Vårsolen blinker over havgapet og morgentrøtte tryner humper av gårde i et helikopter over Norskehavet.
Vi skal 175 kilometer ut fra kysten av Midt-Norge for å høre siste nytt fra Statoil.
De har nemlig gjort noen teknologigjennombrudd som kan gi gode indikasjoner på hvordan man kan hente opp de siste edle dråpene fra sine modne felt, deriblant Heidrun.
Nye mål
Da Heidrun-feltet kom i produksjon i oktober 1995 var det anslått at feltet ville produsere 750 millioner fat olje.
Etter en rekke ned- og oppskrivninger av reservene har Statoil nå satt som ambisjon å øke reservene fra dagens 1100 millioner fat til 1300 millioner fat innen 2030.
En god del av reserveøkningen kommer fra implementering av nye teknologier som testes ut ved nettopp Heidrun-feltet.
IOR (increased oil recovery) er Statoils mantra for tiden, og det brukes mye tid og ressurser på å forske på hvordan man ved hjelp fra nye metoder kan økt utvinningen fra felt som har sett sine glansdager.
Perlen i Norskehavet
Også Oljedirektoratet har hamret gjennom sitt budskap om å hente opp den gjenværende oljen fra de store, modne feltene før plattformene ender sine liv på skrothaugen.
Ifølge Statoil er Heidrun-plattformen det perfekte laboratoriet for uttesting av nye, smarte metoder for å øke utvinningen.
– Heidrun er en stor plattform, og vi har sengeplass til mange som skal drive med ulike aktiviteter, sier plattformsjef Ann Kathrine Holmen.
Hun viser Teknisk Ukeblads utsendte rundt på det som Statoil kaller «perlen i Norskehavet».
Les også: Statoil på hjernejakt for økt utvinning
Statoil hevder verdensrekord i utvinningsgrad
Ikke alltid så enkelt
Feltet har også et komplisert reservoar med mange forkastninger og lekkasjer mellom segmenter. Det gjør at man fort får sand i produksjonen, og brønner kan dø.
Det brukes mye tid og krefter på brønnvedlikehold på feltet og for å holde brønner i live.
– Det er en stadig kamp for å opprettholde reservene, sier leder for Heidrun videreutvikling, Tore Kulset.
På denne måten bruker Statoil Heidrun-feltet for uttesting av nye teknologier som holder produksjonen ved like.
Men livet har ikke alltid vært så enkelt for Heidrun. I 2009 måtte Statoil nedskrive reservene på feltet med 100 millioner fat, hovedsakelig på grunn av en oppgradering av boreanlegget som førte til at man ikke fikk boret nok brønner.
Myndighetene viste stor bekymring, og organisasjonsgruppen Heidrun videreutvikling ble etablert av Statoil 1. januar 2011.
Må bore mer
Statoil har nå utvidet boreperioden på feltet til 2040, noe som tidligere var estimert til 2020.
Også produksjonsperioden er forlenget til 2045, og Statoil ser ikke bort fra at det kan bli enda lenger.
– Det aller viktigste for å ta tilbake reservene er å bore flere brønner. Vi åpner også for å ta imot nye IOR-metoder (Increased Oil Recover, journ.anm.), sier Kulset.
Statoil har testet injeksjon av lavsalint vann på feltet, til stor suksess. Lavsalint vann, eller avsaltet sjøvann, har vist seg å kunne frigjøre den immobile oljen i reservoaret.
To tester har vist seg å gi mellom 20 og 50 prosent reduksjon i oljemetning.
Les også: Klimameldingen kan gi mindre utvinning
Risikabel megaavtale med russisk oljegigant
Vurderer fullskala
Også Snorre-feltet har hatt en runde med injeksjon av lavsalint vann, men her var suksessen fraværende.
Kulset mener Statoil har knekket koden for hvor metoden fungerer.
– Reservoaret bør være komplekst, og gjerne litt «skittent», sier Kulset, uten å utdype.
Men testingen koster rundt 50–60 millioner kroner for hver operasjon, så nå vil Statoil ta et konseptvalg for en eventuell fullskalautbygging innen sommeren.
