Reservoaret
Den blokken som inneholder det meste av olje og gass 2/8 ble utlyst i den aller første konsesjonsrunden i 1965. Utvinningslisens 006 ble tildelt Amoco, Amerada, Texas Eastern og Noco, og etter funnet av olje fikk feltet navnet Valhall. Det området som inneholder Hod fikk sin utvinningstillatelse (nr. 033) i mai 1969 og ble gitt til de samme selskapene.
De første signalene om at det fantes forekomster av hydrokarboner i området omfattet av lisens 033 kom allerede i løpet av sommeren 1969 da man kunne påvise en ti meter tykk oljesone i et krittlag 2700 meter under havbunnen. Funnet var ikke regnet som kommersielt, men det var en milepæl fordi det representerte det første spor av olje og gass i kalksteinsformasjon på norsk sokkel. Problemet var at de seismiske bildene ble forstyrret av en gassky omtrent 1500 meter under havbunnen. De seismiske bildene var derfor vanskelige å tolke for geologene.[REMOVE]Fotnote: Rasen, Bjørn (2007) LF6A s. 59.
Det skulle gå fem år før området ble undersøkt igjen. I mellomtiden hadde nabofeltet Ekofisk blitt funnet og satt i produksjon. Dette ga nytt håp og da leteriggen Zapata Explorer boret brønn 2/11-2 sent på året i 1974, ble all tvil fjernet. Det fantes olje i drivverdige mengder i området!
Operatøren Amoco hadde gjort mange forsøk på å påvise hydrokarboner i lisens 006 men hadde ikke hatt hellet med seg. Selskapet fikk nå økt inspirasjon og påtrykk for å undersøke blokk 2/8 (Valhall) nærmere. Riggen Waage Drill I startet boringen av brønn 2/8-6 i april 1975 og endelig fant man spor som skulle indikere større mengder olje og gass. I en formasjon fra tidsperioden Sen Kritt var det en 100 meter tykk sone mettet med olje. Brønnen ble plugget 30. juni, men for å være sikre på at funnet var drivverdig ble det boret to nye brønner og resultatene viste at funnet var kommersielt. Både Valhall og Hod var dermed å betrakte som drivverdige funn.
Reservoaret
Valhall-feltet er en antiklinal (geologisk betegnelse på den oppbøyde del av en fold) som heller nedover i NNV-SSØ retning. Reservoaret inneholder hovedsakelig råolje.
Området som inneholder olje i Valhallstrukturen er omtrent 24 300 hektar (243 millioner m2) der det høyeste punktet ligger på omtrent 2300 meter under havbunnen og det laveste punktet på 2700 meter under havbunnen. Det produserende området begrenser seg til omtrent 2800 hektar og den mest produktive delen utgjør bare 800 hektar øverst i strukturen. De opprinnelige utvinnbare reservene er i 2013 blitt estimert til 185 million Sm3 oljeekvivalenter, hvorav 147 millioner Sm3 er olje, 27,4 millioner Sm3 er gass og 5,5 million tonn (= 10,5 millioner Sm3) er flytende naturgass (NGL), også omtalt som kondensat.
Sammenlignet med mange felt på norsk kontinentalsokkel er Valhall-feltet ekstremt på mange måter:
- En porøsitet på over 45% er ikke uvanlig, men med en høyeste måling i en intakt steinkjerne på rundt 54%, betyr det at det er mer væske i steinen enn i steinmaterialet!
- Laboratoriemålinger av kjernen viser at på tross av høy porøsitet er permeabiliteten lav, typisk mellom 0,1 til 15 mD i reservoarene (permeabiliteten til et materiale er et mål for evnen det har til å transportere væske eller gass, gjennomstrømmeligheten).[REMOVE]Fotnote: Wikipedia De første brønntestene viste høyere grad av permeabilitet, opptil flere hundre mD, men de fleste åpningene har blitt lukket på grunn av sterk sammentrykking av kalklaget.
