Enhanced oil recovery (EOR) på norsk sokkel (.pdf)

ENHANCED OIL RECOVERY
PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL
En rapport fra KonKraft
ENHANCED OIL RECOVERY
PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL
En rapport fra KonKraft:
Utarbeidet av en EOR-arbeidsgruppe med deltakelse fra:
Forsiden: Skandi Flora koblet til Gullfaks A plattformen under vanndivergeringsfelttest i 2011
(Foto: Halliburton).
2
Sammendrag og konklusjoner
Oljeproduksjonen på norsk sokkel er nesten halvert siden toppen i 2000. Til tross for en del større funn
forventes produksjonen å avta ytterligere. Selv om en forventet utvinningsgrad på 46 prosent for olje er
3
relativt høyt i forhold til resten av verden, betyr det likevel at mer enn halvparten av oljen, ca. 5 milliarder Sm ,
3
ikke vil bli produsert i forhold til dagens besluttede planer. Å redusere disse 5 milliarder Sm restolje og
dermed øke utvinningsgraden på norsk sokkel er god ressursforvaltning og kan gi store merverdier til
samfunnet.
Enhanced Oil Recovery (EOR, ‘avanserte utvinningsmetoder’) har en sentral rolle i debatten om økt utvinning.
Ved hjelp av EOR er man i stand til å få ut olje som ikke kan produseres ved hjelp av andre tiltak som boring
av flere brønner eller ytterlige vann- eller gassinjeksjon. Ved de rette beslutninger og tiltak kan muligens et
stort verdipotensial utløses på norsk sokkel.
Olje- og Energidepartementet gav i februar 2011 aktørene i næringen, gjennom KonKraft, i oppgave å
vurdere ulike tiltak som kan bidra til økt ressursutnyttelse og verdiskaping på norsk sokkel. En EORekspertgruppe ble nedsatt og har arbeidet med følgende tema:
■
■
■
■
Vurdere muligheter til EOR-implementering på norsk sokkel
Utrede hvorfor EOR-beslutninger er forretningsmessig vanskelig å ta, ved å analysere de viktigste
mangler innen teknologi, arbeidsprosesser og forretningsmessig grunnlag
Fremme forslag til tiltak for at flere EOR-prosjekter kan realiseres
Vurdere implikasjoner av de foreslåtte tiltak for selskap og myndigheter.
I denne rapporten foreligger det en oversikt over de viktigste EOR-metodene og de prinsippene de baseres
på. Det er også gitt sammendrag fra viktige erfaringer og vurderinger av relevante EOR-prosjekter.
Årsakene til at få EOR-prosjekter er implementert er mange og sammensatte, men de forholdene som blir
vurdert å være de største hindrene for EOR-tiltak på norsk kontinentalsokkel er:
■
■
■
■
■
■
Høye kostnader
Manglende vekt- og volumreserver på eksisterende plattformer
Stor usikkerhet vedrørende effekten av EOR-tiltaket
Behov for teknologiutvikling og kvalifisering
Strenge krav til utslipp av kjemikalier til sjø
Logistikkløsninger for håndtering av EOR-kjemikalier.
På tross av de nevnte hindrene har arbeidsgruppen definert og diskutert en rekke tiltak som kan muliggjøre
økt EOR-innsats på norsk sokkel. Bakgrunnen for og konsekvensen av tiltakene er beskrevet nærmere i
rapporten. Tiltakene peker tilbake til en eller flere av de nevnte hindringene, men de er kategorisert i
hovedgrupper i henhold til hvordan de er behandlet av arbeidsgruppen. En summarisk oversikt over de
foreslåtte tiltakene er vist nedenfor.
Tiltak innenfor grunnleggende forutsetninger for EOR:
■
■
■
Sørge for ytterligere støtte til tverrfaglig samarbeid gjennom eksisterende organer som FORCE,
PETROMAKS og DEMO2000 for kontinuerlig erfaringsoverføring av EOR-teknologi.
Utvide deltagelse i eksisterende fora til å inkludere også leverandør- og serviceindustri for
tilrettelegging av tverrfaglig samarbeid.
Opprette en «beste praksis» veiledning og databank for EOR-teknologi.
3
■
Undersøke om høyere regnekapasitet (på datamaskiner) kan bidra til forbedret beskrivelse av både
fordeling av gjenværende olje og gass i reservoaret og effekt av EOR-tiltaket.
Tiltak innen helhetlig reservoarstyring
■
■
Endre Plan for Utbygging og Drift til å inneholde plan for studier og datainnsamling samt
sannsynliggjøre gjennomførbarhet med et EOR-basert utbyggingskonsept.
Justere innholdet i årlig rapport fra feltenhetene til å inkludere innberetning av eventuelle avvik fra
planer samt konkretisering av planlagte tiltak for studier og datainnsamling.
Tiltak innen HMS
■
■
■
Igangsette studier og forskning for metoder og teknologi for deteksjon og behandling av
tilbakeproduserte EOR-kjemikalier.
Igangsette studier og forskning for vurdering av utslipp til sjø av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier.
Igangsette studier for helhetlig vurdering for bruk av EOR-kjemikalier som inkluderer miljø- og
ressursforvaltningsmessige totalkonsekvenser.
Tiltak innen lønnsomhet
■
■
■
Igangsette studier for å vurdere effekter av områdeløsninger samt tekniske og økonomiske effekter
av EOR-service-/forsyningsskip
Utføre vurderinger av mulige kostnadsreduksjoner av EOR-kjemikalier og om eventuelt nye
forretingspotensialer kan ses i sammenheng med EOR-kjemikalier eller mellomprodukter.
Initiere et tidsbegrenset program med direkte økonomisk støtte til EOR-prosjekter som oppfyller gitte
krav.
Arbeidsgruppen har ikke foretatt noen prioritering av de foreslåtte tiltakene, men er av den oppfatning at de
enkeltvis og samlet kan bidra til å øke ressursutnyttelsen og dermed verdiskapningen på norsk sokkel.
4
Kapittel 1 | Innledning
Oppnevning og mandat.
Olje- og energidepartementet (OED) oppnevnte i 2010 et ekspertutvalg med oppdrag å utrede tiltak som kan
bidra til økt ressursutnyttelse og verdiskaping fra eksisterende felt på norsk kontinentalsokkel. I dette arbeidet
ble det lagt fram et enormt volumpotensial som muligens kan oppnås med hjelp av kraftig økt innsats på økt
1
utvinning og det ble foreslått 44 dedikerte tiltak for å øke innsatsen.
En del, hovedsakelig regulatoriske, tiltak som utvalget kom med var rettet mot OED. Disse har blitt ivaretatt av
Departementet og utarbeidet i Stortingsmelding 28 (2010-2011): En næring for framtida – om
2
petroleumsvirksomheten. De øvrige, hovedsakelig tekniske og økonomiske, tiltakene gjelder selve næringen.
i
Departementet gav i februar 2011 aktørene i næringen, gjennom KonKraft , i oppgave å vurdere 16 av disse
tiltakene. Disse tiltakene dekker et bredt spekter av temaer og områder. KonKraft har etablert forskjellige
arbeidsgrupper som har vært innom følgende temaer:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
Teknologi/F&U og pilotering
Reservoarforståelse og modellering
Trykkbalansert boring
EOR-satsing (Enhanced Oil Recovery)
Standardkontraktene
Boreanlegg
Standardisering
Kostnadskultur og kontinuerlig forbedring
Levetidskostnader
Kostnads- og regelverkstiltak
Subsea gjennomføringsmodell.
Tema 4, EOR-satsing (Enhanced Oil Recovery; avanserte utvinningsmetoder), har blitt evaluert av en EORekspertgruppe og omtales i denne rapporten. I henhold til mandatet fokuserer evalueringen på:
■
■
■
■
Vurdere muligheter til EOR-implementering på norsk sokkel
Utrede hvorfor EOR-beslutninger er forretningsmessig vanskelig å ta ved å analysere de viktigste
årsakene til mangel innen teknologi, arbeidsprosesser og forretningsmessig grunnlag.
Fremme forslag til tiltak for at flere EOR-prosjekter kan realiseres
Vurdere implikasjoner av de foreslåtte tiltak for selskap og myndigheter.
Oppgaven har blitt overlatt av KonKraft til Statoil som operatør av flere lisenser med både tidligere og
pågående EOR-vurderinger. Som ansvarlig selskap vurderte Statoil det som verdifullt med innspill fra flere
aktører i næringen, og inviterte derfor et utvalg av andre aktører til å bidra i arbeidsgruppen. Ekspertgruppen
har hatt følgende medlemmer:
■
■
■
■
■
■
Tor Karlsen, Statoil
Thom van der Heijden, Statoil
Mariann Dalland, Oljedirektoratet
Adolfo Henriquez, Petoro
Are Manneråk, Schlumberger
Gjertrud Bolstad Moeng / Pål Helge Nøkleby, Aker Solutions.
Ekspertgruppen ble opprettet i 2012 og har i perioden september 2012 til mars 2013 avholdt 12 møter. I
tillegg har ekspertgruppen fått bidrag fra flere eksterne kilder.
i
KonKraft er en samarbeidsarena for Landsorganisasjonen i Norge (LO), Norsk Industri, Norges Rederiforbund og Norsk
Olje og Gass; ref. http://www.konkraft.no.
5
Mandatet fra KonKraft til Statoil angir at feltene Brage og Grane skal brukes som eksempel siden disse to
feltene nylig har gått gjennom en omfattende EOR-beslutningsprosess. Disse casene har derfor blitt inkludert
i evalueringen omtalt i denne rapporten (ref. tekstboks 2.6 og 2.7). Analysen inneholder imidlertid en generell
vurdering av muligheter til EOR-implementering på norsk sokkel. Dette ble gjort i enighet med KonKraft.
Bakgrunn
Oljeproduksjonen på norsk sokkel er nesten halvert siden toppen i 2000 og, til tross for en del større funn,
3
forventes produksjonen å avta ytterligere. Selv om en forventet utvinningsgrad på 46 prosent for olje er
3
relativt høyt i forhold til resten av verden, betyr det likevel at mer enn halvparten av oljen, ca. 5 milliarder Sm ,
3
ikke vil bli produsert i forhold til dagens besluttede planer.
3
Å redusere disse 5 milliarder Sm restolje og dermed øke utvinningsgraden på norsk sokkel er god
ressursforvaltning og kan gi store merverdier til samfunnet. Per i dag har 1 % økt utvinningsgrad på norsk
2
sokkel et brutto verdipotensial på ca. 325 milliarder kroner (antatt 570 NOK/fat olje). Selv en liten økning i
utvinningsgraden i bare et fåtall store felt kan representere en betydelig verdi.
Olje som blir værende igjen i et reservoar kan deles i to kategorier; mobil og immobil olje, se figur 1.1:
Figur 1.1. Mobil og immobil olje ved vannflømming (Kilde: Oljedirektorat).
Mobil olje er bevegelig olje som ikke har blitt kontaktet av produksjonsbrønner, injeksjonsvann eller
injeksjonsgass. Den type olje kan i prinsippet mobiliseres og utvinnes ved hjelp av flere brønner og mer
langvarig bruk av vann- og/eller gassinjeksjon. Immobil olje er olje som henger fast på poreveger i reservoaret
6
og som ikke kan presses ut av porene og produseres ved injeksjon av (mer) vann eller gass. Oljedirektoratet
4
har estimert at 43 % av den gjenværende oljen på NCS er immobil.
Ulike teknologier rettet mot å redusere restoljen og øke utvinningen fra eksisterende felt omfatter blant annet
boring- og brønnteknologi, plattformteknologi, integrerte operasjoner, undervannsløsninger,
reservoarkartlegging og injeksjonsteknikker. Til sammen kalles de IOR eller Improved Oil Recovery
(bransjeord: ‘økt utvinning’). Med andre ord, IOR dekker alle tiltak som kan øke olje- eller gassutvinning fra
eksisterende felt i forhold til dagens planer:
Boks 1.1 IOR og EOR
■
Improved Oil Recovery; IOR refererer til alle lønnsomme tiltak rettet mot å forbedre olje- eller
gassutvinning fra eksisterende felt.
■
Enhanced Oil Recovery; EOR refererer til ukonvensjonelle, avanserte injeksjonsteknikker som er
rettet mot å forbedre fortrengningseffekt av injeksjonsvann eller injeksjonsgass.
Terminologien Enhanced Oil Recovery (EOR) brukes for å omtale injeksjonsteknikker som kommer i tillegg til
5,6
det som regnes som konvensjonelle metoder; f.eks. vann- eller gassinjeksjon for trykkvedlikehold. EORmetodene er rettet mot å forbedre fortrengningseffekten av injeksjonsvæsken ved å endre væskeegenskaper
og kalles derfor også ‘avanserte utvinningsmetoder’. Man kan for eksempel tilsette kjemikalier, redusere
saltinnhold eller bruke andre typer gass som er mer effektive for fortrengning av olje i reservoaret, videre kan
man bruke en kombinasjon av injeksjonsvann og injeksjonsgass i samme brønn for å forbedre
fortrengningseffekt av den enkelte fasen, ref. Tabell 1.1. Også kombinasjoner av ulike metoder er mulig.
Tabell 1.1. EOR-metoder og beskrivelse.
EOR-Metode
Beskrivelse
Surfaktant flømming
vann-basert
Alkalisk flømming
vann-basert
Lav-salinitet vannflømming
vann-basert
Kalles også tensid eller såpe flømming. Ved å redusere overflatespenning
mellom olje og vann kan surfaktant redusere lokale restoljemetning.
Restoljemetning blir redusert ved å øke pH kraftig og danne surfaktanter
lokalt i reservoaret.
Redusert saltinnhold i injeksjonsvann kan i enkelte tilfeller gi en redusert
restoljemetning og dermed økt oljeproduksjon. Selve mekanismen er
fortsatt ikke helt forstått.
I denne metoden tilsettes polymerkjemikalier som et «tykningsmiddel»
til injeksjonsvannet for å oppnå en bedre og jevnere væskefortrengingen
av olje med vann (forbedre makroskopisk fortrengningseffekt). Det kan
føre til bedre utvinning.
Injeksjonsvannet tilføres kjemikalier som, etter plassering i reservoaret,
endrer lokale gjennomtrengelighet ved å plugge deler av reservoaret.
Kjemikalier injiseres som en vann-aktig stoff; plugging skjer ved tid og
endringer i temperatur og kjemiske forhold.
Kalles også mikrobiell EOR. Redusering av lokal restoljemetning skjer
med hjelp av bakterier, enten ved å tilføre næringsstoffer til bakterier
som allerede er til stede i reservoaret, eller ved å tilføre nye bakterier.
En form for gassinjeksjon. Ved å bruke en gass som er blandbar med
Polymer flømming
vann-basert
Vanndivergering
vann-basert
MEOR
vann-basert
Blandbar gassinjeksjon
7
gass-basert
CO2 injeksjon
gass-basert
WAG/SWAG
Vann/gass-basert
FAWAG
Vann/gass-basert
Termisk
Damp-basert
tilstedeværende olje under reservoarbetingelser kan en reduksjon i
restoljemetning oppnås.
