Sjur Talstad, direktør for undergrunnsteknologi i StatoilHydro, sammen med sjefsgeofysiker Nils Erik Bakke (i bakgrunnen).
Proaktiv satsing på å presse mest mulig olje og gass ut av geologiske strukturer som inneholder hydrokarboner har vist seg å være lønnsomt for Statoil. Erfaringer viser at smart reservoarstyring gjør det mulig å utvinne mye større mengder olje og gass fra selskapets felt.
Denne typen reservoarstyring krever nøyaktig vurdering blant annet av antallet brønner som skal bores, og hvor, om vann skal injiseres for å fremme produksjon, og i tilfeller hvor det finnes ingen standardløsning for å få best mulig avkastning fra reservoaret. Hver formasjon er forskjellig og må behandles individuelt for at utvinningen skal kunne bli optimalisert.
Verktøykassen for økt oljeutvinning (IOR, improved oil recovery) består i hovedsak av teknologiutvikling innen fem områder, forteller Sjur Talstad, direktør for undergrunnsteknologi i StatoilHydro i forretningsområdet Teknologi og prosjekter. Disse områdene er firedimensjonale seismiske undersøkelser, reservoarmodellering, avanserte brønner og kostnadseffektive tilleggsbrønner, vann- og gassinjeksjon samt styring av produsert vann.
– Første steg i styringen av et reservoar er å bygge opp et statisk bilde av hvordan de geologiske lagene ser ut og hvordan olje, gass og vann er plassert. Vi må skape en dynamisk forståelse. Dette omfatter kontroll av væskenes bevegelse når produksjonen er i gang, sier Talstad.
Når deltakerne i driftsteamet har god nok innsikt i gjeldende mekanismer og måten disse samhandler på, kan de bruke kunnskapen for å beslutte hvor produksjonsbrønner og vanninjeksjon skal plasseres for å optimalisere produksjonen. Ifølge Talstad har StatoilHydro vært ledende innen utvikling av ekspertise i dette fagområdet.
Kjempeutfordring.
Bare det å forstå reservoaret er imidlertid en kjempeutfordring, ettersom olje og gass vanligvis befinner seg på mellom 1000 og 5000 meters dyp. I tillegg ligger felt til havs vanligvis i områder som er fra 50 til mer enn 2000 meter dype.
En hovedkilde for informasjon er data fra seismiske undersøkelser som innhentes ved at man sender lydbølger inn i undergrunnen og registrerer ekkoene som reflekteres tilbake fra dypene. Disse signalene gjør det mulig å identifisere ulike geologiske lag, slik at det kan bygges opp et tredimensjonalt kart over reservoaret.
Brønner som bores inn i reservoaret gir ytterligere informasjon. Avlesninger, såkalte logger, fra områdene rundt brønnen gir en god indikasjon på hvor hydrokarbonene ligger.
Selv om dataene som samles inn fra logger dekker et relativt lite område, er de veldig nøyaktige, sier Monika Bertheussen, prosjektleder for Statoils konserninitiativ for fortsatt forbedring av oljeutvinningen (IOR). Hun føyer til at seismiske data dekker hele reservoaret, men har et meget større usikkerhetsnivå: – Vi må redusere usikkerheten og forbedre nøyaktigheten. Ytterligere data kommer fra sensorer som er installert i brønnene for å måle parameter som temperatur og trykk.
Produksjonsdata for mengden olje, gass og vann som strømmer fra hver brønn gir ytterligere informasjon. Tid for kontroll. Væskebevegelsen kontrolleres ved at man tar samme tredimensjonale, seismiske bilde på ulike tidspunkter. Dette er kjent som «time-lapse», eller firedimensjonal seismikk, der tiden er den fjerde dimensjonen. Fra Statoil kjørte sin første firedimensjonale seismiske undersøkelse på Gullfaks-feltet i Nordsjøen i 1996 har teknikken vist seg uvurderlig, sier Sjur Talstad.
– Vi er trolig ledende når det gjelder å ta i bruk firedimensjonal seismikk. Vi bruker denne metoden på mer enn 70 prosent av feltene vi er operatør for, og vi har over 20 slike prosjekter i gang.
Satsingen på 4D gjør det mulig å nøye kontrollere virkningene av en annen viktig reservoarstyringsteknikk – vanninjeksjon. Dette har to hovedformål, forklarer Talstad. Det ene er å opprettholde trykket i reservoaret slik at olje og gass presses inn i og opp fra produksjonsbrønnene der trykket er lavere.
Det andre er å injisere vann på spesielle steder, der det vil ha maksimal effekt for å drive hydrokarboner mot produksjonsbrønnene.
Gass kan også injiseres. Resirkulering av gass bidrar til å øke oljeutvinningen, og gassen kan hentes ut igjen senere. I noen reservoarer har perioder med vanninjeksjon etterfulgt av gass vist seg å gi gode resultater. Denne vekselvise vann- og gassinjeksjonen er kjent som WAG-teknikk (water alternating gas).
Tegningen viser en moderne, horisontal brønnkonstruksjon hvor produksjonen kommer fra to grener og samles i en moderbrønn.
Avanserte brønner.
Iverksetting av en vellykket reservoarstyringsstrategi avhenger også av teknologien for avanserte brønner og kostnadseffektive tilleggsbrønner. Nøyaktige reservoarmodeller og boreoperasjoner gjør at fem-seks kilometer lange brønner kan bores med stor treffsikkerhet inn i utvalgte plasser i en oljelomme spredt over et område på et par hundre meter. Talstad opplyser at dette spesielt gjelder på eldre felt der Statoil er operatør, blant annet Statfjord og Gullfaks i Nordsjøen, som har vært i drift siden henholdsvis 70- og 80-tallet.
Stadig mer avansert utstyr installeres i brønnene for at det skal bli mulig å overvåke og kontrollere produksjonen nøye. Både bore- og produksjonsaktiviteter gjennomføres I økende grad gjennom integrerte operasjoner, der landbaserte grupper sørger for støtte og ekspertise til virksomheten til havs. Denne fremgangsmåten, der operasjoner I størst mulig utstrekning følges opp i sanntid, har i høy grad effektivisert reservoarstyringen, og det er rom for ytterligere forbedringer.
Til tross for den raske utviklingen man har sett innen reservoarstyring vil Monika Bertheussen gjerne komme med en liten advarsel.
– Et reservoar byr fremdeles på overraskelser. Selv om du tror du vet hvordan det ser ut, kan det vise seg at du tar feil, sier hun.
Uansett har reservoarstyring i betydelig grad bidratt til øke utvinningen fra Statoils felter, spesielt de eldre. 900 millioner fat er føyd til forventet utvinning på Statfjord siden 1982, og 700 millioner på Gullfaks.
Bertheussen skisserer at med en pris på 50 dollar fatet er bruttoverdien av denne ekstra produksjonen 500 milliarder kroner.
