Gammelt oljefelt vekkes til live

Produksjonen skulle egentlig vært avsluttet i fjor. I stedet kan vi oppleve at 2022 ble starten på et litt spesielt kapittel i norsk oljehistorie.

– Da vi leverte Plan for utbygging og drift (PUD) for Frøy i 2008 var planen å begynne produksjonen i 2012 med avslutning i 2022 (geo365.no: «Frøy – nok en gang»). Men pga. finanskrisen kom utbyggingen aldri i gang, og siden da har fremtiden for dette feltet blitt diskutert mye frem og tilbake, forteller Tor-Ole Jøssund, geolog og undergrunnsleder i Aker BP.

Så ville omstendighetene det at Frøy er ett av flere små til middelsstore oljefunn i det området som tidligere var kjent under navnet NOAKA, nå Yggdrasil, og hvor Aker BP i desember 2022 gjorde det kjent at selskapet sammen med partnerne investerer 115 milliarder kroner i en utbygging av flere felt med til sammen 650 millioner utvinnbare fat oljeekvivalenter (o.e).

Yggdrasil (tidligere NOAKA)

Yggdrasil består av feltene Krafla, Sentral og Askja i nord og Fulla, Lille-Frigg, Frigg Gamma-Delta, Rind (Lille Frøy), Langfjellet og Frøy i sør. Aker BP er operatør både i utbyggings- og driftsfasen. Partnere er Equinor og PGNiG (tidligere LOTOS).

Frøy skal utvikles med en normalt ubemannet brønnhodeplattform (Hugin B) som knyttes til prosesseringsplattformen Hugin A.

Det spesielle med Frøy er at feltet allerede har vært i produksjon. Feltet ble funnet av Elf med brønn 25/5-1 i 1987 og satt i drift i 1995. Etter bare seks års produksjon ble det imidlertid stengt i 2001. Da var det tatt ut om lag 5,9 millioner m³ olje (35 millioner fat) og 1,7 milliarder m³ gass (om lag 48 millioner fat o.e.).

Sju år senere, i 2008, gjorde Det norske (som fusjonerte med BP Norge i 2016 og ble Aker BP) beregninger som viste at det kunne være mulig å ta ut ytterligere 56 millioner fat o.e. Men som nevnt satte finanskrisen en midlertidig stopp for planene, og det skulle gå hele 14 år før Aker BP nok en gang la frem konkrete planer om å gjenåpne et felt som ble stengt ned for mer enn 20 år siden.

Oppstarten av Yggdrasil er satt til 2027.

Parallellen Yme

Frøy vil med all sannsynlighet bli det andre feltet på norsk sokkel hvor produksjonen har blitt avsluttet for så å bli utviklet på nytt basert på nye utbyggingsløsninger og ny geofaglig forståelse og teknologi. Det første var Yme i Egersundbassenget.

Også for Yme skulle det gå mange år fra nedstengning til revitalisering. Oljefeltet i den sørøstlige delen av Nordsjøen ble påvist i 1987 av Statoil (Equinor) og produksjonen tok til i 1996. Feltet ble nedstengt i 2001 grunnet lave oljepriser.

PUD for ny utbygging ble godkjent i 2007 og feltet skulle etter planen ha startet opp igjen i 2013. Men som kjent viste det seg at plattformen hadde sprekker i bærekonstruksjonen slik at videre utbygging og produksjon ble umulig. Etter store kostnadsoverskridelser, og uten å ha produsert én dråpe olje, ble «skandaleplattformen» besluttet fjernet og skrotet i 2013.

En ny PUD ble levert på tampen av 2017, og produksjonen startet høsten 2021. Feltet skal etter nåværende plan produsere i (minst) ti år.

 Yme har altså vært gjennom tre utbygginger, og produsert olje i to omganger.

Snart skal også Frøy inn i ringen for andre gang. Dette har blitt muliggjort, ifølge Jøssund, først og fremst gjennom de nye planene for utbygging.

