Enhanced oil recovery (EOR) på norsk sokkel (.pdf)
ENHANCED OIL RECOVERY PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL En rapport fra KonKraft ENHANCED OIL RECOVERY PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL En rapport fra KonKraft: Utarbeidet av en EOR-arbeidsgruppe med deltakelse fra: Forsiden: Skandi Flora koblet til Gullfaks A plattformen under vanndivergeringsfelttest i 2011 (Foto: Halliburton). 2 Sammendrag og konklusjoner Oljeproduksjonen på norsk sokkel er nesten halvert siden toppen i 2000. Til tross for en del større funn forventes produksjonen å avta ytterligere. Selv om en forventet utvinningsgrad på 46 prosent for olje er 3 relativt høyt i forhold til resten av verden, betyr det likevel at mer enn halvparten av oljen, ca. 5 milliarder Sm , 3 ikke vil bli produsert i forhold til dagens besluttede planer. Å redusere disse 5 milliarder Sm restolje og dermed øke utvinningsgraden på norsk sokkel er god ressursforvaltning og kan gi store merverdier til samfunnet. Enhanced Oil Recovery (EOR, ‘avanserte utvinningsmetoder’) har en sentral rolle i debatten om økt utvinning. Ved hjelp av EOR er man i stand til å få ut olje som ikke kan produseres ved hjelp av andre tiltak som boring av flere brønner eller ytterlige vann- eller gassinjeksjon. Ved de rette beslutninger og tiltak kan muligens et stort verdipotensial utløses på norsk sokkel. Olje- og Energidepartementet gav i februar 2011 aktørene i næringen, gjennom KonKraft, i oppgave å vurdere ulike tiltak som kan bidra til økt ressursutnyttelse og verdiskaping på norsk sokkel. En EORekspertgruppe ble nedsatt og har arbeidet med følgende tema: ■ ■ ■ ■ Vurdere muligheter til EOR-implementering på norsk sokkel Utrede hvorfor EOR-beslutninger er forretningsmessig vanskelig å ta, ved å analysere de viktigste mangler innen teknologi, arbeidsprosesser og forretningsmessig grunnlag Fremme forslag til tiltak for at flere EOR-prosjekter kan realiseres Vurdere implikasjoner av de foreslåtte tiltak for selskap og myndigheter. I denne rapporten foreligger det en oversikt over de viktigste EOR-metodene og de prinsippene de baseres på. Det er også gitt sammendrag fra viktige erfaringer og vurderinger av relevante EOR-prosjekter. Årsakene til at få EOR-prosjekter er implementert er mange og sammensatte, men de forholdene som blir vurdert å være de største hindrene for EOR-tiltak på norsk kontinentalsokkel er: ■ ■ ■ ■ ■ ■ Høye kostnader Manglende vekt- og volumreserver på eksisterende plattformer Stor usikkerhet vedrørende effekten av EOR-tiltaket Behov for teknologiutvikling og kvalifisering Strenge krav til utslipp av kjemikalier til sjø Logistikkløsninger for håndtering av EOR-kjemikalier. På tross av de nevnte hindrene har arbeidsgruppen definert og diskutert en rekke tiltak som kan muliggjøre økt EOR-innsats på norsk sokkel. Bakgrunnen for og konsekvensen av tiltakene er beskrevet nærmere i rapporten. Tiltakene peker tilbake til en eller flere av de nevnte hindringene, men de er kategorisert i hovedgrupper i henhold til hvordan de er behandlet av arbeidsgruppen. En summarisk oversikt over de foreslåtte tiltakene er vist nedenfor. Tiltak innenfor grunnleggende forutsetninger for EOR: ■ ■ ■ Sørge for ytterligere støtte til tverrfaglig samarbeid gjennom eksisterende organer som FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 for kontinuerlig erfaringsoverføring av EOR-teknologi. Utvide deltagelse i eksisterende fora til å inkludere også leverandør- og serviceindustri for tilrettelegging av tverrfaglig samarbeid. Opprette en «beste praksis» veiledning og databank for EOR-teknologi. 3 ■ Undersøke om høyere regnekapasitet (på datamaskiner) kan bidra til forbedret beskrivelse av både fordeling av gjenværende olje og gass i reservoaret og effekt av EOR-tiltaket. Tiltak innen helhetlig reservoarstyring ■ ■ Endre Plan for Utbygging og Drift til å inneholde plan for studier og datainnsamling samt sannsynliggjøre gjennomførbarhet med et EOR-basert utbyggingskonsept. Justere innholdet i årlig rapport fra feltenhetene til å inkludere innberetning av eventuelle avvik fra planer samt konkretisering av planlagte tiltak for studier og datainnsamling. Tiltak innen HMS ■ ■ ■ Igangsette studier og forskning for metoder og teknologi for deteksjon og behandling av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier. Igangsette studier og forskning for vurdering av utslipp til sjø av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier. Igangsette studier for helhetlig vurdering for bruk av EOR-kjemikalier som inkluderer miljø- og ressursforvaltningsmessige totalkonsekvenser. Tiltak innen lønnsomhet ■ ■ ■ Igangsette studier for å vurdere effekter av områdeløsninger samt tekniske og økonomiske effekter av EOR-service-/forsyningsskip Utføre vurderinger av mulige kostnadsreduksjoner av EOR-kjemikalier og om eventuelt nye forretingspotensialer kan ses i sammenheng med EOR-kjemikalier eller mellomprodukter. Initiere et tidsbegrenset program med direkte økonomisk støtte til EOR-prosjekter som oppfyller gitte krav. Arbeidsgruppen har ikke foretatt noen prioritering av de foreslåtte tiltakene, men er av den oppfatning at de enkeltvis og samlet kan bidra til å øke ressursutnyttelsen og dermed verdiskapningen på norsk sokkel. 4 Kapittel 1 | Innledning Oppnevning og mandat. Olje- og energidepartementet (OED) oppnevnte i 2010 et ekspertutvalg med oppdrag å utrede tiltak som kan bidra til økt ressursutnyttelse og verdiskaping fra eksisterende felt på norsk kontinentalsokkel. I dette arbeidet ble det lagt fram et enormt volumpotensial som muligens kan oppnås med hjelp av kraftig økt innsats på økt 1 utvinning og det ble foreslått 44 dedikerte tiltak for å øke innsatsen. En del, hovedsakelig regulatoriske, tiltak som utvalget kom med var rettet mot OED. Disse har blitt ivaretatt av Departementet og utarbeidet i Stortingsmelding 28 (2010-2011): En næring for framtida – om 2 petroleumsvirksomheten. De øvrige, hovedsakelig tekniske og økonomiske, tiltakene gjelder selve næringen. i Departementet gav i februar 2011 aktørene i næringen, gjennom KonKraft , i oppgave å vurdere 16 av disse tiltakene. Disse tiltakene dekker et bredt spekter av temaer og områder. KonKraft har etablert forskjellige arbeidsgrupper som har vært innom følgende temaer: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. Teknologi/F&U og pilotering Reservoarforståelse og modellering Trykkbalansert boring EOR-satsing (Enhanced Oil Recovery) Standardkontraktene Boreanlegg Standardisering Kostnadskultur og kontinuerlig forbedring Levetidskostnader Kostnads- og regelverkstiltak Subsea gjennomføringsmodell. Tema 4, EOR-satsing (Enhanced Oil Recovery; avanserte utvinningsmetoder), har blitt evaluert av en EORekspertgruppe og omtales i denne rapporten. I henhold til mandatet fokuserer evalueringen på: ■ ■ ■ ■ Vurdere muligheter til EOR-implementering på norsk sokkel Utrede hvorfor EOR-beslutninger er forretningsmessig vanskelig å ta ved å analysere de viktigste årsakene til mangel innen teknologi, arbeidsprosesser og forretningsmessig grunnlag. Fremme forslag til tiltak for at flere EOR-prosjekter kan realiseres Vurdere implikasjoner av de foreslåtte tiltak for selskap og myndigheter. Oppgaven har blitt overlatt av KonKraft til Statoil som operatør av flere lisenser med både tidligere og pågående EOR-vurderinger. Som ansvarlig selskap vurderte Statoil det som verdifullt med innspill fra flere aktører i næringen, og inviterte derfor et utvalg av andre aktører til å bidra i arbeidsgruppen. Ekspertgruppen har hatt følgende medlemmer: ■ ■ ■ ■ ■ ■ Tor Karlsen, Statoil Thom van der Heijden, Statoil Mariann Dalland, Oljedirektoratet Adolfo Henriquez, Petoro Are Manneråk, Schlumberger Gjertrud Bolstad Moeng / Pål Helge Nøkleby, Aker Solutions. Ekspertgruppen ble opprettet i 2012 og har i perioden september 2012 til mars 2013 avholdt 12 møter. I tillegg har ekspertgruppen fått bidrag fra flere eksterne kilder. i KonKraft er en samarbeidsarena for Landsorganisasjonen i Norge (LO), Norsk Industri, Norges Rederiforbund og Norsk Olje og Gass; ref. http://www.konkraft.no. 5 Mandatet fra KonKraft til Statoil angir at feltene Brage og Grane skal brukes som eksempel siden disse to feltene nylig har gått gjennom en omfattende EOR-beslutningsprosess. Disse casene har derfor blitt inkludert i evalueringen omtalt i denne rapporten (ref. tekstboks 2.6 og 2.7). Analysen inneholder imidlertid en generell vurdering av muligheter til EOR-implementering på norsk sokkel. Dette ble gjort i enighet med KonKraft. Bakgrunn Oljeproduksjonen på norsk sokkel er nesten halvert siden toppen i 2000 og, til tross for en del større funn, 3 forventes produksjonen å avta ytterligere. Selv om en forventet utvinningsgrad på 46 prosent for olje er 3 relativt høyt i forhold til resten av verden, betyr det likevel at mer enn halvparten av oljen, ca. 5 milliarder Sm , 3 ikke vil bli produsert i forhold til dagens besluttede planer. 3 Å redusere disse 5 milliarder Sm restolje og dermed øke utvinningsgraden på norsk sokkel er god ressursforvaltning og kan gi store merverdier til samfunnet. Per i dag har 1 % økt utvinningsgrad på norsk 2 sokkel et brutto verdipotensial på ca. 325 milliarder kroner (antatt 570 NOK/fat olje). Selv en liten økning i utvinningsgraden i bare et fåtall store felt kan representere en betydelig verdi. Olje som blir værende igjen i et reservoar kan deles i to kategorier; mobil og immobil olje, se figur 1.1: Figur 1.1. Mobil og immobil olje ved vannflømming (Kilde: Oljedirektorat). Mobil olje er bevegelig olje som ikke har blitt kontaktet av produksjonsbrønner, injeksjonsvann eller injeksjonsgass. Den type olje kan i prinsippet mobiliseres og utvinnes ved hjelp av flere brønner og mer langvarig bruk av vann- og/eller gassinjeksjon. Immobil olje er olje som henger fast på poreveger i reservoaret 6 og som ikke kan presses ut av porene og produseres ved injeksjon av (mer) vann eller gass. Oljedirektoratet 4 har estimert at 43 % av den gjenværende oljen på NCS er immobil. Ulike teknologier rettet mot å redusere restoljen og øke utvinningen fra eksisterende felt omfatter blant annet boring- og brønnteknologi, plattformteknologi, integrerte operasjoner, undervannsløsninger, reservoarkartlegging og injeksjonsteknikker. Til sammen kalles de IOR eller Improved Oil Recovery (bransjeord: ‘økt utvinning’). Med andre ord, IOR dekker alle tiltak som kan øke olje- eller gassutvinning fra eksisterende felt i forhold til dagens planer: Boks 1.1 IOR og EOR ■ Improved Oil Recovery; IOR refererer til alle lønnsomme tiltak rettet mot å forbedre olje- eller gassutvinning fra eksisterende felt. ■ Enhanced Oil Recovery; EOR refererer til ukonvensjonelle, avanserte injeksjonsteknikker som er rettet mot å forbedre fortrengningseffekt av injeksjonsvann eller injeksjonsgass. Terminologien Enhanced Oil Recovery (EOR) brukes for å omtale injeksjonsteknikker som kommer i tillegg til 5,6 det som regnes som konvensjonelle metoder; f.eks. vann- eller gassinjeksjon for trykkvedlikehold. EORmetodene er rettet mot å forbedre fortrengningseffekten av injeksjonsvæsken ved å endre væskeegenskaper og kalles derfor også ‘avanserte utvinningsmetoder’. Man kan for eksempel tilsette kjemikalier, redusere saltinnhold eller bruke andre typer gass som er mer effektive for fortrengning av olje i reservoaret, videre kan man bruke en kombinasjon av injeksjonsvann og injeksjonsgass i samme brønn for å forbedre fortrengningseffekt av den enkelte fasen, ref. Tabell 1.1. Også kombinasjoner av ulike metoder er mulig. Tabell 1.1. EOR-metoder og beskrivelse. EOR-Metode Beskrivelse Surfaktant flømming vann-basert Alkalisk flømming vann-basert Lav-salinitet vannflømming vann-basert Kalles også tensid eller såpe flømming. Ved å redusere overflatespenning mellom olje og vann kan surfaktant redusere lokale restoljemetning. Restoljemetning blir redusert ved å øke pH kraftig og danne surfaktanter lokalt i reservoaret. Redusert saltinnhold i injeksjonsvann kan i enkelte tilfeller gi en redusert restoljemetning og dermed økt oljeproduksjon. Selve mekanismen er fortsatt ikke helt forstått. I denne metoden tilsettes polymerkjemikalier som et «tykningsmiddel» til injeksjonsvannet for å oppnå en bedre og jevnere væskefortrengingen av olje med vann (forbedre makroskopisk fortrengningseffekt). Det kan føre til bedre utvinning. Injeksjonsvannet tilføres kjemikalier som, etter plassering i reservoaret, endrer lokale gjennomtrengelighet ved å plugge deler av reservoaret. Kjemikalier injiseres som en vann-aktig stoff; plugging skjer ved tid og endringer i temperatur og kjemiske forhold. Kalles også mikrobiell EOR. Redusering av lokal restoljemetning skjer med hjelp av bakterier, enten ved å tilføre næringsstoffer til bakterier som allerede er til stede i reservoaret, eller ved å tilføre nye bakterier. En form for gassinjeksjon. Ved å bruke en gass som er blandbar med Polymer flømming vann-basert Vanndivergering vann-basert MEOR vann-basert Blandbar gassinjeksjon 7 gass-basert CO2 injeksjon gass-basert WAG/SWAG Vann/gass-basert FAWAG Vann/gass-basert Termisk Damp-basert tilstedeværende olje under reservoarbetingelser kan en reduksjon i restoljemetning oppnås. En form for blandbar gassinjeksjon. Ytterligere fordel er lagring av CO2 i oljereservoaret. Ved å bruke en kombinasjon av vann og gass i samme brønn kan en bedre fortrenging oppnås. Vann- og gassfasen kan injiseres vekselvis (WAG) eller samtidig (SWAG). Skum-Assistert Vann-Alternerende-gass injeksjon. Skum-dannende forbindelser kan tilsettes WAG prosesser når en opplever dårlig fortrengningseffekt av gassfasen og kan ses på som en gassdivergeringsmetode. Skum reduserer hvor lett gass beveger seg i et reservoar og kan dermed redusere gassproduksjon og øke oljeproduksjon. Termiske metoder innebærer tiltak som øker temperaturen i reservoaret for å få tung, viskøs olje til å strømme enklere. Tiltak i bruk er in-situ forbrenning, injeksjon av varmt vann og damp. Dampinjeksjon dominerer av de tre og brukes i stor skala for å utvinne ekstra tung olje. EOR omfatter metoder som kan både forbedre såkalt makroskopisk fortrengningsmekanisme (målrettet mot mobil restolje) og såkalt mikroskopisk fortrengningsmekanisme (målrettet mot immobil restolje i flømmede områder). Spesielt fordi det ikke finnes noen andre metoder for å redusere restoljemetning i flømmede områder (immobil olje) er EOR en interessant og viktig teknologi. Med EOR er man i stand til å mobilisere og få ut olje som ellers ikke ville produseres, ref. Figur 1.2: Figur 1.2. Andel av olje som blir værende igjen i produserende felt klassifisert i typene mobil og immobil olje. Boksene viser IOR/EOR-tiltak som kan benyttes (Kilde: Oljedirektorat). 