BERGEN: Et større forskningsprosjekt viser at man kan øke utvinning på eksisterende felt betydelig.
Økt oljeutvinning er blant hovedprioriteringene til Oljedirektoratet, samtidig som oljeselskaper har stort fokus på å øke utvinningsgraden på sine felt.
Statoil har funnet ut at de har fått dobbelt så mye olje fra økt utvinning på eksisterende felt som fra hele Statfjord. 10 prosents økt utvinningsgrad for Statoil, med oljepris på 100 dollar fatet, utgjør langt over 2000 milliarder kroner.
Les også: Frykter at 200 millioner fat kan bli liggende
95 prosent
Professor Arne Graue ved Institutt for fysikk og teknologi på Universitetet i Bergen er én av flere som forsker på økt utvinning.
For tiden er han med på et pilotprosjekt sammen med 10 andre universiteter. Forskningen går på bruk av CO2-skum, en metode som har vært kjent lenge.
Forskjellen er at laboratorieforsøk nå viser at man kan få ut så mye som 95 prosent av oljen i et reservoar. Dette ble først omtalt av geoforskning.no.
Gjennomsnittet på verdensbasis ligger i dag normalt mellom 22 og 35 prosent. Statfjord er en av de beste i klassen, med 65,8 prosent, mens Ekofisk gjennom årene har økt sin utvinningsgrad fra 17 til 52 prosent. Gjennomsnitlig utvinningsgrad på norsk sokkel er 46 prosent.
– I laboratorietester er det ingen problem å få ut så mye som 95 prosent. Dette er fordi CO2 er blandbar med olje. Hvis man injiserer dette i en homogen kjerne, så erstattes olje med CO2. Dermed ligger det ofte mindre enn fem prosent igjen. Har man en heterogen kjerne, så går produksjonsraten ned. Da må CO2 resirkuleres i så lang tid at det er økonomisk uaktuelt. Blander man inn surfaktanter (såper, red. anm.) for å generere skum, vil man kunne få mobilitetskontroll, og produksjonsraten går opp, nesten like fort som med en uniform kjerne.
– Det er klart, om man har en veldig heterogen kjerne vil man ikke få ut 95 prosent. Men får man ut 70 prosent, er det en meget dramatisk økning, sier professoren.
En heterogen kjerne har lokalt varierende strømningsegenskaper og gjør at man får ut mindre olje ved CO2-injeksjon enn fra en uniform, homogen kjerne. Det mest ekstreme eksempelet på heterogene kjerner, er sprekker, noe som gjør at ren CO2-injeksjon vil hjelpe lite.
De Grønne: «Gratulerer – nå kan dere la oljen ligge»
Effektiv og klimavennlig
Professoren forklarer videre at det må være optimale forhold for å få ut så mye olje.
– I beste fall vil man klare å få 90–95 prosent, men det er jo forutsatt av at du har en effektiv fortrengning, og at du har de optimale mobilitetsforholdene. Det er mange heterogene soner i feltet som man ikke har fullstendig oversikt over. Utfordringen rent forskningsmessig ligger ikke i å få ut all oljen på laboratoriet. Det greier vi. Vi må gå til feltet for å gjøre pilottester, sier Graue.
Han peker på at denne metoden er attraktiv.
– Spesielt attraktivt er metoden fordi den er både effektiv og samtidig kan representere en mer klimavennlig og kanskje nøytral karbonsyklus ved at antropogenisk CO2 kan lagres under oljeproduksjonen, ved å erstatte oljen i reservoaret, forklarer Graue.
– Vi forsøker å se hvordan vi kan optimalisere bruken av CO2-skum. Det som er nytt nå er at vi blokkerer sprekkene med skum. Her er det delte meninger om det fungerer, men gjennom den forskningen vi har gjort, viser det seg at vi får det til ved å velge de riktige surfaktantene. Dette har vi sett på i oppsprukne, heterogene karbonatreservoarer, sier han.
Les også: Kan spare milliarder i Arktis
Skal teste i Texas
Ifølge professor Graue sikter man mot å ta i bruk dette i Nordsjøen. For øyeblikket er det ikke tilgang på den CO2-en som trengs.
Dog er det et alternativ å bruke naturgass i stedet for CO2, noe som ble forsøkt på Snorre allerede på 90-tallet. Graue mener for øvrig at det i løpet av 10-15 år kan være nok tilgjengelig CO2 i Norge. Men det som er viktigst nå, er å få oppskalert testingen fra laboratoriet og ut i felt.
– Vi har vært i kontakt med en lokal operatør i Texas. Og det vil av flere grunner være mest naturlig å gjøre oppskaleringen der: Det koster en brøkdel av prisen å teste på land kontra offshore. Avstanden mellom brønnene i et landbasert felt er kortere enn offshore, og resultatene vil komme mye tidligere. Dessuten har operatøren kjøpt CO2, sier Graue.
Når dette blir gjort, vil man sammenligne resultatene fra ren CO2-injeksjon, med resultatene fra CO2-skuminjeksjonen.
Les også: Etablerer to oljeflyruter i Norge på kort tid
Positive signaler
Ifølge professoren har man rent teknologisk har kommet mye lenger både innen reservoarkarakterisering og innen kjemikalieteknologi nå enn for noen år siden.
– Det som er spesielt spennende og viktig i dette pilotprosjektet, er at vi planlegger å avbilde CO2-strømning i reservoaret under testen. I laboratoriet er vi i stand til å se inn i bergartene ved at vi bruker enten MRI, eller CT-avbildning slik at vi visualiserer væskestrømningen i bergarten. Dette ønsker vi også å gjøre i denne feltpiloten, ved å benytte seismiske undersøkelser. Vi ønsker å skyte 3D-seismikk før, under og etter testen slik at vi får en dynamisk utvikling av endringen i væskemetningen i reservoaret på de ulike stedene. Vi har fått positive signaler fra flere selskaper som ønsker å støtte oss på dette. Vi håper også å få støtte av Norges forskningsråd, sier han.
Les også: Oljen på havbunnen er verdt 5000 milliarder
Fem års prosjekt
Pilotprosjektet har nå holdt på i omtrent ett år, og Graue mener at man kan sette i gang testingen allerede til neste år.
– Operatøren har kjøpt inn CO2 allerede, og vi regner med å kunne prøve dette i USA til neste år. Hele prosjektet har en varighet på fire-fem år, sier han.
Les også:
