Milliardjakt på bonusoljen
- Optimistene jobber med leting, pessimistene med økt utvinning.
Å få ut mer olje og gass enn planlagt ut fra de modne feltene på norsk sokkel, er god butikk. For selskapene og for AS Norge.
Offshore.no har gått gjennom samtlige ressursregnskap fra 2008 til 2011 og skrevet flere saker om temaet. Her er en oppsummering:
ExxonMobils Balder og Ringhorne er i eliteklassen når det kommer til økt utvinning. Totalt har reserveestimatene for disse feltene økt med cirka 120 millioner fat i perioden 2008-2011. Målt i prosentvis økning, er det best på norsk sokkel.
- Økt forståelse av undergrunnen er kjernen i det arbeidet som er gjort. Mer seismikk, spesielt 4D, gode verktøyer for prosessering og folk som forstår hva de ser har lagt grunnlaget for IOR-resultatene på Balder og Ringhorne, sier Kristin F. Kragseth, kommunikasjonsdirektør i ExxonMobil, til Offshore.no.
Forlenget levetid
I henhold til Plan for utvikling og drift som ble sendt inn i 1995, skulle Balder FPSO tas ut av drift i 2012 og markere slutten på de første operasjonene på norsk sokkel. Men ExxonMobil fortsetter imidlertid å avdekke nytt ressurspotensial i lisens nummer 1 - det første oljefunnet på norsk kontinentalsokkel. Det betyr større investeringer, økt utvinning og videre forlengelse av feltets levetid, langt utover 2025.
Selskapet har identifisert potensial for å produsere ytterligere reserver på opp til 100 millioner fat olje, noe som skaper behov for å forlenge levetiden på installasjonene.
Mulig reutvikling
Produksjon av gjenværende ressurser i området kan fremskyndes med en ny utbygging, men reservene kan også produseres fra eksisterende infrastruktur - bare med en lengre produksjonshorisont. Spørsmålet er altså hvordan og når ressursene skal produseres.
Konseptvalg, som altså kan ende opp med en betydelig reutvikling av feltet og påfølgende investeringer i mangemilliardersklassen, forventes å være klar i andre kvartal 2013.
- Vi gjør nå et studie for å avdekke potensialet i området og mulighetene dette potensialet gir oss. Det kan bli et stort prosjekt eller det kan bli litt mindre, men vi vil bruke den tiden vi trenger for å kunne ta den riktige avgjørelsen, sier Kragseth.
Lærer av hverandre
- Hva kan andre selskaper lære av dere når det kommer til økt utvinning?
- Vi jobber kontinuerlig med økt utvinning for å få maksimalt ut av både på egne og partneropererte felter. Samtidig har vi et godt samarbeid med våre partnere, og selskapene plukker gode idéer fra hverandre.
Én prosent, 200 milliarder kroner
Statoil har økt utvinningsgraden med én prosent. Slikt blir det mye penger av.
Det siste året har den gjennomsnittlige oljeutvinningen fra Statoil-opererte felt økt fra 49 til 50 prosent. Det høres kanskje lite ut, men målt i fat og kroner, blir tallene betydelig mer interessante.
- I løpet av det siste året, har vi modnet fram like mye oljereserver som Skrugard og Havis til sammen, og denne prosenten i økt utvinningsgrad tilsvarer verdier for 200 milliarder kroner, sier teknologdirektør Siri Kindem i Statoil til Offshore.no.
Troll og Åsgard
Flere tunge teknologiprosjekter og store investeringsplaner har ført Statoil opp på 50-tallet. I fjor modnet selskapet fram 420 millioner fat oljeekvivalenter fra økt utvinning. De største prosjektene var Troll 3. & 4. kompressor og Åsgard havbunnskompresjon, som sto for 350 millioner fat og investeringer på 26 milliarder kroner. I tillegg kommer lavtrykksproduksjon på Kvitebjørn og forståelse for at Snøhvit-feltet er større enn opprinnelig anslått, blant flere.
- Vi blir hele tiden utfordret av myndighetene og partnerne våre. Det har gjort oss bedre. Vi har økt utvinningen fra 30 prosent, ved utbyggingsplaner, til 50 prosent. Det er 7,5 milliarder fat olje ekstra, sier Kindem.
300 prosjekter
I verktøykassen merket økt utvinning har hun blant annet modifikasjoner på eksisterende anlegg, subseateknologi, EOR, boring av brønner og økt reservoarforståelse.
- Vi har utviklet, testet og implementert ny teknologi, og vi har rundt 300 prosjekter relatert til økt utvinning. Enkelt sagt kan vi si at økt utvinning er Norges største oljefelt.
