Under åpningen av det nye IOR-senteret i Stavanger etterlyste Erik Søndenå i Petoro økt satsing på nye metoder for økt oljeutvinning på norsk sokkel.
Erik Søndenå i Petoro etterlyser mer satsing på EOR. Her fra åpningen av det nye IOR-senteret ved Universitetet i Stavanger. Foto: Ronny Setså
– Vi kan aldri oppnå en utvinningsgrad på 60 prosent eller mer om vi ikke snarlig iverksetter bruken av EOR-metoder på norsk sokkel, fremholdt Erik Søndenå i Petoro under åpningen av det nasjonale senteret for økt oljeutvinning ved Universitetet i Stavanger 26. mars.
LES OGSÅ: Nytt IOR-senter åpnet i Stavanger
Søndenå fremholdt at vi i Norge har vært flinke til å ta i bruk injeksjon av væsker i reservoarer (trykkstøtte) og kan vise til en gjennomsnittlig utvinningsgrad på 46 prosent mot 22 prosent globalt offshore.
– Men dette tallet har ikke økt på mer enn ti år, påpekte Søndenå.
|
Økt oljeutvinning (IOR OG EOR)
Litt forenklet kan en si at IOR (improved oil recovery) omfatter alle grep som kan øke utvinningen ut over det som opprinnelig var planlagt, mens begrepet EOR (enhanced oil recovery) brukes mest om tertiær utvinning. |
Søndenå sa videre at de kjente reservoarene på norsk sokkel i dag inneholder mange titalls milliarder fat olje i mobil og immobil form.
Mye av den mobile oljen kan utvinnes ved vann- og gassinjeksjon og bedre reservoarforståelse, mens den immobile oljen, som er i størrelsesorden 5 – 25 milliarder fat, aldri vil kunne bli hentet opp om ikke EOR tas i bruk i stor skala.
I følge Søndenå viser studier at Norge som oljeproduserende land er flink til å teste ut nye teknologier, men betydelig tregere til å faktisk ta dem i bruk i kommersiell skala.
Figuren viser utviklingen i utvinningsgrad for felt av ulike størrelser på norsk sokkel. Den forventede gjennomsnittlige utvinningsgraden for olje er i dag 46 prosent og 70 prosent for gass. Illustrasjon: Oljedirektoratet
– Mange oljeselskaper har gjort og gjør mulighetsstudier for EOR på feltene sine, men kvier seg for å ta prosjektene fra idé- og pilotstadiet til full implementering på feltskala, mente Søndenå.
Søndenå mente dette blant annet kunne skyldes mangelen på gode modelleringsverktøy som kan simulere EOR-potensialet for de respektive feltene.
– Det som virker på laboratorie- og pilotskala, virker ikke nødvendigvis på samme måte på feltskala. Mangelen på kunnskap rundt oppskalering blir helt klart sett på som en risiko for oljeselskapene, fremholdt Søndenå.
LES OGSÅ: Kan ikke tillate oljen å bli liggende
Det er dessuten dyrere og mer komplisert å iverksette EOR-tiltak på et produserende felt enn på et felt som ennå ikke er utbygd. Dette skyldes blant annet behovet for nye injeksjonsbrønner, annen infrastruktur på plattformene, samt endrede produksjonsstrategier.
– EOR-strategier er derfor noe som burde ligge på bordet allerede når selskapene leverer sin plan for utbygging og drift (PUD), avsluttet Erik Søndenå.
