Frøy – nok en gang

Seks års produksjon var langt fra tilstrekkelig for å tømme feltet. Med høyere oljepris, bedre geologisk forståelse og en fleksibel utbygningsplan, skal resten av den bevegelige oljen produseres.

Oljefeltet Frøy ligger omtrent midt i smørøyet. Eller rettere sagt, feltet ligger midt inne i en rik olje- og gassprovins. I nordvest ligger for eksempel det nå nedstengte gassfeltet Frigg, og i sørvest ligger gassfeltet Heimdal og oljefeltene Alvheim og Jotun. I tillegg er det gjort en rekke små funn i området. Flere av disse vil ikke være lønnsomme å bygge ut på egen hånd. Det samme kan gjelde flere lovende prospekter like i nærheten som vil bli undersøkt i årene som kommer.

Det norskes kongstanke er at den planlagte produksjonsplattformen på Frøy blir et senter (“hub”) for andre felt. Det betyr at feltinvesteringen på sikt kan bli svært lønnsom.

Men først må Frøy bygges ut – enda en gang – med utgangspunkt i egen styrke. Det er den historien vi her skal fortelle.

Begynnelsen – og slutten – og begynnelsen

Historien om Frøy startet i 1987, for mer enn 20 år siden. Det franske oljeselskapet Elf, som på den tiden også var operatør for gassfeltene Frigg og Heimdal, boret undersøkelsesbrønnen 25/5-1 på Heimdalterassen som ligger på østsiden av Vikinggrabenen. To og en halv måned senere erklærte selskapet at de hadde gjort et oljefunn 3000 m under havoverflaten. Produksjonstesten – 2500 fat per dag – viste at to sandsteinslag som ble avsatt midt i jura, Huginformasjonen og Sleipnerformasjonen, hadde overveiende gode reservoaregenskaper.

Som en kuriositet kan det nevnes at det allerede i 1977 ble boret en brønn (25/2-6) like nord for feltet som bommet på reservoaret med mindre enn 300 meter. Men selv om brønnen var tørr, kommer dataene fra feltet til nytte. For en reservoargeolog er det nemlig viktig å utnytte all brønninformasjon fordi det er så få brønner.

Etter å ha boret to avgrensningsbrønner, ble det tatt en beslutning om å bygge ut feltet. Produksjonen startet i 1995, men den ble avsluttet allerede i 2001, etter bare seks år. Pproduksjonen hadde da vært raskt synkende helt siden toppåret 1996 da gjennomsnittsproduksjonen var 30,000 fat per dag.

Samtidig med at Elf avsluttet produksjonen på Frøy, diskuterte myndighetene rammebetingelsene på norsk sokkel. Det ble gjort for få funn, leteaktiviteten var for liten, og de store selskapene trakk seg ut, én for én. Noe måtte derfor gjøres, og i 2003 ble systemet med “Tildeling i forhåndsdefinerte områder” (TFO) påbegynt. Samtidig ble skattereglene på norsk sokkel endret slik at også selskaper som ikke har produksjon kan få fradrag for leteutgifter.

Dette er den enkle forklaringen på det store mangfoldet av oljeselskaper vi nå har på norsk sokkel. Ett av de nye selskapene er Det norske, en sammenslåing av “oljemyggen” Pertra og de norske lisensene som DNO tidligere satt på. I TFO 2005 søkte Pertra om lisens på deler av blokkene 25/2, 3, 5 og 6 hvor Frøy ligger. Hensikten var å vurdere om oljefeltet kunne bli satt i produksjon på nytt, og i desember samme år ble Pertra, nå Det norske, tildelt lisensen.

Olje- og energidepartementet satte strenge betingelser. Lisensdeltakerne måtte samle inn minst 100 km2 seismikk over feltet og for øvrig kjøpe all 3D seismikk over det øvrige arealet. Videre krevde myndighetene at det skulle tas en beslutning om videreføring innen to år, samt at det var nødvendig å utarbeide en Plan for utbygging og drift (PUD) i løpet av tre år. Hvis ikke, måtte lisensen leveres tilbake.

