 milliarder fat olje eller mer. Teknologi- og kompetanseutviklingen har skapt enorme verdier, men det var også avgjørende at både Hydro og OD hadde entusiaster med for å øke verdiskapingen.

Troll olje er en suksesshistorie fordi myndighetene sto fast på kravet om at oljen skulle utvinnes og operatøren utfordret leverandørindustrien til å levere gode produkter på teknologisiden. Norsk Hydro ble i 1998 tildelt Oljedirektoratets IOR-pris (Improved Oil Recovery) for arbeidet med stadig å finne metoder for å øke verdiskapingen fra Troll olje. Baker Hughes INTEQ og Halliburton ble tildelt IOR-prisen i 2006 for framtidsrettet utvikling og anvendelse av avanserte bore- og brønnløsninger på Troll.

Historien om Frigg
Det første feltet  på norsk sokkel der det ble påvist en tynn oljesone var Frigg, Norges tredje største gassfelt. I tillegg til gassen hadde reservoaret en tynn oljesone. Den var bare fem til ni meter tykk og inneholdt 125 millioner Sm3 olje –nær 800 millioner fat. Frigg ble påvist i 1971. I utbyggingsplanen slo operatørselskapet Elf fast at det ikke var lønnsomt å utvinne oljen i feltet. OD skrev i årsberetningen fra 1973 at det med datidens teknologi måtte bores over 300 produksjonsbrønner for å hente ut oljen. Året etter ble utbyggingsplanen godkjent – uten oljeutvinning. Fra produksjonen startet i 1977 til feltet stengte i 2004, solgte Frigg over 116 milliarder Sm3 gass. Oljen ble liggende igjen i reservoaret og anses i dag som tapt. Det skyldes at trykket i oljereservoaret reduseres når gassen blir produsert, slik at drivmekanismen for å få ut oljen forsvinner. Etter 27 års gassproduksjon er oljen smurt utover i gassonen over hele feltet fordi gasstrykket er kraftig redusert.

Flere felt i nærheten av Frigg har tynne oljesoner: Heimdal, Nordøst Frigg, Odin og Øst Frigg. Alle, med unntak av Heimdal, er stengt uten at oljen lot seg produsere.

 

Oppdatert: 04.09.2009