[29.08.11]

Petoro-innlegg om EOR-metoder for norsk sokkel på WPC i Qatar

Nye og avanserte metoder for økt utvinning (EOR) var gjenstand for stor oppmerksomhet mens prisene var høye på 1980-tallet, men prisfall utover 90-tallet la en demper på EOR-iveren. Petoros engasjement for å få temaet tilbake på dagsorden – blant annet i Heidrunfeltet, har ikke gått upåaktet hen. Erik Søndenå (t.h. i bildet) og Adolfo Henriquez er invitert til å levere et faglig innlegg på den 20. World Petroleum Congress (WPC) som holdes i Doha, Qatar, i desember.
dscf0419
Adolfo Henriquez (t.v.) og Erik Søndenå skal foredra om EOR-metoder på norsk sokkel under WPC i Qatar. (Foto: Petoro)

Utvinning av olje deles gjerne i tre faser:

Primær utvinning skjer som følge av det naturlige trykket i reservoaret – det er ”bare” å stikke hull/bore en brønn, så kommer oljen opp av seg selv.

Sekundær utvinning følger av at man sprøyter vann eller gass inn i reservoaret for å opprettholde trykket eller dempe trykkfallet som følger av å ta ut olje og gass.

Tertiær utvinning oppnås ved å tilsette kjemikalier som på ulikt vis bidrar til å få opp mer olje, ut over trykkstøtte.


Begrepene ”improved oil recovery” (IOR) og ”enhanced oil recovery” (EOR) brukes litt om hverandre. For å holde dem atskilt, kan man si at IOR dreier seg mest om sekundærfasen eller som uttrykk for økt utvinning generelt, mens EOR brukes mest om tertiær utvinning.

Blant aktuelle EOR-metoder er metoder som hjelper til å ”vaske ut” oljen (får oljen til å slippe taket i reservoaret), metoder som fortykker vannet og bidrar til at det sveiper med seg mer av oljen på sin vei gjennom reservoaret, eller midler som lager ”demninger” og tvinger injeksjonsvæsken ut i områder av reservoaret som den ellers ikke ville ha kommet til. Eksempler på det siste er ”smart vann” som baserer seg på nanopartikler som ved forutsigbare temperaturer i reservoaret kan poppe opp til flere ganger sin opprinnelige størrelse og dermed tette igjen områder av reservoaret.

Erik Søndenå sier at på 1980-tallet ble det startet forskning på en rekke metoder for EOR. Etter prisfall i siste del av 1980-tallet og utover 90-tallet tørket finansieringen av slik forskning ut. Men etter bunnivået på 10 dollar i 1998, har det vært en stigende trend til et tilsynelatende ”normalt” nivå på pluss-minus 100 dollar fatet. Med slike priser ser Erik Søndenå og Adolfo Henriquez en ny vår for ”enhanced oil recovery” på norsk sokkel.

De to Petoro-medarbeiderne vil i sitt innlegg til WPC særlig se på muligheten for å bevege seg fra laboratorieforsøk til å teste ut metodene på virkelige brønner og reservoarer til havs. De viser til at Petoro har fått med seg partnerne på et forsøk med nanopartikler i injeksjonsvannet på en brønn i Heidrunfeltet nå i tredje kvartal dette året. Det gjøres også forsøk med injeksjon av vann med lavere saltinnhold enn sjøvann – en metode som får oljen til å lettere slippe taket i berggrunnen den ligger i.

Adolfo Henriquez sier en av de store utfordringene er å sikre seg testresultater som det er mulig å trekke konklusjoner av forholdsvis raskt. Han påpeker at i felt på norsk sokkel er det mye større avstand mellom brønnene enn i felt på land andre steder i verden. I norske felt kan det dermed ta svært lang tid før man kan se virkninger som tiltak i en injeksjonsbrønn kan ha på en produksjonsbrønn flere kilometer unna. Det kan av samme grunn være vanskelig å trekke sikre konklusjoner fra en slik test.

”Derfor har vi foreslått uttesting i en og samme brønn. Vi måler produksjonen slik den er før uttestingen. Deretter sprøyter vi for eksempel vann med lavt saltinnhold inn i samme brønnen. Etter en stund måler vi igjen produksjonen, og dersom den øker, vet vi at injeksjonen har hatt en virkning.” Henriquez sier videre at det å få fastslått at selve metoden har en virkning kan være avgjørende for å kunne gå videre, særlig med et tiltak som injeksjon av vann med lavt saltinnhold fordi dette krever betydelige investeringer.

Søndenå legger til at det er flere utfordringer forbundet med å få innført slike nye metoder. ”For å oppnå best mulig effekt, må vi antakelig bore flere brønner, og vi må plassere brønnene i forhold til det vi vet om disse nye metodene. For å gjøre lisensdeltakerne mer komfortable slik at de er villig til å ta den finansielle risikoen ved å bore flere brønner, trenger vi også mer oppdaterte rerservoarmodeller. Disse kan gi et bedre bilde av hvordan oljen har beveget seg i løpet av produksjonstiden og hvor restoljen befinner seg.”

Søndenå og Henriquez sier at de i sin WPC-presentasjon vil drøfte i detalj to måter å komme frem til beslutning i Heidrun-lisensen om investering i anlegg for injeksjon av vann med lavt saltinnhold i hele feltet. I det ene tilfellet må lisensdeltakerne vurdere om en slik beslutning kan tas med basis i relativt raske resultater fra piloter basert på enkelt-brønner slik som beskrevet ovenfor. Den andre måten å beslutte på, er i bruke piloter som baserer seg på to brønner. Dersom den siste metoden velges, kan det ta flere år for å få et konklusivt resultat.

Også miljømessige sider ved EOR-metoder vil bli drøftet, ettersom noen av metodene involverer kjemikalier som ikke skal slippes ut til vann.

Av Sveinung Sletten, Petoro
Publiseringsdato: 29-08-2011