Havbunnsbrønner forlenger produksjonen
I 2017 er teknisk levetid formelt godkjent forlenget til 9. mars 2024 av Petroleumstilsynet, og forventet utvinningsgrad strekker seg mot 70 prosent. Prognosene har forandret seg gradvis både fordi reservoaret har oppført seg bedre enn forventet, og etter hvert som teknologiske fremskritt innen oljenæringen har gjort forbedringer innen produksjonen mulig.
Større reserver, økt levetid og utvinningsgrad
Havbunnsbrønner forlenger produksjonen, kart, illustrasjon,I 2001 kunne Shell opplyse om at de utvinnbare reservene på Draugen var større enn tidligere antatt. Bruk av 4D seismikk ga nemlig muligheter for en bedre geologisk forståelse av reservoaret. Dessuten oppførte reservoaret seg bedre enn forventet. Flere av brønnene produserte svært godt.
Draugens levetid ble nå forlenget til 2016 under forutsetning av at feltet var økonomisk drivverdig til da.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 5. februar). Draugen leverer olje helt til 2016.
Nye havbunnsbrønner i sør og vest
For å øke Draugenområdets produksjon og Ievetid ytterligere, planla Shell en utbygging av med havbunnsbrønnen Garn Vest og Rogn Sør og knytte dem opp mot Draugen-plattformen. Det ville øke reservene med ca. 13 millioner standard kubikkmeter olje.
Teknologien for å knytte havbunnsbrønner opp mot faste og flytende installasjoner hadde utviklet seg med 7-mils-steg i 1990-årene. Felter som var for små til å forsvare oppbygging av en egen prosessplattform, kunne nå i stedet bygges ut med rimelige standard havbunnsbrønner som ble knyttet opp mot en prosessplattform, en flyter eller endatil til et prosessanlegg på land. Flerfaseteknologien gjorde det mulig å sende ubehandlet brønnstrøm over stadig lengre avstander. Utbygging av mindre satellittfelt ble en lønnsom affære – noe som kom godt med for oljeselskapene rundt årtusenskiftet da oljeprisene var på et meget lavt nivå. En fordel med havbunnsbrønnene var at de var raske å installere og sette i produksjon.[REMOVE]Fotnote: http://factpages.npd.no/factpages , 26.10.2017.
Garn Vest – helt vest i Draugenområdet – var først ut og ble bygd ut med to undervannsbrønner knyttet opp via en 3,3 km lang rørledning til prosessanlegget på Draugen sommeren 2001.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 5. februar). Draugen leverer olje helt til 2016.
Utbyggingen av Rogn Sør ble godkjent våren 2001. Året etter boret og installerte «Transocean Winner» to undervannsbrønner slik at produksjonen kunne starte i januar 2003. Transportrøret for brønnstrømmen fra Rogn Sør går via Garn Vest. Satellittfeltene forlenget produksjonen på Draugen – noe som var gunstig etter at oljeprisene for alvor igjen begynte å stige.
Til sammen ble det investert for 1,5 milliarder kroner i Garn Vest og Rogn Sør.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 30. mai). Draugen større. Oppdragene gikk blant annet til Kværner Oilfield Products a.s på Lysaker utenfor Oslo som leverte undervannssystemene.[REMOVE]Fotnote: NTB. (2000. 6. juni). Draugen utvides for 130 millioner kroner. Også Kristiansunds næringsliv nøt godt av utbyggingene. De største lokale leverandørene Aker Møre Montasje og Vestbase fikk oppdrag i et omfang av 70–90 millioner kroner. Oppdraget med rørledningen gikk til Coflexip Stena Offshore. Mens det nye vannbehandlingssystemet på Draugen ble utført av Aker Offshore Partner på Stord.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 30. mai). Draugen større.
Vann, vann og mere vann
Produksjonen på Draugen var svært lovende i 2001. Da var den på sitt høyeste noensinne med 12,87 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Det var nesten for godt til å være sant. Produksjonen av olje, gass og kondensat utgjorde like mye som produksjonen fra Garn Vest og Rogn Sør ville utgjøre til sammen.
