Utvinningsgraden på gigantfeltet Statfjord er uten sidestykke

Stavanger: Statfjord-feltet har i sin til nå 43 år lange levetid utvunnet mer enn fem milliarder fat olje og gass. Fremdeles er planen å produsere i opptil 18 år til. Selv om produksjonskurven i dag er langt fra nivået fra feltets topproduksjon, skal det fortsatt hentes ut betydelige mengder, selv om det nå er snakk om noen millioner fat som gjenstår, og ikke milliarder.

For å få til dette har feltet gjennomgått to store omveltninger. Én i 2007, hvor lisensen bestemte seg for å også ta ut gassen fra det som i hovedsak var et oljefelt. Og én i 2019, da de valgte å forlenge levetiden minst frem til 2035, med mål om å holde på helt til 2040 – i stedet for å stenge ned den første av plattformene i år.

Feltet hadde fra før 500 brønner, og de er nå godt i gang med boringen av til sammen 100 nye. I tillegg testes nye metoder for å hente ut olje og gass fra de vanskelige reservoarene på feltet.

– Det er ingen andre felt som jobber så radikalt med senfase, sier Camilla Salthe, senior vice president Field Life Extension i Equinor.

Prisvinner

Oljedirektoratet delte ut sin pris for økt utvinning under årets oljemesse i Stavanger, som i år gikk til Statfjord-feltet, for arbeidet som er gjort over mange år.

Juryleder og fagkoordinator for reservoarteknikk i OD, Anders Soltvedt, forteller at det handler om at partnerne på feltet har valgt å ta i bruk veldig mange ulike tiltak, for å oppnå en utvinningsgrad på feltet som er helt unik.

– De får prisen for systematisk arbeid gjennom 40 år, hvor de har benyttet seg av det meste som finnes i verktøykassen for å få ut mest mulig ressurser; ulike utvinningsmetoder, teknologi, avbildningsteknikker og brønner, og de har oppnådd en utvinningsgrad i verdensklasse, sier han til TU.

68 prosent av oljen er hentet ut – som er mer enn noe annet felt på norsk sokkel, samtidig som 73 prosent av gassen er hentet opp. Sistnevnte er ikke unikt i seg selv, men tar du med at Statfjord i utgangspunktet er et oljefelt, blir det straks mer imponerende. Målet er å nå en utvinningsfaktor på gass på hele 88 prosent i det største reservoaret.

– Lisensen har gjort et godt arbeid for økt utvinning over veldig lang tid. Det kunne vært enkelt å begynne og tenke på å slukke lyset, men så er det nå ambisiøse planer for å forlenge levetiden til 2040. Det er mye aktivitet innen boring og senfaseaktiviteter, for fortsatt utvinning av lønnsomme ressurser i fremtiden, påpeker Soltvedt.

Salthe forklarer at det kommer av to store omveltninger som er gjort på Statfjord-feltet fra oppstart til i dag.

– Vi tok en veldig viktig beslutning i 2007, hvor vi gjorde noen store investeringer for å produsere videre, ved å endre alt. Så gjør vi noe enda mer spenstig i 2019, når vi egentlig kunne sagt at «nå er det greit», fordi det ville ikke være lønnsomt å fortsette hvis ikke gjorde noe helt radikalt. Og det er det vi gjør nå og har holdt på med siden 2020, sier hun til TU.

Tok oljen først

Statfjord er det største oljefeltet gjennom tidene på norsk sokkel, med nesten 9 milliarder fat olje og gass. Så langt er det produsert nesten 6 milliarder fat fra hovedfeltet og satellittfeltene. En milepæl ble nådd i 2016 da Statfjord-feltet alene bikket en produksjon på 5 milliarder fat.

Til sammenligning inneholder Johan Sverdrup-feltet totalt 2,7 milliarder fat olje.

