Mens flere brønner er det viktigste IOR-tiltaket på kort sikt, er utvinning med avanserte metoder, såkalt EOR, det viktigste i det lange løp, mener Oljedirektoratet.

NORNE: Avanserte metoder, såkalte EOR-tiltak, kan gi store ekstragevinster fra norske felt. På Statoils Norne har man blant annet prøvd ut mikrobiell metode for å få ut immobil olje. (Foto: Anne-Mette Fjærli/Statoil)

Hinderaker: Med dagens høye oljepriser er EOR lønnsomt, påpeker Leif Hinderaker. (Foto:Bjørn Tore Bjørsvik)

September 2012: BP kunngjør at de vil implementere sitt konsept for økt/forbedret utvinning gjennom injeksjon av vann?med lav salinitet (LoSal EOR) på sin GBP?4.5 milliarders (NOK 41.1 milliarder) Clair Ridge utbygging vest for Shetland. For å implementere konseptet, hvor man bruker saltredusert havvann til water- flooding (vanninjeksjon), skal det blant annet installeres et avsaltingsanlegg til rundt NOK 680 millioner. Gjennom dette vil operatøren kunne ta ut anslagsvis 42 millioner flere fat olje av feltet enn gjennom standard injeksjon av havvann. Dette bringer de totale, utvinnbare reservene opp fra 640 millioner fat, til 682 millioner fat. BP, som har utviklet og testet ut konseptet på sitt Endicott-felt i Alaska, vil også anvende metoden i fase 2 av Mad Dog- utbyggingen i Gulf of Mexico. (Illustrasjon: BP)

Denne saken står på trykk i utgave 7, 2012 av Petromagasinet.

Definisjonen på økt oljeutvinning, eller IOR (Increased Oil Recovery), er «tiltak eller aktiviteter som utløser økt oljepro- duksjon gjennom mobilisering av gjen- værende ressurser i felt, og som ikke alle- rede er en del av gjeldende drenerings- og produksjonsstrategi.»

Noen tiltak er mer effektive enn andre.

– Det vanligste IOR-tiltaket på norsk sokkel, utenom boring av brønner, er gassinjeksjon og vanninjeksjon, forteller sjefingeniør i Oljedirektoratet (OD), Leif Hinderaker.

– Mange felt får ut vesentlig mer med bruk av gassinjeksjon, mens vanninjeksjon ligger i bunn; det er minimumstiltaket. Gassinjeksjon har vært veldig vellykket, og er kanskje det punktet hvor norsk sokkel skiller seg positivt ut fra veldig mange andre steder.

Han forteller at beslutningen om å injisere naturgass i starten var noe man valgte fordi man ikke hadde eksportløsning for gassen, som på Statfjord. Senere så man at her hadde man muligheten til å få ut mye mer av feltene.

– Et eksempel på dette er Osebergfeltet, hvor man vedtok å injisere både egen gass og å importere gass fra Troll øst, TOGI-prosjektet (Troll Oil Gas Injection), og videreføring av dette har pågått helt til våre dager. Så fikk da også Oseberg IOR-prisen under Offshore Northern Seas (ONS) i år, sier han.

– Hva er EOR?

På norsk sokkel er det nå lovkrav om injeksjon av vann og eller gass fra første dag om dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt, så det neste store potensialet ligger i EOR (Enhanced Oil Recovery).

– Men hva er egentlig forskjellen?

– I et reservoar skiller vi mellom mobil og immobil olje, forklarer Hinderaker.

– Mobil olje er den oljen som strømmer av seg selv om den får trykk, enten fra gass eller fra vann. Den mobile oljen kan du alltid få ut mer av om du bare borer flere brønner. Den immobile oljen, derimot, får du ikke ut om du pøser på med vann og gass. Den er fanget av såkalte kapillære krefter, sier han og drar et eksempel: Har du skitt på hendene og prøver å få det av med kaldt vann, så nytter det ikke. Men tar du på såpe, så slipper det, forklarer han.

Du trenger altså noe som løser opp de kreftene som gjør at den immobile oljen henger igjen i reservoaret. Det er dette vi kaller avanserte metoder, eller Enhanced Oil Recovery (EOR).

Mange metoder
– EOR kan være framtidig bruk av CO2 som injeksjonsgass, om dette kan skaffes i kommersielle volumer. OD har nylig utarbeidet et såkalt CO2-lagringsatlas for den norske del av Nordsjøen, som viser hvor CO2 kan injiseres og lagres som et miljøtiltak, sier Hinderaker. Blir dette en realitet, får vi også CO2 tilgjengelig som EOR- metode. Beregninger fra OG21 viser at CO2 har potensial til å øke utvinningsgraden i felt med opptil fem prosent.

– Det kan også være noe så enkelt som vann med endret salinitet, altså vann med lavere saltinnhold. Dette siste har vist seg å virke, og særlig BP har vært flinke til å prøve dette ut på noen av sine felt. Vannet gjør en større andel av oljen mobil, så det er en lovende metode, og miljømessig bra, men den fungerer ikke på alle felt, forteller han.

