Tung satsing på tung olje

I Canada ligger verdens største oljeforekomst. StatoilHydro har sikret seg en "liten" skjerv, og neste år starter produksjonen av oljen som ikke flyter av seg selv. En "vannfabrikk" står i sentrum.

Et tynt, hvitt teppe ligger over det øde, paddeflate landskapet. Det er lenge siden vi fløy over jordbruksområdene med firkantete åkerlapper, de som stammer fra den gangen landet ble oppdelt i seksjoner – og gitt til gårdbrukere som kom fra fattige kår i Europa på jakt etter rikdom og lykke. Nå ser vi bare glissen skog, en og annen vei, en enslig rørledningstrase, – og til slutt en liten flystripe. In the middle of nowhere.

– Velkommen til Kai Kos Dehseh, sier Rolf Utseth, direktør for StatoilHydros teknologisenter for tungolje som naturlig nok er lagt til Canada.

I dag er han vertskap for en liten delegasjon med teknologer fra eget selskap. Samt en enslig geolog og skribent. Vi er invitert til å være med på en rundtur på StatoilHydros anlegg for tungoljeproduksjon i Alberta, Kai Kos Dehseh (navnet aboriginerne bruker på elven som renner gjennom området), som omfatter fire forskjellige utviklingsområder. Til sammen dekker de 1110 kvadratkilometer, tilsvarende arealet av to blokker i Nordsjøen.

Vi er heldige med været. Lett skydekke, en lett trekk, og 20 minus. En typisk vinterdag her på 56 grader nord, på høyde med Århus i Danmark. Men dette er langt inne i landet, hvor det er et kontinentalt klima, med tørre, kalde vintre og varme somre, så det gjelder ikke å la seg lure av breddegraden. Derfor lue, votter, boblejakke og tykke sokker.

Fra selskapets egen flyplass og inn til anlegget med det nye, steinkledde boligkvarteret i sentrum er det busstransport. Guiden venter. Men aller først, kort briefing med HMS-ansvarlig, for her overlates lite til tilfeldighetene. Hjelm, overall, hansker og støvler, samt noen formaninger, sånn for sikkerhets skyld.

Oljesand – de store talls verden

Ufattelige 1,7 billioner (1012) fat olje – minst – ligger under overflaten i Alberta, Canada. Dermed er dette verdens største oljeforekomst. Langt fra alt kan utvinnes, men med dagens teknologi regner myndighetene med at 175 milliarder fat (tilsvarende 35 Statfjordfelt) etter hvert kan produseres lønnsomt. Bare Saudi Arabia har større oljereserver.

Oljen i “oil sands” er imidlertid ikke det vi kaller konvensjonell, lettflytende olje. Dette er tung olje, den er tyngre enn vann, fordi de lette komponentene har forsvunnet, og med en temperatur i reservoaret på 10 °C er den hard, ikke som stein, men som en hockeypuck, som de sier i hockeylandet Canada.

Den oljen som ligger grunt, mindre enn 70-80 meter under overflaten, kan graves frem. I store dagbrudd brytes sandstein som blir knust før oljen trekkes ut med vann og kjemiske midler. Utvinningsprosenten er over 90 prosent der det er gruvedrift.

Der oljen ligger dypere, og det gjelder det aller meste (90 %) av denne ressursen, må andre teknikker benyttes. Ved hjelp av brennhet vanndamp blir oljen gjort flytende før den pumpes opp. Utvinningsprosenten er lavere med slik produksjon, men kan likevel bli høyere enn i reservoarer med konvensjonell olje. I beste fall tror oljeselskapene at opp mot 80 % kan utvinnes.

