Ekofisk 2/4 P var en pumpeplattform som ble installert i 1974 og satt i drift i 1975. Den var plassert som en del av Ekofisk-senteret, ved siden av Ekofisk-tanken.
Kjappe fakta:
Plattformen ble installert i 1974
Driftsstart var i 1975
Plattformen ble nedstengt i 1998, og fjernet i 2009 til 2010
Plattformen ble også kalt «Ekofisk Papa»
— Ekofisk 2/4 P, bak 2/4 Q , 2/4 FTP og flammetårn syd. Foto: Husmo foto/Norsk Oljemuseum
Understell og dekksramme ble bygget av McDermott Scotland i Ardersier og pumpemodulene kom fra Brown & Root i Houston. Oljen fra Ekofisk-tanken (2/4 T) ble pumpet videre fra Ekofisk 2/4 P til Teesside i en 350 km lang 34 tommer tykk rørledning. Tre Bingham ett-trinn sentrifugalpumper ble drevet av 3 x GE (MS-3002J) turbiner med en samlet kapasitet på 1 million fat olje per dag.
En av tre seriekoblede oljepumper på oljeledningen til Teesside – foto oktober 2004En av tre seriekoblede oljepumper på oljeledningen til Teesside - foto oktober 2004. Foto: Jan A. Tjemsland/Norsk Oljemuseum
Råoljen fra Ekofisk-området er unormalt ren med tanke på bunnfelling og vanninnhold, men likevel kan voksinnholdet skape problemer for effektiv strømning i oljerørledningen. Det kan være vanskelig å forutsi voksansamling og man gjennomfører derfor et jevnlig skrapeprogram. Ekofisk 2/4 P var derfor utstyrt med avsendersluse for rørpigger. I tillegg var det installert injeksjonsutstyr for kjemisk beskyttelse mot korrosjon.
En annen viktig funksjon på Ekofisk 2/4 P var varelageret. Hele 5500 enheter, hovedsakelig reservedeler, var systematisert og lagret i det sentrale lageret på plattformen. Det forsynte alle plattformene i Ekofisk-området med en rekke reservedeler.
Plattformen ble stengt ned i 1998 og var ferdig fjernet i 2010.
Vanninnsprøyting (også kalt vanninjeksjon) er et mulig tiltak for å få en høyere utvinningsgrad fra et oljereservoar (på engelsk kalles tiltak for økt utvinning Improved Oil Recovery – IOR). Vanninnsprøyting er mye brukt fordi vann ofte er tilgjengelig, billig og finnes i store mengder. Offshore brukes sjøvann som vanligvis renses før det pumpes inn.
I estimater for reserver gis det ett tall for opprinnelig tilstedeværende olje, og ett for opprinnelig utvinnbar olje. Som regel er mengden opprinnelig tilstedeværende et relativt statisk tall, mens mengden utvinnbar olje kan endre seg over feltets levetid. Ved å utvikle og ta i bruk ny teknologi kan man øke andelen utvinnbar olje, eller utvinningsgraden. [REMOVE]Fotnote: https://www.npd.no/fakta/publikasjoner/rapporter/ressursrapporter/ressursrapport-2017/teknisk-potensial-enda-mer-a-hente/
Vanninsprøyting for økt utvinning,Arbeid med klargjøring av Ekofisk 2/4 K før vanninnsprøytning kan starte. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum
Gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje fra felt på norsk sokkel er i underkant av 50 prosent, med en målsetting om at den skal økes ytterligere. For reservoarer med særlig gode egenskaper kan utvinningsgraden for olje komme opp mot 70 prosent, mens gass ofte har enda høyere utvinningsgrad. Til sammenligning har anslaget for Ekofisks utvinningsgrad økt fra opprinnelig 17 prosent i 1972tilover 50 prosent per 2019, og med 1134 millioner Sm³ tilstedeværende olje vil hver øket prosent utvinningsgrad gi enorme verdier.
Ettersom utvinning av olje foregår, vil blant annet trykket i reservoaret gå ned.Når vanninnsprøyting tas i bruk pumpes store mengder vann under oljen for å øke trykket i reservoaret. Prinsippet er at vannet presser oljen framfor seg, og bidrar til å holde oppe oljeproduksjonen. Vann er tyngre enn olje, så den beste effekten av vanninnsprøyting får man ved å pumpe inn vannet under oljen. Vannet fortrenger oljen samtidig som det bidrar til økning av trykket i reservoaret. Det økte trykket vil i sin tur føre til økt produksjon.Vanninnsprøyting har i flere tilfeller gitt en vesentlig økning i utvinningsgrad i forhold til det som opprinnelig ble estimert.
Effekten av vanninnsprøyting avhenger av forhold i reservoaret, som vannkvalitet, bergartsegenskaper, temperatur og trykk.Det er ikke alltid enkelt å forutsi hvilken effekt vanninjeksjon vil ha i et reservoar, og man har flere ganger fått seg overraskelser etter å ha startet med vanninjeksjon.
historie, 2002, nytt forskningsenter for økt oljeutvinning,Vanninnsprøyting i Tor-formasjonen i sørlig sektor.
Ved et tidspunkt vil kostnadene ved utvinning bli for store, og produksjonen på feltet stenges ned. Dette avhenger av forholdet mellom oljepris og operasjonskostnader og flere ganger har opprinnelige nedstengningstidspunkter blitt skjøvet ut i tid.