En form for blandbar gassinjeksjon. Ytterligere fordel er lagring av CO2 i
oljereservoaret.
Ved å bruke en kombinasjon av vann og gass i samme brønn kan en
bedre fortrenging oppnås. Vann- og gassfasen kan injiseres vekselvis
(WAG) eller samtidig (SWAG).
Skum-Assistert Vann-Alternerende-gass injeksjon. Skum-dannende
forbindelser kan tilsettes WAG prosesser når en opplever dårlig
fortrengningseffekt av gassfasen og kan ses på som en gassdivergeringsmetode. Skum reduserer hvor lett gass beveger seg i et
reservoar og kan dermed redusere gassproduksjon og øke
oljeproduksjon.
Termiske metoder innebærer tiltak som øker temperaturen i reservoaret
for å få tung, viskøs olje til å strømme enklere. Tiltak i bruk er in-situ
forbrenning, injeksjon av varmt vann og damp. Dampinjeksjon dominerer
av de tre og brukes i stor skala for å utvinne ekstra tung olje.
EOR omfatter metoder som kan både forbedre såkalt makroskopisk fortrengningsmekanisme (målrettet mot
mobil restolje) og såkalt mikroskopisk fortrengningsmekanisme (målrettet mot immobil restolje i flømmede
områder). Spesielt fordi det ikke finnes noen andre metoder for å redusere restoljemetning i flømmede
områder (immobil olje) er EOR en interessant og viktig teknologi. Med EOR er man i stand til å mobilisere og
få ut olje som ellers ikke ville produseres, ref. Figur 1.2:
Figur 1.2. Andel av olje som blir værende igjen i produserende felt klassifisert i typene mobil og immobil
olje. Boksene viser IOR/EOR-tiltak som kan benyttes (Kilde: Oljedirektorat).
8
7
Det forventes at EOR kommer til å bidra mye til produksjon på verdensbasis. Også på norsk sokkel er det
1,8
antatt store volumer som teknisk sett kan utvinnes med EOR-tiltak. I Norge vil det være ønskelig med en
videre rask utvikling og uttesting av EOR-metoder slik at metodene kan brukes i modne felt før disse stenges
ned og potensielt store inntekter vil gå tapt hvis ikke EOR-tiltak gjennomføres. I tillegg vil videre modning av
EOR-teknikker i Norge føre til at de kan evalueres og brukes i nye felt.
9
Kapittel 2 | EOR erfaringer
9
Det er rapportert at ca. 3% av verdens oljeproduksjon kan knyttes til EOR-metoder. Den store majoriteten av
EOR-prosjekter foregår på land. Over 50% av produksjonen relatert til EOR-metoder kommer fra USA, Kina
og Canada. I USA finnes det blant annet et vesentlig antall prosjekter med CO 2. Kina har blant annet en del
prosjekter med ulike former for kjemisk flømming, mens EOR-prosjektene i Canada hovedsakelig er knyttet til
termiske metoder for utvinning av tungolje.
Offshore finnes det svært få fullskala EOR-prosjekter. Det er imidlertid satt i gang en håndfull prosjekter de
siste årene, hvorav kan nevnes Totals Dalia polymerprosjekt i Angola, BPs Clair Ridge lavsalinitetvannprosjekt i Storbritannia og Chevrons Strathspey vanndivergeringsprosjekt, se boks 2.1-2.3. På norsk
sokkel er CO2 blitt injisert for å unngå utslipp, men er ikke benyttet til EOR, se boks 2.4.
Selv om det ikke er forskjeller i reservoarene mellom felt på land og felt offshore er det flere grunner til at
EOR blir mindre brukt offshore. Av disse kan nevnes:
■
■
■
■
Offshore produksjonsinstallasjoner har kapasitetsbegrensninger. Det er utfordrende og dyrt å foreta
ombygginger for å gjøre installasjonene i stand til å behandle store mengder med EOR-kjemikalier og
utstyr.
Offshore oljefelt har færre brønner, og dermed større avstand mellom brønnene. Færre
injeksjonspunkter gjør det vanskeligere å få EOR-væsker til de områdene i reservoarene hvor de vil
ha størst effekt. Lang avstand mellom injeksjonsbrønner og produksjonsbrønner medfører også sen
tilbakebetaling i form av økt produksjon.
Datainnsamling offshore er dyrt samtidig som få brønner og stor avstand mellom brønnene gjør at
datagrunnlaget er usikkert. Dette resulterer i at det er vanskeligere å identifisere hvor gjenværende
olje er fordelt i reservoarene og derav vanskeligere å identifisere områder med potensiale for økt
utvinning ved hjelp av EOR-metoder.
Miljøreguleringer relatert til EOR-kjemikalier er en større utfordring offshore enn på land blant annet
på grunn av plassbegrensninger og strenge krav til utslipp av vann til sjø.
10
Boks 2.1 Dalia polymer
Selskapet Total opererer tungoljefeltet Dalia offshore Angola.
Dette er det første prosjektet med polymerinjeksjon på dypt
vann. Oljeproduksjonen startet i 2006 og det første forsøket med
injeksjon av polymer i en testbrønn startet allerede i 2009.
Prosjektet ble videreført i 2010 til implementeringsfase 1, med
injeksjon i en del av feltet og har så langt vist positive resultater10.
Integrerte studier viste at polymerinjeksjon er mer effektiv hvis
den begynner tidlig i feltets levetid. Det var derfor et stort press
på Total for å implementere tiltaket før utløpet av lisensen fra
Angolske myndigheter. Dette bidro til en rask gjennomføring.
For å beslutte fullfelt implementering ble det nødvendig å bore
en observasjonsbrønn ca. 100 meter fra en injektor for å
verifisere effektiviteten av polymerisert injeksjonsvann i
reservoaret.
Prosjektet har hatt mange representative utfordringer for
offshore EOR som store avstander mellom brønner, tilgjengelig
vann med høyt saltinnhold (som er uheldig for polymerens
effektivitet) og logistikk i forsyningskjeden for polymer.
Fra Total konkluderes det allikevel med at disse utfordringene er
løsbare og at erfaringene fra dette prosjektet vil danne grunnlag
for videre implementering av offshore EOR-prosjekter. Det
forventes en økt utvinningsgrad av olje i størrelsesorden 5 % som
følge av polymerinjeksjonen.
Bildet viser prosessanlegget for håndtering av polymeren for fase
1 om bord på Dalia FPSO.
Figur 2.1 Prosessanlegget for
håndtering av polymer i fase 1 av
prosjektet. (Kilde: Morel et al.10)
11
Boks 2.2 Clair Ridge lavsalinitet vanninjeksjon
I 2011 vedtok BP og lisenshaverne på Clair Ridgefeltet på britisk sokkel å inkludere et lavsalinitet
vanninjeksjonsanlegg i utbyggingen av feltet. Eierne har tatt beslutning om lavsalinitet vanninjeksjon
uten å gå gjennom en prosess med felttesting på feltet, men bruker erfaringer hovedsakelig BP gjorde
gjennom et omfattende laboratorieprogram og felttester på andre felt, noe som er ganske enestående.
Kostnaden på avsaltingsanlegget er anslått til å være bare en tredjedel av hva en tilsvarende
modifikasjon på en eksisterende plattform i Norge vil koste, noen som understreker poenget med å
planlegge EOR-tiltak tidlig i feltets levetid. BP forventer å øke oljeutvinningen med 42 millioner fat
sammenliknet med injeksjon av sjøvann med normalt saltinnhold.11,12
Boks 2.3 Bright WaterTM
BP rapporterer å ha behandlet over 80 brønner med Bright WaterTM, en polymer som tetter
reservoarlag med høy gjennomstrømning og som allerede har blitt flømmet av vann.13 Det skal
bemerkes at alle disse BP-brønnene er på land selv om det ikke er prinsipielt vanskelig å utføre disse
operasjoner offshore. Resultater offshore kommer senere på grunn av lange avstander mellom
injeksjons- og produksjonsbrønner. Logistikk er også en utfordring offshore. Chevron har brukt denne
metoden med suksess på UK sokkel på Strathspey feltet, og rapporterte en økt produksjon på 130 000
fat oljeekvivalenter første året og god økonomi.14 Både BP og Chevron var med på å utvikle Bright
WaterTM i 1997, med første bruk i 2001 i det indonesiske Minas feltet.15
12
Boks 2.4 CO2 EOR
Norge har lang erfaring med lagring av CO2. Siden 1996 har rundt 13 million tonn CO2 blitt skilt fra
gassproduksjonen på Sleipner Vest-feltet for lagring i en geologisk struktur i området. På Melkøya LNG
anlegg har CO2 blitt utskilt fra naturgass fra Snøhvitfeltet siden 2008. Opp til 700.000 tonn CO2 kan
separeres fra Snøhvit feltets brønnstrøm og injiseres i en geologisk struktur i Snøhvit området hvert år.16
Teknikken er imidlertid ikke anvendt til EOR-formål i Norge ennå.
Hva er CO2 EOR?
Metoden baserer seg på to ulike prinsipper, det ene er innblanding av CO2 i oljen for å gjøre flyt og
fortrengningsegenskapene bedre. Den andre baserer seg på å benytte gassen som en ren fortrenger av
oljen, ved betingelser som gjør at den ikke blandes inn i oljen. Det er den første mekanismen som er
mest benyttet. Erfaringer over mange tiår i USA viser at effekten av CO2-injeksjon øker utvinningsgraden i
området 5 – 15 % av opprinnelig mengde olje. Hvor effektiv prosessen er, avhenger blant annet av
fysikalske forhold som trykk og temperatur etc., av reservoaregenskaper og av avstanden mellom
injektor og produksjonsbrønner.
Ved å pumpe CO2 ned i oljereservoarene som ellers ville bli sluppet ut i atmosfæren, oppnås en dobbel
effekt: lagret CO2-gass og økt oljeutvinning. Denne synergieffekten gjør at det viktige globale
perspektivet med reduksjon av utslippet av klimagassen CO2 kan kombineres med økt etterspørsel av
olje.
Figur 2.2. Metodikk CO2 EOR (Kilde: Oljedirektoratet).
13
CO2 EOR offshore
De fysikalske forutsetningene og kravene til CO2 EOR er ikke annerledes offshore enn onshore. De
viktigste faktorene som skiller offshore-basert CO2 EOR fra onshore er:
■ Begrenset tilgang på CO2
■ Store avstander mellom brønnene
■ Teknologien krever omfattende prosessutstyr; installasjoner offshore har begrenset
vektkapasitet og plass tilgjengelig
■ Ikke tilstrekkelig CO2-bestandig materialkvalitet på prosessutstyr i eksisterende anlegg
■ Uavklarte teknologiforhold relatert til offshore situasjonen (bøye lasting/lossing, overvåking av
mulig lekkasje, osv.)
■ Høy CAPEX og OPEX.
Alle disse forholdene er utredet i ulike fora og det er ikke kommet opp noen momenter som betyr at CO2
EOR teknologisk ikke kan anvendes offshore. De viktigste årsakene til at teknikken ikke er anvendt er
store ekstra kostnader og den usikre tilgangen på CO2. Tidligere vurderinger for norsk sokkel var basert
på betydelig lavere oljepris enn den som har vært gjeldende i de senere år. Dette burde føre til økt
mulighet for økonomisk forsvarlige prosjekter med rådende oljepriser.
Det er utført en rekke studier for anvendelse av CO2 EOR i Nordsjøen. Det pekes på at potensialet er
meget stort, men at både usikkerheten rundt faktiske forventede økte volumer, tilgjengelighet av CO2 og
kostnader ved ombygging av installasjoner er for store til at noen studier har ført til realisering. Av
publiserte arbeider ser det ut til at kun veldig store felt, med tilhørende store behov for CO2 tilførsel og
omfattende infrastruktur i forsyningskjeden, og felt rund eksisterende CO2 kilder (Sleipner, Snøhvit) har
vært vurdert.17 Det antas at de økonomiske vilkårene for å benytte CO2 til EOR i Nordsjøen nå er
vesentlig bedre enn for ca. 10 år siden på grunn av den høyere oljeprisen og at slike konsepter dermed
bør kunne revitaliseres.
Mulige vei videre for offshore CO2 EOR
Det anses ikke som realistisk at noen operatør vil starte direkte med et storskala
implementeringsprosjekt av CO2 EOR i Nordsjøen, selv om mange forhold allerede er kartlagt. Første
trinn vil uansett være en mindre skala pilot for å teste ut alle teknologiske og økonomiske forutsetninger.
I en slik sammenheng anbefales derfor at det i første omgang fokuseres på å gjennomføre et
representativt pilotforsøk. Videre arbeid med avklaringer av reguleringsmessige og økonomiske vilkår for
CO2 EOR i større skala kan da gå videre i parallell med pilotprosjektet.
14
I Norge ble det på 80- og 90-tallet gjennomført betydelig forskning på EOR-metoder gjennom flere delvis
statlig finansierte program. Det første av disse var JCR (‘Joint Chalk Research’). Senere startet SPOR
(‘Statlig Program for Økt utvinning og Reservoarteknikk’), etterfulgt av flere forskningsprogram med både
statlig og industriell finansiering, blant annet RUTH (‘Reservoir Utilization through advanced Technological
Help’). Ved avslutning er RUTH ble FORCE (‘FOrum for Reservoir Characterisation, reservoir engineering
and Exploration’) etablert som et samarbeidsforum for økt olje- og gassutvinning og forbedret leting med
18
deltakelse fra olje- og gasselskaper og myndighetene i Norge. Den grunnleggende ideen med forumet er å
dele kunnskap gjennom nettverksgrupper, og å muliggjøre samarbeid på tvers av oljeselskaper og lisenser
med fokus på teknologiutvikling og felttesting.
Som resultat av den innsatsen som er gjort over tid anses i dag gassinjeksjon, vanninjeksjon og alternerende
vann- og gassinjeksjon (WAG) som basis dreneringsstrategier på norsk sokkel. I dag har for eksempel over
2
30 felt vanninjeksjon og over 20 felt gassinjeksjon i en eller annen form. WAG har også blitt benyttet i mange
felt med stor suksess. Bruk av skum har også fått en viss anvendelse, for eksempel i FAWAG-prosjektene på
19,20
Snorre, Brage, Oseberg og Statfjord.
Snorre-prosjektet er i ettertid vurdert som en suksess, og
arbeidsgruppen har forsøkt å identifisere viktige element for suksess og læring, se boks 2.5.
Boks 2.5 Snorre FAWAG
Snorre FAWAG-prosjektet foregikk som en del av et omfattende IOR kvalifiseringsprogram for Snorre i
perioden 1993-2000. Saga Petroleum fant og bygde ut Snorre feltet og var også operatør inntil
integrasjonen med Hydro 1.1.2000. FAWAG-prosjektet inneholdt et større forsknings- og
piloteringsprogram med totalt fire felttester i perioden 1996-2000. De siste to var verdens første
reservoarskala-tester offshore som involverte dyp injeksjonsbehandling.
