Oljen som finnes på Hild-funnet er så komplisert at Total må bruke en egenpatentert teknologi for å behandle den. Den gjør også at det trolig blir en selvstendig plattformutbygging.

MYE LIKT: Total møter en del av de samme utfordringene på Hild som på feltet Dalia utenfor Angola (bildet). (Foto: TOTAL)

Hild-funnet ble funnet i 1975, men 15 letebrønner seinere er det fortsatt ikke bygget ut, på tross av at nåværende operatør Total tror det er 150 millioner fat i hovedstrukturen. Med tilleggsressurser inneholder feltet trolig rundt 200 millioner fat olje. årsaken til at ting har tatt tid, er den heller komplekse oljen Hild byr på. For det første er det tungolje med en API på 21,5. Men det stanser ikke der:

Tricky olje
– Den har et såkalt total acid number på 3,5 mg. De verste oljene på norsk sokkel i så måte er Heidrun på 2,9 og Grane på 2,2, og dette har veldig mye å si for den kommersielle verdien, forteller Tor Erik Hansen, engineering manager i Total.

I tillegg har man potensial for noe Statoil kaller ARN. Dette er et scalingproblem som setter seg i prosessanlegget og det er foreløpig noe uklart hva som egentlig forårsaker problemet, annet enn at det trolig henger sammen med pH-verdier.

– I tillegg er det et kjempestort vannkutt nesten med en gang i produksjonsprofilen, og forskjellen mellom oljen fra feltet og vann er liten. Dermed blir den vanskelig å separere, får mye skumming og emulsjon, sier Hansen.

Selskapet har sett på å bygge ut feltet mot Oseberg eller Alvin-feltet på britisk sokkel, men på grunn av oljens egenskaper er dette ikke en mulighet. Dermed går det mot selvstendig utbygging. Samtidig er det et gassfelt med høyt trykk og høy temperatur knyttet til feltet som gjør det vanskelig å bygge det ut med en FPSO. Dermed blir det trolig en jacket-plattform, og her kommer Totals patenterte løsning inn.

– Prosessanlegget for slik olje vokser fort i vekst. Men hvordan kan man da bygge ut et relativt lite oljereservoar uten at det blir for dyrt? På en vanlig plattform har man horisontal separasjon med lange tanker. Men, vi kan også ha vertikal separasjon, sier Hansen.

Totals metode er å slippe inn oljen i bunn av en tank som er fylt med vann.

– Vi fjerner rett og slett vannet ved å tilsette mer vann. Da får vi et sterkt emulsjonslag, og så en relativt enkel oljesone, sier Hansen.

Sparer topside
En slik løsning gjør at man sparer 3.000 tonn med utstyr topside, og dermed kan plattformen dimensjoneres mindre. Til alt overmål kan det være at prosessen ikke vil være på plattformen.

BORET: «West Phoenix» var den siste riggen som boret på Hild. Det skjedde i fjor. (Foto: SEADRILL)

Ifølge Hansen er nemlig konseptet Total nå jobber med en plattform med muligheter for boring av en jackup, topside på totalt 12.500 tonn, et stålrunderstell på 115 meter. Vannvaskeprosessen, eller vann/olje-separasjonen, vil være om bord i et tilstøtende flytende lagringsfartøy. Slik kan selskapet få til en ganske liten plattform, og det fører også til mindre bemanning:

– Vi vil koble oss på det fiberoptiske nettet, og ha så mye aktivitet som mulig på land, til og med kontrollromsoperatøren. Samtidig skal vi ha vedlikehold på hvert tredje skift. Bemanning med vedlikeholdscrewet blir da 32 mann, sier Hansen, og antyder at normalbemanningen kan være enda lavere.

Total har tidligere sagt at det kan bli produksjonsstart på Hild i 2016. Feltet er unitisert med Total som operatør (49 prosent). Petoro (30 prosent) og Statoil (21 prosent) er partnere i feltet, som ligger i blokkene 29/9, 30/7, 29/6 og 30/4, nær Oseberg og Heimdal.