Det norske har oppfylt alle forpliktelsene i lisensen, og mer til, og tidligere i høst – i god tid før treårsfristen løp ut – ble en godt gjennomarbeidet PUD levert.

Dristig beslutning

PUD er levert, og Tor-Ole Jøssund i Det norske kan – enn så lenge – lene seg litt tilbake og ta en pust i bakken. I tre samfulle år har han levd med Frøy. Det resulterte i en stor og omfattende rapport som bl.a. innbefattet tolkning av flere 3D seismiske datasett, en nøyaktig geologisk beskrivelse av reservoaret, utvikling av en reservoarmodell, en detaljert vurdering av oljeressursene, samt en gjennomtenkt plan for hvordan reservoaret skal produseres. Alt dette er informasjon som er nødvendig for at ingeniørene som jobber med installasjonene skal ha et godt beslutningsgrunnlag når utbyggingen planlegges.

– Vi har gjort et grundig arbeid gjennom disse tre årene, og med et stadig økende tilfang av data har vi gått gjennom fire forskjellige generasjoner av forståelse, forteller Tor-Ole Jøssund, geolog med bakgrunn fra NTH hvor han ble ferdig i 1993.

– Prosessen frem mot PUD ble planlagt som en hurtig prosess hvor vi valgte å jobbe parallelt med undergrunnen og evalueringen av ulike utbyggingskonsept. Denne generasjonstilnærmingen av geomodellen ble valgt for at viktige beslutninger hele tiden skulle være basert på best mulig oppdatert informasjon.

– Helt til å begynne med, rett etter tildelingen, gjorde vi en enkel tolkning basert på gamle data. På den måten fikk vi frem et forenklet geologisk kart over strukturen og innsikt i reservoaregenskapene. Tidlig i 2006 forelå dermed en 1. generasjonen i forståelse, sier Tor-Ole.

– Etter hvert som vi fikk hånd om brønndataene, kunne vi begynne med faciesmodellering og reservoarsimulering og endte opp med det vi kaller 2. generasjonsforståelse. Her inngikk også en ny evaluering av de petrofysiske dataene.

– Det store fremskrittet kom etter at vi hadde fått tilgang til den nye 3D-surveyen vi hadde samlet inn, samt foretatt en ny faciesmodellering basert på tolkning av 1,6 km med kjerner, dipmeterdata og detaljerte biostratigrafiske analyser. Erfaringer fra tilpassing av historisk produksjon av denne 3. generasjons geologiske modellen, ble behovet for ytterligere en generasjon synliggjort. Det er denne 4. generasjonsforståelsen som ble lagt grunn for PUD. Nå er vi inne i 5. generasjon, og den vil vi fortsette med fremover når vi skal planlegge brønnene. Denne vil senere bli oppdatert basert på bl.a. produksjonsdata når disse kommer.

Vi forstår at det er et omfattende geologisk arbeid som ligger bak beslutningen om å starte produksjon på Frøy. Likevel, vi kan ikke forlate tanken på at det er dristig å starte produksjonen på et felt som andre har gitt opp. Her trengs en forklaring.

PUD

PUD er en Plan for utbygging og drift av et oljeselskap. Det er regjeringen som bestemmer om det skal gis tillatelse til utbygging av et olje- eller gassfunn, og PUD-en utarbeides av operatøren som et beslutningsgrunnlag.

