diff --git "a/knowledge_base/raw_text/Volve PUD .pdf.txt" "b/knowledge_base/raw_text/Volve PUD .pdf.txt"
new file mode 100644--- /dev/null
+++ "b/knowledge_base/raw_text/Volve PUD .pdf.txt"
@@ -0,0 +1,2659 @@
+Plan for utbygging og drift
+av Volve
+Utvinningstillatelse 046
+February 2005
+Grafisk 40054_08
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+INNHOLD
+Innledning og sammendrag........................................................................................................6
+1 6
+1.1 Beliggenhet og eierforhold............................................................................................................6
+1.1.1 Beliggenhet.....................................................................................................................................6
+1.1.2 Lisensforhold.................................................................................................................................6
+1.2 Letehistorie.....................................................................................................................................7
+1.3 Geologisk evaluering.....................................................................................................................7
+1.4 Reservoartekniske og utvinningsmessige forhold.......................................................................7
+1.5 Produksjonsteknologi....................................................................................................................8
+1.6 Boring og brønnteknologi.............................................................................................................8
+1.7 Utbyggingsløsning.........................................................................................................................8
+1.8 Drift og vedlikehold.......................................................................................................................9
+1.9 Helse, miljø og sikkerhet...............................................................................................................9
+1.10 Organisering og gjennomføring....................................................................................................9
+1.11 Avslutningsplan.............................................................................................................................9
+1.12 Økonomiske analyser og vurderinger...........................................................................................9
+1.13 Områdevurdering.........................................................................................................................10
+2 Letehistorie.................................................................................................................................11
+3 Geologisk evaluering.................................................................................................................13
+3.1 Sammendrag.................................................................................................................................13
+3.2 Seismiske database og kartlegging.............................................................................................13
+3.2.1 Avsetningsmiljø, sedimentologi og stratigrafi...........................................................................15
+3.3 Tektonisk og stratigrafisk utvikling............................................................................................15
+3.4 Geokjemi og migrasjonshistorie.................................................................................................16
+3.5 Petrofysisk evaluering.................................................................................................................17
+3.6 Geologisk modell.........................................................................................................................18
+3.7 Usikkerhetsberegning..................................................................................................................19
+4 Reservoartekniske og utvinningsmessige forhold.................................................................21
+4.1 Innledning.....................................................................................................................................21
+4.2 Brønntesting.................................................................................................................................21
+4.3 Fluiddata.......................................................................................................................................21
+4.4 Produksjonsstrategi......................................................................................................................22
+4.5 Produksjonsprognoser.................................................................................................................22
+4.5.1 Prognose for oljeproduksjon.......................................................................................................23
+4.5.2 Prognose for vannproduksjon.....................................................................................................23
+4.5.3 Prognose for gassproduksjon......................................................................................................24
+4.6 Sensitiviteter og usikkerhetsanalyse...........................................................................................24
+4.7 Datainnsamling i bore- og produksjonsfasen.............................................................................26
+4.8 Metoder for økt oljeutvinning.....................................................................................................26
+5 PRODUKSJONSTEKNOLOGI..............................................................................................27
+5.1 Innledning.....................................................................................................................................27
+5.2 Brønnhydraulikk..........................................................................................................................27
+5.3 Produksjonskjemi.........................................................................................................................27
+5.3.1 Avleiringer...................................................................................................................................27
+2
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+5.3.2 Hydrater........................................................................................................................................28
+5.3.3 Emulsjoner...................................................................................................................................28
+5.3.4 Asfaltenutfelling..........................................................................................................................28
+5.3.5 H2S...............................................................................................................................................28
+5.3.6 Voks..............................................................................................................................................28
+5.4 Vannhåndtering............................................................................................................................28
+5.4.1 Utsira vannproduksjon.................................................................................................................28
+5.4.2 Re-injeksjon av produsert vann..................................................................................................28
+5.5 Gasshåndtering.............................................................................................................................28
+6 Boring og brønnteknologi.........................................................................................................30
+6.1 Innledning.....................................................................................................................................30
+6.2 Boreprogram................................................................................................................................30
+6.2.1 Grunn gass....................................................................................................................................30
+6.2.2 Borevæske....................................................................................................................................31
+6.3 Borekaks håndtering....................................................................................................................31
+6.4 Komplettering..............................................................................................................................31
+6.4.1 Nedihulls kompletteringsutstyr...................................................................................................31
+6.4.2 Sandkontroll.................................................................................................................................32
+6.4.3 Brønnhode, ventiltre og stigerørsystem......................................................................................32
+6.4.4 Borerigg........................................................................................................................................32
+6.4.5 Brønnkontroll og beredskap........................................................................................................33
+6.5 Tids- og kostnadsestimat.............................................................................................................33
+7 Beskrivelse av utbyggingsløsningen........................................................................................34
+7.1 Innledning.....................................................................................................................................34
+7.2 Alternativ utbygging....................................................................................................................34
+7.3 Grunnlag for utbygging...............................................................................................................34
+7.3.1 Funksjonskrav..............................................................................................................................34
+7.3.2 Havdyp.........................................................................................................................................34
+7.3.3 Miljødata......................................................................................................................................34
+7.3.4 Geotekniske forhold.....................................................................................................................34
+7.4 Beskrivelse av valgt konsept.......................................................................................................35
+7.4.1 Systembeskrivelse og designkapasitet........................................................................................35
+7.4.2 Produksjonsplattformen...............................................................................................................35
+7.4.3 Prosessanlegg og hjelpesystemer................................................................................................36
+7.4.4 Eksport av olje.............................................................................................................................37
+7.4.5 Eksport av gass............................................................................................................................37
+7.4.6 Gassløft/gassinjeksjon.................................................................................................................37
+7.4.7 Fiskalmåling av olje og gass.......................................................................................................37
+7.4.8 Modifikasjoner, installasjoner og marine operasjoner..............................................................37
+7.4.9 Produksjonskjemikalier...............................................................................................................38
+7.4.10 Uttesting og oppstart....................................................................................................................38
+7.5 Regularitet av produsert olje.......................................................................................................38
+8 Drift og Vedlikehold..................................................................................................................39
+8.1 Innledning.....................................................................................................................................39
+8.2 Organisasjon og bemanning........................................................................................................39
+8.3 Drift av anleggene........................................................................................................................39
+8.4 Vedlikehold..................................................................................................................................39
+3
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+9 Helse, miljø og sikkerhet...........................................................................................................40
+9.1 Innledning.....................................................................................................................................40
+9.2 Målbeskrivelse.............................................................................................................................40
+9.3 Akseptkriterier og krav................................................................................................................40
+9.4 Styring av helse, miljø og sikkerhet...........................................................................................40
+9.5 Sikkerhet.......................................................................................................................................40
+9.5.1 Prinsipper......................................................................................................................................40
+9.5.2 Risikoanalyse...............................................................................................................................41
+9.5.3 Sikkerhetsstrategier......................................................................................................................41
+9.5.4 Eksplosjon....................................................................................................................................41
+9.5.5 Beredskap.....................................................................................................................................41
+9.5.6 Sikkerhet i det videre arbeid.......................................................................................................41
+9.6 HMS aspekter i forbindelse med boring og komplettering.......................................................42
+9.7 Arbeidsmiljø.................................................................................................................................42
+9.7.1 Arbeidsmiljøvurderinger.............................................................................................................42
+9.7.2 Oppfølging av arbeidsmiljø i det videre arbeid.........................................................................42
+9.8 Miljømessig vurdering av den valgte løsning............................................................................42
+9.8.1 Utslipp til luft...............................................................................................................................42
+9.8.2 Utslipp til sjø................................................................................................................................43
+9.8.3 Avfall............................................................................................................................................43
+9.8.4 Miljørisikoanalyse.......................................................................................................................43
+9.8.5 Konsekvensutredning..................................................................................................................43
+10 Organisering og gjennomføring..............................................................................................44
+10.1 Prosjektets styringssystem...........................................................................................................44
+10.1.1 Mål og virkemidler......................................................................................................................44
+10.1.2 Dokumentasjon av styringssystem.............................................................................................44
+10.2 Organisasjonsbeskrivelse............................................................................................................44
+10.2.1 Operatøransvar.............................................................................................................................44
+10.2.2 Planleggings- og utbyggingsorganisasjon..................................................................................44
+10.2.3 Driftsorganisasjon........................................................................................................................45
+10.2.4 Samordning med andre felt.........................................................................................................45
+10.2.5 Rekruttering til utbyggings- og driftsorganisasjonen................................................................45
+10.2.6 Kompetansebehov og opplæringstiltak......................................................................................45
+10.2.7 Personellbehov.............................................................................................................................45
+10.3 Forholdet til industrien og samfunnet.........................................................................................46
+10.3.1 Samfunnsøkonomiske konsekvenser..........................................................................................46
+10.3.2 Anskaffelser.................................................................................................................................46
+10.3.3 Anvendelse av forsknings- og utviklingsresultater....................................................................46
+10.4 Prosjektgjennomføringsplan.......................................................................................................46
+10.5 Verifikasjon og oppfølging av hovedkontrakter........................................................................46
+11 Avslutningsplan..........................................................................................................................47
+11.1 Innledning.....................................................................................................................................47
+11.2 Produksjonsinnretningene...........................................................................................................47
+11.3 Kostnader ved nedstengning og fjerning....................................................................................47
+12 Økonomiske analyser og vurderinger....................................................................................48
+12.1 Kostnader ved utbygging og drift...............................................................................................48
+12.1.1 Investeringer.................................................................................................................................48
+4
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+12.1.2 Leiekostnader for produksjonsfasiliteter....................................................................................48
+12.1.3 Operatørens driftskostnader........................................................................................................49
+12.1.4 Fjernings - og pluggekostnader...................................................................................................49
+12.1.5 Kostnadsprofil til de økonomiske beregninger..........................................................................49
+12.2 Økonomiske analyser..................................................................................................................50
+12.2.1 Økonomiske forutsetninger.........................................................................................................50
+12.2.2 Lønnsomhet..................................................................................................................................50
+12.2.3 Nullpunktsprisen..........................................................................................................................50
+12.2.4 Kontantstrømsprofil.....................................................................................................................50
+12.3 Prosjektusikkerhet........................................................................................................................51
+12.3.1 Usikkerhet i de økonomiske analyser.........................................................................................51
+12.3.2 Sensitivitet....................................................................................................................................51
+13 Områdevurdering......................................................................................................................52
+13.1 Innledning.....................................................................................................................................52
+13.2 Tilleggsvolumer og avgrensningsstrategi...................................................................................52
+5
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+1 Innledning og sammendrag
+Denne rapporten presenterer Plan for Ut-
+bygging og Drift (PUD) for Volvefeltet i
+blokk 15/9, Utvinningstillatelse 046 (PL046).
+Rapporten oppsummerer resultat fra studier,
+analyser og anbud som har ledet frem til den
+anbefalte utbyggingsløsningen. Beslutnings-
+underlaget beskrives i større detalj i støttebind
+innen geologi, reservoar, produksjonsteknikk,
+boring og konseptbeskrivelse samt i en konse-
+kvensutredning som er oversendt myndighet-
+ene. Dette kapitlet gir et kort sammendrag av
+PUD'en for Volve feltet.
+1.1 Beliggenhet og eierforhold Figur 1.1 - Områdekart
+1.1.1 Beliggenhet Olje felter og funn er markert med grønt mens
+gass/kondensat er vist med rødt
+Volve er et oljefelt beliggende i blokk 15/9 ca
+200 km vest for Stavanger og ca 8 km nord av
+Sleipner A plattformen, se figur 1.1. Vann-
+dypet i området er ca. 90 m. 1.1.2 Lisensforhold
+Utvinningstillatelse 046 ble tildelt i tredje
+lisensrunde 1976 med Statoil ASA som
+operatør for blokk 15/8 og 15/9. Lisensen
+omfatter Sleipner Øst, Sleipner Vest, Gugne
+og Loke feltene samt ikke kommersielt
+område (definert som PL 046 ”outside”).
+Eierfordelingen på Volve er den samme som
+for Sleipner Øst og Loke, mens store deler av
+oppside potensialet rundt Volve ligger i ”out-
+side” området som har samme eierfordeling
+som Gungne feltet, se figur 1.2 og tabell 1.1
+Sleipner Øst/ PL046 Outside
+Loke /Volve (Inkl. Gungne)
+Statoil ASA 49.6 % 52.6 %
+ExxonMobil Exp.& Prod. Norway AS 30.4 % 28.0 %
+Norsk Hydro Produksjon a.s. 10.0 % 9.4 %
+Total Norge AS 10.0 % 10.0 %
+Tabell 1.1 - Eiersammensetning i PL 046 og Volve
+Side 6
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Figur 1.2 - Oversikt over PL 046 område med områdedefinisjon på Ty og Hugin nivå
+dypere enn det som er brukt i basis modellen
+1.2 Letehistorie (OVK på 3120 m under havnivå).
+Kartleggingen av feltet er basert på
+Volve feltet er en mindre oljeførende struktur
+havbunnseismiske data hvor følgende reflekto-
+som ligger sentralt i blokk 15/9. Brønn 15/9-
+rer har blitt tolket; intra Hod, Bunn Kritt,
+19SR påviste i 1993 olje i strukturen og siden
+Bunn ”Hot shale”, Topp Hugin, Bunn Hugin,
+har det blitt boret 2 avgrensningbrønner.
+og Topp Zechstein. I tillegg har de mange for-
+Brønn 15/9-19A ble boret i 1996 og påviste et
+kastningene blitt detaljert tolket.
+mye tykkere reservoar enn funnbrønnen.
+Brønn 15/9-19B ble boret i 1997 i et segment Det er fortsatt usikkerhet knyttet til tolkningen
+utenfor feltet og her var reservoaret vannfylt. av seismiske data, spesielt gjelder dette den
+Begge brønner i oljesonen har blitt produk- vestlige flanken av Volve. I ettertid av arbei-
+sjonstestet og viste gode produksjonsegen- det som ligger til grunn for denne planen, er
+skaper. det gjennomført ytterligere re-prosessering av
+havbunnseismikken. Disse data vil bli tolket,
+og eventuelle justeringer i reservoarmodellen
+1.3 Geologisk evaluering
+og optimalisering av brønnbaner, vil bli
+Volve feltet er en 2x3 km, forkastningsavgren-
+foretatt før borestart.
+set struktur hvor det i alt er forventet påvist
+27,5 millioner Sm3 tilstedværende olje. Reser-
+1.4 Reservoartekniske og utvinnings-
+voaret utgjøres av Hugin-formasjonen av
+messige forhold
+midtre jura alder og er i området utviklet som
+en sandsteinspakke med varierende tykkelse. I det reservoartekniske arbeidet er det benyttet
+Reservoaret ligger i intervallet 2750 – 3120 m en dynamisk reservoarsimuleringsmodell basert
+dybde under havoverflaten. Det består av på den geologiske og seismiske kartleggingen.
+sandstein med høyt netto/brutto forhold (93 Reservoartrykket er 340 bar ved 3060 m og
+%), en porøsitet på 21 % og en brønntest reservoar temperaturen er her 110°C. Oljen har
+permeabilitet på ca. 1 Darcy. Vannmetningen i et varierende gass/oljeforhold (GOF) fra 111 til
+oljesonen er i snitt 20 %. Ingen kontakter har 157 Sm3/Sm3 og tilsvarende for formasjons-
+blitt penetrert på feltet hvilket gir muligheter volumfaktoren (Bo) fra 1,33 til 1,45 m3/Sm3.
+for en olje-vannkontakt (OVK) betydelig Oljen i feltet er planlagt utvunnet ved bruk av
+7
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+nedflanks vanninjeksjon med produksjonsbrøn- De tre produksjonsbrønnene er planlagt
+ner plassert høyt på strukturen. Det forventes å komplettert med gassløft utstyr.
+produsere i alt ca 11,4 mill Sm3 olje og 1,5 mrd
+Borelokasjonen er valgt for å minimalisere
+Sm3 rikgass for eksport til Sleipner A plattfor-
+faren for grunn gass, samt å gi boretilgang til
+men. Dette er basert på en økonomisk rate på
+alle identifiserte prospekter for Volve.
+minimum 2100 Sm3/d.
+Boringen er planlagt med vannbasert slam i
+topphullsseksjonene, og med oljebasert slam i
+1.5 Produksjonsteknologi
+8 (cid:1)” og 12 (cid:2)” seksjonene.
+De produksjonstekniske utfordringene med å
+produsere oljen i Volve felter er knyttet til
+1.7 Utbyggingsløsning
+høyt innhold av Barium i formasjonsvannet,
+Utbyggingsløsningen (se figur 1.2) er basert
+høyt innhold av asfalten i oljen samt produk-
+på leie av den eksisterende oppjekkbare
+sjon av vann fra Utsira-formasjonen ved bruk
+plattform Maersk Inspirer (MI) som er bygget
+av elektriske pumper, ESP (Electrical Submer-
+som en borerigg. Plattformen vil bli utstyrt
+sible Pumps). Utsira vann benyttes for å unngå
+med et prosessanlegg for separasjon og
+avleiringer i formasjonen og prosessutstyret.
+eksport av olje og gass og et brønnhode
+område som gjør det mulig å trekke opp inntil
+1.6 Boring og brønnteknologi
+13 brønner iht. kontrakten som ligger til grunn
+Volvefeltet er planlagt utbygd med tre olje- for denne planen. Plattformen muliggjør
+produksjonsbrønner og tre vanninjeksjons- boring eller brønnintervensjon med samtidig
+brønner. I tillegg er det planlagt å bore to olje og gassproduksjon. Riggen ble ferdigstilt
+vannproduksjonsbrønner til Utsira-formasjo- ved verft i Korea i 2004, og er ankommet
+nen for produksjon av injeksjonsvann. Nordsjøen. Den vil starte på en kontrakt på
+engelsk side før Volve kontrakten. Riggen vil
+Planlagt boreoppstart på Volve er årsskifte
+således betraktes som ”varm” og innkjørt som
+2006/07. Det er risiko for forsinket oppstart
+borerigg når den starter arbeidet på Volve.
