PILOTER: - Vi ønsker fortgang i arbeidet med å få pilotprosjekter for økt oljeutvinning hos operatørene på norsk sokkel, sier Bente Nyland. (Bilde: Per Lars Tonstad)
MÅ IMPORTERE: Snarre skal importere ferskvann fra Tyssedal for å få ut mer olje fra reservoaret. (Bilde: Statoil)

Økt oljeutvinning er en hastesak

  • Olje og gass

Ferskvannsprosjekt på Snorre

I uke 49 starter et pilotprosjekt på Snorre hvor StatoilHydro skal bruke ferskvann som injeksjonsmiddel for økt oljeutvinning. Vannet skal tas fra Tyssedal, hvor StatoilHydro har leid inn en båt for å frakte det ut til feltet.

StatoilHydro har ambisjon om å komme over 55 prosent i utvinningsgrad på Snorre, og prosjektet er et ledd i å finne metoder for å nå denne ambisjonen.

Økt oljeutvinning

IOR: Increased Oil Recovery, bruk av utstyr på plattformer, under vann eller i brønnen for å øke oljeutvinningen.

EOR: Enhanced Oil Recovery, tiltak i reservoaret ved injeksjon av gass, kjemikalier eller vann for å få ut mer olje.

STAVANGER: Norsk sokkel er kommet over i en moden fase. Funnene er små, og volumene i funnene klarer ikke å holde tritt med produksjonstakten med den følge at oljereservene minker.

Selv om dette har vært en trend over en lengre periode, har likevel Stortinget og norske myndigheter høye ambisjoner for utviklingen på sokkelen.

De utvinnbare reservene skal økes med fem milliarder fat i perioden 2005 til 2015, nesten en dobling av de opprinnelige utvinnbare reservene.





Mer opp fra bakken

Noe skal hentes ved nye funn i nye områder, men det meste skal hentes fra felt i produksjon.

Det er fra felt i produksjon vi har fått den store reservetilveksten hittil. Store oljefelt som Ekofisk, Valhall, Statfjord, Gullfaks, Oseberg og Troll har alle hatt en betydelig reservevekst gjennom årene.

For kalksteinsfeltene lengst sør på sokkelen betyr de økte reservene at de kan produsere olje til 2050.

– Fra dagens felt utvinnes i snitt ikke mer enn 46 prosent. Det betyr at 54 prosent av oljen ligger igjen når vi stenger ventilene og slokker lyset på sokkelen, sier direktør Bente Nyland i Oljedirektoratet.





Trege

– Det haster med å få til økt utvinning fra oljefeltene skal vi holde produksjonsnivået, sier Nyland.

Hun legger til at de største feltene er i ferd med å tømmes for olje basert på de utvinningsteknikkene som brukes i dag.

Men hun er bekymret over utviklingen.

– Beslutningsprosessene i oljeselskapene er for trege for å opprettholde produksjonen. Nye prosjekter tar for lang tid å realisere, sier hun.

Holdninger

Nyland vil ikke spekulere i hvorfor beslutninger om å innføre nye metoder for økt utvinning tar så lang tid, men har sine mistanker.

– Det kan skyldes forskjeller i holdninger i driftsorganisasjonene og i letevirksomheten. I drift skal det nøye vurderes ut fra økonomiske og sikkerhetsmessige hensyn. Risikoviljen er lav, derfor utsettes beslutninger. Det kan være uheldig for utviklingen i reservoarene og dermed veksten i reservene, sier hun.





Vann og gass

Mest vanlig brukt for å øke oljeutvinningen har vært gassinjeksjon og vanninjeksjon. Dette kan også alterneres i samme brønn, såkalt VAG, vann alternativt gass, men da fra vannkappe i et reservoar.

Tradisjonelt har gassen blitt reinjisert fra toppen for å holde trykket i reservoaret oppe, mens dersom den kjøres inn fra vannet, under oljelaget, vil gassen løses opp i oljen, bli mer tyntflytende og dermed forbedre flyten igjennom bergartene reservoaret ligger i.

Det første prosjektet hvor gass ble brukt til dette var Togi – Troll Oseberg Gassinjeksjon – hvor gass fra Troll ble injisert i Oseberg for å øke både trykket og oljeutvinningsgraden i reservoaret.

Årsaken til at det ble brukt gass fra Troll var at oljen i Oseberg inneholder for små mengder gass til at massiv reinjeksjon var mulig.





Ga nye muligheter

Store mengder gass har hvert år blitt pumpet tilbake i reservoarene på norsk sokkel. Ifølge Jens Hagen, direktør i StatoilHydro, blir hvert år 40 milliarder Sm 3 gass pumpet ned.

Det tilsvarer et halvt års forbruk av naturgass i Tyskland.

– I mange tilfeller er utfordringen at tomteplassen mangler. Plattformene er ikke utformet for å kunne ta imot det ekstrautstyret som kreves for å få ut mer olje. Det er i hvert fall krevende, sier Hagen.

Han kan bekrefte at gassinjeksjon er lønnsomt.

– For Statfjordfeltet ga det 30 000 fat ekstra hver dag. Togi medførte ekstra 350 millioner fat olje og for Grane er prognosene 170 millioner fat. Utfordringen der er at gassen må kjøpes. Den største gevinsten på norsk sokkel er likevel fra Troll, hvor vi med Togi så de teknologiske mulighetene for å kunne hente ut oljesonen i Troll Vest, forteller han.





Kan bruke ferskvann

Det finnes flere metoder for å hente ut mer olje fra reservoarene. Det er vanninjeksjon med avsaltet vann (ferskvann).

Det kan brukes kjemikalier (såpe), og det kan brukes gasser som nitrogen og CO 2.

Alle har den egenskapen at de reduserer oljens viskositet, slik at den strømmer lettere gjennom bergartene.

Vann-gass

ConocoPhillips har på sin side startet arbeidet med å vurdere vann–gassinjeksjon med CO 2 for en videreutvikling av Ekofisk etter 2020.

Flere utfordringer står i kø for å kunne få til en slik løsning.

Den ene er å få tak i tilstrekkelig mengde med CO 2, noe som i dag ikke er tilgjengelig. Den andre er å se på hvordan CO 2 oppfører seg i et kalksteinsreservoar.

Det tredje er å se på eventuelle permanente lagringsplasser for CO 2, siden det ikke finnes tilgang på reservoarer tilsvarende Utsira i området. Dessuten er det en rekke tekniske utfordringer som må løses fordi CO 2 kan medføre større korrosjonsutfordringer for prosessutstyr og rørsystemer.

– Det viktigste for oss er å få tilsagn om forlenget lisens etter 2028 dersom vi skal sette CO 2-injeksjon ut i livet, sier Robert Skrede i ConocoPhillips.