Ved start av produksjon var forventet utvinningsgrad på Snorre bare 30% av tilstedeværende olje.
Produksjon ble støttet av vanninjeksjon. En tidligfase IOR-vurdering konkluderte med at gjeldende
produksjonsstrategi kunne forbedres ved å reinjisere noe av den produserte gassen i kombinerte vann-oggass injeksjonsbrønner ved vann-alternerende-gass (WAG) injeksjon. Vurderingen gav en forventning om
begrenset reservoardekning med gass og stor grad av gass-sirkulering, og at skum eller skumassistert WAG
(FAWAG) ville kunne forbedre prosessen. Skum ville begrense gassens evne til å bevege seg i reservoaret,
og derav gi en bedre fordeling av gassen og mindre grad av sirkulering av gass. Skum lages i reservoaret
ved å blande surfaktant (såpe) i injeksjonsvannet og deretter injisere gass, i prinsippet det samme som når
man «blåser såpebobler», bare at dette gjøres i en porøs stein.
Saga startet i 1993 et IOR-prosjekt for å øke utvinningen i Snorrefeltet. Basert på en IOR-screening der
flere relativt umodne muligheter ble identifisert, ble det utarbeidet en kvalifiseringsplan som ble godkjent i
lisensen i 1993. Planen inkluderte en tidsplan for teknologikvalifisering, hva kvalifiseringen totalt ville koste
og potensialet for økt oljeutvinning. Denne langtidsplanen innebar blant annet endring av
injeksjonsstrategi og modning av WAG og FAWAG, med de viktigste stegene i kvalifiseringsplanen skissert
under:
1. Nedflanks WAG-pilot inkludert investering i gasskompressor (1994).
2. Beslutning om full-feltimplementering av WAG i 1995.
3. Utvikling og kvalifisering av FAWAG – 1994 til 2000.
a. Skum-forskningsprogram hos flere nasjonale og internasjonale forskningsinstitutter (199415
2000).
b. Felttestprogram 1996-2000
■
Behandling i produksjonsbrønn P-18 for å stenge av gass (1996)
■
Injeksjonstest i brønn P-25A (1997)
■
Brønn-til-brønntest FAWAG injeksjonsbrønn P-25A (1998-1999)
■
Brønn-til-brønntest FAWAG injeksjonsbrønn P-32 (1999-2000).
IOR-prosjektet er i ettertid vurdert som en suksess, noe som ble anerkjent av Oljedirektoratet ved å tildele
daværende operatør Oljedirektoratets IOR Pris i 1999. Medlemmer av Snorre FAWAG-prosjektet har
forsøkt å identifisere viktige element for suksess og læring:
Foreslåtte suksessfaktorer:
■ Langsiktig strategi for teknologiutvikling og kvalifisering gjennom et testprogram med flere
felttester ble tidlig utarbeidet og godkjent av lisensen.
■ IOR kjerne-team med langsiktige planer og mandater ble opprettet. Kontinuitet og direkte
tilknytning til driftsenheten ble tidlig vurdert som nødvendig.
■ Engasjerte og visjonære «ambassadører» frontet prosjektet internt og eksternt.
■ Sterk forankring gjennom tett og regelmessig kommunikasjon både internt til ledelse og operative
miljø, og eksternt i lisens og gjennom direkte besøk og presentasjoner til tekniske fagmiljø hos de
enkelte partnerne. Det siste vurderes som veldig viktig for støtte i lisens.
■ Tidlig involvering av kjemikalieleverandører som ble direkte involvert i prosjektet og partnermøter
når endelige kjemikalier var bestemt.
■ Kvalitetskontroll i operativ fase der ekspertise fra prosjektet var direkte involvert i viktige steg i
logistikkjeden.
■ Skumkonseptet og spesielt injeksjonsdesign ble forbedret gjennom flere felttester.
■ «Åpent» forskningsprogram der sterke nasjonale og internasjonale fagmiljø ble engasjert.
■ Pilotprogrammet fikk økonomisk støtte fra EU, noe som gjorde beslutningene i partnerskapet
lettere.
Viktig læring i forhold til modningsprosess inkludert vurdering av hvorfor FAWAG ikke i større grad er
implementert etter en vellykket kvalifiseringsfase:
■ Ovennevnte suksessfaktorer!
■ Flere felttester var nødvendig for å kvalifisere og utvikle konsept og kompetanse til et nivå som gav
kommersiell suksess.
■ Integrasjonsprosessene Hydro/Saga i 1999/2000 og operatørskifte til Statoil i 2002/2003 førte til at
FAWAG-teamet for Saga ble oppløst. Dette kan være en hovedgrunn til at FAWAG-teknologien
ikke er implementert i større grad. Det tekniske miljøet som jobbet med FAWAG ble flyttet lengre
vekk fra feltenheten, og mye av feltledelsen ble byttet ut.
■ Hydro skulle som del av integrasjonsavtalen med Statoil bare operere Snorre i to år før
operatørskapet skulle overføres til Statoil. Oljeprisen var svært lav i denne perioden, og Hydros
drifts prioriteringer i denne to-årsperioden var naturligvis fokusert mot kortsiktige aktiviteter og
kostnads besparelser. Prosjekter som FAWAG led av dette.
16
Kjemiske EOR-metoder har fra tidlig av blitt ansett som interessante metoder med et teknisk potensiale på
norsk sokkel, og da særlig surfaktant, polymer, mikrobiell (MEOR) og kombinasjoner av disse. Det har
imidlertid vist seg vanskelig å utvikle lønnsomme prosjekter. Enkelte teknologier har blitt testet i
enbrønnstester, men ble til sist ikke ansett som lønnsomme. Vanndivergering på Gullfaks og Statfjord,
surfaktantinjeksjon på Oseberg og Gullfaks og MEOR på Gullfaks er noen av de EOR-prosjektene som ikke
1,21
oppnådde bedriftsøkonomisk lønnsomhet og ble stoppet.
En av de få testene som ble ansett til å være en
suksess er implementering av MEOR på Norne; feltet har benyttet seg av MEOR helt siden 2001 og pågår
4,22
fortsatt.
Etter det siste tiårets relativt høye oljepris har interessen for EOR økt både i Norge og internasjonal. Selv om
det har pågått mange år med forskning og videreutvikling av EOR-teknikker er det fremdeles behov for å
fortsette å modne forståelsen av de EOR-prosessene som er mest relevante. I Norge viste det seg at noe av
industriens kompetanse rundt avanserte injeksjonsmetoder har forvitret siden de store
forskningsprogrammene ble avsluttet på 90-tallet. Dette kan blant annet skyldes mangel på felles
diskusjonsarenaer for disse temaene. I tillegg viste «vanlig» vanninjeksjon kombinert med nyutviklete
avanserte brønner seg å være effektivt i en del felt, noe som medførte at potensialet for avanserte
utvinningsmetoder ble tilsvarende redusert.
Det er per i dag flere pågående EOR-piloter som planlegges og gjennomføres på norsk sokkel. Det testes og
23,24,25
vurderes for eksempel metoder for vanndivergering på Snorre og Gullfaks
og lav-salinitet vanninjeksjon
24,25
26,27
testes og vurderes på Heidrunfeltet
. Brage-lisensen vurderer en ny MEOR felttest.
Store felttester
med polymer og/eller surfaktant har fortsatt ikke blitt gjennomført, bortsett fra en mindre polymer
28
injeksjonstest på Heidrun. Et prosjekt med bruk av kjemiske EOR-metoder, injeksjon av polymer-surfaktant
på Brage, vurderes nå, etter at flere ulike konsepter tidligere å blitt lagt på is. En del vurderinger rundt
Brageprosjektet er beskrevet nærmere i tekstboks 2.6. En studie på polymerinjeksjon på Grane ble nylig
stoppet. Dette er beskrevet nærmere i tekstboks 2.7.
Av større industriinitiativer kan det nevnes at «FORCE Agreement for Pilot Consortium Project» ble opprettet i
2011. Dette formaliserer rettigheter og plikter for de samarbeidende partene i pilotprosjekter rettet mot å teste
18
teknologi for avanserte utvinningsmetoder. Opprettelsen av PETROMAKS og DEMO2000-programmene
2,29,30
kan også nevnes. Begge har som mål å utvikle og kvalifisere og teste ny teknologi.
Norske myndigheter har og hatt en aktiv rolle i utviklingen av oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel. Med
Petroleumsloven og Oljedirektoratet som sentrale virkemidler er myndighetene i stand til å sikre forsvarlig
ressursforvaltning og størst mulig verdiskaping. Vilkår knyttet til Plan for Utbygging og Drift (PUD) og
1
produksjonstillatelse er myndighetsgrep som ofte har blitt brukt til å tilrettelegge for økt utvinning. I tillegg til
ordinær oppfølging av prosjekter, har myndighetene i enkelte tilfeller gått mer aktivt inn for å sikre
31
gjennomføring av prosjekter. Av disse kan nevnes:
■ Ekofisk vanninjeksjon – lisensforlengelse og skatteinsentiver
■ Statfjord gassinjeksjon – alternativ til å brenne gassen («fakling»).
■ Oseberg gassinjeksjon (Troll-Oseberg Gass Injeksjon) – spesielle betingelser for gassinjeksjon
■ Troll oljesone – lisensforlengelse
■ Vallhall vanninjeksjon – lisensforlengelse
■ Snøhvit – skatteinsentiver for landanlegg
Basert på de EOR-prosjektene som er satt i gang offshore globalt de senere årene, kan de synes som om
følgende arbeidsprosess former en god basis for utvikling og rask beslutning av slike prosjekter, se figur 2.3:
1. Tidlig og kontinuerlig identifikasjon av de utvinningsprosesser som har størst potensial for den
feltportefølje man eier.
2. Et omfattende teknologikvalifiseringsprogram.
3. Felttester finansiert sentralt i selskapene heller enn i den enkelte feltorganisasjon.
4. Tett oppfølging av felttestresultatene for optimalt læring og erfaringsoverføring
17
Figur 2.3. Basis for utvikling og rask beslutning av offshore EOR-prosjekter.
En sentral organisering av kjernepersonell/ekspertgrupper med kort vei til ledelse ses på som fordelaktig i
denne sammenheng.
Boks 2.6 Brage PASF
Brage polymer-assistert surfaktant flømming (PASF) har vært et EOR-prosjekt som har blitt evaluert i
snart 10 år uten en endelig investeringsbeslutning som resultat. Prosjektet har slitt med lav lønnsomhet i
forhold til andre tiltak for økt utvinning, forandringer i basisforutsetninger og høy risiko. Ingen av de
vurderte kjemiske konseptene er foreløpig funnet gode nok til beslutning om videreføring. Betydelige
endringer i forutsetninger har nylig ført til at prosjektet har blitt tatt opp igjen og en studie av
gjennomførbarhet pågår.
Ved PASF-metoden injiseres surfaktant i kombinasjon med en polymer. Formålet er å mobilisere immobil
gjenværende olje med surfaktanten (forbedre mikroskopisk fortrengningseffekt) og å bedre
væskefortrengningen med polymer (forbedre makroskopisk fortrengningseffekt) og på den måten
produsere mer olje.
Et omfattende prosjekt for å evaluere mulighetene for PASF ble først startet i 2004. Det ble utført
laboratorieforsøk, reservoarsimuleringer, vurderinger av HMS, tekniske vurderinger, og det ble laget et
forretningskonsept for å vurdere prosjektets lønnsomhet. Operatøren vurderte prosjektets lønnsomhet
som utilstrekkelig og stoppet prosjektet i 2006. Muligheter for å bedre prosesseffektiviteten ble
identifisert, og nye reviderte konsepter ble vurdert i 2008 og 2010, men den endelige konklusjonen for
operatøren ble den samme som i 2006. I 2011-2012 ble produksjonsprognosene for feltet oppdatert og
forventet levetid ble forlenget betydelig. Forlenget levetid gjør også PASF mer attraktivt og prosjektet er
derfor gjenopptatt. På grunn av prosjektets potensiale og betydelige kompleksitet vil ikke en endelig
beslutning tas før prosjektet er modnet fram til et nivå hvor gjennomførbarhet er bevist (DG1).
18
Som nevnt over ligger de største utfordringene i prosjektets lønnsomhet i forhold til andre tiltak for økt
utvinning, usikkerhet i basisforutsetninger og høy risiko.
Når det gjelder basisforutsetninger er feltets levetid et av de viktigste elementene. I et PASF-prosjekt, i
likhet med de fleste andre EOR-prosjekt, er man avhengig av å produsere over lang tid for å realisere full
effekt. Tidligere økonomiske vurderinger av PASF på Brage har lagt til grunn at feltet har hatt en
økonomisk levetid til ca. 2015. Etter en målrettet innsats for å modne fram reserver fra andre IOR tiltak
forventes feltet å være i produksjon til 2025 eller lengre. Dette medfører et mye lengre og bedre
tidsvindu for PASF. En av de andre viktige grunnleggende forutsetninger for evaluering av dedikerte EORtiltak er reservoarforståelse; man trenger god kjennskap til hvordan olje beveger seg i reservoaret og
tilhørende plassering av gjenværende olje. Reservoarforståelse, og spesielt plassering av gjenværende
olje, har vært, og er, utfordrende.
Høy risiko omfatter både risiko relatert til reservene for PASF og HMS risiko. Når det gjelder det første er
det, til tross for en stor mengde laboratorieforsøk, stor usikkerheter knyttet til fortrengningsprosessen i
reservoaret og dermed forventet økt oljeproduksjon. I tillegg kommer usikkerheten relatert til injeksjon
av en viskøs polymer/surfaktantvæske. For å sikre brønn- og reservoarintegritet er det nødvending med
begrenset injeksjonsrate i forhold til ren vanninjeksjon. Dette kan påvirke potensialet for økt utvinning
betydelig. For å møte disse to spørsmålene relatert til usikkerhet i PASF-reserver er det planlagt en pilot
hvor injeksjonen og effekt av PASF kan testes i reservoaret i begrenset skala. Piloten er vurdert
nødvendig for å kunne beslutte storskala implementering. Med en pilot vil man være i stand til å
redusere risikoen betydelig med hensyn til lønnsomhet og EOR-volum. På annen side vil en pilot forsinke
kommersiell implementering og øke prosjektkostnader betydelig. I tillegg har det vist seg utfordrende å
kvalifisere et pilotområde hvor det er sannsynlig at man vil få nødvendig informasjon.
