Hva er økt utvinning?

Av Anders Nermoen, Postdoktor ved IRIS og Universitetet i Stavanger

Økt oljeutvinning er drevet frem av håpet om en bedre utnytting av de ressursene jorda byr på. Vi forskere henter motivasjon fra gleden av å jobbe med interessante kjemiske, geologiske, fysiske og teknologiske prosesser. Samtidig er det inspirerende å vite at resultatene våre påvirker ressursgrunnlaget og med det den globale energiproduksjonen som ligger grunnlaget for samfunnsutviklingen. Hvis man klarer å øke utvinningsgraden på norsk sokkel med 1% (fra dagens omtrent 45-50%) vil det tilsvare en ekstrainntekt på snaut 300 milliarder kroner som kan brukes til det spleiselaget samfunnet tross alt er.

Image

Bildetekst: En god slump penger dersom man har de i lommen (man kan både bli mett og ha penger til bussen hjem). Allikevel er verdien av disse pengene omtrent bare en milliard-del av de verdiene man ville kunne fått dersom man økte utvinningsgraden på norsk sokkel med 1%. En milliard-del tilsvarer størrelsesforholdet mellom ei klinkekule og jorden.

Økt utvinning, eller EOR (enhanced oil recovery) og IOR (improved oil recovery) på godt norsk, er sentrale begrep i det politiske Norge om dagen. Fredag 30. August kunngjorde Ola Borten Moe på vegne av Norges Forskningsråd (NFR) hvor det nasjonale senteret for økt utvinning skulle ligge de neste åtte årene. Det var Universitetet i Stavanger og IRIS som fikk senteret, og med det 10 millioner statlige blanke årlige kroner, pluss minst det dobbelte fra flere oljeselskap. Formålet med senteret er å øke utvinningen av olje og gass på norsk sokkel. Dette er et senter for industrien og ved å skreddersy de industrielle prosessene til den bergarten hvor oljen ligger lagret vil man både øke produksjonsraten OG øke den utvinnbare delen av oljen.

Slik dagens oljepolitikk er organisert, handler oljeproduksjonen om å pumpe ut oljen så raskt og billig som mulig for på den måten skape størst mulig profitt til både oljeselskap og dermed til pensjonsfondet. Det har siden oljen ble funnet på norsk sokkel på 1960 og 70-tallet vært debattert om man skal pumpe ut oljen sakte og forsiktig, med en tilsvarende lav profitt, eller om man skal pumpe ut oljen så raskt som mulig (for så å spare pengene våre i bedrifter i utlandet). En ting er sikkert: Oljeplattformer har en endelig levetid – de ruster. Det er store daglige utgifter å holde produksjonen i gang. Man er derfor avhengig av å produsere mest mulig for å skape verdier. Uansett. For å få tilbake investeringene vil det for industri og staten være rasjonelt å maksimere produksjonsraten. Men, dette blog-innlegget skal ikke handle om politikk. Poenget er å vise et eksempel hvor forskningen blir styrt av både industrielle og politiske prosesser (så kan man i etterkant diskutere forholdet til den frie forskningen).

Er det ønskelig å øke utvinningsgraden av hydrokarboner i et større perspektiv? Et viktig spørsmål i seg selv, men dette innlegget skal heller ikke handle om klima og vårt etter sigende overforbruk av fossile brennstoff i dagens samfunn (det hadde nok vært klokt å spare litt av dette fantastiske stoffet til fremtidige generasjoner og ikke brenne av alt nå). Det jeg ønsker å dele er hva som ligger i begrepene IOR og EOR, dvs på norsk “økt utvinning”. Jeg ønsker at du etter å ha lest dette har fått en grunnleggende forståelse av hva “økt utvinning” er og hvordan man gjør forskning ut av det.

Image

Bildetekst: Sånn kan forskning noen ganger se ut i praksis. Vi forskere bruker både datasimuleringer, teori, lab-arbeid og feltobservasjoner (og vi leser hva andre har gjort før oss) for å forstå hvordan verden henger sammen.

I en verden med økende etterspørsel etter fossile brennstoff samtidig med en fallende oljeproduksjon, har et nytt fagfelt vokst frem. Bak det tverrfaglige feltet “økt utvinning” står geologer, kjemikere, fysikere, ingeniører og til og med biologer!

Det er gode økonomiske årsaker til å øke den utvinnbare delen av oljen. Men hvorfor sier jeg utvinnbar, eller hvorfor kan vi ikke bare produsere all oljen? For å forstå det må vi se litt nærmere på hvordan oljen ligger lagret i reservoarene og hva som hindrer oljen å flyte inn i produksjonsbrønnene.

