Ny frackingteknologi har fått mer olje ut av amerikanske skiferfelt: Nå tester Aker BP metoden i Nordsjøen

En ny frackingmetode skal gi bedre brønnstimulering og få mer ut av modne oljefelt. Den skal ha gitt gode resultater på skiferfeltene på land i USA.

Aker BP har nå tatt i bruk teknologien offshore for første gang, på to brønner på Valhall-feltet i Nordsjøen.

Brønnkostnadene med bruk av denne metoden reduseres betraktelig siden operasjonen tar kortere tid enn ved tradisjonell brønnstimulering. Dermed kan oljeselskapet kutte kostnader for utstyr og fartøy.

Det gjør dessuten at selskapet kan få ut olje fra deler av feltet de tidligere har regnet som ulønnsomme.

– Et viktig gjennomslag for Valhall

Valhall-feltet startet produksjonen i 1982, og har siden produsert mer enn 1 milliard fat olje. Ambisjonen er 1 milliard til.

– Vi ser at denne teknologien er en døråpner for å nå denne ambisjonen. Det er et viktig gjennomslag for Valhall, sier Stian Ø. Jørgensen, leder av brønnintervensjonsalliansen i Aker BP, til Teknisk Ukeblad.

Valhall-feltet har alltid krevd stimulering, for å maksimere produksjonen fra brønnene og for å ivareta kalkstabiliteten. Årsaken er at feltet består av kalkformasjoner med lav gjennomstrømming. Til denne operasjonen trengs et stimuleringsfartøy og kveilerør.

Selve stimuleringen skjer ved at det sprenges sprekker i reservoaret ved at det høytrykkspumpes inn en finkornet sand. Dette kalles hydraulisk oppsprekking – eller fracking. Resultatet er økt produksjon og et større dreneringsområde for hver brønn.

Flere soner i reservoaret må sprekkes opp i hver brønn, og med den vanlige metoden trekkes kveilerøret helt ut igjen for hver sone, noe som er en omfattende og tidkrevende prosess, hvor brønnen må renses og forbedres før man kan gå i gang med neste sone.

– Dette har stort sett foregått på samme måte siden midten av 90-tallet. Vi har gjennom årene effektivisert denne metoden så godt vi kan ved å finne måter å gjøre det raskere og billigere på. Men vi kom til et punkt hvor vi nådde en teknisk grense, det var ikke mulig å effektivisere denne metoden mer, forklarer Max Richardt Wedtfal Sørensen, senior boreingeniør innen brønnintervensjoner.

Første gang offshore

Det var bakgrunnen for at Aker BP så etter nye metoder, hvordan stimulering av oljebrønner ble gjort andre steder i verden.

– På land i USA ligger de langt fremme på dette, volumet av brønner der er så stort. Men det vil også si at denne nye metoden for å stimulere brønner på kun er gjort på land før, aldri offshore, supplerer Yann Caline, senior boreingeniør innen brønnstimulering i Aker BP. Han og Sørensen har fulgt brønnstimuleringsprosjektet på Valhallfeltet siden oppstart.

Den nye metoden oljeselskapet nå har testet på Valhall kalles «Single-Trip Multi-Frac». Den innebærer at de kan sprekke opp flere soner, uten at alt utstyret må trekkes helt ut av brønnen for hver gang.

I stedet for tar de i bruk en port i kompletteringen som kan åpnes og stenges nede i brønnen. Dermed kan man høytrykkspumpe finkornet sand ned i brønnen, mens kveilerøret forblir i hullet. Når en sone er frakturert, lukker man og går videre til neste sone.

– Vi gikk fra å kunne stimulere en ny sone hver annen eller tredje dag i snitt, til å kunne ta to eller flere i døgnet. Det øker effektiviteten betydelig, understreker Caline.