8 7 Det forventes at EOR kommer til å bidra mye til produksjon på verdensbasis. Også på norsk sokkel er det 1,8 antatt store volumer som teknisk sett kan utvinnes med EOR-tiltak. I Norge vil det være ønskelig med en videre rask utvikling og uttesting av EOR-metoder slik at metodene kan brukes i modne felt før disse stenges ned og potensielt store inntekter vil gå tapt hvis ikke EOR-tiltak gjennomføres. I tillegg vil videre modning av EOR-teknikker i Norge føre til at de kan evalueres og brukes i nye felt. 9 Kapittel 2 | EOR erfaringer 9 Det er rapportert at ca. 3% av verdens oljeproduksjon kan knyttes til EOR-metoder. Den store majoriteten av EOR-prosjekter foregår på land. Over 50% av produksjonen relatert til EOR-metoder kommer fra USA, Kina og Canada. I USA finnes det blant annet et vesentlig antall prosjekter med CO 2. Kina har blant annet en del prosjekter med ulike former for kjemisk flømming, mens EOR-prosjektene i Canada hovedsakelig er knyttet til termiske metoder for utvinning av tungolje. Offshore finnes det svært få fullskala EOR-prosjekter. Det er imidlertid satt i gang en håndfull prosjekter de siste årene, hvorav kan nevnes Totals Dalia polymerprosjekt i Angola, BPs Clair Ridge lavsalinitetvannprosjekt i Storbritannia og Chevrons Strathspey vanndivergeringsprosjekt, se boks 2.1-2.3. På norsk sokkel er CO2 blitt injisert for å unngå utslipp, men er ikke benyttet til EOR, se boks 2.4. Selv om det ikke er forskjeller i reservoarene mellom felt på land og felt offshore er det flere grunner til at EOR blir mindre brukt offshore. Av disse kan nevnes: ■ ■ ■ ■ Offshore produksjonsinstallasjoner har kapasitetsbegrensninger. Det er utfordrende og dyrt å foreta ombygginger for å gjøre installasjonene i stand til å behandle store mengder med EOR-kjemikalier og utstyr. Offshore oljefelt har færre brønner, og dermed større avstand mellom brønnene. Færre injeksjonspunkter gjør det vanskeligere å få EOR-væsker til de områdene i reservoarene hvor de vil ha størst effekt. Lang avstand mellom injeksjonsbrønner og produksjonsbrønner medfører også sen tilbakebetaling i form av økt produksjon. Datainnsamling offshore er dyrt samtidig som få brønner og stor avstand mellom brønnene gjør at datagrunnlaget er usikkert. Dette resulterer i at det er vanskeligere å identifisere hvor gjenværende olje er fordelt i reservoarene og derav vanskeligere å identifisere områder med potensiale for økt utvinning ved hjelp av EOR-metoder. Miljøreguleringer relatert til EOR-kjemikalier er en større utfordring offshore enn på land blant annet på grunn av plassbegrensninger og strenge krav til utslipp av vann til sjø. 10 Boks 2.1 Dalia polymer Selskapet Total opererer tungoljefeltet Dalia offshore Angola. Dette er det første prosjektet med polymerinjeksjon på dypt vann. Oljeproduksjonen startet i 2006 og det første forsøket med injeksjon av polymer i en testbrønn startet allerede i 2009. Prosjektet ble videreført i 2010 til implementeringsfase 1, med injeksjon i en del av feltet og har så langt vist positive resultater10. Integrerte studier viste at polymerinjeksjon er mer effektiv hvis den begynner tidlig i feltets levetid. Det var derfor et stort press på Total for å implementere tiltaket før utløpet av lisensen fra Angolske myndigheter. Dette bidro til en rask gjennomføring. For å beslutte fullfelt implementering ble det nødvendig å bore en observasjonsbrønn ca. 100 meter fra en injektor for å verifisere effektiviteten av polymerisert injeksjonsvann i reservoaret. Prosjektet har hatt mange representative utfordringer for offshore EOR som store avstander mellom brønner, tilgjengelig vann med høyt saltinnhold (som er uheldig for polymerens effektivitet) og logistikk i forsyningskjeden for polymer. Fra Total konkluderes det allikevel med at disse utfordringene er løsbare og at erfaringene fra dette prosjektet vil danne grunnlag for videre implementering av offshore EOR-prosjekter. Det forventes en økt utvinningsgrad av olje i størrelsesorden 5 % som følge av polymerinjeksjonen. Bildet viser prosessanlegget for håndtering av polymeren for fase 1 om bord på Dalia FPSO. Figur 2.1 Prosessanlegget for håndtering av polymer i fase 1 av prosjektet. (Kilde: Morel et al.10) 11 Boks 2.2 Clair Ridge lavsalinitet vanninjeksjon I 2011 vedtok BP og lisenshaverne på Clair Ridgefeltet på britisk sokkel å inkludere et lavsalinitet vanninjeksjonsanlegg i utbyggingen av feltet. Eierne har tatt beslutning om lavsalinitet vanninjeksjon uten å gå gjennom en prosess med felttesting på feltet, men bruker erfaringer hovedsakelig BP gjorde gjennom et omfattende laboratorieprogram og felttester på andre felt, noe som er ganske enestående. Kostnaden på avsaltingsanlegget er anslått til å være bare en tredjedel av hva en tilsvarende modifikasjon på en eksisterende plattform i Norge vil koste, noen som understreker poenget med å planlegge EOR-tiltak tidlig i feltets levetid. BP forventer å øke oljeutvinningen med 42 millioner fat sammenliknet med injeksjon av sjøvann med normalt saltinnhold.11,12 Boks 2.3 Bright WaterTM BP rapporterer å ha behandlet over 80 brønner med Bright WaterTM, en polymer som tetter reservoarlag med høy gjennomstrømning og som allerede har blitt flømmet av vann.13 Det skal bemerkes at alle disse BP-brønnene er på land selv om det ikke er prinsipielt vanskelig å utføre disse operasjoner offshore. Resultater offshore kommer senere på grunn av lange avstander mellom injeksjons- og produksjonsbrønner. Logistikk er også en utfordring offshore. Chevron har brukt denne metoden med suksess på UK sokkel på Strathspey feltet, og rapporterte en økt produksjon på 130 000 fat oljeekvivalenter første året og god økonomi.14 Både BP og Chevron var med på å utvikle Bright WaterTM i 1997, med første bruk i 2001 i det indonesiske Minas feltet.15 12 Boks 2.4 CO2 EOR Norge har lang erfaring med lagring av CO2. Siden 1996 har rundt 13 million tonn CO2 blitt skilt fra gassproduksjonen på Sleipner Vest-feltet for lagring i en geologisk struktur i området. På Melkøya LNG anlegg har CO2 blitt utskilt fra naturgass fra Snøhvitfeltet siden 2008. Opp til 700.000 tonn CO2 kan separeres fra Snøhvit feltets brønnstrøm og injiseres i en geologisk struktur i Snøhvit området hvert år.16 Teknikken er imidlertid ikke anvendt til EOR-formål i Norge ennå. Hva er CO2 EOR? Metoden baserer seg på to ulike prinsipper, det ene er innblanding av CO2 i oljen for å gjøre flyt og fortrengningsegenskapene bedre. Den andre baserer seg på å benytte gassen som en ren fortrenger av oljen, ved betingelser som gjør at den ikke blandes inn i oljen. Det er den første mekanismen som er mest benyttet. Erfaringer over mange tiår i USA viser at effekten av CO2-injeksjon øker utvinningsgraden i området 5 – 15 % av opprinnelig mengde olje. Hvor effektiv prosessen er, avhenger blant annet av fysikalske forhold som trykk og temperatur etc., av reservoaregenskaper og av avstanden mellom injektor og produksjonsbrønner. Ved å pumpe CO2 ned i oljereservoarene som ellers ville bli sluppet ut i atmosfæren, oppnås en dobbel effekt: lagret CO2-gass og økt oljeutvinning. Denne synergieffekten gjør at det viktige globale perspektivet med reduksjon av utslippet av klimagassen CO2 kan kombineres med økt etterspørsel av olje. Figur 2.2. Metodikk CO2 EOR (Kilde: Oljedirektoratet). 13 CO2 EOR offshore De fysikalske forutsetningene og kravene til CO2 EOR er ikke annerledes offshore enn onshore. De viktigste faktorene som skiller offshore-basert CO2 EOR fra onshore er: ■ Begrenset tilgang på CO2 ■ Store avstander mellom brønnene ■ Teknologien krever omfattende prosessutstyr; installasjoner offshore har begrenset vektkapasitet og plass tilgjengelig ■ Ikke tilstrekkelig CO2-bestandig materialkvalitet på prosessutstyr i eksisterende anlegg ■ Uavklarte teknologiforhold relatert til offshore situasjonen (bøye lasting/lossing, overvåking av mulig lekkasje, osv.) ■ Høy CAPEX og OPEX. Alle disse forholdene er utredet i ulike fora og det er ikke kommet opp noen momenter som betyr at CO2 EOR teknologisk ikke kan anvendes offshore. De viktigste årsakene til at teknikken ikke er anvendt er store ekstra kostnader og den usikre tilgangen på CO2. Tidligere vurderinger for norsk sokkel var basert på betydelig lavere oljepris enn den som har vært gjeldende i de senere år. Dette burde føre til økt mulighet for økonomisk forsvarlige prosjekter med rådende oljepriser. Det er utført en rekke studier for anvendelse av CO2 EOR i Nordsjøen. Det pekes på at potensialet er meget stort, men at både usikkerheten rundt faktiske forventede økte volumer, tilgjengelighet av CO2 og kostnader ved ombygging av installasjoner er for store til at noen studier har ført til realisering. Av publiserte arbeider ser det ut til at kun veldig store felt, med tilhørende store behov for CO2 tilførsel og omfattende infrastruktur i forsyningskjeden, og felt rund eksisterende CO2 kilder (Sleipner, Snøhvit) har vært vurdert.17 Det antas at de økonomiske vilkårene for å benytte CO2 til EOR i Nordsjøen nå er vesentlig bedre enn for ca. 10 år siden på grunn av den høyere oljeprisen og at slike konsepter dermed bør kunne revitaliseres. Mulige vei videre for offshore CO2 EOR Det anses ikke som realistisk at noen operatør vil starte direkte med et storskala implementeringsprosjekt av CO2 EOR i Nordsjøen, selv om mange forhold allerede er kartlagt. Første trinn vil uansett være en mindre skala pilot for å teste ut alle teknologiske og økonomiske forutsetninger. I en slik sammenheng anbefales derfor at det i første omgang fokuseres på å gjennomføre et representativt pilotforsøk. Videre arbeid med avklaringer av reguleringsmessige og økonomiske vilkår for CO2 EOR i større skala kan da gå videre i parallell med pilotprosjektet. 14 I Norge ble det på 80- og 90-tallet gjennomført betydelig forskning på EOR-metoder gjennom flere delvis statlig finansierte program. Det første av disse var JCR (‘Joint Chalk Research’). Senere startet SPOR (‘Statlig Program for Økt utvinning og Reservoarteknikk’), etterfulgt av flere forskningsprogram med både statlig og industriell finansiering, blant annet RUTH (‘Reservoir Utilization through advanced Technological Help’). Ved avslutning er RUTH ble FORCE (‘FOrum for Reservoir Characterisation, reservoir engineering and Exploration’) etablert som et samarbeidsforum for økt olje- og gassutvinning og forbedret leting med 18 deltakelse fra olje- og gasselskaper og myndighetene i Norge. Den grunnleggende ideen med forumet er å dele kunnskap gjennom nettverksgrupper, og å muliggjøre samarbeid på tvers av oljeselskaper og lisenser med fokus på teknologiutvikling og felttesting. Som resultat av den innsatsen som er gjort over tid anses i dag gassinjeksjon, vanninjeksjon og alternerende vann- og gassinjeksjon (WAG) som basis dreneringsstrategier på norsk sokkel. I dag har for eksempel over 2 30 felt vanninjeksjon og over 20 felt gassinjeksjon i en eller annen form. WAG har også blitt benyttet i mange felt med stor suksess. Bruk av skum har også fått en viss anvendelse, for eksempel i FAWAG-prosjektene på 19,20 Snorre, Brage, Oseberg og Statfjord. Snorre-prosjektet er i ettertid vurdert som en suksess, og arbeidsgruppen har forsøkt å identifisere viktige element for suksess og læring, se boks 2.5. Boks 2.5 Snorre FAWAG Snorre FAWAG-prosjektet foregikk som en del av et omfattende IOR kvalifiseringsprogram for Snorre i perioden 1993-2000. Saga Petroleum fant og bygde ut Snorre feltet og var også operatør inntil integrasjonen med Hydro 1.1.2000. FAWAG-prosjektet inneholdt et større forsknings- og piloteringsprogram med totalt fire felttester i perioden 1996-2000. De siste to var verdens første reservoarskala-tester offshore som involverte dyp injeksjonsbehandling. Ved start av produksjon var forventet utvinningsgrad på Snorre bare 30% av tilstedeværende olje. Produksjon ble støttet av vanninjeksjon. En tidligfase IOR-vurdering konkluderte med at gjeldende produksjonsstrategi kunne forbedres ved å reinjisere noe av den produserte gassen i kombinerte vann-oggass injeksjonsbrønner ved vann-alternerende-gass (WAG) injeksjon. Vurderingen gav en forventning om begrenset reservoardekning med gass og stor grad av gass-sirkulering, og at skum eller skumassistert WAG (FAWAG) ville kunne forbedre prosessen. Skum ville begrense gassens evne til å bevege seg i reservoaret, og derav gi en bedre fordeling av gassen og mindre grad av sirkulering av gass. Skum lages i reservoaret ved å blande surfaktant (såpe) i injeksjonsvannet og deretter injisere gass, i prinsippet det samme som når man «blåser såpebobler», bare at dette gjøres i en porøs stein. Saga startet i 1993 et IOR-prosjekt for å øke utvinningen i Snorrefeltet. Basert på en IOR-screening der flere relativt umodne muligheter ble identifisert, ble det utarbeidet en kvalifiseringsplan som ble godkjent i lisensen i 1993. Planen inkluderte en tidsplan for teknologikvalifisering, hva kvalifiseringen totalt ville koste og potensialet for økt oljeutvinning. Denne langtidsplanen innebar blant annet endring av injeksjonsstrategi og modning av WAG og FAWAG, med de viktigste stegene i kvalifiseringsplanen skissert under: 1. Nedflanks WAG-pilot inkludert investering i gasskompressor (1994). 