– Hvor mye ekstra metoden kan gi, kommer selvfølgelig litt an på feltet. Generelt kan man si det angriper immobil olje, og kan øke utvinningen av tilstedeværende volum med to prosentpoeng. Har du et stort felt, er det ikke ubetydelig.

– Man kan også tilsette kjemikalier i injeksjonsvannet, enten «surfactant flooding», som nærmest såpevasker den immobile oljen ut av reservoaret, eller polymertilsetting som fordeler injeksjonsvannet bedre utover i reservoaret. Når det gjelder disse metodene, har vi prøvd å pusje på det overfor selskapene, men det går for sent.

Surfaktanter har størst potensial per felt, men kjemikaliene koster betydelig mer. Det kommer logistikkutfordringer også, for du må ha betydelige mengder av det. Det ideelle kan være å designe en god kombinasjon av to eller flere av disse metodene.

– Så har du også mikrobiell metode. Denne er enkel å innføre, man gir føde til mikroor- ganismer som allerede er der, og de er med og «løsner» oljen. Dessverre er den vanskelig å evaluere, og man har ikke på samme måte veletablerte teorier på hvordan dette fungerer. Denne metoden anvendes i dag på Norne-feltet.

Lønnsomt med dagens pris
Hinderaker forteller at mange av metodene er utprøvd i andre land, for eksempel Kina og USA.

– Riktignok på land, og vi vet at mange ting er mer utfordrende offshore, men vi tror absolutt de har et potensial. Det ble gjort mye forskning på dette tidlig på 90-tallet, under det OD-initierte RUTH-programmet, men problemet var oljeprisen. Da lå oljeprisen på rundt USD 20, og vi måtte ha en pris på USD 30-40 for at dette skulle være lønnsomt. Nå ligger prisen godt over USD 100, så utfra en vanlig tankegang om hva som er lønnsomt, burde man gjort mye mer med slike avanserte metoder, synes han.

– Statoil jobber helt konkret med EOR-pilotprosjekter på de største feltene sine, og de jobber bra på laboratoriene. Men når de skal feltteste dette, tar de først en litt forsiktig pilot i bare en brønn. Deretter skal de vurdere en flerbrønnspilot.

Dette mener Hinderaker alt i alt går for seint.

– For å måle effekten må du ha større pilotprosjekter hvor du injiserer i en brønn og måler effekten i produserende brønner et stykke borte. Dette krever fort investeringer på noen hundre millioner kroner eller oppe i milliardstørrelsen i noen tilfeller, inklusive boring av brønn. Til gjengjeld kan det utløse store, nye prosjekter, med store volumer og store ekstragevinster.

Kunnskapsdeling i FOrCE
Et initiativ for å få fram flere EOR-piloter, er det OD-ledete FORCE (Forum for reser- voir characterization, reservoir engineering and exploration technology cooperation), et forum bestående av norske myndigheter og selskaper på norsk sokkel. Forumet har som ambisjon å » synliggjøre muligheter for økt oljeutvinning og å forsterke sin pådriverrolle på tvers av utvinningstillatelsene.»

Dette skal føre til flere uttestinger på feltene og flere beslutninger om implementering, og OD ønsker at Forumet skal være inkluderende.

– Vi har fått på plass en standard avtale slik at flere selskaper utenom partnerskapet på feltene kan melde seg inn og være med å finansiere en pilot, mot at de får det faglige resultatet, sier Hinderaker.

– Dette siste, med deling av kunnskap på tvers av eierskap, kan ofte utgjøre en barriere, forteller assisterende direktør for OD, Johannes Kjøde.

– Gjennom FORCE-avtalen har man fått et juridisk fundament som sikrer at alles interesser ivaretas i et slikt samarbeid. Disse juridiske problemstillingene er nå håndtert gjennom FORCE, og kvalifisert gjennom Norsk olje og gass (tidligere OLF).

Hvor stort er potensialet?
Hvor mye ekstra som kan tas ut av norske felt og funn ved implementering av både IOR- og EOR-tiltak, er ikke lett å tallfeste. I åm-utvalgets rapport, «økt utvinning på norsk kontinentalsokkel,» er det illustrert en visjon for økt oljeutvinning, hvor volumet anslås i størrelsesorden 2,5 milliarder stan- dard kubikkmeter olje, eller 15,7 milliarder fat, men svært avhengig av både framtidig oljepris, kostnadsnivå og teknologiutvikling.

Ifølge Olje- og energidepartementets OG21 initiativ, TTA2 (Technology Target Areas – undergruppe av OG21), er det et mål å øke utvinningsgraden fra felt allerede i produksjon på sokkelen med tre prosentpoeng via EOR. Dette tilsvarer 1,7 milliarder fat oljeekvivalenter, som med dagens prisnivå (1. oktober: USD 112 per fat – NOK 640) vil si NOK 1,088 milliarder. Både åm-utvalget og TTA2s tall er beheftet med stor usikkerhet, men man skjønner at det er mye å hente her.

Verken Kjøde eller Hinderaker ønsker å tallfeste hvor stort potensialet er, men henviser til tallene i åm-rapporten og fra OG21 som viser at potensialet er svært stort.