Olje fra undersjøiske fjellrom

Olje fra undersjøiske fjellrom

Tanken om å produsere olje fra undersjøiske fjellrom er langt mer enn 20 år gammel. Nå har presserende miljøutfordringer og teknologiske fremskritt drevet frem nye utredninger. Konklusjonen er at et slikt konsept kan være både teknisk mulig og økonomisk lønnsomt utenfor Lofoten og Vesterålen og andre kystnære områder.

– Utfordringene ved å bygge undersjøiske tunneler er kostnader og sikkerhet, forteller Kjell Are Vassmyr i Acona Wellpro.[1]

Lederen for selskapets Tromsø-kontor forteller at de tidlig i prosjektet, i samarbeid med flere oljeselskaper, lette etter åpenbare ”showstoppere”. Da de ikke fant noen, gikk de ut i markedet for å finne en aktør som kunne være interessert i å forfølge ideen.

De gikk nordover. Der fant de North Energy. I fjor høst var rapporten og konklusjonene klare, hvorpå oppdragsgiveren kommuniserte til allmennheten at tanken om undersjøiske tunneler var én mulig løsning innenfor en ”nullutslippsfilosofi”.

I august i år arrangerte Norsk Forening for Fjellsprengningsteknikk (NFF) et seminar om undersjøiske tunneler for olje- og gassproduksjon utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja (GEO 06, 2010, side 64). Grunnlaget var rapporten fra Acona Wellpro.

Flere stortingspolitikere var invitert. De fikk en grundig innføring i muligheter og utfordringer. Ballen er derfor nok en gang kastet for et ”tunnel- og fjellromprosjekt” for produksjon av olje på sokkelen. At veien frem fortsatt er både lang og kronglet, er det ingen av de involverte som legger skjul på. Men ett sted skal man begynne.

Godt erfaringsgrunnlag

Ideen om undersjøiske tunneler er langt fra ny. Allerede i 1802 foreslo en fransk ingeniør å bygge en tunnel under Den engelske kanal. Det skulle ta nesten 200 år å realisere prosjektet. I 1994 ble den 50 km lange ”The Channel Tunnel” åpnet. Tre år tok det for tunnelboremaskinene å trenge gjennom de sedimentære bergartene under kanalen.

I Norge er vi slett ikke ukjent med undersjøiske tunneler. Til forskjell fra England starter imidlertid disse i krystallinske bergarter på land og fortsetter i omtrent samme type stein under lange og dype fjordarmer. I løpet av de siste drøyt 25 år er det bygd i alt 25 undersjøiske vegtunneler her i landet. Tunnelene ligger spredt langs hele kysten fra Finnmark til Østfold. Hovedtyngden er likevel på Vestlandet.

I følge Statens vegvesen har tunnelene vært drevet gjennom høyst varierende bergkvalitet. Noen steder har fjellet vært skikkelig ”råttent”. Store problemer i form av ras og vanninnbrudd under driving har likevel vært sjeldne hendelser. I enkelte tilfeller har det oppstått problemer (blant annet i Bjorøytunnelen ved Bergen, i Oslofjordtunnelen (GEO 03, 1999), i Ellingsøytunnelen ved Ålesund og i Atlanterhavstunnelen på Nordmøre). Ingen steder har gjennomføringen av prosjektene av den grunn vært i fare.

Det skulle derfor være liten tvil om at vi er langt fremme her i landet når det gjelder tunnelteknologi (GEO 01, 2001; ”Verdensmestre i tunneldrift”).

Nå står vi muligens foran en ny æra: Bygging av undersjøiske tunneler og fjellrom for produksjon av hydrokarboner. Oljeselskapet North Energy (GEO 07, 2009; ”Den største myggen finner du i Finnmark”), med hovedkontor i Alta, har gått i bresjen og frontet prosjektet.

[1] Acona Wellpro er et av landets største uavhengige kompetanseselskaper som hjelper oljeselskapene med leting, boring, sikkerhet, miljø og beredskap.

Utfordringene fremmer kreativitet

Det skal ikke bli enkelt å komme i gang med petroleumsvirksomhet utenfor Lofoten og Vesterålen (GEO 08, 2009). Potensialet for å gjøre funn er stort (GEO 03, 2010; side 44-48), men mange interessegrupper med forbindelser langt inn i regjerningen stritter i mot. Motstanderne blir også hørt, og vår nåværende Olje- og energiminister, Terje Riis-Johansen, har klart det kunststykket å si at han er i mot å lete etter olje og gass i disse områdene.

Motstanderne mot oljevirksomheten rettet først skytset mot seismikk, men når vi nå vet at seismikken ikke dreper fisk (GEO 08, 2009; side 36-43), rettes skytset i stedet mot leteboring og eventuell oljeproduksjon. Med ulykken i Mexicogulfen friskt i minne, har de samme motstanderne selvsagt gode argumenter på hånden. Akkurat det må ikke underslås, selv om det er mange grunner til å tro at en slik ulykke ikke kunne skjedd i Norge (GEO 06, 2010, side 59), og at skadevirkningene av ulykken høyst sannsynlig er betydelig mindre enn det de fleste så for seg under utblåsningen.