2. Beslutning om full-feltimplementering av WAG i 1995. 3. Utvikling og kvalifisering av FAWAG – 1994 til 2000. a. Skum-forskningsprogram hos flere nasjonale og internasjonale forskningsinstitutter (199415 2000). b. Felttestprogram 1996-2000 ■ Behandling i produksjonsbrønn P-18 for å stenge av gass (1996) ■ Injeksjonstest i brønn P-25A (1997) ■ Brønn-til-brønntest FAWAG injeksjonsbrønn P-25A (1998-1999) ■ Brønn-til-brønntest FAWAG injeksjonsbrønn P-32 (1999-2000). IOR-prosjektet er i ettertid vurdert som en suksess, noe som ble anerkjent av Oljedirektoratet ved å tildele daværende operatør Oljedirektoratets IOR Pris i 1999. Medlemmer av Snorre FAWAG-prosjektet har forsøkt å identifisere viktige element for suksess og læring: Foreslåtte suksessfaktorer: ■ Langsiktig strategi for teknologiutvikling og kvalifisering gjennom et testprogram med flere felttester ble tidlig utarbeidet og godkjent av lisensen. ■ IOR kjerne-team med langsiktige planer og mandater ble opprettet. Kontinuitet og direkte tilknytning til driftsenheten ble tidlig vurdert som nødvendig. ■ Engasjerte og visjonære «ambassadører» frontet prosjektet internt og eksternt. ■ Sterk forankring gjennom tett og regelmessig kommunikasjon både internt til ledelse og operative miljø, og eksternt i lisens og gjennom direkte besøk og presentasjoner til tekniske fagmiljø hos de enkelte partnerne. Det siste vurderes som veldig viktig for støtte i lisens. ■ Tidlig involvering av kjemikalieleverandører som ble direkte involvert i prosjektet og partnermøter når endelige kjemikalier var bestemt. ■ Kvalitetskontroll i operativ fase der ekspertise fra prosjektet var direkte involvert i viktige steg i logistikkjeden. ■ Skumkonseptet og spesielt injeksjonsdesign ble forbedret gjennom flere felttester. ■ «Åpent» forskningsprogram der sterke nasjonale og internasjonale fagmiljø ble engasjert. ■ Pilotprogrammet fikk økonomisk støtte fra EU, noe som gjorde beslutningene i partnerskapet lettere. Viktig læring i forhold til modningsprosess inkludert vurdering av hvorfor FAWAG ikke i større grad er implementert etter en vellykket kvalifiseringsfase: ■ Ovennevnte suksessfaktorer! ■ Flere felttester var nødvendig for å kvalifisere og utvikle konsept og kompetanse til et nivå som gav kommersiell suksess. ■ Integrasjonsprosessene Hydro/Saga i 1999/2000 og operatørskifte til Statoil i 2002/2003 førte til at FAWAG-teamet for Saga ble oppløst. Dette kan være en hovedgrunn til at FAWAG-teknologien ikke er implementert i større grad. Det tekniske miljøet som jobbet med FAWAG ble flyttet lengre vekk fra feltenheten, og mye av feltledelsen ble byttet ut. ■ Hydro skulle som del av integrasjonsavtalen med Statoil bare operere Snorre i to år før operatørskapet skulle overføres til Statoil. Oljeprisen var svært lav i denne perioden, og Hydros drifts prioriteringer i denne to-årsperioden var naturligvis fokusert mot kortsiktige aktiviteter og kostnads besparelser. Prosjekter som FAWAG led av dette. 16 Kjemiske EOR-metoder har fra tidlig av blitt ansett som interessante metoder med et teknisk potensiale på norsk sokkel, og da særlig surfaktant, polymer, mikrobiell (MEOR) og kombinasjoner av disse. Det har imidlertid vist seg vanskelig å utvikle lønnsomme prosjekter. Enkelte teknologier har blitt testet i enbrønnstester, men ble til sist ikke ansett som lønnsomme. Vanndivergering på Gullfaks og Statfjord, surfaktantinjeksjon på Oseberg og Gullfaks og MEOR på Gullfaks er noen av de EOR-prosjektene som ikke 1,21 oppnådde bedriftsøkonomisk lønnsomhet og ble stoppet. En av de få testene som ble ansett til å være en suksess er implementering av MEOR på Norne; feltet har benyttet seg av MEOR helt siden 2001 og pågår 4,22 fortsatt. Etter det siste tiårets relativt høye oljepris har interessen for EOR økt både i Norge og internasjonal. Selv om det har pågått mange år med forskning og videreutvikling av EOR-teknikker er det fremdeles behov for å fortsette å modne forståelsen av de EOR-prosessene som er mest relevante. I Norge viste det seg at noe av industriens kompetanse rundt avanserte injeksjonsmetoder har forvitret siden de store forskningsprogrammene ble avsluttet på 90-tallet. Dette kan blant annet skyldes mangel på felles diskusjonsarenaer for disse temaene. I tillegg viste «vanlig» vanninjeksjon kombinert med nyutviklete avanserte brønner seg å være effektivt i en del felt, noe som medførte at potensialet for avanserte utvinningsmetoder ble tilsvarende redusert. Det er per i dag flere pågående EOR-piloter som planlegges og gjennomføres på norsk sokkel. Det testes og 23,24,25 vurderes for eksempel metoder for vanndivergering på Snorre og Gullfaks og lav-salinitet vanninjeksjon 24,25 26,27 testes og vurderes på Heidrunfeltet . Brage-lisensen vurderer en ny MEOR felttest. Store felttester med polymer og/eller surfaktant har fortsatt ikke blitt gjennomført, bortsett fra en mindre polymer 28 injeksjonstest på Heidrun. Et prosjekt med bruk av kjemiske EOR-metoder, injeksjon av polymer-surfaktant på Brage, vurderes nå, etter at flere ulike konsepter tidligere å blitt lagt på is. En del vurderinger rundt Brageprosjektet er beskrevet nærmere i tekstboks 2.6. En studie på polymerinjeksjon på Grane ble nylig stoppet. Dette er beskrevet nærmere i tekstboks 2.7. Av større industriinitiativer kan det nevnes at «FORCE Agreement for Pilot Consortium Project» ble opprettet i 2011. Dette formaliserer rettigheter og plikter for de samarbeidende partene i pilotprosjekter rettet mot å teste 18 teknologi for avanserte utvinningsmetoder. Opprettelsen av PETROMAKS og DEMO2000-programmene 2,29,30 kan også nevnes. Begge har som mål å utvikle og kvalifisere og teste ny teknologi. Norske myndigheter har og hatt en aktiv rolle i utviklingen av oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel. Med Petroleumsloven og Oljedirektoratet som sentrale virkemidler er myndighetene i stand til å sikre forsvarlig ressursforvaltning og størst mulig verdiskaping. Vilkår knyttet til Plan for Utbygging og Drift (PUD) og 1 produksjonstillatelse er myndighetsgrep som ofte har blitt brukt til å tilrettelegge for økt utvinning. I tillegg til ordinær oppfølging av prosjekter, har myndighetene i enkelte tilfeller gått mer aktivt inn for å sikre 31 gjennomføring av prosjekter. Av disse kan nevnes: ■ Ekofisk vanninjeksjon – lisensforlengelse og skatteinsentiver ■ Statfjord gassinjeksjon – alternativ til å brenne gassen («fakling»). ■ Oseberg gassinjeksjon (Troll-Oseberg Gass Injeksjon) – spesielle betingelser for gassinjeksjon ■ Troll oljesone – lisensforlengelse ■ Vallhall vanninjeksjon – lisensforlengelse ■ Snøhvit – skatteinsentiver for landanlegg Basert på de EOR-prosjektene som er satt i gang offshore globalt de senere årene, kan de synes som om følgende arbeidsprosess former en god basis for utvikling og rask beslutning av slike prosjekter, se figur 2.3: 1. Tidlig og kontinuerlig identifikasjon av de utvinningsprosesser som har størst potensial for den feltportefølje man eier. 2. Et omfattende teknologikvalifiseringsprogram. 3. Felttester finansiert sentralt i selskapene heller enn i den enkelte feltorganisasjon. 4. Tett oppfølging av felttestresultatene for optimalt læring og erfaringsoverføring 17 Figur 2.3. Basis for utvikling og rask beslutning av offshore EOR-prosjekter. En sentral organisering av kjernepersonell/ekspertgrupper med kort vei til ledelse ses på som fordelaktig i denne sammenheng. Boks 2.6 Brage PASF Brage polymer-assistert surfaktant flømming (PASF) har vært et EOR-prosjekt som har blitt evaluert i snart 10 år uten en endelig investeringsbeslutning som resultat. Prosjektet har slitt med lav lønnsomhet i forhold til andre tiltak for økt utvinning, forandringer i basisforutsetninger og høy risiko. Ingen av de vurderte kjemiske konseptene er foreløpig funnet gode nok til beslutning om videreføring. Betydelige endringer i forutsetninger har nylig ført til at prosjektet har blitt tatt opp igjen og en studie av gjennomførbarhet pågår. Ved PASF-metoden injiseres surfaktant i kombinasjon med en polymer. Formålet er å mobilisere immobil gjenværende olje med surfaktanten (forbedre mikroskopisk fortrengningseffekt) og å bedre væskefortrengningen med polymer (forbedre makroskopisk fortrengningseffekt) og på den måten produsere mer olje. Et omfattende prosjekt for å evaluere mulighetene for PASF ble først startet i 2004. Det ble utført laboratorieforsøk, reservoarsimuleringer, vurderinger av HMS, tekniske vurderinger, og det ble laget et forretningskonsept for å vurdere prosjektets lønnsomhet. Operatøren vurderte prosjektets lønnsomhet som utilstrekkelig og stoppet prosjektet i 2006. Muligheter for å bedre prosesseffektiviteten ble identifisert, og nye reviderte konsepter ble vurdert i 2008 og 2010, men den endelige konklusjonen for operatøren ble den samme som i 2006. I 2011-2012 ble produksjonsprognosene for feltet oppdatert og forventet levetid ble forlenget betydelig. Forlenget levetid gjør også PASF mer attraktivt og prosjektet er derfor gjenopptatt. På grunn av prosjektets potensiale og betydelige kompleksitet vil ikke en endelig beslutning tas før prosjektet er modnet fram til et nivå hvor gjennomførbarhet er bevist (DG1). 18 Som nevnt over ligger de største utfordringene i prosjektets lønnsomhet i forhold til andre tiltak for økt utvinning, usikkerhet i basisforutsetninger og høy risiko. Når det gjelder basisforutsetninger er feltets levetid et av de viktigste elementene. I et PASF-prosjekt, i likhet med de fleste andre EOR-prosjekt, er man avhengig av å produsere over lang tid for å realisere full effekt. Tidligere økonomiske vurderinger av PASF på Brage har lagt til grunn at feltet har hatt en økonomisk levetid til ca. 2015. Etter en målrettet innsats for å modne fram reserver fra andre IOR tiltak forventes feltet å være i produksjon til 2025 eller lengre. Dette medfører et mye lengre og bedre tidsvindu for PASF. En av de andre viktige grunnleggende forutsetninger for evaluering av dedikerte EORtiltak er reservoarforståelse; man trenger god kjennskap til hvordan olje beveger seg i reservoaret og tilhørende plassering av gjenværende olje. Reservoarforståelse, og spesielt plassering av gjenværende olje, har vært, og er, utfordrende. Høy risiko omfatter både risiko relatert til reservene for PASF og HMS risiko. Når det gjelder det første er det, til tross for en stor mengde laboratorieforsøk, stor usikkerheter knyttet til fortrengningsprosessen i reservoaret og dermed forventet økt oljeproduksjon. I tillegg kommer usikkerheten relatert til injeksjon av en viskøs polymer/surfaktantvæske. For å sikre brønn- og reservoarintegritet er det nødvending med begrenset injeksjonsrate i forhold til ren vanninjeksjon. Dette kan påvirke potensialet for økt utvinning betydelig. For å møte disse to spørsmålene relatert til usikkerhet i PASF-reserver er det planlagt en pilot hvor injeksjonen og effekt av PASF kan testes i reservoaret i begrenset skala. Piloten er vurdert nødvendig for å kunne beslutte storskala implementering. Med en pilot vil man være i stand til å redusere risikoen betydelig med hensyn til lønnsomhet og EOR-volum. På annen side vil en pilot forsinke kommersiell implementering og øke prosjektkostnader betydelig. I tillegg har det vist seg utfordrende å kvalifisere et pilotområde hvor det er sannsynlig at man vil få nødvendig informasjon. Når det gjelder HMS-risiko innbefatter prosjektet injeksjon av kjemikalier som per i dag er klassifisert som «røde» og som ikke kan slippes ut til sjø. Ved injeksjon av nødvendige mengder kjemikalier er det sannsynlig at mye av kjemikaliene over tid vil følge injeksjonsvannet til produserende brønner, og dette vannet må derfor håndteres trygt og uten utslipp til sjø. Situasjonen på Brage per i dag er at deler av det produserte vannet reinjiseres i enkelte reservoarsoner. Dette er også reservoarsoner som er målrettet for PASF. Men PASF-konseptet er lite kompatibelt med bruk av produsert vann. En forutsetning for PASFprosjektet er dermed å finne alternative depot for det produserte vannet. Tilfredsstillende miljømessig gjennomføring vil være både teknisk og økonomiske utfordrende, og gjennomføring krever at total miljømessig risiko vurderes som tilfredsstillende. Å iverksette en PASF-flømming krever høye investeringskostnader. Kostnadene er hovedsakelig relatert til modifikasjoner på plattform, en båt/pumpeløsning samt store mengde kjemikalier. I kombinasjon med de utfordringene nevnt ovenfor fører dette til lav lønnsomhet i forhold til andre tiltak for økt utvinning. 