“Energy Frontiers”
49 sekunder
ned - for å gå dypere inn
i våre fremtidige energikilder...
Den lett tilgjengelige oljen i verden er allerede brukt opp. Oljen som skal holde verden i gang i de neste 20, 30, 40 år, vil bli vanskeligere å finne og mer utfordrende å utvinne. Men etter vår mening ligger ikke den største begrensningen for fremtidig oljetilgang under bakken, men over, i hodene våre, og i tilgangen til kompetanse og teknologi som vil klare å håndtere energi- og klimautfordringen samtidig. Denne utfordringen er vår inspirasjon.
Tidene har aldri vært bedre for gode ideer.
Tungoljereserver
Verdens reserver av tyktflytende råoljer, såkalte tungoljer, er trolig dobbelt så store som reservene av konvensjonell, lettere råolje. Opprinnelig var også denne oljen lett. Den ble til tungolje fordi bergartene over den ikke var tette. Dermed kunne bakterier trenge inn i reservoaret og spise opp de lettere komponentene. En stor del har også rent unna eller rett og slett fordampet, slik at bare de tyngre komponentene er igjen.
Peregrino-utfordringen
På grunn av den høye viskositeten, eller tykkelsen, er det en større utfordring å utvinne tungolje enn lettere råoljer. På Peregrino-feltet utenfor Brasil har vi løst denne utfordringen ved å kombinere ulike teknologier og løsninger som vi har brukt med stort hell andre steder.
Les mer ved å klikke på pilene mot høyre
| Operatør | Statoil |
|---|---|
| Blokk BM | BM-C-72004 |
| Oljeførende lag | 60 - 80 m |
| Anslåtte reserver | 2,3 milliarder fat |
Tungoljeforskning
Vi driver forskning omkring tungolje på teknologisentre både i Norge og Canada. Her har vi gjennomført en rekke tiltak for å utvikle en bærekraftig verdikjede for tungolje. Nye løsninger er viktig for produksjon og oppgradering av denne typen råolje. Sentrene bistår våre tungoljeaktiviteter der denne drives, og jobber samtidig med miljøteknologi.
Oljesand – viktig, men utfordrende
Canadas oljesand inneholder en stor del av verdens gjenværende oljereserver. Men oljen er så tyktflytende at det kreves spesiell teknologi for å skille den fra sanden og leiren, og gjøre den flytende nok for raffinering.
Statoils oljesand ligger mer enn 100 meter under bakken, ikke i åpne dagbrudd som enkelte andre steder i Canada. Teknologien vi bruker til utvinning her er forholdsvis ny, og kalles SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). SAGD-teknologien består i at to parallelle brønner bores horisontalt gjennom reservoaret. Damp injiseres gjennom den øverste, slik at det dannes et dampkammer i det oljeførende laget. Varmen senker viskositeten til oljen, slik at den dermed flyter mot den nederste brønnen. Herfra kan den pumpes til overflaten på vanlig måte.
Vannet som brukes til dampproduksjonen kommer fra dyptliggende grunnvannsreservoarer. Vannet her er saltholdig, og ubrukelig både til drikkevann og jordbruk. Mer enn 90 prosent av vannet blir resirkulert og brukt om igjen. Vann som kan brukes av planter, dyr og mennesker blir ikke benyttet.
Statoil arbeider kontinuerlig med å utvikle teknologi som kan redusere vannforbruket og CO2-utslippet fra vår oljesandvirksomhet.
blir damp pumpet ned i reservoaret.
(Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD)
Drivstoff for Nord-Amerika
Leismeranlegget vårt i Canada er et test- og forskningsprosjekt som ble startet i januar 2011. Målsettingen er å øke produksjonen gradvis til 18 800 fat i døgnet i løpet av to år. Leismer er en del av Statoils Kai Kos Dehseh-prosjekt. Dette omfatter også tre andre oljesandområder, Corner, Hangingstone og Thornberry. Alle disse ligger i Athabasca-regionen, nordvest i den canadiske delstaten Alberta. Området inneholder noen av verdens største gjenværende oljereserver. Disse vil være svært viktige for å sikre Nord-Amerika nok og stabil oljetilførsel i tiårene som kommer.
| Beliggenhet | Athabasca-regionen, Alberta, Canada |
|---|---|
| Areal | 1,100 km2 (Kai Kos Dehseh totalt) |
| Oppdaget | 1848 |
| Operatør | Statoil |
| Produksjons- periode | Oppstart testproduksjon 2011 |
Krevende omgivelser
Rundt 25 prosent av verdens uoppdagede olje- og gassressurser befinner seg trolig nord for polarsirkelen. En antar også at rundt 84 prosent av disse er offshore. Aktiviteter her i nordområdene er svært utfordrende. Få andre steder i verden er miljøet er mer følsomt. Det stiller svært strenge krav til dem som ønsker å etablere industriell virksomhet her oppe.