Oljen ligger ikke i et stort tomrom, som i et basseng eller hule under bakken. Oljen ligger fanget i små porer i berget, hvor hver pore er mellom en tusendel og en hundredels millimeter store. Tenk deg at oljen ligger lagret som i en fuktig sandkasse. Der har hydrokarbonene, dvs olje og gass, og endel vann blitt fanget i en oljefelle. Oljen ble ikke dannet i reservoarene, men siden oljen er lettere enn vann ble den fanget på sin vei (migrasjon) opp mot overflaten. Hydrokarbonene ble dannet i kompliserte kjemiske prosesser hvor sedimenter av biologisk materialet ble nedbrutt ved høye trykk og temperaturer (oljevinduet). Det er altså ikke der oljen ble lagd over millioner av år at vi finner den i dag. Oljen finnes i både sandreservoar (f.eks. Johan Sverdrup-feltet som ble funnet i 2012) eller i kalksteinreservoar (f.eks. Ekofisk-feltet eldst og representerer starten på norsk oljealder). På norsk sektor er de aller fleste oljefeltene sandaktige, mens på verdensbasis er fordelingen mellom kalkstein- og sandsteinreservoar omtrent 50-50%.

Image

Bildetekst: Dette er et bilde av en typisk reservoarstein av kalk. Utsnitt er cirka 6 mikrometer (dvs 6 tusendels millimeter). Oljen ligger altså lagret i hulrommene mellom kornene og utfordringen ligger i å vaske verdiene ut billigst mulig. Kalk, dvs kritt som alle kjenner fra skolen som husker den tiden da tavlene var grønne, er et fantastisk spennende geologisk materiale som jeg håper å kunne skrive litt om seinere. Tania Hildebrand-Habel tok bildet.

Nede i reservoarene er det et forhøyet væsketrykk på grunn av gass-generering og sammentrykking drevet av vekten på berget over reservoaret. Dersom man stikker et tynt sugerør (borrer en brønn), gjerne 20 cm i diameter, vil trykket i bunn av brønnen være lavere enn trykket i reservoaret. Det gjør at væsken starter å flyte mot brønnen og produksjonen av olje, gass, og vann er i gang. Det høres enkelt og greit ut, men fra dag 1 vil man møte problemer. Hvordan separere og rense oljen fra vann og gass og andre elementer, slik at vi kan fylle den på bilene våre? Dersom man endrer trykket og temperaturen, felles det ut nye mineraler som tetter brønnene. I tillegg vil væskeflyten mot produksjonsbrønnen dra med seg rusk og rask som også bidrar til tetting. Scale er en samlebetegnelse for all grus og mineralutfelling i brønnene. Scale gjør at man mister produksjonsbrønner og er med det med på og signifikant øke kostnadene produksjonsfasen. Klarer DU å finne løsningen på scale-problematikken blir du mange mange mange-millionær… Mer om scale-problematikk ved et eventuelt seinere bloginnlegg.

Poenget er, før produksjonsstart var det et forhøyet trykk i reservoaret som gjorde at ved å borre en brønn vil oljen flyte mot brønnen (produksjonsbrønn = produsenten). Etter hvert vil trykket i reservoaret synke slik at mindre olje vil flyte mot produsenten. Produksjonsraten går ned. Denne strategien fungerer bare i begynnelsen. For å opprettholde en høy oljeproduksjon fant man tidlig ut at å injisere en billig væske (sjøvann) på den ene siden og produsere en mer verdifull væske (olje og gass) på den andre var hensiktsmessig. Injeksjonsbrønner ble boret. Med injeksjonsbrønner (=injektor) oppnår man to mål, først å opprettholde trykket i reservoaret slik at trykkforskjellen fra reservoaret til bunnen av produksjonsbrønnen ble gjenopprettet. For det andre, og nært beslektet, kan man la vannet bytte plass med oljen og dermed skyve oljen foran seg ut mot produsenten. Dyr olje skal ut, mens billig vann skal bli igjen i reservoaret.

