Det store 40-årsløftet. Magasin Norge 2010

Transkript

1 BP Magasin Norge 2010 Det store 40-årsløftet Valhallfeltet har fått nytt feltsenter. Her manøvreres hotellmodulen på plass. Feltet sikrer 40 nye produksjonsår på Valhall. 1 BP Norge

2 2 BP Norge Skarv-skipet er 300 m langt og 50 m bredt. Lagringskapasiteten er fat olje.

3 BP Redaksjon BP Norge AS Avdeling for kommunikasjon og samfunnskontakt. Design og desk procontra Innhold 4» Maksimerer mulighetene 7» Jakten på den lønnsomme oljen 19» Overvåkingen med bare fordeler 20» I rute, på budsjett, uten alvorlige hendelser Foto og illustrasjoner BP Norge, der annet ikke er oppgitt. Trykk Gunnarshaug Trykkeri AS Papir G-print Omslag: 250 g Materie: 115 g Rebecca Wiles leder BP Norge. Oljedirektør Bente Nyland tror på et aggressivt boreog brønnprogram sensorer er gode lytteposter på vanskelige Valhall. Skarv FPSO ankrer opp 210 km vest av Sandnessjøen. MILJØMERKET 241 Trykksak Opplag Utgiver BP Norge AS, Godesetdalen 8, 4033 Stavanger. Telefon sentralbord: » Strømmen ut mot havet 29» Svart gull og grønne skoger 32» Samspill skaper gode relasjoner 37» Ung i BP Norge Redaksjonen ble avsluttet 1. august Spenningen er utløst. BP Norge kan bokføre verdens første helelektrifiserte oljefelt så langt til havs. Oljeproduksjon og kulturlandskap i skjønn forening? Energi- og industrikomiteen har besøkt Wytch Farm. Fylkesråd Odd Eriksen liker BP Norges offensive holdning i Nordland. 10 unge mennesker, 10 ferske erfaringer, 10 meninger om å jobbe i BP Norge. BP Norge 3

4 Maksimerer mulighetene Nytt liv i gamle felt i sør. Utbygging av Skarv i nord. Økt utvinning og fokusert leting. Det er spennende tider for oss som jobber i BP i Norge. På den norske kontinentalsokkelen er vi i ferd med å nesten doble produksjonen til omkring fat per dag. Vi maksimerer våre muligheter, sier Rebecca Wiles som leder BP Norge. Av Bjørn Vidar Lerøen Etter en lang arbeidsuke tar hun imot på sitt kontor på Forus en sen fredag ettermiddag. Kaffe kommer på bordet. Selv avstår hun fra det svarte stoffet i koppen. Det er blitt nok i løpet av arbeidsdagen. Men det svarte stoffet i havbunnen vil hun gjerne ha mer av, og BP øker nå sin oljeproduksjon i Norge betraktelig. Det skjer gjennom å gi nytt liv i gamle felt på sokkelen i sør; Valhall, Hod og Ula, og gjennom utbyggingen av Skarv i havet utenfor kysten av Helgeland. Produksjonsskipet til Skarv bygges i Sør-Korea. I det hele tatt er det byggearbeider for BP Norges prosjekter mange steder rundt om i verden. Når vi har gjennomført disse prosjektene vil Norge stå for en tredjedel av BPs produksjon fra hele Nordsjøen, sier administrerende direktør Rebecca Wiles. Fokusert letestrategi Sjefen er brite, geokjemiker og har arbeidet i BP i 23 år. Det er knapt ett år siden hun kom til Norge, og hun stortrives med landet, folkene og jobben. Fjordlandskapet nær Stavanger fyller PC-skjermen. Hun kom til Stavanger fra jobben som letesjef for BPs virksomhet i Angola. Så hvor aggressivt vil BP lete på norsk sokkel i tiden fremover? Vi vil selvsagt lete, og er som andre oljeselskaper opptatt av å vurdere nye leteområder. BP har en rik global leteportefølje. De ulike selskapene i gruppen må konkurrere om letebudsjettene, og konkurransen er hard. BP er et selskap som øker sin produksjon basert på et overraskende lavt antall letebrønner, fordi vår letestrategi er veldig fokusert, sier Wiles. Økt utvinning I den norske delen av Nordsjøen er BP i dag først og fremst opptatt av økt utvinning, og Wiles sier at hun ser på dette som en strategi som går hånd i hånd med det Oljedirektoratet ønsker. Økt utvinning ser jeg som en strategi hånd i hånd med det Oljedirektoratet ønsker. Økt utvinning omfatter ikke minst mange brønner. Bare på Valhall ser Wiles for seg flere år med boring og brønnarbeid. Smartere og mer effektive brønner og bedre metoder for vanninjeksjon i reservoarene for å øke produksjonstrykket, er sentrale elementer i den strategien som følges. Teknologien beveger seg. Utviklingen stopper ikke. De siste årene har produksjonsbrønnene blitt både annerledes og flere. Vi har mange kjempespennende prosjekter gående, og jeg ser flere komme, sier Wiles. Store reserver På gamle Valhall bygges det nytt. Feltet skal nå drives med elektrisk kraft fra land. Målet er å øke utvinningsgraden fra 25 til 50 prosent. Hod er et satellittfelt til Valhall med en opprinnelig antatt utvinningsrate på prosent. Wiles vil ikke binde seg til et konkret tall, men hun sier at målet er å øke utvinningsgraden i Hod vesentlig. Vi har felt i Nordsjøen som inneholder meget store reserver, og vi strekker oss aggressivt for å øke utvinningsgraden, sier lederen for BP Norge. Lenge i landet BP har vært lenge i Norge og er kommet for å bli. Lenge. Vi legger ikke mange millioner dollar på bordet for halvparten av Totals andeler i Valhall uten å ha en langsiktig strategi, sier Rebecca Wiles. 4 BP Norge Rebecca Wiles leder BPs virksomhet i Norg