Statoil er blant pionerene når det gjelder å skape løsninger som fungerer i slike følsomme områder. Vi har flere steder demonstrert vår evne til å balansere ulike hensyn, og etablere sameksistens med miljøet, lokalsamfunnet og tradisjonelle industrier.
takbergartene over reservoaret tillot oljespisende bakterier å slippe til og
konsumere de lette komponentene.
rørledninger i kalde farvann, er egentlig
dypfryst metangass, også kalt hydrater.
«Isen» brenner når den antennes.
| Beliggenhet | 140 km utenfor nordvestkysten av Norge |
|---|---|
| Blokk BM | 7121/4-1 |
| Oppdaget | 1984 |
| Operatør | Statoil |
| Produksjonsperiode | 2007 - |
Flytende fjell
Farvannene så langt nord byr på en rekke utfordringer for offshorevirksomhet. Å holde massive mengder flytende is på avstand er for eksempel avgjørende for å trygge arbeiderne og sørge for at oljen og gassen fortsetter å strømme.
Et arktisk laboratorium
Farvannene utenfor Newfoundland og Labrador er egentlig et arktisk sanntidslaboratorium som byr på særlig fjerntliggende og tøffe miljøer for offshore olje- og gassvirksomhet. Statoils partneropererte felt, Terra Nova og Hibernia, ligger i et område kjent som Iceberg Alley, Isfjellgata. Dette kjennetegnes av temperaturer under frysepunktet, vanskelige sjøforhold, tykk sesongbetont tåke, pakkis og enorme isfjell. I disse områdene utvikles det stadig ny teknologi for å håndtere regionens polare utfordringer.
Mobile installasjoner
Produksjonsplattformene her oppe må utformes for å motstå sesongbetont havis, isfjell og tøffe værforhold. Installasjonene er derfor mobile slik at de kan kobles fra havbunnen og endre posisjon i nærheten dersom isforholdene blir for farlige eller om isfjell utgjør en trussel. Samtlige bore- og produksjonsinstallasjoner må ha en helhetlig strategi for ishåndtering for å oppdage, overvåke og hindre at isfjell kommer for nær. Når et isfjell utgjør en trussel, sendes et standbyfartøy ut for å endre isfjellets bane og forhindre kollisjon med offshoreinstallasjoner.
Ørkenvarme og tropiske sykloner
Arktis er ikke det eneste området der klima og miljø er en utfordring. Vi har også virksomhet i sårbare områder i Sahara, med temperaturer som kan være like krevende for mennesker og utstyr som i det iskalde nord.
I Mexicogolfen kan orkaner utgjøre en større fare for våre installasjoner enn vinterstormene i Barentshavet.
gassen vi bruker i dag ble
dannet av encellede
organismer (dinoflagellater)
som døde og sank ned på
havbunnen for millioner av år
siden.
| Beliggenhet | 200 km utenfor nordkysten av Finnmark. |
|---|---|
| Blokk BM | 7220/8-1 |
| Oppdaget | 2011 |
| Operatør | Statoil |
Økt utvinning
Norsk sokkel er langt fra tømt. Vi anslår at kun en tredjedel av ressursene er blitt utvunnet til nå. Men funnene blir stadig vanskeligere å finne og å utvinne. I fremtiden vil derfor leting etter nye funn og økt utvinningsgrad av eksisterende felt gå hånd i hånd. Hver ekstra prosent vi får opp fra eksisterende felt på norsk sokkel øker utvinningen med 600 millioner fat. Det er like mye som et nytt funn av Skrugardstørrelse.