Når det gjelder HMS-risiko innbefatter prosjektet injeksjon av kjemikalier som per i dag er klassifisert
som «røde» og som ikke kan slippes ut til sjø. Ved injeksjon av nødvendige mengder kjemikalier er det
sannsynlig at mye av kjemikaliene over tid vil følge injeksjonsvannet til produserende brønner, og dette
vannet må derfor håndteres trygt og uten utslipp til sjø. Situasjonen på Brage per i dag er at deler av det
produserte vannet reinjiseres i enkelte reservoarsoner. Dette er også reservoarsoner som er målrettet
for PASF. Men PASF-konseptet er lite kompatibelt med bruk av produsert vann. En forutsetning for PASFprosjektet er dermed å finne alternative depot for det produserte vannet. Tilfredsstillende miljømessig
gjennomføring vil være både teknisk og økonomiske utfordrende, og gjennomføring krever at total
miljømessig risiko vurderes som tilfredsstillende.
Å iverksette en PASF-flømming krever høye investeringskostnader. Kostnadene er hovedsakelig relatert
til modifikasjoner på plattform, en båt/pumpeløsning samt store mengde kjemikalier. I kombinasjon med
de utfordringene nevnt ovenfor fører dette til lav lønnsomhet i forhold til andre tiltak for økt utvinning.
19
Boks 2.7 Grane polymer
Polymerflømming på Grane/Svalin har blitt evaluert de siste årene. I 2011 ble prosjektet stoppet i fasen
«vurdering av gjennomførbarhet (DG1)» på grunn av manglende lønnsomhet. Reduserte reserver og
økte kostnader ble identifisert som hovedårsaker.
Prosjektet vurderte polymerinjeksjon i både Grane- og Svalinfeltet der polymeren skulle blandes med
avsaltet vann for å redusere kjemikaliebehovet. I prosjektet ble det gjennomført laboratorieforsøk,
reservoarsimuleringer og tekniske vurderinger. I 2011 ble prosjektet lagt ned på grunn av manglende
lønnsomhet og reduksjon i økt oljeproduksjon fra polymerflømming sammenlignet med tidligere
estimat.
Når det gjelder reduksjon i økt oljeproduksjon, skyldes dette hovedsakelig forandringer i
basisforutsetninger og er basert på to elementer. Ny reservoarinformasjon viste områder med olje
uten underliggende vann, noe som krevde en endret dreneringsstrategi. Dype produksjonsbrønner ble
vurdert som mer effektive enn vann- og polymerinjeksjon. I tillegg ble to av fire planlagte
injeksjonsbrønner vurdert som uegnet for polymerinjeksjon. For Svalinfeltet, som var i en
feltutviklingsfase, ble også vanninjeksjon etter hvert vurdert som unødvendig på grunn av forventet
god nok trykkstøtte fra en tilstøtende vannsone («aquifer»). Dermed måtte et polymerprosjekt alene
bære kostnadene for utstyr til vanninjeksjon. På Granefeltet ble en av tre planlagte injeksjonsbrønner
etter boring lite egnet for polymer på grunn av for dyp plassering. Prosjektet klarte ikke å identifisere
alternative brønnlokasjoner.
På kostnadssiden ble det totalt sett i DG1-fasen identifisert betydelige høyere kostnader enn i DG0fasen (i stor grad relatert til prosessanlegg) i et allerede kapitalintensivt prosjekt. Kombinert med
ovenfor nevnte reduksjon i økt oljeproduksjon førte dette til dårlig lønnsomhet og prosjektet ble
stoppet.
20
Kapittel 3 | Analyse og tiltak
Basert på erfaringer med EOR-prosjekter både i Norge og internasjonalt har en analyse av flaskehalser
identifisert ulike årsaker innen teknologi, arbeidsprosesser, sikkerhet, miljø, risiko og lønnsomhet. Årsakene
er sammensatte, og vil kreve en bred tilnærming for å redusere risiko og øke lønnsomhet i prosjektene. Av
disse årsakene kan nevnes:
■ Generelt lav oljeviskositet og høy reservoarkvalitet på norsk sokkel. Dermed er oljeutvinning med
hjelp av vannflømming relativt effektiv allerede (før EOR-implementering). Vann- og gassinjeksjon
brukes i stor grad per i dag på Norsk sokkel.
■ Høye kostnader for datainnsamling offshore og manglende tillit til resultatene fra usikre
analyse/modellverktøy i tidlig produksjonsfase. Det resulterer i stor usikkerhet i estimering av mengde
og beliggenhet av restolje (før EOR-implementering).
■ Stor avstand mellom brønner offshore gjør det vanskeligere for å identifisere områder hvor EORvæsker vil ha størst effekt, samt gjør plassering av EOR-væsker i de mest lukrative områdene
vanskelig. I tillegg medfører lang avstand mellom injeksjonsbrønner og produksjonsbrønner også sen
tilbakebetaling i form av økt produksjon.
■ Felttesting ses på som nødvendig for kalibrering av modeller for å predikere nettogevinst (før EORimplementering). Som resultat øker kostnader og det tar ofte flere år fra investeringen tas til fullskala
EOR-tiltak kan realiseres.
■ Motstridende krav for kortsiktig produksjon og langsiktig ressursforvaltning. I henhold til gjeldende
økonomiske modeller foretrekkes nåværende produksjon fremfor fremtidige reservetilvekst.
■ Store plass- og vektbehov på offshoreinstallasjonene gjør det utfordrende og dyrt å foreta
ombygginger for å gjøre installasjonene i stand til å behandle store mengder med EOR-kjemikalier og
utstyr.
■ Noen EOR-kjemikalier er miljømessig utfordrende, og å tilfredsstille gjeldende krav kan gi store ekstra
kostnader.
■ Høye kostnader for datainnsamling offshore og manglende tillit til å måle og modellere nettoeffekt av
EOR og dermed nettogevinst (etter EOR-implementering).
■ Investeringsbeslutningen for EOR-prosjekter konkurrerer med andre investeringsmuligheter.
Forretningsmuligheten for EOR med tilhørende behov for ressurser og prioritering for å lukke
teknologigapene, kan dermed tape i forhold til satsning på alternative prosjekter.
For å tilrettelegge en videre analyse av flaskehalsene, samt forslag til tiltak, har utvalget i rapporten valgt å
gruppere dem i ulike kategorier:
a) Grunnleggende forutsetninger (basis reservoarforståelse, prosessforståelse, teknologiutvikling,
erfaringsoverføring).
b) Helhetlig reservoarstyring (livstidsplanlegging, ressursprioritering, prestasjonsindikatorer).
c) HMS krav (fysiske krav, krav til bruk av kjemikalier, krav til sikker injeksjon).
d) Lønnsomhetsbetraktninger (kostnadselementer, inntekter, porteføljetenkning).
21
3a | Grunnleggende forutsetninger
For de fleste feltene er det utviklet datamodeller som beskriver oljereservoarene. Effekt av ulike tiltak kan
dermed evalueres ved hjelp av matematiske beregninger av væskestrømning i reservoaret og tilhørende
injeksjons- og produksjonsbrønner; såkalt reservoarsimulering. For å få god nøyaktighet i slike beregninger
kreves at både reservoarbeskrivelsen og modelleringen av injeksjonsprosessene kan kalibreres mot
observasjoner og faktiske målinger. En forutsetning for å kunne evaluere eventuelle EOR-tiltak er at man har
en god reservoarbeskrivelse, samt en god forståelse av både 3D flømmingsmønster i reservoaret
(makroskopiske fortrengningseffekt av injeksjonsvæsken) og detaljerte prosesser på porenivå (mikroskopiske
fortrengningseffekt av injeksjonsvæsken). Dette er et kritisk element i estimat for økt oljeproduksjon fra EORtiltak og dermed beslutningsgrunnlag.
Gode prosesser for innsamling og integrering av data er derfor nødvendig. I offshore felt gjør imidlertid
høye kostnader for datainnsamling og store brønnavstander det vanskelig å identifisere områder hvor EORvæsker vil ha størst effekt. Stor usikkerhet i basis reservoarforståelse gir ekstra usikkerhet i
beslutningsunderlaget for EOR-tiltak, noe som vanskeliggjør nødvendig beslutninger for investeringer og
implementering. I tillegg har det vist seg krevende å få inn data i simuleringsmodeller relativt raskt på
grunn av mangel på ressurser og tilgang til tilstrekkelige verktøy. Nyere teknologiutvikling i
reservoarmonitorering som instrumenterte brønner og repetert seismisk kartlegging har gjort at operatørene
har stadig flere muligheter for å kunne kartlegge gjenværende olje. Særlig repetert seismikk har bidratt mye til
å identifisere beliggenhet av gjenværende olje og planlegge boremål. Med mer data for hånden blir det en
utfordring at data effektivt og fortløpende integreres i modelleringsverktøy og brukes til planlegging av EORtiltak.
En annen nødvendighet er en god modelleringsmetodikk. Utvalget mener at det er særlig her skoen
trykker; de fleste simuleringsmodeller har for lav oppløsning. Det fører til at reservoarbeskrivelsen og
forståelsen av gjenværende olje ikke er gode nok til å basere EOR-evalueringer på. Også modellering av
selve EOR-tiltaket og estimering av nettoeffekt og dermed nettogevinst vanskeliggjøres. For EOR-prosesser
er fortrengningseffekten i stor grad avhengig av små endringer i kjemiske, termiske eller fysiske egenskaper.
Samtidig har typiske reservoarer en utstrekning på flere kilometer, og reservoarmodeller egnet for EOR
krever derfor veldig mye regnekapasitet for å kunne modellere prosessen med tilstrekkelig nøyaktighet.
Utvalget foreslår derfor at det undersøkes nærmere i hvilken grad høyere regnekapasitet kan bidra til
detaljnivå som er nødvendig for å estimere både fordeling av gjenværende olje i reservoaret og effekt av
forskjellige EOR-tiltak. Tiltaket bør organiseres i FORCE og samordnes med pågående arbeid i KonKraft og
FORCE.
En annen forutsetning for å kunne lykkes med EOR er videre teknologikvalifisering av de ulike EORmetodene. Noen av de mest interessante EOR-metodene er komplekse og de fleste har en feltspesifikk
virkning. Mange EOR-metoder har blitt forsket på i mange år, og forståelsen av disse metodene har økt
betydelig. Men begrenset erfaring med EOR-tiltak på norsk sokkel, samt begrenset tilgang på detaljerte data
fra onshore felt og prosjekter, i hvert fall for de fleste selskaper, gjør at det finnes begrenset erfaring med
hvordan observasjoner i laboratorieskala (cm) skal overføres til reservoarskala (km). Veldig ofte er det behov
for uttesting på realistisk skala i det spesifikke feltet før et fullskala prosjekt kan besluttes på en økonomisk
forsvarlig måte. Nødvendig teknologikvalifisering tar tid og har veldig høye kostnader, og muligheter for å
trekke på eksisterende erfaring bør forfølges. I denne sammenhengen mener utvalget at det er viktig å
videreføre de ulike fagmiljøer og samarbeidsarenaer for EOR-teknologiutvikling som finnes per i dag
(FORCE, PETROMAKS, DEMO2000). Utvalget ser på ytterlige støtte fra myndigheter og aktører til tverrfaglig
samarbeid gjennom flere eksisterende fagmiljøer og organer (FORCE, PETROMAKS, DEMO2000) som
nødvendig for kontinuerlig erfaringsoverføring. Med både finansiell og ressursmessig styrking av disse fora
kan ytterlige troverdighet og tillit til implementering underbygges og videre teknologikvalifisering forsikres.
22
For å redusere tiden det tar å kvalifisere EOR-metoder er det viktig å optimalisere
erfaringsoverførings- og læringsprosessen. Tverrfaglig samarbeid både internt i oljeselskaper og mellom
industrien, myndigheter, oljeserviceselskap og akademia/forskningsinstitutter bør forbedres for å bidra til mer
omfattende EOR-teknologikvalifisering. Et viktig element er bedre bruk av eksisterende data og kunnskap
som er innhentet i mange år med EOR-teknologiutvikling. EOR-prosjekter kan for eksempel dra nytte av
bedre erfaringsoverføring og læring gjennom bruk av en veiledning eller ‘beste praksis’. Med både
arbeidsprosesser og krav til datainnsamling for hånden kan selve teknologikvalifiseringsprosessen i EORprosjekter akselereres. Med denne metodikken blir det også enklere å identifisere hvilke metoder eller
prosjekter som trenger større grad av teknologikvalifisering og hvilke som kan ta snarveier eller eventuelt gå
til umiddelbar gjennomføring når teknologien har et godt dokumentert grunnlag. En kan her for eksempel
tenke på vanndivergeringsmetodikker eller eventuelt polymerflømming og CO 2-flømming. Utvalget foreslår
derfor at det utarbeides en ‘beste praksis’ for teknologikvalifisering av de viktigste EOR-metodene. En slags
veiledning for EOR-teknologikvalifisering bør baseres på modningsprosessen i tidligere prosjekter og
inneholde en tidsplan for kvalifiseringen av EOR-tiltaket. Veiledningen bør inneholde felles arbeidsprosesser
og beste praksis for å estimere økt oljeproduksjon fra reservoarsimulering for de meste interessant EORtiltak. Det bør også inkluderes en anbefaling av datainnsamlingsprogram nødvendig for å kunne beslutte ulike
EOR-tiltakene, og videre hvordan planer for datainnsamling kan etterspørres og følges opp gjennom
eksisterende rapportering. Videre så mener utvalget at opprettelse av en EOR-database med en beskrivelse
alle EOR-relaterte forsøk på norsk sokkel kan være nyttig for å tilrettelegge bedre erfaringsoverføring.
32
PETROBANK kan her ses som eksempel. Med bedre kontroll på hva som har blitt gjort og hva som skal til
for å komme videre i modningsprosessen blir det enklere og forhåpentligvis raskere med teknologiutvikling.
Tiltaket bør organiseres i regi av Oljedirektoratet og/eller FORCE, og samordnes med pågående arbeid i
33
FORCE, KonKraft og OG21 .
Videre så, siden det har gått mange år med forskning av EOR-tiltak på labskala, og anvendelser har nå
kommet til feltdemonstrasjonsstadium, ser utvalget spesielt behov for forbedret samarbeid mellom
industrien og oljeserviceselskap og leverandørindustrien, særlig innenfor logistikk-området. Per i dag
er oljeserviceselskap ikke inkludert i samarbeidsarenaer som FORCE, PETROMAKS og DEMO2000.
Utvalget foreslår derfor at eksisterende FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 fora utvides til å inkludere
oljeserviceselskap og leverandørindustrien. Dermed beredes grunnen for tverrfaglige samarbeidet som er
nødvendig i feltdemonstrasjonsstadium.
GRUNNLEGGENDE FORUTSETNINGER:
■ Datainnsamling og integrering (både
før og under EOR)
■ EOR-modelleringsmetodikk
■ Videre teknologikvalifisering
■ Erfaringsoverføring
■ Utvikling av felttester.
23
3b | Helhetlig reservoarstyring
I ‘Plan for Utbygging og Drift’ (PUD), utarbeides og besluttes det av lisenshaverne og myndighetene en plan
for hvordan et felt skal bygges ut og drives. I denne fasen blir feltets dreneringsstrategi definert, inkludert
eventuell injeksjonsstrategi og antall og plassering av brønner. Også produksjonsanlegget blir definert,
inkludert kapasiteter for væskehåndtering, og muligheter og restriksjoner for senere å installere nytt utstyr og
aktiviteter på plattformen. Ved godkjenning av PUD-dokumentet skal operatøren ha forsikret seg om at den
mest optimale ressursforvaltningsstrategien i henhold til daværende kunnskap om feltet blir fulgt.