Derfor er det påkrevd med kreative løsninger for å minimalisere risikoen for utslipp. Ett forslag er å produsere oljen fra undersjøiske bergrom rett over oljereservoaret. Da må det først bores en tunnel fra land som går gjennom den sedimentære lagrekken. Deretter må det sprenges ut og bygges et stort ”arbeidsrom” for boring av brønner og installasjon av produksjonsutstyr.

Ny teknologi er en driver

Ekspertene påstår at undersjøiske tunneler og produksjonsanlegg for olje ikke er vitenskapsfantasi. Det kan vi nå si med større tyngde etter at North Energy har foretatt en grundig utredning av ideen med hjelp fra en rekke aktører i Nord-Norge. Acona Wellpro stod for hovedtyngden av arbeidet, og selskapet har nå eierskap til konseptet og tilhørende patenter.

Det vil likevel ikke være første gangen det norske oljemiljøet beveger seg fra fastlandets gneiser og granitter til sokkelens skifre og sandsteiner.

Allerede på 1980-tallet ble muligheten for å drive tunneler i de sedimentære bergartene på sokkelen utredet, for så å drive olje- og gassproduksjon fra store fjellhaller (”Troll i fjell”). Konklusjonen den gangen var at løsningen var fullt ut teknisk mulig, men at en distanse på 60-70 km fra land ble alt for langt. ”Showstopperne” var den gang konstruksjonstid, kostnader, så vel som sikkerhet.

– Ny teknologi, blant annet lang erfaring med tunnelboremaskiner (TBM), gjør at det er grunn til å ta frem disse gamle ideene fra skuffen, mener Eivind Grøv, sjefsforsker i SINTEF Byggforsk og professor II ved NTNU. Grøv er også formann i NFF.

Mange vil huske prosjektet som AF og Mika gjennomførte med landfallstunnelen på Kollsnes. Her ble det anlagt et 7,5 km langt tunnelsystem for gassrørledninger fra prosessanlegget til et koblingspunkt 3,6 km fra land og 200 m under havnivå.

– Et slikt prosjekt var aldri tidligere gjennomført i oljeindustrien, forteller Jørund Gullikstad i AF Gruppen.

Men slike prosjekter er ikke billige. Den nye utredningen har konkludert med at en 35 km lang oljetunnel og to store fjellrom til et felt på den smale sokkelen utenfor Vesterålen kan komme til å koste 6-7 milliarder kroner.

– Det er ikke noen tekniske, uoverkommelige vanskeligheter med å få til en slik løsning. Det kan benyttes kjent teknologi rundt alle forhold av utbyggingen, sier Frode Nilsen i Leonhard Nilsen & Sønner (LNS) som også har bidratt i prosjektet.

– Det er bare flere ulike grener av kjent teknologi som settes sammen til et unikt prosjekt, legger han til.

North Energy satser særlig på leting og produksjon i nordområdene. De har derfor spesiell interesse av å fremme løsninger som er akseptable både for lokalbefolkningen og fiskerne.

– Prosjektet er realistisk, men kostnadene vil variere med ulik fjellkvalitet, kommenterer administrerende direktør Erik Karlstrøm i North Energy.

Vassmyr er enig, og reflekterer samtidig litt over at mens oljefolk generelt er litt skeptiske, har gruvefolk ingen problemer med å akseptere ideen.

Prosjektet Blåtind

Blåtind er et prospekt som North Energy har kartlagt utenfor Vesterålen. Det ligger ca. 30 km fra land, og vanndypet er 150 meter. Selve oljeletingen må foregå med tradisjonelle borerigger, men selskapet har vurdert flere produksjonsløsninger, herunder kjent teknologi med undervannsanlegg og flytende produksjonsplattformer. Disse er så sammenlignet med en undersjøisk løsning.

– Prosjektet hadde som målsetting å dokumentere hvorvidt et tunnelkonsept kan gjennomføres på forsvarlig vis med hensyntagen til alminnelige og aksepterte krav til HMS, teknologi og fremdrift, samt økonomi, forteller Karlstrøm.

Arbeidet med tunnelen vil starte i prekambriske bergarter på land. Herfra skal det drives en 4,5 km lang tunnel med en helning på åtte prosent ved bruk av konvensjonell boring og sprengning. I bunn vil det bli anlagt en basestasjon for montering av tunnelboremaskiner. De skal drive en strekning på 22 km fra gneis og inn i sedimentære bergarter av kritt alder.

Geologien under havbunnen er ganske godt kjent med grunnlag i kjerneprøver og seismikk. Vi vet derfor at boringen vil gå gjennom moderat konsoliderte skifre, siltsteiner og sandsteiner. Selve fjellrommet vil ligge ca. 150 meter underhavbunnen.

