Prosjekt på felt gir reservetilvekst

OljedirektoratetPublisert

For å opprettholde verdiskapingen er det viktig at prosjekt kontinuerlig identifiseres og modnes frem til produksjon. Det gjennomføres mange prosjekt som gir betydelig reservetilvekst. I ressursregnskapet for 2016 inngår 320 prosjekt for økt olje- og/eller gassproduksjon og forlenget levetid. Dette utgjør til sammen 845 millioner Sm3 oljeekvivalenter.

Felt lever lenger enn planlagt

For felt i produksjon har levetiden økt med i gjennomsnitt 12 år i forhold til opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD). Økningen skyldes blant annet en betydelig innsats for videreutvikling av mange felt.

Flere nye innretninger har blitt bygd, nye forekomster er inkludert i feltene og det er gjennomført tiltak som har bidratt til økt utvinning. I tillegg benyttes flere felt til produksjon fra nærliggende funn. Dette har ført til at reservene i feltene har økt med 2 900 millioner Sm³ o.e. siden innleveringen av PUD.

graf
Figuren viser et utvalg felt, hvor planlagt levetid ved PUD, forlenget levetid og produksjonsavslutning framgår. 23 av de 26 feltene som er vist er fortsatt i drift, og de fleste vil fortsatt være det i mange år fremover.

Dette har bidratt til reservetilveksten:

  • Det er boret langt flere brønner enn opprinnelig antatt
  • Nye eller endrede dreneringsstrategier og økt reservoarforståelse
  • Implementering av ny teknologi
  • Utvidet kapasitet og fleksibilitet i infrastrukturen
  • Innfasing av tredjepartsfelt som har økt levetiden og dermed produksjonen for vertsfeltet

Med kontinuerlig innsats og god utnyttelse av infrastrukturen kan den positive trenden opprettholdes og levetiden forlenges ytterligere. Dette kan resultere i at flere funn kan kobles til feltene i framtiden og på denne måten øke verdiskapingen.

SE OGSÅ: Samordning gjør mindre funn lønnsomme

Prosjekt på felt er i ODs ressursklassifikasjonssystem klassifisert i ulike ressursklasser, basert på hvor langt de er utviklet mot en utbygging. Prosjektene blir også gruppert basert på utvinningsmetoder for analyseformål.

Merk at re-utbygging av felt og nye planlagte faser av utbygginger (Johan Sverdrup fase 2) ikke er med i oversikten under. Dette skyldes at disse prosjektene betraktes som feltutbygginger, mens resten av prosjektene i porteføljen er (tilleggs)prosjekt som bidrar til å øke utvinningen på felt i drift.

Prosjekt for økt oljeutvinning

Nye prosjekt med tilhørende investeringer blir besluttet av rettighetshaverne etter grundig evaluering. Hvert år blir en rekke prosjekt på feltene vurdert. Noen prosjekt vedtas og iverksettes, noen utredes videre, andre utsettes og noen skrinlegges. Prosjektene varierer betydelig i størrelse, både i produksjonseffekt og kostnader, men som figuren under viser er det identifisert betydelige oljevolumer i prosjekt på felt. Gassvolum er ikke inkludert i prosjektporteføljen, selv om det også er prosjekt som kan øke gassutvinningen.

graf
Oljeressurser i prosjekt på felt fordelt på prosjekttype.

 

Brønnrelaterte prosjekt

Oversikten viser at nesten halvparten av oljen i denne prosjektporteføljen kan produseres ved boring av flere utvinningsbrønner. Stadig flere utvinningsbrønner har også bidratt til at utvinningen har økt på mange felt.

Videreutviklingsprosjekt

Dette er større oppgraderingsprosjekt og prosjekt hvor nye innretninger planlegges, for eksempel nye havbunnsutbygginger eller nye ubemannede brønnhodeplattformer (UBP) som knyttes opp mot eksisterende felt. Det største prosjektet i denne kategorien er Snorre Expansion Project. Snorre har store gjenværende ressurser, og rettighetshaverne planlegger å videreutvikle feltet ved hjelp av en større undervannsutbygging.

boligmodul løftes på plass
Valhall  og Ekofisk er eksempler på felt som har hatt større oppgraderingsprosjekt. (Bilde: Valhall / BP)

Avanserte metoder

Disse metodene er foreløpig ikke tatt i bruk på norsk sokkel, men noen av metodene er testet i enkelte pilotprosjekt som f.eks. Heidrun. Avanserte metoder omtales også som EOR-tiltak. Se beskrivelse av sju ulike metoder som kan være aktuelle for norske oljefelt.

Vann-, gass- og VAG-injeksjon

Boring av nye injektorer er viktig for å opprettholde produksjon fra feltene. Når vann og/eller gass injiseres i reservoaret vil trykket opprettholdes eller økes, og mer olje blir produsert. I prosjektporteføljen finnes prosjekt som skal optimalisere injeksjon av vann, gass eller en kombinasjon av de to, kalt vann-alternerende gassinjeksjon (VAG).

Senfaseproduksjon

Oppgradering, modifikasjon eller nye beregninger kan gi grunnlag for forlenget levetid for feltene. Ofte vil denne typen prosjekt kunne gjennomføres kombinert med andre tiltak. Hvis nærliggende funn skal knyttes til feltet eller det gjennomføres andre større tiltak må feltets levetid vurderes. Norne er et eksempel på felt hvor forventet levetid har økt ved at flere felt er koblet til produksjonsskipet.

Lavtrykksproduksjon

Prosjekt innebærer installasjon av utstyr som gjør at man kan produsere med lavere brønnhodetrykk. Dette gir en del ekstra olje, men bidrar mest til økt utvinning av gass.

Prosjekt for økt gassutvinning

Det viktigste tiltaket for å få ut mer gass er å kunne produsere med lavest mulig brønnhodetrykk, og for å få dette til må det ofte installeres ekstra kompresjon for å få gassen eksportert fra feltet. I tillegg vil tiltak som gir ekstra olje også gi ekstra gass på felt der det er mye gass oppløst i oljen.

«Ormen Lange Late Life Recovery» er et av de største prosjektene innen lavtrykksproduksjon. Den første fasen omfatter landbasert kompresjon av gassen fra Ormen Lange, og i neste fase vurderer rettighetshaverne en kompresjonsløsning på 800-1 100 meters vanndyp.

SE ARTIKKEL: Økt gassutvinning fra Ormen Lange

Nyhamna flyfoto
Gassanlegget på Nyhamna i Møre og Romsdal. Med dette kan utvinningen fra Ormen Lange-feltet i Norskehavet øke med 25-30 milliarder standard kubikkmeter gass (Foto: Shell).

Undervannskompresjon på Åsgard er et annet eksempel på et stort prosjekt som skal sikre at gassproduksjonen opprettholdes. Det er verdens første gasskompresjonsprosjekt på havbunnen.

NORSK SOKKEL 2/2016: Grensesprengende nyutviklet teknologi øker utvinningen fra Åsgard-områdettterligere

STATFJORD

Statfjord A plattformStatfjord-funnet ble gjort i 1974. Mye var nytt den gang.  I dag ser vi at innsats og mot til å teste og ta i bruk nye metoder har skapt betydelige verdier. Feltet har stått for ca. 12 prosent av den totale norske produksjonen av olje og gass. Fra 1981 til 1994 var Statfjord det feltet som produserte mest olje.

Statfjord-feltet er et eksempel på godt samspill mellom myndigheter og oljeselskap helt fra dag én.

LES MER: Innsats og mot på Statsfjord-feltet