Seinere i feltets levetid, etter at man har fått produksjonserfaring og samlet inn mer data, øker kunnskapen
om den optimale dreneringsstrategien. Nye, korrigerende tiltak for å optimalisere ressursutnytting blir
utarbeidet. Det er tradisjonelt i denne fasen EOR-tiltak blir vurdert. EOR ses på som ‘korrigerende tiltak’ og
må derfor nødvendigvis tilpasses og implementeres underveis i produksjonsprosessen, også i sluttfase av
produksjonen.
Samtidig så viser flere konkrete prosjekter at realisering av EOR-tiltak vanskeliggjøres seinere i feltets
levetid:
■ For det første er feltenes eksisterende dreneringsstrategier ofte suboptimale for påfølgende
EOR; helt avgjørende forutsetninger som plassering av brønner, injeksjonsstrategi (vann og/eller
gass injeksjon) og produksjonsstrategi kan kreve store endringer for at EOR kan implementeres på
en optimal måte.
■ Videre så konkurrerer EOR-tiltak i seinere fase med andre tiltak for økt utvinning, med boring
av flere brønner som det dominerende og viktigste IOR-tiltaket på norsk sokkel. Dette er for øvrig ikke
nødvendigvis i konflikt med aktuelle EOR-metoder. Men i en situasjon med knapphet på ressurser til
å kunne modne de ulike tiltak, så er naturligvis prioritering av fagpersonell et viktig element.
■ For det tredje så påvirkes EOR-vurderinger ofte av planer for nedstenging av feltet. Omfattende
teknologikvalifiseringsprogram for EOR-tiltak og store brønnavstander offshore medfører sen
tilbakebetaling i form av økt produksjon. Hvis ikke vurdert tidlig nok, kan planer til nedstenging av
modne felt kraftig redusere EOR-potensialet.
■ Videre så kompliseres og fordyres EOR-prosjektene av omfattende behov for tilpasninger og
modifikasjoner. EOR-tiltak krever ofte en endring i dreneringsstrategi i mer eller mindre grad og
inneholder gjerne bruk av store mengder med utstyr og kjemikalier. Også krav til materialkvalitet kan
endres ved EOR-implementering. En kan her for eksempel tenke på muligheter til å håndtere CO2 i
separasjons- og gassanlegget, muligheter til å håndtere større menger med vann enn planlagt,
muligheter til å tilrettelegge for injeksjon av sjøvann som inneholder CO 2 eller oksygen og muligheter
til å møte strengere krav til produsertvanns kvalitet for re-injeksjon dersom EOR-prosessen krever
det. Hvis ikke planlagt for på forhånd gjør store plass- og vektbehov og endringer i krav til
materialkvalitet på offshoreinstallasjonene det utfordrende og dyrt å foreta de nødvendige
ombygginger.
■ Sist vil felttesting og implementering av EOR-tiltak ofte ha en negativ konsekvens på
pågående produksjon og vil dermed være i konflikt med oppsatte produksjonsmål. I henhold til
gjeldende økonomiske modeller foretrekkes nåværende produksjon fremfor fremtidige reservetilvekst.
Hvis et eventuell kortsiktig tap ikke er planlagt for i eksisterende prestasjonsindikatorer så vil det
kunne vanskeliggjøre nødvendige beslutninger ytterligere.
Selv om det er vanskelig å vurdere EOR-metoder og effekter av disse før man har produksjonserfaring, vil en
tidlig vurdering av EOR tilrettelegge for en enklere realisering av EOR-tiltak. Både Dalia- og Clair Ridgeprosjektene har blitt implementert fra starten, ref. boks 2.1-2.2. Hvis ikke tiltaket implementeres fra
produksjonsstart, kan en tidlig vurdering tilrettelegge for enklere realisering seinere i feltets levetid så lenge
man kan forestille seg slike prosesser på det stadiet. Et unntak er vanndivergerende EOR-tiltak som i mange
tilfeller kan gjennomføres som et brønnintervensjonstiltak, og dermed lettere utføres sent i feltets levetid.
24
Utvalget mener at det er viktig å se bort fra EOR som tradisjonell haleproduksjonstiltak og mener at tidlig
vurderinger av EOR-tiltak kan bedre gjennomførbarheten betraktelig. Tidlige vurderinger av EOR-tiltak vil
bidra til økt robusthet i total dreneringsstrategi inklusiv optimal timing for implementering av EOR-tiltaket i
forhold til andre tiltak. Videre så kan en tidlig tilrettelegging av EOR-tiltak kraftig redusere investeringer på
anleggssiden da behov for tilpassinger og modifikasjoner minimeres. I tillegg vil en tidlig vurdering av EORtiltak kunne tilrettelegge for mål og prestasjonsindikatorer som ivaretar maksimal ressursutnyttelse,
verdiskaping på både kort og lang sikt, og bedre planer for datainnsamling.
Utvalget mener at PUD og de årlige statusrapportene som lisenshaverne sender til Oljedirektoratet hvert år
aktivt bør brukes for en bedre tilrettelegging av EOR-tiltak. PUD kan brukes for en tidligere tilrettelegging for
EOR, enten i basisutviklingsplan eller som realopsjoner til seinere. De årlige statusrapportene kan brukes for
senere oppfølging og en mer kontinuerlig vurdering gjennom feltets levetid. Til sammen kan de ses på og
brukes som en helhetlig reservoarstyringsplan som dekker hele feltets levetid. Utvalget foreslår derfor
34
endringer i Oljedirektoratets veiledning «Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst, PUD» til at
metoder for økt utvinning (inkl. EOR-metoder) skal evalueres på dette stadium. Evalueringene bør inkludere
plan for nødvendige studier og datainnsamling, samt sannsynliggjøre gjennomførbarhet med en EOR-basert
utbyggingskonsept. Forslag til endringer i veiledning «Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst,
PUD» er gitt under. Tillegg i tekst er vist i uthevet, grønn skrift og tekst som foreslås fjernet er strøket over i
rødt:
Boks 3.1 Veiledning Plan for Utbygging og Drift (PUD)
4.7.2
Reservoarteknikk
Metoder for økt utvinning
Vurdering av metoder for økt utvinning (inkl. EOR-metoder) i forhold til basisforutsetningene bør skal
omtales. Det bør skal også tas med en plan for eventuelle studier av slike metoder, behov for
datainnsamling og tidspunkt for viktige milepæler.
4.9
Utbyggingsløsninger
Planen skal beskrive den valgte utbyggingsløsningen og begrunne denne. Alternative løsninger som har
vært vurdert bør kort beskrives. Dersom det på søknadstidspunktet vanskelig kan fremlegges bare en
utbyggingsløsning på alle områder, kan flere angis. De aktuelle utbyggingsalternativene bør da være like
godt dokumentert. Det bør dessuten klart angis i hvilke situasjoner hver enkelt utbyggingsløsning
kommer til anvendelse.
Dersom utbyggingen omfatter anlegg på land skal disse anleggene inngå i beskrivelsen av
utbyggingsløsningen. Dersom det kan reises tvil om et anlegg på land omfattes av petroleumsloven, bør
det tas kontakt med OED. For øvrig understrekes behovet for samordning med konsekvensutredninger
etter plan- og bygningsloven, jf. kap. 3.10.1.
Planen bør også inneholde en oversikt over fremtidige forretningsmuligheter som kan gi grunnlag for
endringer i utbyggingsløsning, inklusiv en vurdering av gjennomførbarhet for gitte endring.
Se pl. § 4-2, pf. § 21 andre ledd bokstav a og g. Se også pf. § 21 tredje ledd.
Videre så foreslår utvalget en justering av hva de ulike feltenhetene skal rapportere i de årlige
35
statusrapportene som sendes til Oljedirektoratet hvert år. Som ett tillegg til gjeldene veiledning foreslår vi at
operatørene bes å innberette eventuelle avvik fra planer presentert året før, samt konkretisere planlagte tiltak
i forhold til hva planlagte beslutninger og implementering krever av studier og datainnsamling. Mulighet for
25
implementering vil kunne bedres betraktelig hvis slike tiltak vurderes tidlig og inngår i en helhetlig
reservoarutviklingsplan som dekker hele feltets levetid.
HELHETLIG RESERVOARSTYRING:
■ Tidlige og kontinuerlige
vurdering EOR-tiltak.
26
3c | HMS
Introduksjon av EOR-tiltak på eksisterende installasjoner og ved nye installasjoner vil måtte ta hensyn til krav
angående helse, miljø og sikkerhet (HMS). Identifiserte områder hvor EOR-tiltak må ta høyde for HMS er
fysiske krav, krav til bruk av kjemikalier og krav til sikker injeksjon.
Fysiske krav
Økt mengde utstyr, modifikasjoner og aktiviteter på plattformene er nødvendig for å tilrettelegge for EOR.
Tiltakene krever ofte installasjon av en god del nytt utstyr og i tilfeller der det er mulig, fjerning av eksisterende
utstyr. I tillegg vil de nye tiltakene ha direkte påvirkning på flere av installasjonens eksisterende systemer. De
kan også påvirke materialvalg ved å kreve oppgradering til mer eksklusiv materialkvalitet og dermed resultere
i mer modifikasjonsarbeid. Konsekvensene en ser av økt aktivitet som skyldes modifikasjoner og nye
operasjoner knyttet til EOR er at andre aktiviteter må vike eller flyttes på, dette må veies opp mot HMS krav
for vedlikehold av eksisterende utstyr.
En tidlig tilrettelegging av EOR-tiltak, som diskutert i forrige kapittel om helhetlig reservoarstyring, ville
redusere økt aktivitet og eventuelle konflikter med fysiske HMS krav som medføres. Videre så kan fleksible
områdeløsninger være en praktisk tilnærming for å redusere disse problemene. Ved å installere EORanleggene på et eget fartøy og bruke slug-baserte injeksjonsløsninger, ville plass- og vektproblematikken på
eksisterende installasjoner kunne reduseres kraftig. En slik løsning ville også være mer kost-effektivt ved at
kostnadene deles utover flere installasjoner, dette er diskutert i kapittel om lønnsomhetsbetraktninger.
Mulighetene for standardisering og områdeløsninger diskuteres også i samme kapittelet, samt eventuelle
tiltak foreslått av utvalget.
Krav til bruk av kjemikalier
36
I FORCE samarbeidet er det utgitt en rapport om miljøkonsekvensene ved bruk av EOR-kjemikalier. I den
rapporten konkluderes det med følgende:
■ Reinjeksjon kreves for å minimere utslipp til sjø.
■ Tidlig og nøyaktig påvisning er nødvendig for å overvåke tilbakeproduksjon av kjemikalier.
■ Det er mangel på informasjon om miljøpåvirkning som følge av bruk og utslipp av EOR-kjemikalier.
■ Muligheter for behandling av produserte EOR-kjemikalier før det slippes ut bør undersøkes for å
håndtere uønsket eller ikke planlagt utslipp.
■ Nåværende polymer-deteksjonssystemer må vurderes og evalueres.
Bruk av kjemikalier til EOR begrenses av muligheter for utslipp. For at kjemikaliene skal gi økt
oljeproduksjon er det nødvendig at de er stabile ved reservoarbetingelser over lang tid. Samtidig tilsier HMSkravene at de samme kjemikaliene må brytes ned innen 28 dager i sjøen, noe som er motstridende med
EOR-kravene. EOR-kjemikalier skal hvis de virker etter intensjonene ikke bli produsert i store mengder og det
er derfor viktig å bedre kunne detektere tilbakeproduksjon av kjemikalier slik at brønnen eventuelt kan
stenges eller produksjonen kan reinjiseres eller dumpes i en avfallsbrønn. Utvalget mener at det er behov for
videre utvikling av kunnskaper om bruk og miljøeffekter av EOR-kjemikalier. Utvalget foreslår derfor at det
igangsettes studier og forskningsarbeid rettet mot:
■ Utvikling av metoder og teknologi for deteksjon og behandling av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier i
produsert vann.
■ Miljøeffekter av utslipp til sjø av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier i produsert vann.
Tiltaket bør organiseres i samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS
og DEMO2000 som foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Arbeidet bør også samordnes med
pågående arbeid i etablerte organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE).
Videre så mener utvalget at det er behov for en mer omfattende vurdering av nåværende
utslippsfilosofi. Per i dag er de fleste EOR-kjemikalier forbudt for utslipp. Dette setter sterke begrensninger
på bruk av disse kjemikaliene. En helhetlig kost/nytteanalyse av den utslippsfilosofien, som veier opp
27
miljøkonsekvensene som følge av økt utslipp av EOR-kjemikalier mot ressursmessige totalgevinster, ville
være en stor fordel i videre vurderinger med bruk av EOR-kjemikalier på norsk sokkel. Utvalget foreslår derfor
at det igangsettes en helhetlig vurdering med sikte på miljø- og ressursforvaltningsmessige totalkonsekvenser
av den nåværende utslippsfilosofien. Tiltaket bør organiseres i etablerte organer (Forskningsrådet,
PETROMAKS, FORCE) og samordnes med pågående arbeid. For å danne et helhetlig perspektiv fra
myndighetssiden anses det som påkrevet med samarbeid mellom Oljedirektoratet, Olje- og
Energidepartementet, Petroleumstilsynet og Klima- og forurensningsdirektoratet.
Krav til sikker injeksjon
Konklusjonene fra FORCE kjemikaliegruppe tilsier at reinjeksjon av produsertvannet kreves ved bruk av
36
EOR-kjemikalier som er forbudt fra utslipp. Samme rapporten sier også at effektiviteten av kjemikaliene
påvirkes sterkt av blandingsforhold og løsningsmiddel; mange EOR-kjemikalier gir redusert effekt i produsert
vann og er i noen tilfeller ikke kompatibelt. EOR-strategien blir derfor sterkt påvirket av reinjeksjon av
produsertvann. Hvis ikke et felt har produsertvann-injeksjon vil dette kreve et nytt injeksjonssystem. I tillegg
kommer strengere krav til kvalitet av det produserte vannet som skal injiseres for å unngå blokkeringer i
reservoaret; se tekstboks om sikker injeksjon.
Boks 3.2 Sikker injeksjon
Krav til sikker injeksjon er en viktig forutsetning for å unngå lekkasjer og beholde kontroll over
reservoarstrømmingen. Etter en økning i brønnhendelser på norsk sokkel på grunn av lokal overtrykk i
perioden 2008-2010 og Deepwater Horizon ulykken i Mexicogolfen i 2010 ble krav til sikker injeksjon
37
skjerpet.
Krav til sikker injeksjon inneholder begrensninger på injektorplassering, injeksjonsrate og kvalitet av
injeksjonsvannet:
■ Det er påkrevd tilstrekkelig avstand til identifiserte forkastninger i reservoaret.