Kulset beregner at testingen til sammen har kostet 200 til 250 millioner kroner.
– Det er et stort skritt å få dette bygd ut i stor skala. Utfordringen med Heidrun er å påvise nok reserver til at vi kan forsvare en slik utbygging. Vi har konkludert med at lavsalint vanninjeksjon er mest gunstig fra starten av produksjonen på et felt, sier Kulset.
Metoden består av sjøvann som har vært gjennom en reversert osmoseprosess, eller rett og slett blitt avsaltet. På den måten får man et ideelt saltforhold som ifølge forskning kan frigjøre den immobile oljen.
Kveilerørboring
Statoil anslår at injeksjon av lavsalint vann vil gi 10 millioner ekstra fat i reserver. Det ligger også i kortene at Statoil vurderer å teste metoden på andre felt på norsk sokkel.
De aktuelle feltene er Statoils øvrige felt med vanninjeksjon, som Norne og Gullfaks.
– Vi regner de vellykkede testene som et gjennombrudd, og jeg tror denne metoden kan gi ringvirkninger på norsk sokkel, sier Kulset.
En annen metode Statoil har testet på Heidrun er såkalt Coiled Tube Drilling (CTD), eller kveilerørsboring.
Partnerskapet på Heidrun har besluttet å kjøre en pilotkampanje, og til høsten settes testingen i gang.
– Det er et utfordrende tidspunkt å starte på, så man skal ikke se bort i fra at det blir flyttet til våren. Men dette er et langsiktig prosjekt og vi skal holde på i sju år, sier Kulset.
Parallellboring
CTD er ingen ny metode i seg selv, men piloten på Heidrun blir første gangen det gjøres parallelt mens det bores konvensjonelle brønner.
Kveilerørsboring fungerer som annen sidestegsboring av flergrensbrønner, men i dette tilfellet er motoren på boret helt framme ved borekronen.
– Vi begynner med korte sidesteg på rundt 350 meter, og borer lenger etter hvert, sier Kulset. På den måten kan man få tilgang til områder i reservoaret hvor hydrokarbonene er lukket i små lommer. Statoil beregner at denne metoden vil kunne gi 15 til 20 millioner fat olje i økt utvinning.
Les også: West Group hevder seg genierklært
– Skaff deg en amerikansk partner
Eget tårn
Det skal også bygges et eget boretårn på plattformen som skal håndtere kveilerørsboringen.
Når Statoil setter i gang to parallelle prosjekter kan det til og med bli trangt om plassen på verdens største flytende betongplattform. Det bygges nå et nytt dekk som skal forsterke dekket utstyret står på.
– Vi er nær makskapasitet av tyngden på plattformen nå. Med både CTD og lavsalint vann kan vi ende opp med å gå litt over dette, sier Kulset, og tilføyer at noe av utstyret også kan stå på støttefartøyene som ligger rundt feltet.
Tatt tilbake halvparten
I tillegg vurderes tilknytning av tredjepartfelt som RWE Deas Zidane-funn og Wintershalls Maria-felt.
– Dette gjør at det ikke er utenkelig å drive Heidrun-feltet lenger enn 2045, sier Kulset.
Statoil har tatt tilbake over halvparten av de nedskrevne reservene så langt i år, og har store planer om å øke enda mer.
– Den beste strategien for Heidrun er å bruke det anlegget vi har, og ikke sette i gang nye tiltak for å få økt boring. Vi borer nå i snitt to brønner per år, men det kan gi god produksjon, sier Kulset.
Statens eget oljeselskap Petoro har tidligere presset på for å anskaffe en brønnhodeplattform som kan øke boreaktiviteten på Heidrun. Kulset tror ikke det er veien å gå.
– En brønnhodeplattform er ikke forsvarlig, da det fort kan bli svært dyrt. I så fall må vi ha mer reserver på feltet, sier Kulset.
Les også: Ny rigg for 11 milliarder
Forlenger levetiden på Gullfaks
Advarer oljeselskaper mot å rushe nordover
Dette kan bli verdens nye energikilde