+pga. mulig forsinkelse med utslep av installa-
+sjonen vinterstid. Gassen vil bli eksportert til Sleipner A mens
+oljen vil bli eksportert til lagerskipet Navion
+Volve vil ha ventiltrær på plattformen og har
+Saga.
+tilgjengelig boreanlegg i produksjonsfasen.
+Dette vil gi lett tilgang til brønnene for inter-
+vensjoner, sidestegsboring eller boring til
+nærliggende prospekter.
+Figur 1.2 - Volve utbyggingskonsept
+Prosessanlegget på den oppjekkbare plattformen er designet for følgende kapasiteter.
+Oljeproduksjon 9.000 Sm3/d Rikgass 1,5 MSm3/d
+Vannbehandling 10.400 m3/d Gass løft 0,45 MSm3/d
+Total væske behandling 13.000 m3/d Vanninjeksjon 16.000 m3/d
+8
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Den prosesserte olje vil bli overført til lager- 1.10 Organisering og gjennomføring
+skipet via et fleksibelt 8” rør. Lagerskipet,
+Utøvelsen av Statoils operatøransvar i
+med en kapasitet på i mill. fat, er forankret på
+utbyggingsfasen vil bli ivaretatt av en dedikert
+feltet ved hjelp av en STL-bøye (Submerged
+organisasjonsenhet innen forretningsområdet
+Turret Loading) med 9 anker. Skipet leies fra
+Teknologi og Prosjekter (T&P).
+Navion Offshore Loading (NOL), et
+Det vil være et nært samarbeid med Sleipner-
+datterselskap av Teekay Norway. Gassen
+organisasjonen i hele prosjektfasen idet Lis-
+overføres i en 7.4” rørledning via
+ensansvaret for PL046 ligger der. Produk-
+havbunnsramme D på Sleipner Øst feltet og
+sjonsdirektør for Sleipner er formann i sty-
+videre inn til SLA anleggene. Der blir gassen
+ringskomiteen for PL046.
+prosessert og eksportert som tørrgass til
+Europa og våtgass/kondensat til Kårstø. Ved produksjonsstart er planen å overføre
+Volve til Sleipner driftsorganisasjon i forret-
+ningsområdet Undersøkelse og Produksjon.
+1.8 Drift og vedlikehold
+Drift og vedlikehold av produksjonsplattfor-
+1.11 Avslutningsplan
+men vil bli utført av Maersk Contractors som
+eier og driver anlegget på vegne av Statoil Når lisenseierne og myndighetene er enige om
+som operatør av PL046. Drift og vedlikehold at Volvefeltet ikke lenger kan drives økono-
+av lagerskipet utføres av Teekay Norway. misk, vil kontraktene avsluttes ved bruk av
+avtalte mekanismer for kansellering og brøn-
+Forsynings- og basetjenestene vil koordineres
+nene vil stenges. Selve fjerningen av installa-
+med tilsvarende tjenester på Sleipner-feltene
+sjonene og nedstengning av brønner vil bli ut-
+slik at stordriftsfordeler oppnås.
+ført i henhold til gjeldende regelverk. Regel-
+verket gir retningslinjer for både nedstengning
+1.9 Helse, miljø og sikkerhet
+av brønner og fjerning av installasjonene.
+Utbyggingen og drift av Volve er basert på
+STL bøye med forankringsanlegg vil bli fjer-
+hovedmålsetningene fra Statoils HMS-plakat
+net ved hjelp av et ankerhåndteringsfartøy.
+og prinsipper for null miljøskadelige utslipp.
+Olje- og gasseksportrørledningene vil bli vur-
+Sikkerhetsmålsettingen for Volveutbyggingen dert fjernet. På grunn av at rørene er nedgravd
+har sin basis i myndighetenes krav og for- kan dette være vanskelig. Alternativ til fjer-
+skrifter, samt i Statoils egne retningslinjer. ning og gjenbruk vil være å steindumpe rør-
+endene.
+Hensynet til helse, miljø og sikkerhet (HMS)
+har stått sentralt i utsjekking av det anbefalte
+konseptet og valg av leverandører, og danner 1.12 Økonomiske analyser og vurde-
+grunnlag til videre påse aktiviteter. ringer
+Det er lagt stor vekt på sikre, forsvarlige løs- Lønnsomhetsanalyser basert på 22 USD/fat
+ninger og å begrense konsekvensene dersom oljepris Brent Blend (estimert 18,70 USD/fat
+en ulykke skulle oppstå. Installasjonsbeman- for Volve olje) gir en nåverdi på 2350 MNOK
+ningen består av Maersk Contractor sine egne 2005 ved 7% før skatt og 443 MNOK 2005
+ansatte. Maersk Contractors styringssystemer ved 8% etter skatt. Dersom en legger til grunn
+legges til grunn i størst mulig grad, utfylt med en ”forward” oljepris på gjennomsnittlig 35
+Statoils feltspesifikke tilleggskrav. Statoil leg- USD/fat Brent blend, viser lønnsomhetsanaly-
+ger stor vekt på å etablere et godt HMS arbeid sen en nåverdi på 1190 MNOK 2005 ved 8%
+ombord, og å tilse at myndighetenes og Stat- etter skatt.
+oils krav og målsettinger for helse, miljø og
+Prosjektet er ikke robust med lave priser og gir
+sikkerhet blir oppfylt.
+negativ nåverdi ved en oljepris på 15 USD/fat
+Brent Blend. Nullpunktsprisen ved 8% etter
+skatt er 17,50 USD/fat. Utbyggingskonseptet
+Side 9
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+med leie av oppjekkbar plattform med tilhø- Volveområdet. Tilgangen til eget boreanlegg
+rende lagerskip gir positiv økonomi ved lave åpner i tillegg for kostnadseffektiv leting av
+reserver (P90). I tillegg reduseres risikoen for oljeprospektene i området.
+kostnadsoverskridelser betydelig pga at store
+Det er ikke dokumentert konsepter som øko-
+deler av konseptet allerede er bygget.
+nomisk kan utnytte eksisterende infrastruktur i
+området med unntak av gass eksport til Sleip-
+1.13 Områdevurdering ner A plattformen via bunnrammen Sleipner
+D.
+Volve feltet ligger i et typisk gass/kondensat
+dominert område i Nordsjøen. I en områdeut- Plattformen er tilrettelagt for å trekke opp flere
+vikling, er den valgte utbyggingsløsning brønner dersom det gjøres funn i noen av de
+vurdert å være den beste løsningen fordi det da kartlagte prospekter i nærområdet. Det vil bli
+etableres et oljeprosesseringsanlegg i tatt stilling til eventuell boring av de nærlig-
+gende prospekter i PL 046 på et senere tids-
+punkt.
+10
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+2 Letehistorie
+Volve feltet er en mindre oljeførende struktur
+som ligger sentralt i blokk 15/9. Blokken ble
+tildelt i 3. lisenstildelingsrunde (1976). I
+blokken er det i alt boret 22 lete- og
+avgrensningsbrønner og store mengder
+gass/kondensat er påvist i Sleipner Vest,
+Sleipner Øst, Loke og Gungne feltene.
+Gass/kondensat feltene er nå utbygd og det er
+boret ca 50 produksjonsbrønner for dette
+formål.
+Volvefeltet ble påvist i 1993 med brønn 15/9-
+19SR. Brønnen ble boret fra Loke
+havbunnsramme inn i en struktur da kalt Theta
+Vest.
+Figur 2.2 - Bunn Hugin horisonten med Volve
+strukturen og viktigste prospekter inntegnet
+Tabell 2.1 - Funnbrønner og funn er listet herunder:
+Brønn År Funn Kondensat/NGL/ Gassreserver (GSm3)
+olje reserver (MSm3)
+15/6-3 1974 Sleipner Vest 44 108
+15/9-9 1981 Sleipner Øst 51 63
+15/9-15 1982 Gungne 5 10
+15/9-19SR 1993 Volve 11,4 1,5
+Formålet med brønnen var å produsere I 1996 ble brønn 15/9-19A boret. Formålet
+gass/kondensat fra Ty-formasjonen [av Paleo- med brønnen var å verifisere ressursgrunn-
+cen alder]. Formasjonen viste seg imidlertid å laget, avklare reservoar tykkelsen og olje/vann
+være vannfylt og brønnen ble deretter fordypet kontakten. Brønnen ble boret som en side-
+ned i Hugin-formasjonen av midtjura alder. greinsbrønn fra 19SR og påtraff oljefylt reser-
+voar. Reservoaret kom dog inn vesentlig dyp-
+Hugin-formasjonen viste seg å være oljefylt
+ere enn forventet og var mye tykkere (88 m).
+og hadde en tykkelse på 18 meter i brønnen.
+Ingen olje/vann kontakt ble observert i brøn-
+Reservoaret ble produksjonstestet og gav en
+nen. En produksjonstest gav rater opp til 528
+undermettet 290 API olje. Testintervallet viste
+Sm3/d av 270 API olje og med en produktivi-
+gode produksjonsegenskaper og strømmet
+tetsindeks på 63 Sm3/D/Bar.
+med rater opp til 1358 Sm3/d og en produkti-
+vitetsindeks på 143 Sm3/D/Bar. Basert på den positive informasjon fra 15/19-
+19A brønnen, ble topp reservoar retolket på
+Ett nytt seismisk datasett ble innsamlet over
+seismikken. Forståelsen den gang var at denne
+området i 1994 (ST9407) og siden reproses-
+brønnen hadde påvist olje tett på spillpunktet
+sert.
+imellom Volve strukturen og Theta sør struk-
+turen sørøst for Volve.
+Side 11
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+I 1997 ble brønn 15/9-19B derfor boret i ren og også imellom brønnen og Sleipner Øst
+sadelområdet imellom de to strukturer. For- og Loke slik at 15/19-19B gav en god østlig
+målet med brønnen var å finne olje/vann kon- avgrensning av Volve strukturen.
+takten og også påvise olje i Theta Sør. Topp
+Innsamlingen av havbunnsseismikk data ble
+reservoar ble imidlertid påtruffet svært dypt i
+gjort i 2002 (ST0202). Formålet var å forbedre
+brønnen og var vannfylt. Imidlertid var tykkel-
+den strukturelle avbildning og redusere usik-
+sen av Hugin formasjonen større enn forventet
+kerheten i ressursgrunnlaget. Datasettet har
+(ca 120 m) og hadde gode porøsitet og perme-
+gitt en stor forbedring i forhold til tidligere og
+abilitetsegenskaper. Trykkmålinger indikerte
+utgjør grunnlaget for den nåværende kartleg-
+forsegling imellom brønnen og Volve struktu
+ning av ressurser.
+12
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+og i Volve Sør har blitt innarbeidet i volumbe-
+3 Geologisk evaluering regningen, mens volum i øvrige prospekter er
+beregnet i andre sammenhenger.
+3.1 Sammendrag
+En usikkerhetsstudie indikerer høyere P50- og
+Volve feltet er en 2x3 km stor, forkastnings-
+gjennomsnittvolum enn det som ligger i basis
+begrenset struktur og er dannet som et resultat
+modellen. Dette skyldes i hovedsak at det er
+av saltbevegelser og strekning under og umid-
+større sannsynlighett for dypere kontakt enn
+delbart etter avsetningen av reservoaret. Res-
+grunnere kontakt. Når det gjelder total-
+ervoaret utgjøres av Hugin-formasjonen av
+usikkerheten gir kontaktusikkerheten størst
+midtre jura alder og er i området utviklet som
+utslag, men en har også et vesentlig bidrag fra
+en pakke av hovedsakelig sandstein. Avset-
+usikkerheten i seismisk tolkning. Som følge av
+ningsmiljøet var tidevannsdominert noe som
+denne usikkerheten, har dybdemigrerte data
+har resultert i stor lateral utstrekning av sand-
+blitt prosessert, og skal benyttes for optimali-
+steinslagene. Olje har først for ca 5-10 mill år
+sering av brønnplasseringen fram mot
+siden begynt å migrere inn i strukturen. Oljen
+borestart. I det reservoartekniske arbeidet er
+har blitt dannet i Sleipner Graben området ca
+det benyttet en dynamisk res-
+10 km NV for Volve og migrere fra grabenen
+ervoarsimuleringsmodell basert på den geolo-
+inn i Volve-strukturen.
+giske og seismiske kartleggingen. Reservoar-
+Kartleggingen av feltet er basert på ny hav- trykket er 340 bar ved 3060 m og reservoar
+bunnseismikk. Dybdekonvertering er gjen- temperaturen er her 110°C. Oljen har et varie-
+nomført basert på ”stacking” hastigheter til rende gass/oljeforhold (GOF) fra 111 til 157
+topp Kritt, og intervall hastigheter i følgende Sm3/Sm3 (korrigert for prosess-simuleringer)
+intervaller, topp Kritt-bunn Kritt, bunn Kritt- og tilsvarende for formasjonsvolumfaktoren
+topp Hugin, og topp Hugin -bunn Hugin. (Bo) fra 1,33 til 1,45 m3/Sm3.
+Tolkningsusikkerheten spesielt på vestflanken
+Tabell 3.1 - Usikkerhet i tilstedeværende volum (alle
+av strukturen er betydelig, mens feltet kun i tall i mill. Sm3)
+liten grad påvirkes av usikkerheten i dybde-
+Basis Snitt P90 P50 P10
+konverteringsmodellen.
+Volve 24,5 27,5 20,9 26,7 35,2
+Reservoar intervallet ligger 2750 – 3120 m
+dybde under havoverflaten. Det består av
+sandstein med høyt netto/brutto forhold (93 3.2 Seismiske database og kartlegging
+%), en porøsitet på 21 % og en brønntest Den seismiske tolkningen av Volvefeltet er
+permeabilitet på ca. 1 Darcy. Vannmetningen i ferdigstilt på et 4 komponent, 3D seismisk
+oljesonen er i snitt 20 %. Dette gir en datasett (ST0202), som er en havbunnseismisk
+gjennomsnittlig hydrokarbonporefraksjon på datainnsamling med betydelig økt kvalitet i
+15,6%. Ingen kontakter har blitt penetrert på forhold til vanlig seismikk. ST0202 har be-
+feltet hvilket gir muligheter for en olje- grenset dekning og i områdene utenfor er det
+vannkontakt betydelig dypere enn det som nå brukt ST98M3, et vanlig 3D seismisk datasett,
+vurderes som mest sannsynlig (OVK på 3120 som er et ”post stack” sammensetning av i alt
+m under havnivå). 7 individuelle seismiske datasett. Områdets
+Kartlegging av tilstedeværende volum har blitt dekning med seismikk er vist på figur 3.1. En
+utført i en 14 lags modell med bruk av sone- null fase, trapezoid-bølge signatur er brukt til
+gjennomsnitt tilpasset brønnverdier. Lagmo- å kalibrere seismikken med brønnobservasjon-
+dellen er basert på topp og bunn reservoar ene.
+flatene fra seismikken samt kartlagte forkast- Volve-strukturen er strukturell kompleks og
+ningsplaner. De ytre, begrensende forkast- for den geologiske evaluering har det vært
+ninger på feltet er modellert som skrå, mens nødvendig å kartlegge de viktigste geologiske
+forkastninger internt på feltet er modellert som horisonter i tillegg til topp og bunn reservoar.
+vertikale. Mulige tilleggsvolum vest for Volve Kartlagte horisonter er Topp Kritt, Topp intra-
+13
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Hod reflektoren, Bunn Kritt, Bunn ”Hot Figur 3.1 - Dekning av ST98M11 (farget
+shale”, Topp Hugin, Bunn Hugin, Topp Zech- området) og ST0202 (hvit firkant rundt Volve)
+stein (Topp salt), og Topp Rotliegendes. For-
+målet med den relativt omfattende kartlegging
+har vært å forstå den tektoniske og stratigra-
+fiske utvikling best mulig, samt legge til rette
+for en god dybdekonvertering. En seismisk
+seksjon langs 15/9-19SR brønnbanen er vist
+på figur 3.2 og illustrerer de viktigste hori-
+sonter.
+Figur 3.2 - Seismisk seksjon fra ST0202 langs 15/9-19SR brønnbanen. Viktigste reflektorer er indikert
+Under arbeidet med den geologisk modell for det er bekreftet ytterligere bedring av
+Volve, har de seismiske data blitt dybdemig- datakvalitet, og de nye data vil bli tolket før
+rert. Basert på en rask vurdering/tolkning av borestart. Dette kan medføre optimaliseringer
+disse data, er det ikke identifisert store avvik i av reservoarmodellen og endringer av
+forhold til den dokumenterte modellen. Men brønnbaner etc.
+14
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+3.2.1 Avsetningsmiljø, sedimentologi og blitt dannet mindre mengder av kvartssement
+stratigrafi mellom kornene.
+Hugin-reservoaret i Sleipner området er svært
+godt kjent gjennom en rekke lete- og produk-
+sjonsbrønner. Omfattende arbeid er nedlagt i
+forbindelse med semiregionale studier både
+innenfor biostratigrafi, sedimentologi og
+sekvenstratigrafi (se figur 3.3). På dette
+grunnlag har det blitt etablert en felles sone-
+ring for området og denne er også brukt på
+Volve (se figur 3.4).
+I brønnene på Volve består Hugin-formasjo-
+nen av relativt rein sandstein avsatt på grunt
+vann i et tidevannsdominert system med en
+veksling av tidevannkanaler, tidevannsflater
+og munningsbanker. Sammenlignet med andre
+tidevannsreservoarer er det dog kun få leirlag
+eller andre heterogeniteter å se. Sandsteinen er
+Figur 3.3 - Bunn Hugin horisonten med Volve
+dominert av kvartskorn med kun små mengder strukturen og viktigste prospekter inntegnet
+av leire og glimmermineraler. Reservoar tem-
+peraturen er rundt 110oC og dermed har det
+Figur 3.4 - Prinsippskisse for reservoarsoneringen på Volve. Basert på 15/9-2 (Sleipner Vest)
+de mesozoiske reservoarenhetene og som har
+3.3 Tektonisk og stratigrafisk utvikling skapt de olje og gass/kondensat førende
+strukturer. I tillegg har sen-Jura ekstensjons-
+Den strukturelle utvikling av Volve er som i
+tektonikk påvirket området og blant annet
+resten av Sleipner-området i stor grad styrt av
+skapt Sleipner-graben systemet rett vest for
+saltbevegelser som både påvirker tykkelsen av
+Volve. En del forkastninger, især på vestflan-
+15
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+ken av Volve, er dannet som en kombinasjon Dette er påvist ved produksjon i brønn test i
+av saltbevegelser og ekstensjon 15/9-19SR og 15/9-19A. Det er likevel klart at
+strømningssveiene på feltet ikke er presist
+Brønnene på Volve viser store forskjeller i
+fastlagt og at tiltak så som reperforering, side-
+tykkelsen av Hugin reservoaret (18-112 m) og
+grenseboring og nye brønner kan være nød-
+mye innsats er lagt ned i å forstå og predikere
+vendige for å sikre optimal drenering av feltet.
