Reservoarutviklingen - krevende og givende

Utforskingen av området der Valhall-reservoaret skulle bli funnet begynte for alvor i 1969. Mange brønner antydet muligheter for å finne olje, men den endelige bekreftelsen på lønnsomme mengder av hydrokarboner kom ved letebrønn 2/8-6 som ble boret senhøstes 1975. 

Av Finn Harald Sandberg
27. november 2015

Til å begynne med trodde man at feltet ville komme til å kreve hele tre ulike boreplattformer for å kunne få til en effektiv utnyttelse av forekomstene [1] Fem nye letebrønner måtte til for å kunne definere feltets totale størrelse til omtrent 1,5 millioner fat i to separate formasjoner og dermed være stort nok til å kunne erklæres drivverdig.

Flere avgrensningsbrønner i perioden mellom 1975 og 1979 ga tydelig indikasjoner på at det var problemer som lå og ventet. På grunn av uvanlige egenskaper i de kalkholdige bergartene i feltet resulterte ofte de tidlige brønntestene med en strøm av kalkoppløsning og foringsrør som kollapset. Selv om det var store mengder olje forble spørsmålet: kan den bli produsert?

Valhall er også en historie om å skynde seg langsomt. Det er ikke bare å bore & produsere for fullt, - brønner kan kollapse dersom de er for lange og det er for høyt trykk i brønnene. Når en ny produksjonsbrønn åpnes, tar prosessen gjerne mer enn ett år for å ha best mulig kontroll på utviklingen.  Alt må overvåkes kontinuerlig og produksjonstempo tilpasses egenskapene i kalkreservoaret for å få optimal produksjon. Dette gjelder også vanninjeksjon som er viktig for å få ut mer olje, øke utvinningsgraden og redusere innsynkingen.

Selv da plattformene ble installert var det stor risiko forbundet med satsningen. Kjernetester som var utført av Amocos forskere hadde identifisert et potensial for stor fortetning i

Boreplattformen Valhall DP. Foto: Ukjent/BP

kalklagene – noe som ville gjøre gjennomstrømningen vanskeligere, men dette ville på den positive siden, ikke ha noen effekt på innsynkning siden kalklagene i utgangspunktet var ganske tynne.

Produksjonen startet i oktober 1982. De første resultatene var langt dårligere enn forventningene og var sterkt plaget med innblanding av faste elementer som sand og steinbiter i brønnstrømmen. Man la imidlertid merke til at da man forsøkte å stimulere brønnene ved hjelp av oppsprekking (fracking) var brønner i fastere steinformasjoner mindre utsatt for kollaps. På bakgrunn av disse erfaringene ble det utviklet en prosedyre for komplettering som fikk navnet «opp og under»-teknikk. Dette gikk ut på å perforere den øverste formasjonen og så sprekke opp oppover inn i områder av høyporøs kalk.

De to første årene viste en nedslående tendens. Dagsproduksjonen falt fra en topp på cirka 63 000 fat til omtrent 37 000 fat per dag. De store problemene med kalkinnholdet i reservoaret hadde vært undervurdert og resultatene førte til pessimisme om fremtidig produksjon. Dette var bakgrunnen for at Oljedirektoratets reserveanslag for Valhallfeltet ble redusert med omtrent 2/3 (se fig.). [2]

Utviklingen av feltet i siste halvdel av 80-årene ble påvirket av bore- og kompletteringsproblemene. «Opp og under» teknikken fra nesten vertikale brønnbaner var det vanlige fram til de massive brønnkollapsene i 1985. Teknikken ble erstattet med en kombinasjon av oppsprekking med sandetterfylling (propped fracture stimulating) og gruspakking. Særlig ble gruspakking benyttet og dette bidro sterkt til at dagsproduksjonen i 1989 steg til 85 000 fat. Også Oljedirektoratet hadde fått tilbake troen på feltet og innen 1990 var reserveanslagene tilbake til utgangspunktet.

Men så slo motgangen til igjen. I 1990 identifiserte man flere problemer knyttet til gruspakking:

  • Det oppsto et ekstra trykkfall i overflaten av feltet, noe som ville redusere utvinnbarheten
  • Kostnadene ved komplettering økte raskt (omtrent 11,3 millioner dollar bare i den øvre formasjonen)
  • Problemer med vedlikehold av brønnene som en følge av gruspakkingen
  • Gjentagende brønnkollapser selv med bruk av gruspakking.

For å møte disse problemene satte man i gang et todelt initiativ, først en direkte oppsprekking i den øvre formasjonen og etterfylling med små harpiksbelagte keramiske kuler uten gruspakking. I tillegg introduserte man en strengere kontroll med struping av brønnhodene for å kunne stimulere en dempende effekt av gruspakkingen. Dette hadde en god effekt på produksjonen, men brønnkollapsene fortsatte å opptre ganske regelmessig.