Dette scenarioet vil føre med seg flere optimaliseringsmuligheter – og med det danne et nytt fagfelt, “økt utvinning”, eller IOR (improved oil recovery). Sentrale spørsmål er, hvor i reservoaret bør man injisere vannet? Hva er den optimale plasseringen av produsent (brønn som produserer) og injektor (brønn man pumper vann ned i reservoaret) i forhold til hverandre slik at mest mulig av reservoaret blir berørt av injeksjonsvannet? For å finne et fornuftig svar, må man tenke på forskjelligheten til reservoaret. Denne sandkassen som vi tenkte oss tidligere er veldig forskjellig på forskjellige steder. Reservoaret har grov sand her, fin sand der, den er lagdelt og den er sprukket opp. Dette vet man både fra seismiske data for avbildning av reservoaret, datainnsamling fra borre og produksjonsprosessen. I tillegg er det noen ganger slik at sprekkene og de geologiske forkastningene fungerer som effektive transport-årer av væsken, mens de andre ganger forsegler ulike deler av reservoaret. Dessuten ligger væsken lagdelt oppå hverandre i reservoaret hvor vann som er tyngst ligger nederst, så kommer et lag med olje for så gass øverst mot toppen av reservoaret. Ved bruk av store datasimuleringer for hvordan forskjelligheten, sprekkene og olje-vann-gass plasseringen i reservoaret vil man kunne finne den beste brønnplasseringen. En slik beregning brukes for å beregne hvor stor del av reservoar volumet som blir fortrengt av vann. Dette tallet kalles «volumetrisk fortregningseffektivitet» og er et tall man gjerne ønsker skal være størst mulig.

Nå er det sånn at for å øke utvinningen er enkleste måte å borre flere brønner. Men boring av brønn er dyrt! Usigelig dyrt. Derfor blir det investert betydelige midler i automatisering og teknologiutvikling av boreprosesser for å gjøre borrearbeidet sikrere og billigere med en økt suksessrate. En utvikling av boreteknologi er derfor veldig viktig for IOR. Men siden boring er dyrt, må vi tenke hva kan vi gjøre med de brønnene vi har? Hvordan kan vi klare å spare en brønn eller to og få ut like mye olje? For å kaste lys på disse spørsmålene må vi se litt mer på hvilke fenomen som er kan skjer inne i reservoaret.

Nå er det sånn at vannet gjerne følger den enkleste veien fra injektor til produsent. Det er en innebygd ustabilitet som oppstår når man injiserer en lettflytende væske inn i en tungtflytende væske. Vann er mer lettflytende enn olje (de har et mobilitetsforhold). Dermed vil vannet være tilbøyelig til å kanalisere seg og strømme der det har strømmet før (i tillegg til selvfølgelig å følge sprekker og hulrom). Denne prosessen er en av flere artige ustabiliteter som foregår helt naturlig i naturen og som danner vakre mønstre (se feks Rayleigh-Taylor ustabiliteten eller Saffmann-Taylor i bildet og linken under).

Image

Bildetekst: Dette bildet viser mønstrene som oppstår når man injiserer en tyntflytende væske inn i en mer tyktflytende mellom to parallelle glassplater. En del av den tyktflytende væsken blir igjen. Hentet fra http://n-e-r-v-o-u-s.com/blog/?cat=84%2C37%2C16%2C37&paged=3)

For å forhindre denne ustabiliteten og kanalisering av vannet kan man tilsette polymerere eller geler til vannet. Et polymer er små, tynne tråder som med tiden vikler seg sammen og gjør vannet mer tyktflytende. Gelering er en annen måte å genere en tyktflytende væske på. Utfordringen er da å finne billige polymerere eller geler som reagerer til rett tid og ved den rette temperaturen slik at en plugg kan danne seg midt i en av disse effektive vann-kanalene. Dermed må vannet finne nye veier gjennom reservoaret og med dette øke den volumetriske fortregningseffektiviteten. Se litt mer i linken under om hvordan Statoil har implementert storskala flømming på Snorrefeltet.

Men hva gjør så først vannet når det kommer til en bit av berget? Hvor effektiv er vannet til å skyve oljen ut av hver enkelt pore? Dette kalles gjerne mikroskopisk fortrengningseffektivitet, og sier noe om hvor mye av oljen som er i en steinklump som kommer ut ved å pumpe inn så eller så mye vann. Ofte er det slik at jo mer man vann pumper inn i en steinprøve fylt med olje, jo mer olje kommer ut inntil man når et nivå kalt den residuale oljemetningen (SOR). Hvor mye olje som faktisk blir igjen etter flømming avhenger av egenskapene til injeksjonsvæsken. Andelen vann man får opp av en produksjonsbrønn (vannkuttet) kan ikke bli for stor. Et for høyt vannkutt representerer et stort problem på oljeplattformer. Produksjonsvannet drar ofte med seg både radioaktive og giftige stoffer som ikke kan slippes ut i havet. Heldigvis har vi strenge miljøregler på norsk sokkel som sier at man ikke kan dumpe det rett i sjøen.