Alle reservoarbergarter er porøse, det vil si at det er små hulrom i bergarten som kan fylles med olje, gass og vann. Kalkstein er porøs, og kan inneholde store mengder olje og gass, men gjennomstrømningsevnen (permeabiliteten) er lav.
Kalkreservoarer og vanninnsprøyting
Kritt, som er en variant av kalkstein,er som bergart kjennetegnet ved at den er myk akkurat som tavlekritt. Generelt kjennetegnes kalkstein av å ha dårlige produksjonsegenskaper og dermed relativt lav utvinningsgrad.[REMOVE]Fotnote:Faktahefte 2005 Norsk petroleumsverksemd, s. 42. Kritt kan være veldig porøst og kan inneholde mye olje og gass, men gjennomstrømningsevnen er ofte lav.Det tar derfor lang tid å utvinne olje og gass fra et reservoar av kalkstein.[REMOVE]Fotnote: https://www.npd.no/fakta/nyheter/generelle-nyheter/2011/Ekofisk-fyller-40/Forskningsprogrammet Joint Chalk Research (JCR) ble etablert i 1980 av Oljedirektoratet og den danske Energistyrelsen, sammen med rettighetshaverne til krittfelt i Nordsjøen. Fokus skulle være problemstillinger og utfordringer rundt krittreservoarer med mål om å øke utvinningen.[REMOVE]Fotnote:Kristin Henanger Haugen: Lenge leve kritt, Norsk sokkel nr.1 2004. s. 23.
Vanninsprøyting for økt utvinning,Lars Takla og Wiggo Holm med IOR-prisen i 2000. Foto: Kjetil Alsvik/ConocoPhillips
I tillegg til vanninjeksjon gir kompaksjonen (bergarten presses sammensom følge av at store mengder oljeproduseres) av de myke krittbergartene trykkøkning og dermed ekstra driv til dreneringen av feltet. Men etter hvert vil trykket synke slik at produksjon, utelukkende ved hjelp av trykkstøtte, blir vanskeligere. Studier har vist at høy reservoartemperatur har gitt gode forhold for injeksjon av sjøvann.
Kalkstein er lett oppløselig, til forskjell fra bergarter som gneis og granitt. Overalt i verden der det er kalkstein, løser mineralet seg lett opp. CO2i vann gjør vannet surt og løser opp mineralene i kalkstein.[REMOVE]Fotnote: https://titan.uio.no/node/2324Ved injeksjon av vann i kalksteinreservoarer vil det skje en grad av oppløsning av kalksteinen, og dette kan bidra til innsynkning av havbunnen.
Relaterte media:
navigate_beforenavigate_next
Publisert 15. september 2019 • Oppdatert 27. februar 2020
Det kan lett bli forvirring rundt begrepene. Ekofisk-området er et samlebegrep som omfatter hele åtte felt i utvinningstillatelse PL018, hvorav det ene, og største, heter Ekofisk og er sammen med Eldfisk og Embla fortsatt i produksjon. De øvrige er Vest-Ekofisk, Tor, Albuskjell, Edda, og Cod.
— Eldre plakat som viser Ekofisk-området. Illustrasjon: ConocoPhillips/Norsk Oljemuseum
Videre består reservoaret i undergrunnen for alle feltene utenom Cod og Embla av to formasjoner, hvorav den ene heter Ekofisk-formasjonen, og den andre Tor-formasjonen (se Havets flass).
Kjære barn har samme navn, gravHistorisk produksjon fra Ekofisk-området fra oppstart i 1971 til og med 2018. Grunnlaget er hentet fra norskpetroleum.no 29.08.2019
En figur over historisk produksjon (samlet olje, gass og kondensat i millioner oljeekvivalenter Sm³) fra Ekofisk-området viser dominansen til Ekofisk, både historisk og i dag. Den samlede produksjonen fra de øvrige syv feltene har, med unntak av få år, ikke nådd det samme volumet som produksjonen fra selve Ekofiskfeltet. Vanninnsprøyting startet for alvor på Ekofiskfeltet i 1987 ogkan ses tydelig på produksjonskurven, som økte fra <10 til >20 millioner Sm³ oljeekvivalenter per år.
Den 1. juli 2019 leverte ConocoPhillips inn en plan for utbygging og drift (PUD) for gjenåpning av Tor (Tor II). Dette vil omfatte investeringer på om lag seks milliarder kroner, produksjonsstart er planlagt til slutten av 2020 og det er ventet å gi en utvinning på anslagsvis 10 millioner Sm³oljeekvivalenter.
Videre har lisensen startet konseptstudier for en videreutvikling av den nordlige delen av Eldfiskfeltet (Eldfisk II), og både sjøbunnsløsninger og en enkel ubemannet plattform vurderes.[REMOVE]Fotnote: https://petro.no/nyheter/conocophillips-vurderer-a-bygge-ny-plattform-pa-eldfisk-nordOgså Tommeliten Alpha, som til nå ikke er annet enn et funn vurderes utbygget.[REMOVE]Fotnote: https://petro.no/nyheter/forbereder-mulig-utbygging-tommeliten-alpha
Kjære barn har samme navn, kartOversiktsbilde som viser Ekofisk-området med de tilhørende feltene, som i all hovedsak ligger i utvinningstillatelse 018 (rødt omriss). Feltene med stiplet omriss er ikke i produksjon, feltene med lilla omriss er i produksjon pr. 29.08.2019). Merk at også felt som ikke er en del av Ekofisk-området er med på kartet.
Relaterte media:
navigate_beforenavigate_next
Publisert 11. september 2019 • Oppdatert 6. februar 2020