STK 44STK 4400 vår 2005 Del 1: Industriell risiko med fokus på anvendelser innen petroleumsvirksomhet Eivind Damsleth Sjefsingeniør Norsk Hydro Prof. II Universitetet i Oslo

Tentativt opplegg 19/1 - 16/2 I dag Onsdager 09:15. Varighet 3 (2?) timer Lynkurs i petroleumsvirksomhet (1/3 gang) Trær (1 2/3 gang) Hendelsestrær Beslutningstrær Value of information Monte Carlo simulering (@Risk) (2 ganger). Teori og eksempler fra Utforskning Reserveestimering Kostnadsestimering Integrert usikkerhetsanalyse (1 gang) Teori fra DnV Demo 2000 Eksempel: Fram Øst

Introduksjon til petroleumsutvinning

Arbeidsflyt – O&E Utforskning og Prospektevaluering. Arealtilegnelse Feltutbygging Produksjon og nedstengning Marked og salg Forskning og Utvikling Teknologi Kompetanse Hele veien: Datainnhenting, dataanalyse og modellering for å: Beskrive risiko/usikkerhet for å gjøre de riktige valg og fatte de riktige beslutninger Redusere risiko/usikkerhet for å: kunne fatte beslutninger om å gå videre, dvs. investere gi et bedre grunnlag for en mer optimal feltutbyggingsløsning drive feltet på en best mulig måte

Hvor kommer petroleum fra? Prosessen begynte mange millioner år før det fantes mennesker på jorden. Små alger, plankton og sjødyr sank ned i mudderet på havbunnen da de døde. Ble etter hvert dekket av slam, grus og leire som elvene førte med seg ut i havet. Gjennom millioner av år vokste disse avsetningene til flere tusen meter tykke lag. Den samlede vekten omdannet de dypeste sedimentene til bergarter som sand- og leirstein, og utsatte det organiske materialet for riktig trykk og temperatur over en lang tidsperiode, slik at det ble omdannet til olje og gass. En slik oppsamling av organisk materiale som er passe “modent”, dvs. omdannet til petroleum, kalles et “kjøkken”.

Hovedkilde for olje og gass Geologisk tidsskala Pattedyr Hovedkilde for olje og gass } Dinosaurer Fisk og amfibier Encellede organismer

Bergarter - geologisk utvikling Vi deler bergartene inn i tre hovedgrupper etter måten de er dannet på: magmatiske bergarter (eruptive) omdannede bergarter (metamorfe) avsetningsbergarter (sedimentære) Det er bare i avsetningsbergartene at det kan finnes olje og gass. Avsetninger kan også dannes i ørkenområder ved vindtransport, og ved elvedeltaer i innsjøer Det bygde seg opp kolossale deltaer. Dette skjedde i den geologiske perioden jura, 140-200 millioner år før vår tid. Nordsjøområdet befant seg på den tiden omtrent ved ekvator. Strømningsbevegelsen i mantelen under litosfæreplatene har gjennom millioner av år forårsaket store endringer av jordskorpa. Nordsjøområdet var i ferd med å synke inn, og deltaene ble begravet av stadig tilførsel av sand som ble ført med elvene fra fastlandet. Sanden ble herdet til fastere sandstein.

Strandavsetninger

Kanalavsetninger – tidligere elveleier

Hvor finnes oljen ? (1) Olje/gass er lettere enn vann, og vil med tiden stige mot overflaten Det alt vesentlige av den olje/gass som er blitt dannet har nådd overflaten og fordampet eller blitt oppløst i havet Enkelte ganger blir oljen/gassen fanget i en “felle”. Det er slike feller som utgjør dagens reservoarer Typiske feller: Tette skiferlag kan ha blitt omformet slik at de danner en “omvendt suppetallerken” som fanger opp olje/gass på vei mot overflaten Forkastninger (utglidninger) kan resultere i et forseglende forkastningsplan, som kombinert med et tett skifterlag kan danne en felle

Visuell geologi - fra Anaran, Iran

Kilde  Reservoar  Felle  Funn Hvor finnes oljen ? (2) For at en felle skal kunne utgjøre et reservoar må det i tillegg: Være en kilde, dvs. en åpen “vei” med tilstrekkelig permeabel (gjennomtrengelig) bergart fra et “kjøkken” og frem til fellen Fellen inneholde en reservoarbergart av tilstrekkelig kvalitet, dvs. med høy nok porøsitet til at det er volum nok til interessante mengder med olje/gass med tilstrekkelig permeabilitet til at oljen/gassen kan flyte i reservoaret, slik at den kan produseres fra et begrenset antall brønner Kilde  Reservoar  Felle  Funn  Pr(Funn) = Pr(Kilde)  Pr(Reservoar)  Pr(Felle)

Utforskning Regionalarbeid - bassengevaluering / hvor bør vi lete Balansert portefølje: modent område, upløyd mark, grundt vann, dypt vann, teknologisk fortrinn, politisk regime, investeringsmessig risiko, konkuransefortrinn etc.