Tar igjen det tapte på Heidrun
Samtidig er selskapet i ferd med å ta igjen de tapte reservene på Heidrun etter at feltet ble nedskrevet med rundt 94 millioner fat i 2009. Nedskrivingen skyldtes blant annet reduksjon i antallet nye brønner på grunn av problemer med overgangen til et automatisert boreanlegg.
- Nå virker boreanlegget. Samtidig har vi besluttet en seksmånederspilot for bruk av kveilerørsboring fra intervensjonstårnet på plattformen. Vi vil da gå inn i eksisterende brønner og bore kortere sidesteg. Dette er en teknologisk nyvinning på norsk sokkel og vil kreve investeringer på 500-600 millioner bare i piloten. Planen er starte opp i løpet av høsten, men dette er krevende, både når det kommer til logistikk og teknologi. Blir dette vellykket, planlegger vi ytterligere sju slike kampanjer, sier prosjektleder Tore Kulset i Heidrun videreutvikling til Offshore.no.
Ingen ny plattform
Statoils analyser viser at Heidrun-anlegget, med kontinuerlig vedlikehold og modifikasjoner, vil kunne bore til 2040. Altså blir det ingen ny plattform på feltet.
- Dette gjør at vi slipper store opphold, som ville vært alternativet hvis vi for eksempel skulle bygget om boreanlegget på nytt eller installert en ny brønnhodeplattform, noe som er svært viktig på et felt som Heidrun, der brønner dør kontinuerlig. Totalt sikter vi nå mot to brønner i året, noe som vil kunne gi 50-60 brønner fram mot 2040, sier Kulset.
200 millioner fat ekstra
I høst ble reservene igjen oppskrevet med rundt 53 millioner fat som følge av forlenget boreperiode og forlenget levetid på subseaanlegget. Ambisjonen er nå å heve reserveestimatene fra 1,1 milliarder fat til 1,3 milliarder fat. Dette skal gjøres gjennom flere brønner, bruk av kjemiske metoder, forlenget levetid og lavtrykksproduksjon.
Kjemiske metoder
Når det kommer til kjemiske metoder, er det flere prosjekter på gang, men bruk av avsaltet sjøvann er kommet lengst.
- Der har vi gjennomført omfattende og ressurskrevende tester med suksess. Vi får vasket ut mer fra reservoaret enn med vanlig vanninjeksjon, opptil 25-50 prosent i testbrønnene, men det er ikke representativt for hele reservoaret. Potensialet på Heidrun er på 10-15 millioner fat. Det vil derfor ikke være den ene løsningen som tar oss i mål, men én viktig brikke i helheten. Investeringene er foreløpig estimert til to milliarder kroner og mulig oppstart er i 2016-2017, men det er langt fram til en beslutning, sier Kulset.
- Et lite gjennombrudd
Han kaller dette et "lite gjennombrudd for EOR på norsk sokkel".
- Vi har fått laget en testmetodikk som fungerer og dette kan bety mye, også for nye felt. Hvis man kommer inn tidligere i feltets levetid er potensialet betydelig, og det vil bli spennende å se om dette kan være en aktuell metode for de nye store feltene til Statoil, for eksempel Skrugard.
Utvider levetiden på Snorre
Bunnfast plattform, flyter eller flere subseabrønner er alternativene Statoil og partnerne vurderer for å utvide Snorres levetid til 2040.
- Det er identifisert mange små boremål, og vi vurderer derfor alternativer for å utvide borekapasiteten. Snorre er et relativt sakteprodusernde felt, som trenger mange brønner, sa prosjektleder for Snorre 2040, Stein Rune Jakobsen, under konferansen "Forretningsmuligheter og utfordringer i modne felter" i Stavanger.
Helt konkret vurderer Statoil bunnfast plattform (jacket) eller flyter (TLP - tension leg platform) opp mot en utvidelse av undervannsanlegget på feltet. Valget mellom jacket og TLP skal tas i sommer. Deretter skal dette vurders opp mot en subsealøsning før endelig valg av konsept er planlagt i løpet av høsten.
- Det er åpenbart billigere å bore plattformbrønner enn subseabrønner. Samtidig er vedlikehold av våte brønner mer krevende, så reservepotensialet er større med plattform. Men investeringen er høy, og alt koker ned til økonomi, sier Jakobsen.
Snorre A og B har lenge igjen
Statoil ser for seg at den aktuelle løsningen skal komme i tillegg til Snorre A og Snorre B. Ikke som en erstatning.
- Vi investerer mye og forbereder begge plattformene på et langt liv, sier han.
Snorre har per i dag produsert 34 prosent av reservoaret, og man jobber nå mot 46 prosent. Ambisjonen er likevel enda høyere, 55 prosent, noe som vil gi 300 millioner fat ekstra. I tillegg til økt borekapasitet, tror Statoil at løsningen ligger i bedre reservoarforståelse, EOR, gass- og vanninjeksjon og utvidet levetid for feltet.