+tykkelsesutviklingen. Studiene viser at saltet i
+området i tidligere stod opp i en rekke diapi-
+rer, vegger og puter. Som funksjon av økt 3.4 Geokjemi og migrasjonshistorie
+nedbør i Jura begynte disse å løse seg opp og
+Volvefeltet inneholder en undermettet 27-29°
+skapte dermed store forskjeller i innsynkning
+API olje med et gass/olje forhold på 111 - 157
+da Hugin-reservoaret ble avsatt. Oppløsning Sm3/Sm3. Oljen er karakterisert av et høyt
+av salt fortsatte videre i øvre Jura tid og over
+innhold av asfaltener (2-6%), svovel (2%), og
+de tidligere saltstrukturene ses i dag bassenger
+aromatiske komponenter (52% C10+) og er
+på bunn kritt nivå (salt kollapsbassenger). Av
+relativt uvanlig sammenlignet med øvrige
+salt er det lite igjen i området. (se figur 3.5).
+Nordsjøoljer. Oljen er dannet fra en type II-S
+I Callov tid da Hugin-formasjonen ble avsatt kerogen som typisk opptrer i bassenger med
+var Volve midt i et område med hovedsakelig lite leire og sandstein og dermed er karakteris-
+avsetning av sand, mens det 5-10 km lengre tisk for karbonatbergarter.
+nordover mer var marin leire og 5-10 km syd-
+I Volveområdet er type II-S kerogen påvist i
+over var deltaslette leire og siltstein samt torv
+den øverste delen av Draupneformasjonen som
+som ble avsatt. Innenfor sandavsetningsområ-
+har meget høy ”gamma-log” respons, et meget
+det var det kraftfulle tidevannstrømmer som
+høyt innhold av organisk materiale og som er
+kunne transportere sanden rundt og flytte det
+en svært rik kildebergart. Type II-S kerogenet
+til områder med mest innsynkning. Det blev
+blir modent og danner olje ved vesentlig
+dermed mulig å avsette en enhet med tykkelse
+lavere temperaturer enn andre olje og gass
+varierende fra 200 m på Sleipner Vest til 2 m
+kerogen. Termal modenhetsmodellering av
+på Loke med nærmest identiske netto/brutto
+Sleipner Graben vest og nordvest for Volve
+forhold.
+viser at den øverste delen av Draupne her har
+De store forskjellene i innsynkning under og startet med at danne olje for bare ca 10 mill. år
+umiddelbart etter avsetning av reservoaret siden. Studier av væskeinklusjoner i Volve
+førte til dannelse av mange forkastninger fra indikere at strukturen først begynte å fylles
+områdene uten salt (Triass høyder) ned mot opp for ca 5-6 millions år siden. Studiene viser
+kollapsbassengene. Disse forkastninger utvik- også at migrasjonen fra kildeområdet inn i
+lede seg på et tidspunkt hvor det var lite over- Volve må foregå via sandsteinslag i øvre Jura
+leiring og dermed lite trykk inn på forkast- pakken. Migrasjonen av gass/kondensat inn i
+ningsplanet. Sandkornene ble derfor kun i liten Sleipner Øst har fulgt en mye lengre rute via
+grad knust i forkastningene og dette betyr at Sleipner Vest og Gungne (se Figur 3.5).
+potensialet for forkastningsforsegling generelt Gass/kondensat kan i Volve og Theta Sør om-
+er lavt så lenge det er sand til sand kontakt. I rådet sannsynligvis ikke finnes på dypere nivå
+tillegg er forkastningene typisk begrenset i enn det som nå sees i Sleipner Øst.
+lengde slik at selv om det maksimale sprang
+ofte er stort, så finns det strømningsveier rundt
+mange av forkastningene. På tross av de
+mange forkastninger internt på feltet, vurderes
+kommunikasjonen derfor likevel som god.
+16
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Figur 3.5 - Geoseksjon over Sleipner Øst, Volve og Sleipner Graben. Det ses at oljen i Volve er dannet i et lokal
+kildeområde NV for Volve
+korrigert til reservoarforhold med beregnet
+3.5 Petrofysisk evaluering porøsitet og skifervolum.
+Data fra logger og kjerner er brukt for å be- Produserbar netto sand er bestemt ut fra en
+regne netto sand, porøsitet, permeabilitet og iterativ prosedyre hvor manuelle plukk av
+hydrokarbonmetning i Volvebrønnene (15/9- netto sand i kjernetatte intervaller er blitt brukt
+19SR, 15/9-19A and 15/9-19BT2). Data fra til å bestemme avkutningskriteria på kryssplott
+produksjonstester, fluidprøver og formasjons- av logg og kjernedata. De endelige kurver sva-
+trykkmålinger er også benyttet i den generelle rer omtrent til et kriteria på netto sand hvis
+petrofysiske tolkningen som forøvrig er basert porøsiteten er større enn 10 % og skifervolum
+på metoder og algoritmer brukt for evaluering er mindre enn 0,5 %.
+av Hugin-formasjonen ellers i Sleipner-områ-
+Vannmetningsparametrer er bestemt ut fra
+det. Total finns det 164 m med Hugin-forma-
+Archies likning kalibrert med data fra kjerne-
+sjon kjerner i de 3 brønnene. Kabelloggene er
+analyse. Gjennomsnitt for de 3 brønner er vist
+av god kvalitet, mens formasjonstrykkmå-
+i Tabell 3.2.
+linger bare er tatt i 15/9-19BT2. Analysen av
+bergartsegenskaper er gjort brønn for brønn Trykk og temperatur for feltet er bestemt til
+for å sikre størst mulig samsvar mellom kjerne 340 bar og 1100 C ved et referanse dyp på
+og loggdata. 3060 m under havnivå.
+Porøsiteten er beregnet ved å kalibere loggdata
+med verdier målt i kjernene og deretter korri-
+gere til reservoarbetingelser.
+Permeabiliteten er beregnet ut fra en multiva-
+riabel korrelasjon mellom kjernepermeabilitet
+Side 17
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Tabell 3.2 - Formasjonsparametrer fra den petrofysiske evaluering (brønngjennomsnitt)
+Brønn Topp Bunn Tykkelse Porøsitet Permeabilitet Netto sand Vannmetning
+M SVD M SVD m (mD)
+15/9-19SR 2864 2883 19 0,23 1923 1,00 0,19
+15/9-19A 3013 3101 88 0,20 522 0,93 0,21
+15/9-19BT2 3149 3275 126 0,21 630 0,92 ------
+olje/vannkontakt ble brukt den mest
+3.6 Geologisk modell sannsynlige kontakt som er 3120 m under
+havnivå.
+For volumberegningsformål er det bygget en
+geologisk modell basert på den seismiske For volumberegning ble feltet delt inn i en
+kartlegning, sedimentologisk og stratigrafisk rekke områder. Områdene atskiller seg særlig i
+forståelse samt den petrofysiske evaluering. den seismiske usikkerhet. Basisvolum er be-
+Rammeverket for modellen består av de tol- regnet for hvert område og etterpå summert
+kede og dybdekonverterte topp og bunn reser- for hovedområdene.
+voar flater hvor det er etablert 14 reservoar-
+Tilstedeværende volum i Volve og
+soner ved bruk av stratigrafisk modellering
+nærliggende prospekter er gitt i tabell 3.3.
+basert på regionale isokorer fra Sleipner-
+området sammen med brønndataene. Figur 3.6
+viser topp Hugin reservoar. I modellen er de
+ytre begrensende forkastninger på feltet
+modellert som skrå, mens interne forkast-
+ninger er modellert som vertikale. Oppløs-
+ningen i griddet er 25 m i horisontal planet,
+mens det er 1 m i vertikalplanet.
+Etablering av petrofysiske parameter kart
+(netto/brutto, porøsitet og permeabilitet) ble
+gjort ved bruk av geostatistisk prediksjon
+(krieging). Da verken geologisk eller petrofy-
+sisk bevis kunne fastslå vesentlige laterale
+eller vertikale trender, vil en slik fremgangs-
+måte gi kart som honorerer brønndataene inn-
+enfor en gitt korrelasjonsavstand og som har
+gjennomsnittsverdier i øvrige områder. Dette
+gir relativt glatte kart som er velegnet for
+volumberegningsformål, men som ikke fanger
+opp den fulle skala av reservoarheterogeni-
+teter.
+Vannmetning ble beregnet på en gridcelle for
+gridcelle basis. Beregningen er basert på en Figur 3.6 - Topp Hugin i dyp (m)
+summering av irredusibel vannmetning og
+Leverett J-funksjons vannmetning og tar der-
+for utgangspunkt i gridcelle permeabiliteten og
+høyden over fritt vannivå. Som
+18
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Tabell 3.3 - Tilstedeværende volum i Volve og nærliggende prospekter. (BBV; brutto bergartsvolum, NBV; netto
+bergartsvolum, HKPV; hydrokarbonporevolum, STOOIP; ”Stock tank oil originally in place” = tilstedeværende
+olje ved overflate forhold)
+BBV NBV Pore Volum HKPV STOOIP
+Område
+Mill. m3 Mill. m3 Mill. m3 Mill. m3 Mill. Sm3
+Volve 4-veis lukning 217,4 201,7 40,3 34,1 24,5
+Volve Sør 57,6 52,5 10,4 8,2 5,9
+Øvrige prospekter 5,2 4,7 0,9 0,6 0,4
+Totalt 280,1 258,9 51,7 42,9 30,8
+nert for å gi en sannsynlighetsfordeling for
+3.7 Usikkerhetsberegning mengden av tilstedeværende olje ved overfla-
+teforhold (STOOIP), se tabell 3.4 som gir
+Usikkerhetsstudien er basert på spesifiserte
+spennet i tilstedeværende olje i Volve sammen
+usikkerheter i seismisk tolkning, dybdekon-
+med kartlagte prospekter.
+vertering, petrofysiske variable og ekspan-
+sjonsfaktoren (Bo). Usikkerhetene er kombi-
+Tabell 3.4 - Resulter fra usikkerhetsstudiet (CV er variasjonskoefficient)
+Basis Snitt P90 P50 P10 Standard
+CV
+Mill. Sm3 Mill. Sm3 Mill. Sm3 Mill. Sm3 Mill. Sm3 avvik
+Øst 19,9 19,2 15,9 19,1 22,8 2,6 14
+Vest 4,6 8,3 3,4 7,5 14,6 4,3 52
+Volve lukningen 24,5 27,5 20,9 26,7 35,2 5,5 20
+Prospekter 6,3 13,8 5,0 9,9 30,0 11,6 84
+Riskede Prospekter 3,9 9,4 0,2 6,7 24,3 11,1 118
+Totalt 30,8 41,3 27,2 36,4 64,7 15,8 38
+Totalt risket volum 28,4 36,9 23,0 32,8 58,2 14,8 40
+Usikkerheten i brutto bergartsvolum er hånd- Tabell 3.5 - Sannsynlighet for ulike kontakter
+tert ved hjelp av stokastisk modellering av Mulig OVK (m) Sannsynlighet %
+usikkerhetene i seismiske tolkning og dybde-
+3105 24
+konvertering. For hver kjøring har det blitt
+trukket verdier fra hvert område og disse ver-
+3120 21
+diene har resultert i et nytt sett topp og bunn
+reservoar kart. Volum i denne modell har så 3135 28
+blitt beregnet og i alt er 2500 modeller blitt
+3170 14
+kjørt.
+3260 7
+Siden ingen brønner har påtruffet en kontakt er
+det stor usikkerhet i nivået på olje/vann kon-
+3330 6
+takten. Det har derfor blitt etablert 3 ulike mo-
+deller for kontakt og gjennom en vektning av
+disse er sannsynligheten for ulike diskrete
+Usikkerheten i petrofysikk verdier er lav i
+kontakter blitt spesifisert (se tabell 3.5). Sann-
+kraft av gode data fra brønnene og et godt
+synligheten er størst for en kontakt 5-35 m
+kjennskap til fordeling av sandstein og skifer i
+under olje ned til situasjonen i brønn 15/9-19A
+Hugin reservoaret i området rundt Volve.
+(3101m), men det åpnes også mulighet for
+Usikkerheten er vurdert til +/- 12 % på hydro-
+vesentlig dypere kontakter.
+Side 19
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+karbonporefraksjonen (HKPF) korrelert for Tabell 3.7 - Usikkerhet i Bo faktor (m3/Sm3)
+alle soner og områder på feltet (se tabell 3.6 ).
+Bo 1.27 1.365 1.385 1.415 1.5
+Sannsynlighet 5 % 25 % 40 % 25 % 5 %
+Tabell 3.6 - Usikkerhet i hydrokarbonporefraksjon
+Sensitiviteter har blitt studert for å vurdere
+P90 Mode P10
+hvilke faktorer som bidrar mest til usikker-
+HKPF 0,132 0,15 0,168
+hetsbildet (figur 3-7). Totalt sett er det mulig-
+heten for en dypere kontakt som er den vik-
+Usikkerheten i Bo-faktoren som brukes til tigste faktor. Dette gjelder også for Volve-
+konvertering av hydrokarbonporevolum til strukturen isolert sett, selv om usikkerheten
+overflate volum er vist i ttbell 3.7. Input er her totalt sett er mindre og usikkerheten i
+basert på olje og gass analyser fra 2 brønner i seismisk tolking er relativt betydelig. Usikker-
+oljesonenr samt vurderinger av hvor repre- het i petrofysikk, dybdekonvertering og Bo-
+sentative de er for strukturen. faktor er mindre viktige. For prospektene
+rundt Volve er det også en stor usikkerhet
+knyttet til om de inneholder olje eller ikke
+(risk-faktor).
+Coefficient of Variation (CV) - sources of uncertainty in STOIIP
+140
+120
+100
+80
+60
+40
+20
+0
+Total Volve closure Prospects
+20
+%
+Seismic int.
+Velocity
+Fluid contact
+Petrophysics
+Bo-factor
+Risk
+Total uncertainty
+Figur 3-7 - Ulike faktorers bidrag til usikkerhetsbildet
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+4 Reservoartekniske og utvinningsmessige forhold
+4.1 Innledning
+I det reservoartekniske arbeidet er det benyttet
+en dynamisk reservoarsimuleringsmodell 4.2 Brønntesting
+basert på den geologiske og seismiske kartleg-
+Fire brønntester er utført på Volvefeltet.
+gingen som er utarbeidet i 2002/03. Modellen
+Hovedresultatene fra oljeproduksjonstestene er
+har 14 lag med reservoarparametrer i hvert lag
+vist i tTabell 4.1. Høyeste produksjonsrate var
+basert på petrofysisk analyse av de tre brøn- 1.358 Sm3/d med beregnet produktivitets-
+nene. Toppen av Volve reservoaret er 2750 m indeks på 142,5 Sm3/d/ bar og gjennomsnitt
+under midlere havnivå (MHN). Reservoar-
+permeabilitet var 1300 md. Dette viser at re-
+trykket er 340 bar ved 3060 m MHN og reser-
+servoaret har meget gode produksjonsegen-
+voar temperaturen øker med dypet fra 106 til
+skaper. En omfattende tolkning av produk-
+110°C. Olje/vannkontakten (OVK) er satt til
+sjonstestene har blitt gjennomført for å sup-
+3120 m MHN. Oljen har et varierende
+plere den geologiske modellering av volumer
+gass/oljeforhold (GOF) fra 111 til 157
+og forkastninger. Resultatet av dette arbeidet
+Sm3/Sm3 (korrigert for prosess-simuleringer)
+har vært viktig i etableringen av den dyna-
+og tilsvarende for Bo-faktoren fra 1,33 til 1,45
+miske reservoarmodellen.
+m3/Sm3. Basert på fluidegenskaper og test-
+resultater er reservoaret delt inn i to ikke-
+kommuniserende segmenter, med en nordlig
+og en sørlig del.
+Tabell 4.1 - Resultat fra brønntester
+Brønn Test År P(bar)/ Maks Rate PI Perme- Skin
+Dyp(m) Sm3/d (Sm3/d/bar) ability
+(TVD MHN) md
+15/9-19SR DST 1 1993 317 1358 142,5 1300 0,85
+2719,9
+15/9-19A DST 2A 1997 300
+DST 2B 1997 335 528 62,8 670 7,4
+2986,7
+4.3 Fluiddata
+Reservoarfluid er samlet inn under mest sannsynlig to systemer og dette er
+produksjonstestene og hoveddata er vist i implementert i reservoarmodellen.
+tTabell 4.2. PVT egenskapene indikerer
+Tabell 4.2 - Fluid egenskaper
+EGENSKAPER 15/9-19A 15/9-19SR
+Metningstrykk ved kokepunk [bar] 235,5 273,8
+Viskositet ved kokepunk [mPa s] 0,79 0,55
+Enkel flash Bo ved kokepunkt [m3/Sm3] 1,39 1,5
+Enkel flash Gass-Olje-Forhold [Sm3/Sm3] 111,8 159,1
+CO [mol%] 1,6 4,9
+2
+Side 21
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+4.4 Produksjonsstrategi fortrengning av oljen. Figur 4.1 viser brønn-
+og plattformlokasjoner.