Letebrønn Utforskning Prospektgenerering Verktøy / metoder Struktur og lukning / kappe Kilde, modning og migrasjon Reservoaregenskaper Verktøy / metoder Seismikk ( seismisk arb.program, pros., analyse, modellering og tolkning ) Elektormagnetiske målinger, gravimetri og magnetometri Brønnlogger ( geologisk og petrofysisk tolkning ) Kjerner ( geologisk, petrofysisk og reservoarteknisk analyse / tolkning Studier ( geokjemi, biostratigrafi, regional arbeid, sedimentologi, strukturgeologi) Kart og 3D realisasjoner Letebrønn

Seismiske data – det eneste som forteller hva som finnes mellom brønner

Seismisk tolkning C-West

The Troll West Reservoir – The Sognefjord Formation Oil Province (TWOP) Gas Province (TWGP) Troll East Top reservoir Bottom reservoir 22-26 m 10-13 m This picture show a Top Sognefjord depth map of Troll West area, where you can see the two major north-south trending faults separating the field into TWOP, TWGP an TE. A seismic cross section in also shown. A closer look on this structural cross section through the field, shows the reservoir and how the oil column varies from 22-26 m in Troll West Oil Province to 10-13 m in Troll West Gas province and only 3 m in Troll East. The hydrocarbon bearing sediments in the Troll field belong to the Upper Jurassic Sognefjord formation and consist of delta front sediments with several sand lobes. Development of the field has only been possible through the use of advanced technology with horizontal wells and the last years multilateral branches. More than 100 horizontal producers are drilled. Reservoir target : Darcy range sands in the Sognefjord formation Hydrostatic pressure (159 bar, 69 oC)

PUD Plan for utbygging og drift Utforskning Funn – Vi har funnet olje Hvor stort er funnet Nye data må samles inn for å avgrense usikkerheter ( kost / nytte ) Avgrensningsbrønn(er) Ny prosessering av seismikk - nye tolkninger Nye avklarende studier Teknisk-økonomiske analyser Lisensmøter Myndighetsgodkjennelser Volumestimater P10 – P50 – P90 Økonomisk robusthet PUD Plan for utbygging og drift

Reservoarelementer BVo: Brutto bergartsvolum NTG: Gjennomsnittlig netto/bruttoforhold (net-to-gross) F: Gjennomsnittlig porøsitet i ren sand Sw: Gjennomsnittlig vann-metning i ren sand Bo: Gjennomsnittlig olje volumfaktor

En enkel STOOIP (Stock Tank Oil Originally In Place) modell Segm. 1 Segm. 2 STOOIPij = BVoij*NTGij*Fij*(1-Swij)/Boij STOOIP = S ij STOOIPij BVo: Brutto bergartsvolum av den oljefylte delen av reservoaret NTG: Gjennomsnittlig netto/bruttoforhold (fraksjon) F: Gjennomsnittlig porøsitet i ren sand (fraksjon) Sw: Gjennomsnittlig vannmetning i ren sand (fraksjon) Bo: Gjennomsnittlig olje volumfaktor (faktor) Zone 1 Zone 3 Zone 2 Alternativt:

Stokastisk reservoarmodellering: nødvendig for å populere et reservoar i 3D Postuler en modell for den romlige avhengighetsstrukturen for de relevante variablene i reservoaret Statistisk avhengighet Geometrisk avhengighet Estimer modellens parametere ut fra relevante data og/eller ekspertise Diskretiser reservoaret på et finmasket grid med et stort antall (millioner) celler Tilordne hver celle geologiske egenskaper som enten betinget forventning av egenskapene gitt observerte verdier i brønner, seismisk informasjon, produksjonshistorie, … eller som en tilfeldig realisasjon fra den betingede fordelingen gitt den samme informasjonen

Eksempel: Havbunn i en dimensjon

3D facies cosimulation - constrained by trans. prob. lithological logs Data: lithological logs at 5 wells vertical proportions maps Algorithm: sequential indicator cosimulation constrained by average data Results: 3D lithological model 3D model Facies #2 Facies #3 Facies #1 vertical proportions maps Model constrained by transition probabilities. The way of the future?

Uncertainties on geometry AND property distribution This slide to show that we can now do a lot with uncertainties

Feltutbygging - hvor mye kan vi få ut? Utvinningsgrad (RF) = utvinnbare reserver ________________ STOOIP Avhenger av: Reservoaregenskaper Permeabilitet Kommunikasjon Mobilitet Utbyggingsløsning Antall, type og plassering av brønner Drivmekanisme (trykkavlastning, vanninjeksjon, gassinjeksjon, WAG) Utvinningsstrategi - timing Beregnes/estimeres ved hjelp av Reservoarsimulering