Forlenget levetid
Vi er verdensledende når det gjelder økt utvinning (IR, increased recovery). Slik satsing skaper både merverdi og bærekraftig forretningsdrift, og er derfor et av våre viktigste satsingsområder. Vårt største oljefelt, Statfjord, kom i drift i 1979. I henhold til de opprinnelige estimatene skulle feltet vært nedstengt nå. Men takket være banebrytende løsninger for økt utvinning vil feltet trolig runde 50 år før det stenges. Den anslåtte utvinningsgraden er nå på 70 prosent for olje og 75 prosent for gass. Det er 20 prosent mer enn opprinnelig anslått og tilsvarer mellom 300 og 400 millioner ekstra fat.
Bedre seismikk gir større verdier
Jo bedre seismiske bilder vi får av undergrunnen, desto større sjanser har vi for å gjøre nye funn. Vi er et av de ledende selskapene på å bruke avanserte seismiske metoder. Gode seismiske bilder gir en mer presis kartlegging av hydrokarbonreservoarer, slik at vi lettere kan bestemme hvor vi skal bore og hvordan funnene best kan bygges ut. Seismiske bilder kan også følge endringer i geologiske formasjoner etter hvert som trykket endres og væske forflytter seg. Dette gir oss nødvendig informasjon for å opprettholde produksjonen ved å bore nye produksjonsbrønner og tappe lommer med isolert olje og gass. På Norne-feltet har slik 4D-seismikk økt utvinningsgraden opp til 60 prosent. Det er verdensledende blant undervannsfelt. På Gullfaks har vi utvunnet 62 millioner ekstra fat. I Mexicogolfen og andre steder hvor ressursene befinner seg på ekstreme vanndyp og under tykke lag salt eller lava, vil avanserte seismiske data være et helt nødvendig verktøy.
Når i jordens historie ble de ulike oljetypene dannet?
Nar i Jordens historie ble de ulike dannet oljetypene?
14 år til – minst
Oseberg-feltet er et godt eksempel på hvordan vår IR-teknologi kan forlenge levetiden for et felt. Ny boreteknologi, vann- og gassinjeksjon og avansert seismikk vil forlenge feltets levetid med opptil 14 år, frem til 2031. Lignende tall blir også oppnådd på andre viktige felt som Troll og Gullfaks.
| Beliggenhet | 140 km utenfor vestkysten av Norge |
|---|---|
| Blokk BM | 30/6-1, 30/9-1, 30/9-B-19 A |
| Oppdaget | 1979 |
| Operatør | Statoil |
| Produksjonsperiode | 1988 - |
Opprettholde trykk
Olje og gass presses normalt mot overflaten av naturlig trykk fra reservoaret. Når produksjonen synker, faller også trykket i reservoaret. Ved å injisere sjøvann og gass fra brønnstrømmen, opprettholdes trykket i feltet slikt at betydelig mer olje og gass kan utvinnes. Statoil var blant de første selskapene som benyttet slik injiseringsteknologi. Disse er tatt i bruk, eller planlegges å tas i bruk, på de fleste feltene der Statoil er operatør.
Horisontal boring
Tradisjonelt har olje- og gassbrønner blitt boret vertikalt fra rigger plassert over brønnhodet. Idag kan riggen holdes i samme posisjon og styre borekronen horisontalt mot geologiske formasjoner flere tusen meter unna. Ved å bore slik horisontale brønner er vi i stand til å drenere reservoarene bedre slik at mer olje og gass kan utvinnes. Det er også lettere å treffe olje- og gasslommer.
Et nybrottsarbeid
Teknologien vi bruker på Tyrihans i Norskehavet har satt ny standard for undervannsutbygginger. Teknikker for å øke utvinningsgraden ble tatt i bruk allerede ved oppstarten. Det er blant annet boret opptil to kilometer horisontale brønner for å forbedre dreneringen fra feltet. Og for første gang er vanlig sjøvann injisert i reservoaret fra en pumpe på havbunnen. Dette bidrar til å opprettholde trykket i reservoaret og stabilisere oljesonen.
