40 år i Nordsøen: Avanceret boreteknologi og fracking skabte dansk olieeventyr

Poul Brunsgaard både taler og går hurtigere end de fleste. Med hjemmevante og målbevidste skridt næsten springer han rundt på de solsikkegule ståltrapper, der hænger frit 30-40 meter over havets overflade.

Nedenunder viser havet sig fra sin bedste side. Badet i sol og blandet med kridtrester fra reservoiret 2.000 meter nede i undergrunden bliver vandet omkring platformen farvet smaragdgrønt. Det ligner mere et billede fra en rejsebrochure end et af verdens mest barske farvande, hvor bølgetoppene er set kysse undersiden af platformenes nederste dæk under storm.

»Platformen er den foreløbige kulmination på alle vores erfaringer i Nordsøen. Fra vi designede den, til vi begyndte produktionen i 2000 gik kun 23 måneder. Det er altså temmelig hurtigt og noget, vi meget stolte over,« siger Poul Brunsgaard.

Vi befinder os på Halfdan-feltet, som er hjemsted for Maersk Oils nyeste og mest moderne installation i Nordsøen. Feltet er udbygget med en kombineret indvindings- og behandlingsplatform kaldet Halfdan A samt en beboelsesplatform Halfdan B, og det er her mellem tonsvis af stål, jern og hårdtarbejdende maskiner, at Poul Brunsgaard regerer.

Som platformschef viser han ing.dk rundt på Maersk Oils nyeste og mest moderne installation i Nordsøen. Her er vi sammen med øvrige repræsentanter fra danske medier inviteret af Maersk Oil for at markere 40-års jubilæet for olieproduktion i den danske del af Nordsøen.

»Alt på platformen er automatiseret. Lige fra hydraulisk fjernkontrol af ventiler over manifolder til separation af væsken fra reservoiret. Vi har 120 mand her, men de har mest at gøre med vedligehold af de avancerede systemer,« fortæller Poul Brunsgaard.

Kalklagene holder på olien

Man skal være ualmindelig uinteresseret i teknik for ikke at lade sig fascinere den massive konstruktion, vi befinder os på. Størrelsen, placeringen midt i den ofte brusende Nordsø, gasflaren i 144,5 meters højde, produktionen af 85.000 tønder olie og 5,5 millioner kubikmeter gas hver dag året rundt.

Alt sammen er nødvendigt for at indvinde den olie og gas, der gemmer sig under os. På Harald og de øvrige danske felter består reservoirerne af kalklag, som er cirka 65 millioner år gamle. Kalken har en høj porøsitet på cirka 30-40 procent, men har til gengæld en lav permabilitet, hvilket gør det svært for olien og gassen at finde hen til brønden. Jo højere permabilitet og porøsitet, desto lettere er det at trække kulbrinterne ud. Som at suge det sidste cola fra bunden af et glas med knust is, om man vil.

Kalklagene holder mere på olien end eksempelvis sandsten, som man har i Norge. Problemet kan illustreres ved at forestille sig et badekar, der fyldes med vand i. Hvis karret har en prop af sandsten, tager det det cirka 14 dage, før vandet er ude, mens det tager vandet 30 år, hvis der er kalk i proppen.

»Det er betydeligt mere vanskeligt at indvinde olie og gas fra de danske felter i Nordsøen på grund af kalken. Porestørrelsen er 100 gange mindre end et hårstrå, og det stiller store krav til, at vi hele tiden kan udvikle teknologier, der kan hjælpe olien på vej mod brønden.«

Ordene tilhører Hans-Henrik Kogsbøll med den officielle titel af Head of Product Technology. Han har arbejdet med netop det problem, siden han som ung ingeniør kom til Maersk Oil i 1983. Ifølge Kogsbøll har de vanskelige geologiske vilkår været en driver for innovation hos det danske olieselskab, fordi man konstant har måttet tænke nyt for at øge indvindingsgraden fra felterne, der i begyndelsen kun var på 5 procent.

Horisontale boringer var en 'game changer'
En af de allervigtigste teknologier, som Maersk Oil internationalt set har ført an på, er boringen af horisontale brønde. De er eksempler på ingeniørkunst, når det er mest imponerende. Maersk Oils egen rekord for horisontale brønde er 12,3 kilometer, og man kan styre borehovedet med få fods nøjagtighed selv på de længder. Det svarer nogenlunde til at stå i Tivoli i København med bind for øjnene og køre en radiostyret bil til Dyrehaven i Klampenborg, hvorefter man parkerer den i en bestemt parkeringsbås.

Horisontale boringer har været og er stadig en 'game changer' i danske felter. De olieførende lag i er ganske store i areal, men de er smalle og ofte kun få meter i højden. Som en gigantisk tallerken, der vender på hovedet. Derfor ville det kræve ufatteligt mange vertikale boringer at indvinde olien fra felterne, og man ville alligevel ikke få meget ud af anstrengelserne, fordi man kun ville nå et meget lille areal. Med de horisontale boringer fik Maersk Oil en langt større kontaktflade med reservoiret og dermed adgang til mere olie og gas.