Fjellrommene, som skal benyttes for boring og produksjon, må drives med såkalte ”road headers” som er en annen form for mekanisk driving.

– Konseptet er med tre parallelle tunneler som skal drives samtidig, med et tverrslag for hver kilometer. Dette vil gi ett løp for personelltransport, ett for varetransport og ett for rørledninger som skal føre oljen til land. Tre løp gir også evakueringsmuligheter om noe skal gå galt i én av tunnelene, påpeker Grøv.

For at tunnelløsningen skal kunne konkurrere, er det påkrevet at tre TBM-maskiner sørger for jevn, høy og samtidig tunnelinndrift, legger han til.

Mange utfordringer

Grøv mener at tunnelboremaskiner (TBM) er den eneste gangbare metoden i de sedimentære bergartene. Dekan gi nødvendig inndrift og progresjon på drivingen og samtidig gi stor sikkerhet.

Han legger likevel ikke skjul på at det er en rekke utfordringer å ta fatt i. Han nevner ustabile masser (strukturell integritet), vanninntrengning og grunn gass. Dessuten må planleggingen undersøke spenningssystemene i bergartene nøye.

– Bergkvalitet og forkastninger er opplagte utfordringer, samstemmer Vassmyr.

– For produksjonsfasen er det nødvendig å adressere andre utfordringer som olje- og gasslekkasjer og konsekvenser av en eventuell utblåsning, legger Karlstrøm til.

Men oljetunneler kan ha mange fordeler. De kan eliminere mange av dagens viktigste sikkerhets- og miljøutfordringer.

– Dette gjelder bl.a. helikopterulykker, uhell under boring i havet, ulykker med forsyningsskip, utslipp til sjø, og – ikke minst – redusert konfliktnivå med andre næringsinteresser, presiserer Karlstrøm.

– Fremfor alt unngår vi muligheten for store ulykker som involverer mange mennesker siden det ikke er noen produksjonsplattform involvert, supplerer Vassmyr.

Karlstrøm trekker også frem muligheten for høyere utvinning ved et tunnelkonsept.

– På grunn av tørre brønnhoder, og enkel tilgang til disse inne i fjellrommene, oppstår det muligheter for å utføre mange teknisk kompliserte operasjoner både enklere og billigere, tiltak som igjen gir muligheter for økt produksjon.

– En økt utvinning på 10-15 prosent er realistisk, mener han, og det er slett ikke til å kimse av, noe Utvinningsutvalget, som kom med sin rapport i september (GEO 06, 2010; ”Små tall gir store verdier”), helt sikkert vet å sette pris på.

Kan gi god økonomi

De økonomiske beregningene som Acona Wellpro har foretatt forutsetter et felt med 200 millioner fat utvinnbar olje og boring av 18 brønner, og en tunnel hvor kostnadene er på den høye siden. Det er også tatt høyde for overskridelser på grunn av uforutsette problemer.

For ordens skyld legger vi til at et oljefelt i denne størrelsesorden slett ikke er utopi. I en rapport som Oljedirektoratet la frem tidligere i år (GEO 03, 2010; side 44-48), har de forventninger til flere felt utenfor Lofoten og Vesterålen som er så store eller større.

Så da gjenstår det store spørsmålet: Er det virkelig økonomi i et slikt prosjekt?

– Ja, svarer Karlstrøm, som selv er litt overrasket over den konklusjonen utredningen har gitt, for tunnelkonseptet viser helt sammenlignbare kostnader med undersjøisk produksjonsanlegg og flytende produksjonsplattform.

Én av forklaringene på at en dyr tunneløsning kan bli lønnsom er at boring med landutstyr, slikt som skal benyttes i fjellrommene, koster ned mot 1/20 del i forhold til hva konvensjonell offshoreboring koster.

– Tunnelløsningen viser seg faktisk å være direkte konkurransedyktig, og hvis vi også tar med effekten av økt oljeutvinning, kan dette bli et riktig godt prosjekt, fremholder Erik Karlstrøm.

Han er altså forsiktig optimist på vegne av ny teknologi og innovative løsninger. Samtidig innser han at det er langt frem, svært langt, og at en mulig tunnelløsning på ingen måte må være en bremse for utvikling av andre konsepter.

Optimal avstand

– Tunnelløsningen er for oljefelt nær land. Men ikke for nært. Når avstanden er mindre enn 15 km, er det like greit å bore fra fjæra, hevder Vassmyr, og viser til oljefeltet Wytch Farm i Sør-England hvor boreoperasjonene foregår fra landbaserte rigger.

Så må det heller ikke være for langt ut. Beregningene viser at den optimale avstanden til land for en løsning med tunneler er 15-50 km.

Og der står saken. Industrien mangler foreløpig et felt i rett avstand for å investere mer i konseptutvikling.

Vi kommer ikke lengre med dette prosjektet før kystnære områder åpnes, mener Kjell Are Vassmyr i Acona Wellpro.

COMMENTS

WORDPRESS: 0
X