+Simuleringsmodellen er benyttet til å etablere
+en dreneringsstrategi for feltet og utarbeide I de vestlige deler av feltet kan forkastnings-
+produksjonsprofiler. Volve planlegges å bli sprang være større enn antatt og redusere
+produsert fra tre produsenter høyt på struktu- kommunikasjonen i reservoaret. Det er antatt
+ren sammen med tre vanninjektorer som plas- at boring av tilnærmet horisontal brønn gjen-
+seres på flankene. Gjennom hele produksjons- nom forkastningene kan bedre dreneringen av
+perioden forventes det at reservoartrykket vil reservoaret. I tillegg viser modellen god kom-
+være høyere enn oljens kokepunkt fordi munikasjon i nord-sør retning slik at vannin-
+trykkstøtte tilføres gjennom vanninjeksjon. jektoren kan gi god fortrenging av olje mot
+Gassløft er inkludert for å sikre oppstart av den horisontale produsenten.
+brønner etter vedlikehold. De to ikke-
+Det vil imidlertid bli gjort en oppdatering av
+kommuniserende segmentene vil bli utviklet
+reservoarmodellen basert på dybdemigrerte
+med dedikerte produksjons og
+seismiske data og dersom nødvendig vil
+injeksjonsbrønner. Vanninjeksjon bidrar med
+brønnbanene optimaliseres basert på ny reser-
+trykkstøtte men i tillegg betyr helningen av
+voar informasjon.
+reservoaret (10o-20 o) og gravitasjonen at
+vannet vil fordele seg godt langs flankene og
+dermed bidra til en rask og effektiv
+Figur 4.1 - Brønn og plattformlokasjoner
+sjonsperioden. Dette muliggjør innsamling av
+4.5 Produksjonsprognoser dynamiske data som er til hjelp å optimalisere
+plassering av de gjenværende brønnene.
+Det foreslåtte boreprogrammet ivaretar reser-
+voarusikkerheter i reservoarmodellen. En pro- Produksjonsbegrensninger for felt og enkelt-
+dusent klargjøres for produksjonsstart, mens brønner er gitt i tabell 4.3 og tabell 4.4. En
+resten av brønnene bores i løpet av produk-
+Side 22
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+regularitet på 94 % er lagt til grunn for bereg- Tabell 4.4 - Brønn begrensninger
+ning av produksjonsprofilene.
+Oljerate 2500-4500 Sm3/d
+Gassløft er inkludert for å sikre oppstart av Minimum Oljerate 100 Sm3/d
+brønner etter vedlikehold og sikrer produksjo-
+Minimum brønnhode- 40 bar
+nen hvis kommunikasjonen i reservoaret er
+trykk
+dårligere enn antatt.
+Maks gassløft rate 0,15 MSm3/d
+Tabell 4.3 - Felt begrensninger
+4.5.1 Prognose for oljeproduksjon
+Antatt produksjonsstart mars.2007
+Væskekapasitet 13000 Sm3/d Feltet vil bli startet opp når første brønn er
+Oljekapasitet 9000 Sm3/d klargjort og etter en oppstartsperiode på ca. 1
+Gass kapasitet 1,5 M Sm3/d år vil feltetprodusere på platårate. Platåraten
+på 9.000 Sm3/d vil vare om lag 19 måneder.
+Vanninjeksjons kapasitet 16000 Sm3/d
+Produksjonen avtar grunnet økende vannrate.
+Maksimum vannkutt 0,80
+Kumulativ oljeproduksjon inntil minimum
+Maks gassløft rate 0,45 MSm3/d økonomisk rate på 2.100 Sm3/d (gitt Volve
+oljepris på 18,7 USD/fat) nås er 11,4 MSm3.
+Oljerate og kumulativ produksjon er vist i
+Antatt produksjonsstart mars 2007 er basert på
+figur 4.2. Denne er basert på forventet
+kontrakten med Maersk. På grunn av værrisiko
+produksjon (snitt) estimert fra usikkerhets-
+ved utslep kan produksjonsstart bli utsatt..
+studiet, se kapitel 4.6.
+Figur 4.2 - Volve oljerate og kumulativ produksjon
+4.5.2 Prognose for vannproduksjon hovet for vann fra Utsira-formasjonen for
+injeksjon er ca 12.000 Sm3/d. Når vannpro-
+Vannproduksjonen kommer først og fremst fra
+duksjonen øker, reduseres behovet for Utsira-
+injeksjonsvannet som bryter gjennom i brønn-
+vann. Produsert vann og injisert vann er vist i
+ene etter omlag 2 år. På det tidspunkt er
+figur 4.3.
+kumulativ oljeproduksjon omlag 6 MSm3. Be-
+23
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Figur 4.3 - Produsert vann- og vanninjeksjonsrate
+4.5.3 Prognose for gassproduksjon etablert. Maksimal gassproduksjon forventes
+på platå å være 1,2-1,3 MSm3/d, se figur 4.4.
+Gjennom hele produksjonsperioden forventes
+Kumulativ rikgass produksjon er estimert til
+at reservoartrykket vil være høyere enn oljens
+kokepunkt. Dette betyr at gassproduksjonen 1,5 GSm3.
+kommer fra oppløst gass og ingen fri gass blir
+Figur 4.4 - Gassproduksjons rate
+4.6 Sensitiviteter og usikkerhetsanalyse asjon i relative permeabiliteter som funksjon
+av fuktpreferanse er inkludert i usikkerhetsbe-
+Effekten av permeabilitet, tilstedværende olje,
+regningene.
+type avsetningsmiljø, segmentgrenser og vari-
+Side 24
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Størst effekt på utvinningen har tilstedevæ- sjon, type avsetningsmiljø, horisontal kommu-
+rende ressurser og permeabilitet. En usikker- nikasjon og relativ permeabilitet. Gassløft
+hetsanalyse av produksjonsprofilene er utført sikrer produksjonen i nedsidetilfellene.
+med Monte Carlo simulering. Usikkerhet i ut-
+Resultatet av usikkerhetsanalysen er oppsum-
+vinningsgrad inkluderer vertikal kommunika-
+mert i figur 4.5 og tabell 4.5.
+3.5
+3
+2.5
+2
+1.5
+1
+0.5
+0
+7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7
+0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1
+0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
+2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
+År
+25
+rå/3mS
+llim
+18
+16
+14
+12
+10
+8
+6
+4
+2
+0
+3mS
+llim
+p90
+snitt
+p10
+p50
+p90 kum
+snitt kum
+p10 kum
+p50 kum
+Figur 4.5 - Produksjonsprofiler fra usikkerhetsanalysen
+Tabell 4.5 - Resultat fra usikkerhetsstudie; reserver og produksjonsprofil basert på min. oljerate på 2100 Sm3/d
+Snitt p90 p50 p10
+Reserver (MSm3) 11,40 9,0 11,35 15,31
+STOOIP (MSm3) 27,50 20,9 26,70 35,2
+År Oljeproduksjon (MSm3)
+mars 2007 1,53 1,44 1,53 1,54
+2008 3,10 3,10 3,10 3,10
+2009 2,96 2,83 2,96 3,15
+2010 2,14 1,49 2,13 2,82
+2011 1,25 0,10 1,22 1,82
+2012 0,40 - 0,40 1,25
+2013 - - - 0,88
+2014 - - - 0,75
+2015 - - - -
+Total 11,40 9,00 11,35 15,31
+I tabell 4.6 gis forventet salgsproduktene fra Volve gassen som prosesseres på Sleipner A og Kårstø.
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Tabell 4.6 - Forventede salgsprodukter fra gass
+Forventede salgsprodukter fra Volve-gassen
+År Tørrgass NGL Kondensat Etan
+Mill Sm3 Tonn Tonn Tonn
+06.03.2007 170 25570 10228 1705
+2008 371 55608 22243 3707
+2009 359 53874 21550 3592
+2010 272 40844 16338 2723
+2011 133 19921 7969 1328
+2012 33 5015 2006 334
+Total 1338 200832 80334 13389
+4.7 Datainnsamling i bore- og produk- • Avstengning av intervaller med høy vann-
+sjonsfasen produksjonsrate
+• Senke inngangstrykket i prosessanlegget
+Det er ikke tatt stilling til alle detaljer knyttet
+• Drive feltet lengre hvis nye ressurser i om-
+til datainnsamling i bore- og produksjons-
+rådet kan fases inn
+fasen. Men det er identifisert behov for alle
+• Bedre fordeling av injisert vann i reservoa-
+vanlige logger i reservoarseksjonen som vil
+ret ved bruk av smarte brønner
+måles ved hjelp av utstyr på borestrengen i
+borefasen. Det vil også bli gjort målinger for
+Gass baserte utvinningsmetoder så som vann
+kalibrering av seismikken. Innsamling av
+alternerende gass injeksjon (WAG) eller sam-
+bunnhulls trykkdata både før produksjonsstart
+tidig vann og gass injeksjon (SWAG) har blitt
+og under produksjonsfasen vil også bli gjen-
+vurdert, men gir lite ekstra utvinning.
+nomført ved hjelp av permanente trykkmålere
+Samtidig kreves det betydelig økte
+plassert i brønnene. Produksjonslogging vil bli
+investeringer på plattformen. Et nøkkel-
+foretatt basert på brønnoppførsel/vurdering av
+element i en suksessfull strategi for økt
+behov kontinuerlig i produksjonsfasen. Måling
+oljeutvinning er tilgangen på eget boreutstyr
+av brønnpotensialet for de enkelte brønner vil
+slikt at dreneringen av feltet til enhver tid kan
+gjøres ved strømning over test separator
+optimaliseres. Mulighet for bruk av gassløft i
+månedlig.
+brønnene har blitt implementert og dette vil
+sikre produksjonen ved dårligere
+4.8 Metoder for økt oljeutvinning reservoarkommunikasjon enn forventet.
+Forventet olje utvinning fra feltet utgjør rundt
+43 %. Med det valgte konsept kan det gjøres
+en rekke aktiviteter for å øke utvinningen.
+• Boring av nye brønner
+• Boring av sidegreinsbrønner fra brønner
+med høy vannproduksjonsrate
+26
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+5 PRODUKSJONSTEKNOLOGI
+5.1 Innledning
+De produksjonstekniske utfordringene med å bunnhullstrykk som igjen reduserer behovet
+produsere oljen i Volve feltet er knyttet til for kunstig løft.
+høyt innhold av Barium i formasjonsvannet,
+Reservoarsimuleringer viser at brønnpotensi-
+høyt innhold av asfalten i oljen samt produk-
+alet er i størrelsesorden 5000 Sm(cid:1)/d i væske-
+sjon av vann fra Utsira-formasjonen ved bruk
+rate, beregninger viser da at det er optimalt å
+av elektriske pumper, ESP (Electrical Submer-
+installere 7” tubing. Minimum brønnhodetrykk
+sible Pumps). Produsert vann fra Utsira
+er 40 bar, mens maksimum brønnhode-
+formasjonen benyttes for injeksjon for å unngå
+temperatur er estimert til ca. 100 grader C.
+avleiringer.
+Det forventes ikke voksavsetninger eller
+5.3 Produksjonskjemi
+hydrater under normale produksjonsforhold.
+5.3.1 Avleiringer
+Hydrater kan bare dannes under innstengning
+av brønnene.
+Barium-innholdet i formasjonsvannet på
+Hugin-formasjonen på Volvefeltet er et godt Volve er usikkert da det ikke finnes noen
+konsolidert reservoar der det ikke er spesielle vannprøver fra Huginformasjonen. En vann-
+utfordringer knyttet til sandproduksjon. Utsira prøve tatt i brønn 15/9-19A fra Sleipner-for-
+formasjonen er lite konsolidert, her planlegges masjonen rett under reservoaret har et lavt
+det derfor med åpenhullsskjermer. innhold av Barium, men innholdet av sulfatio-
+ner er i et omfang som antyder at prøven har
+5.2 Brønnhydraulikk blitt forurenset med sjøvann. Uforurensede
+vannprøver fra Hugin-formasjonen i Sleipner
+Trykket i reservoaret skal opprettholdes ved
+Vest, viser meget høye konsentrasjoner av
+vanninjeksjon. Ved forventet brønn og reser-
+Barium og Strontium. Disse prøver antas å
+voaroppførsel skal det derfor ikke være behov
+være representative for Volve feltet, se tabell
+for kunstig løft, men gassløft er likevel inklu-
+5.1 for vannanalyser.
+dert for å sikre oppstart av brønner etter vedli-
+kehold. Det er planlagt for devierte brønner i
+reservoaret, det medfører en relativt høy pro-
+duktivitet noe som opprettholder et høyt
+Tabell 5.1 - Vannanalyser
+Ion 15/9-19A Sleipner Vest Utsira Sjø vann
+Na (mg/l) 44610 44620 10800 11150
+K (mg/l) 1790 2740 200 420
+Mg (mg/l) 2240 1740 650 1410
+Ca (mg/l) 7240 8380 430 435
+Sr (mg/l) 290 355 10 6
+Ba (mg/l) 27 510 1 0
+Fe (mg/l) 0,1 2,5 - 0
+Cl (mg/l) 94560 92050 18800 20310
+SO4 (mg/l) 90 14 0 2800
+HCO3 (mg/l) 355 625 720 150
+Organiske Syrer (mg/l) 176 191 - 0
+TDS (mg/l) 151202 151228 31611 36675
+27
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Beregninger viser at det er meget stort poten-
+5.3.5 H2S
+sial for utfellinger ved injeksjon av ubehandlet Det er ikke påvist noe H S og det er derfor
+2
+sjøvann. Dette skyldes at en blanding av ikke planlagt for noen tiltak med hensyn til
+formasjonsvann og sjøvann vil medføre H S i de produserte olje- og gass mengder.
+2
+utfellinger av Barium- og Strontiumsulfat.
+Injeksjon av Utsira-vann hindrer forsurning av
+Disse utfellingene kan gi store problemer både
+reservoaret.
+i reservoaret, brønn og prosessutstyr og bør
+derfor unngås. Det vil bli injisert Utsira-vann
+5.3.6 Voks
+sammen med produsert vann som trykkstøtte i
+reservoaret. Under normal produksjon vil væskens tempe-
+ratur være høyere enn voks dannelses tempe-
+Potensial for utfelling av karbonat avleiringer
+ratur (WAT). Ved innstenginger vil imidlertid
+er vurdert som moderat og vil kun være i
+noe voks dannes men dette er begrenset og
+brønnhodet. Det er derfor planlagt for å legge
+til rette for injeksjon av avleiringshemmer i
+forventes bli hurtig oppløst ved produksjon.
+brønnhodet.
+5.4 Vannhåndtering
+5.3.2 Hydrater Analyser av formasjonsvannet viser et stort
+potensial for Barium og Strontium utfellinger
+Det er potensial for hydrater ved produk-
+ved blanding av sjøvann og formasjonsvann.
+sjonsstans. Det vil bli utarbeidet en hydratfilo-
+Det er derfor bestemt at sjøvannsinjeksjon
+sofi med nedstengingsprosedyrer og injeksjon
+ikke skal benyttes til trykkvedlikehold i reser-
+av kjemikalier (glykol og metanol)
+voaret.
+5.3.3 Emulsjoner Det vil derfor bli produsert Utsira vann til
+injeksjonsformål, dette vil med tiden blandes
+Karakteriseringsstudier indikerer at det ved
+med en stadig økende mengde produsert vann,
+vannproduksjon kan forventes relativt stabile
+som blir reinjisert.
+vann i olje emulsjoner. Uten injeksjon av
+emulsjonsbryter og coalescer i prosessen vil
+5.4.1 Utsira vannproduksjon
+det ikke oppnås ønsket vannkvalitet. Det skal
+derfor planlegges for injeksjon av kjemikalier Utsiravannet skal produseres ved Electrical
+på brønnhodet samt at elektrisk utskilning av Submersible Pump (ESP). Disse pumpene vil
+vann fra oljen i prosessutstyret inkluderes. installeres som en del av kompletteringen og
+medføre at det kan oppnås en vannproduk-
+5.3.4 Asfaltenutfelling sjonsrate på 8000 Sm(cid:1)/d pr. vannprodusent.
+Volveoljen er undermettet og inneholder
+5.4.2 Re-injeksjon av produsert vann
+mengder av asfaltener. Studier viser at det er
+et potensial for asfaltenutfellinger ved trykk- Utsira vann injiseres fra produksjonsstart. Ved
+avlasting 10 – 20 bar under initielt reservoar- vanngjennombrudd i reservoaret, vil produsert
+trykk. Utfelling av asfaltener i reservoaret gir vann bli renset og reinjisert sammen med Ut-
+erfaringsmessig få problemer. Utfelling i sira vannet. For å unngå plugging av reser-
+brønn og prosess må derimot unngås og det voaret er det planlagt at injeksjonen vil foregå
+planlegge derfor for nedihulls injeksjon av med høyere trykk enn oppsprekkingstrykket
+asfalten inhibitor. I tillegg bør det også klar- for å sikre god injektivitet gjennom hele pro-
+gjøres for injeksjonspunkter i oppstrømspro- duksjonsperioden.
+sessen.
+5.5 Gasshåndtering
+Under vanlige driftbetingelser vil all over-
+skuddsgass bli eksportert til Sleipner A platt-
+Side 28
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+formen via Sleipner D-bunnrammen. Maksi- samme kapasitet som eksportkompressoren på
+mum eksporttrykk fra Volve er 100 bar ved 1.5 MSm3/d. Gassløft kan nytts dersom pro-
+eksport til Sleipner A. Dette er basert på sam- duksjonen avtar som følge av redusert trykk
+tidig maksimumsproduksjon fra SLD brøn- eller øket vanninnhold i brønnene. Injeksjons-
+nene og Volve, og et mottaktrykk på 48 bar på kompressoren har derfor tilstrekkelig kapasitet
+Sleipner A. til samtidig gassløft og injeksjon i
+D-bunnrammen slik at produksjonen ikke be-
+Ved produksjonsstans på Sleipner A vil gassen
+høver å strupes ned ved produksjonsstans på
+fra Volve injiseres via D-bunnrammen i Ty-
+Sleipner A.
+reservoaret. Maksimum injeksjonstrykk ved
+D-bunnrammen er 155 bar. Injeksjonskomp-
+ressoren som også benyttes til gassløft, har
+29
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+6 Boring og brønnteknologi
+6.1 Innledning
+Det er planlagt å bore 3 oljeproduksjonsbrøn- boring av opptil 13 brønner. Ytterligere
+ner, 3 vanninjeksjonsbrønner og 2 vannpro- mulighet for 2 brønner til vil bli vurdert.