19 Boks 2.7 Grane polymer Polymerflømming på Grane/Svalin har blitt evaluert de siste årene. I 2011 ble prosjektet stoppet i fasen «vurdering av gjennomførbarhet (DG1)» på grunn av manglende lønnsomhet. Reduserte reserver og økte kostnader ble identifisert som hovedårsaker. Prosjektet vurderte polymerinjeksjon i både Grane- og Svalinfeltet der polymeren skulle blandes med avsaltet vann for å redusere kjemikaliebehovet. I prosjektet ble det gjennomført laboratorieforsøk, reservoarsimuleringer og tekniske vurderinger. I 2011 ble prosjektet lagt ned på grunn av manglende lønnsomhet og reduksjon i økt oljeproduksjon fra polymerflømming sammenlignet med tidligere estimat. Når det gjelder reduksjon i økt oljeproduksjon, skyldes dette hovedsakelig forandringer i basisforutsetninger og er basert på to elementer. Ny reservoarinformasjon viste områder med olje uten underliggende vann, noe som krevde en endret dreneringsstrategi. Dype produksjonsbrønner ble vurdert som mer effektive enn vann- og polymerinjeksjon. I tillegg ble to av fire planlagte injeksjonsbrønner vurdert som uegnet for polymerinjeksjon. For Svalinfeltet, som var i en feltutviklingsfase, ble også vanninjeksjon etter hvert vurdert som unødvendig på grunn av forventet god nok trykkstøtte fra en tilstøtende vannsone («aquifer»). Dermed måtte et polymerprosjekt alene bære kostnadene for utstyr til vanninjeksjon. På Granefeltet ble en av tre planlagte injeksjonsbrønner etter boring lite egnet for polymer på grunn av for dyp plassering. Prosjektet klarte ikke å identifisere alternative brønnlokasjoner. På kostnadssiden ble det totalt sett i DG1-fasen identifisert betydelige høyere kostnader enn i DG0fasen (i stor grad relatert til prosessanlegg) i et allerede kapitalintensivt prosjekt. Kombinert med ovenfor nevnte reduksjon i økt oljeproduksjon førte dette til dårlig lønnsomhet og prosjektet ble stoppet. 20 Kapittel 3 | Analyse og tiltak Basert på erfaringer med EOR-prosjekter både i Norge og internasjonalt har en analyse av flaskehalser identifisert ulike årsaker innen teknologi, arbeidsprosesser, sikkerhet, miljø, risiko og lønnsomhet. Årsakene er sammensatte, og vil kreve en bred tilnærming for å redusere risiko og øke lønnsomhet i prosjektene. Av disse årsakene kan nevnes: ■ Generelt lav oljeviskositet og høy reservoarkvalitet på norsk sokkel. Dermed er oljeutvinning med hjelp av vannflømming relativt effektiv allerede (før EOR-implementering). Vann- og gassinjeksjon brukes i stor grad per i dag på Norsk sokkel. ■ Høye kostnader for datainnsamling offshore og manglende tillit til resultatene fra usikre analyse/modellverktøy i tidlig produksjonsfase. Det resulterer i stor usikkerhet i estimering av mengde og beliggenhet av restolje (før EOR-implementering). ■ Stor avstand mellom brønner offshore gjør det vanskeligere for å identifisere områder hvor EORvæsker vil ha størst effekt, samt gjør plassering av EOR-væsker i de mest lukrative områdene vanskelig. I tillegg medfører lang avstand mellom injeksjonsbrønner og produksjonsbrønner også sen tilbakebetaling i form av økt produksjon. ■ Felttesting ses på som nødvendig for kalibrering av modeller for å predikere nettogevinst (før EORimplementering). Som resultat øker kostnader og det tar ofte flere år fra investeringen tas til fullskala EOR-tiltak kan realiseres. ■ Motstridende krav for kortsiktig produksjon og langsiktig ressursforvaltning. I henhold til gjeldende økonomiske modeller foretrekkes nåværende produksjon fremfor fremtidige reservetilvekst. ■ Store plass- og vektbehov på offshoreinstallasjonene gjør det utfordrende og dyrt å foreta ombygginger for å gjøre installasjonene i stand til å behandle store mengder med EOR-kjemikalier og utstyr. ■ Noen EOR-kjemikalier er miljømessig utfordrende, og å tilfredsstille gjeldende krav kan gi store ekstra kostnader. ■ Høye kostnader for datainnsamling offshore og manglende tillit til å måle og modellere nettoeffekt av EOR og dermed nettogevinst (etter EOR-implementering). ■ Investeringsbeslutningen for EOR-prosjekter konkurrerer med andre investeringsmuligheter. Forretningsmuligheten for EOR med tilhørende behov for ressurser og prioritering for å lukke teknologigapene, kan dermed tape i forhold til satsning på alternative prosjekter. For å tilrettelegge en videre analyse av flaskehalsene, samt forslag til tiltak, har utvalget i rapporten valgt å gruppere dem i ulike kategorier: a) Grunnleggende forutsetninger (basis reservoarforståelse, prosessforståelse, teknologiutvikling, erfaringsoverføring). b) Helhetlig reservoarstyring (livstidsplanlegging, ressursprioritering, prestasjonsindikatorer). c) HMS krav (fysiske krav, krav til bruk av kjemikalier, krav til sikker injeksjon). d) Lønnsomhetsbetraktninger (kostnadselementer, inntekter, porteføljetenkning). 21 3a | Grunnleggende forutsetninger For de fleste feltene er det utviklet datamodeller som beskriver oljereservoarene. Effekt av ulike tiltak kan dermed evalueres ved hjelp av matematiske beregninger av væskestrømning i reservoaret og tilhørende injeksjons- og produksjonsbrønner; såkalt reservoarsimulering. For å få god nøyaktighet i slike beregninger kreves at både reservoarbeskrivelsen og modelleringen av injeksjonsprosessene kan kalibreres mot observasjoner og faktiske målinger. En forutsetning for å kunne evaluere eventuelle EOR-tiltak er at man har en god reservoarbeskrivelse, samt en god forståelse av både 3D flømmingsmønster i reservoaret (makroskopiske fortrengningseffekt av injeksjonsvæsken) og detaljerte prosesser på porenivå (mikroskopiske fortrengningseffekt av injeksjonsvæsken). Dette er et kritisk element i estimat for økt oljeproduksjon fra EORtiltak og dermed beslutningsgrunnlag. Gode prosesser for innsamling og integrering av data er derfor nødvendig. I offshore felt gjør imidlertid høye kostnader for datainnsamling og store brønnavstander det vanskelig å identifisere områder hvor EORvæsker vil ha størst effekt. Stor usikkerhet i basis reservoarforståelse gir ekstra usikkerhet i beslutningsunderlaget for EOR-tiltak, noe som vanskeliggjør nødvendig beslutninger for investeringer og implementering. I tillegg har det vist seg krevende å få inn data i simuleringsmodeller relativt raskt på grunn av mangel på ressurser og tilgang til tilstrekkelige verktøy. Nyere teknologiutvikling i reservoarmonitorering som instrumenterte brønner og repetert seismisk kartlegging har gjort at operatørene har stadig flere muligheter for å kunne kartlegge gjenværende olje. Særlig repetert seismikk har bidratt mye til å identifisere beliggenhet av gjenværende olje og planlegge boremål. Med mer data for hånden blir det en utfordring at data effektivt og fortløpende integreres i modelleringsverktøy og brukes til planlegging av EORtiltak. En annen nødvendighet er en god modelleringsmetodikk. Utvalget mener at det er særlig her skoen trykker; de fleste simuleringsmodeller har for lav oppløsning. Det fører til at reservoarbeskrivelsen og forståelsen av gjenværende olje ikke er gode nok til å basere EOR-evalueringer på. Også modellering av selve EOR-tiltaket og estimering av nettoeffekt og dermed nettogevinst vanskeliggjøres. For EOR-prosesser er fortrengningseffekten i stor grad avhengig av små endringer i kjemiske, termiske eller fysiske egenskaper. Samtidig har typiske reservoarer en utstrekning på flere kilometer, og reservoarmodeller egnet for EOR krever derfor veldig mye regnekapasitet for å kunne modellere prosessen med tilstrekkelig nøyaktighet. Utvalget foreslår derfor at det undersøkes nærmere i hvilken grad høyere regnekapasitet kan bidra til detaljnivå som er nødvendig for å estimere både fordeling av gjenværende olje i reservoaret og effekt av forskjellige EOR-tiltak. Tiltaket bør organiseres i FORCE og samordnes med pågående arbeid i KonKraft og FORCE. En annen forutsetning for å kunne lykkes med EOR er videre teknologikvalifisering av de ulike EORmetodene. Noen av de mest interessante EOR-metodene er komplekse og de fleste har en feltspesifikk virkning. Mange EOR-metoder har blitt forsket på i mange år, og forståelsen av disse metodene har økt betydelig. Men begrenset erfaring med EOR-tiltak på norsk sokkel, samt begrenset tilgang på detaljerte data fra onshore felt og prosjekter, i hvert fall for de fleste selskaper, gjør at det finnes begrenset erfaring med hvordan observasjoner i laboratorieskala (cm) skal overføres til reservoarskala (km). Veldig ofte er det behov for uttesting på realistisk skala i det spesifikke feltet før et fullskala prosjekt kan besluttes på en økonomisk forsvarlig måte. Nødvendig teknologikvalifisering tar tid og har veldig høye kostnader, og muligheter for å trekke på eksisterende erfaring bør forfølges. I denne sammenhengen mener utvalget at det er viktig å videreføre de ulike fagmiljøer og samarbeidsarenaer for EOR-teknologiutvikling som finnes per i dag (FORCE, PETROMAKS, DEMO2000). Utvalget ser på ytterlige støtte fra myndigheter og aktører til tverrfaglig samarbeid gjennom flere eksisterende fagmiljøer og organer (FORCE, PETROMAKS, DEMO2000) som nødvendig for kontinuerlig erfaringsoverføring. Med både finansiell og ressursmessig styrking av disse fora kan ytterlige troverdighet og tillit til implementering underbygges og videre teknologikvalifisering forsikres. 22 For å redusere tiden det tar å kvalifisere EOR-metoder er det viktig å optimalisere erfaringsoverførings- og læringsprosessen. Tverrfaglig samarbeid både internt i oljeselskaper og mellom industrien, myndigheter, oljeserviceselskap og akademia/forskningsinstitutter bør forbedres for å bidra til mer omfattende EOR-teknologikvalifisering. Et viktig element er bedre bruk av eksisterende data og kunnskap som er innhentet i mange år med EOR-teknologiutvikling. EOR-prosjekter kan for eksempel dra nytte av bedre erfaringsoverføring og læring gjennom bruk av en veiledning eller ‘beste praksis’. Med både arbeidsprosesser og krav til datainnsamling for hånden kan selve teknologikvalifiseringsprosessen i EORprosjekter akselereres. Med denne metodikken blir det også enklere å identifisere hvilke metoder eller prosjekter som trenger større grad av teknologikvalifisering og hvilke som kan ta snarveier eller eventuelt gå til umiddelbar gjennomføring når teknologien har et godt dokumentert grunnlag. En kan her for eksempel tenke på vanndivergeringsmetodikker eller eventuelt polymerflømming og CO 2-flømming. Utvalget foreslår derfor at det utarbeides en ‘beste praksis’ for teknologikvalifisering av de viktigste EOR-metodene. En slags veiledning for EOR-teknologikvalifisering bør baseres på modningsprosessen i tidligere prosjekter og inneholde en tidsplan for kvalifiseringen av EOR-tiltaket. Veiledningen bør inneholde felles arbeidsprosesser og beste praksis for å estimere økt oljeproduksjon fra reservoarsimulering for de meste interessant EORtiltak. Det bør også inkluderes en anbefaling av datainnsamlingsprogram nødvendig for å kunne beslutte ulike EOR-tiltakene, og videre hvordan planer for datainnsamling kan etterspørres og følges opp gjennom eksisterende rapportering. Videre så mener utvalget at opprettelse av en EOR-database med en beskrivelse alle EOR-relaterte forsøk på norsk sokkel kan være nyttig for å tilrettelegge bedre erfaringsoverføring. 32 PETROBANK kan her ses som eksempel. Med bedre kontroll på hva som har blitt gjort og hva som skal til for å komme videre i modningsprosessen blir det enklere og forhåpentligvis raskere med teknologiutvikling. Tiltaket bør organiseres i regi av Oljedirektoratet og/eller FORCE, og samordnes med pågående arbeid i 33 FORCE, KonKraft og OG21 . Videre så, siden det har gått mange år med forskning av EOR-tiltak på labskala, og anvendelser har nå kommet til feltdemonstrasjonsstadium, ser utvalget spesielt behov for forbedret samarbeid mellom industrien og oljeserviceselskap og leverandørindustrien, særlig innenfor logistikk-området. Per i dag er oljeserviceselskap ikke inkludert i samarbeidsarenaer som FORCE, PETROMAKS og DEMO2000. Utvalget foreslår derfor at eksisterende FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 fora utvides til å inkludere oljeserviceselskap og leverandørindustrien. Dermed beredes grunnen for tverrfaglige samarbeidet som er nødvendig i feltdemonstrasjonsstadium. GRUNNLEGGENDE FORUTSETNINGER: ■ Datainnsamling og integrering (både før og under EOR) ■ EOR-modelleringsmetodikk ■ Videre teknologikvalifisering ■ Erfaringsoverføring ■ Utvikling av felttester. 