En funfact er at i Norges eldste oljefelt, Ekofisk-feltet, har man injisert vann tilsvarende røffli 60% av det totale pore-volumet på reservoaret. Dette har økt utvinningen, men mye av vannet har bare kommet opp igjen gjennom produksjonsbrønnen og enten blitt renset eller re-injisert i reservoaret. Uansett, et for høyt vannkutt reduserer den økonomiske marginen i produksjonsfasen. Man kan altså ikke pumpe inn hvor mye vann som helst inn i et reservoar. Igjen havner vi ved et optimaliserings-spørsmål og en lekegrind for forskere. Er det mulig å optimalisere injeksjonsvannet slik at man kan produsere mer olje? Hvordan maksimere den mikroskopiske fortregningseffektiviteten?

Image

Bildetekst: Sånn ser industrifasilitetene ut som pumper oljen fra Ekofiskfeltet. Det er på disse plattformene at en fremtidig ny ior-strategi skal virke. Bildet er hentet fra www.conocophillips.no

Nå går jeg inn i en del av økt utvinningsfagfeltet som kalles EOR – enhanced oil recovery. EOR omhandler å finne den beste, billigste og lettest gjennomførbare teknikken på industriell skala for å øke utvinningen ved å endre på injeksjonsvannet. EOR representerer derfor en begrepsmessig undergruppe av IOR.

Hvis man tenker på fett på middagstallerkenen,- hvordan vasker man tallerkenen? Hva er den beste måten å løse oljen fra steinoverflaten med minst mulig bruk av vann? To stikkord,- temperatur og såpe. Såpe først, eller rettere sagt surfaktant. Surfaktant virker ved å redusere overflatespenningen mellom vann og olje. Overflatespenningen er de molekylære kreftene mellom faser, som gjør at trykkforskjeller mellom oljefasen og vannfasen kan opprettholdes. Tilsetter man surfaktant til injeksjonsvannet reduseres denne effekten og olje fanget i porerommet kan bli med vannet ut. Så til temperatur hvor økt temperatur gjør oljen mer lettflytende. I Canada driver Norge en storstilt satsing på tjæresand. Der ligger bitumen-tjæren lagret i sandlag helt oppe i dagen. Tjæren er den mest tyktflytende delen av hydrokarbonene, og de mer mobile komponentene har enten blitt fordampet bort eller blitt vasket ut med tiden. Det er store ressurser det er snakk om. Tjæren ligger altså der i sandlagene oppe i dagen, ikke lengre et reservoar langt under bakken som på i Norge. For å drive ut tjæren ut fra porerommet injiserer man kokende vanndamp på injeksjonssiden. Injeksjonen øker trykket og gjør tjæren mer lettflytende samt at vannet blir igjen i porerommet. Det gjør at olje kan flyte mot produsenten. Endel av den oljen som blir produsert brukes da til å koke vann som igjen injiseres på andre siden. En relativt energikrevende prosess. Den mer tradisjonelle måten å drive oljesandproduksjon på er å grave ut store stygge dag-brudd hvor store dumpere tar jafs av jorden og kjører sanden inn i kokeri hvor man varmer opp sanden og oljen renner ut i bunn. En svært miljø-ødeleggende prosess, men det finnes altså alternative strategier til dette hvor man kan ved å vite litt om kjemi, geologi, fysikk kan forbedre de industrielle prosessene og spare miljøet.

To andre prosesser for å mobilisere oljen er i vinden i Norge om dagen. Det første handler om å optimalisere salt-konsenstrasjonen i injeksjonsvannet. Ionene i saltvannet reagerer med steinoverflaten og kan med det endre fukt-egenskapene til steinoverflaten. Fukt er et viktig begrep til å forstå økt utvinning. I tillegg til at det finnes overflatespenning mellom olje og vann, finnes det også en overflatespenning mellom vann og stein-flate og olje og steinflaten. En steinflate kan være vannfuktet, oljefuktet eller en blanding av olje og vannfuktet. At en flate er oljefuktet gjør at oljen binder seg til overflaten og er dermed et hinder fra å flyte mot produksjonsbrønnen. For en vannfuktet overflate vil vannet flyte utover, eller tenk på papir hvor vannet suges inn og utover i papiret (digresjon: rart med disse oppvaskhandklærne som når man kjøper de ikke suger til seg vann før man har vasket de noen ganger). Mens på en oljefuktet flate, for eksempel et nypolert bilpanser, vil vannet ligge som perler og minst mulig av vann-overflaten vil være i kontakt med panseret. Vannet liker ikke å ligge inntil en oljefuktet overflate. Altså. Hvis steinen er oljefuktet, vil oljen bindes til poreveggen og vannet vil ikke klare å presse oljen ut. Selv om detaljene i prosessen rundt fukt-endring grunnet saltvannsflømming nok ikke er helt forstått har man funnet at ved å endre ionekonsentrasjonen (og komposisjonen) i saltvannet vil man kunne endre fuktegenskapene og med det øke den mikroskopiske fortregningseffektiviteten. Ønskelig altså.