+duksjonsbrønner til Utsira-formasjonen. Brønnene vil bli boret gjennom en forenklet
+Brønnantallet er bestemt ut ifra reservegrunn- bunnramme med 3 x 5 brønnslisser. Minste
+lag, dreneringseffektivitet planlagt produk- avstand (senter til senter) mellom brønnene vil
+sjonsplatå og vanninjeksjonsbehov. være 1,5 m.
+Injektorene bores med et avvik på maksimum
+30 grader, mens produsentene bores horison- 6.2 Boreprogram
+tale eller med høye avvik gjennom reservoaret.
+Boringen er planlagt startet årsskiftet
+Bore- og produksjonsinnretningens plassering 2006/2007 og planlagt ferdig 2. kvartal 2008.
+i forhold til reservoaret er valgt basert på å
+Tabell 6.1 gir en oppsummering av brønn-
+minimalisere faren for grunn gass, samt å
+banene. Optimalisering av boreprogrammet,
+oppnå enklest mulige brønnbaner. I tillegg lig-
+inkludert brønnbaner og foringsrørsprogram,
+ger lokasjonen innen borerekkevidde for alle
+vil pågå i nært samarbeid med
+identifiserte prospekter i området. En brønn-
+reservoaringeniør frem til ferdigstillelse av de
+hodemodul vil bli plassert på utsiden av
+enkelt bore- og kompletteringssprogram.
+plattformen under boretårnet. Det vil være
+tilrettelagt med brønnslisser og manifolder for
+Tabell 6.1 - Oppsummering av de planlagte brønnbanene
+Brønn Start Stopp Avviks- Seilingsvinkel Total dybde
+avviksbygging avviksbygging byggingsrate [grader] [mTVD/mMD]
+[mTVD/mMD] [mTVD/mMD] [grader /30 m]
+I-F10 300/300 634/649 2.5 29 3228/3618
+I-F15 300/300 479/481 2.5 15 3110/3206
+I-F5 300/300 570/577 2.5 23 3125/3355
+P-F2 300/300 486/490 3 19 3081/4804
+2168/2268 2867/3332 3 91
+2862/3813 2891/4049 3 75
+P-F9 300/300 409/409 2.5 9 2991/3641
+2186/2209 2804/3010 3 73
+P-F5 300/300 483/485 2 12 2959/3538
+2190/2231 2871/3130 3 78
+Vannproduksjonsbrønnene til Utsira-forma-
+Følgende foringsrør planlegges brukt på
+sjonen er planlagt med 30”og 13 3/8” forings-
+Volve:
+rør.
+• 30” foringsrør
+• 20” foringsrør (i oljeproduksjonsbrønnene)
+6.2.1 Grunn gass
+• 13 3/8” foringsrør
+Basert på data fra borestedsundersøkelsen er
+• 10 (cid:1)” x 9 5/8” foringsrør
+det utført grunn gass vurderinger for hver spe-
+• 7”foringsrør.
+sifikke brønnbane. Det ble ikke funnet tegn til
+grunn gass i området for de planlagte brønn-
+30
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+lokasjonene. Basert på grunn gass erfaringer i
+området vil det likevel bli boret et pilot hull
+for å undersøke for grunn gass.
+6.2.2 Borevæske
+Det vil bli planlagt brukt vannbasert boreslam
+for alle hullseksjoner til og med 17 (cid:1)” seksjo-
+nen. I de to nedre hullseksjonene, 12(cid:2)” og
+8(cid:1)”, planlegges brukt oljebasert boreslam på
+grunn av fare for ustabil leire over reservoaret.
+6.3 Borekaks håndtering
+Oljeholdig borekaks er planlagt samlet opp i
+kontainere for innsendelse til land for destruk-
+sjon. I den videre planleggingsfasen vil det
+etterstrebes å oppnå en løsning for injeksjon
+av oljeholdig borekaks under Utsira formasjo-
+nen. Dette vil avhenge av om det er mulig å
+finne en teknisk løsning for dette med den
+valgte brønnhodeløsningen.
+6.4 Komplettering
+Produksjonsbrønnene og injeksjonsbrønnene
+e
+rø
+r
+r.
+p l
+S
+a
+k
+n
+i
+l
+s
+a
+s
+g
+e
+t
+r
+k
+a
+o
+v
+m
+b
+p
+r
+l
+ø
+e
+n
+tt
+n
+e
+e
+r
+r
+t
+o
+m
+g
+e d
+k o
+7
+m
+”
+p l
+p
+e
+r
+t
+o
+te
+d
+r
+u
+in
+k
+g
+sj
+e
+o
+r
+n
+e
+s-
+r 0 4 m 0
+vist i figurene 6.1 til 6.3.
+6.4.1 Nedihulls kompletteringsutstyr
+Oljeproduksjonsbrønnene og vanninjeksjons-
+brønnene kompletteres med produksjonspak-
+ninger og sikkerhetsventiler i produksjons-
+røret.
+Produksjonsbrønnene planlegges også komp-
+lettert med gassløft utstyr inkludert ringroms
+sikkerhetsventil, nedihulls trykk og tempera-
+turmåler og en nedihulls kjemikalielinje for
+kontinuerlig injeksjon av asfalten utfel-
+lingshemmer (se figur6.1).
+31
+gnibuT
+"7
+XMT
+Multibowl
+Riser tension
+system
+20" x13 3/8"
+Tie-back riser
+10 _" Tie- Gas lift annulus
+back casing
+30" csg sh,
+200 m MD TRSCSSV
+FLX-4
+w/ASV
+20" csg sh,
+1300m MD Primary
+barrier
+Secondary
+barrier
+Gas lift valve
+7" Production tubing
+DHPG
+13 3/8" csg sh:
+2550 mTVD/2670 Top Ty fm 2427 mTVD
+mMD
+Asphaltene inj. Top cmt 2900 m Production Packer
+Top Hugin res. 3150 mMD
+9 5/8" csg sh:
+2870 mTVD/3300 PBR / liner hanger packer
+mMD
+7" liner
+TD 3080 mTVD/
+4800 mMD
+Figur 6.1 - Oljeprodusent m/gassløft
+De to vannproduksjonsbrønnene planlegges
+komplettert med nedihulls elektriske drevne
+pumper for å pumpe vannet til overflaten
+.
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Flow head w/ball valve
+Wellhead w/seals
+21" x 20" OD riser
+Sea level
+13 3/8" production riser
+20" casing
+8 5/8" or 9 5/8" tubing
+Mud line
+30" Conductor
+13 3/8" x 20" x-over
+Check valve
+ESP (pump and motor)
+13 3/8" casing
+Utsira Fm
+9 5/8" Excluder screeen
+Figur 6.2 - Vanninjeksjonsbrønn Figur 6.3 - Utsira vannproduksjonsbrønn
+rene blir hengt av på havbunnen. Under bore-
+fasen er det planlagt brukt 30 og 20”
+6.4.2 Sandkontroll
+borestigerør. Etter at boringen er ferdigstilt, vil
+Hugin reservoaret er godt konsolidert, det er brønnene sikres, og borestigerøret blir fjernet.
+dermed ikke behov for noen spesielle sand- Deretter vil det bli installert et 20” x 13 3/8”
+kontroll tiltak. En av produksjonsbrønnene produksjonsstigerør med et brønnhode på
+planlegges komplettert med pre-perforert overflaten. 10(cid:1)” foringsrør blir deretter
+foringsrør gjennom reservoaret. De to andre tilbakekoblet fra sjøbunn til overflaten.
+produksjonsbrønnene planlegges sementert og Produksjonsrøret vil bli hengt av i brønnhodet
+perforert med orienterte perforeringer i reser- på overflaten. En vil dermed få overflate
+voaret. Injeksjonsbrønnene vil også bli perfo- sikkerhetsventiltrær med 6 3/8" dimensjon .
+rert med orienterte perforeringer i reservoaret. Enkle strømningshoder planlegges brukt for
+vannprodusentene.
+Utsira formasjonen er en særdeles dårlig kon-
+solidert sand. De to vannproduksjonsbrønnene
+planlegges komplettert med 9 5/8” åpenhulls- 6.4.4 Borerigg
+skjermer gjennom Utsira formasjonen.
+Bore og kompletteringsoperasjonene utføres
+fra den valgte utbyggingsløsning med
+6.4.3 Brønnhode, ventiltre og stigerør-
+plattformen Mærsk Inspirer. Denne platt-
+system
+formen har en utblåsningssikkerhetsventil som
+er trykktestet til 1035 bar, noe som er mer enn
+Brønnene planlegges utbygd med et todelt
+tilstrekkelig for Volve.
+brønnhodesystem hvor vekten av foringsrø-
+32
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Største hulldiameter vil være 37(cid:1)” for boring 6.5 Tids- og kostnadsestimat
+av øverste seksjon. Riggen er utstyrt med ett
+Tids- og kostnadsestimat baseres på tidligere
+toppdrev og tre regulære slampumper og er
+boreoperasjoner i området og øvrig relevant
+bygget for å kunne håndtere oljebasert bore-
+felterfaring. Kostnadsestimatene er basert på
+slam for injeksjon.
+kontraktspriser for leie av Mærsk Inspirer i
+henholdsvis boremodus og bore- og produk-
+6.4.5 Brønnkontroll og beredskap sjonsmodus.
+Boring, komplettering og øvrig brønnvedlike- I bore- og kompletteringskostnadene er det
+hold vil bli utført i henhold til Statoils etab- inkludert både forventet nedetid, teknisk tole-
+lerte prosedyrer og rutiner og i overensstem- ranse og venting på vær. Tids- og kostnadses-
+melse med myndighetskrav. timat er vist i tabell 6.2.
+Alle bore- og kompletteringsoperasjoner vil
+foregå med to uavhengige barrierer mot hyd-
+rokarbonførende formasjoner.
+Tabell 6.2 - Tids og kostnadsestimat for boring og komplettering, kostnader i MNOK 2005
+I5 I10 I15 P5 P9 P2 UP1 UP2 Tekn Total
+toler-
+anse
+Dager Boring 38 36 36 40 40 53 12,5 12,5 39 307
+Dager komplettering 19 19 19 22 24 23 10 10 19 165
+Installasjon av bunnramme - - - - - - - - - 3
+Totalt antall dager 57 55 55 62 64 76 22,5 22,5 58 475
+Kostnad Boring [MNOK] 88 66 65 132 91 113 25 25 69 674
+Kostnad 33 33 33 70 52 56 24 24 31 356
+Komplettering[MNOK]
+Installasjon av template - - - - - - - - - 6
+Total Kostnad* 121 99 98 202 143 169 49 49 100 1036
+geologisk eller teknisk sidesteg er inkludert
+Dersom endringer i brønnmål identifiseres ba-
+med 99 MNOK 2005. Disse kostnadene er
+sert på revidert reservoarmodell som inklude-
+overført til uforutsette kostnader i tabell
+rer re-prosessert seismikk, kan kostnadene for
+12.1.1.
+brønnene endres. Teknisk toleranse i form av
+33
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+7 Beskrivelse av utbyggingsløsningen
+7.1 Innledning
+Det er utført omfattende vurderinger av mange • Installasjon av CO -reduksjonsanlegg for
+2
+utbyggingsalternativer for Volve. For de to Volvegassen og eksport via Loke
+mest lønnsomme utbyggingsalternativene, • Utsatt gasseksport ved bruk av Simultan
+innleie av produksjonsskip med under- vann altererende gassinspeksjon (SWAG)
+vannsbrønner eller oppjekkbar plattform med
+Følgende oljeeksport muligheter er for Volve:
+prosessmodul, ble det innhentet tilbud fra
+markedet. Utbyggingsløsningen som gir best • Eksport til Sleipner
+lønnsomhet for Volvefeltet er oppjekkbar • Eksport via skytteltankere
+plattform med prosessanlegg der rikgass • Eksport via Forties rørsystem på britisk
+eksporteres til Sleipner A og oljen eksporteres sektor
+med skytteltanker via et lagerskip. De alternative utbyggingsløsningene er
+vurdert i ”Volve Field Development Concept
+7.2 Alternativ utbygging Screening Report” datert 20.11.2003. Den
+anbefalte løsningen er gitt i dokumentet
+Det har blitt vurdert utbyggingskonsepter
+”Volve concept selection report” datert
+basert på både eie og leie av produksjons-
+04.11.2004.
+anlegg for Volve.
+Følgende alternative utbyggingskonsept er
+7.3 Grunnlag for utbygging
+vurdert som i forbindelse med leiekonsept:
+Grunnlaget for utbyggingen er den valgte dre-
+• Produksjon- og lagerskip (FPSO) med
+neringsstrategien, funksjonskrav, havdyp,
+undervannsbrønner
+miljø- og geotekniske forhold samt tilgjenge-
+• Produksjon- og lagerskip (FPSO) med
+lig eksisterende utstyr.
+brønnhodeplattform
+• Oppjekkbar plattform med prosessmodul
+7.3.1 Funksjonskrav
+og lagerskip (FSU)
+Installasjonene skal tilfredsstille myndighete-
+Følgende konsepter er vurdert med tanke på å
+nes krav til faste installasjoner samt Statoils
+eie produksjonsanlegget:
+spesifikasjoner og sikkerhetsforskrifter. Pro-
+• Plattform med fast stålunderstell på Volve duksjonen forventes å vare tre til fire år mens
+lokasjon
+design levetiden er 10 år.
+• Plattform med fast stålunderstell med opp-
+kobling av undervannsbrønner på Volve
+7.3.2 Havdyp
+• Plattform med fast stålunderstell koblet til
+Sleipner A med brønnhodeplattform på Vanndypet på Volve er 90m.
+Volve
+• Modifikasjon av Sleipner A med under-
+7.3.3 Miljødata
+vannsbrønner på Volve
+• Undervannsutbygging av Volve koplet til Miljødata (vind, bølgehøyde etc.) er gitt i ”De-
+Sleipner A sign basis and functional requirements” og er
+basert på målte data i Sleipnerområdet.
+Ulike gasseksport arrangement er vurdert:
+• Eksport av rikgass til Sleipner A (SLA) via 7.3.4 Geotekniske forhold
+Loke eller SLD undervannsramme
+Det er utført grunnundersøkelse på feltet med
+• Eksport av rikgass til Sleipner T (SLT) via
+hensyn på forankring av lagerskip og funda-
+Alpha Nord
+ment for oppjekkbar plattform. Det er ikke
+34
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+gjort grunnundersøkelser av traseen for gass- • Prosessere brønnstrømmen til stabil vann-
+eksportrørledningen, men disse vil bli utført i fri olje i henhold til spesifikasjon
+god tid før installasjon av rørledninger.
+• Eksportere overskuddsgass til Sleipner A
+7.4 Beskrivelse av valgt konsept via bunnrammen Sleipner D
+• Behandle produsert vann for reinjeksjon
+7.4.1 Systembeskrivelse og designkapasi-
+• Injisere Utsiravann og produsert vann i
+tet
+Volvereservoaret for å opprettholde reser-
+voartrykket
+En oppjekkbar plattform skal kunne ivareta
+• Eksportere stabil olje til lagerskip
+følgende funksjoner:
+• Innkvartere alt personell som normalt
+• Posisjonere og jekke opp plattform på
+trengs for å operere og vedlikeholde pro-
+lokasjon
+duksjons-, hjelpe-, og maritime funksjoner.
+• Bore og kompletere produksjons- og vann-
+I tabell 7.1 er anleggets designkapasiteter
+injeksjonsbrønner i Volvereservoaret og
+beskrevet.
+vannprodusenter fra Utsira formasjonen.
+Tabell 7.1 - Designkapasitet
+Designkapasiteten for plattformen vil være følgende:
+Total væskebehandling: 13.000 Sm3/d
+Olje rate: 9.000 Sm3/d
+Maks vanninnhold 80 %
+Gass kompresjonsrate: 1,5 MSm3/d
+Gass eksporttrykk: 100 bara
+Gass injeksjonstrykk/gass løft: 160 bar
+Vann injeksjons-rate: 5.000 – 16.000 Sm3/d
+Vann injeksjonstrykk: 330 bara
+Sengeplasser: 120 personer
+7.4.2 Produksjonsplattformen
+Mærsk Inspirer er den andre i rekken av
+Maersk Contractors nyeste generasjon av
+oppjekkbare plattformer. Den ble bygget i
+Korea og ble ferdigstilt i 2004. Riggen er de-
+signet for et maksimum havdyp på 150 meter
+og vil ferdig installert på Volve være jekket
+opp 26 meter over havet. Riggen er utformet
+som en likesidet trekant med et oppjekkbart
+ben i hvert hjørne. Avstanden mellom hvert
+ben er ca 70 meter. Et prosessanlegg vil bli
+installert for å prosessere bønnstrømmen til
+stabil olje og rikgass. Plattformen vil ha tørre
+brønnhoder og under hele produksjonen ha
+mulighet for boring eller brønnintervensjon.
+Prosessanlegget vil bli plassert ved siden av
+Figur 7.1 - Produksjonsanleggets plassering på boremodulen, se figur 7.1
+Plattformen
+Boligkvarteret er i likhet med helikopterdekk
+og livbåter plassert på utsiden av det oppjekk-
+bare benet med størst avstand fra bore og pro-
+35
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+sessmodul. Flammetårnet er plassert på utsi- vannstrømmene fra hver separator. Produsert
+den av riggbenet nærmest prosessmodulen. vann vil sammen med vann fra Utsira forma-
+sjonen normalt reinjiseres i reservoaret for
+trykkstøtte. Etter rensing til spesifikasjon og
+7.4.3 Prosessanlegg og hjelpesystemer
+gassfjerning kan vannet dumpes over bord
+Prosessanlegget vil inneholde systemer for hvis vanninjeksjonssystemet er nede. Gass fra
+separasjon og oljestabilisering, anlegg for degassere sendes til fakkel.