5 Making the most of the opportunities New life into old fields in the south. Development of Skarv in the north. Enhanced recovery and focused exploration. These are exciting days for us who work in BP in Norway. We are almost doubling our production on the Norwegian Shelf to around barrels a day. We are maximising our opportunities, says Rebecca Wiles, head of BP Norway. For the Norwegian sector of the North Sea, BP is today primarily concerned with enhanced recovery. Wiles is envisaging several years of drilling and well work just for Valhall. Smarter and more efficient wells and better methods for water injection into the reservoirs in order to increase the production pressure are key elements in the strategy. New structures are being built on the old Valhall field, which will now be run with electricity from shore. The goal is to increase the recovery rate from 25 to 50 per cent. Our fields in the North Sea contain very large reserves, and we are working aggressively to increase the recovery rate, says the head of BP Norway. BP has been in Norway for a long time and is here to stay. english summary The British geochemist came to Stavanger, which she really enjoys, from her job as exploration manager for BP s activities in Angola. We will review new acreage, and would be interested in acreage that is competitive in our global portfolio. However, BP is a company that increases its production based on a surprisingly low number of exploration wells. Our exploration strategy is extremely focused, says Wiles. Rebecca Wiles er administrerende direktør i BP Norge. e. BP Norge 5

6 Økt utvinning Jakten på den lønnsomme oljen På prøvetur i dinosaurenes rike Gammelt felt blir mye eldre > 7 > 9 > 11 Økt utvinning 6 BP Norge

7 Jakten på den lønnsomme oljen Vi har et tidsvindu på pluss minus fem år for å gjøre noe med mange av de brønnene som skal gi mer fra gamle felt på norsk sokkel. Å opprettholde et aggressivt boreog brønnprogram gir store muligheter for verdiskaping, sier Bente Nyland, sjef for Oljedirektoratet. Av Bjørn Vidar Lerøen Nyland liker det hun ser på gamle felt som Ekofisk og Valhall. Hun tror på systematisk jobbing for økt utvinning i et tett lagspill mellom oljeselskapene og myndighetene. Det gjelder å se mulighetene og det handler om vilje. Hovedbildet av de modne områdene på norsk sokkel er klart: Oljeproduksjonen går ned og gassproduksjonen går fortsatt opp. I det store og hele mener Bente Nyland at totalbildet ikke er så ille. Vi har holdt oljeproduksjonen høyt over de første prognosene for nedstengning av feltene, men nå kommer nedgangen, og flere steder synker produksjonen overraskende raskt. Mange brønner er gamle og slitne og preges av stort vanngjennombrudd. Vi har kanskje ikke nok brønner. På kort sikt er det her vi kan løfte litt, sier Nyland, men hun presiserer at det ikke finnes noen raske løsninger. Nyland understreker at Oljedirektoratet ikke er opptatt av å få ut all olje, men å få ut den oljen som er lønnsom. En positiv teknologiutvikling har imidlertid flyttet grensene for hva som er lønnsomt. Helhetlig områdetenking er et annet virkemiddel for lønnsomhet. Ekofisk, Valhall, Gyda, Ula, Tampen og Åsgard er etter Nylands mening eksempler på muligheter til å ta ut synergier i et område. Samordnet infrastruktur Utnyttelse av eksisterende infrastruktur står sentralt i Oljedirektoratets strategier. På norsk sokkel skapes det lønnsomhet i stadig mindre forekomster som følge av tilknytning til eksisterende infrastruktur. Men fordi store deler av den eksisterende infrastruktur er gammel, reiser dette spørsmål om vedlikehold og hvor Vi er ikke opptatt av å få ut all olje, men lønnsom olje. lenge infrastrukturen skal leve. Oljedirektoratet er opptatt av optimalisering og samordning av infrastrukturen. Nyland mener at det i mange tilfeller kanskje er andre løsninger enn dagens som skal ta siste resten av et felts levetid. Det gjelder å tenke kreativt. Hun sier at OD er opptatt av de overordnede problemstillingene. Virkemiddelapparatet er begrenset, men Petroleumsloven er klar og danner basis. Tillit og hardt arbeid Forlengelse av lisensperioden for gamle felt blir etter hvert en mer sentral problemstilling. Hvordan vurderer OD dette som virkemiddel? Ja, det er et klart virkemiddel. Selskapene må på sin side konkretisere og dokumentere langsiktighet. Vi har allerede brukt forlengelse av lisensperiode som virkemiddel. Det er imidlertid ingen automatikk i å få forlenget lisensperioden, men hvis betingelsene oppfylles, er det på den annen side vanskelig for myndighetene å si nei. Dette er et spørsmål om å etablere tillit og vise at man arbeider hardt. Norsk sokkel har vært mye hard og god jobbing. Utfordringene blir ikke mindre fremover. Det er viktig at vi har et godt konkurranseklima slik at selskapene også utfordrer hverandre til å komme med gode løsninger, og fremfor alt er vi avhengig av en kompetent industri, og det har vi. BP Norge 7 Økt utvinning