Tor-Ole Jøssund har vært ansatt som geolog i Det norske i tre år. Tor-Ole har bred erfaring med bakgrunn bl.a. som mudlogger og flere år i Norsk Hydro og Statoil. I Statoil har han vært med i prosessen fra PUD til produksjon i tillegg til arbeid relatert til IOR (Improved Oil Recovery), noe som helt sikkert kommer godt med når Frøy nå skal bygges ut. Her blar han i PUD-dokumentet for Frøy som ble levert myndighetene tidligere i høst. Foto: Halfdan Carstens

Tor-Ole Jøssund har vært ansatt som geolog i Det norske i tre år. Tor-Ole har bred erfaring med bakgrunn bl.a. som mudlogger og flere år i Norsk Hydro og Statoil. I Statoil har han vært med i prosessen fra PUD til produksjon i tillegg til arbeid relatert til IOR (Improved Oil Recovery), noe som helt sikkert kommer godt med når Frøy nå skal bygges ut. Her blar han i PUD-dokumentet for Frøy som ble levert myndighetene tidligere i høst.
Foto: Halfdan Carstens

Gammelt felt – ny kunnskap

Elf ga opp etter å ha produsert bare 5,6 millioner m3 (35 millioner fat) av oljen i feltet. Det betyr at det er mye igjen. I følge beregninger som Det norske har gjort, var de opprinnelige oljemengdene i feltet 34 millioner m3 (215 millioner fat). Det gir en utvinningsfaktor på kun 18 % for den oljen som Elf produserte. I dag er et så lavt tall nærmest uhørt for mange felt. Til sammenligning nærmer utvinningsprosenten på Statfjord seg over 70 %, og Oljedirektoratet har satt som mål at utvinningsgraden på norsk sokkel bør bli mer enn 50 % i snitt.

– Det var flere grunner til at Elf stengte feltet, og lav oljepris på den tiden var selvsagt en viktig faktor da problemene tårnet seg opp og produksjonen avtok fort, forklarer Tor-Ole.

– Vi må likevel ikke legge skjul på at reservoaret i Frøy representerer en stor utfordring, og Elf opplevde at de veldig raskt begynte å produsere mye vann sammen med oljen. Hovedårsaken var nok at reservoaret var mer komplekst og lagdelt enn det man først hadde sett for seg. I tillegg hadde de mange operasjonelle problemer slik at flere av produksjons- og injeksjonsbrønnene ble stengt alt for tidlig. Mangelen på en boreinnretning førte til at de hadde liten fleksibilitet til å bore sidesteg.

Elfs problemer skremmer likevel ikke vannet av geologene og ingeniørene i Det norske. De har en ukuelig tro på at dette skal gå bra. Årsaken er at de er svært godt forberedt. De har studert Elfs operasjoner nøye. De kjenner problemene.

– Når oljeselskapene leverer en PUD, inngår alle data som er skaffet til veie under leting og avgrensning av funnet, både brønndata og seismikk. Men før produksjonen kommer i gang, foreligger det selvsagt lite kunnskap om reservoarets produksjonsegenskaper. De har ingen erfaring å støtte seg til. Det beste operatøren kan gjøre er å foreta detaljerte geologiske beskrivelser, gjøre seg opp en mening om hvordan reservoaret ser ut i minste detalj, og deretter foreta en simulering av produksjonen ved hjelp av avanserte dataprogrammer, forklarer Tor-Ole.

– På Frøy har vi imidlertid den fordelen at vi har historiske data om produksjonen til å hjelpe oss med. Få utbygginger av nye felt kan skilte med et så godt datagrunnlag som det vi har. Det har vi selvsagt utnyttet maksimalt.

Tor-Ole legger likevel ikke skjul på at det venter mange utfordringer underveis. Alt annet ville være naivt.

– Den største usikkerheten er knyttet til restoljemetningen. Vi har regnet med at den ubevegelige oljen utgjør ca. 20 % av de totale oljemengdene. Pessimistene tror det kan være bortimot 40 %, og antyder at dette er forklaringen på at Elf ikke produserte mer enn de faktisk gjorde. I én av brønnene har vi truffet på en såkalt asfaltmatte som kan representere en strømningsbarriere. Er det flere av dem, kan det gi redusert produksjon. Flere studier som vi har gjort, gjør at vi likevel betrakter risikoen som liten.