+brenselgass, kompresjonsmodul for gasseks-
+Kraftgenerering skjer i to 50% “dual” brensel
+port, produsert vannbehandling og vanninjek-
+gassturbingeneratorer. Hver generator har ka-
+sjon. (Se figur 7.2) Separasjonsanlegget består
+pasitet til å forsyne alle prosesskonsumenter
+av tre separatortrinn; de to første er trefase-
+utenom ESP- og vanninjeksjonspumpene.
+separator og mens det på tredje trinn er en
+Hvis en av generatorene er nede kan vannin-
+vannutskiller. Trykkforholdene i 1. og 2. sepa-
+jeksjonssystemet drives av generatorene i bo-
+ratortrinn er 40 barg og 0,2 barg. Det er satt et
+remodulen hvis eventuell boreaktivitet stanses.
+krav på 5 minutter minimum oppholdstid for
+Boremodulen har 4 diesel generatorer.
+oljen på grunn av sterke olje/vann emulsjoner.
+Det er oppvarmingsmuligheter oppstrøms 2. Øvrige hjelpesystemer inkluderer:
+trinns separator. Brenngass tas fra første sepa- • To 100 % sirkulasjonspumper varmemed-
+rasjonstrinn. Brenngassystemet har muligheter ium og to 100% enheter for spillvarme-
+for kjøling, væskeutfelling og oppvarming før gjenvinning.
+distribusjon til konsumenter. Gassen fra andre • Ferskvannsanlegg, kapasitet: 20 m3/h
+separatortrinn komprimeres til førstetrinnsse- • Sjøvannsannlegg, kapasitet 347 m3/h
+parator trykk og fødes til eksportkompresso- • Brannvann, kapasitet: 1000 m3/h
+rene sammen med gassen fra førstetrinnssepa- • Trykkluft, kontinuerlig kapasitet: 350 m3/h
+ratoren. • Dieselsystem
+En sentrifugalkompressor har kapasitet til å • Hydraulikksystem
+komprimere 1,5 MSm3/d gass fra et sugetrykk • Nitrogensystem
+på 40 bara til et utløpstrykk på 100 bara. • Oversvømmelse, skum og halon system
+for brannbeskyttelse
+Produsert vannbehandlingen vil bestå av dedi-
+kerte hydrosykloner og degassing tanker for
+Figur 7.2 - Prosessanlegget
+36
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+kan også benyttes til å gassløfte
+Det maksimale antall planlagte brønner for
+produksjonsbrønnene på Volve, noe som kan
+Volve er 13 brønner: 6 produksjonsbrønner,
+bli nødvendig for brønner med høyt vannkutt.
+5 vanninjeksjonsbrønner og to Utsiravann
+brønner.
+7.4.7 Fiskalmåling av olje og gass
+7.4.4 Eksport av olje
+Oljen fiskalmåles ved lossing fra lagerskipet
+Stabil olje eksporteres til lagerskipet "Navion til skytteltankerne. Det vil også være måling
+Saga" via en 8” fleksibel eksportrørledning.
+på oppjekkbar plattform riggen for å ha
+Lastekapasiteten tilsvarer kontinuerlig kontroll over produksjonsraten,
+produksjonskapasiteten på 9.000 Sm3/d.
+men målingen har ikke fiskal kvalitet.
+Lagerskipet er forankret til en STL-bøye 2,5 Målenøyaktigheten vil være bedre enn ± 2 %.
+km fra produksjonsriggen og har en
+Gassen fiskalmåles i forbindelse med eksport
+lagerkapasitet på 1 million fat olje og en
+fra Sleipner A. På grunn av at Volve og
+lossekapasitet på 6000 Sm3/time. Oljen
+Sleipner A ligger i samme lisens med samme
+fiskalmåles ved overførsel fra lagerskipet til
+eiere vil det ikke være nødvendig med
+skytteltankere. Lagerskipet er utstyrt med
+fiskalmåling av gassen før den sendes inn i
+VOC anlegg.
+gassanlegget på Sleipner A. Det vil også være
+måling av eksportgassen på MI, men målingen
+7.4.5 Eksport av gass
+har ikke fiskal kvalitet. Gass som fakles eller
+benyttes til kraftproduksjon, vil måles iht.
+Gassen eksporteres til Sleipner A via
+Oljedirektoratets krav for beregning av CO -
+havbunnsrammen Sleipner D. Det vil bli 2
+avgift.
+installert en 5,5 km lang 7.4” fleksibel
+rørledning fra Volve til Sleipner D.
+Maksimum design rate er 1,5 MSm3/d, mens 7.4.8 Modifikasjoner, installasjoner og
+høyeste forventede rate er 1,2 MSm3/d. marine operasjoner
+Gassen som eksporters er våt rikgass fra 1. og
+Statoil vil ha ansvaret for alle marine
+2. trinnseparator. Gasseksportlinja er isolert
+operasjoner i forbindelse med installasjon av
+for å unngå gassen kjøles ned til
+eksportsystemene for olje og gass på Volve.
+hydratdannelses temperaturen i forbindelse
+med eksporten til Sleipner. For å hindre Utbyggingen av Volvefeltet baserer seg på
+hydratproblemer ved lave gasseksportrater flest mulig marine operasjoner er fullført når
+mot slutten av feltets levetid kan metanol plattform og lagerskipet ankommer feltet.
+injiseres kontinuerlig. Prosedyre for Gasseksportrøret vil være installert og koblet
+hydrathåndtering vil bli utarbeidet før opp til Sleipner D-bunnramme. STL bøye med
+produksjonsstart. forankring og tilkoling til
+oljeeksportrørledningen vil være installert.
+STL bøyen vil være nedsenket klar for
+7.4.6 Gassløft/gassinjeksjon
+inntrekking og oppkobling til lagerskipet.
+For å sikre en høy produksjonsregularitet for
+Avstanden mellom Mærsk Insprer (MI) og
+Volve er det lagt opp til injeksjon av
+Navion Saga vil være omtrent 2,5 km, mens
+eksportgassen fra Volve i SLØ brønnene ved
+avstanden fra MI til Sleipner Øst er omtrent
+produksjonsstans på SLA. En
+5,5 km. Begge eksportrørledningene vil bli
+injeksjonskompressor komprimerer gassen fra
+nedgravd.
+eksportkompressoren til det nødvendige
+Før MI kan installeres og starte produksjon av
+injeksjonstrykket på ca 160 barg for å injisere
+i injeksjonsbrønnen som har et maksimum olje og gass vil riggen bli modifisert slik at det
+kan utføres klasseinspeksjon på lokasjon hvis
+innstengingstykk på 130 barg.. Kompressoren
+nødvendig.
+Side 37
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+7.4.9 Produksjonskjemikalier Kjemikalieutslippet fra Volve vil dermed bli
+minimale. Det er forventet et normalt
+Det vil bli lagt til rette for bruk av
+kjemikalieforbruk på Volve sammenlignet
+produksjonskjemikalier for å håndtere
+med andre oljefelt.
+fluidmessige problemstillinger. Blanding av
+produsert vann og Utsira vann for injeksjon
+7.4.10 Uttesting og oppstart
+kan medføre et avleirings potensial som vil
+kreve injeksjon av avleiring inhibitor.
+Uttesting til havs og oppstart vil utføres av
+Det tilrettelegges for injeksjon av kjemikalier Maersk Contractors og tekay for respektive
+som emulsjonsbryter, asfalteninhibitor, plattform og lagerskip..
+voksinhibitor, skumdemper, metanol,
+korrosjonsinhibitor, biocid og flokkulant. Det
+7.5 Regularitet av produsert olje
+vil mest sannsynlig ikke være behov for
+Regularitet av produsert olje er beregnet til ca
+kontinuerlig injeksjon av alle disse
+96 % på prosessanlegget alene. Den total
+kjemikaliene, men muligheten for injeksjon vil
+regularitetsanalyse for hele anlegget er
+være tilstede. Oljeløselige kjemikalier vil
+beregnet til 94 %.
+følge oljeproduktet, mens vannløselige
+kjemikalier vil følge produsert vann som
+injiseres tilbake i reservoaret.
+38
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+8 Drift og Vedlikehold
+8.1 Innledning
+Statoil er operatør for Utvinningstillatelse 046. Statoils andrelinje beredskapssentral på
+I henhold til samarbeidsavtalen ivaretar ope- Sandsli. All logistikkfunksjoner som helikop-
+ratøren den daglige ledelse av den virksomhet tertransport og forsyningstjeneste vil også bli
+som utføres i tilknytning til utvinningstillatel- ivaretatt av Statoil.
+sen på vegne av eiergruppen. Styringskomi-
+Eksisterende forsyningsbaser og helikopter-
+teen er det øverste organ i eiergruppen og ope-
+terminal i Stavanger, som allerede benyttes i
+ratøren utfører sine oppgaver i henhold til
+Sleipnerområdet, vil anvendes også for Volve.
+vedtak i styringskomiteen.
+Det skal også tilrettelegges for effektivt sam-
+arbeid med Statoils øvrige enheter, andre ope-
+8.2 Organisasjon og bemanning ratører i området og eiere av produksjonsan-
+leggene.
+Volve vil inngå i Statoils enhet for Undersø-
+kelse og Produksjon, Norge (UPN) og etable- Kontraktørene Maersk Contractors og Teekay
+res innen eksisterende Sleipner driftsorganisa- vil utføre alle aktiviteter til havs i forbindelse
+sjonen. Organisasjonen vil ha ansvaret for alle med operasjon av produksjonsanlegget, som
+aktiviteter i tilknytning til drift og avslutning prosessering, lagring, fiskalmåling og eksport,
+av feltet. I driftsfasen vil organisasjonen om- samt ha nødvendige støttefunksjoner på land.
+fatte 12-16 personer. Driftsforberedelser og Driften vil bli gjennomført innenfor myndig-
+oppstart vil ferdigstilles i byggeprosjektet. heters regelverk og Statoils krav til helse,
+miljø og sikkerhet.
+Statoil, som operatør, vil normalt være tilstede
+på feltet med kun én representant under pro- Overvåking og kontroll av prosessanlegget og
+duksjon. Representanten ivaretar Statoil og andre funksjoner ombord vil skje fra sentralt
+øvrige rettighetshaveres interesser om at ope- hovedkontrollrom. Normal driftsbemanning på
+rasjoner utføres på en effektiv, sikkerhetsmes- plattformen er ca. 34 personer når boring er
+sig og miljømessig forsvarlig måte avsluttet og normal driftsbemanning på lager-
+skipet er ca. 14 personer.
+Ved boreoperasjoner, vil Statoil ha en større
+organisasjon om bord samt flere representanter
+fra våre underleverandører. 8.4 Vedlikehold
+Kontraktørene vil bli tillagt stor grad av selv- Utarbeidelse og styring av vedlikeholds- og
+stendighet med tilhørende delegering av an- inspeksjonsprogrammer i tråd med etablerte
+svar og myndighet til å gjennomføre oppdra- prosedyrer hos Maersk Contractors og Teekay
+get i henhold til kontrakten. Kontraktørene vil skal sikre at anlegget imøtekommer operasjo-
+være hovedarbeidsgiver for eget og underleve- nelle standarder i overensstemmelse med
+randørenes personell. myndighets- og selskapskrav.
+Vedlikeholds- og inspeksjonsaktiviteter skal
+8.3 Drift av anleggene baseres på funksjonskritikalitet vurdert mot
+sikkerhet og miljø, produksjonsregularitet og
+Statoils landorganisasjon for Volve vil ta hånd
+følgekostnader. Optimalisering av vedlikehold
+om oppgaver knyttet til driften av anleggene i
+og inspeksjonsprogrammer gjennomføres for å
+samarbeid med kontraktørene. Kontraktørene
+sikre at produksjonsmål nås. For å oppnå dette
+vil bli instruert av Statoil om produksjons- og
+er det utviklet en kontrakt mellom Statoil (på
+injeksjonsplaner som en del av
+vegne av PL046) og Maersk Contractors ba-
+reservoarstyringen. All kontakt med
+sert på kompensasjonsformat som belønner
+myndigheter og partnere vil utføres av Statoil.
+høy driftsregularitet som er avhengig av et
+Statoil vil ivareta ansvaret for beredskapsfar-
+høyt sikkerhetsnivå.
+tøy og oljevern. Volve vil bli koblet opp mot
+39
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+9 Helse, miljø og sikkerhet
+9.1 Innledning
+Holdninger, aktiviteter og beslutninger på alle (cid:1) sikre erfaringsoverføring og tett samarbeid
+nivåer i organisasjonen har innflytelse på HMS, med tilsvarende prosjekter
+og HMS-styring er en integrert del av aktivite- (cid:1) sikre god kommunikasjon mellom prosjektet
+tene i prosjekt og driftsfasen. Planene er å levere og partnere/myndigheter
+et totalt produksjonsanlegg (plattform, eksport- (cid:1) stille samme krav til våre leverandører som
+system, lagerskip) som tilfredsstiller myndig- til Statoils egne ansatte.
+hetenes HMS krav samt spesifikke operatørkrav
+som er inkludert i kontrakten. 9.3 Akseptkriterier og krav
+Det er imidlertid identifisert noen avvik fra Den tekniske løsning er underlagt risikomessige
+myndighetskrav på de allerede bygde vurderinger og blir utformet/verifisert slik at
+innretningene (plattform og lagerskip). De risikonivået tilfredsstiller Statoils og
+identifiserte avvik håndteres i henhold til myndighetenes akseptkriterier.
+Statoils prosedyrer og vil bli tatt opp med
+Det skal kontinuerlig tilstrebes å utvikle løs-
+Petroleumstilsynet i behandlingsperioden for
+ninger som vil redusere risikoen for personell,
+denne PUD.
+miljø og materielle verdier utover akseptkriteri-
+Krav til sikkerhet omfatter vern av menneskers ene.
+liv og helse samt beskyttelse av anlegg, produk-
+sjon, kunnskap og materielle verdier. Krav til 9.4 Styring av helse, miljø og sikkerhet
+miljøvern omfatter vern mot forurensning av og
+Volve prosjektsjef har det overordnede ansvar
+uakseptable inngrep i naturen. Det tas hensyn til
+for helse, miljø og sikkerhet i utbyggingfasen.
+HMS i alle tekniske, økonomiske, operative og
+Et HMS-program er utarbeidet og vil bli
+administrative aktiviteter både i Statoil og hos
+oppdatert og samordnet med kontraktørenes
+OIC. I forbindelse med byggefasen, er kontrak-
+HMS-program. Deretter vil programmet
+tørene pålagt å gjennomføre forskjellige risiko-
+revideres ved forskjellige milepæler for å få en
+analyser som kan medføre korrektive tiltak.
+felles holdning til dette både i utbyggings- og
+Dersom endringer og oppdateringer av den driftsfasen.
+valgte tekniske løsning er påkrevd, vil krav til
+Det er satt krav til eier av innretningen på Volve
+sikkerhet og miljø vektlegges særskilt.
+om å etablere et eget HMS program. Eventuelle
+underleverandører skal i tillegg kunne doku-
+9.2 Målbeskrivelse
+mentere et eget HMS styringssystem med akti-
+Den overordnede HMS-målsettingen for utbyg- vitetsliste.
+ging og drift av Volve er at virksomheten ikke
+skal forårsake ulykker, personskader, yrkesre- 9.5 Sikkerhet
+laterte sykdommer, materielle tap eller skade på
+9.5.1 Prinsipper
+ytre miljø.
+Følgende prinsipper er lagt vekt på i sikkerhets-
+Følgende delmål er etablert:
+arbeidet:
+(cid:1) HMS skal integreres i all relevant virksom-
+(cid:1) Mærsk Inspirer er et nytt anlegg og det vil
+het, strategier og planer
+fokuseres på å begrense risiko knyttet til
+(cid:1) Iverksette målsetningen om null skader på
+dette
+mennesker og miljø samt null ulykker eller
+(cid:1) tekniske løsninger vil bli vurdert mot beste
+tap (“0-filosofien”)
+praksis innen sikkerhet
+(cid:1) sikre kvalifisert personell og fornuftig res-
+(cid:1) systematisk bruk av risikoanalyser og
+sursforvaltning
+”ALARP” prinsipper i design
+Side 40
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+(cid:1) bruk av forutsetninger fra risikoanalyser i 9.5.4 Eksplosjon
+driftsfasen
+En eksplosjonsanalyse basert på siste kunnskap
+(cid:1) fokus på høyrisikoaktiviteter og risiko-
+om eksplosjoner med siste versjon av simule-
+områder
+ringsverktøy vil bli utført.
+9.5.2 Risikoanalyse
+9.5.5 Beredskap
+I forberedelsesfasen har Volve prosjekt utført en
+En beredskapsvurdering for Volve er gjennom-
+konseptrisikoanalyse, med hensikt å synliggjøre
+ført, men det vil bli utarbeidet en detaljert be-
+risikoen tidlig i prosjektet. Resultater viser en
+redskapsanalyse basert på scenarier fra TRA.
+gjennomsnitt FAR på feltet på 8,1, som er under
+Den nøyaktige dimensjoneringen av ulykkesbe-
+Statoils akseptkriteriet på 10. Det er beregnet at
+redskapen om bord vil bli gjort i henhold til
+alle hovedsikkerhetsfunksjoner tilfredsstiller 10-
+resultatene fra den analysen og vil møte myn-
+4 kriterier. Konseptrisikoanalyse blir brukt som
+dighetenes og operatørens krav.
+grunnlag for forbedring av risikobilde og foku-
+Den feltspesifikke beredskapen for håndtering
+sering på høy risiko aktiviteter i modifikasjons-
+av eventuelle utslipp av hydrokarboner til sjø vil
+fasen.
+samordnes gjennom NOFO med andre felt i
+Det blir utført en total risikoanalyse (TRA) med
+området og som et minimum være i henhold til
+følgende hovedformål:
+anerkjente normer og vil bli konkretisert i det
+(cid:1) kartlegge risikonivået etter modifikasjoner videre arbeid.
