Er glasset halvtomt eller halvfullt?

Snorre-field-Copyright-Equinor

Gjennom ulike tiltak er de utvinnbare ressurser på Snorre nesten tredoblet i forhold til opprinnelig utbyggingsplan (PUD). Illustrasjon: Equinor

17.06.2022 Det er ingen grunn til å hvile på laurbærene når et gammelt felt kommer til haleproduksjonen.

Som et av de største prosjektene for økt oljeutvinning, bør Snorre i Nordsjøen skape presedens.

Snorre-feltets historie inneholder tautrekking om oppsidemuligheter, operatørskifter, teknologi og flere utbyggingsplaner.

I 2018 ble endret Plan for utbygging og drift (PUD) godkjent av norske myndigheter. Snorre expansion project inkluderte seks havbunnsrammer, hver med fire nye brønner som ble knyttet til Snorre A-plattformen. Produksjonen kom i gang i 2020.

Fram til da var det investert astronomiske 105 milliarder kroner i Snorre. Framtidige investeringer (fra 2020) beløper seg til flere ti-talls milliarder. Store summer, men pengene kommer til å kaste av seg.

 

Oljedirektoratet 50 år

Alle felt på norsk kontinentalsokkel har sine unike særtrekk.

Det har krevd mye hodebry og hardt arbeid fra mange aktører å utvikle den norske feltparken til det den er i dag, med høy regularitet i produksjonen – og forlenget levetid for mange av feltene.

I løpet av de siste 50 årene har Oljedirektoratet spilt en viktig rolle – eller delrolle – i utviklingen av mange felt – og i forvaltningen av data fra sokkelen. I denne artikkelserien forteller vi noen av historiene.

 

 

Tredoblet

Utvinnbare reserver i Snorre-feltet har steget fra 118 millioner standard kubikkmeter (Sm3) oljeekvivalenter (740 millioner fat) til 320 millioner Sm3 (2000 millioner fat).

Flere satsinger på å øke oljeutvinningen gjennom flere år gjør Snorre til det kanskje største prosjektet for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Klare mål, langsiktig tenkning, og samarbeid mellom rettighetshavere og myndigheter, har gitt gode resultater på Snorre.

Snorre expansion project alene bidrar til å øke utvinningen fra Snorre-feltet med om lag 31 millioner standard kubikkmeter olje (200 millioner fat). Utvinningsgraden på feltet stiger fra 46 prosent til 51 prosent.

Historien

Et kjapt tilbakeblikk: Feltet ble påvist i 1979. Første PUD ble godkjent i 1988 og produksjonen kom i gang i august 1992. Det ble bygd ut med en stekkstagplattform (den første i Norge) og norske Saga Petroleum var operatør, med teknisk støtte fra Exxon. Snorre var så midlertidig på Hydros hender før Statoil (nå Equinor) tok over. I opprinnelig PUD ble levetiden for Snorre anslått til 2011-2014.

Les mer om utbyggingsløsning og andre fakta.

Strategier for videreutvikling av Snorre har blitt vurdert helt siden 2005. I 2015 stod aktørene overfor et veivalg. Snorre inneholdt mye olje som Equinor og partnerne ikke kunne nå med eksisterende utbyggingsløsning. Plattformene på feltet stod foran oppgradering for å få forlenget levetid. Produksjonstillatelsen stod i ferd med å utløpe. Skulle det satses. Eller ikke?

Krevde innsats

Myndighetene med Oljedirektoratet i spissen, definerte Snorre som et prioritert prosjekt. Direktoratet hadde god kompetanse på geologien og reservoarene der. Operatør Equinor og partnerne ble møtt med faglig tunge argumenter; det måtte bores mange flere brønner. Operatøren har uttalt man var «bundet til masta». Snorre expansion project ble opprettet.

Den faglige dialogen har gjennom alle år blitt beskrevet som «god». Partene var ikke alltid enig faglig, men gjennom diskusjonene kom løsningene.

Riset bak speilet var at lisensen gikk ut på dato, og det var myndighetens håndtak for å kreve mer innsats.