- Reservoaret hadde et overtrykk (over 0,80 psi/fot = 0,18 bar/meter) med et netto trykk i sentrale deler av reservoaret estimert til 500 psi (34,5 bar), reservoartrykket var ved utvinningsstart 6535 psig (ca 350 barg) ved en dybde på 2500 meter under havbunnen.
Det karakteristiske for Valhalls kalkreservoar er svak bæreevne kombinert med høy porøsitet, utfordringer med kalkproduksjon og stor grad av sammentrykking – opptil 15 meter enkelte steder. Siden produksjonsstart har disse karakteristika gitt utslag i en innsynkning av havbunnen ved plattformkomplekset på litt over 6,5 meter. Den gjennomsnittlige årlige innsynkning er 8 centimeter.
Det primære reservoaret er i en formasjon som har blitt kalt Tor-formasjonen med et sekundært reservoar fra en del av det som kalles Hod-formasjonen. Formasjonene som inneholder hydrokarboner, strekker seg over stor flater og har fått navn etter hvor de ble identifisert første gang. Tykkelsen på Tor-formasjonen varierer mye, helt fra 0 til 80 m. Reservoarkvaliteten varierer mye med god porøsitet og permeabilitet i de tykkeste delene av formasjonen. Generelt har Tor-formasjonen den høyeste grad av porøsitet og permeabilitet av de to formasjonene og har også det største reservoarvolumet.
Soneinndeling av reservoaret
Kritt, som er reservoarbergarten i Valhall-feltet, er hovedsakelig blitt dannet fra fragmenter av kalkflagellater, med et typisk volum i størrelsesorden fra 0,3 til 1 mikrometer (1 tusendels kubikkmillimeter).[REMOVE]Fotnote: Store Norske Leksikon. Det finnes også et lite innslag planktonaktige foraminiferer og fragmenter av større fossiler som mosdyr og lignende.
Tor-formasjonen er delt i fire hovedsoner: Tor-D, Tor-M1, Tor-M2, Tor-M3+ (inklusive Tor-Ca). Formasjonen består av kritt avsatt for mellom 60 og 80 millioner år siden, i de geologiske tidsperiodene som kalles Dan, Maastricht og Campan.[REMOVE]Fotnote: Store Norske Leksikon.
Hod-formasjonens ble dannet i løpet av periodene Santon, Coniac and Turon som varte fra omtrent 95 til 85 millioner år siden.
Hydrokarbon kilder og reservoarforseiling
Oljen på Valhall-feltet stammer fra den såkalte Mandal-formasjonen. Denne formasjonen utgjøres av Kimmeridge-leire som er dannet i det øvre lag fra Juratiden for omtrent 150 millioner år siden. Dannelse av olje startet sannsynligvis i perioden tidlig Miocen, omtrent 20 millioner siden. En 1000 meter tykk, såkalt tertiær leirsone hovedsakelig fra periodene Paleocen, Eocen og Miocen (25 til 65 millioner år siden), dekker krittsonen og danner takbergarten, en tett bergart som hindrer olje og gass fra å slippe ut fra et reservoar, for Valhall-feltet. Hydrokarboner som har sluppet ut av krittsonen har trengt inn i små åpninger i deler av leirsonen og området som er dannet av kiselalger og andre deler med lav tetthet i Miocen-perioden.
Dette har ført til dannelsen av den gasskyen med lav seismisk hastighet som dekker de sentrale områdene av Valhall-feltet. Denne gasskyen gjorde det vanskelig å definere det øverste laget da man endelig fant reservoaret i 1975. Utfordringene er der fremdeles, men ny teknologi har gjort det mulig å forstå reservoarets utbredelse og karakter bedre.
Utviklingsstrategi
Beslutningen om å bygge ut Valhall-feltet ble tatt i 1977. Man skjønte på det tidspunktet at om utbyggingen skulle bli en suksess eller ikke, ville avhenge av evnen til å kontrollere utskilling av kritt i fast form uten å hindre oljeproduksjonen. Krittproduksjon har alltid vært et stort problem ved boring av avgrensningsbrønner.