Danskerne var måske ikke de første til at tænke på horisontale boringer, men de var de første til at udnytte den nye bore- og brøndteknologi i stor skala. Fra de åbne dæk på Halfdan B-platformen kan man se over det solbeskinnede hav til Dan-platformen otte kilometer væk. Det var her, Maersk Oil som operatør for DUC første gang producerede olie den 4. juli 1972, men det var også herfra, at man lavede den første horisontale boring. Den løb hele vejen over i det, der blev udviklet til Halfdan-feltet med første produktion i 2000.

»Vi havde fundet ud af, at reservoiret så at sige bevægede sig skråt nedad fra Dan. Derfor satte vi gang i den boring og fik gode resultater med det samme. Det blev startskuddet til udviklingen af Halfdan-feltet, og i dag er de to felter nærmeste bygget ind i hinanden under havbunden. Vi har simpelthen fyldt hele området med brønde,« fortæller Hans-Henrik Kogsbøll.

Fracking skaber indfaldsveje for olien

Men Maersk Oil er ikke færdige med at bore fra Halfdan. Boreriggen GSF Monarch står klos op ad Halfdan, hvor den er ved at bore infill-brønde. Det vil sige brønde, som bores mellem producerende brønde for at øge indvindingen. Tre 151 meter høje stålben rejser sig op i luften, mens selve boretårnet er skudt ind over Halfdans dæk. I boretårnet venter stakke af foringsrør på at blive samlet i sæt af tre og presset ned i undergrunden i takt med at boringer kommer dybere. Alt sker fuldstændig automatisk.

Men flere boringer er ikke nok til at øge indvindingen. Brugen af horisontale brønde giver i sig selv stadig kun en gennemsnitlig indvindingsgrad på omkring 12 procent, så der skal mere til. Olien binder sig til porerne i kalken, som var det to forelskede teenagere på en bænk i Kongens Have, og det kræver barske metoder for at skille dem ad.

Løsningen er det, man kalder for fracking. Ved fracking presses væsker ned i brønden under meget højt tryk. Væsken trænger ud gennem små perforeringer langs brønden og spækker de olieførende lag i reservoiret. På den måde kommer kulbrinterne lettere i kontakt med brønden. Lidt som at skabe indfaldsveje til en motorvej mod København, som Hans-Henrik Kogsbøll ynder at beskrive det.

»Med flere indfaldsveje kommer bilerne hurtigere på motorvejen, og når de først er der, går det i rask tempo ind mod byen,« siger Hans-Henrik Kogsbøll.

Teknisk kalder man det for at stimulere brøndene, og der er tænkt mange skæve tanker gennem tiden for at finde den bedste løsning. Tidligere eksperimenterede Kogsbøll og de andre Maersk Oil-folk med sand og syre, og man fik udviklet en værktøjskasse med mange forskellige metoder til at stimulere brøndene. Syre fungerer kun på et mindre areal, og sand var problematisk, fordi det dels kunne stoppe hullerne i brønden under stimuleringen dels sandblæste rørledningerne, hvilket kunne skabe uønskede huller indvendigt.

Løsningen blev at bruge syre efterfulgt af stimulering med havvand til frackningen. Havvand er af naturlige årsager til rådighed i rigelig mængder i Nordsøen, men det skal først afiltes, før det sendes ned. Det sker for ikke at give næring til bakterier i undergrunden. De kan danne svovlbrinte, der er farligt for mennesker i høje koncentrationer og kan desuden føre til korrosion på platformene. Af samme årsag går alle ansatte rundt med sensorer, når de er uden for på platformene.

Vand skubber olien hen til brønden

I Danmark har vandinjicering i kombination løftet indvindingsgraden yderligere fra cirka 12 procent til et gennemsnit på 25-30 procent, og det er i dag så udbredt, at 100 ud af knap 400 brønde i Nordsøen kun bruges til vandinjicering. På et kort over Halfdan-feltet ses det tydeligt, hvordan vand i dag er en naturlig del af produktionen. Her ligger olie og vandbrønde klos op ad hinanden som snorlige og kilometerlange streger og ofte boret i flere højdeniveauer fra samme brønd.

Skiftet mellem olie og vandbrønde betyder, at man dels får mere olie og gas ind fra de vaninjicerende brønde, dels kan bruge vandet som et slags underjordisk 'tæppe', der skubber olien hen til de olieproducerende brønde.

Men trods den løbende udvikling af nye teknologier, som samlet har øget indvindingsgraden fem-seks gange siden Prins Henrik for første gang drejede på hanen ved Dan-feltet i juli 1972, kræver det igen nytænkning at hente den næste olie op. Nordsøen version 2.0, som Maersk Oil selv kalder det.