Tyrihans fikk utmerkelse som en av de fem beste dypvannsprosjektene i verden under Deep Offshore Technology-konferansen i Houston i 2008.
| Sted | 177 km utenfor kysten av Midt-Norge |
|---|---|
| Blokk | 6407/1-2, 6407/1-3 |
| Funnår | 1982/83 |
| Operatør | Statoil |
| Prod. periode | 2009-2029 |
“Tight oil” revolusjonen
“Tight oil” er betegnelsen for olje som blir produsert fra reservoarer med relativt lav porøsitet og gjennomtrengelighet, såkalte tette bergarter. Det fins store reserver av slik “tight oil” flere steder i verden, men mesteparten ligger i USA, i Nord-Dakota og Montana. Reservene har vært kjent i flere tiår, men de har først blitt kommersielt utnyttbare de aller siste årene. Takket være ny teknologi, som horisontal boring og hydraulisk frakturering, har produksjon av «tight oil» økt betydelig, og gjort ressursene til en viktig del av verdens framtidige oljeforsyning. Statoil startet sin produksjon av olje fra tette bergarter ved å kjøpe Brigham Exploration Companys «tight oil»-områder, Bakken/Three Forks, i 2011. Vi har ambisjon om å bli en betydelig aktør innenfor dette raskt voksende området.
Lave CO2-utslipp
Olje produsert fra tette bergarter har lett kvalitet, og må ikke forveksles med oljeskifer, som er svært annerledes både med hensyn til oljekvalitet og utvinningsmetode. CO2-utslippet per produsert fat olje fra Bakken/Three Forks er for eksempel lavere enn på norsk kontinentalsokkel, som er verdens laveste for olje - og gassproduksjon til havs.
Et energieventyr under prærien
Statoils “tight oil”-felt, Bakken/Three Forks, ligger i en geologisk formasjon kalt Williston-bassenget. Dette er en skifer- og dolomittformasjon ca. 3000 meter under prærien i Nord-Dakota og Montana i USA. Formasjonen dekker omtrent 500 000 kvadratkilometer og inneholder betydelige mengder råolje. Anslagene varierer, men det er ingen tvil om at reservene er blant de aller største i verden.
| Beliggenhet | Williston Basin, North-Dakota/Montana, USA |
|---|---|
| Areal | 38,000 km2 |
| Overtatt av Statoil | 2011 |
| Operatør | Statoil |
Feltnær leting
De store funnenes tid på norsk sokkel er trolig forbi. Men i nærheten av disse funnene er det fortsatt en rekke mindre funn som opprinnelig ble ansett å være for små for en selvstendig utbygging. Denne antagelsen har endret seg. Eksisterende infrastruktur og ny teknologi brukes nå for å sette disse funnene i produksjon. I Sleipner-området på norsk sokkel er det for eksempel alene igjen nok reserver til å forsyne Europa med 1,2 milliarder fat oljeekvivalenter i årene som kommer.
har redusert CO₂-utslippet per enhet
produsert på norsk sokkel til en tredel
av verdensgjennomsnittet.
Samme vekt, forskjellig energiinnhold
Se hvor lenge samme vekt av ulike energityper brenner.
Energiinnhold for
ulike energikilder
Naturgass 55.6 kJ/g
Brunkull 25 kJ/g
Svartkull 32 kJ/g
Olje 47.9 J/kg
Ved 16.30 kJ/g
Holder fortsatt koken
Olje- og gassfeltet Sleipner på norsk sokkel ble satt i produksjon i 1993. Siden den gang har feltet produsert mer enn 1,7 milliarder fat oljeekvivalenter. Men selv om Sleipners produksjon nå er fallende, er kunnskapen og ideene som har oppstått som følge av dette prosjektet, økende. Sleipner har inspirert både oss og våre partnere til å utvikle nye ideer som kan øke utvinningen. Dette er med på å forlenge levetiden på det utvidede Sleipner-området med 20 år.
| Beliggenhet | 250 km utenfor kysten av Vest-Norge |
|---|---|
| Blokk BM | 15/6, 15/9, -2, 6407/1-3 |
| Oppdaget | 1974/83 |
| Operatør | Statoil |
| Produksjonsperiode | Opprinnelig 1996 - 2012 Nå forventet: 2020 |
Nye funn
Det fins en rekke gamle funn i Nordsjøen og Norskehavet som etter hvert vil bli knyttet til eksisterende infrastruktur. I tillegg tror vi fremdeles at det vil bli gjort nye, små og store oppdagelser i nærheten. Det gigantiske Johan Sverdrup-funnet ble for eksempel gjort i en del av Nordsjøen hvor det allerede fins store felt i produksjon. Det gjør utbyggingen av funnene hurtigere og rimeligere.
