Petroleumsutvinning, oljeutvinning. Når det er funnet olje eller gass, blir det boret avgrensningsbrønner for å bestemme hvor stort feltet er. Dersom letefasen viser at feltet er økonomisk drivverdig, vil feltet utbygges og et sett av brønner bores slik at hele reservoaret kan dreneres så raskt og effektivt som mulig.

På land og ved grunne kystreservoarer, har det vært vanlig å bore en mengde vertikale brønner ned til ulike deler av reservoaret. Ved havbunnsbrønner på middels dypt vann (50-300 m) foregår boringen av produksjonsbrønner vanligvis fra en produksjonsplattform som står på havbunnen. Her bøyes brønnene av fra vertikalen (avviksboring) og ut til sidene på vei ned i reservoaret. Slik kan man få boret en rekke brønner, vanligvis 15-30, uten å flytte plattformen.

Moderne petroleumsboring er basert på mye avansert teknikk. Stadig nye varianter av borekroner utvikles for å øke gjennomtrengingshastigheten, men vel så viktig er at moderne loggeteknikk både kan brukes til å navigere borestrengen dit man ønsker og til å utføre tradisjonell måling av bergartenes egenskaper, mens man borer. Denne teknikken, måling under boring (eng. Measurement While Drilling, MWD og Logging While Drilling, LWD), gjør at det går mindre tid til loggeprosessen.

Det bores vanligvis ned 2-3000 meters dyp, men iblant til mer enn 5000 meter. Temperaturen i brønnene øker med økende dyp. Allerede 1974 ble det boret en 9583 m dyp brønn i Oklahoma. Tendensen har rundt tusenårsskiftet gått mot stadig dypere brønner, med stadig høyere trykk, boret på stadig dypere vann og med stadig lengre horisontale strekk for å nå frem til fjerne deler av reservoaret.

Boringen foregår vanligvis med en roterende borekrone som sitter montert på enden av en streng av stålrør som roteres fra boreriggen. Drivmotoren var tradisjonelt koblet til en roterende del av boredekket som overførte rotasjonen til borestrengen ved hjelp av en kantet stang på toppen av strengen (eng. kelly). I dag er det like vanlig at boremotoren er montert på heisen som brukes til heving og senkning av borestrengen i borehullet (eng. topdrive). Borestrengen består av enkeltrør (joints) på om lag 10 meters lengde som er skrudd sammen.

Boreslam, som både skal balansere formasjonstrykket, smøre borestrengen for å redusere friksjonen mot veggene og bringe borkaks opp fra hullet, pumpes kontinuerlig ned gjennom borestrengen og returnerer til boreriggen via ringrommet mellom borestrengen og brønnveggen. Boreslammets densitet kan økes ved tilsetning av høydensitetsmineraler, for eksempel barytt, og minskes ved tilsetting av væskefasen (vann/olje). Slik balanserer man formasjonstrykket i brønnen.

Denne balansen er viktig. Blir slamtrykket for høyt presses slammet inn i formasjonen og tapes. Dette kan få alvorlige konsekvenser for brønnbalansen og kan også ødelegge produksjonsegenskapene i et eventuelt reservoar. Blir trykket derimot for lavt, kan formasjonsvæskene (vann, gass, olje) komme ut i brønnen (brønnspark) og i verste fall lede til en utblåsning. Balansen overvåkes ved at man kontinuerlig holder øye med væskevolumet som er i sirkulasjon. Blir det overskudd av slam i tankene betyr det at formasjonsvæsker kommer inn i slammet. Et underskudd tyder på at slam siger ut i formasjonen.

Som en ekstra sikring mot utblåsning bores det gjennom en boresikringsventil (BOP) som kan stenge ringrommet mellom borestrengen og fôringsrøret. Om nødvendig kan den også klippes av borestrengen og således stenge brønnen fullstendig.

Boringen starter normalt med en stor borekrone med ca. 80 cm diameter og fortsetter med mindre borekroner etter hvert som brønnen blir dypere. Boringen går vanligvis ganske raskt i starten, penetrasjonsrater på 10-50 m time er vanlig. Borehastigheten avtar med dypet, men øker gjerne i det man kommer inn i reservoarer (på grunn av høyere poretrykk).

Hver gang det er nødvendig å skifte borekrone må borestrengen løftes opp. Til dette brukes en kraftig heis i toppen av boretårnet. Hver gang tre lengder (en stand) av borestrengen er kommet opp (ca. 30 m) skrus skjøten opp og rørene lagres ved boretårnet for bruk ved nedturen etter at den nye borekronen er montert.