75 procent af olien bliver tilbage i undergrunden, så selv om Maersk Oil til dato har hentet godt og vel 2,1 milliarder tønder olie siden 1972, er der masser af olie endnu. Olie, der kan holde Danmark selvforsynende i en årrække som en glidende overgang til højere anvendelse af vedvarende energikilder.

Den sidste olie er en stor teknisk udfordring

Prognoser fra Olieindustrien viser, at der kan gemme sig op mod 1,2 mia. tønder olie i form af potentielt tilgængelige olie- og gasforekomster. Let bliver det ikke at hente dem op. For selv om rutinerede folk som Hans-Henrik Kogsbøll betegner de tidlige forsøg på at øge indvindingsgraden som absolut højthængende frugter i træet, er der tale om stor teknisk udfordring, der virkelig kræver store stiger for at nå op.

Problemet er bare, at de teknologier, der skal til, slet er ikke klar, og det vil tage år, før de bliver klar. Hvis nogensinde. Kommercialisering af nye teknologier i olie- og gasbranchen er tidskrævende og dyr, og ifølge en rapport fra University of Texas i Austin er resultatet et gennemsnit på 16 år fra koncept til bred anvendelse i industrien. Ikke optimalt i en verden, hvor felterne i rask tempo mister værdi, så snart man stikker snablen i undergrunden.

Både Maersk Oil og andre selskaber har derfor gang i mange og ofte yderst avancerede projekter lige fra nanoteknologi over brug af bakterier til forbedrede seismiske analyser af nye og hidtil uberørte potentielle felter. Mange projekter sker sammen med andre selskaber og universiteter, og flere er støttet af Højteknologifonden.

Store forhåbninger til CO2-injicering

Den teknologi, som branchen har de største forhåbninger til, er injicering af CO2 i reservoiret. Når CO2 kommer under tryk og temperatur 2.000 meter nede i undergrunden, ændrer den oliens viskositet, så olien bliver mere flydende og derfor lettere kan passere gennem kalkporerne hen til brøndene. På vej op vil CO2 og olie adskilles igen på grund af trykforskellene, så olien let kan ekstraheres, og CO2 igen kan pumpes ned.

I USA har CO2 været brugt siden 1970'erne til at udvinde mere olie, og teknologien har ifølge laboratorieanalyser på DTU et potentiale til at løfte indvindingsgraden til omkring 50 procent. Men erfaringerne er udelukkende onshore og ikke mindst fra lokaliteter, hvor CO2 naturligt findes i undergrunden og dermed er lige ved hånden.

Læserne af ing.dk vil vide, at Maersk Oil tidligere har været langt fremme med CO2-projekter, men har haft problemer med at skaffe nok CO2 til at injicere i undergrunden. De fleste af de projekter, som skulle sikre CO2 til platformene, er gået i stå på grund af generelt dårlig økonomi i teknologien hos kulkraftværker, og sidste år måtte Maersk Oil trække stikket og sætte projektet på standby.

Det er ikke smart, for det haster med at skaffe CO2, og tiden er absolut ikke med selskaberne. Flere felter nærmer sig en alder, hvor det ikke længere er rentabelt at producere fra dem, og det er en udvikling, man genkender på Halfdan, hvor produktionen falder 13 procent årligt, forklarer platformchef Poul Brunsgaard.

»Kan vi reducere det til 8 procent, har vi gjort meget. Så alle de små ting, vi gør, handler udelukkende om at holde produktionen så højt oppe som overhovedet muligt,« siger Poul Brunsgaard.

Halfdan-feltet skal udbygges

Frem til 2015 forventer Energistyrelsen, at olieselskaberne samlet vil investere knap 40 milliarder kroner i at indvinde olie og gas i Nordsøen. Det gælder både helt nye felter som Dong Energys Hejre-felt samt udvidelse af eksisterende felter som Halfdan og Dan samt efterforskning af meget dybtliggende felter, kaldet HPHT-felter.

Maersk Oil har besluttet, at man skal udbygge på Halfdan, hvor platformen fra start er forbedret til at håndtere mere end de 75 brønde, der er i dag. Det kan enten blive med et nyt borehoved, eller det kan blive ved at bygge en satellitplatform, der skal placeres mellem Halfdan og Tyra-feltet. Det ligger cirka 18 kilometer væk i modsat retning fra Dan, hvor det hele startede i 1972. Meget tyder på det sidste, selv om det ikke er besluttet endnu, fortæller Poul Brunsgaard, mens han spejder ud over sin platform.

Indtil videre må Maersk Oil dog nøjes med at bygge ud på de felter, man allerede er operatør på. For indtil videre er de nye teknologier, der skal hente mere op fra kalken under os, ikke til at spejde i horisonten fra Hafldan B.

Selv ikke på en dag, hvor havet viser sig fra sin bedste side.