Justering av skriftstørrelse

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

Der havbunnen synker

08.01.2008 Innsynking av reservoaret var en av årsakene til at personell ble fløyet til land fra Ekofisk og Valhall da det ble varslet høye bølger og orkan i Nordsjøen i høst. Men hva er havbunnsinnsynking?

Tekst: Eric Mathiesen, Steinar Njå og Ina Gundersen

Faren for høye bølger førte til at over 760 personer ble fløyet til land fra Valhall, Ekofisk og Eldfisk i Nordsjøen mellom 6. og 8. november i høst. På grunn av innsynking av havbunnen var avstanden mellom nederste del av plattformene og havet for liten - dette utgjorde en sikkerhetsrisiko i så dårlig vær. Produksjonen var helt eller delvis nedstengt i to døgn på flere installasjoner i Nordsjøen. Dette førte til redusert produksjon på rundt 200 000 fat olje per døgn.

Reservoarene trykkes sammen
Mer enn 4,5 milliarder standard kubikkmeter olje­ekvivalenter er tatt ut av reservoarene på norsk sokkel. Hva skjer med reservoarene når store mengder væske og gass fjernes? Kollapser de? Kan havbunnen over gi etter? OD får stadig slike spørsmål. Olje og gass på norsk sokkel finnes i reservoarer som vanligvis ligger mellom to og fire kilometer under havbunnen. Bergarten i reservoarene består av sand eller kalk. Hydrokarbonene finnes i små hulrom som dannes mellom sandkornene. Etter hvert som oljen og gassen produseres, reduseres det naturlige trykket i reservoaret. Tyngden av overliggende lag sand, skifer, leire og vann trykker på reservoarene med samme kraft som tidligere. Uttak av olje og gass fører dermed til økt belastning på bergarten i reservoaret. Normalt vil ikke tyngden av lagene over reservoaret føre til nevneverdig sammentrykking av reservoarene. Dersom bergarten ikke trykkes sammen, vil heller ikke havbunnen over reservoaret gi etter som følge av produksjonen. Men det finnes unntak. Best kjent på norsk sokkel er tilfellet Ekofisk.

Kalkfeltene i Nordsjøen
Da Ekofiskfeltet ble funnet i 1969, var det usikkert hvor mye olje og gass som kunne produseres fra den relativt svake bergarten. Det ble derfor satt i gang prøveproduksjon i 1971, før det ble investert i utbygging av feltet.

Reservoarbergarten i Ekofisk består for det meste av kalk. Bergarten er ekstremt porøs – det finnes soner der hulrommene utgjør mer enn 50 prosent av bergartvolumet. Oljen i reservoaret hadde etter forholdene høyt trykk og bidro til å bære vekten av overliggende lag. Etter hvert som hydrokarbonene ble produsert, måtte bergarten bære en stadig større del av vekten av lagene over. I dag vet vi at belastningen ble for stor. Kalken ga etter.

Prøveproduksjonen på Ekofisk ga imidlertid ikke grunn til de store bekymringene. Muligheten for innsynkning ble diskutert, men det ble antatt at en eventuell sammenpressing av reservoaret ville gi utslag i en kraftig reduksjon av produksjonen etter hvert som trykket i reservoaret ble redusert. Dette skjedde ikke. Feltet ble derfor bygd ut med bore-, produksjons- og boliginnretninger og satt i drift i 1974. Samtidig ble lagertanken 2/4-T – Ekofisktanken - plassert på feltet. Først ti år seinere ble det stilt spørsmål ved hvorfor antall synlige åpninger i tankveggen var redusert. Bekreftelsen av havbunnsinnsynking var et faktum.

Det var ikke første gang i historien det var registrert sammenpressing av reservoaret og innsynking av overflaten i forbindelse med produksjon av olje, gass og kull. Det spesielle på Ekofisk var imidlertid at innretningene, som sto på havbunnen på 70 meters dyp, hadde sunket tre meter på 13 år.

At havbunnen sank, skapte store problemer for operatøren så vel som for myndighetene. Hva var årsaken? Hvilke konsekvenser ville dette få for sikkerheten til dem som jobbet på anleggene, og hva ville det bety for fortsatt produksjon? Dette var spørsmål som krevde svar og forslag til løsning.

