Utvinningsgrad på feltet

Alle olje- og gassfelt inneholder mer olje og gass enn det som blir produsert. Produksjonen fra et felt blir avsluttet når det koster mer å drive feltet enn det er mulig å tjene på det som blir produsert.

Utvinningsgraden er forholdet mellom den oljen som er produsert og den oljen som opprinnelig var i reservoaret. Utvinningsgraden i et reservoar påvirkes av kvaliteten i reservoarbergarten, kvaliteten i olje/gass, og trykket i reservoaret.

Trykket i reservoaret representerer reservoar-energien, og reservoar-energien/ trykket blir redusert etter hvert som det blir produsert fra feltet. Det er imidlertid mulig å erstatte eller etterfylle energitapet i oljefelt ved å erstatte produsert olje med vann eller gass. Dette kalles vann- eller gassinjeksjon.
Det er ikke nødvendig å injisere i gassfelt fordi gass strømmer lett fra reservoaret og opp til plattformen.

Utvinningsgraden fra et felt blir anslått ved å benytte all tilgjengelig informasjon om reservoaret:

• Geologisk informasjon som dyp, størrelse, form, kappebergart, forkastninger, geologiske feller og egenskaper som porøsitet og permeabilitet.
• Egenskapene til olje, gass og vann; hvordan de strømmer i reservoaret (relativ permeabilitet), og hvordan egenskapene endrer seg med trykk og temperatur (PVT-egenskaper).

• Kontaktnivå mellom gass, olje og vann (gas oil contact GOC,

  oil water contact

  OWC)

• Reservoartrykket

Denne informasjonen legges inn i en simuleringsmodell som lager en beskrivelse av reservoarets tilstand. Deretter blir produksjons- og injeksjonsbrønner plassert i reservoarmodellen og ønskede produksjonsrater prøves ut i simuleringer.

Simuleringsmodellen har nå tilstrekkelig informasjon til å anslå hvordan gass, olje og vann strømmer i reservoaret og inn mot produksjonsbrønnen. Dette danner grunnlaget for å lage prognoser for hvilke mengder olje, gass og vann som blir produsert fra feltet (utvinning og utvinningsrate) og hvordan dette fordeler seg tidsmessig.

Det er viktig også å vite når og hvor mye vann som blir produsert, fordi dette påvirker produksjonen av olje.

Produksjonen fra et felt vil stige fra starten, ligge på et platå (beste produksjonsrate) og deretter falle til det ikke lenger er lønnsomt å hente mer ut av feltet. En av utfordringene mot lønnsomhet er vannproduksjon. Vann som ligger under oljen i reservoaret kommer nærmere brønnene etterhvert som oljen strømmer i reservoaret. Når vannet følger med oljen inn i brønnene, vil det totale oljevolumet i produksjonen bli mindre.

Mye av vannet kan separeres ut og renses, men når det blir for mye vann, vil lønnsomheten utebli. Da kan feltet bygges ut med injeksjonsbrønner og re-kompletteres med nye brønnbaner.

Simuleringsmodeller blir også brukt for å analysere trykkutviklingen i reservoaret og for å finne metoder for å øke utvinningen.

Utvinningen kan økes for eksempel ved å tilføre/injisere vann og/eller gass for å erstatte produsert olje og på den måten opprettholde reservoartrykket. Det kan også brukes avanserte metoder som kjemikalieinjeksjon og injeksjon av CO2.

Norske oljefelt har en høy utvinningsgrad sammenlignet med felt i andre deler av verden. Snittet for alle felt i Norge er rundt 50 prosent, og enkelte felt, som Statfjordfeltet, har en utvinningsgrad på 60 prosent.

Norske myndigheter har, i tett samarbeid med operatørselskapene, høyt fokus på økt oljeutvinning. Dette har altså resultert i 14 prosentpoeng høyere utvinning enn det globale gjennomsnittet.

Sokkeldirektoratet om økt utvinning

Det fokuseres mye på økt utvinning av olje (extended oil recovery – EOR) i eksisterende felt.

De mest brukte metodene for å øke utvinningen er:

• Injeksjon av vann
• Injeksjon av gass
• Kombinert injeksjon av vann og gass i ulike deler av reservoaret til ulike tider

Avanserte metoder – ofte brukt i pilotprosjekter i utvalgte deler av et reservoar:

• Injeksjon av vann og gass i samme brønn (

  Water Alternating Gas

  s, WAG)

• Injeksjon av kjemikalier som polymerer eller surfaktanter
• Injeksjon av bakterier