Festdag. Den 24. desember 2016 var "landteamet" for Ivar Aasen-feltet samlet i operasjonsrommet på Aker BPs trondheimskontor. Kl. 09.00 stod jubelen i taket. De første dråpene med olje strømmet opp fra reservoaret på omtrent 2400 meters dyp. Da var det gått knappe ni år siden funnet ble gjort med brønn 16/1-9. Foto: Aker BP

“Alt skal vekk”

Ivar Aasen-feltet har produsert i ett år. Overraskelser er en del av hverdagen.

For drøyt ett år siden, den 24. desember 2016, stod jubelen i taket. Presis kl. 09.00 startet produksjonen på det Aker BP-opererte feltet Ivar Aasen i Nordsjøen. Så til tross for at det var selveste julaften, var operasjonsrommet på kontoret i Trondheim smekkfullt. Det var mange som ville være med og dele gleden.

Ivar Aasen-feltet ligger tett opptil flere andre oljefelt, og i lisensen ligger, i tillegg til West Cable og Hanz, flere strukturer som forventes å inneholde tilleggsreserver. Flere av disse kan bli undersøkt med letebrønner fra feltinstallasjonen.
Kartografi: GeoPlayground

Det hadde gått fire år siden plan for utbygging og drift (PUD) var levert, og ledelsen kunne denne dagen slå seg på brystet over at utbyggingen ble levert innenfor budsjett og til rett tid. Ett år senere er det fortsatt bare smil å se.

Tor-Ole Jøssund leder undergrunnsarbeidet. Teamet hans teller 10-12 personer. Dertil er det egne team for boring og drift.
Foto: Halfdan Carstens

– Det ser lyst ut. Det meste går etter planen, produksjonen har vært stabil, og reservoarene holder stort sett det de har lovet, fremholder Tor-Ole Jøssund, geologen som leder undergrunnsarbeidet på feltet. På stammespråket tituleres han Subsurface Manager.

Hver eneste dag strømmer 60 000 fat olje opp. Med 500 kroner per fat utgjør dette en daglig bruttoinntekt til lisensen på ca. 30 millioner kroner. Det er bra for operatøren og alle partnerne. Etter hvert som feltet blir nedbetalt, vil det meste av inntektene havne i statskassens lommer. Det er bra for det norske samfunnet.

Ivar Aasen-feltet

Oljefeltet Ivar Aasen med satellittene West Cable og Hanz ligger i overgangen mellom Utsirahøyden og Gudrunterrassen. Feltet ligger et par-tre km nord for Edvard Grieg-feltet og rett nordvest for Johan Sverdrup. Utbyggingen omfatter en frittstående produksjons- og boliginnretning med stålunderstel, mens boring og komplettering utføres av en separat, oppjekkbar rigg. Innretningen har ekstra slisser for mulige tilleggsbrønner. Det er også tilrettelagt for tilkobling av en havbunnsramme for utbyggingen av Hanz, og for mulig utbygging av andre nærliggende funn. Første trinn i prosesseringen av oljen skjer på Ivar Aasen, og de delvis prosesserte væskene transporteres til Edvard Grieg-feltet for endelig prosessering og eksport. (kilde: norskpetroleum.no)

God planlegging

I PUD-en (Plan for Utbygging og Drift) fra 2012 ble reservene i feltet anslått til 148 millioner fat o.e (115 mill. fat olje og 33 mill. fat o.e. gass). Til regnestykket hører med at Aker BP benyttet en gjennomsnittlig utvinningsfaktor for selve Ivar Aasen-reservoarene på 39 prosent.

Ved oppstart var reservene økt til 204 millioner fat o.e (inklusive Hanz). Det aller meste er olje, mens små mengder gass ligger i en tynn kappe på toppen av feltet.

– Med dagens prognose utvinner vi ca. 50 prosent av all tilstedeværende olje. Teoretisk sett skal det være mulig å presse ut 80 prosent. Men jeg er lite begeistret for å ha fokus på slike tall, for de viser ikke den kompleksiteten vi jobber med, sier Jøssund.

Han illustrerer poenget med ferske data fra feltet.

– Produksjonsbrønnene viser at Hugin- og Sleipnerformasjonene er mindre utbredt enn forventet. Disse skulle stå for om lag 70 prosent av Ivar Aasens reservegrunnlag, men bidrar nå med kun 40 prosent.

– Samtidig viser det seg at Skagerrakformasjonen er mye bedre enn det vi trodde på forhånd. Mengden porøs sandstein – det som gjerne benevnes «net to gross» – er høyere enn hva vi antok med utgangspunkt i avgrensningsbrønnene. I stedet for 30 prosent benytter vi nå 60 prosent. Men her også er det variasjoner over feltet. I vest er dette tallet hele 75 prosent, i øst bare 45 prosent.

Egentlig bør vi ikke bli overrasket over at slikt skjer. Feltet har et areal på ca. 40 km2, og reservoaringeniørenes modeller av feltet er basert på kunnskap fra noen få nålestikk. Nålene – altså avgrensningsbrønnene, og etter hvert de horisontale produksjonsbrønnene – har blitt plassert basert på seismiske data som ikke har stor nok oppløsning til å få med seg laterale og vertikale endringer i reservoarets geologi. Med til bildet hører også at både Sleipner- og Skagerrakformasjonen er fluviale systemer der sandsteinene – avsatt i forgreinete eller meandrerende kanaler – «kommer og går».

– Vi forventer overraskelser, og vi blir slett ikke overrasket over å bli overrasket, sier geologen filosofisk.

Kort oppsummert dekker Huginformasjonen et mindre areal enn det geologene opprinnelig trodde. Skagerrakformasjonen har derimot tykkere sandsteiner og bedre egenskaper enn det som lå til grunn for PUD. Sagt på en annen måte: Reservoarmodellen er endret.