I forskningsprogrammet ”Joint Chalk Research Programme”, populært kalt kalkforskningsprogrammet, ble det brukt flere titalls millioner kroner til bergmekaniske tester av reservoarbergarten. Modellering av bergartsegenskapene og framtidige produksjonsplaner ble deretter benyttet til å forutsi det videre forløpet av havbunnsinnsynkingen. Hver prognose som ble laget, viste at innsynkingshastig­heten ville bli redusert i nær framtid. Til slutt kom imidlertid erkjennelsen av at problemstillingen ikke var korrekt modellert - og innsynkingen fortsatte.

Operatøren løste problemet midlertidig ved å jekke opp seks av innretningene og ved å bygge en beskyttelsesvegg rundt 2/4-T. Men dette var ikke nok. Havbunnen fortsatte å synke med inntil en halv meter i året. I 1994 besluttet operatøren, etter påtrykk fra myndighetene, å bygge ut feltet på nytt. Ekofisk II, som er konstruert for å tåle 20 meter innsynking, ble satt i drift i 1998.

Det siste tiåret er det forsket intenst på samspillet mellom porefyll og bergart, slik at vi nå har en bedre teoretisk forståelse av mekanismene ved sammentrykking av kalk. Vanninjeksjon benyttes i dag som hovedvirkemiddel mot reservoarsammentrykking. Havbunnen under innretningene på Ekofisk synker fortsatt, men bare 20 centimeter årlig. Total innsynking er i dag målt til nærmere ni meter.

Ekofisk er ikke det eneste feltet på norsk sokkel der havbunnen har sunket. Det er målt innsynking av havbunnen også over Eldfisk, Valhall og Vest Ekofisk. Alle disse feltene har den samme svake reservoarbergarten og tilsvarende geologi mellom reservoaret og havbunnen.

Ekofisktank

 Først i 1984 ble innsynking av havbunnen over Ekofiskfeltet påvist. Innsynkingen ble synliggjort ved at antall åpninger i tankveggen var redusert fra fem-seks til fire.
Foto: Norsk Oljemuseum/ConocoPhillips

 

Også i utlandet
Det er også registret sammentrykking i tilsvarende reservoarer med tilhørende havbunnsinnsynking i Danmark, men i mye mindre skala enn på de norske feltene.

Produksjon av gass fra sandsteinsfeltet Groningen i Nederland har ført til mellom 25 og 40 centimeter innsynking siden produksjonen tok til i 1963. Det er ikke så mye i forhold til norske felt, men er likevel et alvorlig problem. Deler av landområdet som er utsatt for innsynking ligger allerede mer enn seks meter under havnivået.

Innsynking er heller ikke ukjent for Groningens norske slektning, Trollfeltet i Nordsjøen. Potensialet for innsynking ble vurdert og tatt høyde for da Troll A-plattformen ble bygd.

Alle felt har et potensial for innsynking. Jo større arealmessig utbredelse et felt har, og jo svakere bergarter som finnes både i og over reservoarene, desto større er faren for innsynking. Grunne reservoarer har i tillegg større innsynkingspotensial enn dype reservoarer. Innsynkingspotensialet på andre felt på norsk sokkel er beregnet til å være beskjedent, det vil si opptil én meter.

Long Beach, California
I Long Beach i California er det produsert hydrokarboner fra det tredje største oljefeltet i USA, Wilmington, siden slutten av 1930-årene. Feltet ligger grunt, nær bosetting og nær en av verdens største internasjonale havner. Da innsynkingen ble påvist i 1941, ble det produsert olje fra mer enn 1000 brønner i området. Da oljeproduksjonen var på det høyeste, sank enkelte områder i Long Beach med mellom 60 og 100 centimeter i året. I 1958 nådde innsynkingen mer enn åtte meter. Området som var påvirket av innsynkingen, hadde et omfang på mer enn 65 kvadratkilometer. Det er nesten like stort som hele Stavanger. Innsynkingen har ført til skader på jernbanenett, bruer og havneanlegg, i tillegg til at store områder er utsatt for flom.

Innsynkingen i Long Beach holdes nå i sjakk på samme måte som i Ekofiskfeltet – ved å injisere vann som erstatning for oljen som blir produsert. Vannet har vist seg å gi flere positive effekter i Ekofiskreservoaret. I tillegg til å fortrenge og erstatte oljen i reservoaret har den også akselerert oljeproduksjonen i enkelte områder av feltet – på grunn av økt sammentrykking av bergarten.
 

Long Beach

I Long Beach, California har produksjon av olje og gass ført til at landområder har sunket – her illustrert ved en brannhydrant som nå står fire meter over bakken.
Foto: ”City of Long Beach”, California

Oppdatert: 04.09.2009