Effektiv ressursutnyttelse i modne områder

Økt utvinning på felt i drift kan tilføre det norske samfunnet store verdier. Når produksjonen fra et felt minker, er det også viktig at den ledige kapasiteten utnyttes gjennom å knytte nye funn opp mot eksisterende infrastruktur. I en del tilfeller er også bruk av eksisterende infrastruktur en forutsetning for lønnsom utbygging og produksjon av nye, mindre forekomster.
Økt utvinning på felt i drift kan tilføre det norske samfunnet store verdier. Når produksjonen fra et felt minker, er det også viktig at den ledige kapasiteten utnyttes gjennom å knytte nye funn opp mot eksisterende infrastruktur. I en del tilfeller er også bruk av eksisterende infrastruktur en forutsetning for lønnsom utbygging og produksjon av nye, mindre forekomster.
Økt utvinning Tredjepartsadgang og utbygging av funn

For å sikre god, langsiktig forvaltning av petroleumsressursene og at andre samfunnshensyn blir ivaretatt har myndighetene etablert klare rammer for utbygging og drift. Dette innebærer at det fra utbygging av feltene og fram til avvikling, må tas hensyn til langsiktige, helhetlige og effektive løsninger, blant annet for effektiv ressursutnyttelse i modne områder.

Det gjøres store investeringer for å øke utvinningen fra feltene som er i produksjon på norsk sokkel. I tillegg til geologiske forutsetninger bidrar dette til at utvinningsgraden på norsk sokkel er høy sammenliknet med mange andre petroleumsprovinser. I tillegg knyttes nye, omkringliggende funn til de eksisterende feltene. Dette sørger for effektiv bruk av infrastrukturen og at levetiden til feltene kan forlenges.

Når virksomheten avsluttes, skal innretningene i hovedsak disponeres og området ryddes.

Økt utvinning

I dag er gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje fra oljefelt på norsk sokkel om lag 47 prosent, og det er en målsetting at utvinningsgraden skal økes ytterligere. Det er imidlertid stor forskjell mellom feltene med hensyn til utvinningsgrad. Dette skyldes blant annet ulike typer reservoar og geologiske forhold og ulike tekniske løsninger.

Store oljeressurser vil ikke bli utvunnet med dagens planer og teknologi. Om lag halvparten av disse krever avanserte metoder, såkalt "Enhanced Oil Recovery" (EOR), for å bli produsert. Det er viktig at nye metoder for økt utvinning blir testet, kvalifisert og tatt i bruk på norsk sokkel innen rimelig tid for å unngå at betydelige oljevolum går tapt.

Det er stort potensial for økt utvinning fra flere felt på norsk sokkel. I samarbeid med Imperial College i London har OD gjennomført en kartlegging av potensialet for økt utvinning med EOR-metoder på de 46 største oljefeltene og -funnene på norsk sokkel. Analysen konkluderer med et betydelig teknisk EOR-potensial på om lag 700 MSm3 olje. Dette tilsvarer nesten like mye olje som to Johan Sverdrup-felt. Det er også beregnet et skalert EOR-potensial ved å ta hensyn til operasjonelle, økonomiske og miljømessige faktorer ved implementering av EOR-metoder i feltene. Det skalerte EOR-potensialet, ved gitte kriterier er beregnet til om lag 350 MSm3 olje.

For mer informasjon om EOR-screeningstudien, se OD's Ressursrapport 2019.

Fordeling av oljereserver og -ressurser for de største oljefeltene per 31. desember 2019

Kilde: Oljedirektoratet

Skriv ut figur Last ned grunnlag Fordeling av oljereserver og -ressurser for de største oljefeltene per 31. desember 2019 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)

Fordeling av oljereserver og -ressurser for de største oljefeltene per 31. desember 2019

Arbeidet med å sikre høyest mulig utvinning fra et felt starter når utbygging av feltene planlegges og innretningene designes. De fleste oljefeltene på sokkelen har trykkstøtte ved injeksjon av vann og/eller gass allerede fra produksjonsstart. Stadig bedre teknologi og kunnskap om reservoar­overvåkning bidrar til å gjøre utvinningsstrategiene i feltene bedre.

Gjennom systematisk datainnsamling og bruk av produksjons- og reservoardata øker også forståelsen av reservoarets egenskaper gjennom hele produksjonsfasen. Bedre forståelse av hvor oljen og gassen befinner seg og hvordan den strømmer er viktig for å plassere brønner bedre. På denne måten identifiseres stadig nye boremål.