Den oljen som ligger nær overflaten (grunnere enn 75 meter), kan produseres ved gruvedrift. Foto: Halfdan Carstens

Den oljen som ligger nær overflaten (grunnere enn 75 meter), kan produseres ved gruvedrift.
Foto: Halfdan Carstens

Boringen av produksjonsbrønner foregår dag og natt, året rundt, og til neste år skal det stå 23 brønnpar klare for injeksjon av vanndamp og produksjon av olje. Trucken i forgrunnen driver etterarbeid i en brønn som er ferdig boret, mens det store riggen i bakgrunnen borer en injeksjonsbrønn. Foto: Halfdan Carstens

Boringen av produksjonsbrønner foregår dag og natt, året rundt, og til neste år skal det stå 23 brønnpar klare for injeksjon av vanndamp og produksjon av olje. Trucken i forgrunnen driver etterarbeid i en brønn som er ferdig boret, mens det store riggen i bakgrunnen borer en injeksjonsbrønn.
Foto: Halfdan Carstens

En milepæl

Men la oss starte med begynnelsen. Den vet Per Markestad, direktør for bærekraftig teknologi, mye om. Han sitter i 21. etasje på 8th Avenue i Calgary. Her kan han skue ut over byens skyline, og i det fjerne ligger Rocky Mountains flotte fjellrekke og frister de fleste nordmenn som kommer hit. Han kan fortelle historien om hvorfor statsoljeselskapet satser på denne ressursen som har fått så mye negativ oppmerksomhet i det siste. Fordi han har vært med på å skrive den.

– I løpet av de siste 20 årene har oljeindustrien på verdensbasis funnet mindre olje enn den har produsert. Det var derfor interessant å se på en langsiktig investering i en langsiktig ressurs. Og oljesanden i Alberta har en produksjonshorisont som strekker seg langt inn i neste halvdel av dette århundret, og sannsynligvis enda mye lengre.

Da muligheten bød seg, gjorde selskapet hjemmeleksen sin skikkelig, og la inn et bud på North American Oil Sands Corporation som var for salg. Kort fortalt endte det med at StatoilHydro like godt kjøpte hele selskapet – med mann og mus.

På den måten fikk StatoilHydro tilgang til elleve milliarder fat (veldig tung) olje som ligger drøyt 400 meter under bakken. Ikke alt kan utvinnes, men så langt er det planer om å ta opp 2,2 milliarder fat. Og hvem vet, om noen år kan dette reservetallet stige, for historien viser at ny teknologi og mer kunnskap om reservoarene gir en høyere utvinningsfaktor etter hvert som tiden går.

Vi snakker om store tall. Sjelden har selskapet hatt tilgang til så store ressurser. Det er også alene om herlighetene, ettersom det sitter på nesten 100 % av lisensen.

– Dette er en langsiktig investering som ventelig vil gi god avkastning i det lange løp, presiserer Markestad

Bitumen

Oljens egenvekt er avhengig av sammensetningen, og det skilles mellom lett olje, tung olje og ekstra tung olje. Ekstra tung olje er tyngre enn vann og vil naturlig nok være seig og tyktflytende. Men temperaturen har mye å si for viskositeten. I reservoarer med lav temperatur vil den bli stiv og hard. Den ekstra tunge oljen kalles da bitumen.

Med hjelp fra tyngdekraften

“Skitten olje,” blir det sagt om forekomstene i Alberta. Ja, denne også, for strengt tatt er vel all olje skitten, i den forstand at den forurenser når den forbrennes, og at CO2 er et biprodukt av forbrenningen. Den raffinerte oljen fra Canadas boreale skoger slipper selvsagt ikke ut mer CO2 enn annen olje. Innvendingen er at det krever mer energi å ta opp denne oljen fra bakken enn konvensjonell olje.

– Det som skiller den ekstra tunge oljen fra konvensjonell olje er at den ikke flyter ved romtemperatur. Med bare 10 grader i reservoaret har den samme konsistens som en hockeypuck, den er knallhard, og det gjør at den ikke er enkel å få opp av bakken, forklarer Utseth.

– Der forekomstene ligger grunt, grunnere enn 75 m, er det lønnsomt å drive gruvedrift på oljesanden (GEO 08/2005; olje for fremtiden). Det betyr rett og slett enorme dagbrudd hvor hele reservoaret graves ut og oljen ekstraheres fra den ukonsoliderte sanden. Selv om dette er ganske omstendelig, er fordelen at utvinningsprosenten er over 90 prosent. Akkurat det er umulig å oppnå i reservoarer med konvensjonell olje som for eksempel i Nordsjøen.