Brukte fem år på å tilpasse metoden til bruk offshore

Metoden er tidligere brukt på land, blant annet til produksjon av skiferolje i USA. Dermed måtte Aker BP finne en måte å få det til å fungere offshore, og under norske forhold. Å ta metoden i bruk i mer komplekse forhold offshore, 3500 meter nede i brønnen, var ingen enkel oppgave.

Aker BP og partnerne NCS Multistage, Stimwell Services og Schlumberger har brukt nærmere fem år på å løse utfordringene.

De største utfordringene var at strømningsarealet i systemet er mye mer begrenset når de pumper finkornet sand ned i ringrommet mellom kveilerøret og produksjonsrøret, enn når de pumper rett gjennom produksjonsrøret.

– Videre måtte vi på grunn av friksjonstrykk-tap i systemet begrense pumpehastigheten for disse stimuleringsoperasjonene. Vi måtte simulere- og teste oss frem til riktig «dosering» på Valhallfeltet. STMF-metoden gir også økt risiko for å kile seg fast. Det har vært viktig å forstå og styre denne risikoen, sier Caline.

Vær og logistikk er faktorer som spiller inn når operasjonen gjennomføres offshore.

– Offshore kan det spesielt vinterstid være mye venting i og med at stimuleringsfartøyet kun kan operere med en bølgehøyde på inntil 3,5 meter. Dette er ikke noe problem for landoperasjoner. I tillegg er tilgang på finkornet sand til selve brønnstimuleringen selvsagt enklere på land enn når den må fraktes til offshorelokasjon. Tilsvarende gjelder for håndtering av avfallsprodukter. Ingenting blir sluppet ut til havet ubehandlet, men lagret i båttankene og fraktet til land for behandling, sier Sørensen.

Tåler å feile

Under «Single-Trip Multi-Frac»-kampanjen på G10-brønnen på Valhall feltsenter i november, som var den aller første gang metoden ble kvalifisert offshore, ble totalt fire soner stimulert med den nye metoden. Tre av sonene ble stimulert med bare én tur ned i brønnen.

Nå tas samme metode i bruk på Valhall Flanke Vest.

Selv om de første testene ikke har vært uten problemer, går selskapet videre med teknologien.

– Aker BP ønsker som selskap å utvikle ny teknologi. Da må vi også anerkjenne at vi kan feile – og at vi lærer så mye vi kan når vi feiler. Dette er en type risiko vi ønsker å ta, så lenge det kun er en kommersiell risiko. I dette tilfellet er oppsiden så stor, at det til tross for noen tilbakeslag de siste årene, som har kostet en del, vil bli lønnsomt for Valhall-lisensen og for Aker BP, påpeker Jørgensen.

Nye områder blir lønnsomme

Teknologien er langt billigere å bruke enn den tradisjonelle metoden. Når operasjonen tar kortere tid, sparer de store summer på leie av fartøy og utstyr. Men det er også andre effekter av å bruke metoden.

– I utgangspunktet var ideen bak å ta i bruk denne metoden å gjøre det samme som før, men billigere og raskere, og å få oljen tidligere til markedet. Nå har vi nettopp fullført den andre brønnen med denne teknologien og vi ser at det åpner seg andre muligheter, poengterer Caline.

Han forklarer at resten av selskapet også har fått med seg potensialet i teknologien. Alt nå har de begynt å ta høyde for bruken av den når de planlegger fremtidige brønner. Det handler om hvor mange operasjoner som planlegges per brønn, størrelsen på operasjonen og lignende. I tillegg kan de endre måten å bygge brønner på, for å forenkle tilgangen for utstyret som brukes.

I tillegg til å være mer effektiv, er metoden også mer fleksibel, fordi det er mulig å gå tilbake til brønner for å utføre nye operasjoner. Slik kan de få mer ut av gamle oljebrønner.

– Vi begynner også å se nye områder i feltet, som tidligere har vært regnet som for marginale, som nå kan bli lønnsomme, fordi det er billigere å gjennomføre brønnstimulering. Så nå kan vi få mer olje ut av feltet totalt, og slik være med på å forlenge levetiden til feltet, poengterer Caline.