23 3b | Helhetlig reservoarstyring I ‘Plan for Utbygging og Drift’ (PUD), utarbeides og besluttes det av lisenshaverne og myndighetene en plan for hvordan et felt skal bygges ut og drives. I denne fasen blir feltets dreneringsstrategi definert, inkludert eventuell injeksjonsstrategi og antall og plassering av brønner. Også produksjonsanlegget blir definert, inkludert kapasiteter for væskehåndtering, og muligheter og restriksjoner for senere å installere nytt utstyr og aktiviteter på plattformen. Ved godkjenning av PUD-dokumentet skal operatøren ha forsikret seg om at den mest optimale ressursforvaltningsstrategien i henhold til daværende kunnskap om feltet blir fulgt. Seinere i feltets levetid, etter at man har fått produksjonserfaring og samlet inn mer data, øker kunnskapen om den optimale dreneringsstrategien. Nye, korrigerende tiltak for å optimalisere ressursutnytting blir utarbeidet. Det er tradisjonelt i denne fasen EOR-tiltak blir vurdert. EOR ses på som ‘korrigerende tiltak’ og må derfor nødvendigvis tilpasses og implementeres underveis i produksjonsprosessen, også i sluttfase av produksjonen. Samtidig så viser flere konkrete prosjekter at realisering av EOR-tiltak vanskeliggjøres seinere i feltets levetid: ■ For det første er feltenes eksisterende dreneringsstrategier ofte suboptimale for påfølgende EOR; helt avgjørende forutsetninger som plassering av brønner, injeksjonsstrategi (vann og/eller gass injeksjon) og produksjonsstrategi kan kreve store endringer for at EOR kan implementeres på en optimal måte. ■ Videre så konkurrerer EOR-tiltak i seinere fase med andre tiltak for økt utvinning, med boring av flere brønner som det dominerende og viktigste IOR-tiltaket på norsk sokkel. Dette er for øvrig ikke nødvendigvis i konflikt med aktuelle EOR-metoder. Men i en situasjon med knapphet på ressurser til å kunne modne de ulike tiltak, så er naturligvis prioritering av fagpersonell et viktig element. ■ For det tredje så påvirkes EOR-vurderinger ofte av planer for nedstenging av feltet. Omfattende teknologikvalifiseringsprogram for EOR-tiltak og store brønnavstander offshore medfører sen tilbakebetaling i form av økt produksjon. Hvis ikke vurdert tidlig nok, kan planer til nedstenging av modne felt kraftig redusere EOR-potensialet. ■ Videre så kompliseres og fordyres EOR-prosjektene av omfattende behov for tilpasninger og modifikasjoner. EOR-tiltak krever ofte en endring i dreneringsstrategi i mer eller mindre grad og inneholder gjerne bruk av store mengder med utstyr og kjemikalier. Også krav til materialkvalitet kan endres ved EOR-implementering. En kan her for eksempel tenke på muligheter til å håndtere CO2 i separasjons- og gassanlegget, muligheter til å håndtere større menger med vann enn planlagt, muligheter til å tilrettelegge for injeksjon av sjøvann som inneholder CO 2 eller oksygen og muligheter til å møte strengere krav til produsertvanns kvalitet for re-injeksjon dersom EOR-prosessen krever det. Hvis ikke planlagt for på forhånd gjør store plass- og vektbehov og endringer i krav til materialkvalitet på offshoreinstallasjonene det utfordrende og dyrt å foreta de nødvendige ombygginger. ■ Sist vil felttesting og implementering av EOR-tiltak ofte ha en negativ konsekvens på pågående produksjon og vil dermed være i konflikt med oppsatte produksjonsmål. I henhold til gjeldende økonomiske modeller foretrekkes nåværende produksjon fremfor fremtidige reservetilvekst. Hvis et eventuell kortsiktig tap ikke er planlagt for i eksisterende prestasjonsindikatorer så vil det kunne vanskeliggjøre nødvendige beslutninger ytterligere. Selv om det er vanskelig å vurdere EOR-metoder og effekter av disse før man har produksjonserfaring, vil en tidlig vurdering av EOR tilrettelegge for en enklere realisering av EOR-tiltak. Både Dalia- og Clair Ridgeprosjektene har blitt implementert fra starten, ref. boks 2.1-2.2. Hvis ikke tiltaket implementeres fra produksjonsstart, kan en tidlig vurdering tilrettelegge for enklere realisering seinere i feltets levetid så lenge man kan forestille seg slike prosesser på det stadiet. Et unntak er vanndivergerende EOR-tiltak som i mange tilfeller kan gjennomføres som et brønnintervensjonstiltak, og dermed lettere utføres sent i feltets levetid. 24 Utvalget mener at det er viktig å se bort fra EOR som tradisjonell haleproduksjonstiltak og mener at tidlig vurderinger av EOR-tiltak kan bedre gjennomførbarheten betraktelig. Tidlige vurderinger av EOR-tiltak vil bidra til økt robusthet i total dreneringsstrategi inklusiv optimal timing for implementering av EOR-tiltaket i forhold til andre tiltak. Videre så kan en tidlig tilrettelegging av EOR-tiltak kraftig redusere investeringer på anleggssiden da behov for tilpassinger og modifikasjoner minimeres. I tillegg vil en tidlig vurdering av EORtiltak kunne tilrettelegge for mål og prestasjonsindikatorer som ivaretar maksimal ressursutnyttelse, verdiskaping på både kort og lang sikt, og bedre planer for datainnsamling. Utvalget mener at PUD og de årlige statusrapportene som lisenshaverne sender til Oljedirektoratet hvert år aktivt bør brukes for en bedre tilrettelegging av EOR-tiltak. PUD kan brukes for en tidligere tilrettelegging for EOR, enten i basisutviklingsplan eller som realopsjoner til seinere. De årlige statusrapportene kan brukes for senere oppfølging og en mer kontinuerlig vurdering gjennom feltets levetid. Til sammen kan de ses på og brukes som en helhetlig reservoarstyringsplan som dekker hele feltets levetid. Utvalget foreslår derfor 34 endringer i Oljedirektoratets veiledning «Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst, PUD» til at metoder for økt utvinning (inkl. EOR-metoder) skal evalueres på dette stadium. Evalueringene bør inkludere plan for nødvendige studier og datainnsamling, samt sannsynliggjøre gjennomførbarhet med en EOR-basert utbyggingskonsept. Forslag til endringer i veiledning «Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst, PUD» er gitt under. Tillegg i tekst er vist i uthevet, grønn skrift og tekst som foreslås fjernet er strøket over i rødt: Boks 3.1 Veiledning Plan for Utbygging og Drift (PUD) 4.7.2 Reservoarteknikk Metoder for økt utvinning Vurdering av metoder for økt utvinning (inkl. EOR-metoder) i forhold til basisforutsetningene bør skal omtales. Det bør skal også tas med en plan for eventuelle studier av slike metoder, behov for datainnsamling og tidspunkt for viktige milepæler. 4.9 Utbyggingsløsninger Planen skal beskrive den valgte utbyggingsløsningen og begrunne denne. Alternative løsninger som har vært vurdert bør kort beskrives. Dersom det på søknadstidspunktet vanskelig kan fremlegges bare en utbyggingsløsning på alle områder, kan flere angis. De aktuelle utbyggingsalternativene bør da være like godt dokumentert. Det bør dessuten klart angis i hvilke situasjoner hver enkelt utbyggingsløsning kommer til anvendelse. Dersom utbyggingen omfatter anlegg på land skal disse anleggene inngå i beskrivelsen av utbyggingsløsningen. Dersom det kan reises tvil om et anlegg på land omfattes av petroleumsloven, bør det tas kontakt med OED. For øvrig understrekes behovet for samordning med konsekvensutredninger etter plan- og bygningsloven, jf. kap. 3.10.1. Planen bør også inneholde en oversikt over fremtidige forretningsmuligheter som kan gi grunnlag for endringer i utbyggingsløsning, inklusiv en vurdering av gjennomførbarhet for gitte endring. Se pl. § 4-2, pf. § 21 andre ledd bokstav a og g. Se også pf. § 21 tredje ledd. Videre så foreslår utvalget en justering av hva de ulike feltenhetene skal rapportere i de årlige 35 statusrapportene som sendes til Oljedirektoratet hvert år. Som ett tillegg til gjeldene veiledning foreslår vi at operatørene bes å innberette eventuelle avvik fra planer presentert året før, samt konkretisere planlagte tiltak i forhold til hva planlagte beslutninger og implementering krever av studier og datainnsamling. Mulighet for 25 implementering vil kunne bedres betraktelig hvis slike tiltak vurderes tidlig og inngår i en helhetlig reservoarutviklingsplan som dekker hele feltets levetid. HELHETLIG RESERVOARSTYRING: ■ Tidlige og kontinuerlige vurdering EOR-tiltak. 26 3c | HMS Introduksjon av EOR-tiltak på eksisterende installasjoner og ved nye installasjoner vil måtte ta hensyn til krav angående helse, miljø og sikkerhet (HMS). Identifiserte områder hvor EOR-tiltak må ta høyde for HMS er fysiske krav, krav til bruk av kjemikalier og krav til sikker injeksjon. Fysiske krav Økt mengde utstyr, modifikasjoner og aktiviteter på plattformene er nødvendig for å tilrettelegge for EOR. Tiltakene krever ofte installasjon av en god del nytt utstyr og i tilfeller der det er mulig, fjerning av eksisterende utstyr. I tillegg vil de nye tiltakene ha direkte påvirkning på flere av installasjonens eksisterende systemer. De kan også påvirke materialvalg ved å kreve oppgradering til mer eksklusiv materialkvalitet og dermed resultere i mer modifikasjonsarbeid. Konsekvensene en ser av økt aktivitet som skyldes modifikasjoner og nye operasjoner knyttet til EOR er at andre aktiviteter må vike eller flyttes på, dette må veies opp mot HMS krav for vedlikehold av eksisterende utstyr. En tidlig tilrettelegging av EOR-tiltak, som diskutert i forrige kapittel om helhetlig reservoarstyring, ville redusere økt aktivitet og eventuelle konflikter med fysiske HMS krav som medføres. Videre så kan fleksible områdeløsninger være en praktisk tilnærming for å redusere disse problemene. Ved å installere EORanleggene på et eget fartøy og bruke slug-baserte injeksjonsløsninger, ville plass- og vektproblematikken på eksisterende installasjoner kunne reduseres kraftig. En slik løsning ville også være mer kost-effektivt ved at kostnadene deles utover flere installasjoner, dette er diskutert i kapittel om lønnsomhetsbetraktninger. Mulighetene for standardisering og områdeløsninger diskuteres også i samme kapittelet, samt eventuelle tiltak foreslått av utvalget. Krav til bruk av kjemikalier 36 I FORCE samarbeidet er det utgitt en rapport om miljøkonsekvensene ved bruk av EOR-kjemikalier. I den rapporten konkluderes det med følgende: ■ Reinjeksjon kreves for å minimere utslipp til sjø. ■ Tidlig og nøyaktig påvisning er nødvendig for å overvåke tilbakeproduksjon av kjemikalier. ■ Det er mangel på informasjon om miljøpåvirkning som følge av bruk og utslipp av EOR-kjemikalier. ■ Muligheter for behandling av produserte EOR-kjemikalier før det slippes ut bør undersøkes for å håndtere uønsket eller ikke planlagt utslipp. ■ Nåværende polymer-deteksjonssystemer må vurderes og evalueres. Bruk av kjemikalier til EOR begrenses av muligheter for utslipp. For at kjemikaliene skal gi økt oljeproduksjon er det nødvendig at de er stabile ved reservoarbetingelser over lang tid. Samtidig tilsier HMSkravene at de samme kjemikaliene må brytes ned innen 28 dager i sjøen, noe som er motstridende med EOR-kravene. EOR-kjemikalier skal hvis de virker etter intensjonene ikke bli produsert i store mengder og det er derfor viktig å bedre kunne detektere tilbakeproduksjon av kjemikalier slik at brønnen eventuelt kan stenges eller produksjonen kan reinjiseres eller dumpes i en avfallsbrønn. Utvalget mener at det er behov for videre utvikling av kunnskaper om bruk og miljøeffekter av EOR-kjemikalier. Utvalget foreslår derfor at det igangsettes studier og forskningsarbeid rettet mot: ■ Utvikling av metoder og teknologi for deteksjon og behandling av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier i produsert vann. ■ Miljøeffekter av utslipp til sjø av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier i produsert vann. Tiltaket bør organiseres i samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 som foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Arbeidet bør også samordnes med pågående arbeid i etablerte organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE). Videre så mener utvalget at det er behov for en mer omfattende vurdering av nåværende utslippsfilosofi. Per i dag er de fleste EOR-kjemikalier forbudt for utslipp. Dette setter sterke begrensninger på bruk av disse kjemikaliene. En helhetlig kost/nytteanalyse av den utslippsfilosofien, som veier opp 27 miljøkonsekvensene som følge av økt utslipp av EOR-kjemikalier mot ressursmessige totalgevinster, ville være en stor fordel i videre vurderinger med bruk av EOR-kjemikalier på norsk sokkel. Utvalget foreslår derfor at det igangsettes en helhetlig vurdering med sikte på miljø- og ressursforvaltningsmessige totalkonsekvenser av den nåværende utslippsfilosofien. Tiltaket bør organiseres i etablerte organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE) og samordnes med pågående arbeid. For å danne et helhetlig perspektiv fra myndighetssiden anses det som påkrevet med samarbeid mellom Oljedirektoratet, Olje- og Energidepartementet, Petroleumstilsynet og Klima- og forurensningsdirektoratet. Krav til sikker injeksjon Konklusjonene fra FORCE kjemikaliegruppe tilsier at reinjeksjon av produsertvannet kreves ved bruk av 36 EOR-kjemikalier som er forbudt fra utslipp. Samme rapporten sier også at effektiviteten av kjemikaliene påvirkes sterkt av blandingsforhold og løsningsmiddel; mange EOR-kjemikalier gir redusert effekt i produsert vann og er i noen tilfeller ikke kompatibelt. EOR-strategien blir derfor sterkt påvirket av reinjeksjon av produsertvann. Hvis ikke et felt har produsertvann-injeksjon vil dette kreve et nytt injeksjonssystem. I tillegg kommer strengere krav til kvalitet av