Oljereservoaret som StatoilHydro skal produsere fra langt inne i Canadas skoger ligger flere hundre meter under bakken. Da blir det litt for omstendelig å fjerne overdekningen for å få tilgang til de store verdiene. Andre teknikker må til, og gjennom flere tiår med forskning og utvikling, hvor også staten Alberta har bidratt, benyttes nå en teknologi for de dyptliggende forekomstene som går under akronymet SAGD (uttales “sag-d”) som står for Steam Assisted Gravity Drainage.

– Enkelt forklart betyr dette at vanndamp med en temperatur på 250 °C pumpes ned i reservoaret. Dermed går olje i fast form over til å bli flytende, og en produksjonsbrønn i bunnen av sandsteinen samler opp den sirupslignende væsken og frakter den til overflaten, forklarer Utseth.

Det høres enkelt ut, men i realiteten er dette en krevende prosess som krever mye energi, mye vann og, ikke minst, sterk fokus på nærmiljøet. For nå har oljeindustrien – heldigvis – kommet så langt at også den mener det er viktig å ta vare på naturen når vi tar i bruk de livsviktige ressursene. Bærekraftig utvikling kalles det. Og ingen skal være i tvil om at StatoilHydro, med sitt norske kulturgrunnlag, står i fremste rekke når de nå planlegger oljeproduksjon i et omstridt område.

SAGD – og skoboksen

Se for deg en avlang skoboks som er mye bredere enn den er høy, og at den er fylt opp med sand som er kittet sammen med svart, stiv olje. Tenk deg videre at det ligger et veldig langt sugerør like over bunnen av boksen, og at det rett over dette ligger enda et sugerør. Se for deg at det utenfor skoboksen står en bøtte med vann, at vannet blir varmet opp til mer enn 200 grader, og at den rykende vanndampen blir pumpet med stor kraft inn i det øverste av de to sugerørene. Se for deg nå at vanndampen sprer seg utover i boksen og varmer opp sanden, slik at det faste oljestoffet begynner å flyte som seig sirup og sakte renner inn i det nederste sugerøret. Tenk deg nå at det ligger 23 slike bokser 400 meter nede i bakken ved siden av hverandre. Og at hver boks er 100 meter bred, 25 meter høy og 800 meter lang. Da har du en modell for hvordan StatoilHydro skal produsere oljen fra oljesand i feltet Leismer. Metoden kalles Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD), og prinsippet er altså at oljen gjøres flytende ved at det bygges opp et dampkammer som sakte ekspanderer og smelter mer og mer av den faste oljen.

Metoden er nå blitt standard der hvor oljen ligger så dypt at den ikke kan graves frem (dagbrudd).

Utvinningsgraden med SAGD er lavere enn med dagbrudd, men den er likevel høyere enn i de fleste konvensjonelle oljereservoarer. I de delene av reservoaret som vanndampen når frem til, er utvinningsgraden opp mot 80 %. I resten av reservoaret er den 0 %. I snitt regner StatoilHydro med at de med dagens løsninger skal få ut mer enn 50 % totalt fra reservoaret.

Det er en klar målsetting å øke utvinningsgraden, og fordi oljeproduksjonen skal foregå over flere tiår, er det godt håp om å nå dette målet.

Forenklet skisse som viser prinsippet med dampinjeksjon der dampen injiseres i en brønn som ligger fem meter over brønnen som produserer den oljen som er smeltet. Illustrasjon: StatoilHydro

Forenklet skisse som viser prinsippet med dampinjeksjon der dampen injiseres i en brønn som ligger fem meter over brønnen som produserer den oljen som er smeltet.
Illustrasjon: StatoilHydro

Strenge miljørestriksjoner

– Vi kan se på dette som en vannfabrikk. Det aller meste dreier seg om vann, oljen blir nesten å betrakte som et biprodukt. For hvert fat med olje vi tar opp av bakken, injiserer vi nemlig tre fat med vann, sier Utseth.

Foreløpig er “vannfabrikken” 15 % ferdig, og om et drøyt år skal den være klar til bruk. Da vil det også ha blitt boret 23 brønnpar som til sammen skal produsere ca. 20,000 fat olje per dag.