– Både for Frøy og de øvrige funnene og feltene i Yggdrasil, har vi snudd hver stein og gått frem og tilbake for å komme opp med gode løsninger for utvikling. Med en felles utbyggingsstrategi for hele området, får vi fordelt kostnadene på flere enheter og slik oppnår vi lønnsomhet på feltene som hver for seg trolig ikke ville vært drivverdige.

Også ny teknologi og bedre geologisk forståelse kan ha bidratt til at det gamle oljefeltet om få år blir revitalisert. Ikke minst vil vi tro at også høyere oljepriser enn vi hadde i 2001 har bidratt positivt for kalkylene og investeringsbeslutningen.

– Det har jo vært en lang vei fram til der vi er i dag, og det er etter hvert mange i Aker BP som har jobbet med Frøy. Like mye som ny teknologi er dette også en historie om å aldri gi opp. Av og til er det som om framtida står foran deg som en vegg – av muligheter. Men har du en veldig god ide, plan eller en drøm, må du aldri gi opp, mener Jøssund.

– Det er også en viktig jobb. I dette området er det enorme verdier ikke bare for oss, men for hele det norske samfunnet, som vi har ansvaret for. Målet vårt har hele tiden vært å få kontroll på usikkerhetene og jakte mulighetene.

Løser gamle utfordringer

– Vi har funnet en løsning på sulfatproblemet, fastslår undergrunnslederen.

Jøssund viser til et problem Elf slet med og som var én av årsakene til at feltet i sin tid ble stengt. Da oljeselskapet – som nå inngår i TotalEnergies – opererte Frøy frem til over årtusenskiftet, observerte de store utfordringer knyttet til en sementaktig substans – sulfatavleiring.

Avleiringene skyldtes at operatøren pumpet sjøvann ned i reservoaret for trykkstøtte. Avleiring oppstår under visse forhold når sjøvann kommer i kontakt med formasjonsvann i undergrunnen og danner sulfatsalter. Om sulfatsaltene felles ut i rørledninger eller brønner, kan de gå tett.

Aker BP vil i forbindelse med utbyggingen av Frøy unngå avleiringsproblemer ved å fjerne sulfat fra sjøvannet før det injiseres i undergrunnen.

En annen utfordring Frøy hadde i sin første driftsperiode, var drenering. Et arbeidslag av flere undergrunnseksperter med reservoaringeniør Magnus Lunde i spissen har i lengre tid jobbet med å se på en rekke alternativer for å få ut mer av oljen.

– Vannet som ble injisert fortrengte ikke oljen effektivt, men tok den letteste veien gjennom reservoaret, forklarer

Gjennombrudd av vann i reservoarer med påfølgende høy vannproduksjon er ikke en uvanlig utfordring for oljeprodusenter, og kan til dels løses gjennom flere brønner og bedre plassering av brønnene.

I dag har oljeselskapene langt flere muligheter når det kommer til brønnplassering og – styring enn de hadde på 1990-tallet. Aker BP kommer riktignok til å bore flere av sine brønner tilnærmet vertikalt, som også Elf gjorde, men mer og bedre data skal hjelpe dem å lede brønnene til de optimale delene av reservoaret.

Likeledes vil injeksjonsvannet styres og reguleres for hver sone, som vil sikre at alle soner vil få trykkstøtte. Kortere avstand til prosesseringsplattform gir også bedre betingelser enn i forrige runde, der det kan produseres mot lavere mottrykk.

Noder på havbunnen

Grunnlaget for å kunne identifisere og nå frem til de optimale delene av reservoaret, er gode seismiske data. Jøssund forteller at de har hatt god nytte av 3D seismiske data som ble samlet inn i området av Petroleum Geo-Services (PGS) i 2010 og 2011.

I 2021 og 2022 gikk de dessuten til anskaffelse av havbunnsseismiske data, der innsamlingsutstyret plasseres på havbunnen (noder) i stedet for å bli tauet med båt. Resultatet er bedre avbildning av strukturene i dypet.

