Avanserte utvinningsmetoder (EOR)

OljedirektoratetPublisert

Store oljeressurser vil ikke bli utvunnet med dagens planer og teknologi. Om lag halvparten av disse krever avanserte metoder, såkalt «Enhanced Oil Recovery» (EOR), for å bli produsert. Det er viktig at nye metoder for økt utvinning blir testet, kvalifisert og tatt i bruk på norsk sokkel innen rimelig tid for å unngå at betydelige oljevolum går tapt.

På de fleste norske oljefelt brukes vann- og/eller gassinjeksjon for å få mer olje ut av reservoarene. Injeksjon blir brukt til å holde trykket oppe og til å sveipe reservoarene. Men selv etter dette er det en anselig mengde olje igjen i reservoarene. Det gjelder både mobil og immobil olje.

Potensialet på 27 felt

Figuren under viser de samlede oljeressursene på 27 av de største feltene og det tekniske EOR-potensialet for de samme feltene. Reserver og ressurser beregnes på en annen måte enn et teknisk EOR-potensial, men figuren kan gi en indikasjon på størrelsen av EOR-potensialet.

graf
Ressursoversikt og EOR-potensial på de 27 største oljefeltene på norsk sokkel.

Kartlegging

Oljedirektoratet har i samarbeid med C. Smalley og A. Muggeridge fra Imperial College (IC) gjennomført en studie der et av målene var å gi et estimat for teknisk utvinningspotensial ved bruke av ulike EOR-metoder.

Kartleggingen ble gjort på 27 av de største norske oljefeltene. På feltene utgjør den immobile oljen om lag to mrd. Sm3. Totalt, for både mobil og immobil olje, er det ifølge studien et teknisk EOR-potensial på mellom 320-860 millioner Sm3 olje.

Det er viktig å understreke at dette er et teknisk EOR-potensial. Det er ikke tatt hensyn til økonomi, miljø og operasjonelle forhold. Selv om for eksempel bare 10 prosent av det tekniske potensialet kan gi lønnsom produksjon, vil dette utgjøre nærmere 150 milliarder kroner i brutto salgsinntekter med en oljepris på USD 50/fat og en kronekurs på 8 kroner/USD.

SE ARTIKKEL: Gode muligheter for å få ut mer olje

graf
Ressursoversikt over de 27 feltene som inngår i studien.

 

Beskrivelser av ulike EOR-metoder

I studien ble 13 ulike EOR-metoder vurdert. Den metoden med høyest potensial for hvert felt er valgt. Det vil si at bare en metode velges per felt, selv om alternative EOR-metoder kan ha tilsvarende potensial. Resultatet ble at sju ulike EOR-metoder kom ut med høyest potensial for de 27 feltene i studien.

Områder som utpeker seg

Det er gjennomført en geografisk analyse av det tekniske EOR-potensialet for å fastslå om det er avgrensede områder med flere felt der spesifikke EOR-metoder kan brukes. Analysen viser at det er klare geografiske trender for anvendelsen av samme EOR-metode.

kart

På kalkfeltene i sørlig Nordsjøen er det metoden blandbar VAG (vann- alternerende gassinjeksjon) med CO2 eller hydrokarbongass som har størst potensial.

På Utsirahøgda og området rundt er injeksjon av lavsalint vann i kombinasjon med polymer den metoden som har størst potensial. Injeksjon av surfaktant i kombinasjon med polymer er også teknisk mulig på disse feltene og har nesten tilsvarende potensial.

På Tampenområdet i nordlige Nordsjøen er det flere ulike metoder som har stort potensial. Noen felt har størst potensial ved bruk av blandbar VAG, mens andre har størst potensial ved bruk av vannbaserte EOR-metoder.

Det kan være hensiktsmessig å samarbeide om EOR-prosjekter på tvers av utvinningstillatelser, for eksempel ved å kombinere forsyning av EOR-injektant (kjemikalier/gass) for flere felt i samme område.

Ta i bruk EOR-metoder

EOR-prosjekt offshore krever som regel store investeringer, og ekstra oljeutvinning kan komme «sent» sammenliknet med utvinning ved konvensjonelle metoder. Det er også behov for piloter for å avklare usikkerhet rundt utvinningspotensialet og teknisk gjennomførbarhet. I de fleste tilfeller er pilottesting helt nødvendig for å kunne implementere ny teknologi i storskala.

