Nytt innovasjonssenter har som mål å halvere dagens kostnader for å plugge oljebrønner

Regningen for plugging av oljebrønner på norsk sokkel vil komme på mange hundre milliarder, og det er skattebetalerne som får den i fanget, siden 78 prosent av kostnadene dekkes av staten.

Å sikre de brønnene på norsk sokkel som ikke lenger er i bruk er en nødvendig, men svært kostbar, affære. Det er også snakk om omfattende arbeid – det er mellom 2000 og 3000 brønner på norsk sokkel som før eller senere må plugges, ifølge Oljedirektoratet. Samtidig bores det stadig nye brønner, som også vil måtte plugges i fremtiden.

Denne oppgaven vil være den viktigste for det nystartede innovasjonssenteret, som er et samarbeid mellom en rekke akademiske institusjoner, oljeoperatører og større og mindre teknologileverandører, med Sintef i spissen.

Målet er å kunne halvere kostnaden for permanent plugging av oljebrønner.

– Store summer

Innovasjonssenteret var blant de 22 som ble tildelt status som senter for forskningsdrevet innovasjon (SFI) av Forskningsrådet i juni i år.

Senteret skal oppnå en vitenskapelig forståelse av brønnintegritet og forbedre metodene for plugging av brønner. Hovedmålet for de neste åtte årene er å redusere kostnadene for plugging av oljebrønner med hele 50 prosent.

– Det er snakk om store summer for å plugge alle brønner på sokkelen, og det er kostnader som kommer uansett. Da må vi redusere så mye vi klarer. Ved å halvere kostnadene får vi en formidabel effekt på vår fremtidige pensjon, sier Harald Linga, forskningsleder i Sintef og leder for det nye senteret, til Teknisk Ukeblad.

Oljeselskapene har et ansvar for å rydde opp etter seg ved å sørge for permanent plugging av oljebrønner, men gjør det i dag i liten grad fordi det er dyre operasjoner, som ikke gir avkastning – og har blitt omtalt som «det kjedeligste man kan gjøre som et oljeselskap».

Teknologi som får ned kostnadene ved å plugge brønner er altså svært kjærkomment.

En rapport fra Norsk olje og gass som kom i 2014 anslo at det ville ta 15 rigger 40 år å plugge alle brønnene på sokkelen. Samtidig ble det også etterlyst mer kostnadseffektive løsninger.

Kan gi ny aktivitet

En annen effekt ved å ta ned kostnadene, er at det kan stimulere dagens olje og gass-aktivitet. For å holde aktiviteten oppe må det bores brønner, som igjen må plugges på et tidspunkt,

– Kostnadene av å plugge en brønn blir lagt inn i nåverdien av brønnen. Dersom vi kan få ned balanseprisen, vil det bety at det vil være mulig å igangsette aktivitet som man ellers ikke ville gjennomført på grunn av for høye kostnader. Så dette kan være med på å sikre eksisterende aktivitet, påpeker Linga.

Vitenskapsbasert

For å få ned kostnadene er det spesielt to ting de ser på. Den første er materialkunnskap.

– Det handler om å vite hvordan pluggematerialet oppfører seg over lang tid, om tilsetninger til konvensjonell sement. I brønnen er det et surt miljø, og vi må vite hvordan det påvirker levetiden og robustheten til materialet. Å kunne si noe om tetningsgraden til sementen i røret, og kunne registrere tilstanden – det er viktig teknologi, forklarer Linga.

Og kunnskapen bør dessuten være vitenskapsbasert. I dag brukes i stor grad tommelfingerregler. For eksempel benyttes det 100 meter pluggelengde i Norge. På britisk sokkel må 100 fot av brønnen sementeres.

– Å få til skikkelig vitenskapsbaserte regelverk er viktig. Og materialer er viktige stikkord da, understreker han.

Det handler om å vite nøyaktig hva slags materialer som egner seg og hvor mye som må brukes for at brønnene er helt tette og sikre.

Det andre kostnadsbesparende tiltaket de ser på er å kunne gjennomføre selve pluggeoperasjonen uten bruk av en rigg. Dersom det er mulig å benytte seg av et fartøy i stedet for vil det ta ned kostnadene betydelig.

TU skrev tidligere i år om selskapet Aarbakke Innovation, som jobber med en teknologi som kan løse flere av utfordringene knyttet til akkurat det å kunne bruke et fartøy til å gjennomføre pluggingen, og har fått Aker BP med på laget. Aker BP anslår at nærmere 45 prosent av kostnadene ved brønnplugging går nettopp til rigg.