Årsaken til at Aker BP valgte å samle inn havbunnsseismikk er todelt.

– For det første gir disse dataene et løft i kvaliteten av seismikken. Oppløsningen blir bedre. Dataene hjelper oss å få plassert brønnene optimalt fordi vi får en bedre beskrivelse av toppen og bunnen av reservoarene og av forkastninger. Dette har vi god erfaring med fra andre felter.

De havbunnsseismiske dataene ble samlet inn for hele Yggdrasil-området, og Aker BPs fremste geofysikere har brukt mye tid på prosessering av dataene (full waveform inversion) for å få best mulig utbytte av den nye seismikken.

Den andre årsaken til at Aker BP og partnerne har sikret seg havbunnsseismikken er for å kunne utføre fremtidige 4D-seismikkampanjer. 2021/2022-dataene vil utgjøre et grunnlag som alle fremtidige kampanjedata skal sammenliknes opp mot.

Ved å repetere 3D seismiske undersøkelser over samme område, får operatøren nemlig et bilde av endringene i reservoarene over tid. Slike endringer kan for eksempel vise hvordan kontakten mellom olje og vann stiger i takt med at olje blir produsert.

Men kanskje enda viktigere er det at 4D seismiske undersøkelser også kan fortelle om det er deler av reservoarene som ikke dreneres. Lommer (compartments) av olje kan stå urørt, og når reservoarspesialistene ser hvor dette er tilfellet – og i hvor stort omfang – kan de velge å anbefale at det bores nye brønner for å få produsert fra denne lommen.

Ifølge Jøssund er planen å starte 4D seismiske undersøkelser rundt 2030, altså ca. tre år etter at Yggdrasil inkludert Frøy har blitt satt i produksjon.

– Deretter vil undersøkelsene gjentas med noen års mellomrom, slik at vi kan følge med på hvor oljen tar veien – eller ikke tar veien.

Ingen sandkasse

Bedre løsninger og god forventet lønnsomhet til tross, Jøssund medgir at Aker BP har tatt høyde for en relativt lav utvinningsgrad – rundt 35 prosent for Frøy, men med potensial for mer.

Reservoarene er svært komplekse og heterogene med et «lappeteppe» av interne akkumulasjoner av olje, gass og vann. Betydelig lagdeling innebærer at både permeabilitet og porøsitet varierer mye.

– Dette er ingen sandkasse, oppsummerer han.

Reservoarene tilhører Vestlandgruppen av midtre jura alder. De sedimentære lagrekkene ble avsatt i det som var et kystmiljø preget av elve- og tidevannskanaler på en deltaslette, og deretter – i takt med at havnivået steg – et grunnmarint miljø.

Kanalsandene har gode reservoaregenskaper, men opptrer sammen med tette, kullholdige tidevannsavsetninger og finkornede grunnmarine avsetninger med langt dårligere egenskaper.

Formålet med å gjenopplive Frøy er å produsere gjenværende olje fra disse komplekse, geologiske lagene. Det innebærer en kombinasjon av avviksborede brønner (brønner boret skrått eller horisontalt), som vil kunne produsere fra flere av de geologiske lagene, og brønner med lengre, horisontale seksjoner i lag med lavere strømningsegenskaper.

Dermed kan man både rette seg inn mot “indrefiletene” og de mer “vanskelige” (mer heterogene) sonene. De ulike lagene har i dag ulikt trykk på grunn av ulik grad av produksjon og trykkstøtte fra den tidligere fasen. Ved å forbedre trykkstøtten og oljeuttaket for de ulike sonene, samt plassere brønnene mer optimalt på strukturen, forventer Aker BP å kunne øke utvinningsgraden.

Det er imidlertid fortsatt flere år til Yggdrasil og Frøy er ferdig utbygget, og effektiv ressursutnyttelse er et fastsatt mål.

Ifølge Jøssund vil Aker BP bruke all den lærdommen de kan fra blant annet olje- og gassfeltet Ivar Aasen på Utsirahøyden, som har liknende reservoaregenskaper som Frøy.