På grunn av forsinkelsene som oppsto under arbeidet med å ferdigstille Hod-plattformen ( se egen artikkel om Hod ) ble det mulig å klargjøre seks nye brønnslisser på hovedfeltet. På den måten kunne man bore flere brønner som ville gi en bedre forståelse av reservoaret. Brønnene ga imidlertid liten effekt på produksjonen.

Produksjon fra flankene

Valhall Flanke Nord. Boreriggen West Epsilon borer nye brønner. Foto: Ukjent/BP

Den første horisontale brønnen ble boret i 1990/91. Dette skulle bli starten på en ny æra fordi man kunne nå ut til flankene og utnytte det høye produksjonspotensialet i disse områdene. Med denne teknologien kunne man altså motvirke den reduserte effekten av gruspakking.

Da man fikk bekreftet at flankene inneholdt mye produserbar olje og at evnen til å produsere reservene ble demonstrert, ble det besluttet å gjennomføre de første 3D (tredimensjonale) seismiske undersøkelsene i området. Fram til dette tidspunktet hadde hovedfokuset vært på de øverste lagene i området. Selv om de seismiske data ikke ga den beste informasjonen om hva som fantes av reserver på grunn av de tertiære gasstrykkene i de overliggende bergartene, var det her man hadde de største forhåpningene. De tredimensjonale seismiske dataene og en ekstra brønn viste imidlertid at det var ekstra reserver som kunne hentes opp via en ny brønnhodeplattform med 19 brønner (WH). Denne plattformen kom på plass i 1996 ( link: egen artikkel ).

For å få full utnyttelse av reservene i de ytre delen av feltet besluttet man å bygge to nye plattformer. Planene ble godkjent i Stortinget i 2001 og plattformene ble satt i produksjon i årene 2003 og 2004. 

Vanninjeksjon på Valhall IP. Foto: Jan A. Tjemsland

Vanninjeksjon

Mulighetene for å øke utvinningen i Valhall-feltet hadde blitt vurdert og studert helt fra produksjonen startet i 1982. I årene 1990 til 1993 gjennomførte man et forsøk med en spesialbrønn for å teste ut potensialet og for å kunne vurdere risikoen ved vanninjeksjon. Pilotprosjektet konkluderte med at under visse forutsetninger ville det være økonomisk gunstig å ta i bruk vanninjeksjon som metode for å øke utvinningsgraden for feltet. En gjennomføringsplan ble der utarbeidet.

I 1999 ble en plan for bygging og installasjon av en injeksjonsplattform oversendt myndighetene, og i 2004 stod en plattform med 24 brønnslisser klar til bruk. Plattformen hadde brønner som var spesialisert til injeksjon og produksjon, men man hadde også lagt til rette for brønner som kunne brukes til både injeksjon og produksjon. De første årene ga dette indikasjoner på at det ville la seg gjøre å få mer olje ut av reservoaret. Men i 2007 fikk man en overraskelse på østsiden av Valhall-feltet, hvor en brønn ble boret inn i et område som var tynnere enn tidligere antatt. Dette ga seg utslag i et lavere ressursanslag igjen. Ved utgangen av 2012 var anslaget for utvinnbare mengder for Valhall og Hod (samlet) [3] :

Olje: 200 millioner standard kubikkmeter hvorav 158 millioner kubikkmeter er produsert
Gass: 36 milliarder standard kubikkmeter hvorav 29 milliarder kubikkmeter er produsert
Kondensat: 8 millioner tonn hvorav 6 millioner tonn er produsert

Sluttnoter:

[1] «Valhall Field, Norway – The First Ten Years”, Nazir Ali and Tim Alock, North Sea Oiland Gas Reservoirs – III, s 25-40.
[2] Oljedirektoratet «Fakta» 1982-2001.
[3] Oljedirektoratet «Fakta» 2013

Kilder:

Olav Barkved, Pete Heavey, Roar Kjeldstadli, Tore Kleppan and Tron Golder Kristiansen (all BP) SPE 83957 “Valhall Field – Still on Plateau after 20 years of Production», presented at Offshore Europe 2003, Aberdeen, UK 2-5 September 2003.

G. Tjetland, T. G. Kristensen and K. Buer (all BP) IPTC 11276 «Reservoir Management Aspects of Early Waterflood Response after 25 Years of Depletion in the Valhall Field» presented at the International Petroleum Technology Conference 2007, Dubai, U.A.E. 4-6 December 2007.