EOR-screeningstudier

I 2017 gjennomførte Oljedirektoratet sammen med Imperial College London en kartlegging av det tekniske EOR-potensialet på 27 felt og funn på norsk sokkel.

Studien er oppdatert og utvidet, og inkluderer nå 46 oljefelt og -funn. Det er i den utvidede analysen sett på effekten andre faktorer enn undergrunnsparametere kan ha for EOR-prosjekter.

Analysen er basert på reservoardata som er innrapportert av operatørene, og konkluderte med et betydelig teknisk EOR-potensial på om lag 700 MSm3 olje. Dette tilsvarer nesten like mye olje som to Johan Sverdrup-felt.

Det er også beregnet et risket EOR-potensial, som tar hensyn til muligheten for at en EOR-metode kan implementeres i feltenene og funnene. Det riskede EOR-potensialet summerer seg til rundt 350 MSm3 olje.​


Metoder som kommer godt ut i analysen:​

  • Gassbasert metode som WAG med blandbar hydrokarbongass, spesielt for felt der utstyret som trengs for injeksjon allerede er installert.
  • Lavsalint vann, ettersom metoden har relativt lave kostnader og ikke anses å ha noen negative miljøeffekter. ​

  • De brønnbaserte prosessene, Bright WaterTM og gel, fordi disse metodene ikke er kompliserte å implementere, noe som gir relativt lave kostnader. I tillegg har de lite negativ miljøpåvirkning ettersom forbruket av kjemikalier er lavt, og kjemikaliene forventes å forbli i reservoaret.​

 

Mer informasjon​

EOR-screeningstudien i 2017​

Ressursrapport 2017 (Teknisk potensial)

Ressursrapport 2019 (De utfordrende fatene) 

Screening for EOR and Estimating Potential Incremental Oil Recovery on the Norwegian Continental Shelf (SPE-190230-MS)

EOR Screening Including Technical, Operational, Environmental and Economic Factors Reveals Practical EOR Potential Offshore on the Norwegian Continental Shelf (SPE-200376-MS)

 

Les mer:

Avanserte utvinningsmetoder (EOR)

Vannbaserte utvinningsmetoder

Gassbaserte utvinningsmetoder

Termiske utvinningsmetoder

 

Oppdatert: 27.01.2021