Oljeproduksjonen fra Valhall startet opp i 1982. Som for de fleste andre felt på norsk kontinentalsokkel ble trykkavlastning brukt som utvinningsmetode. Trykkavlastning innebærer at gassen over oljen utvider seg, oljen forsvinner og trykket synker. Siden det veldig porøse krittet er ustabilisert, blir mye av reservoarets energi hentet fra at de gassfylte volumene (porene) klemmes sammen – såkalt pore kompresjon. I 2004 utgjorde dette mer enn 50 % av energien som skulle presse oljen opp fra reservoaret. Et for stort trykk kan føre til at oljen begynner å koke, det vil si at gassen blander seg med olje som bobler i væsken. Kokepunktet (noen ganger også kalt boblepunktet) for olje reduseres når trykket øker. Trykket i reservoaret i øvre del av Tor-formasjonen har vært under kritisk boblepunkt siden 1988. Det er spesielt viktig å unngå gassbobler i oljen når man skal få til en effektiv vanninjeksjon.
Olje blir transportert i en egen rørledning via prosessplattformen 2/4-J på Ekofisk, og blir derfra transportert videre til Teesside i Storbritannia sammen med olje fra andre felt i Ekofiskområdet. Gass blir ledet direkte inn i rørledningen til Emden i Tyskland.
I 1991 ble Hod-feltet koblet til Valhall. Hod ble, som den første ubemannede plattformen i Norge, fjernstyrt fra Valhall.
I 1996 ble brønnhodeplattformen WP installert for å øke tallet på brønner og samtidig nå ut til reserver i feltets flanker med lang avviksboring – såkalt extended reach drilling (ERD). ERD-boring viste seg å være ekstremt vanskelig på Valhall. Erfaringer fra brønner boret langt vekk fra plattformene viser at brønner med høy vinkel boret gjennom Eocene-lag på Valhall har en høy risiko for å ikke nå fram til flankene som planlagt. Problemene med langtrekkende brønner var en viktig bakgrunn for prosjektet Valhall Flank Development (VFD). I 2002 og 2003 ble det installert nye plattformer på flankene. Brønner fra flankeplattformene gjør at reserver som ville være vanskelig å nå fra feltsenteret kan utvinnes.
Vanninjeksjon startet i januar 2004 fra den nye injeksjonsplattformen IP, med målsetning om å gi trykkstøtte for å øke utvinningsgraden. Vanninjeksjonen på Valhall har særlig vært rettet inn mot to deler i nedre område av reservoaret, i tillegg til en injeksjonsbrønn i nordlige deler. Det er veldig utfordrende å gjennomføre vanninjeksjon på Valhall-feltet. Metoden fører til at kalken svekkes og vaskes ut og på Valhall er kalken spesielt svak i utgangspunktet. På Valhall har man prøvd å redusere svekkingen ved å blande blant annet oljebasert slam inn i injeksjonsstrømmen. Dette har imidlertid ikke hindret feltet fra synke (som for Ekofisk),[REMOVE]Fotnote: Se artikkel om Ekofisk på www.kulturminne-ekofisk bare redusert innsynkningshastighet for feltet.
Den nye PH-plattformen ble installert i 2010 for å erstatte QP- og PCP-plattformene som ble installert i 1982. Disse plattformene begynte å bli gamle og hadde sunket mer enn 6 meter i forhold til havnivået ved installering.
Kilder:
Barkved, O., Heavey, P.T., Kjelstadli, R.M., Kleppan, T. and Kristiansen, T.G.: «Valhall Field – Still on Plateau after 20 Years of Production», paper presented at Offshore Europe 2003, Aberdeen, UK, 2-5 September 2003.
Valhall and Hod Well History Book, 2014.
Faktasider Oljedirektoratet.