■ Det er begrensninger på antall og størrelse av partikler i injeksjonsvannet.
■ Det er forbudt med oppsprekking utenfor reservoarsonene.
For reinjeksjon av produsertvann (med eller uten EOR-kjemikalier) betyr dette at:
■ Færre nye brønnlokasjoner blir tilgjengelig for injeksjon.
■ En grundig behandling av det produserte vannet er nødvendig før det kan injiseres.
■ Injeksjonsrate og –varighet med produsert-vanninjeksjon kan bli redusert sammenlignet med
sjøvannsinjeksjon. Dette kan i enkelte tilfeller føre til et tap i oljeproduksjon, særlig offshore hvor
høye brønnkostnader i praksis resulterer i færre injeksjonsbrønner med høyere injeksjonsrater.
I å avgjøre mellom bruk av produsert-vanninjeksjon og sjøvannsinjeksjon bør argumentene ovenfor tas med
for å forsikre en helhetlig vurdering av vanninjeksjonsfilosofien. Særlig i EOR-vurderinger, hvor bruk av
produsert vann ofte er påkrevd for å forebygge utslipp av EOR-kjemikalier, ville mer helhetlig tilnærming være
passende. Utvalget foreslår derfor at både miljø- og ressursforvaltningsmessige totalkonsekvenser av
forskjellige vanninjeksjonsstrategier (produsert-vanninjeksjon eller sjøvannsinjeksjon) inkluderes i
totalevaluering av EOR-tiltak. Dette er ikke et eget tiltak, mer et tillegg til forrige tiltak om utslippsfilosofi.
Utvalget ser fordeler med å inkludere effekter av vanninjeksjonsstrategi inn i den helhetlige vurderingen av
bruk av EOR-kjemikalier og utslippsfilosofien og å utarbeide den i et tverrfaglig perspektiv.
28
HELSE, MILJØ OG SIKKERHET:
■ Fysiske krav (utstyr,
modifikasjoner, aktiviteter)
■ Bruk av kjemikalier og
miljøpåvirkning
■ Sikker injeksjon.
29
3d | Lønnsomhetsbetraktninger
Det viktigste med å få besluttet EOR-tiltak er lønnsomhet; tiltak for å øke oljeproduksjon skal være
lønnsomme for å ha merverdi for samfunnet. Det har vist seg utfordrende å få tilstrekkelig lønnsomhet i EORprosjekter. Både på kostnadssiden og på inntektssiden finnes muligheter for å tilrettelegge for EOR-tiltak.
Kostnader
Som diskutert tidligere i rapporten finnes det flere elementer som bidrar til høye kostnader knyttet til EORtiltak:
■
■
■
■
■
Feltenes produksjonsstrategier, utviklet i PUD fasen, er ikke nødvendigvis optimale for
påfølgende EOR. Det gjelder både reservoar-dreneringsstrategi (plassering av brønner, injeksjonsog produksjonsstrategi) og utbyggingsstrategi (anleggsdesign, -kapasiteter og materialbruk). Som
resultat er ofte omfattende, kostbare ombygginger nødvendig.
Behov for felttesting av EOR-metoder resulterer ofte i betydelige ekstra kostnader.
Behov for datainnsamling både før og under EOR-tiltaket resulterer ofte i betydelige ekstra
kostnader, særlig i et offshore-miljø.
Behov for store mengder av kjemikalier resulterer i høye OPEX utgifter for mange EOR-tiltak.
Strenge miljøkrav med hensyn til utslipp av kjemikalier, særlig i et offshore-miljøet, kan føre til
betydelige ekstra kostnader i tilfelle det skal tilrettelegges for reinjeksjon av de produserte vannet.
For å gi et inntrykk av de forskjellige kostnadselementene knyttet til et typisk EOR-prosjekt har utvalget
utarbeidet en case fra norsk sokkel:
Figur 3.1. Kostnadsoversikt typisk polymer-surfaktant EOR-prosjekt på norsk sokkel.
30
Caset er utarbeidet av Statoil og gir en typisk kostnadsfordeling i et surfaktant-polymerprosjekt på norsk
sokkel. Det antas at EOR-utstyret plasseres på en båt, og at den kobles opp mot en eksisterende Norsjøplattform. En polymer-surfaktant-«cocktail» blandes inn i avsaltet sjøvann, og injiseres som en slug. Hele
PASF-injeksjon er antatt å vare i fem år; halvparten av dette brukes for selve polymer/surfaktant sluggen
mens den andre halvparten gjelder injeksjon av avsaltet vann for å beskytte hovedsluggen. Det er ikke antatt
boring av ekstra brønner, og heller ikke ombygginger som tilrettelegger for reinjeksjon av det produserte
vannet, som per i dag er et krav når en tilbakeproduserer polymer og/eller surfaktanter. Caset er derfor ikke
nødvendigvis 100% realistisk, men gir et godt inntrykk av kostnadsfordelinger likevel.
Det kan observeres i figur 3.1 at kostnadene til polymer og surfaktant er høye og tar 45% av de totale
kostnadene. Også kostnadene til å avsalte sjøvann, mikse kjemikaliene inn dette vannet og sende det mot
plattformen er høye; til sammen 26% av de totale kostnadene. Kostnader for både kjøp og drift av båten tar
de siste 29%. Fra dette kan det konkluderes at, selv om det er dyrt å kjøpe, koble opp og holde i drift en båt,
er det tilberedning og levering av EOR-væsken som tar brorparten av kostnadene i løpet av et EOR-prosjekts
levetid.
Løsningen fra figur 3.1 antar at alt utstyr knyttet til EOR-prosessen plasseres på en båt; omfattende
plattformmodifikasjoner er derfor ikke nødvendig så lenge man ikke skal tilrettelegge for reinjeksjon av de
tilbakeproduserte kjemikaliene. Men også i tilfelle plass-, kraft- og vektreserver på plattform tilrettelegger for
plassering av EOR-utstyr på selve installasjonen er likevel ofte de nødvendige modifikasjonene
kostnadsdrivende elementer siden eksisterende installasjoner på norsk sokkel ikke har vært designet for å
kunne tilrettelegge for EOR-prosesser. Som diskutert i kapittel 3b kan en tidlig vurdering av EOR-tiltak
tilrettelegge for en enklere realisering ved å minimere behov for tilpassinger og modifikasjoner, og dermed
betraktelig redusere investeringer på anleggs siden. I tillegg til de kostnadene diskutert i sammenheng med
case fra Figur 3.1 kommer kostnader på felttesting, samt borekostnader.
I 2007 gjorde KonKraft en sammenlignende studie av kostnader på norsk sokkel i forhold til Storbritannia og
38
Danmark. Det ble der konkludert med at brønnkostnader generelt er 20-30 % høyere i Norge. En studie
nylig gjort av Wood Mackenzie i oppdrag av OED viser at også utbyggingskostnader og driftskostnader er
2
mer enn 20% høyere i Norge enn i sammenlignbare land. Se KonKraft prosjekter på Kostnadskultur og
kontinuerlig forbedring, Levetidskostnader og Kostnads- og regelverkstiltak (prosjekt 8, 9 og 10 fra oversikt i
kapittel 1) for flere detaljer angående kostnadsnivå.
Høye kostnader på felttesting og datainnsamling, ombygginger og/eller råvarer (kjemikalier) har vist seg som
et hinder i nesten alle tidligere analyser av EOR-prosjekter. I tillegg gir høye borekostnader og generelt stor
brønnavstand begrensede muligheter for risikobegrensning gjennom utvidet felttester og faset
implementering.
Et mulig tiltak for å redusere investeringskostnadene for de enkelte felt, er å vurdere EOR-potensialet for flere
felt samlet. Mulige løsninger kan da inkludere en flytende enhet for behandling og injeksjon av kjemikalier og
at denne enheten flyttes fra et felt til et annet. Alternativt kan man vurdere installasjon av utstyr for EOR på en
plattform eller på land, og at denne benyttes av flere felt. Selv om nye installasjoner i større grad blir planlagt
for å kunne håndtere EOR-prosessløsninger er det likevel mange installasjoner som produserer fra felt som
er i, eller om få år vil komme i sluttfasen. De kan dermed dra nytte av løsninger for EOR-tiltak for å få optimal
ressursutnyttelse og verdiskaping. Det er dermed et stort antall installasjoner og felt som potensielt kan ha
nytte av alternative løsninger av at EOR-investeringer sees i et bredere perspektiv enn for enkeltfelt. Utvalget
anbefaler derfor at områdeløsninger vurderes nærmere. Det bør igangsettes studier for å undersøke om det
kan finnes eller utvikles tekniske og økonomiske konsepter basert på fartøyer som kan virke som offshore
EOR-service- og/eller forsyningsskip. Dette kan være lekterbaserte løsninger eller spesialbygde eller
ombygde skip etter FPSO-modell (bransjeord: ‘Floating Production, Storage and Offloading vessel; skip med
både produksjons-, prosesserings-, lagrings- og lossingskapasitet). Slike fartøyløsninger vil trolig ha en helt
annen økonomisk levetid enn faste installasjoner. Farkoster vil være mobile og dermed flytte seg fra et felt til
31
et annet avhengig av behov. De kan gjøres generiske samt utstyres med generatorer for kraftproduksjon til å
drive eget utstyr, prosessanlegg for avsalting, CO2-kompresjonsanlegg og/eller tanker og utstyr for
polymerhåndtering. Utstyr for tilbakeproduksjon og miljøovervåking kan også installeres på slike fartøy.
Studiene bør inkludere tekniske utfordringer og gap og hvordan disse kan løses, samt
lønnsomhetsbetraktninger og evalueringer av standarder/regelverk ved slike fartøy. Tiltaket bør organiseres i
tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 som
foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Arbeidet bør også samordnes med pågående arbeid i etablerte
organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE).
Som vist i figur 3.1 kan kostnader til EOR-kjemikalier stå for en vesentlig del av de totale kostnadene i et
EOR-prosjekt. Kostnadsreduksjoner på dette området kan ha en stor påvirkning på det totale økonomiske
bildet. Det bør derfor vurderes om kostnader til kjemikalier kan reduseres. I samme omgang bør det vurderes
om råvarer eller mellomprodukter i EOR-applikasjoner kan ha andre forretningspotensialer; de kan være en
annen mulighet til å redusere kostnader og/eller trygge leveranse av EOR-kjemikalier. Utvalget anbefaler
derfor at det settes i gang vurderinger om mulige kostnadsreduksjoner til EOR-kjemikalier og eventuelle
andre forretningspotensialer til råvarer eller mellomprodukter i EOR-applikasjoner. Tiltaket bør organiseres i
tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 som
foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Arbeidet bør også samordnes med pågående arbeid i etablerte
organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE).
Inntekter
Også på inntektssiden finnes det flere element som kan bidra til redusert lønnsomhet av EOR-tiltak:
■
■
■
■
■
■
Feltenes produksjonsstrategier, utviklet i PUD fasen, er ikke nødvendigvis optimalt for
påfølgende EOR. Det gjelder både reservoar-dreneringsstrategi (plassering av brønner, injeksjonsog produksjonsstrategi) som utbyggingsstrategi (anleggsdesign og -kapasiteter). Som resultat kan
EOR-tiltaket ikke nødvendigvis tas i bruk overalt eller hele tekniske EOR-potensialet oppnås.
Færre brønner offshore, høye kostnader for datainnsamling offshore og manglende tillit til å
modellere både restolje i reservoaret (før EOR-tiltaket) og nettoeffekt av EOR (etter EOR-tiltaket)
gjørr at det finnes færre muligheter til å plassere EOR-væsker i de områdene hvor de vil ha størst
effekt og, dermed, nettogevinst.
De samme forutsetningene resulterer også i at EOR-evalueringer er beheftet med stor usikkerhet.
Behov for teknologikvalifisering inkl. felttesting, færre brønner offshore, og strengere krav for
injeksjon av tilbakeprodusert vann resulterer i sen tilbakebetaling i form av økt produksjon.
Felttesting og implementering av EOR-tiltak vil ofte ha en negativ konsekvens på pågående
produksjon og vil dermed være i konflikt med oppsatte produksjonsmål. Hvis et eventuell kortsiktig
tap ikke er planlagt for i eksisterende prestasjonsindikatorer så vil et EOR-prosjekt måtte bære
produksjonstapet.
Planer til nedstenging av et modent felt kan kraftig redusere EOR-potensialet når økt
oljeproduksjon kommer etter flere år.
I tillegg til å være bedriftsøkonomisk lønnsomme må prosjektene også nå opp på felteiernes prioriteringslister
ved å være mer lønnsomme enn alternative prosjekter. Slike alternative prosjekter som EOR-prosjekter
konkurrerer med, kan blant annet inkludere regulært brønnvedlikehold eller boring av nye brønner, begge
med relativ sikker gevinst på kort sikt. Forretningsmuligheten for EOR med tilhørende behov for ressurser og
prioritering for å lukke teknologigapene, kan dermed tape i forhold til satsning på alternative prosjekter. I en
større sammenheng må EOR-prosjekter på norsk sokkel konkurrere om kapital og ressurser med alternative
prosjekter for felteierne globalt.
En annen flaskehals er at for flere felt er det slik at interessene til lisenspartnere eller andre aktører ikke
nødvendigvis er sammenfallende. Noen selskaper har langsiktige prioriteringer mens andre har større behov
for kortsiktig likviditet; noen har små og ensartede porteføljer mens andre har store porteføljer som kan ha
glede av teknologiutvikling og felttesting. Som resultat har de ulike krav på avkastning. En tydelig verdisetting
av opsjonsverdier i feltutviklingsplaner et viktig komplement til individuelle felt prestasjonsindikatorer og er
32
nødvendig for å helhetlig vurdere EOR-tiltak. Det ville også gi muligheter til å vurdere uttesting av EORteknologi i eksisterende modne felt for å ta inn i planlegging for nye felt.
Krav til samfunnsøkonomisk lønnsomhet
vil normalt være noe lavere enn
industriens krav til bedriftsøkonomisk
lønnsomhet. Det norske skattesystemet
har over tid vært stabilt, noe som fører til
forutsigbarhet for
feltutviklingsbeslutninger. Storbritannia
har for eksempel hatt et skattesystem for
petroleumssektoren som har variert noe
mer over tid. Der har de blant annet
innført skattelettelser for “utfordrende
felt”, som inkluderer små felt, felt med
ekstra høyt trykk/temperatur eller felt
43
med tungolje.
Eksempelet beskrevet i tekst boks 3.3
kan illustrere hvordan endringer i
beskatning kan medføre uforutsigbarhet
og kansellering av prosjekter, men også
at skattemessige insentiver kan utløse
verdiskapning som ellers ikke ville funnet
sted.
