Økt utvinning fra eksisterende felt

11.09.2012

Økt utvinning fra eksisterende felt har vært og er svært viktig. Industrien arbeider daglig for å få ut mest mulig olje og gass fra feltene.

Det siste tiåret har økt utvinning gitt oss 2700 millioner fat olje, til en verdi av mer enn 1000 milliarder kroner . I 2011 var reservetilveksten fra feltene på 71,4 mill Sm3 olje. Verdien på den økte utvinningen var på 279 mrd kroner i 2011. Til sammenlikning var statens inntekter fra petroleumssektoren i 2011 på 372 milliarder kroner.

Norsk sokkel er verdensledende i utvinningsgrad. Den gjennomsnittlige utvinningsgraden for olje er 46 prosent, mens den for gass er 70 prosent. Til sammenlikning er den globale utvinningsgraden for olje om lag 22 prosent.

På norsk sokkel er geologien gunstig og det er mange gode reservoarer. De er ikke like, noen er mer utfordrende enn andre. Derfor varierer også utvinningsgraden fra felt til felt. På Statfjord har vi for eksempel hentet ut 66 prosent av oljen allerede, mens på Njord er prognosen rundt 20 prosent.

Siden en rekke av feltene på norsk sokkel nærmer seg avslutning, haster det å gjøre nye tiltak for å få ut ytterligere ressurser og få økt levetid på feltene. Industrien arbeider kontinuerlig med nye tiltak for å få økt utvinning fra modne felt. Dette krever forskning, utvikling av ny teknologi og hardt arbeid .

10. april 2012 overleverte industrien tolv tiltak for økt utvinning til olje- og energiministeren. Bakgrunnen var en henvendelse fra Olje- og energidepartementet (OED) til KonKraft der næringen ble bedt om å utarbeide forslag til oppfølging av ulike tiltak som Utvinningsutvalget (Åm-utvalget) foreslo i sin rapport. Næringen er opptatt av kostnadsreduksjon og økt utvinning, og var glad for å presentere tiltak for å bore flere brønner, videreutvikle teknologi for økt utvinning, mer effektive arbeidsprosesser, standardisering og forbedre kostnadskulturen.

Tre eksempler på økt utvinning:

Ekofisk: Norges eldste felt ligger sør i Nordsjøen, og hadde en planlagt utvinningsgrad på 17-18 prosent (i 1972). Denne er nå økt til 52,5 prosent. Det er flere grunner til dette: Systematisk arbeid og forskning på vanninjeksjon i kalkreservoar på åttitallet, som i dag er den viktigste grunnen for økt utvinning. Sammentrykking av reservoaret som følge av produksjon og trykkfall. Store endringer på boreteknologi og horisontale brønner på nittitallet. Nye seismiske fiberoptiske kabler som er blitt gravd ned i havbunnen i 2010 for å effektivisere brønnplasseringen.

Draugen: Ligger i Norskehavet, og hadde en planlagt utvinningsgrad på 37 prosent. I dag er utvinningsgraden på feltet 60 prosent med et mål om å nå over 70 prosent. Kombinasjonene av et godt reservoar og selskapets evne til å finne den optimale dreneringsstrategien har gjort feltet til et av de beste i klassen på utvinningsgrad. Draugen-reservoaret har form som et avlangt fjell, ca 20 km langt og 6 km bredt. Injeksjon av vann i nord og i sør brukes for å presse oljen oppover mot toppen av strukturen hvor plattformen står.  Såkalt 4D-seismikk har blitt brukt for å følge med på hvor vannfrontene til enhver tid er og for å justere injeksjonsrater for å optimalisere dreneringen. Den siste seismiske datainnsamlingen ble gjort sommeren 2009. Basert på denne er operatøren nå i full gang med å finne måter for å utvinne enda mer olje.

Snorre: Ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, og er et av de modne feltene med mest gjenværende reserver. Da plan for utbygging og drift ble levert i 1988, regnet man med å ta ut 761 millioner fat olje. I dag har Snorre mer enn doblet reservene, til over 1,5 milliarder fat. Om vi regner med en oljepris på 100 dollar fatet og en dollarkurs på seks kroner, tar vi ut ekstra olje bare på Snorre for 489 milliarder kroner. Om vi sammenligner med pågående utbygginger tar vi ut like mye ekstra olje på Snorre som drøyt fire Goliatfelt  eller elleve Gudrunfelt.