– En annen usikkerhet er at reservoaret har ligget urørt i mer enn ti år når vi starter produksjonen. I hvilken grad det har påvirket reservoaregenskapene, vet vi ikke.

Tor-Ole presiserer at de mener de har kontroll på reservoaret etter tre års svært detaljerte studier av både seismikk og hele 17 brønnspor med bl.a. 1600 m med kjerner. Likevel kan man selvsagt ikke være helt sikker. Ingeniørene i Det norske er derfor forberedt på overraskelser.

– Elf hadde problemer, så det vil vi også få. Vi har imidlertid tatt høyde for slikt, og har derfor valgt en utbygningsløsning som gir oss høy grad av fleksibilitet. Bl.a. vil boreinnretningen gjøre oss i stand til å bore nye brønner og sidesteg, hvis behovet skulle dukke opp.

– Vi tror vi kan ta ut minst 8,7 millioner m3 (54 millioner fat), kanskje mer, men det avhenger bl.a. av hvor lenge produksjonen er lønnsom. Klarer vi målet, gir det en utvinningsfaktor for oss på 25 %, og drøyt 40 % totalt gjennom feltets levetid, sier Tor-Ole.

Men det kan også bli mer. Det avhenger bl.a. av om det finnes tilleggsressurser i ytterkant av feltet. Kartleggingen kan antyde at så er tilfelle. Men det er bare en brønn som kan bekrefte det, og den vil bli boret når feltet er bygget ut og produksjonen i gang.

8 for olje – 6 for trykket

I alt 14 brønner er planlagt boret på Frøy. Til sammen 8 av dem skal drenere reservoaret (produksjonsbrønner) mens 6 brønner skal benyttes til å injisere gass og vann (injeksjonsbrønner). Hensikten er å opprettholde trykket i reservoaret for på den måten å produsere mest mulig olje. Det vil være minst to ekstra brønnslisser som gir fleksibilitet til å bore ytterligere brønner hvis behov.

– Mange vil tro at de aller siste høyteknologiske nyvinningene, for eksempel multilaterale brønner, er noe av grunnlaget for at vi nå går på denne utbyggingen. Det er imidlertid langt fra riktig. Sannheten er at vi i stedet velger gamle, gode løsninger, så alle brønnene er bortimot vertikale. I vårt tilfelle er det faktisk det som fungerer best.

Å maksimere produksjonen gjennom forskjellige tiltak (“improved oil recovery”) er en del av planen. Ett av disse er å injisere både gass- og enorme mengder vann samtidig (SWAG). Dette kan gi 10 % bedre utvinning. All gassen som produseres, vil derfor sendes tilbake til reservoaret og gå med til å øke utvinningen av olje.

Per i dag er planen at brønnene på feltet skal bores sommeren 2012 og settes umiddelbart i produksjon, slik at produksjonen kan starte høsten 2012.

Om å satse på rett tid

Frøy er det andre feltet på norsk sokkel som bygges ut etter at det har blitt nedstengt. Yme (i Egersundbassenget) var det første, og flere kommer det sannsynligvis til å bli. Når, og hvilke felt, avhenger av bl.a. av oljepris, teknologi, og – ikke minst – at det finnes dristige selskaper som tør å satse der andre har gitt opp.

Frøy – seiglivet dame

Frøy ble funnet av Elf med brønn 25/5-1 i 1987 og satt i drift i 1995. Etter bare seks års produksjon ble feltet stengt i 2001. Da var det tatt ut 5,6 millioner m3 olje (35 millioner fat) og 1,6 milliarder m3 gass. Nye beregninger viser at det kan være mulig å ta ut ytterligere 8,7 millioner m3 (54 millioner fat). Nå har Det norske lagt frem konkrete planer om å produsere feltet for andre gang.

711x474_frøy3

 

Det viktigste fra de siste dagene

PGS to collect plastic

Sjødeponi bedre enn landdeponi

Kan ikke sprenges bort


geo365 Nyhetsbrev



0 Comments