– Med SAGD-teknologien snakker vi om brønnpar. Først borer vi en horisontal produksjonsbrønn som ligger ca. fem meter over olje-vannkontakten over en strekning på ca. 800 meter. Deretter borer vi en injeksjonsbrønn fem meter over denne. Når den rykende varme vanndampen slippes ut i reservoaret, vil den stige oppover og lage det vi kaller et dampkammer. Det sprer seg utover reservoaret med en slags ballongform, hvorpå den faste oljen blir flytende og sakte renner ned i produksjonsbrønnen.

Produksjonskapasiteten blir ikke stor på denne måten, mindre enn 1000 fat per dag per brønn, men med så lave rater vil produksjonen til gjengjeld kunne foregå over lang tid, i dette tilfellet i opp til ti år for et enkelt brønnpar, og kanskje enda lenger. Og nettopp derfor er en investering i oljesandproduksjon å betrakte som langsiktig, slik Per Markestad påpekte var en viktig motivasjon for å gå inn i denne typen oljefelt.

Når oljen kommer opp av bakken, må den skilles fra vannet i en separator. Den tilsettes deretter et fortynningsmiddel, slik at “sirupen” kan flyte gjennom en rørledning til et eller annet raffineri i Canada eller USA, nært kunden.

Det utskilte vannet går inn i “fabrikken” der det blir renset for salter og restolje, før det igjen blir varmet opp, og på nytt ført tilbake til reservoaret som rykende damp. Så mye som 90 prosent av vannet blir på denne måten brukt om igjen, de resterende 10 prosent blir injisert tilbake til der det kom fra. Men selv med så stor gjenbruksprodusent må det tilføres 60.000 fat med nytt vann hver eneste dag – nesten ett fat i sekundet – når produksjonen om noen år går for fullt.

– Dette vannet må vi også ta fra undergrunnen. Det er nemlig strengt forbudt å bruke overflatevann, og vi får heller ikke lov å bruke grunnvann som har drikkevannskvalitet. Det er i det hele tatt svært strenge restriksjoner på hvordan vi kan drive virksomheten her. Myndighetene har stor fokus på miljøet, påpeker Utseth.

Et lite eksempel på det møter vi ute i skogen. En ung jente vandrer mellom trærne og leter etter avføring fra rovdyr. Her har hun god hjelp av en hund med god luktesans. Avføringen skal analyseres for å finne ut om dyrene skiller ut stresshormoner som følge av menneskelige inngrep her ute i villmarka.

Verdens dyreste måltid

Sandsteinsreservoarene nord i Alberta ble hevet etter at oljen migrerte inn. Dette skjedde under den laramidiske fjellkjededannelsen i siste del av kritt og første del av tertiær. Resultatet er at de ligger svært grunt sammenlignet med oljefelt på norsk sokkel.

Nært overflaten, hvor temperaturen i bergartene er under 50-60 °C, vil olje angripes av bakterier som betrakter den som en næringskilde (biodegradering). Og det var nettopp det som skjedde her i Canada. De sultne bakteriene så muligheten, og oljen ble til et gigantisk matfat.

Dette må ha vært et av verdenshistoriens største og dyreste måltider.

Ekspertene har beregnet at bakteriene har spist opp minst like mye olje som det ligger igjen i dag. Vi kan derfor si at måltidet har kostet svimlende 750 billioner kroner (en billion er tusen milliarder), ta og gi noen tusen milliarder, hvis vi legger dagens oljepris til grunn.

Dessverre er bakteriene noen kresne restaurantgjester. De har forsynt seg av godbitene, og latt de tungtfordøyelige restene ligge igjen i fatet. På fagspråket heter det at bakteriene har foretrukket de lette komponentene i oljen, og latt de tunge ligge igjen. Resultatet er at reservoaret ikke lenger er fylt opp med den type kvalitetsolje som vi er vant med fra Nordsjøen, Mexicogulfen, Vest-Afrika og Midt-Østen. I stedet er reservoaret mettet med tyktflytende olje som minner om seig tjære når den er varm, og om konsistensen på en hard ishockey-pukk når den er kald.

Tar miljøet på alvor

De strenge miljøkravene som myndighetene setter, gjennomsyrer virksomheten til både StatoilHydro og de andre operatørene. Men det forhindrer ikke at produksjonen av “fast” olje er mer energikrevende enn flytende olje, og at mange er svært kritiske til virksomheten nettopp på grunn av det.