- Vi vurderer blant annet en løsning med permanent seismikk på havbunnen. Da blir plassering av kablene en utfordring fordi vi ikke helt vet hva som skal ned dit av for eksempel framtidige subseastrukturer.
Petoro ivrer for brønnhodeplattform
Rambøll har fått i oppdrag av Petoro å vurdere mulighetene for å bygge en ny brønnhodeplattform på Snorre.
- Dette er Petoros initiativ, ikke lisensens. Men det er et initiativ vi setter pris på. Flere studier er til det gode, sier Jakobsen til Offshore.no.
Ormen krymper
Men ikke alle pilene peker oppover.
Det vakte stor oppsikt da Ormen Lange-reservene ble nedskrevet med rundt 100 milliarder kubikkmeter gass (25 prosent) i 2009. Og nå er Shells gigant nok en gang nedjustert. Riktignok bare med 6,6 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter, men det er likevel den tredje største nedjusteringen på norsk sokkel de siste fem årene, med bare Heidrun og den forrige Ormen Lange-justeringen foran på listen.
- Som tilfellet er med de fleste olje og gassfelt, vil det være justeringer i estimatene for utvinnbare volum. Dette baseres på brønndata og stadig mer kunnskap om reservoaret. Ormen Lange er fremdeles veldig tidlig i livssyklusen, og det totale utvinnbare volumene har vært relativt stabilt siden ressursregnskapet for 2009, sier kommunikasjonssjef Kitty Eide i Norske Shell til Offshore.no.
Kompresjon neste
Ormen Lange er Norges nest største og Europas tredje største gassfelt. Shell tester nå sin gigantpiloten for subseakompresjon i Nyhamna, mens investeringsbeslutning trolig kommer i slutten av 2012, med mulig "first gas" 2016-2017.
Ifølge Eide dreier dette prosjektet seg om å sikre de verdiene som allerede er estimert.
- Framtidig kompresjon er inkludert i estimatene for de totale utvinnbare ressurser, sier hun til Offshore.no.
Skuffelser og gigantinvesteringer
Shell har opplevd nedtur etter nedtur i Norskehavet de siste årene. I 2010 skuffet både letebrønnen på Dalsnuten og avgrensningen på Gro-funnet kapitalt, og i fjor sommer leverte selskapet tilbake Gro-lisensen. I tillegg boret selskapet en tørr avgrensningsbrønn på Ormen Lange. Likevel har selskapet betydelige investeringsplaner i området.
Det er ventet at videreutvikling av Ormen Lange, utbygging av Linnorm-funnet og tilhørende modifikasjoner på henholdsvis Nyhamna og Draugen-plattformen vil gi investeringer på rundt 70 milliarder kroner.
- Aldri fornøyd
 Under Statoils energiseminar i Bergen denne uken, oppfordret oljedirektør Bente Nyland nok en gang selskapene om å få fart på planene for å sikre maksimal utvinning fra de modne feltene på sokkelen.
- For oss virker det som om optimistene i oljeselskapene driver med leting og pessimistene med økt utvinning, sa hun. Til stor latter fra salen.
- Margareth Øvrum pleier å spørre meg om vi noensinne blir fornøyd med det arbeidet Statoil gjør. Svarer er nok; aldri.
Oversikt over reserveestimater for utvalgte felt siden 2008. Alle tall i millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter:
| Felt |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
| Alvheim |
35,6 |
42,4 |
44,6 |
45,7 |
| Ekofisk |
712,2 |
716,8 |
720,6 |
743,1 |
| Gullfaks Sør |
105,2 |
127,0 |
135,4 |
131,8 |
| Heidrun |
230,9 |
216,8 |
216,4 |
224,9 |
| Kvitebjørn |
107,2 |
107,9 |
131,0 |
127,8 |
| Njord |
39,9 |
40,5 |
46,0 |
50,6 |
| Ormen Lange |
423,2 |
320,3 |
319,8 |
313,2 |
| Oseberg |
491,0 |
500,5 |
503,9 |
509,1 |
| Ringhorne Øst |
9,0 |
12,2 |
15,3 |
17,0 |
| Snorre |
249,5 |
253,7 |
256,7 |
266,8 |
| Snøhvit |
190,7 |
190,9 |
190,9 |
211,0 |
| Troll |
1625,6 |
1629,6 |
1631,1 |
1742,6 |
| Tyrihans |
77,6 |
77,6 |
76,5 |
88,0 |
| Valhall |
181,5 |
180,9 |
182,7 |
184,3 |
| Visund |
87,6 |
89,8 |
90,8 |
94,2 |
| Yme |
18,8 |
19,3 |
20,0 |
19,9 |
| Åsgard |
368,1 |
368,6 |
373,5 |
394,2 |
Tema i saken:
Felt i saken:
Annonse
|
|
|