Boks 3.3 Mariner og Bressay tungoljefelt
Statoil og partnere var i begynnelsen av 2011 i gang med et
beslutningsløp for utvikling av to tungoljefelt i Storbritannia,
Mariner og Bressay. I mars 2011 besluttet den britiske
regjeringen å øke skatten på fortjeneste fra oljeproduksjon
fra 50 % til 62 %. Prosjektene ble da ikke lønnsomme og ble
stoppet.39 Noen måneder senere annonserte regjeringen en
skattelettelse for marginale felt.40 I juni 2012 ble det
offentliggjort av Department of Energy and Climate Change at
Statoil vil investere totalt USD 18.6 milliarder i begge felt og
at 1000 arbeidsplasser ble skapt i Storbritannia.41 Den 15.
februar 2013 ble feltutviklingsplan for Marinerfeltet godkjent
av den britiske regjeringen. Bressay er ventet å bli besluttet
senere i år. Den britiske energi ministeren uttalte at 'Mariner
kommer til å være et av de største prosjekt noen gang i
Nordsjøen.’42
Utvalget er av den oppfatning at en form for katalysator kan være med å utløse det verdipotensialet som
ligger i EOR på norsk sokkel, og for å komme rundt problemstillingen med samfunnsøkonomisk lønnsomhet i
kombinasjon med manglende bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Usikkerheten relatert til inntektssiden vil bli
redusert når man får reelle felterfaringer.
Skattesystemet i Norge er bygget opp med blant annet det formålet at investeringer skal være skattenøytrale;
44,45
prioritering av investeringene skal være lik både før og etter skatt.
Når det gjelder ressursutnyttelse er
dette en ønskelig situasjon for at prosjekter som samfunnsmessig bør prioriteres, også skal vises med høy
prioritet i oljeselskapers prosjektporteføljer. I tillegg tar de norske myndighetene gjennom avskrivningsregler
og statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) en god del av risikoene oljeselskaper tar i prosjekter.
45
Samtidig tar de en relativ stor porsjon av inntektene når oljeproduksjonen kommer. EOR-prosjekter med
typisk store forhåndsinvesteringer, høy risiko og inntekter langt ut i tid favoriseres av et slikt system.
Generelle skatteinsentiver relatert til EOR vil være vanskelige å administrere, blant annet fordi det vil være
vanskelig å dokumentere hva som er produksjon relatert til EOR og hva som vil være “basis” produksjon.
Videre ville EOR-spesifikke skatteinsentiver kunne lede til skattemotiverte investeringer, noe utvalget ser
uhensiktsmessig. En alternativ insentivmodell kan være å gi mulighet til direkte prosjektstøtte til utvalgte
prosjekter/piloter som møter definerte kriterier. Kriteriene kan blant annet inkludere en “fast-track” tidsplan, at
teknologi har en stor strategisk verdi for norsk sokkel, at data fra prosjektet må ha relevans for andre felt, og
at data fra prosjektet vil bli frigitt til andre felt med tilsvarende problemstillinger. Utvalget mener at en slik
modell kan være med å virke som en katalysator for EOR, og dermed verdiskaping, på norsk sokkel. Utvalget
anbefaler derfor at det initieres et tidsbegrenset program med direkte støtte til EOR-prosjekter som fyller gitte
kriterier. Formålet med programmet må være å fungere som katalysator for å utløse det verdipotensialet som
ligger i EOR på norsk sokkel. Kostnader og risikoer relatert til EOR-tiltak skal reduseres ved å få en større
mengde med felterfaringer som kan benyttes på tvers mellom ulike lisensgrupperinger.
Kriteriene bør utarbeides i tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE som
foreslått i kapittel 3a ville være et passende forum. Det bør fokuseres på teknologi som kan ha stor strategisk
verdi for norsk sokkel og kriteriene bør inkludere en “fast-track” tidsplan, at data fra prosjektet må ha relevans
33
for andre felt, og at data fra prosjektet vil bli frigitt til andre felt med tilsvarende problemstillinger. Selve
praktiske testprogrammet bør organiseres under utvidende DEMO2000 program som foreslått i kapittel 3a.
Finansiering av programmet skal forankres med myndighetene; Olje- og Energidepartementet og eventuelt
Finansdepartementet. Det anbefales at det opprettes en arbeidsgruppe med representanter fra de ulike
departementer for å utarbeide finansieringsstruktur. I denne prosessen skal det vurderes hvordan det norske
og europeiske regelverket kan tilrettelegge en slags program.
LØNNSOMHETSBETRAKTNINGER:
■ Kostnadselementer
■ Inntekter
■ Bedrifts- og samfunnsøkonomi.
34
Kapittel 4 | Tiltak og konsekvenser
I tabellen nedenfor er det en oppsummering av de foreslåtte tiltakene sammen med en ytterligere forklaring til
tiltaket samt en analyse av mulige konsekvenser for ulike parter knyttet til oljeindustrien. Det er gjort en grov
oppdeling av aktuelle parter i henhold til følgende oppstilling:
■
■
■
■
Operatørselskap med partnere
Den Norske Stat/Myndigheter
Oljeservice selskap og leverandørindustri
Akademia
Ettersom alle de foreslåtte tiltakene har som overordnet målsetting å øke utvinningen av olje på norsk sokkel
og dermed verdiskapning for alle aktører og parter er ikke dette tatt med i konsekvensanalysen. Det er
derimot gjort et forsøk på å se mer spesifikt på konsekvensen av de forslåtte tiltak for de nevnte parter i listen
ovenfor.
Nr.
1.
Forslag tiltak
Nærmere undersøkelse av i
hvilken grad høyere
regnekapasitet kan bidra til
detaljnivå som er
nødvendig for å estimere
både fordeling av
gjenværende olje i
reservoaret og effekt av
forskjellige EOR-tiltak.
Utdyping av tiltak
Mulighet for høyere detaljgrad kan
redusere usikkerhet i estimater for
ekstra utvinning ved bruk av EORmetoder.
Tiltaket bør organiseres i FORCE og
samordnes med pågående arbeid i
KonKraft og FORCE.
Tiltaket er i tråd med anbefalingene i
ref. 1 (‘Åm rapporten’).
2.
Ytterlige støtte fra
myndigheter og aktører til
tverrfaglig samarbeid
gjennom flere eksisterende
fagmiljøer og organer
(FORCE, PETROMAKS,
DEMO2000) for
kontinuerlig
erfaringsoverføring.
Bevilgninger over statsbudsjettet
samt organisering av EORseminar/work shops med gitte
frekvenser. Kan sees i sammenheng
med pkt 4a.3.
Tiltaket er i tråd med anbefalingene i
ref. 1 (‘Åm rapporten’).
3.
Utvikling av en ‘beste
praksis’ for
teknologikvalifisering av de
viktigste EOR-metodene.
Veiledning bør baseres på
modningsprosessen i
tidligere prosjekter og
inneholde en tidsplan for
kvalifiseringen av EORtiltaket. Veiledningen bør
inneholde felles
arbeidsprosesser og beste
praksis for å estimere økt
oljeproduksjon fra
Økt erfaringsoverføring mellom
prosjekter vil sikre at lærdom fra et
prosjekt blir inkludert i planlegging av
et annet prosjekt, og kan også være
med på å redusere kostnadene ved
at evalueringstiden kan bli kortet noe
ned.
Nødvendig forutsetning er villighet
hos operatører til å legge ut og dele
informasjon som ellers anses som
konfidensiell. Slik avklaring må
gjøres og mulige insentiv for å
stimulere til deling av informasjon bør
vurderes.
Konsekvensvurdering
Operatør:
■ Reservoarmodeller må
stilles til disposisjon
■ Investering i økt
datamaskin kraft
■ Økte ressurser til
analyser av feltet i løpet
av produksjonsperioden
Akademia:
■ Flere
prosjekter/oppdrag
Industri:
■ Flere tjenester.
Operatør:
■ Villighet til å dele
erfaringer og resultater
samt
forskningsresultater
Myndigheter:
■ Økte bevilgninger
Industri:
■ Bidra og delta i
samarbeidsorganer
Akademia:
■ Flere oppdrag og
prosjekter.
Operatør:
■ Villighet til å dele
erfaring og informasjon
Myndigheter:
■ Ressurser til å opprette
og drive en slik
database
■ Ekstra (begrensede)
bevilgninger.
35
4.
reservoarsimulering for de
meste interessant EORtiltakene. Det bør også
inkluderes en anbefaling av
datainnsamlingsprogram
nødvendig for å kunne
beslutte ulike EOR-tiltak, og
videre hvordan planer for
datainnsamling kan
etterspørres og følges opp
gjennom eksisterende
rapportering.
Videre så mener utvalget at
opprettelse av en EORdatabase med en
beskrivelse alle EORrelaterte forsøk på norsk
sokkel kan være nyttig for å
tilrettelegge bedre
erfaringsoverføring.
PETROBANK kan her ses
som eksempel.
Utvide eksisterende
FORCE, PETROMAKS og
DEMO2000 fora/program til
å inkludere
oljeserviceselskap og
leverandørindustrien.
5.
Endringer i veiledning ‘Plan
for utbygging og drift av en
petroleumsforekomst,
34
PUD’ til at fremtidige
metoder for økt utvinning
skal evalueres på dette
stadium. Evalueringene bør
inkludere plan for
nødvendige studier og
datainnsamling, sant
sannsynliggjøre
gjennomførbarhet med en
EOR-basert
utbyggingskonsept.
6.
Justering av hva de ulike
feltenhetene skal
rapportere i de årlige
statusrapportene som
Data som skal deles må være så
detaljerte at de virkelig har relevans.
Erfaringer og konklusjoner fra
prosjekter som ikke lot seg
gjennomføre eller ikke oppnådde
ønsket målsetting har også stor
informativ verdi.
Tiltaket bør organiseres i regi av
Oljedirektoratet og/eller FORCE, og
samordnes med pågående arbeid i
FORCE, KonKraft og OG21.
Tiltaket er i tråd med anbefalingene i
ref. 1 (‘Åm rapporten’).
Utvalget ser spesielt behov for
forbedret samarbeid mellom
industrien og oljeserviceselskap og
leverandørindustrien, særlig innenfor
logistikk-området. Grunnen er at en
god del EOR-anvendelser har nå
kommet til
feltdemonstrasjonsstadium og
felttester trenger å bli utviklet. Per i
dag er oljeserviceselskap ikke
inkludert i de samarbeidsarenaer
FORCE, PETROMAKS og
DEMO2000. Ved å utvikle disse
samarbeidsarenaer beredes grunnen
for tverrfaglige samarbeidet som er
nødvendig i
feltdemonstrasjonsstadium.
Tiltaket er i tråd med anbefalingene i
ref. 1 (‘Åm rapporten’).
For å få ut potensialet i EOR, må
EOR-tiltak vurderes som en integrert
del av en feltutvikling.
Operatører vil være nødt til å bli enda
tydeligere på å inkludere EOR-tiltak i
tidlig-fasen.
Tiltaket er ikke i samsvar med
anbefalingene i ref. 1 (‘Åm
rapporten’), hvor en revidert PUD
seinere i feltets levetid ble forslått.
EOR-ekspertgruppen foretrekker
tidligere vurderinger av EOR-tiltak.
Mindre konsekvenser, med unntak av
bedre dokumentering av eventuelle
avvik og dermed forklaring til
eventuelle avvik i EOR-tiltak.
Operatør:
■ Stille ressurser og
kompetanse til
disposisjon
■ Villighet til å dele
erfaringer og resultater
samt
forskningsresultater
Myndigheter:
■ Økte bevilgninger
Industri:
■ Bidra og delta i
samarbeidsorganer
Akademia:
■ Flere oppdrag og
prosjekter.
Operatør:
■ Anskaffe eller benytte
EOR-spesialister til
vurderinger
■ Økt krav til
dokumentasjon og
analyser
Myndigheter:
■ Sørge for kvalifiserte
vurderinger av EORvurderingene
Akademia og Industri:
■ Flere oppdrag
■ Styrking av
kompetanse.
Operatør:
■ Mer strukturert
dokumentasjon
Myndigheter:
36
7.
sendes til Oljedirektoratet.
Som et tillegg til gjeldende
veiledning foreslår vi at
operatørene bes å
innberette eventuelle avvik
fra planer presentert året
før, samt konkretisere
planlagte tiltak i forhold til
hva planlagte beslutninger
og implementering krever
av studier og
datainnsamling.
Igangsettelse av studier og
forskningsarbeid rettet mot:
■ utvikling av metoder
og teknologi for
deteksjon og
behandling av
tilbakeproduserte
EOR-kjemikalier i
produsert vann.
■ Miljøeffekter av utslipp
av tilbakeproduserte
EOR-kjemikalier i
produsert vann.
8.
Igangsettelse av en
helhetlig vurdering med
sikte på miljø- og
ressursforvaltningsmessige
totalkonsekvenser av den
nåværende
utslippsfilosofien.
Tiltaket bør også inkludere
en helhetlig vurdering av
forskjellige
vanninjeksjonsstrategier
(produsert-vanninjeksjon
eller sjøvannsinjeksjon).
9.
Nærmere vurderinger av
områdeløsninger. Det bør
igangsettes studier for å
undersøke om det kan
finnes eller utvikles
tekniske og økonomiske
konsepter basert på
fartøyer som kan virke som
offshore EOR-serviceog/eller forsyningsskip.
■
Igangsetting av studier og
forsøksprogrammer som bedre kan
danne grunnlag for vurdering av
miljøeffekter og tiltak for håndtering
av tilbakeprodusert vann.
Tiltaket bør organiseres i samarbeid
med leverandør- og
serviceindustrien; utvidede FORCE,
PETROMAKS og DEMO2000 som
foreslått i kapittel 3a ville være
passende fora.
Utlysning av egne støtteordninger til
utvikling av metoder gjennom disse
fora.
Igangsetting av studier og
forsøksprogrammer som bedre kan
danne grunnlag for vurdering av bruk
og utslipp av EOR-kjemikalier.
Dette bør organiseres gjennom
etablerte organer (Forskningsrådet,
PETROMAKS, FORCE).
For å danne et helhetlig perspektiv
fra myndighetssiden anses det som
påkrevet med samarbeid mellom
Oljedirektoratet, Olje- og
Energidepartementet,
Petroleumstilsynet og Klima- og
forurensningsdirektoratet.
Tiltaket er i tråd med anbefalingene i
ref. 1 (‘Åm rapporten’).
Studiene bør inkludere tekniske
utfordringer og gap og hvordan disse
kan løses, samt
lønnsomhetsbetraktninger og
evalueringer av standarder/regelverk
ved slike fartøy. Tiltaket bør
organiseres i tett samarbeid med
leverandør- og serviceindustrien;
utvidede FORCE, PETROMAKS og
DEMO2000 som foreslått i kapittel 3a
ville være passende fora. Arbeidet
bør også samordnes med pågående
arbeid i etablerte organer
(Forskningsrådet, PETROMAKS,
Sørge for kvalifiserte
vurderinger.
Operatør:
■ Stille ressurser og
kompetanse til
disposisjon
Myndigheter:
■ Samarbeid og
tverrfaglige ressurser
stilles til disposisjon
■ Bevilgninger til egne
studier og
forskningsprogram
Industri:
■ Økt verdiskapning og
grunnlag for utvikling av
teknologi
Akademia:
■ Flere
forskningsprosjekter.