Produksjonen viste seg likevel å ha noen svakhetstegn. Etter hvert som oljen ble produsert, steg vannet i reservoaret. Det gjorde at det kom mer vann i produksjonen.
I juni 2002 meldte Shell at vanninnslaget hadde økt til 35 000 kubikkmeter per måned, det vil si en tredobling av nivået fra et halvt år tidligere. Brønn A1 som frem til slutten av mars 2002 produserte ti prosent vann i oljen hadde i løpet av tre måneder økt vanninnholdet til 30 prosent.
Den beste brønnen A4 som hadde rekord på 77 000 fat olje i døgnet, måtte stenges på grunn av utfelling av salter som kunne tette porene i brønnveggene – en indikator på at området det produseres fra er i ferd med å tømmes. Den totale oljeproduksjonen på Draugen hadde likevel ikke gått særlig ned, siden produksjonen fra de øvrige brønnene hadde økt.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2002. 11. juni). …mens vannet stiger i Draugen.
Vannproduksjon på Draugen. Kilde: ODVanninntrenging i produksjonen er en naturlig del av en brønn og et felts levetid, men Shell ønsket å optimalisere produksjonen på Draugen og hadde meislet ut en strategi for økt vannproduksjon. Ved å reinjisere det produserte vannet kunne man både sende det tilbake til formasjonen der det kom i fra, samtidig som injisering av vann representerte støtte til å opprettholde trykket i reservoaret.
I årene som fulgte viste det seg likevel at etter hvert som produksjonen av vann gikk opp så gikk produksjonen av olje og gass ned. I 2010 var produksjonen redusert til 20 prosent av det den var i toppåret 2001 – nemlig 2.6 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Vannproduksjonen nærmet seg 8 millioner standard kubikkmeter.
Ny boost for Draugen
Ny avansert seismikk avdekket flere oljelommer i området. I 2012 utløste det en plan om å bore fire nye brønner. Disse ville også bidra til å gi brenngass til strømproduksjonen på plattformen, uttalte driftssjef Ervik.[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav. 2012. 3. februar). Langt liv for Draugen. Elektrisiteten skulle blant annet brukes til å drive en ny trykkstøtte pumpe.
Shell inngikk kontrakt med Seadrill om at «West Navigator» skulle bore havbunnsbrønnene som skulle bidra til å øke oljeproduksjonen på Draugen. Prosjektet ble kalt Draugen Infill Drilling Programme. Brønnene ble planlagt å komme i produksjon samtidig som en undervanns «boosting» pumpe ble installert i 2017.[REMOVE]Fotnote: Halvorsen, T.H. (2014. 5. september). Petro.no. Får bruke havbunnsbrønn på Draugen. Hentet fra https://petro.no/far-bruke-havbunnsbronn-pa-draugen/2235 Prosjektet omfattet dessuten en Subsea Tee Manifold på Rogn Sør, 19 kilometer nye produksjonsrør, 11 kilometer styreledninger og 52 inntrekkinger , såkalte tie-ins.
Dette er skjematisk fremstilt i neste figur:
Havbunnsbrønner forlenger produksjonen, illustrasjon,Ved å sette et boosting pumpesystem i rørstrømmen fra brønnrammene kan man øke utvinningen. Først ble det satt ned en beskyttelsesstruktur, deretter en manifold og deretter pumpen opp i dette. Det var to pumper i parallell med 3000 hk i hver pumpe. Hver kompressor har to vertikalt monterte motorer som roterer i hver sin retning som øker trykket. Pumpene er ikke så store i størrelse, men det er de som sørger for å øke produksjonen.
Havbunnsbrønner forlenger produksjonen,Dette bidro til at produksjonen på Draugen var høyere i 2017 enn året før. Det vellykkede resultatet gjør at Shell implementerer tilsvarende teknologi også andre steder i verden.