SENTRAL: I et av alternativene som utredes for Troll-feltets videre skjebne skal B-plattformen fungere som eksportsentral for et nytt gassrør til utlandet. (Bilde: Norsk Hydro/Terje Knudsen)
UTFORDRENDE: - Vi skal være sikre på at vi gjør et riktig valg, sier prosjektleder Bjørn Laastad i Statoil.

Trolls tredje fase

  • offshore

Troll-feltets utvikling

  • Troll fase 1: Utbygging Troll A, landanlegg Kollsnes og Zeepipe, gasseksportledning til Zeebügge i Belgia. Kom i drift 1.oktober 1996. Kåret til århundrets ingeniørbragd av TUs lesere i 2000.
  • Troll fase 2: Oljeutvinning Troll Vest. Troll B installert og satt i drift i 1995, Troll C i 1999.
  • Troll fase 3: Gassutvinning fra Troll Vest. Oppstart ?


Troll fase 3

Gassutvinngen fra Vest vil gjennomføres med en undervannsutbygging med minimum to brønnrammer. Brønnstrømmen vil føres i rør til Troll A for første trinns separasjon, og videre til land hvor de tunge komponentene i gassen vil tas ut før gassen eksporteres videre til Europa.

Troll

Blokk 31/2, 31/3, 31/5 og 31/6

produksjonslisens 54 og 85

Rettighetshavere i prosent:

  • Petoro 56
  • Statoil 20,81
  • Hydro 9,78
  • Shell 8,1
  • Total 3,69
  • ConocoPhillips 1,62

Reserver:

  • Gass 1632 milliarder Sm 3
  • Olje 4000 millioner fat, hvorav ambisjonen er å få ut 1900 millioner fat
  • Utvinningsgrad olje: 47,5 %


Bergen: Troll-reservoaret er mer eller mindre delt i to, den østlige delen med store mengder gass, og den vestlige delen med olje og gass.

Rettighetshaverne i feltet regner med at mengden gass i denne delen av Troll tilsvarer mengden i Ormen Lange, og kanskje vel så det.

Dagens drift av Troll er delt på tre operatører: Statoil drifter gassutvinningen fra Troll A øst i feltet, Norsk Hydro har ansvaret for oljeutvinningen i den vestlige sonen av Troll-reservoaret, mens Gassco drifter Troll-anlegget på land.





Så muligheter

Planene om å produsere olje fra Troll var opprinnelig skrinlagt. Men Hydro så et stort potensial ved å bruke teknikken med horisontale brønner og etter hvert også flergrensbrønner til å drenere den tynne oljesonen på mellom 4 og 25 meters tykkelse.

Hydro fikk aksept for sine ideer i lisensgruppen og hos myndighetene og bygde to flytende produksjonsinnretninger, Troll B og C, for å drenere feltet. Den produserte oljen ble sendt i rør til Mongstad-raffineriet.

Dette er en suksess. Troll er i dag et av våre største oljefelt. Hittil er det tatt opp 1070 millioner fat olje fra feltet. Opprinnelig anslag på utvinnbare reserver var 1460 millioner.

– Lisensgruppens ambisjon er å øke dette til 1900 millioner fat, forteller prosjektleder Bjørn Laastad i Statoil. Han har fått det overordnede ansvaret for å utrede en strategi for Troll-feltets utvikling, inkludert gassutvinning fra Troll Vest. – Jeg vil understreke at det ikke er besluttet å bygge ut gassdelene av Troll Vest. Det vil bety tap av verdifulle oljereserver, sier han.





Reservoarmodellen er viktig

– Vi vurderer alternativer. Et alternativ er gassinjeksjon for å øke trykket. Men uansett må vi ha en bedre reservoarmodell for å kunne gjennomføre de beregningene vi trenger, forteller Laastad. Derfor har både Statoil og Hydro satt sine beste folk til å utvikle den nye reservoarmodellen slik at de kan teste flere scenarier.

Til tross for at både Statoil og Hydro kjenner Troll-reservoarene svært godt, er simuleringsarbeidet og kvalifiseringen svært krevende. Avgjørelsen som fattes vil ha meget stor betydning for Norges og selskapenes inntekter i mange tiår. Slik det ligger an, vil Troll sannsynligvis være i produksjon til etter 2050. – Vi må trekke på de beste ressursene som er tilgjengelig både i operatørselskapene og hos våre partnere i lisensen. Vi skal være sikre at valget vi gjør, er riktig, sier Laastad.













Beslutning i løpet av året

Fire hovedalternativer

1.Referansealternativet: Totalleveransen av gass fra Troll forblir i dette alternativet på dagens nivå (ca. 120 millioner Sm3 daglig) frem til ca. 2030. Deretter vil produksjonen synke og i 2042 vil den ligge på ca. 35 millioner Sm3 daglig. Omfattende tiltak for økt oljeutvinning vil bli iveksatt, og ambisjonen er at det skal produseres olje fra Trollfeltet til etter 2030. Dette vil gjelde uavhengig av hvilken utbyggingsløsning en velger for gassen.

2.Vest + 25 mill Sm3 daglig: Denne løsningen innebærer at den totale gasskapasiteten heves med ca. 25 mill Sm3/dag til 145 mill. Sm3 totalt. For dette alternativet vil økningen skje ved at det installeres en ny gassmodul på Troll B plattformen. Gass fra Troll C og Troll A plattformene knyttes til Troll B slik at den totale gassmengden over denne plattformen blir 25 MSm3/dag. Det legges en ny eksportrørledning for rikgass fra Troll B plattformen vestover til det britiske markedet, mest sannsynlig via en eksisterende rørledning på britisk side som har tilstrekkelig ledig kapasitet. Oppstart av økt gassproduksjon i denne løsningen kan skje ved årsskiftet 2010/11.

3.Øst + 30 Mill Sm3 daglig: Denne løsningen innebærer en økning av gassbehandlingskapasiteten på Troll A plattformen. Dette skjer ved å skifte ut produksjonsrørene i de 39 gassprodusentene på plattfomen med nye som har økt diameter, og ved å fremskyve installasjon av ytterligere kompressorkapasitet. Gassen transporteres inn til landanlegget på Kollsnes, som oppgraderes med en ny prosesslinje. Etter prosessering på Kollsnes, transporteres eksportgassen i en ny rørledning til markedet. Væsken (kondensat og propan/butan) transporteres i en eksisterende rørledning til Mongstad. I denne løsningen kan ny gasskapasitet stå ferdig høsten 2011.

4.Øst + 40 mill Sm3 daglig: Denne løsningen tilsvarer Øst +30, men kapasiteten er økt til 40 mill. Sm3 daglig.

I følge den tidsplanen det arbeides etter skal alle tekniske studier være klare i løpet av året, og valg av utbyggingsløsning vil skje i april 2007. Endelig investeringsbeslutning blir etter planen tatt i desember 2007.









.