Myndigheter:
■ Samarbeid og
tverrfaglige ressurser
stilles til disposisjon.
Operatør:
■ Bidra med krav og
spesifikasjoner til utstyr,
prosesser og kjemikalier
Myndigheter:
■ Bevilgninger til egne
program for utredninger
Industri:
■ Bidra med kompetanse
og teknologi
■ Vil gi grunnlag for ny
teknologiutvikling
Akademia:
■ Forskningsprosjekter og
37
10.
Gjøre vurderinger om
mulige
kostnadsreduksjoner til
EOR-kjemikalier og
eventuelle andre
forretningspotensialer til
råvarer eller
mellomprodukter i EORapplikasjoner.
11.
Initier et tidsbegrenset
program med direkte støtte
til EOR-prosjekter som
fyller gitte kriterier.
Formålet med programmet
må være å fungere som
katalysator for å utløse det
verdipotensialet som ligger
i EOR på norsk sokkel.
Kostnader og risikoer
relatert til EOR-tiltak skal
reduseres ved å få en
større mengde med
felterfaringer som kan
benyttes på tvers mellom
ulike lisensgrupperinger.
FORCE).
Tiltaket er i tråd med anbefalingene i
ref. 1 (‘Åm rapporten’).
Dette kan åpne for grobunn for
utvikling av annen industri og
investeringer.
Tiltaket bør organiseres i tett
samarbeid med leverandør- og
serviceindustrien; utvidede FORCE,
PETROMAKS og DEMO2000 som
foreslått i kapittel 3a ville være
passende fora. Arbeidet bør også
samordnes med pågående arbeid i
etablerte organer (Forskningsrådet,
PETROMAKS, FORCE).
Formålet er å redusere usikkerhet
knyttet til inntektssiden i EORprosjekter. Ved å sette i gang
pionerprosjekter, kan usikkerheten
reduseres for industrien som helhet.
Kriteriene bør utarbeides i tett
samarbeid med leverandør- og
serviceindustrien; utvidede FORCE
som foreslått i kapittel 3a ville være
et passende forum. Det bør
fokuseres på teknologi som kan ha
stor strategisk verdi for norsk sokkel
og kriteriene bør inkludere en “fasttrack” tidsplan, at data fra prosjektet
må ha relevans for andre felt, og at
data fra prosjektet vil bli frigitt til
andre felt med tilsvarende
problemstillinger. Selve praktiske
testprogrammet bør organiseres
under utvidende DEMO2000
program som foreslått i kapittel 3a.
Finansiering av programmet skal
forankres med myndighetene; Oljeog Energidepartementet og eventuelt
Finansdepartementet. Det anbefales
at det opprettes en arbeidsgruppe
med representanter fra de ulike
departementer for å utarbeide
finansieringsstruktur. In denne
prosessen skal det vurderes hvordan
det norske og europeiske regelverket
kan tilrettelegge en slags program.
Tiltaket er i tråd med anbefalingene i
ref. 1 (‘Åm rapporten’), men EORekspertgruppen foretrekker et
begrenset felttestingsprogram
framfor skatteinsentiver.
teknologiutvikling.
Operatør:
■ Bidra med krav og
spesifikasjoner til utstyr,
prosesser og kjemikalier
Myndigheter:
■ Bevilgninger til egne
program for utredninger
Industri:
■ Bidra med kompetanse
og teknologi
■ Vil gi grunnlag for ny
teknologiutvikling
■ Grunnlag for ny industri
Akademia:
■ Forskningsprosjekter og
teknologiutvikling.
Operatør:
■ Stor reduksjon i
finansiell risiko ved
implementering
■ Stor betydning for
fremtidig satsing på
EOR-tiltak
Myndigheter:
■ Tidsbegrenset
omprioritering og/eller
omfordeling av midler til
eksisterende
støtteordninger,
eventuelt økte
bevilgninger
Industri:
■ Økt verdiskapning
■ Grunnlag for utvikling
og leveranse av ny
teknologi
Akademia:
■ Flere
forskningsprosjekter.
38
Forkortelser
CAPEX
Capital Expenditure. Kapitalutgifter; total investeringskostnad.
CO2
Karbondioksid. I gassform ved atmosfæriske betingelser.
DG0
Decision Gate 0. Steg i et prosjekts beslutningsprosess hvor lønnsomhet av et konsept blir
vurdert.
DG1
Decision Gate 1. Steg i et prosjekts beslutningsprosess hvor gjennomførbarhet blir vurdert.
EOR
Enhanced Oil Recovery. Avanserte utvinningsmetoder.
FAWAG
Foam Assisted Water Alternating Gas. EOR-prosess hvor skum tilsettes en WAG/SWAG
prosess.
FORCE
FOrum for Reservoir Characterisation, reservoir engineering and Exploration technology
cooperation. Norsk samarbeidsforum.
FPSO
Floating Storage, Production and Offloading vessel. Produksjonsskip med både produksjonsog lagringskapasiteter.
HMS
Helse, Miljø og Sikkerhet.
IO
Integrerte Operasjoner. Bruk av sanntidsdata og ny teknologi innen informasjons- og
kommunikasjonsteknologi for å forbedre effektivitet i arbeidsprosesser og oljeutvinning.
IOR
Improved Oil Recovery. Økt oljeutvinning.
JCR
Joint Chalk Research. Norsk forskningsprogram.
KonKraft
KonkurranseKraft på norsk sokkel. Samarbeidsarena for Landsorganisasjonen i Norge (LO),
Norsk Industri, Norges Rederiforbund og Norsk Olje og Gass.
LNG
Liquefied Natural Gas. Naturgass som er gjort flytende ved nedkjøling.
MEOR
Microbial Enhanced Oil Recovery. Metode for økt utvinning med hjelp av bakterier.
OED
Olje- og Energidepartementet.
OG21
Olje og Gass i det 21. århundre. Initiativ av Olje- og Energidepartementet med formål til å
utvikle en nasjonal teknologistrategi som skal sikre en effektiv og miljøvennlig verdiskaping
fra norske olje- og gassressurser.
OPEX
Operating Expenditure. Driftsutgifter; årlige operasjonelle kostnader.
PASF
Polymer-Assistert Surfaktant Flømming. EOR-prosess.
PUD
Plan for Utbygging og Drift.
RUTH
Reservoir Utilization through advanced Technological Help. Norsk forskningsprogram.
SDØE
Statens Direkte Økonomiske Engasjement. Statens direkte eierandel i felt (gjennom Petoro).
SPOR
Statlig Program for Økt utvinning og Reservoarteknikk. Norsk forskningsprogram.
SWAG
Simultaneous Water Alternating Gas. EOR-prosess med injeksjon av vann og gass samtidig i
samme brønn.
WAG
Water Alternating Gas. EOR-prosess med injeksjon av vann og gass vekselvis i samme
brønn.
4D
Fire-dimensjonal. Brukt i forbindelse med seismikk; når seismisk (tre-dimensjonal) kartlegging
blir gjentatt seinere i tid for å se på endringer i reservoaret. Den fjerde dimensjonen er tiden.
39
Referanser
1
‘Økt utvinning på norsk kontinentalsokkel – En rapport fra utvinningsutvalget’. Olje- og Energidepartementet. K. Åm
et al., 2010. Link til rapport.
2
‘En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten’. Melding til Stortinget 28 (2010-2011). Tilråding fra Olje- og
Energidepartementet, 24. juni 2011. Link til rapport.
3
‘Fakta 2012 – Norsk petroleumsvirksomhet’. Olje- og Energidepartementet & Oljedirektoratet, mars 2012. Link til
rapport.
4
‘Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel – 2011’. Oljedirektoratet, september 2011. Link til rapport.
5
‘Ressursregnskapet per 31.12.1993’. Oljedirektoratet, desember 1993. Artikkel på NPD.no. Link til artikkel.
6
‘IOR and EOR: Effective communication requires a definition of terms’. G.J. Stosur, J.R. Hite, N.F. Carnahan and K.
Miller, Journal of Petroleum Technology, juni 2003. Link til artikkel.
7
‘World Energy Outlook 2008’. International Energy Agency, 2008.
8
‘Norway’s technology strategy for the 21 century’. Strategy document. OG21 (‘Oil and gas in the 21 century’),
desember 2012. Link til rapport.
9
‘EOR Enhanced Oil Recovery worldwide’, SBI Energy, april 2010.
10
‘First Polymer Injection in Deep Offshore Field Angola: Recent Advances on Dalia/Camelia Field Case’. Morel et al.,
Total. Society of Petroleum Engineers artikkel nr. 135735. Presentert på SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, Florence, Italy, 2010.
11
‘LoSal EOR into the Clair Ridge Project – Laboratory to Day One Field Implementation’. E. Robbana et al., BP.
Foredrag på DEVEX European Production and Development Konferanse 9.-10. mai 2012, Aberdeen, Scotland, UK.
Link til presentasjon.
12
‘BP Technology Boosts Oil Recovery Adding To Potential Energy Supplies’. Pressemelding British Science Festival,
6. september 2012. BP.com. Link til pressemelding.
13
‘Designer Technologies’, Artikkel på BP.com, 2013. Link til artikkel.
14
‘Offshore field experience with BrightWater ’. N. Lugo, Chevron. Foredrag på FORCE (‘Forum for Reservoir
Characterisation, Reservoir Engineering and Exploration’) seminar ‘Water-based EOR diversion techniques’,
Stavanger, Norway, 20. januar 2010. Link til presentasjon.
15
‘Field Application of a New In-Depth Waterflood Conformance Improvement Tool’. J. Pritchett et al., PT Caltex
Pacific Indonesia. Society of Petroleum Engineers artikkel nr. 84897. Presentert på SPE Improved Oil Recovery
Conference in Asia Pacific, 20-21 oktober 2003, Kuala Lumpur, Malaysia.
16
‘CO2 Storage Atlas Norwegian Sea’, Oljedirektoratet, 25. januar 2013. Link til rapport.
17
‘CO2 rapport - mulighetsstudie for prosjekter med CO2-injeksjon for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel’.
Oljedirektoratet, april 2005. Link til rapport.
18
http://force.org.
19
‘Status of Foam Applications in North Sea Reservoir’. M.G. Aarra and A. Skauge. Foredrag fra 21 Annual
International Energy Agency Workshop and Symposium, Edinburgh, Scotland, U.K., 19.-22. september 2000.
20
‘Foam-assisted injection trials could spread to other North Sea fields. N. Terdre. Artikkel på offshore-mag.com, 2001.
Link til artikkel.
21
‘A microbial EOR pilot in the Gullfaks field’. R. Instefjord et al., Statoilhydro (nå Statoil). Foredrag fra SPE section
Bergen seminar 2008, Bergen, Norway. Link til presentasjon.
22
‘Bytter bakterier mot oljefelt’, S. Tjelta, Dagens Næringsliv. Artikkel på Dn.no, 22. juni 2008. Link til artikkel.
23
‘Improving Recovery by Waterdiversion – Snorre’. K. Skrettingland. Presentert på 3. Business Opportunities and
Challenges in Mature Fields konferanse, Norsk Petroleumsforening, 16. april 2013, Stavanger.
24
‘Energy and environment – more from existing fields – prudent resource management’, S. Espedal Kindem.
Presentert på ONS 2013, 19.-21. August 2013, Stavanger.
25
‘Vil ha ut mer olje med nytt forskningssenter’, T. Sundslisæter, Teknisk Ukeblad. Artikkel på Tu.no, 24. september
2012. Link til artikkel.
26
‘Brage’. Oljedirektoratet. Artikkel på Npd.no, 12. april 2014. Link til artikkel.
27
‘Brage Field, North Sea, Norway’, Offshore technology. Artikkel på Offshore-technology.com. Link til artikkel.
st
st
®
TM
st
40
28
‘Offshore Polymer/LPS Injectivity Test with Focus on Operational Feasibility and Near Wellbore Response in a
Heidrun Injector’, O.M. Selle. Abstrakt sendt inn for presentasjon på Annual Technical Conference and Exhibition –
Society of Petroleum Engineers, 30. september – 2. oktober 2013, New Orleans (LA), USA.
29
‘PETROMAKS: Optimal Management of Petroleum Resources’, artikkel på Forskningradet.no, 2005. Link til artikkel.
30
‘DEMO2000’, artikkel på Forskningradet.no, 2004. Link til artikkel.
31
‘Reservoir Management’. J. Bydgevoll. Foredrag Petroleum Policy and Management 5 Expert Visit and Training –
Coordinating Committee for Geoscience Programmes in East and Southeast Asia (CCOP), 7.-10. februar 2006,
Manilla, Philippines. Link til presentasjon.
32
’Diskos’, artikkel på Npd.no. Link til artikkel.
33
http://www.og21.no.
34
‘Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport
og for utnyttelse av petroleum (PAD).’ Veiledning fra Oljedirektoratet publisert på Npd.no, februar 2010. Link til
veiledning.
35
‘Annual status report for fields in production.’ Veiledning fra Oljedirektoratet publisert på Npd.no, rev. september
2012. Link til veiledning.
36
‘Assessment of Environmental Impact from EOR Chemicals for the Norwegian Continental Shelf’. K. Spildo et al.,
Technical Committee of Improved Oil & Gas Recovery Network in FORCE (‘Forum for Reservoir Characterisation,
Reservoir Engineering and Exploration’).
37
‘Risikonivå i petroleumsvirksomheten Norsk sokkel 2011, rev. 2’. Petroleumstilsynet, 2012. Link til rapport.
38
‘Produksjonsutviklingen på norsk sokkel’, KonKraft rapport 2, 2007. Link til rapport.
39
‘Statoil Puts $10 Billion U.K. Investment Plan on Hold After Tax Increase’, M. Stigset, Bloomberg. Artikkel publisert
på Bloomberg.com, 29. Mars 2011. Link til artikkel.
40
‘Economic Report 2012’, Oil & Gas UK, 2012. Link til rapport.
41
‘Statoil To Invest GBP 18 Billion In North Sea Mariner-Bressay Fields’, K.M. Hovland, Dow Jones & Company, Inc.
Artikkel publisert på Capital.gr, 07. juni 2012. Link til artikkel.
42
‘Mariner field opens new chapter in UK oil and gas development’, UK Department of Energy & Climate Change, 15.
februar 2013. Artikkel på Gov.uk. Link til artikkel.
43
‘Oil and gas: taxation’ UK Department of Energy and Climate Change, 30. Desember 2012. Artikkel på Gov.uk. Link
til artikkel.
44
‘Skattlegging av petroleumsvirksomhet’ Finansdepartementet, 20. juni 2000. Norges Offentlige Utredninger (NOU)
2000:18. Link til dokument.
45
‘Petroleum Taxation: Experience and Issues’, P. Osmundsen and K. Løvås. Universitet i Stavanger, 9. april 2009.
Link til artikkel.
th
41