Ettersom forståelsen av reservoarets egenskaper øker gjennom hele produksjonsfasen, bidrar dette normalt sett til store forskjeller mellom produksjonsprognosen som lå til grunn i den opprinnelige planen for utbygging og drift (PUD) og hva som faktisk blir produsert. Dette er vist i figuren under for et utvalg av felt på norsk sokkel.

Produksjonsutvikling for Ekofisk, Varg, Oseberg og Ula

Last ned som bilde (PNG)

(Kilde: Oljedirektoratet)

Hvor mye olje som kan produseres fra et felt, er en funksjon blant annet av reservoarforhold, utbyggingsløsninger, produksjonsstrategi og tilgjengelig teknologi. Oljen som ikke er omfattet av dagens produksjonsplaner, kan gi et grunnlag for tiltak for økt utvinning. Denne oljen deles inn i to kategorier, mobil og immobil olje.

Den mobile oljen er i prinsippet bevegelig med dagens produksjonsbrønner og produksjonsmetode, og kan utvinnes ved hjelp av flere brønner og mer langvarig bruk av vann- og/eller gassinjeksjon.

Immobil olje er olje som henger fast på poreveggen i reservoaret og som ikke kan presses ut av porene og produseres ved injeksjon av (mer) vann eller gass. Det kreves bruk av mer avanserte metoder for at den immobile oljen skal kunne mobiliseres.

Tredjepartsadgang og utbygging av funn nær eksisterende infrastruktur

Ifølge tall fra nasjonalregnskapet så er det investert i overkant av 4000 milliarder kroner på norsk sokkel målt i dagens kroneverdi. Gjennom disse investeringene er det etablert mye infrastruktur. Denne infrastrukturen gjør det mulig å produsere og transportere petroleum, og den legger grunnlag for å utnytte nye ressurser på en kostnadseffektiv måte.

Leting etter og utbygging av ressurser i nærheten av eksisterende infrastruktur kan tilføre det norske samfunnet store verdier. Når produksjonen fra et felt avtar, blir det ledig kapasitet i infrastrukturen. Ved å knytte nye ressurser til ledig infrastruktur sørger man for effektiv bruk av eksisterende innretninger.

I en del tilfeller er bruk av eksisterende infrastruktur en forutsetning for lønnsom utbygging og produksjon av nye, mindre og nærliggende forekomster. Dette blir ofte omtalt som tidskritiske ressurser ved at de må produseres, før eksisterende infrastruktur fases ut.

I en del tilfeller er bruk av eksisterende infrastruktur en forutsetning for lønnsom utbygging og produksjon av nye, mindre forekomster
Stigerør på Kvitebjørn
Stigerør på Kvitebjørn - Foto: Harald Pettersen, Equinor (Statoil)

For å medvirke til effektiv bruk av eksisterende infrastruktur, blant annet plattformer og rørledninger, utarbeidet Olje- og energidepartementet Forskrift om andres bruk av innretninger, med virkning fra 2006 (Third Party Access eller TPA-forskriften).

Formålet med forskriften er å sikre effektiv bruk av infrastrukturen og dermed gi rettighetshaverne gode insentiver til å drive lete- og utvinningsvirksomhet nær eksisterende infrastruktur. Formålet blir oppfylt gjennom rammer for forhandlingsprosessen og utformingen av tariffer og vilkår i avtaler om andre sin bruk av innretninger. Forskriften innebærer ingen endring i prinsippet om at det er de kommersielle aktørene som skal forhandle fram gode løsninger.

Andres bruk av innretninger

Third party access - TPA

Forskrift 20. desember 2005 nr. 1625 har til formål å sikre effektiv bruk av infrastrukturen og dermed gi rettighetshaverne gode insentiver til å drive lete- og utvinningsvirksomhet nær eksisterende infrastruktur.

Forskriften gir rammer for forhandlingsprosessen mellom eier og bruker av innretningene, og for utformingen av tariffer og vilkår i avtaler om andre sin bruk av innretninger. Uenigheter som oppstår under forskriften kan bringes inn for Olje- og energidepartementet til avgjørelse  jf. forskriften § 13.

olje- og energidepartementets nettsider publiseres departementets avgjørelser under forskriften.

Oppdatert: 19.03.2020