Litt mer om dette med fuktendring. Fuktendring av oljevåte til vannvåte reservoar øker oljeproduksjonen. Jeg nevnte i begynnelsen at til og med biologer bidrar til feltet økt utvinning! Man har altså funnet ut at ved å introdusere bakteriekulturer i porene vil disse kulturene i heldige betingelser leve på steinoverflaten og med det danne en mer vannvåt reservoarstein. Potensialet for utforskningen av en mikrobiell økt mikroskopisk fortregningseffektivitet er lagt.

Den andre prosessen som er i dagsaktuell i Norge for å øke utvinningen omhandler CO2-injeksjon. Eller WAG, det vil si Water Alternating Gas. Tester har vist at ved CO2-injeksjon kan man øke utvinningen betraktelig – mer olje kommer ut fra testene med bare litt vann injisert. På den måten vil man kunne få et salgbart produkt fra kullkraft med CO2-fangst! Oljeselskapene vil kunne kjøpe CO2 i flytende form, blande det inn i sjøvannet og injisere det i brønnene sine for så å produsere mer olje i andre enden. Dette er svært spennende og interessant scenario for oss som tror på at vårt utslipp av CO2 til atmosfæren endrer klimaet (…og at vårt samlede utslipp påvirker klimaet slik at endringer skjer raskere enn det biologen kan tilpasse seg og med det true matproduksjon og til slutt for livsgrunnlaget for mennesket). CO2-fangst og lagring kombinert med økt utvinning er et forlokkende scenario som vil kunne øke motivasjonen for å drive frem fullskala rensing av kullkraftverk.

Økt utvinning får man ved å øke både den volumetriske- og mikroskopiske fortregningseffektiviteten til injeksjonsvannet. Dette kan oppnås med å borre flere brønner, eller å optimalisere injeksjonsvæsken som skal skyve oljen foran seg ut mot produksjonsbrønnen. Andelen av produsert olje i en sen produksjonsfase er gitt ved produktet av den volumetriske og mikroskopiske fortregningseffektiveteten. En suksessfull implementasjon av økt utvinning måles etter to kriterier: 1. den totale utvinnbare ressursen økes, for eksempel fra 45 til 50% før det blir for dyrt å drive den industrielle prosessen videre; og 2. man får ut oljen på en raskere måte slik at man kan nå 50%-målet raskere enn man ellers ville gjort.

En konsekvens av en suksessfull økt utvinning er at felt som før ikke ville vært drivverdige nå vil kunne bli det. En suksessfull økt utvinning gjør at vi utnytter ressursene i de allerede åpnede oljefeltene på en bedre måte. En suksessfull økt utvinning vil kunne gi oss en jevnere og mer kontrollert overgang til en fossilfri energiproduksjon. Det vil gjøre de menneskelige lidelsene mindre enn de som ellers ville vært dersom oljekranene ble skrudd av i dag.

Dette er litt av hva som driver frem økt utvinning, hva det er og hva det kan være godt for.

Noen relevante referanser:
Åm-rapporten ligger her: http://www.regjeringen.no/upload/OED/pdf%20filer/Oktutvinning.pdf
Litt om Peak Oil fra Wikipedia som gir en ål rait introduksjon: http://no.wikipedia.org/wiki/Peak_oil
Rayleigh-Taylor ustabiliteten: http://en.wikipedia.org/wiki/Rayleigh_Taylor_instability

Litt mer om mønstre som danner seg når man injiserer en fluid inn i en annen: http://n-e-r-v-o-u-s.com/blog/?cat=84%2C37%2C16%2C37&paged=3

IRIS og Statoil sitt flømmeprosjekt: http://www.statoil.com/no/OurOperations/ExplorationProd/ncs/snorre/Pages/SiriKnutsen.aspx

Av Anders Nermoen (Post Doc ved IRIS AS og UiS i Stavanger)

Legg igjen en kommentar

Fyll inn i feltene under, eller klikk på et ikon for å logge inn:

WordPress.com-logo

Du kommenterer med bruk av din WordPress.com konto. Logg ut / Endre )

Twitter picture

Du kommenterer med bruk av din Twitter konto. Logg ut / Endre )

Facebookbilde

Du kommenterer med bruk av din Facebook konto. Logg ut / Endre )

Google+ photo

Du kommenterer med bruk av din Google+ konto. Logg ut / Endre )

Kobler til %s