Et EOR-prosjekt kan bestå av en pilotfase, en evalueringsfase og deretter eventuell implementering i større skala. Fra et selskapsperspektiv kreves det ofte at pilotkostnaden inngår i økonomiberegningen til EOR-prosjektet. Det samme gjelder sannsynlighetsberegninger for en vellykket pilot og eventuell vellykket feltimplementering.

Totalkostnadene og kostnadsfordelingen mellom investerings- og driftskostnader for de ulike EOR-metodene avhenger av flere faktorer:

  • Brukes skip eller ny/eksisterende innretning?
  • Gjelder det felt i drift eller felt i planleggingsfasen
  • Trengs det nye brønner?
  • Er det kort eller lang tidshorisont for prosjektet?

Generelt kan det antas at EOR-metoder som injeksjon av CO2 og lavsalt er mest investeringskrevende, mens for injeksjon av polymer, surfaktant, gel og alkalier utgjør driftskostnadene en større andel av totalkostnadene.

Et eksempel på et økonomisk solid EOR-prosjekt er lavsalt-prosjektet på Clair Ridge (et BP-operert felt på britisk sokkel). Prosjektet har planlagt oppstart i 2018, og antas å ha balansepris på USD 3/fat.

Piloter kan bidra til å redusere usikkerhet

Myndighetene ser på pilot som en viktig form for datainnsamling. Formålet er å redusere usikkerhetsspennet i potensialet og å verifisere anvendbarhet.

Flere EOR-metoder er testet og benyttet i storskala på land med positive utfall. For norsk sokkel og offshore generelt, er EOR-metoder lite utprøvd. Det som gjør implementering av EOR-metoder offshore mer krevende, er blant annet stor avstand mellom brønner, plass-, vekt- og kraftbegrensinger på eksisterende plattformer, og miljøkrav ved utslipp til sjø.

På grunn av dette er det stor usikkerhet både om utvinningspotensialet og om det er teknisk og operasjonelt mulig å ta i bruk de ulike metodene offshore. Derfor er det viktig med piloter som kan bidra til å verifisere anvendbarhet, redusere risiko/usikkerhet, gi kunnskap om eventuelle miljøutfordringer og demonstrere økt utvinningspotensial ved å ta i bruk de ulike EOR-metodene. Dette er nødvendig for at slik teknologi skal kunne tas i bruk for økt utvinning fra sokkelen.

Polymerpilot


Polymertest på Heidrun
Høsten 2016 ble det gjennomført en polymertest på Heidrun. Biopolymer ble injisert og tilbakeprodusert fra samme brønn. Hensikten med testen var å verifisere egenskapene til biopolymer som tidligere var målt på laboratoriet. Testen verifiserte god injektivitet, og ingen biodegradering av polymeren. Konklusjonen er at dette var en vellykket test, også operasjonelt.

Felt-illustrasjon
Johan Sverdrup-feltet, fase 1 (Bilde: Statoil)

Polymerpilot på Johan Sverdrup
Polymerflømming på Johan Sverdrup kan gi økt utvinning. I forbindelse med godkjenning av PUD, har myndighetene stilt som vilkår at det skal gjennomføres en to-brønns polymerpilot med oppstart senest to år etter produksjonsstart. Formålet med piloten vil være å bekrefte et eventuelt økt utvinningspotensial på Johan Sverdrup og få opparbeide erfaringsdata ved bruk av polymer på felt på norsk sokkel.

SE OGSÅ: Myndighetenes virkemidler for å følge opp petroleumsnæringen

En vellykket pilot på Johan Sverdrup vil danne et bedre grunnlag for en vurdering av å benytte metoden i større skala på feltet. Resultatene fra piloten vil også gi verdifull informasjon om mulighetene for bruk av polymer på andre felt på norsk sokkel.

CO2 kan gi økt utvinning

Både selskapene og Oljedirektoratet har gjort flere studier for å se hvordan utvinningen på produserende felt på norsk sokkel kan økes ved injeksjon av CO2 som EOR-metode. Studiene viser positive resultater.