Rask utbygging
Funn som gjøres nær eksisterende infrastruktur kan bygges ut raskt ved å bruke velkjente og kostnadseffektive løsninger – produsert nærmest som på et samlebånd. Denne strategien kan halvere tiden som går fra funn til produksjon, og kan forlenge feltenes levetid med tiår.
(Tidligere Aldous/Avaldsnes)
| Beliggenhet | 140 km utenfor kysten av Sørvest-Norge |
|---|---|
| Blokk | 16/2-8, 16/2-6 |
| Funnår | 2011 |
| Operatør | Statoil |
| Partnere | Statoil, Petoro, Lundin, DNO, Mærsk |
Store havdyp
Statoils historie består av en lang rekke teknologiske gjennombrudd som har gjort oss i stand til å bore på stadig større dyp. Det startet midt på 70-tallet, på 70-90 meters havdyp. I dag borer vi på dyp som ingen den gang trodde ville bli mulig. I Mexicogolfen og utenfor Brasil og Angola borer vi på mer enn 2 000 meters havdyp, opptil 10 000 meter ned i jordskorpa. Utenfor den egyptiske Middelhavskysten boret vi nylig en brønn på 2 700 meters havdyp. Dette er på grensen av hva tilgjengelig boreteknologi tillater.
Bare i Svartehavet dannes det 2,7 milliarder tonn
hvert år.
Hvor tung er olje?
Hvis API-tyngden er større enn 10,
er oljen lettere enn vann og flyter på
vann. Er den mindre enn 10, er den tyngre enn vann og synker.
Jack & St Malo field
| Beliggenhet | 435 km sørvest av New Orleans |
|---|---|
| Blokk BM | Walker Ridge 758 |
| Oppdaget | 2004 |
| Operatør | Chevron |
Dypvannserfaring
Faste plattformer nådde sin fysiske, sikkerhetsmessige og økonomiske begrensning da vi passerte havdyp på 400 meter. Troll- og Statfjord-plattformene representerer høydepunktet for disse kjempene. De er fortsatt i full drift og er blant de største konstruksjonene i verden. Den største, Troll A, måler 472 meter fra sokkelen på havbunnen til toppen av fakkeltårnet.
Installasjoner på havbunnen
For å utnytte ressursene som ligger dypere, både på norsk sokkel og andre steder i verden, måtte vi tenke nytt både i forhold til leting, utbygging og produksjon. Undervannsinstallasjoner representerer en slik nytenking. Etter at den første installasjonen av denne typen ble satt i drift på Troll-feltet i 2001, har de fleste felt på norsk sokkel blitt bygget ut med undervannsinstallasjoner, enten alene eller i kombinasjon med overflateenheter. Feltene Snøhvit og Ormen Lange er bygget ut kun med undervannsinstallasjoner knyttet opp mot prosesseringsanlegg på land. Vår hittil dypeste installasjon er Ormen Lange-utbyggingen. Denne ligger mellom 800 og 1 000 meter under havoverflaten. Komplette undervannsinstallasjoner vil være spesielt godt egnet og vil trolig være påkrevd i ømfintlige områder og nærme kystlinjen. Vi planlegger å bygge en slik komplett undervannsinstallasjon, inkludert foredling, innen 2019.
Lovende områder
Statoils lange dypvannserfaring er svært verdifull i lovende leteområder som Mexicogolfen, Girassol og Dalia-feltene utenfor Angola og Jequitinhonha Espirito Santos-bassenget utenfor Brasil. Her vil erfaringen vår kunne bidra til å bestemme hvor vi skal bore og om dypvannsfunn skal bygges ut.
Statoil er også tildelt rollen som operatør for flere lovende leteblokker i Kwanza-bassenget utenfor kysten av Angola. Disse angolanske presaltforekomstene tilsvarer presaltområdene i Brasil der det er gjort store funn de siste årene, og regnes som et av de mest lovende leteområder i verden.
Dypvannsområdene i Mexicogolfen og utenfor Brasil og Angola regnes blant de mest lovende leteområdene i verden.
Et spørsmål om innovasjon
Akkurat nå – på innovate.statoil.com – bidrar selskaper, forskningsinstitusjoner, akademia og enkeltpersoner med gode ideer som kan løse utfordringene vi star overfor.
undervannsteknologi nå!