PEREGRINO: I stekende varm vintersol feirer Statoil åpningen av Peregrino, 85 kilometer fra kysten av Rio de Janeiro. Det er Statoils største internasjonale prosjekt, og en slags svenneprøve på brasiliansk sokkel.
– Peregrino er en av våre mest verdifulle eiendeler internasjonalt. Det er også et stort felt. Med det utviklingspotensialet som ligger i feltet, er det svært viktig for oss. Både finansielt og fordi vi har bevist at vi kan gjøre kompliserte operatørskap også utenfor Norge, sier administrerende direktør i Statoil, Helge Lund, til Teknisk Ukeblad.
Når feltet kommer på platåproduksjon, vil Statoil være den nest største operatøren i Brasil, og stå for fem prosent av landets daglige produksjon.
Tungolje
I dag produserer feltet om lag 12.000 fat olje per dag, men planen er å få produksjonen opp til 100.000 fat innen 2012.
Teknisk Ukeblad fikk være med offshore på Peregrino-feltets flytende produksjonsskip (FPSO) og den ene av de til sammen to brønnhodeplattformene som utgjør feltutbyggingen i Campos-bassenget.
Peregrino er et såkalt tungoljefelt, hvor oljen er av veldig viskøs kvalitet og vanskelig å få ut. Utfordringen med en tung olje er at den har en egenvekt som er tilnærmet vann, slik at det som pumpes opp er en blanding av vann og olje.
– Til tross for alle utfordringene, er det gode reservoarkvaliteter og store volumer i feltet. Dersom det er mye olje og vi har tid, vil vi få den opp, sier Statoil-sjef i Brasil, Kjetil Hove.
Norskutviklede teknologier
Da feltet ble oppdaget i 1994 av Petrobras, ble det klassifisert som ikke kommersielt. I 2002 kjøpte daværende Hydro 100 prosent av rettighetene til feltet.
En av strategiene som er brukt i forbindelse med Peregrino-prosjektet er å dra nytte av teknologiene som Statoil har utviklet på norsk sokkel.
– For Peregrino-feltets del har Statoil anvendt vår kompetanse innen reservoarstyring med blant annet å kunne kontrollere reservoar med mye produsert vann, sier Hove.
Også boreteknologi med lange horisontale brønner og komplettering er noe selskapet har tatt med fra norsk sokkel.
Brasil trenger norsk teknologi
Tungolje på Grane
– I tillegg opererer vi også et tungoljefelt på Grane, og har jobbet mye med å separere tung olje fra vann her, sier Hove.
Statoil bruker vanninjeksjon på feltet, og regner med at det til enhver tid kommer 70 prosent vann sammen med oljen. Vannet skilles fra oljen, og injiseres tilbake i reservoaret.
Boreaktiviteten er i full sving på begge brønnhodeplattformene, og Statoil har valgt en halvautomatisk borepakke, noe man sjelden ser på norsk sokkel i dag.
37 brønner
I dag produserer brønnhodeplattform B fra to brønner, men den tredje brønnen er i ferd med å avsluttes i skrivende øyeblikk. Totalt 37 brønner skal bores på feltet, hvorav sju er for vanninjeksjon.
På grunn av lavt reservoartrykk har selskapet også måttet installere pumper nede i brønnen og oppå plattformen for å kunne transportere oljen ut av reservoaret.
En annen utfordring for Peregrino-feltet har vært å få opp utvinningsraten. Opprinnelig planla Statoil en utvinning på ti prosent, sammenlignet med et gjennomsnitt på 46 prosent på norsk sokkel. I dag er den forventede utvinningsrate på 20 prosent.
Vil bruke polymerer
– Vi har ni konkrete planer som tar for seg hvordan vi kan utvinne mer olje og finne mer olje rundt i området. Vi kommer til å bore den første multilaterale brønnen på feltet neste år, som også vil være den første i Brasil. Vi planlegger også å installere nedihullsventiler i brønnene, slik som det er gjort på Troll-feltet, sier Hove.
I tillegg arbeider Statoil, sammen med feltpartner Sinochem, med å se på injeksjon av polymerer i brønnen for å øke utvinningen.
– Her vil vi ha en endelig investeringsbeslutning for polymer-prosjektet i 2013. Etter at vi satt i gang fase en-utbyggingen har vi funnet mer olje på sørflanken av feltet, og vi arbeider hardt med å sette dette i produksjon i en fase to-utbygging av Peregrino, sier Hove.
Kronprinsen åpnet Peregrino-feltet
Ny FPSO og plattform
Selskapet gjorde et funn på sørflanken av feltet i 2007, og for en måned siden ble det gjort nok et oljefunn enda lengre sør.
Nå bores det to sidesteg fra funnbrønnen, og en ny letebrønn skal også bores på feltet i løpet av året.
– Vi vil komme tilbake til sørvest-strukturen i juni, og håper det vil føre til en ny fase av feltutviklingen. Det vil sannsynligvis bli en ny FPSO og en brønnhodeplattform. Vi kommer til å ta en beslutning på dette neste år, sier Hove.