– I produksjonen av konvensjonell olje forbruker vi 10 % av den energimengden som vi får tilbake når den forbrennes. I produksjonen av tung olje i Canada er det tilsvarende tallet 20 %. Samtidig må vi huske at gass er mye billigere per energienhet enn olje, sier Åge Kristensen, direktør i StatoilHydro med ansvar for tungoljeforskning.

– Vi må heller ikke glemme at det aller meste av energiforbruket (ca. 80 %), og dermed utslippene, er det forbrukerne – du og jeg – som står for. Vi jobber likevel for å redusere energiforbruket i denne prosessen. Det vil både selskapet og miljøet tjene på, presiserer Kristensen.

Kristensen leder et stort forskningsprosjekt for tung olje. Han kaller det et “verdikjedeprosjekt”, fordi de ser på alle aspekter ved produksjonen, fra karakterisering av reservoaret til raffinering av oljen. Halvparten av det 150 millioner kroner store budsjettet han råder over benyttes av geologer, geofysikere og reservoaringeniører, hele 35 prosent går med til miljøspørsmål, mens det resterende går til forskning rundt raffinering av ekstra tung olje til lett olje.

– Vi har definert fire store utfordringer i forskningsprogrammet vårt: redusere kostnadene, øke utvinningsgraden, begrense vannforbruket, og – redusere miljøulempene.

I tillegg til utslippene til luft, som får mest omtale, er tilgang til vann, deponering av forbrukt vann, samt naturinngrep for øvrig på sakslisten. En “blueprint” fra provinsregjeringen som nettopp er kommet viser nå også at denne tar oljesandproduksjon og de problemene den forårsaker, både på miljøet og innbyggerne, på en helt annen måte enn den forrige regjeringen. En ny tid synes å være i gjære med en ny regjering.

Ingen flat kontakt

Fra et geofaglig ståsted er det spesielt arbeidet med å øke utvinningsgraden som interesserer. Bare innenfor StatoilHydros prosjekt Kai Kos Dehseh viser beregningene at det er elleve milliarder fat nede i bakken. Det er mye mer olje enn i noe annet felt StatoilHydro er med på, og utgjør mer enn ti prosent av de totale reservene på norsk sokkel. Det er altså – for å si det enkelt – gigantiske mengder med olje bare noen få hundre meter under føttene våre der vi vandrer rundt på et tynt snødekke i det nordlige Alberta.

Ikke all denne oljen kan selvsagt utvinnes. Men med de nåværende planene skal det altså produseres mer enn to milliarder fat i løpet av de neste 50 årene eller så. Det gir en utvinningsgard på omtrent 20 prosent. Økes utvinningsgraden med bare én promille, kommer det drøyt ti millioner fat mer opp. En ekstra promille utgjør altså flere hundre millioner kroner. Da er det verdt å forsøke. Det er bl.a. derfor prosjektdirektøren har fått så mange millioner å rutte med.

– Én av mange utfordringer med SAGD-metoden er å få produksjonsbrønnen til å ligge i lik avstand over olje/vannkontakten i hele dens lengde. For i virkeligheten er ikke olje-vannkontakten horisontal slik den er i reservoarer med konvensjonell olje. Av årsaker som ikke er fullt ut forstått, er flaten undulerende, og det er vanskelig – om ikke umulig – å styre produksjonsbrønnen slik at den gjennom 800 lange meter ligger nøyaktig fem meter over kontakten. Hvis den kommer for lavt, eller til og med under kontakten, kan det bli produsert vann i stedet for olje, forteller Kristensen.

Det nedlegges derfor et betydelig arbeid av geologer og geofysikere som ved hjelp av brønndata og seismikk kartlegger reservoaret i størst mulig detalj. Til å hjelpe seg har de data fra flere hundre brønner, 2D og 3D seismikk.

En investering for generasjoner

Ryktene om at StatoilHydro har avsluttet sitt engasjement innenfor tungolje i Canada er herved avkreftet. Sannheten er i stedet at selskapet er i full gang med å bygge ut det største oljefeltet det noensinne har hatt hånd om. Den vil foregå i faser, åtte stykker for å være nøyaktig, over en periode på ti år.