Feltet startet produksjonen i 1979 fra Statfjord A, som nå er en av de eldste plattformene på sokkelen. I dag er det i alt tre plattformer på feltet, i tillegg til at satellittfeltene Statfjord Øst, Statfjord Nord og Sygna er tilknyttet. I underkant av 15 prosent av feltet ligger på britisk sokkel.

Feltet hadde den høyeste produksjonen fra midten av 80-tallet til midten av 90-tallet. Siden har det gått jevnt nedover, men fortsatt produseres det daglig mer enn 50.000 fat olje og gass.

Til å begynne med var fokus på å produsere mest mulig olje, og mye av den produserte gassen ble reinjisert. I tillegg har også Statfjord-feltet hatt vanninjeksjon for å opprettholde trykket i reservoaret, når olje og gass hentes ut, som er vanlig praksis på norsk sokkel.

Mot slutten av 90-tallet nådde de et vannkutt, altså andelen vann i oljen som produseres, som gjorde at de måtte begynne å tenke nytt. De tok i bruk en rekke tiltak for å holde vannkuttet på et akseptabelt nivå, som alternerende vann- og gassinjeksjon, og ulike typer seismikk og reservoarmodelleringer. Det bremset utviklingen, men vannkuttet fortsatte likevel å vokse.

I 2007 sto de ved et veiskille: Skulle de fortsette å forsøke på de siste fatene med olje eller skulle de gå etter gassen?

Det endte med en fullstendig omlegging av strategien for å drenere feltet.

Omfattende endringer

Omleggingen innebar å slutte og injisere vann og gass, og heller ta vannet og gassen ut. Dette innebar store modifikasjoner på plattformene, de fleste brønner måtte bores på nytt og de måtte få inn gassløft og sandkontroll. Trykket ble senket fra 300 til 120 bar, for å frigjøre gassen fra oljen.

– Det er litt kontraintuitivt, når du først prøver å opprettholde energien i reservoaret ved å injisere vann – til å si at nå skal vi ikke gjøre det. Men det måtte til for å frigjøre den gassen som vi ellers hadde låst inn. Det er litt som en flaske med farris, når du slipper ned trykket, så kommer gassen løs, påpeker Jan Seglem, områdedirektør i Vår Energi.

Til nå har de tatt ut vann tilsvarende 20 Store Stokkavatnet i Stavanger, eller 0,5 gigakubikkmeter (500.000.000 kubikkmeter). Slik har de fått ut 25 gigakubikkmeter ekstra med gass.

– Hos oss har vann nå en verdi, som er fullstendig motsatt fra de fleste andre felt. På de fleste felt i senfase er man redde for å bore vannbrønner. Men siden vi endret dreneringsstrategi, så er vår senfase helt annerledes, sier Salthe.

– Senfase er marginbutikk

Den andre beslutningen var i 2019, da Equinor valgte å forlenge levetiden på feltet, minst frem til 2035, med mål om å fortsette helt til 2040. Det kom etter at Statfjord A egentlig var vedtatt at skulle stenges ned og Kværner Stord var tildelt kontrakten med å hogge den opp.

Planen var å forlenge produksjonen fra feltet gjennom å modne nye reserver til utvinning og å gjøre nødvendige oppgraderinger av plattformene. 100 nye brønner skal bores frem mot 2030, og så langt har de boret 21 av dem.

– Senfase er marginbutikk, og produksjonen fra brønnene går fort nedover, så medisinen for å holde oss levende er å bore nye brønner. Så i år skal vi bore så mange brønner som vi ikke har gjort siden 2003, sier Salthe.

Samtidig skal de kutte kostnadene med hele 25 prosent, for at den fortsatte driften skal være lønnsom.

Ny teknologi

De enkle hydrokarbonene er allerede hentet ut, og de står igjen med de reservene som er vanskeligere. For å kunne utvinne mer fra feltet, har de derfor testet ut nye metoder og ny teknologi.

