Nordsjøen har vært Hydros hjemmebane i snart 40 år - en krevende arena med rikelige muligheter for å vinne erfaringer. I dag ikke bare høster vi i Nordsjøen. Vi bruker også vår kompetanse aktivt i andre deler av verden. Egen kompetanse har vært en rød tråd siden midten av 1960-tallet da Hydro sendte den første gruppen av studenter til Frankrike for videre utdanning innenfor petroleumsfag.

Utbygging av feltene i Nordsjøen handler om langt mer enn grunnleggende kunnskaper om geologi, analyse og utbyggingsteknologi. Etter hvert som de største funnene er gjort, fortsetter kravene til kompetanse å øke. Som en av pionerene uttrykte det; «Ettersom vi leter i tett skog, kan nok en elefant eller to ha gjemt seg bort. Men sjansene for at en skal gå glipp av tigre og løver, er nok større. Det er derfor mer trolig at vi gjøre mindre funn i årene som kommer».

I tillegg har Nordsjøen med sitt barske klima og store havdyp fra første dag stilt de teknologiske miljøene overfor utbyggingsoppgaver som overgår det meste innenfor bransjen.

Først må oljen fanges

De fleste av oss vet at olje og gass dannes av døde planter og dyr som levde for millioner av år siden. Kanskje har vi også undret oss over at organisk materiale kan omdannes på en slik måte når det utsettes for trykk og varme. Har en først begynt å undres, kan det være god grunn til også å fundere over hvordan olje og gass som er dannet, blir holdt på plass slik at hydrokarbonene er mulig å gjenfinne og hente opp millioner av år senere. Geologer er opptatt av slike spørsmål, og arbeider med dem på en helt systematisk måte.

For at olje og gass skal dannes, kreves først en bergart som har tilstrekkelige mengder organiske rester. Så kreves en bergart som hydrokarbonene kan vandre til, og til sist kreves en bergart som kan hindre at hydrokarbonene vandrer videre.

Iblant kan vi høre geologer si at «jo, det har vært olje her, men vi kom noen millioner år for seint». Ikke bare skal tre ulike betingelser innfris og fungere sammen. Det skal også være mulig og regningssvarende å hente opp petroleumsressursene. Alt dette til sammen gjør arbeidsdagen spennende og byr på stadig nye utfordringer for både geologer og andre fagfolk som arbeider med utvinning av olje og gass.

Framgangsmåten ved seismisk kartlegging er å sende lydimpulser ned i jorden og så registrere lydsignalene - reflekser fra de geologiske formasjonene - ved hjelp av lytteinstrumenter. Etter at lydsignalene er bearbeidet i kraftige datamaskiner, blir det lagd seismiske kart. Seismikken blir deretter tolket av geofysikeren, som omformer informasjonen på kartet til geologi. Men mens seismikken i dag ofte skytes tredimensjonalt, har det meste av tolkningen fortsatt å være todimensjonal. 

Så skal et funn tolkes

Utvinning og tolkning av olje- og gassfunn er krevende. Når et funn er gjort, står nye spørsmål i kø: Hvor stort er funnet? Hvor stor del av det kan utvinnes? Hvor lang levetid? Hvordan kan vi mest effektivt utvinne ressursene? Hva er realistisk døgnproduksjon? Svaret på disse spørsmålene forutsetter at seismiske data er av god kvalitet og at bruk av fortolkningsteknologi blir kombinert med god og presis geologisk forståelse.

Så skal ressursene utvinnes

Teknologiske framskritt gjør det stadig oftere mulig å utvinne funn som for få år siden ble betegnet som ikke drivverdige. Samtidig bidrar teknologiske nyvinninger til at anslagene for hvor mye av et funn som kan utvinnes, kan justeres opp. Smartere løsninger betyr at utbyggingskostnadene kan reduseres.

Oseberg-feltet ligger om lag 130 kilometer vest for Bergen og omfatter i dag tre plattformer (Oseberg A, B og D), som er bundet sammen med broer i den sørlige delen av Oseberg-feltet, og Oseberg C, som ligger 14 kilometer nord for feltsenteret. Oseberg var det første olje- og gassfeltet som Hydro er operatør for.

Løsningene som er valgt for Oseberg har gitt meget gunstige kostnader: I overkant av fem kroner per fat produsert olje. Oseberg A er en betongplattform med prosessutstyr og boligkvarter, mens Oseberg B har stålunderstell med bore—og injeksjonsutstyr. Oseberg D er en stålplattform med gassprosesserings- og eksportutstyr. Oseberg C er en integrert bore-, bolig- og produksjonsplattform med stålunderstell.