+for Volve er implementert
+(cid:1) kartlegge hvilke elementer som bidrar 9.5.6 Sikkerhet i det videre arbeid
+mest til personellrisikoen ombord
+Oppfølging av resultater, forutsetninger og
+(cid:1) kartlegge behov for modifikasjoner for å
+anbefalinger fra utførte inspeksjoner og analyser
+tilfredsstille Statoils akseptkriterier
+blir en viktig aktivitet i den kommende modifi-
+(cid:1) sørge for at modifikasjoner som følge av kasjonsfasen. Samtidig vil det bli gjennomført
+nye designkrav blir utformet på sikker- detaljerte Hazop studier for modifikasjonene,
+hetsmessig optimal måte. som må sees i sammenheng med eksisterende
+prosess og designløsninger. Prioriterte emner er:
+Risikoanalysen vil bli oppdatert i det
+(cid:1) Utarbeidelse av total risikoanalysen, herun-
+påfølgende modifikasjonsarbeidet. Spesielt vil
+der en grundig vurdering av identifiserte
+det bli fokusert på risikoreduserende tiltak når
+fare- og ulykkessituasjoner
+det gjelder:
+(cid:1) Utarbeidelse av beredskapsanalysen
+- Beredskap og evakuering
+(cid:1) Gjennomføring av en detaljert evakuerings-
+- Brann og eksplosjon studie
+- Forbedret deteksjon (cid:1) Detaljerte gjennomganger og modifikasjoner
+- Implementering av tennkildeutkopling på eksisterende deteksjons-, nødavsteng-
+- Plassering av nytt utstyr nings-, og brannvannsystem
+(cid:1) Risiko- og beredskapsanalyse for boring av
+9.5.3 Sikkerhetsstrategier brønner
+(cid:1) Gjennomgang av drift og vedlikeholdsruti-
+Det er utarbeidet en brann- og eksplosjonsstra-
+ner på sikkerhetskritiske utstyr
+tegi, samt en evakuerings-, rømnings-, og red-
+(cid:1) Fokus på bruk av midlertidig utstyr
+ningsstrategi med basis i de aktuelle fare- og
+ulykkeshendelser. Denne skal oppdateres for å
+Planlagte verifikasjonsaktiviteter og tekniske
+inkludere prosessmodul i forbindelse med modi-
+gjennomganger vil bli prioritert for å sikre at
+fikasjoner.
+alle krav blir møtt.
+41
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+9.6 HMS aspekter i forbindelse med mulig og innenfor tekniske og økonomisk
+boring og komplettering akseptable rammer. Utslipp til luft og vann skal
+minimaliseres og de kjemikalier som benyttes
+Potensielle forurensinger fra bore og
+og slippes ut skal være minst mulig skadelig for
+kompletteringsoperasjoner er relatert til:
+miljøet. Estimerte utslipp fra Volvefeltet inklu-
+• Utslipp av borekaks og borevæsker. derer utslipp fra boring og produksjon.
+• Utslipp av kompletteringsvæsker
+• Brønnopprensking 9.8.1 Utslipp til luft
+• Uønskede utslipp
+Utslipp til luft vil primært bestå av CO og NOx
+2
+Under bore- og kompletteringsoperasjoner skal
+fra gassturbiner og prosessering av olje. Hoved-
+til enhver tid forholdsregler tas for å unngå kraftforsyning vil være fra egen kraftgenerering
+utblåsninger, forurensning, eksplosjoner og
+ombord på plattformen.
+andre hendelser som er skadelige for personell,
+I tillegg vil det være noe utslipp fra VOC knyt-
+installasjonen og ytre miljø. Ved valg av leve-
+tet til lagring og lasting av olje samt diffuse
+randører vil selskapenes holdning og evne til å
+utslipp. Beregnede maksimale utslippsmengder
+oppnå gode HMS resultater være en del av eva-
+til luft i produksjonsfasen (gjelder topproduk-
+lueringen.
+sjon i ca. 1(cid:1) år) er vist i tabell 9.1.
+9.7 Arbeidsmiljø Det vil bli installert et konvensjonelt fakkelsys-
+tem med pilot flamme. Under normal drift vildet
+9.7.1 Arbeidsmiljøvurderinger
+ikke være noen produksjonsfakling, men en har
+Mærsk Inspirer er blitt nøye vurdert ut fra ar- mulighet til fakling av gass ved stans av re-
+beidsmiljø aspekter. Det er gjennomført en kompresjonskompressor eller eksportkompres-
+samsvarsmåling mot Mærsk Inovator, som er sor for å unngå produksjonsstans.
+søsterrigg av Mærsk Inspirer mot gjeldende
+Tabell 9.1 - Utslippsmengde CO2, NOx og VOC til
+regelverk. De arbeidsmiljøaspekter som blir
+luft (tonn pr. år) i forbindelse med produksjon
+spesielt fokusert er:
+Utslippskomponent CO NO VOC
+(cid:1) støy og vibrasjoner 2 X
+(cid:1) adkomst og tilgjengelighet tonn per år 93.600 375 990
+(cid:1) materialhåndtering og transport gater
+(cid:1) trapper og leidere
+I henhold til gitte myndighets krav vil det bli
+(cid:1) ventilasjon og luftkvalitet
+installert et anlegg for reduksjon av VOC på
+(cid:1) arbeids- og oppholdsområder
+lagerskipet. Utslipp til luft fra boreoperasjonene
+skjer i forbindelse med kraftgenerering fra die-
+9.7.2 Oppfølging av arbeidsmiljø i det
+selmotorer på boreriggene samt fra brøn-
+videre arbeid
+nopprenskning. Utslippsmengder til luft i for-
+Statoil har etablert arbeidsmiljø områdekrav for bindelse med boring og komplettering av brøn-
+enkeltrom og områder ombord på plattformen nene er vist i tabell 9.2.
+og lagerskipet. I det videre arbeidet vil bli lagt
+Tabell 9.2 - Utslippsmengde CO2, NOx og nmVOC
+vekt på studier, hvor vurderinger av avvikene
+til luft (tonn) i forbindelse med boring og komplette-
+fra områdekravene blir evaluert i forhold til
+ring av 8 brønner
+kritikalitet og funksjonalitet.
+Utslippskomponent CO2 NOX VOC
+9.8 Miljømessig vurdering av den valgte Tonn 20.500 450 32
+løsning
+I følge Statoils grunnleggende prinsipper for
+miljøvern skal alle aktiviteter utføres på en slik
+måte at påvirkningen på det ytre miljø blir minst
+42
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+skje fra boring av brønnenes øverste seksjoner
+9.8.2 Utslipp til sjø hvor det nyttes vannbasert slam. Boreslammet
+vil bli forsøkt gjenbrukt. Det vil ikke være ut-
+Planlagte utslipp til sjø fra plattformen vil være
+slipp til sjø av oljebasert slam eller kaks. Kaks
+utslipp av produsert vann kun dersom vannin-
+med vedheng av oljebasert slam transporteres til
+jeksjonsanlegget er ute av drift. Dessuten vil det
+land for behandling og deponering, alternativ
+være utslipp av drenasjevann, sanitæravløps-
+reinjisert dersom praktisk mulig.
+vann, kjølevann.
+Forventet utslipp av borekaks og borevæske ved
+Produsert vann: boring av tre produksjonsbrønner og tre vann-
+Produserte vannvolumer forventes å være rela- injeksjonsbrønner er vist i tabell 9.3.
+tivt begrenset. Vannet vil bli injisert sammen
+med Utsiravann som trykkstøtte i reservoaret. 9.8.3 Avfall
+Ved driftsforstyrrelser vil mindre volum slippes
+En egen avfallshåndteringsplan skal utarbeides
+ut, men vannet renses med hydrosykloner for å
+for Volve. Tiltak for å redusere avfallsmeng-
+sikre at utslippene tilfredsstiller dagens myndig-
+dene vil bli fokusert, og kildesortering før ende-
+hetskrav. Eventuelle vannløselige kjemikalier
+lig deponering vil bli foretatt.
+som tilsettes i prosessen vil følge væskefasen.
+Drenasjevann: 9.8.4 Miljørisikoanalyse
+Drenasjevann fra ikke-oljeforurensede områder
+Det er gjennomført en miljørisikoanalyse av
+vil bli ledet til sjø, mens drenasjevann fra for-
+Volve for å påse at de valgte utbyggings- og
+urensede områder ledes til en oppsamlingstank
+driftsløsninger er innenfor Statoils operasjons-
+for reinjeksjon. Oljeholdig drenering fra høy-
+spesifikke akseptkriterier med hensyn til miljø.
+trykks prosessutstyr vil bli samlet opp i et lukket
+Miljørisikoen for Volve er knyttet til uhell som
+drenasjesystem og videreført til separasjonspro-
+kan medføre akutte utslipp av olje. Ved et uhell
+sessen.
+vil olje kunne flyte til overflaten som et flak.
+Kjølevann: Feltberedskap for håndtering av eventuelle
+Sjøvann fra kjøling av olje og gass vil bli slup- utslipp blir samordnet med Sleipner installasjo-
+pet ut til sjø. Vannet vil inneholde rester av ner og andre felt i området og som et minimum
+hypokloritt. være i henhold til anerkjente normer og vil bli
+konkretisert i det videre arbeid.
+Utslipp av borevæske og borekaks:
+Boreslamprogrammet for Volve vil utvikles slik Miljørisikoanalyse vil bli oppdatert i forkant av
+at utslipp til sjø minimaliseres. Kontinuerlige boreoperasjoner.
+utslipp av boreslam og borekaks til sjø vil kun
+Tabell 9.3 - Planlagt utslipp av vannbasert borevæske og kaks boret med vannbasert borevæske (m3)
+3 produksjonsbrønner 3 injeksjonsbrønner 2 vannprodusenter
+Borevæske Kaks Borevæske Kaks Borevæske Kaks
+5673 1137 4485 2115 2304 710
+9.8.5 Konsekvensutredning Nordsjøen” utarbeidet av Statoil i samarbeid
+I henhold til Petroleumsloven og retningslinjer med andre oljeselskaper i 1999.
+fastsatt av Olje- og energidepartementet er det Den regionale konsekvensutredning for Nord-
+utarbeidet en konsekvensutredning for å be- sjøen (RKU Nordsjøen) inngår som en del av
+skrive virkninger for miljø, naturressurser og dokumentasjonen for Volve konsekvensutred-
+samfunn. Konsekvensutredningen er oversendt ning. Til sammen dekker RKU Nordsjøen og
+tidligere til OED og tar i hovedsak utgangspunkt Volve KU kravene til utredning av virkningene
+i “Regional konsekvensutredning for av Volveutbyggingen.
+43
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+• Kontrakten med leverandør av lagerskip
+10 Organisering og gjennomføring (FSU)
+• Prosjektgjennomføringsstrategi (PGS)
+10.1 Prosjektets styringssystem
+• Prosjektgjennomføringsplan (PGP)
+10.1.1 Mål og virkemidler • Prosjektets øvrige styrende dokumentasjon
+og planer
+Utbygging av Volve skal gjennomføres i hen-
+• Kontrakter med eksterne leverandører
+hold til Statoil`s konserndokument AR05
+(Statoil rammeavtaler)
+“Prosjektutvikling” samt de føringer som er
+• Avtaler med interne leverandører (for
+definert i Norsok.
+eksempel Sleipner B&B)
+Prosjektet skal være målstyrt der håndtering • Relevante prosedyrer for drift på Sleipner-
+av usikkerhet skal tillegges særlig vekt. Pro- feltet.
+sjektets hovedmål er knyttet til:
+• Helse, miljø og sikkerhet 10.2 Organisasjonsbeskrivelse
+• Lønnsomhet
+10.2.1 Operatøransvar
+• Gjennomføring
+• Kvalitet I henhold til samarbeidsavtalen ivaretar Statoil
+den daglige ledelsen av virksomheten som ut-
+Viktige virkemidler for å nå målene er:
+føres i tilknytning til Utvinningstillatelse 046
+• Leverandørvalg og ”på-se” aktiviteter på vegne av eiergruppen. Operatøren utfører
+• Kontinuerlig fokusering på usikkerhetsele- sine oppgaver i henhold til vedtak i styrings-
+menter knyttet mot de målene som er defi-
+komiteen, som er det øverste organ i eiergrup-
+nert
+pen.
+• Et helhetlig system for styrende dokumenter
+• Kvalitet som en integrert del av ledelses-
+10.2.2 Planleggings- og utbyggingsorgani-
+ansvaret på alle nivåer
+sasjon
+• Kvalitet som bygges inn i produkter og akti-
+viteter ved bruk av korrekte og dokument- Den daglige utøvelse av Statoils operatøran-
+erte styringssystemer og rutiner. svar for planleggingen og utbyggingen av
+Volve blir ivaretatt av en prosjektorganisasjon.
+10.1.2 Dokumentasjon av styringssystem Prosjektet er organisert med et kjerneteam
+som har det gjennomgående ansvar for plan-
+Prosjektets styringssystem er basert på:
+legging og utbygging av Volve frem til pro-
+• myndighetenes lover og forskrifter sjektavslutning.
+• konsesjonsbetingelser og lisensavtaler Prosjektet vil i utstrakt grad bruke hovedleve-
+• Statoils styrende dokumenter randørenes ressurser i tillegg til å ha et nært
+samarbeid med Statoils kompetanseenheter.
+Kvalitetssystemet for prosjektet består av:
+I forbindelse med boreplanlegging og gjen-
+• Oppdragavtale mellom Troll/Sleipner
+nomføring vil et eget boreprosjekt etableres
+Driftsdirektør og T&P/Direktør for Pro-
+med ansvar for ferdigstillelse av brønnene.
+sjekter
+Boreprosjektet vil rapportere til Volve pro-
+• Prosjektavtale mellom T&P/Direktør for
+sjektsjef.
+Prosjekter og Volve Prosjektsjef
+• Denne PUD med støttedokumentasjon og Erfaringer fra Yme og Glitne feltenes driftsor-
+Konsekvensutredningen ganisasjon har vært og vil bli utnyttet i plan-
+• Kontrakten med leverandør av oppjekkbar leggingen og gjennomføringen av prosjektet.
+plattform
+T&P/Direktør
+Prosjekter
+Volve Prosjektsjef
+44
+HMS Staber
+Reservoar Boring Utbygging Drift
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Figur 10.1 - Operatørens organisasjon i mobiliseringsfasen
+10.2.3 Driftsorganisasjon På områder der det er behov for spesialkom-
+petanse for eksempel i ”på-se” aktivitetene til
+Statoil, som operatør for Utvinningstillatelse
+operatøren vil prosesseierne og fagansvarlige i
+046, er ansvarlig for alle aktiviteter ovenfor
+Statoil benyttes.
+myndigheter og partnere. Daglig drift- og
+vedlikeholdsansvar er regulert gjennom kont-
+10.2.6 Kompetansebehov og opplæringstil-
+rakten mellom hovedleverandøren og Statoil.
+tak
+Installasjonene skal drives i henhold til de til
+enhver tid gjeldene myndighets- og selskaps-
+Statoil besitter i dag personell med kompe-
+krav.
+tanse til å styre planleggingen og utbyggingen
+Landorganisasjonen for Volve er lokalisert i av Volve. Hovedleverandøren har gjennom
+Stavanger inkludert operative støttefunksjoner kontrakten forpliktet seg til å fremskaffe kom-
+som helikopterbase og forsyningsbase. Volve petanse og utføre opplæringstiltak som kreves
+vil i driftsfasen integreres med Sleipner drifts- og er nødvendig for oppnå kontraktens inten-
+organisasjon. sjoner i overensstemmelse med lover og
+regler.
+10.2.4 Samordning med andre felt
+10.2.7 Personellbehov
+Prosjektet vil samarbeide aktivt med basisor-
+I driftsfasen vil Operatørenes landorganisasjon
+ganisasjonene og andre utbyggings- og drifts-
+utgjøre om lag 16 årsverk samt kontraktørenes
+organisasjoner for å dra nytte av stordriftsfor-
+landorganisasjon. Årsverk knyttet til offshore
+deler ved inngåelse av kontrakter, fellestje-
+virksomhet vil ligge på 100 til 150 årsverk,
+nester, tekniske støttefunksjoner og transport.
+avhengig av nivået på boreaktivitet på platt-
+Forsynings- og basetjenester samt beredskap formen.
+vil samordnes med andre Statoil felt i den sør-
+Den samlede sysselsettingen tilsvarer omlag
+lige del av Nordsjøen.
+3.400 årsverk, av disse er 550 direkte årsverk,
+2.200 hos underleverandører og 650 vil være
+10.2.5 Rekruttering til utbyggings- og konsumvirkninger. Av den samlede sysselset-
+driftsorganisasjonen tingsvirkningen i Norge i perioden 2005 til
+2012 på 3.400 årsverk, vil olje- og gassvirk-
+Rekruttering til kjerneteamet er foretatt internt
+somheten utgjøre 15% av sysselsettingen, til-
+i samarbeid med ressurseierne i Statoil.
+svarende 500 årsverk. Størst er virksomheten
+Rekruttering av ressurser for utbyggings- og
+innen forretningsmessig tjenesteyting og
+driftsoppgavene gjøres av hovedleverandørene
+transport med henholdsvis 950 og 600 årsverk.
+slik det er avtalt i kontrakten.
+Det er forutsatt at Volve driftes fra Stavanger.
+Operatøren har nominert en selskapets repre-
+sentant med ansvar og myndighet til å forestå
+all formell kommunikasjon med hovedleve-
+randørene.
+45
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+10.3 Forholdet til industrien og sam- studiene danner grunnlaget for bestilling av
+funnet utstyr med lang leveringstid, og dette utstyret
+vil bli bestilt ved beslutning om innlevering av
+10.3.1 Samfunnsøkonomiske konsekvenser
+PUD. Følgende milepæler gjelder for
+Fremskaffelse av produksjonsfasilitetene til framdriften av prosjektet:
+Volve utføres som et leiekonsept av delvis
+eksisterende fasiliteter og nyanskaffelser gjen- • Prosjektering og
+nom en hovedleverandør. bygging av
+prosessanlegg feb. 2005 – mai 2006
+Utbyggingen av Volve planlegges gjennom- • Prosjektering og
+ført i perioden desember 2004 til januar 2007. bygging av
+Samlede investeringer er beregnet til 1968 eksportsystemet feb. 2005 – mars 2006
+• Installasjon av
+Mill. NOK 2005, inkludert boring og komp-
+eksportrør og bøye april – okt. 2006
+lettering av brønner.