For å hindre at borehullet raser sammen, fôres brønnen med kraftige stålrør. Fôringsrørene er laget av høykvalitetsståI og tykkelsen er tilpasset reservoartrykk og rørdiameter. Et vanlig 9 5/8" fôringsrør har en tykkelse omkring I /2". Rørene skrus sammen og heises ned i brønnen omtrent på samme måte som en borestreng og festes til slutt ved pumping av sement ut i ringrommet mellom brønn og fôringsrør. Dette hindrer også ukontrollert strømming av brønnvæsker på utsiden av fôringsrørene.

Den øverste brønnseksjonen har størst diameter og fôres med vide fôringsrør før boringen kan fortsette. En ny seksjon bores så innvendig i denne så langt ned man kan, ut fra hensyn til trykkbalansen. Et nytt fôringsrør settes inn i det første og sementeres fast på samme måte, før boringen fortsetter nedover. Hvert nytt fôringsrør går helt til topps i brønnen. I Nordsjøen hvor man har dype brønner med gjennomgående stor kapasitet, er det vanlig å begynne med 30" fôringsrør øverst også gå ned til 9 5/8" via lengder med 20" og 13" rør. Det tynneste fôringsrøret kan gå helt ned i reservoaret eller man kan velge å fôre den nederste delen med et 7" forlengelsesrør som ikke føres helt tilbake til overflaten.

Moderne boreteknikk har åpnet for en rekke nye teknikker som effektiviserer boreprosessen. Automatiske håndteringsteknikker som monterer og demonterer borestrengen har redusert tiden det tar å trekke og kjøre borestrengen. Boring med spesielle borekroner som drives av en turbin i slamstrømmen har åpnet for effektiv avviksboring og belastningene på borkronen overvåkes slik at levetiden øker. En teknikk som ble tatt i bruk i 1990-årene kalles kveilrørsboring. Her monteres den slamdrevne borekronen på et langt mykt stålrør som er kveilet opp på en stor trommel på boreriggen. Røret kan rast tres ned i brønnen, og kveilerørsteknikken er derfor spesielt effektiv til reparasjoner i forbindelse med komplettering og ved utboring av spesielle hull langt nede i brønnen.

Når en brønn er ferdig boret og produksjonsevnen prøvet, må operatørselskapet ta stilling til om brønnen skal settes i produksjon eller forlates, endelig eller midlertidig. Skal brønnen forlates må den tettes med sementplugger. Ønsker man derimot å produsere fra brønnen må den gjøres klar for produksjon. I denne klargjørings- eller kompletteringsfasen utstyres brønnen med produksjonsfôringsrør som går gjennom hele reservoarområdet og sementeres fast her. Deretter velges de områdene av brønnen som man antar vil gi den beste produksjon, og i disse områdene perforeres brønnen. Det foregår ved at et perforeringsverktøy med en rad av små eksplosive ladninger senkes ned til området der man ønsker å ta inn brønnvæskene og brukes til å skyte hull i rørveggen.

De eksplosive ladningene er konisk formet, slik at de nærmest brenner små hull i fôringsrøret og inn i formasjonen. Ett verktøy kan lage flere titalls hull jevnt fordelt over flere meter av fôringsrøret. Etter perforeringen strømmer brønnvæskene inn i hullet, men for produksjonen kan begynne, gjenstår noen viktige operasjoner. Det er vanlig å sette inn et eget produksjonsrør for å lede væskestrømmen opp til overflaten.

Produksjonsrøret begynner med en pakning mot fôringsrøret like over reservoaret. Derfra går det direkte opp til ventiltreet som står på toppen av brønnen. Som en del av kompletteringen installerer man filtre hvis det er fare for stor sandproduksjon (sand fra formasjonen i brønnstrømmen). Man kan også stimulere brønnen ved å øke størrelsen på sprekkene i fjellet rundt perforeringen.

Brønnstimulering kan foregå ved å pumpe syre ned i brønnen og ut gjennom perforeringshullene. Særlig i kalksteinsreservoarer er dette en god måte å utvikle sprekkene på, fordi syren etser denne bergarten effektivt. En annen teknikk kalles oppsprekking. Da pumpes en væske med grove partikler ned i brønnen under stort trykk. Ved tilstrekkelig overtrykk i forhold til formasjonstrykk sprenges formasjonen og partiklene blir med inn i sprekkene. Når trykket senere reduseres, vil partiklene hindre sprekkene i å lukke seg og brønnproduksjonen stiger.

Brønnstrømmen føres via produksjonsventiltreet inn til prosessanlegget der vann og gass separeres fra oljen. De forskjellige fraksjonene ledes så til lagertanker eller i rør til mottagernett.

