Den store usikkerheten på Alta-feltet var den hullete steinen. Nå tror oljeselskapet de har knekt nøtten

Søndag avsluttet Lundin en helt unik testbrønn og prøveproduksjon på Alta-feltet. Det er det første funnet på norsk sokkel i oppsprukket karbonatbergart, og brønnen er dermed den første i Norge noensinne som har produsert olje og gass fra denne bergarten.

Resultatet var svært vellykket og testen gikk ifølge selskapet over all forventning.

Dermed har Lundin trolig funnet løsningen på de største usikkerhetsmomentene knyttet til funnet, noe som for alvor kan åpne mulighetene for en feltutbygging.

• Bakgrunn: På 140 dager håper Lundin å knekke koden for utvinning

Vanskelig bergart

Testen besto i en 700 meter lang horisontalbrønn og to perioder med testproduksjon.

Før arbeidet med testbrønnen ble startet var det to store usikkerhetsmomenter; det boretekniske rundt det å bore en horisontal brønn i denne typen bergart og hvordan reservoaret oppfører seg under produksjon.

Karbonatfelt kan være veldig store, men de er generelt mye mer kompliserte enn sandsteinsfelt.

Selv om Alta-funnet er unikt på norsk sokkel, er det langt fra det eneste funnet i denne bergarten globalt. Noen av verdens største oljefelt ligger i karstifiserte, altså oppsprukkede, karbonater i Midt-Østen.

Det er også anslått at rundt halvparten av verdens reserver av olje og gass finnes i oppsprukkede karbonatbergarter. Disse kan være kjemisk oppløst, eller karstifisert.

– Denne bergarten er vanlig andre steder i verden, for det meste onshore, så det finnes mye erfaring fra slike reservoarer. Men ikke i denne regionen, det er første gangen det er funnet i Norge, uttalte en representant for Lundin på Subsea valley-konferansen i mars.

Det som gjør dem spesielt kompliserte er at de er bygget opp av biter med helt eller delvis knuste skjell, skall og fragmenter fra planter og dyr. Kornene og porerommet mellom kornene får dermed ofte en komplisert form.

Dessuten er det vanlig med stor grad av kjemisk oppløsing og re-avsetning av mineralene. Slik oppløsning kan ha skjedd hvis karbonatene har vært utsatt for surt regnvann som har trengt ned i sprekksystemene i steinen.

Det gjør at karstifisert karbonat er komplisert å bore i, og det er også vanskelig å beregne produksjonsegenskapene til reservoaret.

• Høstens borekampanje: Equinor skal inn i nok et uutforsket område av Barentshavet

Aldri gjort før på norsk sokkel

Færøvik påpeker at det var spesielt morsomt å gjennomføre en vellykket boreoperasjon med en horisontal brønn i dette området, med de bergartene som finnes her.

Horisontale brønner får større kontaktflate med feltet og det kreves dermed færre brønner. Å bore brønner er en stor kostnadsdriver, og dermed er få, men effektive brønner ofte den mest økonomiske løsningen. Lundin var med andre ord avhengige av å få dette til.

– Dette var viktig for den videre feltutviklingen. Vi må kunne bore horisontale brønner for å klare å drenere reservoaret på en økonomisk måte, påpeker Lundin-sjefen.

Den boretekniske usikkerheten handlet om hvorvidt dette ville la seg gjøre i den oppsprukne bergarten som finnes på feltet.

– Vi var godt forberedt, og det gikk veldig bra. Dette er aldri gjort på norsk sokkel før, poengterer hun.

Det produseres olje og gass fra denne reservoartypen andre steder i verden, men det er som nevnt stort sett på land. Der er det billig og enkelt å bore mange vertikale brønner.

– Det lar seg ikke gjøre økonomisk her. Vi må ha horisontale brønner. Derfor var det svært viktig for oss å få bekreftet at en boreoperasjon lar seg gjennomføre på en god måte og å se hvordan reservoaret oppførte seg under produksjon.

• Mener de har løsningen for trykkbalansert boring: Denne ventilen kan være det som skal til for å få mer ut av modne oljefelt

Norsk teknologi

Oppsprukket karbonatbergart er en stein full av hull i ulik størrelse, litt som utseendet til en svamp.

Den boretekniske utfordringen kommer av disse hullene. Om man treffer store hulrom kan man få tap av boremud slik at det blir vanskelig å opprettholde riktig trykk i borestrengen.