For Oseberg fant Hydro brønnløsninger som gav en betydelig økning i produksjonen. Særlig har utvikling av såkalt horisontal boreteknologi hatt stor betydning. I 1983 regnet man med at feltet ville trenge 14 undervannsbrønnrammer og at borerekkevidden ville være 3,3 kilometer. Boring av horisontalbrønner på opptil 9,3 kilometer har gjort det mulig å klare seg med tre undervannsbrønnrammer.

Fra Oseberg C er det også boret tre flergrensbrønner. Såkalt flergrensboring betyr at flere horisontale brønner blir boret ut fra en felles vertikal brønn.

Separasjon i borehullet

Om lag 13 kilometer øst for Oseberg Feltsenter ligger Brage, som ble satt i drift i 1993. Brage-plattformen er en integrert bore- prosess- og boligplattform med stålunderstell. Etter planen skulle Brage ha passert topp-punktet for produksjon i 1998, men det har vært mulig å opprettholde full produksjon vesentlig lenger enn først beregnet. På dette feltet har Hydro hatt stor suksess med en nyutviklet nedihullseparator for horisontale brønner. Slik teknologi fjerner behovet for prosessering på plattformen. Dermed spares kostnader, utvinningen øker og blir mer miljøvennlig.

Uvanlige løsninger

Flere utradisjonelle løsninger har bidratt til at Oseberg er blitt et vellykket prosjekt:

• Produksjonsbrønnene ble forboret mens den første plattformen var under bygging. På den måten ble det mulig å komme opp i 80 prosent av produksjonskapasiteten bare én måned etter driftsstart. Bare i oppstartåret var verdien av tilleggsboringen mer enn fem milliarder kroner.
• Prøveproduksjon med det flytende testproduksjonsskipet Petrojarl ble introdusert på Oseberg. Langtids testproduksjon av brønnene gav verdifull innsikt i hvordan feltet kunne utvinnes på best mulig måte.
• Da rørledningssystemet fra Oseberg til oljeterminalen på Sture i Øygarden nord for Bergen ble tatt i bruk i desember 1988, var det første gang olje produsert på norsk sokkel ble transportert til Norge gjennom en rørledning. Norskerenna, som på sitt dypeste går ned til 360 meter, var lenge sett på som en uoverstigelig hindring.

«Troll kan temmes»

På Troll-feltet får vi både i pose og sekk:

Et stort gassfelt, som også gir olje: Fra 2000 har Troll inntatt førsteplassen som oljeprodusent på norsk sokkel. Oljen utvinnes fra tynne lag i et område som ellers mest inneholder gass. Oljen i Troll-feltet kunne utvinnes lønnsomt fordi Hydro bestemte seg for å bore brønnene horisontalt. De første testene bekreftet at produksjonen økte når man boret horisontalt i stedet fot vertikalt. Undervannsinstallasjonen Troll Pilot er et eksempel på at vi utfordret teknologiens grenser – og vant.

Anlegg for vanninjeksjon har vært i stabil drift siden 2001 på havets bunn. Undervannsproduksjon gir lavere kostnader, og gir miljøgevinster ved at produsert vann kan pumpes direkte tilbake i undergrunnen.

Det store gassfeltet Ormen Lange setter vår evne til å skape resultater gjennom tekniske nyvinner på prøve. Ormen Lange er det eneste virkelige dypvannsfeltet på norsk sokkel: Tusen meter under havets overflate, med temperaturer godt under frysepunktet, sterke undervannsstrømmer og svært ujevn havbunn.

Tredimensjonal virkelighet

Ved Hydros Forskningssenter i Bergen sitter en mann, utstyrt med spesialbriller, foran en dataskjerm og studerer noe som ser ut som en kube med seismiske data. Så beveger han datamusen, og bildet blir plutselig levende. Han studerer kuben fra ulike vinkler og forflytter seg langs horisonter og forkastninger. 

I 1997 begynte Hydros Forskningssenter i Bergen å utvikle et avansert system for virtuell virkelighet for planlegging og styring av produksjonsbrønnene på Troll. Ved forskningssenteret er det innredet et rom hvor tre av veggene og gulvet fungerer som store dataskjermer. På alle skjermene vises bilder i stereo. Rommet har plass til fem til åtte brukere, som ved hjelp av stereobriller vil oppfatte det de ser tredimensjonalt.

Teknologien har vært til stor nytte i planleggingen av produksjonsbrønnene, og er blitt etterspurt av andre oljeselskaper.