8 Forutsigbare rammer Skjønner industrien ODs språk? De fleste oljeselskapene som har vært på norsk sokkel skjønner dette og vet hva myndighetene vil. Fra tid til annen ser vi at selskaper kan slite med sine moderkontorer. Da kan det hende at Oljedirektoratet må frem med pisken. Samtidig ser vi at de aller fleste petroleumsprovinser til havs er modne og at tilgang til nye arealer blir vanskeligere. På norsk sokkel finnes forutsigbare rammebetingelser. Selskapene kan regne med en stabil kontaktstrøm, selv om de ikke liker skattebetingelsene, sier Nyland. Tror du at det er nødvendig å endre rammebetingelsene for å sikre at norsk sokkel forblir attraktiv? På et tidspunkt må rammebetingelsene drøftes, men vi er ikke der nå. Vi registrerer at flere selskaper kommer til. Alle som forventes å være her er tilstede. Det understreker at selskapene finner norsk sokkel som en attraktiv plass å være, mener Nyland. Norsk sokkel er en attraktiv plass å være. Nye leteområder må åpnes Hvor viktig er det å få åpnet Lofoten og Vesterålen? Det konkrete spørsmålet handler om politikk. Det generelle svaret er at den fremtidige produksjon på norsk sokkel er avhengig av at nye leteområder åpnes. I Nordsjøen antar vi at det gjenstår å finne 1/3 av ressursene. Det dreier seg ikke om mange store nye funn, men om mange små. I Norskehavet har vi fortsatt forhåpninger om å gjøre nye funn på dypt vann, selv om de åpenbart største mulighetene er blitt testet ut. Så har vi et krevende Barentshav hvor det er mange funn, men kun Snøhvit og Goliat som er kommersielle så langt. Når avtalen om delelinjen med Russland er formelt på plass, vil dette gi nye muligheter. Vi må ta tiden til hjelp for å lete opp den gjenværende oljen og gassen. Og så må vi erkjenne at oljen har bygd det Norge vi i dag har glede av å bo i selv om ikke alle liker oljepengenes opphav, sier statens oljedirektør Bente Nyland. Bente Nyland tror på tett lagspill for å øke oljeutvinningen. Økt utvinning 8 BP Norge

9 På prøvetur i dinosaurenes rike For pluss-minus 225 millioner år siden ruslet dinosaurene rundt på store elvesletter i Nordsjølandet. Nå er BP innvilget prøveproduksjon i formasjonene dannet den gang. Nordsjøens triasbergarter finnes kun unntaksvis som hovedreservoar på norsk sokkel. Det er derfor knyttet stor interesse til brønnen som nå er satt i produksjon og som over en periode på 18 måneder skal teste potensialet i triasbergarter på Ula. Ingrid E. I. Øxnevad, leder for reservoarteamet, oppsummerer prosjektet som utfordrende, strategisk viktig og modig. 24 år etter oppstart leverer Ulafeltet omtrent fat olje per dag. Feltet har en forventet levetid til 2028 kanskje lenger. Hovedproduksjonen foregår i dag ved hjelp av alternerende vann- og gassinjeksjon (VAG) fra reservoarbergarter av Jura alder. I tillegg kan det produseres fra de underliggende triasbergartene hvor olje er påvist, men ikke tidligere satt i produksjon. Historisk milepæl Etter å ha boret to VAG-produksjonsbrønner og en injeksjonsbrønn de siste 12 månedene, har vi nå også ferdigstilt vår første dedikerte produksjonsbrønn i reservoarbergarter av Trias alder, forteller Ingrid E.I. Øxnevad. Dette er en milepæl i Ulafeltets historie og gir mulighet for en videreutvikling av feltet der vi i tillegg til å øke utvinningen fra Jura ved hjelp av et utvidet VAG-program, også utvinner olje fra reservoarbergarter i Øvre Trias Skagerrakformasjonen, forteller Øxnevad. Inne på prøve Før vi kan si noe om den videre utviklingen av Trias på Ula, må vi teste den langsiktige produktiviteten fra Trias sandstein. Derfor søkte vi Olje- og energidepartementet om 1 ½ års prøveproduksjon fra brønn 7/12-A-3B. Dette er innvilget, forteller Øxnevad, og legger til at brønnen ble satt i produksjon i juli 2010 og leverer omkring fat olje per dag. Unntak eller regel I løpet av 2011 skal det gjennomføres et detaljert overvåkingsprogram for å sikre at kriteriene som er gitt for prøveproduksjon oppfylles. Reservoartrykket kan ikke tas under det man anser som forsvarlig for en langsiktig og muligens utvidet utvinning. Dette er en strategisk viktig og modig satsing av BP Norge, mener Øxnevad. De aller fleste olje- og gassfeltene på norsk sokkel ligger i resevoarbergarter fra Jura, Kritt eller Tertiær. Men det finnes unntak, som Loke i Sleipnerområdet hvor Skagerrakformasjonen utgjør hovedreservoaret. Ifølge Oljedirektoratet har Trias på norsk sokkel moderate til dårlige reservoaregenskaper. Brønn 7/12-A-3B vil vise om triasbergartene på Ula er unntaket eller regelen, avslutter Ingrid E.I. Øxnevad. Prøveproduksjon fra Øvre Trias på Ula er en milepæl med mulighet for videreutvikling og økt utvinning meter under Ula-plattformene prøveproduserer BP olje fra bergarter av Trias alder. BP Norge 9 Økt utvinning

10 Fakta om Ula Produksjonsstart: 1986 Reservoarbergart: Sandstein Reserver: 180 millioner fat oljeekvivalenter ved oppstart. Senere oppjustert til 561,9 millioner fat oljeekvivalenter. Forventet produksjon i 2010: fat per dag En stor bidragsyter Produksjonsstatistikken på Ula viser at én brønn de siste 55 dagene i 2009 produserte fat i snitt i døgnet. Dette gir en total produksjon på fat de samme 55 dagene. Ved utgangen av januar 2010 hadde brønnen produsert mer enn fat olje. Ulafeltet har i dag seks brønner i produksjon fra to deler av reservoaret. Den ene delen støttes av VAG alternerende vann og gassinjeksjon, mens den andre delen i hovedsak produserer med naturlig trykkstøtte. Ulareservoaret ligger på ca meters dyp og består av marine sandsteiner av Jura alder. Oselvar til Ula Høsten 2009 ble det bestemt at Ulafeltet skal ta imot og behandle produksjonen fra Oselvarfeltet. Feltet skal bygges ut med en havbunnsløsning som skal knyttes til Ula med rørledning. Fra før av mottar Ula produksjon fra feltene Tambar og Blane. For å kunne ta imot produksjonen fra Oselvar, får prosessplattformen på Ula ny prosessmodul, en mindre ventilmodul og et stigerør for olje- og kontrollkabel. Da strategien for Ulas fremtid ble lagt, ble det satt av plass til en ekstra modul i tillegg til Blane, men når Oselvarmodulen er på plass, er det fullt. Hvis Ulafeltet skal ta imot flere felt i fremtiden, må de koples direkte på ledningsnettet under havflaten eller det må bygges ny brønnhodeplattform. Gassen fra Oselvar skal brukes til å øke reservene på Ula og forlenge levetiden utover Byggingen av modulene foregår hos Aker Solutions i Egersund fra april 2010 til april Arbeidet offshore starter i april 2010 og skal være ferdig i oktober 2011 med produksjonsstart tidlig i Når produksjonen fra Oselvar er i gang vil Ula behandle totalt ca fat olje i døgnet. Utvinningsgraden fra Ulafeltet vil da ligge på rundt 56 %, noe som er ca. 10 % høyere enn gjennomsnittet for Nordsjøen i dag. Hod klar for nytt liv Da Hodplattformen startet produksjonen i september 1990, var den først ute på norsk sokkel som normalt ubemannet og fjernstyrt plattform. Nå er brønnene nesten tomme, men Hod kan få nytt liv. Feltet har produsert totalt 56 millioner fat olje fra reservoaret, noe som er mer enn dobbelt så mye som prognosen i den opprinnelige planen for utbygging og drift (PUD). Det gjenværende potensialet er likevel stort. Med nye brønner og oppgraderinger vi levetiden kunne forlenges ut over Hodplattformen er knyttet til Valhall med eksportrørledning som går fra Hod til Valhall og en gassløftrørledning som går fra Valhall til Hod. Plattformen fjernstyres fra Valhall via radiolink. Det er nå laget et forslag til oppgradering og revitalisering av feltet. Kranen på plattformen er allerede oppgradert og det foregår modifikasjoner på anlegget, forberedelse til tilkopling til den nye plattformen på Valhall og ny gassløftledning som skal gå fra sørflanken på Valhall. Nye brønner skal bores de neste årene. Det er et stort gjenværende potensial, men investeringene er store og økonomien er utfordrende. Økt utvinning 10 BP Norge

11 Gammelt felt blir mye eldre I gudenes festhall blir det party i kanskje 50 år til. Valhall kan få en total levealder på 75 til 80 år. Etter nærmere tretti års produksjon er kun 25 % av oljen og gassen hentet ut. Potensialet i vanskelige Valhall er enormt. BP tenker langsiktig og fokuserer på løpende produksjon og økt utvinning. Det betyr mer boring, stadige oppgraderinger, store investeringer. Etter 27 år har vi kun tatt ut ca. 25 % av oljen og gassen. Vi har store og spennende prosjekter foran oss på Valhall og Hod. Prosjektene vil gi oss økt produksjon i mange år fremover, sier Grete Block Vagle, direktør for reservoaravdelingen i BP Norge. Det langsiktige perspektivet understrekes av det ferske kjøpet av halvparten av Totals andeler i feltene Valhall og Hod. Gassløftprosjektet på flankene vil gi et stort produksjonsløft fra 2011, ca fat olje ekstra i gjennomsnitt per dag i mange år fremover. På injeksjonsplattformen på Valhallfeltet fortsetter vi med kontinuerlig boring av 3 5 nye brønner i året. I 2011 går vi også i gang med en borekampanje på nordog sørflankeplattformene med en oppjekkbar rigg. I tillegg evaluerer vi mulighetene for en ny produksjons- og injeksjonsplattform på nordvestflanken av feltet. Vi ser også på å produsere fra horisonter i reservoaret som ikke har vært utviklet før. Dette er et prosjekt som kan være på plass i , forteller Block Vagle. Mye å hente Aspirasjonen er å nå en utvinningsgrad på 50 % på Valhall. Etter 27 år med produksjon har vi kun tatt ut ca. 25 % av oljen og gassen i bakken så det er mye igjen! Vi trenger en bore- og kompletteringsteknologi der det er økonomisk å drenere reservoarer som inneholder mindre olje. Det er også viktig at vi borer kostnadseffektivt for å få god økonomi i de fremtidige prosjektene. I tillegg trenger vi enda bedre avbildning ved hjelp av havbunnskablene (LoFS) slik at vi kan plassere brønnene riktig. En utvinningsgrad på 50 prosent er veldig bra for et kalkfelt som Valhall, mener Block Vagle. Vi jobber også aktivt med å øke utvinningsgraden for Hodfeltet. Vi evaluerer 7 12 nye brønner, i tillegg til gassløft og vanninjeksjon. Enten snakker vi om å bygge om eksisterende plattform eller bygge en helt ny. Dette prosjektet kan bety en betraktelig levetidsforlengelse for Hodfeltet, sier hun. Enormt potensial En økning av utvinningsgraden på Valhallfeltet med 1 %, vil gi litt over 30 millioner oljeekvivalenter i ekstra produksjon. Dersom utvinningsgraden på Valhall økes fra dagens 25 % til 50 %, kan det gi millioner fat oljeekvivalenter ekstra. Valhallfeltet vil leve til minst 2050 til tross for at det er ett av de eldste feltene på norsk sokkel. Grete Block Vagle er direktør for reservoaravdelingen. BP Norge 11 Teknologi

12 ENGLISH SUMMARY INCREASED RECOVERY Searching for the profitable oil We have a time window of plus minus five years to do something about many of the wells that should yield more from old fields on the Norwegian Shelf. Keeping up an aggressive drilling and well programme will create great opportunities for value creation, says Bente Nyland, director general of the Norwegian Petroleum Directorate (NPD). Nyland likes what she sees on old fields like Ekofisk and Valhall. She believes in systematic work for enhanced recovery through close cooperation between the oil companies and the authorities. The NPD is not aiming for recovery of every ounce of oil, just the profitable oil. However, promising technological developments have shifted the limits for what is profitable. To think in terms of entire areas is another key to profitability. Optimisation and coordination of the infrastructure are also important. Nyland believes that the best solution in many cases might be to have a production ship take out the last from a field s lifetime. Creative thinking is needed. The companies must specify and document their long-term approach. Licence periods will not be extended as a matter of course. This is a question of building trust and showing that one is working hard, says the director general. The framework conditions on the Norwegian Shelf give predictability. The companies can rely on stable, continuous contact with the authorities, even if they don t like the tax scheme. At some point in the future the framework conditions will have to be discussed, but we are not there yet, Nyland says. The question of opening up Lofoten and Vesterålen is a political one. The general answer is that future production on the Norwegian Shelf depends on access to new acreage, says the NPD s director general, Bente Nyland. Old field will become a lot older Valhall may live to the ripe old age of 75 to 80 years. After nearly thirty years of production, only about 25 per cent of the oil and gas has been produced. The Valhall field, difficult though it is, has an enormous potential. BP thinks long-term and focuses on current production and enhanced recovery. That means more drilling, frequent upgrades and major investments. The ambition for Valhall is to achieve a recovery rate of 50 per cent, says Grete Block Vagle, resource manager in BP Norway. Our strategy for Hod is new wells, gas lift and water injection, and this will entail an extension of Hod, she says. A one per cent increase in the Valhall field recovery rate will give us an extra production of just over 30 million oil equivalents. If the recovery rate on Valhall is increased from the current 25 per cent to 50 per cent, that might give million extra barrels of oil equivalents. The Valhall field will live until at least 2050, even though it is one of the oldest fields on the Norwegian Shelf. Økt utvinning 12 BP Norge

13 Testing in the kingdom of the dinosaurs About 225 million years ago, dinosaurs were pottering around on huge alluvial plains in what is now the North Sea. Now BP has been permitted test production in the formations created back then. There are great expectations for the the well that has now entered production. Ingrid E.I. Øxnevad, head of the reservoir team, sums up the project with words like challenging, strategic important and courageous. Twenty-four years after start-up, the Ula field produces about barrels of oil a day. The field has an expected lifetime lasting up to 2028 perhaps even longer. Production is currently taking place using alternating water and gas injection (WAG) from Jurassic reservoir rocks. We have drilled our first dedicated production well in Triassic reservoir rocks. The well produces 4000 barrels of oil per day, says Ingrid E.I. Øxnevad. This is a milestone in the history of the Ula field, giving us the opportunity for further development of the field where we, in addition to increasing the production from the formation through an extended WAG programme, also produce oil from Upper Triassic reservoir rocks the Skagerrak Formation, Øxnevad explains. Ula øker egen produksjon. I tillegg forlenges levetiden ved at feltet tar imot produksjon fra mindre nabofelt. Tambar og Blane leverer allerede via Ula, mens Oselvar i 2012 starter produksjonen via rørledning til Ula. Ula increases own procuction. The lifetime will be extended due to production from Tambar and Blane through the Ula facilities. In 2012 Oselvar will also produce via pipeline to Ula. Illustrasjon: Oljedirektoratet (Norwegian Petroleum Directorate)/Helge Seinnes og Stig Håvard Dirdal. Grete Block Vagle er direktør for feltutvikling. BP Norge 13 Økt utvinning

14 TEKNO LOGI Nytt erstatter gammelt Tvillingrommene Kontroll Senter for samhandling Overvåkingen med bare fordeler Etter planen, på budsjett, uten alvorlige hendelser Kommunikasjon er ikke enkelt Veien blir til mens du går > 15 > 17 > 18 > 19 >20 >21 >23 Teknologi 14 BP Norge

15 Nytt erstatter gammelt BP Norge 15 Teknologi

16 Samtidig som det gamle produksjonsanlegget på Valhall produserer, bygges det nytt feltsenter for de neste 40 år. Dette krever nøye planlegging og stor fokus på sikkerhet. Det nye Valhall skal drives med strøm fra land og har identiske kontrollrom til havs og på land. Av Bjørn Vidar Lerøen Nye Valhall skaffer oss 500 millioner fat olje vi ellers ikke ville fått tak i. Det er fortsatt mye liv i gamle Valhall, sier prosjektdirektør Ewan James Drummond i BP. Den 48 år gamle skotten har 26 år bak seg i BP. Det nye Valhall er det største prosjektet han har vært med på så langt i karrieren. Nye Valhall er unikt Ved siden av de tre opprinnelige plattformene på feltet, som kom i produksjon i 1982, er det bygd og under bygging flere nye installasjoner. I 1996 ble brønnhodeplattformen Valhall WP installert med plass til 19 brønner. I 2003 ble vanninjeksjonsplattformen Valhall IP installert på feltet. WP- og IP-plattformene står på hvert sitt separate stålunderstell, men fremtrer visuelt som én installasjon. Siste tilvekst til Valhallkomplekset er Valhall PH-plattformen, som blir det nye feltsenteret, og huser nytt prosessanlegg og boligkvarter. De tre eldste installasjonene skal gradvis fases ut. Nytt erstatter gammelt uten at oljeproduksjonen stanser i mer enn tre uker. Vi trenger en liten stans når produksjonsrørene skal kobles til den nye PH-plattformen sommeren 2011, sier Drummond. Det er en stor utfordring å bygge et nytt anlegg uten avbrudd i produksjonen. Drummond peker på at dette krever svært mye planlegging og et absolutt fokus på sikkerhet. Norsk tenkemåte Engineering og planlegging utgjør en meget stor del av det nye Valhall. Den fysiske siden av prosjektet er velkjent teknologi. Materialvalget er gjort på øverste hylle og den nye plattformen er bygd med en kvalitet som sikrer minst 40 års levetid. Drummond kom til Norge for første gang for over 20 år siden som ung ingeniør for å delta i byggingen av boligkvarteret til BPs Ula-plattform. Han fikk respekt for den norske måten på tenke på, kjennetegnet av dristige teknologivalg og høy kvalitet. De største enhetene til den nye plattformen på Valhall er bygd i Nederland og Storbritannia, men Drummond understreker at prosjektet likevel har en høy norsk andel. Alle modulene er levert i rett tid, og den 294 kilometer lange strømførende sjøkabelen fra Lista til Valhall er på plass. Nye Valhall vil bli drevet på miljøvennlig vannkraft, noe prosjektdirektøren ser på som en god og fremtidsrettet løsning. Kommende år skal det nye produksjonsanlegget klargjøres. På det meste vil det arbeide totalt omkring 650 mennesker på feltet. Det gamle boligkvarteret vil bli faset ut, og i anleggsfasen til havs skal det leies inn egne boligrigger for å skaffe sengeplass nok til de som skal arbeide i den mest hektiske perioden frem mot normal drift. Det nye boligkvarteret har 180 enkeltlugarer. Verdiskaping i 40 år Det nye Valhall er bygd med en meget høy automatiseringsgrad. I drift vil mesteparten kunne drives fra land, selv om det fortsatt vil være folk ute på plattformene, om ikke i den grad som i oljealderens begynnelse på norsk sokkel. Det finnes to identiske kontrollrom i det nye Valhall-anlegget; et på plattformen ute i havet og et hos BP på Forus i Stavanger. Når vi overleverer prosjektet til driftavdelingen, vet vi at vi har lagt et grunnlag for verdiskaping i 40 år fremover, sier prosjektdirektør Ewan James Drummond. Sommeren 2011 overleverer prosjektdirektør Ewan James Drummond det gigantiske produksjonsanlegget på Valhall til driftsavdelingen i BP Norge. Teknologi 16 BP Norge

17 Tvillingrommene Kontroll BP-gården på Forus rister ikke. Men ellers har prosessoperatørene samme arbeidsforhold som på Valhall 320 km ut i havet. Det nye kontrollrommet er nemlig identisk med det på plattformen. Brønnene kan trygt styres fra land. Operatørene offshore og på Forus kan se og høre hverandre takket være audiovisuelt utstyr. Når operatørene går inn i kontrollrommet på land, vil de i praksis være offshore. Kontrollrommet offshore skal fortsatt ha hovedansvaret, men operatørene på land vil kunne overta noen av funksjonene fra feltet. De drives under de samme rammebetingelser som offshore. Rundt kontrollrommet på Forus er det bygget opp et sterkt fagmiljø av brønn-, prosess- og kjemikalieingeniører, i tillegg til planleggere og driftsledere. Dette gir store synergier ved at planleggere og operatører sitter på samme sted. Ett rom, to steder Kontrollrommet på land gir spennende muligheter for operatørene når det gjelder å utvide kompetansen. Vi får i prinsippet ett kontrollrom som er lokalisert to steder. Det krever en del, men blir nok en treningssak. Kontrollrommet skal drives på døgnbasis med 6-skiftsordning, forteller Gunnar Helgesen. Han har jobbet skift på Valhall i mange år og mener dette er den beste land-skiftordningen ut fra rammene som er gitt. Ordningen gir stor fleksibilitet. Det er gode muligheter for de som vil på land en periode, og det går an å velge å gå offshore igjen, sier Helgesen. Stort ansvar Prosessoperatørene savner offshoremiljøet, men trives godt med å være på land. Det er rart å ikke kjenne vibrasjonene og støyen fra utstyret når det er prosessproblemer offshore. Det blir et stort ansvar å sitte på land og være med på å styre Valhall, mener Lene E. Magnussen, en av operatørene. Ragne Hole og Guro Hiksdal Nilsen er glade for at det går an å bruke prosessfaget på land. I den fasen jeg er i nå med et lite barn, er det en flott mulighet til å komme hjem hver dag, synes Guro Hiksdal Nilsen. Litt uvant er det både på land og offshore å ha kamera på hele døgnet. Over det interne høyttaleranlegget kommer meldinger offshore. De samme meldingene hører vi i 7. etasje på Forus. Det gir et øyeblikks følelse av å være offshore, sier prosessoperatøren. Prosessoperatørene er godt fornøyd med å kunne bruke faget sitt på land. BP Norge 17 Teknologi

18 Senter for samhandling Hva skjer når vedlikehold, produksjonsoptimalisering og kontrollrom flytter sammen? Jo, driften av Valhall blir rett og slett mer effektiv. Samhandling fungerer på langt flere arenaer enn fotballbanen. Valhall PACE (Production Advanced Collaboration Environment) heter det nye samhandlingssenteret i 7. etasje i BP-gården. Her har mellom 20 og 25 personer i BP Norge sin arbeidsplass. I senteret sitter Valhall vedlikehold og Valhall produksjonsoptimalisering, i tillegg til Valhall kontrollrom. Dette er et flott arbeidsmiljø med en helt ny arbeidsform og ny teknologi. Nå jobber vi med å utvikle arbeidsprosessene videre og gjøre Valhall mer effektiv. I framtiden kan dette ikke bare brukes mellom offshore og land, men også sammen med leverandørene, sier Lillian S. Peikli, rotating equipment engineer på Valhall. Det måtte søkes rundt i hele verden for å få fatt på deler, forteller Lillian. Arbeidet gikk for fullt de to ukene både offshore og på land. Etter demontering og nødvendige inspeksjoner viste det seg at skadeomfanget på den havarerte turbinen var omfattende og videre reparasjon måtte fortsette på land. Det var humør og kreativitet som førte oss vel i havn. Flere avdelinger gjorde en stor innsats, spesielt mekanisk avdeling og vedlikeholdsavdelingen på Valhall. Rolig som skjæra på tunet, men effektive som få, sier Lillian S. Peikli. Kvinnelist virker Lillian S. Peikli er en av to kvinner i Norge som er i denne type jobb. Stort sett er det menn som jobber med store maskiner. Vi trenger litt kvinnelig intuisjon og kvinnelist når maskinene slår seg vrange, mener Lillian. Hun er utdannet sivilingeniør i maskinteknikk ved NTNU i Trondheim og Universitetet i Stavanger. Etter BPs 3-årige Challenge-program fikk hun fagansvar for roterende utstyr. Stillingen spiller over et bredt spekter; tyngre roterende utstyr som turbiner, kompressorer og pumper. Rolig og effektivt Mye problemløsing. Vi vet aldri hva neste dag bringer, sier hun. Mandag 11. februar i 2008 fikk Lillian testet sine kunnskaper på roterende utstyr da kompressoren som eksporterer gassen fra separatoren til gassrørledningen på Valhall havarerte. To uker senere var produksjonen i gang igjen, takket være godt samarbeid mellom offshore og støtteapparatet på land. Turbinen som driver kompressoren produseres ikke lenger. En porsjon kvinnelist hjelper når store maskiner slår seg vrange, sier Lillian S. Peikli. Teknologi 18 BP Norge

19 Overvåkingen med bare fordeler På Valhall brukes seismikk til å overvåke produksjon og vanninjeksjon i reservoaret. Mer enn sensorer dekker et område på 45 km 2. Og man blir klok av å være en god lytter. Reservoarovervåkningen gir økt kunnskap om reservoaret, sikrere og mer kostnadseffektiv boring og bedre tilgang til gjenværende reserver. Det permanente seismiske fullskalaanlegget, kalt LoFS (Life of Field Seismic), ble installert på havbunnen sommeren Siden den gang har vi gjennomført 11 fullfeltsundersøkelser, der vi belyser reservoaret med en seismisk (lyd-) kilde som opereres fra en forsyningsbåt. Fra posisjoner på overflaten blir et lydsignal sendt ned mot reservoaret. Refleksjoner fra lagene i undergrunnen fanges opp av sensorene på overflaten. For å se endringene er det viktig at kilde og mottaker har eksakt de samme posisjonene hver gang vi samler inn data. Da kan vi konstruere høykvalitet 4D-bilder som viser oss effekten av produksjon over tid, forklarer Olav Barkved, som har vært sentral i å utvikle teknologien og gjøre den til en suksess på Valhall. Lyd blir til bilder Vi samler inn 4 7 terrabyte data for hver fullfeltsundersøkelse. Disse mellomlagres på plattformen, hvor vi har lagringsplass for 40 terrabyte data og datamaskiner som kontrollerer datastrømmen. Kvalitetskontroll og datastyring skjer fra båten som håndterer kilden, eller fra land. Ved hjelp av avanserte algoritmer kan vi komprimere disse enorme datamengdene til en størrelse hvor vi kan sende dem over en vanlig internettforbindelse, sier Barkved. Samtidig med at dataene samles inn blir de også sendt via internett til BPs High Performance Computing Centre i Houston. Det faktum at hvert punkt i undergrunnen belyses flere tusen ganger fra ulike plasser på overflaten, benyttes til å lage høykvalitetsbilder. Vi benytter oss av noen av de mest avanserte algoritmene som finnes for dette, men siden vi har flere tusen regnemaskiner tilgjengelig kan vi lage et 3D-bilde fra en undersøkelse i løpet av noen dager. Dette 3D-bildet sammenlignes med tidligere bilder, og etter noen timer har vi laget en rapport som illustrerer alle endringer, samt bygget opp et bibliotek av 4D-bilder som kan analyseres av ekspertene våre i Stavanger. Samtidig benytter vi oss av ekstern ekspertise, PGS, til å gjøre en mer omfattende dataprosessering og kvalitetskontroll. Slik sikrer vi oss best mulig grunnlag for tolkning av bildene, sier Barkved. Jo bedre data, jo mer olje ut LoFS-dataene brukes i daglig arbeid for å følge med hvordan det injiserte vannet oppfører seg i reservoaret, om det fungerer som det skal. Undersøkelsene har gitt oss grunnlag for å plassere nye brønner bedre og sikrere, men også til stenge ned deler av en brønn. Vi har faktisk spart millioner av dollar på å utsette aktiviteter. 4D-bildene har utviklet seg fra å være et produkt for dedikerte spesialister til å inngå i nesten alle analyser vi gjør av observasjoner fra feltene. 4D-bildene viser om vannet i reservoaret har tatt en ny vei, hvordan oljen dreneres rundt brønnen. Målet er å få mer olje ut av feltet og sette brønnene mer presist der det er best å produsere, forteller Barkved og legger til at det er viktig å forstå bildene som kommer fra lydbølger meter ned i reservoaret. Ettertraktet teknologi Olav Barkved er Distinguished lecturer i EAGE (European Association of Geoscientists & Engineers), og har nylig vært i Perm i Russland for å fortelle om det seismiske overvåkingssystemet på Valhall. I tillegg til å få innsikt i hvordan denne typen reservoarovervåkning kan brukes på oljefelt på land, er det også interesse for å benytte tilsvarende system til å overvåke gruvedrift. Olav Barkved har sammen med sine medarbeidere mottatt flere priser for foredrag og postere han har presentert på norske og internasjonale tekniske konferanser. I tillegg til Valhall, har BP benyttet denne teknologien på Clairfeltet i Storbritannia og i Aserbajdsjan. Valhall blir nitidig overvåket. Det seismiske anlegget overvåker og registrerer hvordan det injiserte vannet oppfører seg i reservoaret. BP Norge 19 Teknologi

20 I rute, på budsjett, uten alvorlige hendelser Pat McHugh er prosjektdirektør for den største utbyggingen BP Norge har gitt seg i kast med. Når produksjonen starter på Skarv utenfor Nordland i august 2011, har Pat og BP investert nærmere 37,5 milliarder kroner. Til gjengjeld er verdens største gassbehandlingsanlegg til havs en realitet. Så langt går det gedigne prosjektet etter planen, på budsjett og uten alvorlige hendelser. Det er min jobb å plukke de rette folkene. Jeg tar kompetansen for gitt, sier Pat McHugh. Tykk hud og store ører mener han er en forutsetning for å lede et stort prosjekt. Det første en prosjektdirektør må gjøre, er å bygge et team som har en kompetanse og en atferd som kan levere et prosjekt som Skarv. Da er det viktig å ha tilgang til folk i hele organisasjonen. Vi skal levere et enormt prosjekt på en sikker måte, etter planen og med lavest mulige kostnader. Derfor trenger vi folk med god teknisk kompetanse og god atferd. Vi må mikse nytt blod, ungt blod og en blanding av innleide folk og BP-ansatte, sier Pat McHugh. En prosjektleder må være en god lytter; han må kunne høre alles meninger. Ved å lytte hører du også hva som ikke blir sagt. Det er det viktigste med kommunikasjon. Utfordrende teknologi Utfordringen vår er at Skarvprosjektet er enormt stort og komplekst. Vi jobber med utfordrende teknologi, og ikke minst svære systemer og strukturer på havbunnen. Oppgavene er spredd rundt om i verden; Skottland, Singapore, Korea og ikke minst i Norge der skipet skal produsere. Vi må håndtere logistikken på rette måten alt må være ferdig til riktig tid, sier Pat McHugh og innrømmer at det er ganske komplisert og innviklet å holde tidsplanen. Alle store løft er gjennomført og de største milepælene nådd; komponentene til svivelen passet perfekt, modulene er på plass, kranen er allerede i bruk. Vi har en utfordrende oppgave med å fortsette byggearbeidet samtidig med at ferdigstillelse og testing av driftssystemene pågår. Det kreves stor innsats for å gjennomføre alt på en sikker måte. Farenivået er høyt, og vi må være veldig årvåkne. Største prosjekt noensinne I september/oktober 2010 sjøtestes skipet og alle systemene. Da reiser vi et stykke til havs og tester trustere, marine systemer, stabilitet, livbåter sikrer oss at skipet fungerer godt i sjøen. Dette vil ta 2 4 uker. I oktober går skipet tilbake til dokken, og vi gjør ferdig resten av arbeidet. Jeg regner med å være klar til å seile nordover rundt 1. desember. Mitt mål er at skipet skal være helt klart før vi drar fra verftet. Reisen hjem tar ca. 3 måneder. Da går vi til en havn i nærheten av Stavanger for å ta om bord de siste tingene før vi reiser videre nordover. Dette er det største prosjektet vi noensinne har gjennomført. Min belønning og tilfredsstillelse kommer i det øyeblikket skipet leveres: etter planen, på budsjett og uten alvorlige hendelser. Det er en vanskelig jobb og et enormt budsjett. Men det er mulig å gjennomføre. Vi har styrt pengene ganske bra, men vi har mye arbeid igjen. Jeg har ikke mistet nattesøvnen ennå, sier Pat McHugh. Pat McHugh mener at tykk hud og store ører er en forutsetning for å lede et gigantprosjekt som Skarvutbyggingen. Teknologi 20 BP Norge