det produserte vannet som skal injiseres for å unngå blokkeringer i reservoaret; se tekstboks om sikker injeksjon. Boks 3.2 Sikker injeksjon Krav til sikker injeksjon er en viktig forutsetning for å unngå lekkasjer og beholde kontroll over reservoarstrømmingen. Etter en økning i brønnhendelser på norsk sokkel på grunn av lokal overtrykk i perioden 2008-2010 og Deepwater Horizon ulykken i Mexicogolfen i 2010 ble krav til sikker injeksjon 37 skjerpet. Krav til sikker injeksjon inneholder begrensninger på injektorplassering, injeksjonsrate og kvalitet av injeksjonsvannet: ■ Det er påkrevd tilstrekkelig avstand til identifiserte forkastninger i reservoaret. ■ Det er begrensninger på antall og størrelse av partikler i injeksjonsvannet. ■ Det er forbudt med oppsprekking utenfor reservoarsonene. For reinjeksjon av produsertvann (med eller uten EOR-kjemikalier) betyr dette at: ■ Færre nye brønnlokasjoner blir tilgjengelig for injeksjon. ■ En grundig behandling av det produserte vannet er nødvendig før det kan injiseres. ■ Injeksjonsrate og –varighet med produsert-vanninjeksjon kan bli redusert sammenlignet med sjøvannsinjeksjon. Dette kan i enkelte tilfeller føre til et tap i oljeproduksjon, særlig offshore hvor høye brønnkostnader i praksis resulterer i færre injeksjonsbrønner med høyere injeksjonsrater. I å avgjøre mellom bruk av produsert-vanninjeksjon og sjøvannsinjeksjon bør argumentene ovenfor tas med for å forsikre en helhetlig vurdering av vanninjeksjonsfilosofien. Særlig i EOR-vurderinger, hvor bruk av produsert vann ofte er påkrevd for å forebygge utslipp av EOR-kjemikalier, ville mer helhetlig tilnærming være passende. Utvalget foreslår derfor at både miljø- og ressursforvaltningsmessige totalkonsekvenser av forskjellige vanninjeksjonsstrategier (produsert-vanninjeksjon eller sjøvannsinjeksjon) inkluderes i totalevaluering av EOR-tiltak. Dette er ikke et eget tiltak, mer et tillegg til forrige tiltak om utslippsfilosofi. Utvalget ser fordeler med å inkludere effekter av vanninjeksjonsstrategi inn i den helhetlige vurderingen av bruk av EOR-kjemikalier og utslippsfilosofien og å utarbeide den i et tverrfaglig perspektiv. 28 HELSE, MILJØ OG SIKKERHET: ■ Fysiske krav (utstyr, modifikasjoner, aktiviteter) ■ Bruk av kjemikalier og miljøpåvirkning ■ Sikker injeksjon. 29 3d | Lønnsomhetsbetraktninger Det viktigste med å få besluttet EOR-tiltak er lønnsomhet; tiltak for å øke oljeproduksjon skal være lønnsomme for å ha merverdi for samfunnet. Det har vist seg utfordrende å få tilstrekkelig lønnsomhet i EORprosjekter. Både på kostnadssiden og på inntektssiden finnes muligheter for å tilrettelegge for EOR-tiltak. Kostnader Som diskutert tidligere i rapporten finnes det flere elementer som bidrar til høye kostnader knyttet til EORtiltak: ■ ■ ■ ■ ■ Feltenes produksjonsstrategier, utviklet i PUD fasen, er ikke nødvendigvis optimale for påfølgende EOR. Det gjelder både reservoar-dreneringsstrategi (plassering av brønner, injeksjonsog produksjonsstrategi) og utbyggingsstrategi (anleggsdesign, -kapasiteter og materialbruk). Som resultat er ofte omfattende, kostbare ombygginger nødvendig. Behov for felttesting av EOR-metoder resulterer ofte i betydelige ekstra kostnader. Behov for datainnsamling både før og under EOR-tiltaket resulterer ofte i betydelige ekstra kostnader, særlig i et offshore-miljø. Behov for store mengder av kjemikalier resulterer i høye OPEX utgifter for mange EOR-tiltak. Strenge miljøkrav med hensyn til utslipp av kjemikalier, særlig i et offshore-miljøet, kan føre til betydelige ekstra kostnader i tilfelle det skal tilrettelegges for reinjeksjon av de produserte vannet. For å gi et inntrykk av de forskjellige kostnadselementene knyttet til et typisk EOR-prosjekt har utvalget utarbeidet en case fra norsk sokkel: Figur 3.1. Kostnadsoversikt typisk polymer-surfaktant EOR-prosjekt på norsk sokkel. 30 Caset er utarbeidet av Statoil og gir en typisk kostnadsfordeling i et surfaktant-polymerprosjekt på norsk sokkel. Det antas at EOR-utstyret plasseres på en båt, og at den kobles opp mot en eksisterende Norsjøplattform. En polymer-surfaktant-«cocktail» blandes inn i avsaltet sjøvann, og injiseres som en slug. Hele PASF-injeksjon er antatt å vare i fem år; halvparten av dette brukes for selve polymer/surfaktant sluggen mens den andre halvparten gjelder injeksjon av avsaltet vann for å beskytte hovedsluggen. Det er ikke antatt boring av ekstra brønner, og heller ikke ombygginger som tilrettelegger for reinjeksjon av det produserte vannet, som per i dag er et krav når en tilbakeproduserer polymer og/eller surfaktanter. Caset er derfor ikke nødvendigvis 100% realistisk, men gir et godt inntrykk av kostnadsfordelinger likevel. Det kan observeres i figur 3.1 at kostnadene til polymer og surfaktant er høye og tar 45% av de totale kostnadene. Også kostnadene til å avsalte sjøvann, mikse kjemikaliene inn dette vannet og sende det mot plattformen er høye; til sammen 26% av de totale kostnadene. Kostnader for både kjøp og drift av båten tar de siste 29%. Fra dette kan det konkluderes at, selv om det er dyrt å kjøpe, koble opp og holde i drift en båt, er det tilberedning og levering av EOR-væsken som tar brorparten av kostnadene i løpet av et EOR-prosjekts levetid. Løsningen fra figur 3.1 antar at alt utstyr knyttet til EOR-prosessen plasseres på en båt; omfattende plattformmodifikasjoner er derfor ikke nødvendig så lenge man ikke skal tilrettelegge for reinjeksjon av de tilbakeproduserte kjemikaliene. Men også i tilfelle plass-, kraft- og vektreserver på plattform tilrettelegger for plassering av EOR-utstyr på selve installasjonen er likevel ofte de nødvendige modifikasjonene kostnadsdrivende elementer siden eksisterende installasjoner på norsk sokkel ikke har vært designet for å kunne tilrettelegge for EOR-prosesser. Som diskutert i kapittel 3b kan en tidlig vurdering av EOR-tiltak tilrettelegge for en enklere realisering ved å minimere behov for tilpassinger og modifikasjoner, og dermed betraktelig redusere investeringer på anleggs siden. I tillegg til de kostnadene diskutert i sammenheng med case fra Figur 3.1 kommer kostnader på felttesting, samt borekostnader. I 2007 gjorde KonKraft en sammenlignende studie av kostnader på norsk sokkel i forhold til Storbritannia og 38 Danmark. Det ble der konkludert med at brønnkostnader generelt er 20-30 % høyere i Norge. En studie nylig gjort av Wood Mackenzie i oppdrag av OED viser at også utbyggingskostnader og driftskostnader er 2 mer enn 20% høyere i Norge enn i sammenlignbare land. Se KonKraft prosjekter på Kostnadskultur og kontinuerlig forbedring, Levetidskostnader og Kostnads- og regelverkstiltak (prosjekt 8, 9 og 10 fra oversikt i kapittel 1) for flere detaljer angående kostnadsnivå. Høye kostnader på felttesting og datainnsamling, ombygginger og/eller råvarer (kjemikalier) har vist seg som et hinder i nesten alle tidligere analyser av EOR-prosjekter. I tillegg gir høye borekostnader og generelt stor brønnavstand begrensede muligheter for risikobegrensning gjennom utvidet felttester og faset implementering. Et mulig tiltak for å redusere investeringskostnadene for de enkelte felt, er å vurdere EOR-potensialet for flere felt samlet. Mulige løsninger kan da inkludere en flytende enhet for behandling og injeksjon av kjemikalier og at denne enheten flyttes fra et felt til et annet. Alternativt kan man vurdere installasjon av utstyr for EOR på en plattform eller på land, og at denne benyttes av flere felt. Selv om nye installasjoner i større grad blir planlagt for å kunne håndtere EOR-prosessløsninger er det likevel mange installasjoner som produserer fra felt som er i, eller om få år vil komme i sluttfasen. De kan dermed dra nytte av løsninger for EOR-tiltak for å få optimal ressursutnyttelse og verdiskaping. Det er dermed et stort antall installasjoner og felt som potensielt kan ha nytte av alternative løsninger av at EOR-investeringer sees i et bredere perspektiv enn for enkeltfelt. Utvalget anbefaler derfor at områdeløsninger vurderes nærmere. Det bør igangsettes studier for å undersøke om det kan finnes eller utvikles tekniske og økonomiske konsepter basert på fartøyer som kan virke som offshore EOR-service- og/eller forsyningsskip. Dette kan være lekterbaserte løsninger eller spesialbygde eller ombygde skip etter FPSO-modell (bransjeord: ‘Floating Production, Storage and Offloading vessel; skip med både produksjons-, prosesserings-, lagrings- og lossingskapasitet). Slike fartøyløsninger vil trolig ha en helt annen økonomisk levetid enn faste installasjoner. Farkoster vil være mobile og dermed flytte seg fra et felt til 31 et annet avhengig av behov. De kan gjøres generiske samt utstyres med generatorer for kraftproduksjon til å drive eget utstyr, prosessanlegg for avsalting, CO2-kompresjonsanlegg og/eller tanker og utstyr for polymerhåndtering. Utstyr for tilbakeproduksjon og miljøovervåking kan også installeres på slike fartøy. Studiene bør inkludere tekniske utfordringer og gap og hvordan disse kan løses, samt lønnsomhetsbetraktninger og evalueringer av standarder/regelverk ved slike fartøy. Tiltaket bør organiseres i tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 som foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Arbeidet bør også samordnes med pågående arbeid i etablerte organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE). Som vist i figur 3.1 kan kostnader til EOR-kjemikalier stå for en vesentlig del av de totale kostnadene i et EOR-prosjekt. Kostnadsreduksjoner på dette området kan ha en stor påvirkning på det totale økonomiske bildet. Det bør derfor vurderes om kostnader til kjemikalier kan reduseres. I samme omgang bør det vurderes om råvarer eller mellomprodukter i EOR-applikasjoner kan ha andre forretningspotensialer; de kan være en annen mulighet til å redusere kostnader og/eller trygge leveranse av EOR-kjemikalier. Utvalget anbefaler derfor at det settes i gang vurderinger om mulige kostnadsreduksjoner til EOR-kjemikalier og eventuelle andre forretningspotensialer til råvarer eller mellomprodukter i EOR-applikasjoner. Tiltaket bør organiseres i tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 som foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Arbeidet bør også samordnes med pågående arbeid i etablerte organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE). Inntekter Også på inntektssiden finnes det flere element som kan bidra til redusert lønnsomhet av EOR-tiltak: ■ ■ ■ ■ ■ ■ Feltenes produksjonsstrategier, utviklet i PUD fasen, er ikke nødvendigvis optimalt for påfølgende EOR. Det gjelder både reservoar-dreneringsstrategi (plassering av brønner, injeksjonsog produksjonsstrategi) som utbyggingsstrategi (anleggsdesign og -kapasiteter). Som resultat kan EOR-tiltaket ikke nødvendigvis tas i bruk overalt eller hele tekniske EOR-potensialet oppnås. Færre brønner offshore, høye kostnader for datainnsamling offshore og manglende tillit til å modellere både restolje i reservoaret (før EOR-tiltaket) og nettoeffekt av EOR (etter EOR-tiltaket) gjørr at det finnes færre muligheter til å plassere EOR-væsker i de områdene hvor de vil ha størst effekt og, dermed, nettogevinst. De samme forutsetningene resulterer også i at EOR-evalueringer er beheftet med stor usikkerhet. Behov for teknologikvalifisering inkl. felttesting, færre brønner offshore, og strengere krav for injeksjon av tilbakeprodusert vann resulterer i sen tilbakebetaling i form av økt produksjon. Felttesting og implementering av EOR-tiltak vil ofte ha en negativ konsekvens på pågående produksjon og vil dermed være i konflikt med oppsatte produksjonsmål. Hvis et eventuell kortsiktig tap ikke er planlagt for i eksisterende prestasjonsindikatorer så vil et EOR-prosjekt måtte bære produksjonstapet. Planer til nedstenging av et modent felt kan kraftig redusere EOR-potensialet når økt oljeproduksjon kommer etter flere år. I tillegg til å være bedriftsøkonomisk lønnsomme må prosjektene også nå opp på felteiernes prioriteringslister ved å være mer lønnsomme enn alternative prosjekter. Slike alternative prosjekter som EOR-prosjekter konkurrerer med, kan blant annet inkludere regulært brønnvedlikehold eller boring av nye brønner, begge med relativ sikker gevinst på kort sikt. Forretningsmuligheten for EOR med tilhørende behov for ressurser og prioritering for å lukke teknologigapene, kan dermed tape i forhold til satsning på alternative prosjekter. I en større sammenheng må EOR-prosjekter på norsk sokkel konkurrere om kapital og ressurser med alternative prosjekter for felteierne globalt. En annen flaskehals er at for flere felt er det slik at interessene til lisenspartnere eller andre aktører ikke nødvendigvis er sammenfallende. Noen selskaper har langsiktige prioriteringer mens andre har større behov for kortsiktig likviditet; noen har små og ensartede porteføljer mens andre har store porteføljer som kan ha glede av teknologiutvikling og felttesting. Som resultat har de ulike krav på avkastning. En tydelig verdisetting av opsjonsverdier i feltutviklingsplaner et viktig komplement til individuelle felt prestasjonsindikatorer og er 32 nødvendig for å helhetlig vurdere EOR-tiltak. Det ville også gi muligheter til å vurdere uttesting av EORteknologi i eksisterende modne felt for å ta inn i planlegging