For høyt trykk fører til at man mister sirkulasjon og for lavt trykk gir brønnspark.

For å unngå dette benyttet Lundin teknologien «Controlled Mud Level» (CML), utviklet av det norske teknologiselskapet Enhanced Drilling.

Teknologien gjør det mulig å bore i et smalt trykkvindu ved at de kan regulere trykket kontinuerlig mens de borer.

Kort fortalt bruker selskapet en subseapumpe som gir dem muligheten til å forandre på trykket i brønnen ved å tilføre væske, slik at mengden holdes konstant.

Ved hjelp av sensorer som i sanntid beregner hvor høyt trykket er nede i brønnen, blir endringer oppdaget nesten umiddelbart, og teknologien gjør det da mulig å forandre på trykket og trykkprofilen kontinuerlig.

• Lundin fant olje i granitt: – Det er «nasjonalsteinen» vår. Det var nesten på tide å finne olje i den

Stabil produksjon

Det gode med disse hulrommene er at de kan være fulle av olje. Samtidig er det viktig å ikke tømme det for raskt, da får du ikke tak i det som finnes i de mindre hullene.

I løpet av de to produksjonsperiodene var målet altså å se hvordan hullene i grunnen ser ut, og hvordan «beboerne» oppfører seg når de åpner døren. Vil de komme ut eller vil de bli der inne?

Gjennom testen skulle de finne ut hvordan oljen oppfører seg når de prøver å drenere disse hullene. Uansett hvor god seismikken er, må de fremdeles teste og se hvordan oljen flyter gjennom reservoaret.

Resultatene var svært gode, ifølge selskapet, faktisk langt bedre enn forventet.

I den første perioden med prøveprodusjon hadde de stabile strømninger med 7500 fat om dagen. Den andre perioden økte oljeselskapet til 18.000 fat om dagen, for å se hvordan reservoaret oppførte seg ved forskjellige rater.

– Alt gikk veldig godt. Vi endte opp med en last på 675.000 fat olje, som snart er på vei til Mongstad, forklarer Færøvik.

Operasjonen ble avsluttet søndag. Da hadde de holdt på siden 13. juli. Boreoperasjonen ble satt i gang i april. Ifølge Færøvik har det vært noen mindre operasjonelle problemer, men ingenting av betydning.

– Denne testen har gitt oss større komfort. Selve ressursanslaget får vi komme tilbake til. Nå skal vi bruke tid på å tolke alt av data vi har samlet inn, sier Færøvik.

Før brønnen ble boret var operatørens ressursanslag for funnet på mellom 115 og 390 millioner fat olje og gass. Det oppdaterte anslaget for hvor mye olje og gass som befinner seg på feltet, blir trolig klart i begynnelsen av neste år. Det er likevel alt klart at oljeselskapet trolig kan øke ressursgrunnlaget for funnet.

• Lundin-sjefen: – Vi må «ha litt is i magen» i neste oljekrise

Nå gjenstår kun de «vanlige» utfordringene

Den videre gangen er ikke fastsatt ennå, men neste års budsjett og arbeidsprogram for feltet er under arbeid.

– Men vi har jo noen tanker om hva som bør gjøres videre. Vi må vurdere om vi trenger å avgrense funnet mer, med nye avgrensningsbrønner. Det må vurderes med bakgrunn i resultatene fra testen og de resultatene vi har fra Topseis-innsamlingen. Og så blir det naturlig med mer feltutviklingsstudier etter hvert, sier Færøvik.

Om testen ikke har fjernet all usikkerheten rundt boreoperasjonen og produksjonen, er selskapet nå langt tryggere på at dette er noe de vil få til.

– Vi har høy komfort på at dette lar seg gjennomføre. Nå gjenstår ingen større utfordringer utenom de vanlige; å oppdatere ressursanslaget, slik at vi har et robust grunnlag for beslutningene som kommer videre, og så må vi ha et utbyggingskonsept som gjør at vi kan få en lønnsom utbygging. Arbeidet med dette går parallelt, understreker hun.

Vanndyp på 380 meter på feltet og en viss geografisk utstrekning gjør likevel at det er begrenset med utbyggingsløsninger å velge mellom. En eventuell utbygging vil dermed bli med en flyter og undervannsløsninger.

• TechnipFMC: Dette konseptet skal få oljeselskapene til å hente frem ulønnsomme funn fra skrivebordsskuffen