Flere løsninger som var kostbare ble diskutert. Så kom oljeprisfallet i 2014, og hele industrien ble tvunget til å kutte kostnadene drastisk. Riggratene gikk ned og riggene lå ledig og de kunne tas inn billigere. Etter flere forsinkelser kom det en ny PUD for Snorre.

Myndighetene på sin side, var fornøyd med at målet om god ressursforvaltning, langsiktig tenkning og å maksimere verdiskapingen på Snorre hadde tatt en avgjørende vending.

Ideene om ny utbyggingsløsning har pendlet mellom en ny plattform, til en enkelt bunnramme og til det som ble løsningen, seks nye bunnrammer med totalt 24 brønnslisser.

Mer å hente

Og det trenger ikke å stoppe der. Det arbeides planer for ytterligere utvikling for å øke utvinningen enda mer.

Det er gjort flere funn nær Snorre og disse kan bli knyttet opp til Snorre med nye bunnrammer.

VAG er en nøkkel til å øke uttaket av olje fra de kompliserte reservoarene som utgjør Snorre. VAG står for vann-alternerende-gass. Altså en blanding av gass og vann for å presse ut olje fra de små porene i reservoaret. Det første forsøket med VAG på Snorre skjedde allerede i 1994.

Oljedirektoratet har siden tidlig på 1990-tallet hatt tro på at VAG kan gi mye ekstra olje, og presenterte en modell for dette. Og gjerne en ny plattform, Snorre C. Det ble bunnrammer. Men med nok brønner og det er sett på som det avgjørende.

Med bidraget fra Snorre expansion project, er det beregnet at feltet kan ha lønnsom produksjon ut over 2040. Det hører også med til historien at prosjektet ble gjennomført raskere enn planlagt – og til lavere kostnad.

 

Kontakt

Ola Anders Skauby

Direktør kommunikasjon, samfunnskontakt og beredskap

Tlf: 905 98 519

Oppdatert: 17.06.2022

Siste nyheter

Korrigerte produksjonstal for oktober 2022
25.11.2022 OD har korrigert førebels gass-produksjon for oktober.
Velkommen til IEA Technical Collaboration workshops
10.11.2022 22.–23. november: Forskning og erfaring fra økt oljeutvinning (EOR). 24. november: Olje og gass i sammenheng med energisikkerhet og energiovergang.
Boreløyve for brønnbane 25/10-17 S
10.11.2022 Oljedirektoratet har gitt Aker BP ASA boreløyve for brønnbane 25/10-17 S, jf. ressursforskrifta paragraf 13.
Boreløyve for brønnbane 16/1-35 S
08.11.2022 Oljedirektoratet har gitt Aker BP ASA boreløyve for brønnbane 16/1-35 S, jf. ressursforskrifta paragraf 13.
Alle statusrapportane er no på Faktasidene og i Faktakart
04.11.2022 No er alle tilgjengelege statusrapportar (tilbakeleveringsrapportar) gjort tilgjengelege på Faktasidene.
Gass/kondensat-funn nær Osebergfeltet i Nordsjøen
04.11.2022 OMV (Norge) AS, operatør for utvinningstillatelse 1100, er i ferd med å avslutte boring av letebrønnene 30/5-4 S og 30/5-4 A.
Utlysning: Tildeling av areal for lagring av CO2 på norsk sokkel
02.11.2022 Olje- og energidepartementet (OED) har 2. november 2022 lyst ut ett område for lagring av CO2 etter lagringsforskriften.
Deler data frå eldre brønnar
31.10.2022 Produksjons- og injeksjonsdata frå eldre brønnar er no tilgjengelege i Diskos.
Høring: Konsekvensutredning for mineralvirksomhet på norsk kontinentalsokkel
27.10.2022 Konsekvensutredningen i forbindelse med åpningsprosessen sendes nå på høring med svarfrist 27. januar 2023.
Boreløyve for brønnbane 6407/8-8 S
27.10.2022 Oljedirektoratet har gitt Neptune Energy Norge AS boreløyve for brønnbane 6407/8-8 S, jf. ressursforskrifta paragraf 13.