Struping av brønnstrømmen foretas for å optimalisere utskillingen av produsert vann. Dessuten kan man ofte redusere vannproduksjonen fra et reservoar effektivt ved å redusere totalproduksjonen. Ved stor strømningshastighet inn i brønnen fra reservoaret blir trykkfallet rundt brønnen høyt. Dette fører ofte til at vannet under oljelaget løftes opp og kommer inn i brønnen (vannkoning). Ved reduksjon av strømningshastigheten og dermed trykkfallet, synker olje/vannkontakten tilbake og vannproduksjonen avtar. Vannproduksjonen begrenser ofte brønnens evne til å produsere olje. Slik kan struping av en petroleumsbrønn paradoksalt nok føre til at oljeproduksjonen stiger.

Oljeutvinning er kapitalkrevende og risikofylt. Derfor er det en tradisjon hos oljeselskapene å fokusere mer på en brønns produksjonsrate enn totale produksjonspotensiale. Produksjonsstyring får derfor et politisk element. Hvor raskt ønsker samfunnet å tømme sine oljereserver og hvor mye av oljen blir tilbake i reservoaret hvis man tømmer raskt? Rundt årtusenskiftet har teknologien utviklet seg slik at en kombinasjon av høy produksjonsrate og effektiv tømming synes mulig.

Mange av petroleumsfeltene på norsk sokkel har produsert vesentlig mer enn opprinnelig antatt. For enkelte felt er antatt tømmingsgrad øket til det dobbelte, fra 30 til 60 % av totalt innhold. Det blir også stadig sterkere fokusering på at petroleumsbrønner ofte kan få et langt «voksent» liv med mindre, men likevel betydelig produksjon etter at den hektiske tidligproduksjonen er over.

Det skjelnes mellom tre typer utvinning, som oftest knyttet til ulike faser av en brønns liv:

  • Primær utvinning: Petroleum strømmer fritt opp av hullet drevet av reservoartrykket eventuelt hjulpet litt med en pumpe eller med innblåsing av gass nede i brønnen, gassløft.
  • Sekundær utvinning: økt produksjon ved innpumping av vann eller gass i reservoaret. Egne injeksjonsbrønner bores ofte til dette formål.
  • Tertiær utvinning: Ytterligere økning av produksjonen ved tilførsel av kjemikaler som løser opp oljen og vasker den ut av reservoarbergarten; ved tetting av områder med trykklekasje gjennom injeksjon av tetningsmidler eller ved økning av temperaturen i reservoaret for å minske viskositeten til oljen. I disse tilfellene snakker man om økt oljeproduksjon (eng. Enhanced Oli Recovery, EOR, og Improved Oil Recovery, IOR). Dette er viktige teknikker med særlig aktualitet i gamle oljefelt. En rekke brønner i USA har ved hjelp av EOR/IOR produsert store mengder olje i senere år, lenge etter at de var oppgitt av de store selskapene som en gang eide dem.

Det er vanlig å måle produksjonsegenskapene til en petroleumsbrønn med jevne mellomrom. Dette foregår tradisjonelt ved produksjonslogging. En streng med måleinstrumenter føres inn i produksjonsrøret gjennom en trykkompensert pakkboks og senkes ned i brønnen mens trykk, temperatur, strømningsrate og densitet av væske målet kontinuerlig. Densiteten brukes som et mål på olje/vann forholdet (vannkutt) i brønnen. Idet man passerer de ulike perforeringsområdene kan man finne ut om enkelte deler av brønnen har begynt å produsere mer vann, eller om olje som produseres i et område, tapes i et annet (crossflow).

Produksjonslogging er kostbart i seg selv og fører også med deg redusert produksjon. I løpet av 1990-årene ble det derfor stadig vanligere å montere måleinstrumenter permanent ned i brønnene for å kunne overvåke tilstanden kontinuerlig.

En vesentlig del av verdens petroleumsreserver finnes under havbunnen. Derfor foregår en betydelig del av lete- og produksjonsvirksomheten til havs. For Norges vedkommende ligger alle kjente reserver på kontinentalsokkelen utenfor kysten, men også i Mexicogolfen, utenfor Brasil og i Østen finner man store petroleumsfelt til havs. På grunt vann kan leting og produksjon foregå omtrent som på land, bore- og produksjonsplattformene står med ben på bunnen og det bores og produseres gjennom et beskyttende stigerør (eng. riser).

Når vanndypene øker fra noen få meter til dyp som vi tradisjonelt har produsert fra norsk sokkel (70-350 m), blir produksjonsplattformene etter hvert gigantiske, slik som de store norske plattformene som står på bunnen av egen tyngde, gravitasjonsplattformer (Condeep). Øker dypet ytterligere må man bruke nye konsepter. Produksjon fra skip og flytende plattformer som holdes på plass med meget store ankere og fortøyningsliner, er én metode. Strekkstagplattformer (TLP) hvor ankerene er erstattet med stramme stag festet til permanente betongforankringer på bunnen, er en annen.