for nye felt. Krav til samfunnsøkonomisk lønnsomhet vil normalt være noe lavere enn industriens krav til bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Det norske skattesystemet har over tid vært stabilt, noe som fører til forutsigbarhet for feltutviklingsbeslutninger. Storbritannia har for eksempel hatt et skattesystem for petroleumssektoren som har variert noe mer over tid. Der har de blant annet innført skattelettelser for “utfordrende felt”, som inkluderer små felt, felt med ekstra høyt trykk/temperatur eller felt 43 med tungolje. Eksempelet beskrevet i tekst boks 3.3 kan illustrere hvordan endringer i beskatning kan medføre uforutsigbarhet og kansellering av prosjekter, men også at skattemessige insentiver kan utløse verdiskapning som ellers ikke ville funnet sted. Boks 3.3 Mariner og Bressay tungoljefelt Statoil og partnere var i begynnelsen av 2011 i gang med et beslutningsløp for utvikling av to tungoljefelt i Storbritannia, Mariner og Bressay. I mars 2011 besluttet den britiske regjeringen å øke skatten på fortjeneste fra oljeproduksjon fra 50 % til 62 %. Prosjektene ble da ikke lønnsomme og ble stoppet.39 Noen måneder senere annonserte regjeringen en skattelettelse for marginale felt.40 I juni 2012 ble det offentliggjort av Department of Energy and Climate Change at Statoil vil investere totalt USD 18.6 milliarder i begge felt og at 1000 arbeidsplasser ble skapt i Storbritannia.41 Den 15. februar 2013 ble feltutviklingsplan for Marinerfeltet godkjent av den britiske regjeringen. Bressay er ventet å bli besluttet senere i år. Den britiske energi ministeren uttalte at 'Mariner kommer til å være et av de største prosjekt noen gang i Nordsjøen.’42 Utvalget er av den oppfatning at en form for katalysator kan være med å utløse det verdipotensialet som ligger i EOR på norsk sokkel, og for å komme rundt problemstillingen med samfunnsøkonomisk lønnsomhet i kombinasjon med manglende bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Usikkerheten relatert til inntektssiden vil bli redusert når man får reelle felterfaringer. Skattesystemet i Norge er bygget opp med blant annet det formålet at investeringer skal være skattenøytrale; 44,45 prioritering av investeringene skal være lik både før og etter skatt. Når det gjelder ressursutnyttelse er dette en ønskelig situasjon for at prosjekter som samfunnsmessig bør prioriteres, også skal vises med høy prioritet i oljeselskapers prosjektporteføljer. I tillegg tar de norske myndighetene gjennom avskrivningsregler og statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) en god del av risikoene oljeselskaper tar i prosjekter. 45 Samtidig tar de en relativ stor porsjon av inntektene når oljeproduksjonen kommer. EOR-prosjekter med typisk store forhåndsinvesteringer, høy risiko og inntekter langt ut i tid favoriseres av et slikt system. Generelle skatteinsentiver relatert til EOR vil være vanskelige å administrere, blant annet fordi det vil være vanskelig å dokumentere hva som er produksjon relatert til EOR og hva som vil være “basis” produksjon. Videre ville EOR-spesifikke skatteinsentiver kunne lede til skattemotiverte investeringer, noe utvalget ser uhensiktsmessig. En alternativ insentivmodell kan være å gi mulighet til direkte prosjektstøtte til utvalgte prosjekter/piloter som møter definerte kriterier. Kriteriene kan blant annet inkludere en “fast-track” tidsplan, at teknologi har en stor strategisk verdi for norsk sokkel, at data fra prosjektet må ha relevans for andre felt, og at data fra prosjektet vil bli frigitt til andre felt med tilsvarende problemstillinger. Utvalget mener at en slik modell kan være med å virke som en katalysator for EOR, og dermed verdiskaping, på norsk sokkel. Utvalget anbefaler derfor at det initieres et tidsbegrenset program med direkte støtte til EOR-prosjekter som fyller gitte kriterier. Formålet med programmet må være å fungere som katalysator for å utløse det verdipotensialet som ligger i EOR på norsk sokkel. Kostnader og risikoer relatert til EOR-tiltak skal reduseres ved å få en større mengde med felterfaringer som kan benyttes på tvers mellom ulike lisensgrupperinger. Kriteriene bør utarbeides i tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE som foreslått i kapittel 3a ville være et passende forum. Det bør fokuseres på teknologi som kan ha stor strategisk verdi for norsk sokkel og kriteriene bør inkludere en “fast-track” tidsplan, at data fra prosjektet må ha relevans 33 for andre felt, og at data fra prosjektet vil bli frigitt til andre felt med tilsvarende problemstillinger. Selve praktiske testprogrammet bør organiseres under utvidende DEMO2000 program som foreslått i kapittel 3a. Finansiering av programmet skal forankres med myndighetene; Olje- og Energidepartementet og eventuelt Finansdepartementet. Det anbefales at det opprettes en arbeidsgruppe med representanter fra de ulike departementer for å utarbeide finansieringsstruktur. I denne prosessen skal det vurderes hvordan det norske og europeiske regelverket kan tilrettelegge en slags program. LØNNSOMHETSBETRAKTNINGER: ■ Kostnadselementer ■ Inntekter ■ Bedrifts- og samfunnsøkonomi. 34 Kapittel 4 | Tiltak og konsekvenser I tabellen nedenfor er det en oppsummering av de foreslåtte tiltakene sammen med en ytterligere forklaring til tiltaket samt en analyse av mulige konsekvenser for ulike parter knyttet til oljeindustrien. Det er gjort en grov oppdeling av aktuelle parter i henhold til følgende oppstilling: ■ ■ ■ ■ Operatørselskap med partnere Den Norske Stat/Myndigheter Oljeservice selskap og leverandørindustri Akademia Ettersom alle de foreslåtte tiltakene har som overordnet målsetting å øke utvinningen av olje på norsk sokkel og dermed verdiskapning for alle aktører og parter er ikke dette tatt med i konsekvensanalysen. Det er derimot gjort et forsøk på å se mer spesifikt på konsekvensen av de forslåtte tiltak for de nevnte parter i listen ovenfor. Nr. 1. Forslag tiltak Nærmere undersøkelse av i hvilken grad høyere regnekapasitet kan bidra til detaljnivå som er nødvendig for å estimere både fordeling av gjenværende olje i reservoaret og effekt av forskjellige EOR-tiltak. Utdyping av tiltak Mulighet for høyere detaljgrad kan redusere usikkerhet i estimater for ekstra utvinning ved bruk av EORmetoder. Tiltaket bør organiseres i FORCE og samordnes med pågående arbeid i KonKraft og FORCE. Tiltaket er i tråd med anbefalingene i ref. 1 (‘Åm rapporten’). 2. Ytterlige støtte fra myndigheter og aktører til tverrfaglig samarbeid gjennom flere eksisterende fagmiljøer og organer (FORCE, PETROMAKS, DEMO2000) for kontinuerlig erfaringsoverføring. Bevilgninger over statsbudsjettet samt organisering av EORseminar/work shops med gitte frekvenser. Kan sees i sammenheng med pkt 4a.3. Tiltaket er i tråd med anbefalingene i ref. 1 (‘Åm rapporten’). 3. Utvikling av en ‘beste praksis’ for teknologikvalifisering av de viktigste EOR-metodene. Veiledning bør baseres på modningsprosessen i tidligere prosjekter og inneholde en tidsplan for kvalifiseringen av EORtiltaket. Veiledningen bør inneholde felles arbeidsprosesser og beste praksis for å estimere økt oljeproduksjon fra Økt erfaringsoverføring mellom prosjekter vil sikre at lærdom fra et prosjekt blir inkludert i planlegging av et annet prosjekt, og kan også være med på å redusere kostnadene ved at evalueringstiden kan bli kortet noe ned. Nødvendig forutsetning er villighet hos operatører til å legge ut og dele informasjon som ellers anses som konfidensiell. Slik avklaring må gjøres og mulige insentiv for å stimulere til deling av informasjon bør vurderes. Konsekvensvurdering Operatør: ■ Reservoarmodeller må stilles til disposisjon ■ Investering i økt datamaskin kraft ■ Økte ressurser til analyser av feltet i løpet av produksjonsperioden Akademia: ■ Flere prosjekter/oppdrag Industri: ■ Flere tjenester. Operatør: ■ Villighet til å dele erfaringer og resultater samt forskningsresultater Myndigheter: ■ Økte bevilgninger Industri: ■ Bidra og delta i samarbeidsorganer Akademia: ■ Flere oppdrag og prosjekter. Operatør: ■ Villighet til å dele erfaring og informasjon Myndigheter: ■ Ressurser til å opprette og drive en slik database ■ Ekstra (begrensede) bevilgninger. 35 4. reservoarsimulering for de meste interessant EORtiltakene. Det bør også inkluderes en anbefaling av datainnsamlingsprogram nødvendig for å kunne beslutte ulike EOR-tiltak, og videre hvordan planer for datainnsamling kan etterspørres og følges opp gjennom eksisterende rapportering. Videre så mener utvalget at opprettelse av en EORdatabase med en beskrivelse alle EORrelaterte forsøk på norsk sokkel kan være nyttig for å tilrettelegge bedre erfaringsoverføring. PETROBANK kan her ses som eksempel. Utvide eksisterende FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 fora/program til å inkludere oljeserviceselskap og leverandørindustrien. 5. Endringer i veiledning ‘Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst, 34 PUD’ til at fremtidige metoder for økt utvinning skal evalueres på dette stadium. Evalueringene bør inkludere plan for nødvendige studier og datainnsamling, sant sannsynliggjøre gjennomførbarhet med en EOR-basert utbyggingskonsept. 6. Justering av hva de ulike feltenhetene skal rapportere i de årlige statusrapportene som Data som skal deles må være så detaljerte at de virkelig har relevans. Erfaringer og konklusjoner fra prosjekter som ikke lot seg gjennomføre eller ikke oppnådde ønsket målsetting har også stor informativ verdi. Tiltaket bør organiseres i regi av Oljedirektoratet og/eller FORCE, og samordnes med pågående arbeid i FORCE, KonKraft og OG21. Tiltaket er i tråd med anbefalingene i ref. 1 (‘Åm rapporten’). Utvalget ser spesielt behov for forbedret samarbeid mellom industrien og oljeserviceselskap og leverandørindustrien, særlig innenfor logistikk-området. Grunnen er at en god del EOR-anvendelser har nå kommet til feltdemonstrasjonsstadium og felttester trenger å bli utviklet. Per i dag er oljeserviceselskap ikke inkludert i de samarbeidsarenaer FORCE, PETROMAKS og DEMO2000. Ved å utvikle disse samarbeidsarenaer beredes grunnen for tverrfaglige samarbeidet som er nødvendig i feltdemonstrasjonsstadium. Tiltaket er i tråd med anbefalingene i ref. 1 (‘Åm rapporten’). For å få ut potensialet i EOR, må EOR-tiltak vurderes som en integrert del av en feltutvikling. Operatører vil være nødt til å bli enda tydeligere på å inkludere EOR-tiltak i tidlig-fasen. Tiltaket er ikke i samsvar med anbefalingene i ref. 1 (‘Åm rapporten’), hvor en revidert PUD seinere i feltets levetid ble forslått. EOR-ekspertgruppen foretrekker tidligere vurderinger av EOR-tiltak. Mindre konsekvenser, med unntak av bedre dokumentering av eventuelle avvik og dermed forklaring til eventuelle avvik i EOR-tiltak. Operatør: ■ Stille ressurser og kompetanse til disposisjon ■ Villighet til å dele erfaringer og resultater samt forskningsresultater Myndigheter: ■ Økte bevilgninger Industri: ■ Bidra og delta i samarbeidsorganer Akademia: ■ Flere oppdrag og prosjekter. Operatør: ■ Anskaffe eller benytte EOR-spesialister til vurderinger ■ Økt krav til dokumentasjon og analyser Myndigheter: ■ Sørge for kvalifiserte vurderinger av EORvurderingene Akademia og Industri: ■ Flere oppdrag ■ Styrking av kompetanse. Operatør: ■ Mer strukturert dokumentasjon Myndigheter: 36 7. sendes til Oljedirektoratet. Som et tillegg til gjeldende veiledning foreslår vi at operatørene bes å innberette eventuelle avvik fra planer presentert året før, samt konkretisere planlagte tiltak i forhold til hva planlagte beslutninger og implementering krever av studier og datainnsamling. Igangsettelse av studier og forskningsarbeid rettet mot: ■ utvikling av metoder og teknologi for deteksjon og behandling av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier i produsert vann. ■ Miljøeffekter av utslipp av tilbakeproduserte EOR-kjemikalier i produsert vann. 8. Igangsettelse av en helhetlig vurdering med sikte på miljø- og ressursforvaltningsmessige totalkonsekvenser av den nåværende utslippsfilosofien. Tiltaket bør også inkludere en helhetlig vurdering av forskjellige vanninjeksjonsstrategier (produsert-vanninjeksjon eller sjøvannsinjeksjon). 