Reservoarsimulering Beregning av strømningsutviklingen i et reservoar Reservoaret diskretiseres i et stort antall blokker (100000-10000000) I passende tidssteg løses trykkl-differensialligningene for disse blokkene - dvs. et lineært ligningssystem med 3x(ant. blokker) ukjente Analogt til værvarslingsberegninger Ekstremt regnetungt - en beregning kan i værste fall ta flere uker CPU-tid på kraftige maskiner Resultat: Produksjon i enkeltbrønner og totalt som funksjon av tid, dvs. produksjonsprofiler

Utforskning PUD Teknisk evaluering av undergrunnen Feltutbyggingsløsninger (instalasjonstype, drivmekanismer, antall og type brønner, utbyggingskostnader) Potensiale for vidreutvikling Økonomisk analyse – robusthet Markedsutsikter Fasing av produksjon - produksjonsprofiler Vurdering av infrastruktur HMS

Prosjektdivisjonen overtar nå mye av arbeidet Feltutbygging Prosjektdivisjonen overtar nå mye av arbeidet Spec. Kontrakter Teknisk oppfølging Verifikasjoner – overvåking Prosjekt og Kostnadsstyring Lisensarbeid og myndighetsrapportering Oppgradering av det tekniske undergrunnsarbeidet fortsetter, med fokus på forståensen av reservoaroppførsel samt strømming i brønn og prosessanlegg - Eks. Ormen Lange

Ormen Lange

HMS Myndighetskrav - selskapskrav Helsemessig sikkerhet - rapporteringsrutiner Utslipp i vann ( 0 utslipp fra 17 runde ) Utslipp i luft CO2 ( en byrde eller et gode ) Fakling ( ikke tillatt i Norge )

Prosjektutvikling og gjennomføring Gjentatte sjekkpunkter: Er prosjektet levedyktig? Design, engineering Bygging og installasjon

Capital Value Process Operation Execution Preparation For Concept Selection Phase Feasibility Study Business Idea development DG1 DG2 DG3 DG4 DG5 Gatekeeper: Person who will be responsible and accountable for the Hydro decision made at the Decision Gates. Decision Supprt Package: Documents describing the basis for the decision Gatekeeper rolle viktig og at GK er proaktiv i å stille krav, formidle forventniger og HVA trengs for å ta beslutning. (eks. Hejre)

Oseberg C

Produksjon Petroleumsteknisk arbeid (geologi, geofysiskk, petrofysikk, reservoarteknikk, produksjonsteknikk) Reservoarbeskrivelse og modellering Reservoarsimulering Brønnplanlegging – boring og geostyring – brønnrapportering Kompletering – klargjøring for produksjon Allokering og produksjonsstyring - produksjonsoptimalisering Boring Brønnprogram Boring – riggarbeid – interaksjon med petek. Komunikasjon / rigglink Teknisk ferdigstilling av brønn Rapportering

Petrophysics Geology Geophysics Data og databaser Project Database (1) GeoFrame Petrophysics Geology Geophysics Unix files Corporate Database (7) Applications (87) Other tools Geology office Charisma Irap RMS Eclipse missing PETROBANK (seismic) FINDER (licences, cultural data) RECALL (logs) VOLTS (Reserves) BORE (well id., wellpaths) PRONS/PROFF (prod.data) HYLAB (geochem)

VR og reservoar styring Data integrasjon: Seismikk Geologisk modell Brønner, logger Reservoar simulering Gevinst: Raskere planlegging Bedre brønner First of all it has been important in our development to integrate all the different data entities into the project database. Seismic, geological model, reservoir simulations, wells with logs and so on. This enables the various disciplines to share their approach and knowledge of a specific problem to the rest of the team.

Troll Field 80 km NW Bergen Area > 700 km2 Water depth 314-340m Two main structures Troll East (Gas) Troll West (’Troll Oil’) TWGP & TWOP Oil reserves: 1.4 bn bbl Production start: 1995 Largest oil producer on the Norwegian shelf since 2001 Production: 400 000 bbl/d The Troll field is located in the North Sea approximately 80 km north-west of Bergen. It is divided by two major curved north-south trending faults which separate the field into three provinces, named Troll West Oil Province (TWOP), Troll West Gas Province (TWGP) and Troll East. Norsk Hydro started production from the Troll B platform in 1995 and from the Troll C platform in 1999. Statoil started gas production in 1996 from the Troll A platform in Troll East. There is communication between the three areas (TWGP, TWOP and Troll East) that effect the fluid flow and have impact on production strategy on the field. Troll (øst og vest) >700 KM2 (area with hydrocarbons) Total area more than >1000 km² Rec factor regnes ca.40%

4D Analysis - Reflection intensity map This figure shows a blow up of the 4D differences in the south and in the north area. (Red colors indicate large 4D differences and blue colors indicates small 4D differences.) All the horizontal well paths in this area are marked with red lines. We can see that the zones with large 4D differences follows the well pattern. Later I will focus on two of the wells in the nothern area. One in an area with large 4Ddifference indicating large production and one in an area with smaller 4D differences indicating less production. Pink-large difference Blue-small difference

    In the middle of difficulty lies opportunity.” Albert Einstein