– Mens vi sitter her så borer vi den første brønnen med en teknologi som heter multifrack. Det vil si at vi borer horisontalt og skyter masse små sprekker i brønnen for å øke strømmingen. Det er vanskelig å si nå hvor godt det vil fungere, men det er en høy gevinst dersom vi får det til, forklarer Salthe.

En annen metode de har testet ut er det som kalles retrofit MLT, eller multilateral, som brukes i deler av reservoaret hvor det ikke er nok å hente ut til å bore en helt ny brønn. I stedet for borer de en ny gren fra en produserende brønn, som gjør at de kan hente ut både den eksisterende produksjonen og får produksjon fra et nytt mål. De har så langt boret to slike brønner.

Ved å injisere gass i produksjonsstrømmen i brønnen, øker de produksjonen av olje slik at den lettere kommer opp til overflaten. Her har de også brukt en metode som kalles slim design, for å sørge for at gassløftet kommer så langt nede i brønnen som mulig, slik at det bli mest mulig effektivt. De er nå i gang med å bore de første brønnene med dette designet.

Teknologien er likevel verken spesielt komplisert eller ny, det meste er tatt i bruk på andre felt på sokkelen.

– Det er nesten tvert imot, vi gjør det enkelt. Det at vi kan bore enkle brønner, er det som gjør det mulig, sier Seglem.

– Store verdier

I dag er det hentet ut 5,1 milliarder fat olje og gass fra feltet, og mer skal det altså bli.

– Beslutningen i 2007 var en megasuksess. Så er det vanskelig ennå å si om det vi har gjort siden 2020 er en like stor suksess, men vi er på god vei, og vi ser at vi får det til og det er veldig inspirerende. Vi har masse flinke folk og mange som er glade i Statfjord og som brenner for utvinningen, det er stort eierskap i feltet, sier Salthe.

Det er likevel usannsynlig at mengdene som det gjenstår å hente ut er store nok til at selv tallet bak kommaet vil endre på seg.

– Vi kommer trolig ikke til å bevege nåla på 68 prosent utvinning heller, men det er likevel snakk om store verdier, understreker hun.

Målene fremover handler mer om levetid for feltet og å beholde arbeidsplasser, ved å kunne drive videre til 2040.

– Det er et større mål enn tallet på utvinning. Så må vi så klart også drive sikkert og være lønnsomme i denne perioden.

Lønnsomme fat

Anders Soltvedt i Oljedirektoratet forklarer at økt utvinning handler om å få ut ekstra ressurser fra felt i produksjon og slik forlenge levetiden.

– Statfjord er også vertsinstallasjon for andre felt, det gjør dette arbeidet ekstra viktig, sier han.

– Vi bruker de samme fasilitetene for å få utnyttet reservoaret så godt vi kan og få ut det som er der, i stedet for å bygge noe nytt. Så er det i tillegg veldig lønnsomme fat om man får det til, som igjen er bra for staten, påpeker Seglem.

Soltvedt berømmer også lisensen for å ta initiativ til alle tiltakene selv, uten at OD må svinge med pisken, for at ressursene fullt ut skal utnyttes.

– Det er et godt driv blant rettighetshaverne, med stor vilje til å gjøre nye tiltak for å forlenge levetiden, uten at myndighetene må komme og banke på døren, sier han.

Utslippssynder

Samtidig er feltet også blant de største utslippspunktene på sokkelen – og i Norge generelt. I 2021 hadde Statfjord et CO₂-utslipp på hele 758.500 tonn, nest mest på sokkelen og femte mest i Norge om man tar med utslippspunkt på land.

I likhet med resten av petroleumsindustrien må også Statfjord kutte utslipp, og målet er 50 prosent innen 2030.

Equinor har tidligere uttalt at de vurderer alternativer for kraftgenerering med reduserte utslipp, i tillegg til å redusere antall kompressorturbiner og installasjoner i drift.