Fagstoff

Drivmekanismer i reservoaret

Publisert: 15.12.2015, Oppdatert: 06.03.2017
  • Innbygg
  • Enkel visning
  • Lytt til tekst
  • Skriv ut

Sentralt i emnet:

  • Reservoartrykk
  • Drenering
  • Naturlig driv
  • Kunstig driv
  • Reservoarsimulering

Oljereservoar. Illustrasjon.

Drivmekanismer

Reservoartrykket er etablert over millioner av år gjennom geologiske prosesser. Trykket i et reservoar på norsk sokkel kan typisk være 200 bar. Noen felt kan ha flere hundre bar høyere trykk, der trykket overstiger 690 bar er det definert som høytrykksfelt.

Når de første lete- og avgrensningsbrønnene blir boret i et felt, blir trykket målt som en del av et omfattende datainnsamlingsprogram. Når produksjonen starter er det reservoartrykket og den energien dette representerer som gjør at olje og gass strømmer inn til produksjonsbrønnene og videre opp til overflaten. Dette er de naturlige drivkreftene i reservoaret.

Reservoartrykket faller etter hvert som reservoaret blir tømt for olje. Redusert reservoartrykk gjør at også produksjonsraten faller. Det finnes ulike tiltaksmetoder for å opprettholde nødvendig reservoartrykk, dette kalles kunstige drivkrefter.

Naturlig reservoardriv

Oljen i et felt har gjennom millioner av år samlet seg i porøse reservoarformasjoner, oftest sammen med gass og vann. Gass ligger i en gasskappe over oljen og vannet i en vannsone under oljen på grunn av gravitasjonskrefter og tetthetsforskjellene mellom gass, olje og vann.

Gass har høy ekspansjonsevne, og dersom reservoartrykket går ned, vil gassen i gasskappen ekspandere og skyve oljen mot produksjonsbrønnene. Dette kalles gasskappedriv.

Vann ekspanderer forholdsvis lite, men vannsonen kan ofte være 10 til 100 ganger større enn oljesonen. Effekten av at mye vann ekspanderer litt, bidrar til at vannsonen ekspanderer og skyver oljen mot produksjonsbrønnene. Dette kalles vanndriv.

Både for vann- og gasskappedriv vil reservoartrykket etterhvert bli lavere enn oljens kokepunktstrykk. Når dette skjer vil gass «dampe» ut av oljen (på samme måten som vanndamp damper ut av vann når vannet koker på 100°C). Denne gassen kalles assosiert gass.
Assosiert gass kan strømme mot toppen av reservoaret og øke den opprinnelige gasskappen eller danne en ny dersom det ikke er en gasskappe. Dette kalles assosiert gassdriv.

Felles for naturlige reservoardriv er at det bare er den reservoarenergien som finnes i reservoaret som blir brukt for å produsere olje eller gass. For oljefelt gir dette lav utvinningsgrad, 10–25 prosent – nesten all olje blir altså liggende igjen i reservoarformasjonen. Gassfelt derimot har høy reservoarenergi og utvinningsgraden ved naturlig driv kan typisk være 70 prosent.

 

Naturlig driv-mekanismer på norsk sokkel

Oljefelt på norsk sokkel blir ikke produsert ved naturlig driv fordi dette gir for lav utvinning. Unntaket er oljesonen i Trollfeltet. Troll Vest gassprovins har en gass-sone som er ca. 200 meter høy. Under gass-sonen ligger det en oljesone som er mellom 12 og 14 meter tykk. I Troll Vest oljeprovins er det en oljekolonne som er mellom 22 og 26 meter høy. Oljen i Troll Vest blir produsert fra ca. 120 lange, horisontale flergrensbrønner.

Gassen ekspanderer og driver olje inn mot brønnene og gassenergien bidrar til at trykkreduksjonen blir liten.

De fleste gassfeltene på norsk sokkel blir produsert ved hjelp av naturlig driv, som for eksempel Sleipner, Snøhvit, Ormen Lange og Troll (gass), men etter en stund faller trykket i gassfeltene og da installeres ofte kompressorer som hjelper til ved transport av gass til mottak.

Valg av drivmekanismer

Det er et omfattende arbeid forut for valg av drivmekanisme for et reservoar. Alle tilgjengelige data og informasjon fra seismikk, geologiske modeller, lete- og avgrensingsbrønner samt logging og testing av brønner, blir satt sammen i reservoarsimuleringsmodeller.
Ved hjelp av reservoarsimuleringsmodellene blir ulike brønnplasseringer, produksjonsrater og drivmekanismer vurdert. Resultatene blir vurdert opp mot ulike tekniske løsninger, plattformløsninger, driftsmodeller og ikke minst kostnader. Datainnsamling-, evaluering- og planleggingsfasen kan ta mange år, og ofte inntil 5 år. Når det er tatt en beslutning skal man fremme en søknad og lage plan for utbygning og drift (PUD), som sendes til Stortinget. Stortinget godkjenner planen før detaljert planlegging og utbygging settes i gang.

Detaljplanlegging og utbygging av et felt kan ofte ta nye 5 år. Etter hvert som utbyggingen tar form, nye produksjonsbrønner blir boret og særlig når produksjonen fra feltet starter, vil en få mye mer data og informasjon om reservoaret. Dette kan danne grunnlaget for å justere og revurdere utvinningsstrategien og drivmekanismene for et felt.

Utfordringene knyttet til å få mest mulig olje fra reservoarene endrer seg også ettersom effekten av vann- eller gassinjeksjon påvirker reservoaret. Over levetiden til et felt vil en mest sannsynlig endre drivmekanismer i ulike deler av reservoaret, brønner vil bli reperforert (etablere nye produksjons- og injeksjonsintervall) og nye brønner vil bli boret til områder i reservoaret som ikke er drenert.