Men slike produksjonsenheter er det vanlig å legge opp til undervannskomplettering. Her avsluttes brønnene på havbunnen og et fjernstyrt ventiltre plasseres over. Ofte settes brønnene sammen i store grupper med en felles beskyttende ramme (kalt brønnramme eller boreramme) rundt brønnhoder og ventiltrær. Oljeproduksjonen fra mange brønner føres deretter sammen på en felles transportledning som transporterer brønnstrømmen direkte fra brønn til landanlegg via rørledninger. Ormen Lange er med et havdyp på over 800 m også de første dypvannsutbyggingen på norsk sokkel. Feltutbygginger av denne typen hvor petroleumsfeltene fjernstyres i stadig større grad fra land, vil trolig erstatte konvensjonelle feltutbygginger i fremtiden.

Ved de store gravitasjonsplattformene som ble bygd for å betjene en stor del av et oljefelt (for eksempel Statfjord), var det nødvendig å kunne bore en rekke brønner fra én plattform. Brønnene skulle rekke fram til fjerntliggende deler av reservoaret. Dette førte til at teknikken med avviksboring og boring av lange horisontale brønner ble mer og mer utviklet. I 1990-årene begynte man også med flergrensbrønner (multilaterale brønner). Her bores en hovedbrønn ned mot reservoaret og ut fra denne strekkes en rekke grenbrønner ut til de ulike produksjonssonene. Men det faktum at man kobler sammen produksjonen fra en rekke ulike soner nede i brønnen, skaper en rekke nye utfordringer.

Ulike soner innenfor ett og samme reservoar kan produsere ulike mengder av olje, gass og vann og poretrykkene kan også være forskjellige. Dette kan føre til at et høytrykksområde blokkerer produksjonen fra soner med lavere trykk. Man kan også oppleve at det strømmer væske fra en sone til en annen, eller at gassgjennombrudd i én sone stopper oljeproduksjonen i andre soner. Tradisjonelt har man løst slike problemer ved å sette inn restriksjoner i form av hylser (eng. Sliding sleeves) inn i fôringsrøret. Ved å trekke disse hylsene over perforeringshullene kan deler av strømmen stenges av og trykkfallet inn til brønnen fra denne sonen stiger.

Med moderne havbunnskompletterte brønner på stort dyp, blir det et meget komplisert og kostbar operasjon å komme seg inn i brønnene med verktøy for å justere hylsene. Det er også vanskelig å kontrollere nøyaktig hvor mye hylsen flyttes. Utviklingen har derfor gått mot permanent installerte systemer for reservoarstyring, gjennom sonekontroll nede i brønnen.

Teknikken kan brukes på lange horisontale brønner som går innom flere produktive soner og på flergrensbrønner. Ideen er å sette inn styringsmoduler med en strupeventil og måleinstrumenter ved sonene. Systemet kommuniserer med plattformen eller landanlegget via en elektrisk kabel som går ned i brønnen. Dersom instrumentene viser at man har fått et vanngjennombrudd i en sone, kan denne stenges inntil vannproduksjonen går tilbake, Med oversikt over strømningsratene fra hver sone kan man også forhindre strømning mellom sonene.

Petroleum som utvinnes til havs, må enten bringes til lands eller brukes på stedet, for eksempel til produksjon av elektrisitet. Olje kan føres til lands med tankskip som laster ute på feltet, bøyelasting eller den kan føres til lands via rørledning. I Norge ilandføres olje med skip til Mongstad, Sola og Slagentangen; i rør fra Oseberg og Grane til Sture i Øygarden (hhv. Oseberg Transport System og Grane oljerør) og fra Troll og Kvitebjørn til Mongstad. Rør for oljetransport er også lagt til Teeside i Storbritannia (Norpipe).

Tidligere ble gass som kom opp med oljen (assosiert gass) brent på stedet, mens den nå ofte injiseres i reservoaret for å øke formasjonstrykket og dermed oljeproduksjonen. Etter hvert som avsetningsløsninger for naturgass har blitt forhandlet frem, har flere gassrørledninger blitt bygd ut og gass fra flere felt på norsk sokkel blir ført til lands via rørledning, både til terminaler i Norge (Haltenpipe til Tjeldbergodden, de to flerfaserørledningene fra Troll til Kollsnes, Statpipe og Åsgard Transport til Kårstø), Storbritannia, (Vesterled til St. Fergus og Langeled til Easington) og på Kontinentet (Norpipe, Europipe 1 til Emden, Europipe 2 til Dornum, Zeepipe til Zeebrugge of Franpipe til Dunkerque).

Foreslå endringer i tekst

Foreslå bilder til artikkelen

Kommentarer

Har du spørsmål om artikkelen? Skriv her, så får du svar fra fagansvarlig eller redaktør.

Du må være logget inn for å kommentere.