Han forteller at feltet fungerer som en parallell for både Frøy og flere av de andre kommende feltene i den sørlige delen av Yggdrasil med heterogene reservoarer som opptrer på ulike nivåer i lagpakken.

– Vi tar med oss dreneringsstrategien fra Ivar Aasen til Frøy når vi skal produsere fra flere reservoarer, delvis i parallell og delvis sekvensielt.

– Samtidig glemmer vi ikke at Frøy har sin egen produksjonshistorie som vi kan lære mye av. Så den beste parallellen vi har for Frøy, er kanskje Frøy selv, konstaterer undergrunnslederen.

Kan videreutvikles

Det er fortsatt fire år til Frøy skal settes i produksjon, og arbeidet med å øke den forventede utvinningsgraden er «work in progress». Den nye seismikken vil være til stor hjelp for å bedre planlegge produksjons- og injeksjonsbrønnene, men også for å kunne identifisere nye, nærliggende akkumulasjoner.

– For Frøy har vi fleksibilitet til å bore flere brønner utover de som er planlagt per i dag. I den sørlige delen av Yggdrasil har vi hele 21 ledige brønnslisser som kan benyttes til nye produsenter og injektorer. Vi har også planer for nye lete- og avgrensningsbrønner i området. Vi har satt av tre slisser for Frøy, utover de planlagte brønnene, forklarer Jøssund.

Aker BP har lagt opp til å utvikle Frøy med fem produksjonsbrønner og to brønner for vanninjeksjon. En sjette produsent kan bli boret for det grunneste identifiserte reservoaret der permeabiliteten i de finkornede grunnmarine avsetningene er lavere enn i de dypereliggende reservoarene.

Ytterligere én produksjonsbrønn er under vurdering for det nærliggende prospektet Frøy Nordøst som ligger om lag to kilometer nordøst for den nordligste planlagte produksjonsbrønnen ved Frøy. Elf boret en tørr brønn i området i 1991 (25/2-14).

– Vi har imidlertid tro på at vi kan finne en oljekolonne oppover langs flanken, og vi vil bore et sidespor inn i det aktuelle området fra en av produsentene. Avhengig av hva vi da treffer på, vil vi vurdere en dedikert oljeprodusent.

Aker BPs ressursestimater indikerer at prospektet kan inneholde 0,4 millioner m³ o.e. (2,5 millioner fat o.e.). Ikke store greiene, men like fullt en potensiell drivverdig forekomst med tanke på nærhet til infrastruktur. Om ressursene kan bekreftes, vel å merke.

Leter aktivt

I henhold til den gamle PUDen skulle Frøy nå ha vært endelig nedstengt etter å ha produsert olje i to omganger. I stedet vil det lille feltet bli en del av en storstilt utbygging på norsk sokkel som per i dag omfatter 9 felter og om lag 650 millioner utvinnbare fat oljeekvivalenter.

Disse tallene kan vokse seg større, all den tid Aker BP og partnere er aktive på letefronten og samtidig har fått tilgang på bedre, mer detaljert seismikk og kan utnytte nyere teknologiske løsninger og brønnboremuligheter. Ikke minst vil den kommende infrastrukturen i området bidra til å kunne gjøre nye, små funn drivverdige grunnet lavere investerings- og driftskostnader.

25. mai 2023 meldte selskapet at det har gjort et «betydelig» oljefunn i en letebrønn (Øst Frigg Beta/Epsilon), og foreløpige estimater indikerer 40 – 90 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.

– Min erfaring med Frøy viser at selv en skikkelig nedtur kan være ei oppside i forkledning. Der vi måtte gi opp ei enkelt felt-utbygging i 2008, endte vi opp med å utvikle et helt område, med åtte felt i tillegg, avslutter Tor-Ole Jøssund, som nå skal jobbe med Yggdrasils nordlige områder.

Kanskje vil Frøy ende opp med å produsere betydelig mer olje enn det ville ha gjort om det hadde blitt satt i gang i årene etter finanskrisen.