Ser muligheter på andre felt

En annen positiv virkning av teknologien er at tolkningen av trykkutvikling er enklere med denne metoden, og gjør det lettere å ta avgjørelser mens operasjonen pågår, med mindre risiko for feil avgjørelser.

Dette fører til at man kan avbryte operasjonen underveis, når resultatet vurderes som godt nok. Med den tradisjonelle metoden ender man gjerne med overstimulering av brønnen for å ha marginene på sin side. Dette gir i beste fall ineffektiv materialbruk.

Aker BP ser dessuten at det er potensial for å kunne bruke teknologien også på andre felt.

– Vi er fremdeles helt i startfasen her, men vi ser allerede nå at det ligger stor fortjeneste her. Da dukker det opp andre muligheter, også i andre felt, som vi ikke har tenkt på før, sier Sørensen.

Nøyaktig hvor mye selskapet sparer på metoden i kroner og øre har de ikke et absolutt svar på. Aker BP påpeker at det er snakk om betydelig verdiskaping, i form av innsparte kostnader per brønn og økt utvinning.

Ekstra teknologiinnsats

Arvid Østhus, underdirektør i Oljedirektoratet, med ansvar for utbygging og drift i Nordsjøen, påpeker at direktoratet er opptatt av at selskapene tar i bruk ny teknologi for å øke utvinningen.

– Noe av oljen og gassen i reservoarene krever ekstra teknologiinnsats og kan karakteriseres som utfordrende fat. OD har kartlagt at det ligger mye olje og gass i det vi kaller tette reservoar. For å oppnå lønnsom produksjon fra tette reservoar, må det settes inn tiltak som gjør at oljen og gassen strømmer bedre, nettopp det som nå blir forsøkt på Valhall, sier Østhus til Teknisk Ukeblad.

Han forklarer videre at svært mange felt og funn har reservoarer som er så tette at oljen og gassen strømmer dårlig. Denne typen reservoar krever ofte at det tas i bruk teknologi som går utover det som er konvensjonelt for å oppnå lønnsom utvinning. Da er for eksempel fracking aktuell teknologi.

– Utvinning fra tette reservoar kan i flere tilfeller bare bli lønnsom dersom utbyggingen baseres på tilknytning til eksisterende infrastruktur. Store volum og relativt lave produksjonsrater medfører lang produksjonshorisont. Det er derfor viktig med løsninger som gjør det mulig å produsere ressursene innenfor levetiden til eksisterende infrastruktur. Det er flere prosjekt med utvinning fra tette reservoar som nå er til vurdering både i Nordsjøen og i Norskehavet, poengterer Østhus.

– Tilbakeholdne

På de fleste oljefelt på norsk sokkel injiseres vann, gass eller en kombinasjon av disse for å øke ut­vinningen. Dette holder trykket oppe og skyver samtidig olje gjennom reservoarene og inn mot produksjonsbrønnene.

Likevel blir en betydelig mengde olje liggende igjen som ikke kan utvinnes på denne måten. OD anslår at om lag halvparten av den oljen som blir igjen, er immobil. For å kunne utvinne noe av denne oljen, trengs det mer avanserte metoder, som for eksempel injeksjon av vann med lavt saltinnhold, CO₂-injeksjon eller injeksjon av ulike typer kjemikalier.

– Bruk av avanserte metoder kan bidra til at betydelige volum kan utvinnes dersom metodene blir kvalifisert gjennom pilottester på felt i drift. Til tross for dette er selskapene tilbakeholdne med å ta i bruk de ulike avanserte metodene, sier Østhus.

En grunn kan være at de er utfordrende å modellere. Usikkerhetsspennet i utvinnbart volum blir derfor så stort at det har vist seg vanskelig å få prosjektene godkjent i selskapene.