Lagring av CO2 og hydrogen

Men innovasjonssenteret vil også se bredere på brønnintegritet. Tanken er å kunne bruke kunnskapen også til brønner som kan brukes for deponering av atomavfall, omstilling av petroleumsbrønner til CO₂-lagring og hydrogenlagring og brønnintegritet for geotermiske brønner.

For CO2-lagring handler det om påvirkningen CO2-en har på materialene som brukes i brønnen.

– CO2 er i utgangspunktet surt, men har du en liten forurensing, som vann, noe du nesten alltid er, får du en veldig sur tilstand. Det er en tøff eksponering av materialet. Da må vi vite hvordan CO2-en oppfører seg mot brønnmaterialet, sier Linga.

En spenstig dimensjon i prosjektet, som Linga beskriver det, er lagring av hydrogen under havbunnen. Ved fremstillingen av blått hydrogen, fra naturgass, kan det være aktuelt å gjøre det offshore eller nært havet. Da trenger du å mellomlagre hydrogenet.

– Derfor vil vi se på man kan få til av lager i undergrunnen, for eksempel nær en plattform. Det kan være snakk om å bruke et eksisterende reservoar eller å finne et nytt, påpeker senterlederen.

Hydrogenet vil da lagres i gassform, og noe av utfordringen vil være å få til en tett omslutning rundt et hydrogenvolum.

– På land bruker vi tanker, med tjukke vegger. Det er dyrere og du har en del problematikk med pakninger og lignende. Så kan du lagre sikkert i undergrunnen, så kan du spare store kostnader med lagring.

Geotermi og radioaktivt avfall

Videre ser de på brønner til geotermi, altså energi som er lagret i form av varme under jordens overflate. Dette er brønner som krever billige løsninger for at det skal være lønnsomt. Tanken er å kunne overføre kunnskap fra petroleum.

– Det som er spesielt med disse brønnene er varmen. Når du borer mot magmaen så har du rundt 500 grader Celcius. En petroleumsbrønn vil på det varmeste være 150 grader. Så har du i en geotermisk brønn store temperaturendringer. Før du starter produksjonen er den «kald», kanskje 100 grader. Når du produserer kommer du opp mot 500 grader. Da får du en veldig utvidelse og en tøff belastning på rørene, slik at du må stanse for å kjøle ned igjen, forklarer Linga.

Store termiske belastninger som dette, med strekk og sammenpressing av materialet på grunn av store temperaturforskjeller gjennom levetiden, krever materialer og tekniske løsninger som tåler det.

– Hvis brønnen sprekker opp og kollapser må du i mange tilfeller ha en ny brønn, det er dyrt, påpeker han.

Et siste område er lagring radioaktivt avfall. Norge har ikke så store volum, men avfallet er høyradioaktivt materiale, som krever et lager i en stabil formasjon som kan forsegles. Da stilles store krav til materialene og at det tåler strålingsintensiteten fra avfallet.

180 millioner over åtte år

Målet er å kunne bruke kunnskap og kompetanse fra ett område innen brønnintegritet til et annet. Mye er likt, selv om de ulike områdene har noen unike utfordringer.

SFI-ordningen er et åtte års innovasjonprosjekt, som legger vekt på koblingen mellom forskningsinstitusjoner og industri, hvor bedrifter kobles inn i prosjektet og det handler mer om aktiv deltaking enn å publisere et forskningsprodukt.

– Vi har med oss et stort antall leverandører, alt fra små teknologiutviklere til store serviceselskaper, i tillegg til flere operatører. Det tror jeg gir en spenstig dynamikk, poengterer senterlederen.

Forskningsrådet delte ut vel 2 milliarder kroner til de 22 nye sentre for forskningsdrevet innovasjon. Hvert senter vil kunne få en årlig bevilgning fra Forskningsrådet på inntil 12 millioner kroner.

Den økonomiske rammen til SFI Swipa er et totalbudsjett på 180 millioner over de åtte årene.

– Sentrene er viktige spesielt for nye næringer der behovet for forskningskompetanse og teknologiutvikling er stort. Ved å satse langsiktig på samarbeid mellom næringsliv og forskning, legger vi et godt grunnlag for grønn omstilling og fremtidig sysselsetting, sa administrerende direktør i Norges forskningsråd, John-Arne Røttingen, i en pressemelding om tildelingen.