9. Nærmere vurderinger av områdeløsninger. Det bør igangsettes studier for å undersøke om det kan finnes eller utvikles tekniske og økonomiske konsepter basert på fartøyer som kan virke som offshore EOR-serviceog/eller forsyningsskip. ■ Igangsetting av studier og forsøksprogrammer som bedre kan danne grunnlag for vurdering av miljøeffekter og tiltak for håndtering av tilbakeprodusert vann. Tiltaket bør organiseres i samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 som foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Utlysning av egne støtteordninger til utvikling av metoder gjennom disse fora. Igangsetting av studier og forsøksprogrammer som bedre kan danne grunnlag for vurdering av bruk og utslipp av EOR-kjemikalier. Dette bør organiseres gjennom etablerte organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE). For å danne et helhetlig perspektiv fra myndighetssiden anses det som påkrevet med samarbeid mellom Oljedirektoratet, Olje- og Energidepartementet, Petroleumstilsynet og Klima- og forurensningsdirektoratet. Tiltaket er i tråd med anbefalingene i ref. 1 (‘Åm rapporten’). Studiene bør inkludere tekniske utfordringer og gap og hvordan disse kan løses, samt lønnsomhetsbetraktninger og evalueringer av standarder/regelverk ved slike fartøy. Tiltaket bør organiseres i tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 som foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Arbeidet bør også samordnes med pågående arbeid i etablerte organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, Sørge for kvalifiserte vurderinger. Operatør: ■ Stille ressurser og kompetanse til disposisjon Myndigheter: ■ Samarbeid og tverrfaglige ressurser stilles til disposisjon ■ Bevilgninger til egne studier og forskningsprogram Industri: ■ Økt verdiskapning og grunnlag for utvikling av teknologi Akademia: ■ Flere forskningsprosjekter. Myndigheter: ■ Samarbeid og tverrfaglige ressurser stilles til disposisjon. Operatør: ■ Bidra med krav og spesifikasjoner til utstyr, prosesser og kjemikalier Myndigheter: ■ Bevilgninger til egne program for utredninger Industri: ■ Bidra med kompetanse og teknologi ■ Vil gi grunnlag for ny teknologiutvikling Akademia: ■ Forskningsprosjekter og 37 10. Gjøre vurderinger om mulige kostnadsreduksjoner til EOR-kjemikalier og eventuelle andre forretningspotensialer til råvarer eller mellomprodukter i EORapplikasjoner. 11. Initier et tidsbegrenset program med direkte støtte til EOR-prosjekter som fyller gitte kriterier. Formålet med programmet må være å fungere som katalysator for å utløse det verdipotensialet som ligger i EOR på norsk sokkel. Kostnader og risikoer relatert til EOR-tiltak skal reduseres ved å få en større mengde med felterfaringer som kan benyttes på tvers mellom ulike lisensgrupperinger. FORCE). Tiltaket er i tråd med anbefalingene i ref. 1 (‘Åm rapporten’). Dette kan åpne for grobunn for utvikling av annen industri og investeringer. Tiltaket bør organiseres i tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE, PETROMAKS og DEMO2000 som foreslått i kapittel 3a ville være passende fora. Arbeidet bør også samordnes med pågående arbeid i etablerte organer (Forskningsrådet, PETROMAKS, FORCE). Formålet er å redusere usikkerhet knyttet til inntektssiden i EORprosjekter. Ved å sette i gang pionerprosjekter, kan usikkerheten reduseres for industrien som helhet. Kriteriene bør utarbeides i tett samarbeid med leverandør- og serviceindustrien; utvidede FORCE som foreslått i kapittel 3a ville være et passende forum. Det bør fokuseres på teknologi som kan ha stor strategisk verdi for norsk sokkel og kriteriene bør inkludere en “fasttrack” tidsplan, at data fra prosjektet må ha relevans for andre felt, og at data fra prosjektet vil bli frigitt til andre felt med tilsvarende problemstillinger. Selve praktiske testprogrammet bør organiseres under utvidende DEMO2000 program som foreslått i kapittel 3a. Finansiering av programmet skal forankres med myndighetene; Oljeog Energidepartementet og eventuelt Finansdepartementet. Det anbefales at det opprettes en arbeidsgruppe med representanter fra de ulike departementer for å utarbeide finansieringsstruktur. In denne prosessen skal det vurderes hvordan det norske og europeiske regelverket kan tilrettelegge en slags program. Tiltaket er i tråd med anbefalingene i ref. 1 (‘Åm rapporten’), men EORekspertgruppen foretrekker et begrenset felttestingsprogram framfor skatteinsentiver. teknologiutvikling. Operatør: ■ Bidra med krav og spesifikasjoner til utstyr, prosesser og kjemikalier Myndigheter: ■ Bevilgninger til egne program for utredninger Industri: ■ Bidra med kompetanse og teknologi ■ Vil gi grunnlag for ny teknologiutvikling ■ Grunnlag for ny industri Akademia: ■ Forskningsprosjekter og teknologiutvikling. Operatør: ■ Stor reduksjon i finansiell risiko ved implementering ■ Stor betydning for fremtidig satsing på EOR-tiltak Myndigheter: ■ Tidsbegrenset omprioritering og/eller omfordeling av midler til eksisterende støtteordninger, eventuelt økte bevilgninger Industri: ■ Økt verdiskapning ■ Grunnlag for utvikling og leveranse av ny teknologi Akademia: ■ Flere forskningsprosjekter. 38 Forkortelser CAPEX Capital Expenditure. Kapitalutgifter; total investeringskostnad. CO2 Karbondioksid. I gassform ved atmosfæriske betingelser. DG0 Decision Gate 0. Steg i et prosjekts beslutningsprosess hvor lønnsomhet av et konsept blir vurdert. DG1 Decision Gate 1. Steg i et prosjekts beslutningsprosess hvor gjennomførbarhet blir vurdert. EOR Enhanced Oil Recovery. Avanserte utvinningsmetoder. FAWAG Foam Assisted Water Alternating Gas. EOR-prosess hvor skum tilsettes en WAG/SWAG prosess. FORCE FOrum for Reservoir Characterisation, reservoir engineering and Exploration technology cooperation. Norsk samarbeidsforum. FPSO Floating Storage, Production and Offloading vessel. Produksjonsskip med både produksjonsog lagringskapasiteter. HMS Helse, Miljø og Sikkerhet. IO Integrerte Operasjoner. Bruk av sanntidsdata og ny teknologi innen informasjons- og kommunikasjonsteknologi for å forbedre effektivitet i arbeidsprosesser og oljeutvinning. IOR Improved Oil Recovery. Økt oljeutvinning. JCR Joint Chalk Research. Norsk forskningsprogram. KonKraft KonkurranseKraft på norsk sokkel. Samarbeidsarena for Landsorganisasjonen i Norge (LO), Norsk Industri, Norges Rederiforbund og Norsk Olje og Gass. LNG Liquefied Natural Gas. Naturgass som er gjort flytende ved nedkjøling. MEOR Microbial Enhanced Oil Recovery. Metode for økt utvinning med hjelp av bakterier. OED Olje- og Energidepartementet. OG21 Olje og Gass i det 21. århundre. Initiativ av Olje- og Energidepartementet med formål til å utvikle en nasjonal teknologistrategi som skal sikre en effektiv og miljøvennlig verdiskaping fra norske olje- og gassressurser. OPEX Operating Expenditure. Driftsutgifter; årlige operasjonelle kostnader. PASF Polymer-Assistert Surfaktant Flømming. EOR-prosess. PUD Plan for Utbygging og Drift. RUTH Reservoir Utilization through advanced Technological Help. Norsk forskningsprogram. SDØE Statens Direkte Økonomiske Engasjement. Statens direkte eierandel i felt (gjennom Petoro). SPOR Statlig Program for Økt utvinning og Reservoarteknikk. Norsk forskningsprogram. SWAG Simultaneous Water Alternating Gas. EOR-prosess med injeksjon av vann og gass samtidig i samme brønn. WAG Water Alternating Gas. EOR-prosess med injeksjon av vann og gass vekselvis i samme brønn. 4D Fire-dimensjonal. Brukt i forbindelse med seismikk; når seismisk (tre-dimensjonal) kartlegging blir gjentatt seinere i tid for å se på endringer i reservoaret. Den fjerde dimensjonen er tiden. 39 Referanser 1 ‘Økt utvinning på norsk kontinentalsokkel – En rapport fra utvinningsutvalget’. Olje- og Energidepartementet. K. Åm et al., 2010. Link til rapport. 2 ‘En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten’. Melding til Stortinget 28 (2010-2011). Tilråding fra Olje- og Energidepartementet, 24. juni 2011. Link til rapport. 3 ‘Fakta 2012 – Norsk petroleumsvirksomhet’. Olje- og Energidepartementet & Oljedirektoratet, mars 2012. Link til rapport. 4 ‘Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel – 2011’. Oljedirektoratet, september 2011. Link til rapport. 5 ‘Ressursregnskapet per 31.12.1993’. Oljedirektoratet, desember 1993. Artikkel på NPD.no. Link til artikkel. 6 ‘IOR and EOR: Effective communication requires a definition of terms’. G.J. Stosur, J.R. Hite, N.F. Carnahan and K. Miller, Journal of Petroleum Technology, juni 2003. Link til artikkel. 7 ‘World Energy Outlook 2008’. International Energy Agency, 2008. 8 ‘Norway’s technology strategy for the 21 century’. Strategy document. OG21 (‘Oil and gas in the 21 century’), desember 2012. Link til rapport. 9 ‘EOR Enhanced Oil Recovery worldwide’, SBI Energy, april 2010. 10 ‘First Polymer Injection in Deep Offshore Field Angola: Recent Advances on Dalia/Camelia Field Case’. Morel et al., Total. Society of Petroleum Engineers artikkel nr. 135735. Presentert på SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, 2010. 11 ‘LoSal EOR into the Clair Ridge Project – Laboratory to Day One Field Implementation’. E. Robbana et al., BP. Foredrag på DEVEX European Production and Development Konferanse 9.-10. mai 2012, Aberdeen, Scotland, UK. Link til presentasjon. 12 ‘BP Technology Boosts Oil Recovery Adding To Potential Energy Supplies’. Pressemelding British Science Festival, 6. september 2012. BP.com. Link til pressemelding. 13 ‘Designer Technologies’, Artikkel på BP.com, 2013. Link til artikkel. 14 ‘Offshore field experience with BrightWater ’. N. Lugo, Chevron. Foredrag på FORCE (‘Forum for Reservoir Characterisation, Reservoir Engineering and Exploration’) seminar ‘Water-based EOR diversion techniques’, Stavanger, Norway, 20. januar 2010. Link til presentasjon. 15 ‘Field Application of a New In-Depth Waterflood Conformance Improvement Tool’. J. Pritchett et al., PT Caltex Pacific Indonesia. Society of Petroleum Engineers artikkel nr. 84897. Presentert på SPE Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific, 20-21 oktober 2003, Kuala Lumpur, Malaysia. 16 ‘CO2 Storage Atlas Norwegian Sea’, Oljedirektoratet, 25. januar 2013. Link til rapport. 17 ‘CO2 rapport - mulighetsstudie for prosjekter med CO2-injeksjon for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel’. Oljedirektoratet, april 2005. Link til rapport. 18 http://force.org. 19 ‘Status of Foam Applications in North Sea Reservoir’. M.G. Aarra and A. Skauge. Foredrag fra 21 Annual International Energy Agency Workshop and Symposium, Edinburgh, Scotland, U.K., 19.-22. september 2000. 20 ‘Foam-assisted injection trials could spread to other North Sea fields. N. Terdre. Artikkel på offshore-mag.com, 2001. Link til artikkel. 21 ‘A microbial EOR pilot in the Gullfaks field’. R. Instefjord et al., Statoilhydro (nå Statoil). Foredrag fra SPE section Bergen seminar 2008, Bergen, Norway. Link til presentasjon. 22 ‘Bytter bakterier mot oljefelt’, S. Tjelta, Dagens Næringsliv. Artikkel på Dn.no, 22. juni 2008. Link til artikkel. 23 ‘Improving Recovery by Waterdiversion – Snorre’. K. Skrettingland. Presentert på 3. Business Opportunities and Challenges in Mature Fields konferanse, Norsk Petroleumsforening, 16. april 2013, Stavanger. 24 ‘Energy and environment – more from existing fields – prudent resource management’, S. Espedal Kindem. Presentert på ONS 2013, 19.-21. August 2013, Stavanger. 25 ‘Vil ha ut mer olje med nytt forskningssenter’, T. Sundslisæter, Teknisk Ukeblad. Artikkel på Tu.no, 24. september 2012. Link til artikkel. 26 ‘Brage’. Oljedirektoratet. Artikkel på Npd.no, 12. april 2014. Link til artikkel. 27 ‘Brage Field, North Sea, Norway’, Offshore technology. Artikkel på Offshore-technology.com. Link til artikkel. st st ® TM st 40 28 ‘Offshore Polymer/LPS Injectivity Test with Focus on Operational Feasibility and Near Wellbore Response in a Heidrun Injector’, O.M. Selle. Abstrakt sendt inn for presentasjon på Annual Technical Conference and Exhibition – Society of Petroleum Engineers, 30. september – 2. oktober 2013, New Orleans (LA), USA. 29 ‘PETROMAKS: Optimal Management of Petroleum Resources’, artikkel på Forskningradet.no, 2005. Link til artikkel. 30 ‘DEMO2000’, artikkel på Forskningradet.no, 2004. Link til artikkel. 31 ‘Reservoir Management’. J. Bydgevoll. Foredrag Petroleum Policy and Management 5 Expert Visit and Training – Coordinating Committee for Geoscience Programmes in East and Southeast Asia (CCOP), 7.-10. februar 2006, Manilla, Philippines. Link til presentasjon. 32 ’Diskos’, artikkel på Npd.no. Link til artikkel. 33 http://www.og21.no. 34 ‘Plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum (PAD).’ Veiledning fra Oljedirektoratet publisert på Npd.no, februar 2010. Link til veiledning. 35 ‘Annual status report for fields in production.’ Veiledning fra Oljedirektoratet publisert på Npd.no, rev. september 2012. Link til veiledning. 36 ‘Assessment of Environmental Impact from EOR Chemicals for the Norwegian Continental Shelf’. K. Spildo et al., Technical Committee of Improved Oil & Gas Recovery Network in FORCE (‘Forum for Reservoir Characterisation, Reservoir Engineering and Exploration’). 37 ‘Risikonivå i petroleumsvirksomheten Norsk sokkel 2011, rev. 2’. Petroleumstilsynet, 2012. Link til rapport. 38 ‘Produksjonsutviklingen på norsk sokkel’, KonKraft rapport 2, 2007. Link til rapport. 39 ‘Statoil Puts $10 Billion U.K. Investment Plan on Hold After Tax Increase’, M. Stigset, Bloomberg. Artikkel publisert på Bloomberg.com, 29. Mars 2011. Link til artikkel. 40 ‘Economic Report 2012’, Oil & Gas UK, 2012. Link til rapport. 41 ‘Statoil To Invest GBP 18 Billion In North Sea Mariner-Bressay Fields’, K.M. Hovland, Dow Jones & Company, Inc. Artikkel publisert på Capital.gr, 07. juni 2012. Link til artikkel. 42 ‘Mariner field opens new chapter in UK oil and gas development’, UK Department of Energy & Climate Change, 15. februar 2013. Artikkel på Gov.uk. Link til artikkel. 43 ‘Oil and gas: taxation’ UK Department of Energy and Climate Change, 30. Desember 2012. Artikkel på Gov.uk. Link til artikkel. 44 ‘Skattlegging av petroleumsvirksomhet’ Finansdepartementet, 20. juni 2000. Norges Offentlige Utredninger (NOU) 2000:18. Link til dokument. 45 ‘Petroleum Taxation: Experience and Issues’, P. Osmundsen and K. Løvås. Universitet i Stavanger, 9. april 2009. Link til artikkel. th 41
© Copyright 2024