– Det totale volumet blir derimot omtrent som vi forventet. Underveis har det imidlertid vært nødvendig å endre brønnmønsteret for at brønnene skal være optimalt plassert i forhold til den nye kunnskapen om reservoaret.

Likevel. Det er ingen grunn til å underslå at produksjonen av feltet så langt har vært en suksess.

– Vi tillegger det god og robust planlegging, sier Jøssund.

Utsterkningen av olje (grønn farge) og overliggende gasskappe (rød farge) på Ivar Aasen-feltet. De blå “rørene” viser horisontale produksjonsbrønner som alle er boret fra produksjonsplattformen.
Illustrasjon: Aker BP

Ligning med flere ukjente

Suksess, ja, men noen plasser knirker det litt. Alt går ikke etter planen. Det skulle bare mangle når undergrunnen spiller hovedrollen. Én av utfordringene er å opprettholde trykket i reservoaret. Det gjøres ved å pumpe vann til lagene under oljesonen. Vannet presser oljen inn i produksjonsbrønnene.

– Den største bekymringen vår er at reservoaret ikke tar imot nok vann i den østlige delen. Vi sier at kommunikasjonen i reservoaret er noe dårligere i dette området, noe som betyr at vannet ikke flyter fritt, men blir hindret av tette lag bestående av for eksempel skifer, forklarer Jøssund.

– Derfor skal vi i år bore 2 nye injektorer i øst. De vertikale injektorene vi tidligere har boret kommuniserer godt med produsentene, men injeksjonsvolumet er lavere enn det vi trenger for å opprettholde trykket. Vi planlegger derfor nå å legge én av de nye injektorene horisontalt i reservoaret. Vi har god erfaring med horisontale injektorer fra andre Aker BP-felt. I tillegg har partnerne våre også bidratt med tilsvarende kompetanse.

Noe av vannet som pumpes ned har kommet opp til plattformen sammen med oljen. Ved hjelp av separatorer blir vannet skilt og deretter injisert på nytt.

En annen utfordring er å ha et riktig forhold mellom olje og gass i den blandingen som sendes til prosessanlegget på Edvard Grieg-feltet. Der stilles det strenge krav til leveransene fra Ivar Aasen, og spesifikasjonene er klart definerte. Det nytter ikke å ukritisk sende fra seg det som kommer opp av bakken. For å få til en god blanding må geologer og ingeniører jobbe tett sammen.

– På toppen av oljen ligger en gasskappe. Når trykket faller, utvider kappen seg og oljebrønnene produserer for mye gass. Oppgaven vår er å produsere på en slik måte at vi kan levere etter de spesifikasjonene vi har blitt gitt gjennom hele livsløpet.

– Dette er et komplekst samspill mellom produsentene og injektorene hvor variasjoner i reservoaret må legges til grunn. Vi jobber hver dag med en ligning med mange ukjente, påpeker Jøssund.

Skjematisk framstilling av stratigrafien i Ivar Aasen-feltet. Overgangen mellom kritt og jura og et forvitringsprofil i trias gir gode reflektorer på topp og bunn av reservoaret.
Illustrasjon: Aker BP

Tverrsnitt gjennom Ivar Aasen-feltet. Legg spesielt merke til avgrensningsbrønn 16/1-2 som Esso boret i 1976. Den ble da klassifisert som tørr.
Illustrasjon: Aker BP

Finner lommer med 4D?

For Aker BP, men også for det norske samfunnet, er det om å gjøre å få mest mulig olje ut av Ivar Aasen-feltet. Det er forventninger om at alle involverte jobber for å maksimere utvinningsgraden slik at ekstra produksjon blir lønnsomt for alle parter.

Den oppgaven krever solide teoretiske kunnskaper, god forståelse av reservoaret, bruk av moderne teknologi, samt kontinuerlig planlegging i tråd med at mer data om feltet blir tilgjengelig for hver dag som går.

– Det er ikke plass for hvileskjær, kommenterer geologen.

4D-seismikk er ett viktig verktøy for å lære om hvilke deler av reservoaret som har blitt drenert. Ved å sammenligne data fra før produksjonen startet, med data samlet inn en stund inn i feltets levetid, er det mulig å se hvor det for eksempel ligger igjen lommer med olje. Hvis de er store nok, kan det være aktuelt å bore inn i dem for å få tak i den oljen.

– Målet vårt er at «alt skal vekk», avslutter Tor-Ole Jøssund.

Skissen indikerer hvordan et fluvialt reservoar ser ut i “fugleperspektiv”. Den beste sandsteinene er der hvor det er sterk gul farge, mens reservoaret er skifrig der fargen er grønn.
Illustrasjon: Aker BP

Tre reservoarenheter

Ivar Aasen-feltet ligger i den nordlige del av Nordsjøen og inneholder rundt 204 millioner fat oljeekvivalenter. Reservoaret består av fluviale sandsteiner i Skagerrak– og Sleipnerformasjonen og grunnmarine sandsteiner i Huginformasjonen. De er avsatt fra sen trias til midt jura tid. Deler av reservoaret har en overliggende gasskappe. Reservoaret i West Cable består av fluviale sandsteiner i Sleipnerformasjonen av mellomjura alder. Planen for Hanz-forekomsten er å bygge den ut i fase to av Ivar Aasen-utbyggingen. Reservene utgjør om lag 18 millioner fat oljeekvivalenter.

Kilde: norskpetroleum.no

Det viktigste fra de siste dagene

Mannefall i oljebransjen

Arven forvaltes på Løkken

Looking for deep oil


geo365 Nyhetsbrev

0 Comments