Men det er noen skyer i horisonten. Det skal ikke underslås. Oljeprisen har falt, og det ettertrykkelig, og i skrivende stund er den på samme nivå som i midten av 2004, og drøyt 20 dollar fatet under den prisen som var rådende da StatoilHydro kjøpte feltet i 2007.

Det er dessverre ikke nok med 40 dollar per fat for at investeringen skal være lønnsom. Den prisen dekker kun produksjonskostnadene, ikke investeringene. Nødvendig oljepris for at investeringen skal tilfredsstille selskapets krav til inntjening vil ikke Rolf Utseth si noe om, men han referer til den alminnelige oppfatningen i media om at lønnsom produksjon krever en oljepris på mellom 70 og 90 dollar fatet.

– Vår ambisjon er å gjøre det bedre enn dette, først og fremst ved å forbedre teknologien og utnytte vår erfaring med planlegging og gjennomføring av megaprosjekter, påpeker den erfarne petroleumsingeniøren.

– I dagens oljemarked blir det ekstra viktig at vi tar den tiden vi trenger for å optimalisere og forbedre de neste utbyggingsfasene.

At oljeprisen stiger på sikt, det er det mange som tror. Og, som vi har hørt, StatoilHydros satsing i oljesanden i Canada er langsiktig. Her vil vårt eget oljeselskap kunne tjene gode penger som ventelig kommer, ikke bare vår egen, men også fremtidige generasjoner til nytte.

Det er interessant å merke seg at vi i Canadas enorme oljesandforekomster finner nok et eksempel på at norsk kunnskap, kompetanse og kapital kommer til nytte, ikke bare i Nordsjøen, men over hele verden. Også det til glede for fremtidige generasjoner.

Om å ha kontroll

Én av de mange utfordringene under produksjonen av et oljefelt er å vite nøyaktig hvor i reservoaret den oljen som er produsert kommer fra. Bare ved å vite dette kan det settes i gang tiltak for å produsere den oljen som ligger igjen i lommer og lag. Å monitorere reservoaret er derfor helt nødvendig for å få en høyest mulig utvinningsgrad.

Ett av verktøyene som benyttes til dette formålet er 4D seismikk, repeterte 3Dsurveyer, og på norsk sokkel er dette en velkjent teknologi som blir tatt i bruk mer og mer.

4D er også planlagt i Leismer-feltet i Canada. Men i stedet for å lete etter den oljen som er igjen, er formålet med 4D her å se hvordan dampskyen beveger seg gjennom reservoaret. På de stedene hvor dampskyen har vært, antas det at all oljen er produsert. Utenfor denne er det ikke produsert noen ting. Hvis det derfor er mulig å se hvordan dampskyen sprer seg ved å repetere 3D-surveyen, for eksempel en gang i året, er det derfor håp om å kunne produsere fra en større del av reservoaret.

I februar i år ble en ny 3D-survey skutt over deler av feltet. Dette kalles en baseline survey og vil utgjøre en referanse for senere 3D-surveyer over et jomfruelig reservoar som ennå har all oljen på plass.

Å skyte seismikk på land er noe helt annet enn å skyte på vann. I vinter har StatoilHydro skutt 3D over Leismer-reservoaret for å få bedre kontroll på produksjonen. Dette er også en baseline survey for 4D seismikk som er nødvendig for senere å kunne overvåke reservoaret under produksjonen. Her ser vi den klargjorte traseen hvor lydkilden (Vibroseis) skal gå. Foto: Halfdan Carstens

Å skyte seismikk på land er noe helt annet enn å skyte på vann. I vinter har StatoilHydro skutt 3D over Leismer-reservoaret for å få bedre kontroll på produksjonen. Dette er også en baseline survey for 4D seismikk som er nødvendig for senere å kunne overvåke reservoaret under produksjonen. Her ser vi den klargjorte traseen hvor lydkilden (Vibroseis) skal gå.
Foto: Halfdan Carstens

Det viktigste fra de siste dagene

58 millioner kroner i støtte

Slipper ut lokale mineraler

Oljen er uerstattelig


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments