PETROMAKS Programseminar 2005 Oppsummering av gruppeoppgave om Økt utvinning Basert på en gjennomgang av et kortfattet scenarie -notat (vedlagt) utarbeidet av Rogalandsforskning, ble gruppene bedt om å gi tilbakemelding på to punkter: - Hvilke vurderinger i notatet er gruppen vesentlig uenig i? - Hvilke av utfordringene bør PETROMAKS prioritere mot 2020? 1. Kommentarer til notatet For optimistisk mht. teknologistatus/-utvikling EOR-teknikkene er ikke nødvendigvis godt kjent Tror ikke simuleringsgapet er lukket innen 2014 Kan alternative energiformer utvikles hurtig nok til å få betydning selv med høy oljepris? Det trengs avanserte lytteposter nede i reservoaret og bedre reservoarbeskrivelse Integrerte operasjoner trenger Closed loop resource management Notatet mangler omtale av utfordringer knyttet til: Store datamengder Fjernstyring av produksjon Datasikkerhet/sårbarhet Vedlikeholdsstrategier Integrasjon mot hele verdikjeden Tverrfaglighet Behov for å utdype Reservoar: Metoder for bedre forståelse av reservoaret Bedre instrumentering (Trykksensor i hullet, trådløs kommunikasjon) Restolje (Kjemikalier og vannspyling, EOR felttester i stor skala) Boring/brønn: Sidegrensbrønner Billige brønner/billig intervensjon Havgrunnsbrønner mer viktig Nye brønnkonsepter (Styrbare/intelligente brønner) Miljø: Politiske beslutninger kan gi mer marginaldrift Mikrobielle metoder, Effektive arbeidsprosesser
2. PETROMAKS prioriteringer Sikre fremtidig kompetanse Unngå forvitring Styrket tverrfaglighet Økt leteaktivitet Nye letemetoder og teknologier Forbedre reservoarforståelse Overvåkning Integrerte team Øke utvinningsgrad Reservoarstyring EOR Transport over lange avstander Sikkerhet/miljø Vurdere utnyttelse av nanoteknologi Sats på få og store prosjekter!
Teknologi og organisasjon for økt utvinning i 2020 Et poengtert Hinsight notat for Norges forskningsråd sitt gruppearbeid ved Petromaks seminaret 4. - 5. oktober 2005, Bergen Noen innledende generelle overordnede betraktninger. Vi er i dag i den situasjon at mesteparten av de ressurser som finnes i et felt i gjennomsnitt vil være igjen i reservoaret etter at produksjonen har stoppet. Utfra ressursenes verdi og våre teknologiske muligheter fremstår dette for mange som et paradoks. Vi opererer med mål på utvinningsfaktor og slike mål trigger igjen spørsmål om hva som er en realistisk øvre grense for utvinningsfaktoren. Rent konseptuelt kan man angripe spørsmålet om en grense for utvinningsgrad i tre steg: a). Reservoarets utvinningsgrad uten injeksjon (trykkstøtte). Man kan tenkes å penetrere reservoaret gjennom mange brønner eventuelt flergrensbrønner men for øvrig bare benytte naturlig driv. Teoretisk ville utvinningsfaktoren avhenge av brønnfinhet og reservoaregenskaper. Siden det ville være umulig å penetrere hver eneste pore så å si så vil der i en slik situasjon være betydelige tap av ressurser selv med et finmasket brønnmønster. La oss i anta at det i praksis ville tilsvare en utvinningsgrad mindre eller lik 20-30%. b). Reservoarets utvinningsgrad med injeksjon. I en ideell sweep der alle deler av reservoaret blir dekket på samme ideelle måte vil det som er igjen i reservoaret etter produksjon tilsvare restoljemetningen. Denne kan påvirkes (endring av fuktegenskapene), men la det ligge et øyeblikk. Restoljen ved en ideell sweep vil selvsagt avhenge av reservoaregenskaper, men et tall på 10-20% er ikke et uvanlig anslag. En øvre grense for utvinningsgrad med injeksjon, men uten påvirkning av fuktegenskapene ville således ligge i området 80 90% av de opprinnelig tilstedeværende ressurser. c). Reservoarets utvinningsgrad med endring av fuktegenskaper. Fuktegenskapene til et reservoar er for det første normalt heterogene og for det andre kan de påvirkes gjennom kjemiske forhold. Resultatene av vanninjeksjonen på Ekofisk er et eksempel påvirkning av fuktegenskaper. Endring av fuktegenskaper kan (og vil) skje simultant med injeksjon. Grunnen til dette resonnement er at det fra naturens side er få om noen fundamentale barrierer. Barrierene er dels av teknologisk natur og dels økonomisk. Og som konsekvens av dette muligens mentale barrierer hos ledelse og fagfolk. Noen få ord om økonomiske barrierer. Tre fundamentale forhold vil danne det økonomiske handlingsrom: a) Verdien (oljepris). Jo høyere pris jo mer kan man selvsagt investere i å øke utvinningsgraden.
b) Utvinningskostnad summen av investering og drift som er nødvendig for øke utvinningsgraden. Jo høyere kostnad jo lavere utvinningsgrad. For en gitt oljepris og teknologisk verktøykiste vil der være en øvre grense der videre produksjon (videre økning av utvinningsgrad) ikke lengre kan forsvares c) Alternativ utvinningskostnad hva er prisen for å skaffe tilsvarende ressurs fra andre kilder. Industriens operasjonsmåte avhenger i stor grad av om den oppfatter situasjonen som ressursbegrenset eller kapitalbegrenset. Dersom situasjonen oppfattes som ressursbegrenset vil NPV (Net Present Value) være kriteriet. Feltet skal drives så lenge nåverdien er positiv. Ressursbegrensning setter et klarer fokus på IOR og best mulig ressursutnyttelse enn det kapitalbegrensning gjør. I norsk sammenheng ble grovt sett mesteparten av 80 tallet betraktet som ressursbegrenset, mens mesteparten av 90 trallet ble betraktet som kapitalbegrenset. Pendelen synes i dag å svinge mer i retning av ressursbegrensning. Med utgangspunkt i nå situasjonen (45% utvinningsgrad) synes det utfra det ovenstående rimelig klart at der er et betydelig forbedringspotensial særlig knyttet til teknologier som kan gi bedre sweep. Endring av dagens teknologiske mulighet ville i så fall avhenge av minst 3 fundamentale utviklingsbaner. Konkret for Gruppearbeidet Teknologier Notatet skisserer IOR i tre skritt. Det ene er Status pr 2005,det andre er en skisse av elementer i en Utvikling i perioden fra 2005. Det siste er Teknologier i 2020 Status 2005 IOR beskrives i en matrise der linjene er:
Innhold kvadrant I (IOR Teknologier- Operasjoner): I dette området er det som i dag alle mer eller mindre velanvendte teknologier ligger, slik som vanninjeksjon, VAG, gassinjeksjon, CO2 injeksjon, skum anvendelser, gele anvendelser, mikrobiell injeksjon, damp. Endring av fuktegenskaper, oppgradering fra tung til lett oljer i reservoret med mer. Teknikkene er kjent, prosessene er til dels godt eller middels godt forstått, og det er knyttet erfaringsdata til anvendelsene. Det er gjort og gjøres et betydelig arbeid med å modellere disse teknologianvendelsene. Innhold i kvadrant II (IOR Teknologier - Innovasjon): Hovedtyngden av Innovasjoner innen dette feltet går i dag ut på å forstå de fysiskalske prosessene, endre og tilpasse prosedyrer for injeksjoner, avstenging av vannproduksjon, innføre sluser og chokes i brønnsoner, samt å modellere dette. Ut fra tilgjengelige data lages simuleringsprogrammer (eksempler her er inversløsninger for estimering av permeabilitet, optimalisering av produksjon basert på Kalmanfilter teknologi med mer.). I dette feltet kommer alt som har med sanntidsanvendelser og styring, fjernoperasjoner mv. Samt greensebetingelser som transport fra felt til land i lange transport ledninger. Innhold i kvadrant III (Grensebetingelser - Operasjoner): I dette ligger alle typer av brønnstimulering, bullheading av geler, kjemikalier med mer. Alt som går på å sette brønner optimalt (cave teknologi), og kombinere geologi, reservoar, brønndata og modeller. Samt å foreta optimal boring, flergrensbrønner, avanserte brønner, massiv frakturereing i lavpermeable reservoir. I dette ligger også instrumenteringsdelen, både nedihulls, men også datafangst fra 3 og 4 D seismikk. Innhold i kvadrant IV (Grensebetingelser - Innovasjoner): I hovedsak ny teknologi for å forbedre datafangst (les instrumentering i brønn, nærbrønn og seismikk). Nye borekonsepter, bedre modelleringsverktøy både innen G&G samt reservoar. Utvikling i perioden fra 2005 Premissene som ligger til grunn i denne perioden vil kunne være: Olje prisen ligger på 40USD pr. fat Andel av fornybare energiteknologier (eksempelvis vind, salt/ferskvanns kraftverk har fått et betydelig omfang) Kjernekraft har en ny og fornyet vekstperiode Funnratene for HC er fallende, likeså de globale oppdagede ressursene Hybrid teknologier inngår i all transport og kjøretøy Olje og Gassindustrien vil fortsatt ha en helt avgjørende rolle for den globale energibalansen, og industrien har fått betydelige insentiver (les finansielle) for å styrke IOR siden. Frem mot 2020 vil det, som i dag, være FoU temaer ferdig kommersialisert (ca 2012 2014). Det er teknologier som er utviklet etter 2014, og det som er bærekraftig av gamle teknologier som blir anvendt De fleste operasjoner styres fra land eller en flytende produksjonsenhet
Teknologier i 2020 De nye teknologiene vil være orientert mot å løse spesifikke problemer, hente ut data fra avgrensede deler av reservoaret, sette målesensorer i reservoaret utenfor tradisjonelle brønner, måle reservoaret dynamisk gjennom svingninger i elektromagnetisk fluks, termodynamisk fluks med mer. Teknologien eller teknologiene vil bli skreddersydd mot det enkelte reservoar eller reservoarsone, og alle stimulerings mekanismer kombinert med blir reseptbeskrevet og anvendt for soner, mer enn for felt i sin helhet Den kraftfulle fokus i dag på IKT og simuleringsanvendelser vil endres, simuleringsgapet er lukket langt på vei innen 2014, og det vil være forbedringer og tilpasninger som har fokus. I tillegg har det kommet opp et sterkt behov for å komme til deler av reservoaret på områder som ikke bores tradisjonelt, og nye Badger løsninger ivaretar dette behovet. Kjemikalie anvendelser har fått et hovedfokus, og det utvikles nye molekyler med spesifikke egenskaper(fukt, refleksjon, magnetisme med mer) ved bruk av Nano teknologier. Dette er i ferd med å bli en like stor industri i 2020 som, borevæske industrien er i dag. Disse materialene har både rollen som stimulerende medie, og som deteksjons medium (parallellen er kontrastvæsker for både røntgen og ultralyd), og som søker seg mot spesifikke bergarter. Dette kombineres med en neste generasjon Tracer teknologi. De globale løsningene, for eksempel vannflømming, vil fortsatt være dominerende, men fordi den vitenskapelige beskrivelsen er presis, blir slike metoder brukt fokusert og optimalt for å nå spesifiserte mål. Dessuten kommer kanskje fjernoperasjoner med prosesering i pilot, eksempelvis, undervansanlegg under is, transport med undervansfarkoster, men kanskje mer realistisk fullt ubemannet fjernoperasjoner av felt med kompliserte prosessinstallasjoner på havbunnen, for å ekstrahere gass hydratet, oljebehandling og lignende. Samt muligheten for tilgang på store kvantiter av CO2 for lagring og IOR formål. I det organisasjonsmessige perspektiv vil bruk av interaktive medier forsterkes, og det blir en enda tettere kobling mellom operasjon og FoU. Ledere på operativt nivå vil både måtte forstå operasjonelle oppgaver og være høyt utdannet. Som i aerospace vil det ikke være nok at en person holder bare et sertifikat (flygning), men også ha en vitenskapelig kompetanse (multi skill på topp nivå inne minimum to områder). Stavanger 4 oktober 2004 Kjetil M. Stuland