+• Plattform til verft sept. 2006
+Sammenstillingen av produksjonsfasilitetene • Oppkobling av
+prosessanlegg okt. – nov 2006
+vil foregå på et norsk verft og vil sikre kont-
+• Uttauing av plattform des. 2006
+rakter til norsk verftsindustri.
+• Produksjonsstart 1. halvår 2007
+10.3.2 Anskaffelser I henhold til kontrakt vil uttauing av plattform
+finne sted i desember 2006. Værrisikoen ved
+Valg av konsept/kontraktør var basert på mar-
+utslep er kontraktørs risiko mht kostnader.
+kedsvurderinger gjennomført sommeren/høst
+Pga. mulig forsinkelser knyttet til utslep av
+2004. Den viste at kun det valgte konsept gir
+plattformen vinterstid og generelt stram
+grunnlag for økonomisk robust utvinning av
+gjennomføringsplan, har lisenseierne vurdert
+Volvefeltet og innretningen er planlagt sikret
+risikoen for forsinkelser slik at produksjons-
+for dette formål.
+start kan bli forsinket, og har derfor indikert
+Prosjektet vil i sine andre anskaffelser utnytte oppstart i løpet av 1. halvår. Dersom
+selskapets totale kompetanse og markedsposi- kontraktor holder sine planer, er forventet
+sjon, samt selskapets rammeavtaler og nor- oppstart mars 2007.
+male anbudsrutiner.
+10.5 Verifikasjon og oppfølging av ho-
+10.3.3 Anvendelse av forsknings- og utvik- vedkontrakter
+lingsresultater
+Fra PUD innsendelse vil Statoil fortsette med
+et Volve prosjektteam som har totalansvaret,
+Statoil har et aktivt og omfattende engasje-
+ref. kapittel 10.2. I dette teamet, ledet av sel-
+ment innen forskning og utvikling. Ved utfor-
+skapets representant for kontraktene, vil de-
+ming og valg av løsninger vil resultater fra
+dikert personell ha ansvar for verifikasjon og
+denne forskning og utvikling bli benyttet i den
+oppfølging av hovedkontraktors aktiviteter i
+grad det er hensiktsmessig.
+henhold til prosjektets tilsynsplan og Statoils
+Utbyggingen er basert på kjent teknologi og
+styrende dokumenter.
+har av den grunn ikke definert spesiell tekno-
+Teamet vil fokusere på at leverandørenes leve-
+logiutvikling i prosjektgjennomføringsfasen.
+ranser møter krav i henhold til regelverket.
+Statoil vil gjennom regulære møter og på-se
+10.4 Prosjektgjennomføringsplan
+aktiviteter, følge opp HMS, kvalitet, framdrift
+Prosjektet er basert på oppstart av detalj og gjennomføringsplanen til kontraktorene.
+prosjekteringsstudier i forbindelse med
+Nær dialog med myndighetene, hovedsaklig
+inngåelse av intensjonsbrev med de valgte
+Petroleumstilsynet, Oljedirektoratet og SFT vil
+leverandørene i desember 2004. Disse
+være nødvendig.
+46
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+11 Avslutningsplan
+11.1 Innledning
+Produksjonen på Volve stenges ned når pro- Olje- og gasseksportrørledningene vil bli vur-
+sjektet gir negativ kontantstrøm. Basert på dert fjernet. På grunn av at rørene er nedgravd,
+forventningspriser og estimert produksjons- kan dette være vanskelig. Alternativ til fjer-
+profil vil dette skje etter ca. 5 års produksjon. ning og gjenbruk vil være å steindumpe rør-
+endene.
+Eierne i Volve kan avslutte kontrakten på
+innleie av Mærsk Inspirer og Navion Saga Plattformen vil plugge brønnene og fjerne
+med 6 måneders varsel forutsatt at total tid på produksjonstubing og foringsrør i henhold til
+feltet blir minimum 36 måneder. Basert på gjeldene regelverk.
+produksjonsutviklingen og oljepris vil tids-
+Plattformen vil sikre brønnene i henhold til
+punktet for kansellering endre seg. Melding
+eksisterende regelverk. Når sikring av brøn-
+om kansellering av kontrakt for å avslutte
+nene er utført vil kun borekaks med innhold av
+Volve produksjon vil bli tatt opp med myn-
+vannbasert slam ligge igjen på havbunnen.
+digheter i god tid. Hovedmålet er å oppnå en
+høyest mulig utvinning av feltet. Selve fjer-
+11.3 Kostnader ved nedstengning og
+ningen av installasjonene og nedstengning av
+fjerning
+brønner vil bli utført i henhold til gjeldende
+regelverk. Regelverket gir retningslinjer for De totale kostnadene for plugging av brønner
+både nedstengning av brønner og fjerning av er 93 Mill. NOK2005.
+installasjonene.
+Fjerning av oppjekkbar plattform, stigerør,
+rørledninger og ankere er estimert til 51 Mill.
+11.2 Produksjonsinnretningene NOK2005, basert på dagens ratenivå for de
+ulike fartøy som forventes benyttet.
+Når Volvefeltet ikke lenger kan drives øko-
+nomisk vil brønnene stenges ned. STL bøye
+med forankringsanlegg vil bli fjernet ved hjelp
+av et ankerhåndteringsfartøy.
+47
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+12 Økonomiske analyser og vurderinger
+12.1 Kostnader ved utbygging og drift
+Utbyggingskostnadene er utarbeidet i henhold kompensasjon og tariff for produsert olje og
+til Statoils retningslinjer og baserer seg på er- gass samt avtalt mobilisering og demobilise-
+faringer fra tidligere prosjekter og til- rings sum.
+buds/kontraktpriser fra kontraktørene/
+leverandørene. Kostnadene er delt opp i fire elementer:
+• investeringselement for oppjekkbar platt-
+form
+12.1.1 Investeringer
+• driftskostnader som dekker kontraktors
+Volve leiernes investeringer er hovedsakelig mannskap samt drift og vedlikehold
+knyttet til brønnkostnader (boring og komp- • investeringselement for lagerskip
+lettering) samt innkjøp av rørledninger, marine • driftskostnader for lagerskip
+installasjoner og mobilisering av bore-,
+produksjonsplattform og lagerskipet. Tabell Kontrakten baseres på 3 års leietid med 6 må-
+12.1 viser en oversikt over alle kostnadene. neders varsel om oppsigelse av kontrakt.
+Begge investeringselementene er oppgitt i
+Tabell 12.1 - Investeringer
+nominelle USD, dvs. de vil ikke bli infla-
+Investeringer i Mill. NOK2005 sjonsjustert. Prosess anlegget på Mærsk Inspi-
+Brønner 937 rer vil bli betalt via en enhetstariff gitt i
+Mobilisering plattform 291 forskjellige valutaer (NOK, EUR, USD/fat
+Eksport system inklusiv 391 olje ekvivalent.)
+lagerskip Driftskostnadene i kontraktene er gitt i
+Prosjektledelses-kostnader 349 respektive NOK, EUR, USD2004 og vil være
+inklusiv prosjektreserve gjenstand for lønns-/indeksregulering. I tillegg
+Totalt 1968 er det forutsatt at lagerskipet leies inn av eie-
+rne i Volve. Lagerskipets leiekostnader er gitt
+12.1.2 Leiekostnader for produksjonsfasili- i kontrakten med Teekay Norway. Leiekost-
+teter nader til kontraktor omregnet til USD/d er vist
+i tabell 12.2.
+Leiekostnader for Mærsk Inspirer med tilhø-
+rende utstyr og drift av anlegget er basert på
+kontraktspris fra Mærsk i form av fast dag rate
+Tabell 12.2 - Leiekostnader til kontraktor pr. dag i bore/produksjons periode (ikke inflasjonsjustert)
+Leie av oppjekkbare plattformen Mærsk Inspirer / lagerskipet Navion Saga
+Investeringselement plattform 92 500 USD NOM/dag
+Investeringselement lagerskip 38 590 USD NOM /dag i 3 år, deretter 18.076 USD NOM
+Drift- og vedlikeholdskostnader plattform 95 313 USD 2004/dag(borefase) /
+109 638 USD 2004/dag (bore & prod. fasen)
+72 467 USD 2004/dag (produksjonsfase)
+Drift- og vedlikeholdskostnader lagerskip 22 444 USD 2004/dag
+Tabell 12.3 - Leiekostnader til kontraktor pr. fat oljeekvivalenter (ikke inflasjonsjustert)
+Leie av 55 55 -65 65 -75 75 -85 deretter
+prosessanlegg millioner fat oe millioner fat oe millioner fat oe millioner fat oe
+2,75 USD 2,25 USD 2,0 USD 1,75 USD 1,50 USD
+nom/fat oe nom/fat oe nom/fat oe nom/fat oe nom/fat oe
+Side 48
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+merte kostnader som vil påløpe for å demobi-
+12.1.3 Operatørens driftskostnader
+lisere produksjonsinnretning og sikre brønn-
+ene er vist i tabell 12.5.
+Følgende driftskostnader vil måtte dekkes av
+Volve eierne i tillegg til leiekostnadene til
+Tabell 12.5 - Fjernings og pluggekostnader
+kontraktør, se tabell 12.4.
+Fjerning og pluggekostnader Mill. NOK 2005
+Tabell 12.4 - Operatørens årlige driftskostnad ved Fjerning av Jack-up/ FSU/Stigerør / 51
+platårate rørledninger
+Plugging av brønner 92
+Driftskostnader pr. 12. mnd produksjon i mill
+NOK 2005 Totalt 143
+Logistikk (helikopter, forsyning etc.) 31
+Operatørens driftsorganisasjon 37 12.1.5 Kostnadsprofil til de økonomiske
+Produksjonskjemikalier 12 beregninger
+Brønn intervensjonskostnader 27
+Estimert inntekstprofil er basert på 94 % re-
+Co2 – avgift / Nox avgift 19 gularitet. Utgiftene er antatt med samme re-
+Diverse 29 gularitet, men dag raten er inkludert med 365
+dager pr. år. Totale kostnader per år frem-
+Sum 155
+kommer i tabell 12.6.
+12.1.4 Fjernings - og pluggekostnader
+Når Volve feltet er ferdig produsert, det vil si
+når inntektene er mindre enn utgiftene (før
+skatt), vil feltets produksjon termineres. Esti-
+Tabell 12.6 - Kostnader pr. år, Mill. NOK (nominelle NOK)
+2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*) Totalt
+Brønner 7 67 828 189 1091
+Mob., undervannsutstyr, 156 720 876
+prosjektledelse
+Uforutsette kostnader 76 76
+Totale investeringskost- 163 863 828 189 2043
+nader
+Leie plattform og FSU 508 734 717 513 384 142 2998
+(investering) inklusiv tariff
+prosess anlegg /
+Leie plattform og FSU 157 250 261 268 275 116 1327
+(drift og vedlikehold)
+Statoil driftskostnader 5 32 170 165 167 168 173 74 954
+landstøtte
+Avslutningskostnader 61 61
+Plugging av brønner 110 110
+Totale drifts kostnader 5 32 835 1149 1145 949 832 503 5450
+Totale kostnader 168 895 1663 1338 1145 949 832 503 7493
+*) Utgiftene før skatt er høyere enn inntektene før skatt i mai måned 2012. Utgiftene i tabell
+12.6 i 2012 er derfor kun 5 måneders driftstid.
+Side 49
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+12.2 Økonomiske analyser
+12.2.1 Økonomiske forutsetninger
+Beregningene er utført med økonomiske
+forutsetninger som angitt i tabell 12.7.
+Tabell 12.7 - Økonomiske forutsetninger
+Økonomiske forutsetninger
+Forventet oljepris Brent blend USD/fat 22
+Lav prisbane USD/fat 2004 15
+"Forward" prisbane USD/fat nom. pr. 15.12.04 35 gjennomsnitt
+Pris-straff for Volve olje USD/fat 2004 3,3
+Valutakurs NOK/USD 6,75
+Inflasjon Norge og USA 2,5 %
+Produksjonsstart mars 2007
+En prisreduksjon i forhold til Brent Blend 12.2.2 Lønnsomhet
+skyldes at Volve har en olje med dårligere
+Tabell 12.8 viser lønnsomheten til prosjektet.
+teknisk kvalitet og lite total volum. På grunn
+Nåverdi etter skatt er beregnet på den totale
+av den korte produksjonstiden på Volve, er
+reelle kontantstrømmen til totalkapitalen som
+økonomisk produksjonstid regnet ut fra pro-
+følge av lånefinansiering (WACC).
+duksjon pr. måned. For basistilfellet resulterer
+det i en økonomisk produksjonstid på 63 må- Kontantstrømmene er diskontert til medio
+neder (gitt oljepris på 18,70 2004USD/fat i 2005.
+2012).
+I nåverdi beregningene etter skatt er det be-
+nyttet investerings ekvivalent metoden (kapi-
+taldelen av leieraten i forpliktet periode i 3 år).
+Tabell 12.8 - Lønnsomhet med forventningspris og 18,70 USD/fat
+Nåverdi (Mill. NOK 2005) og internrente
+Før skatt Etter skatt
+Prisbane NV 7% NV 8% IR %
+Forventet olje pris 18,7 USD/fat 2534 443 18,3
+”Forward” pris 15.12.04 5565 1196 38,7
+12.2.3 Nullpunktsprisen
+12.2.4 Kontantstrømsprofil
+Nullpunktsprisen (NPP) både 7% før skatt og
+Prosjektets kontantstrøm før skatt er vist i
+8% etter skatt er beregnet til 17,50 USD/fat
+figur 12.1.
+2004 for Brent Blend kvalitet.
+Før prosjektet har produsert i ett år, er estimert
+kontantstrøm positiv (tidlig år 2007). Dette
+skyldes rask utbygging og at kostnadene for
+leie av plattform og lagerskip ikke starter før
+produksjonen starter.
+50
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+Figur 12.1 - Kontantstrøm før skatt
+± 300 MNOK. I tillegg er effekt av eventuelt
+12.3 Prosjektusikkerhet behov for flere brønner vurdert.
+12.3.1 Usikkerhet i de økonomiske analyser Marked:
+Usikkerhet i markedet er belyst med å vise
+De viktigste forhold som påvirker resultatet av
+økonomiske resultatet med høy prisbane på 35
+de økonomiske analysene er usikkerhet innen
+USD/fat Brent blend og lav prisbane 15,0
+reservoar, kostnader og marked.
+USD/fat Brent blend.
+Reservoar:
+Reservoarusikkerhet er belyst med å benytte 12.3.2 Sensitivitet
+p90 og p10 produksjonsprofilene i øko-
+Resultat av de viktigste sensitivitetene er opp-
+nomiberegningene. Risiko knyttet til avleiring
+i reservoaret vurderes å resultere i produksjon summert i tabell 12.9.
+som ligger innen p90 - og p10-estimatene og Volve er sensitiv for oljepris, og er svakt neg-
+er ikke inkludert som egen sensitivitet. ativ ved lav prisbane. Med dagens priser er
+oppsiden i prosjektet stor.
+Kostnader:
+Usikkerhet i kostnadsestimat er inkludert i
+økonomiberegningene med oppside/nedside på
+Tabell 12.9 - Sensitiviteter økonomiberegninger (nåverdi)
+Nåverdi (Mill.NOK2005)
+Før skatt Etter skatt
+NV 7% NV 8%
+Volve med forventet oljepris på 18,7 USD/fat 2534 443
+Reservoar
+P90 produksjons profil 1520 203
+P10 produksjons profil 3677 718
+Kostnader
+Investerings kostnader + 300 Mill. NOK 2247 359
+Investerings kostnader - 300 Mill. NOK 2822 526
+2 ekstra brønner 2295 373
+Marked
+Prisbane 15 USD/fat brent blend -211 -233
+Prisbane 35 USD/fat Brent blend gj. snitt 5565 1196
+”forward” 15.12.04
+Side 51
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+13 Områdevurdering
+13.1 Innledning
+Volve har potensielle tilleggsvolumer i nær- fellen er dessuten avhengig av forkastnings-
+liggende strukturer som ligger både innenfor forsegling. Det er også muligheter for seg-
+og utenfor Volve definert område, ref figur mentering av strukturen slik at leting må fo-
+1.2. Tilgjengelighet av bore- og prosessutstyr regå stegvis, samtidig som det må være stor
+på Volve åpner for en kostnadseffektiv leting, fokus på at lete- og avgrensningsbrønner kan
+avgrensning og produksjon av olje i disse nyttes videre som produsent eller injektor-
+strukturene. Videre leting antas gjort seint i brønner.
+borefasen eller mens plattformen produsere på
+Vest for Volve og Volve Sør er Huginfor-
+platå slik at tilleggsvolum kan fases inn når
+masjonen kartlagt i en rekke mindre og til dels
+det er ledig kapasitet.
+roterte forkastningsblokker. Tilstedeværelsen
+I utbyggingsplanen for Volve er det bare lagt av olje her er avhengig av en olje/vann kontakt
+inn produksjon og kostnader knyttet til påviste som ligger vesentlig dypere enn det som så
+olje, letekostnader er holdt utenfor utbyg- langt er observert. Funnsannsynligheten er
+gingsplanen. derfor relativ lav. Muligheten for en dyp kon-
+takt kan avgrenses ved hjelp av et sidesteg på
+injektorbrønnen i vest. Gitt funn vil det kreves
+13.2 Tilleggsvolumer og avgrensnings-
+4-6 brønner å utvikle de vestlige prospekter.
+strategi
+På den vestlige delen av Volve pålappes
+I denne dokumentasjon er det bare tatt med
+strukturen av høyamplitude seismiske reflek-
+olje prospekter og ”leads” i borbar avstand fra
+torer internt i øvre Jura pakken. Noe tilsva-
+Volve installasjonen, se tabell og figur 13.1
+rende ses vest på Lokestrukturen, hvor brønn
+Volve Sør er en liten, men veldefinert struktu-
+15/9-C-2AH har påvist tilstedeværelsen av
+rell høyde mellom Volve og Sleipner Øst. Det
+porøs sandstein internt i Draupneformasjonen.
+er høy sannsynlighet for videre migrasjon av
+Migrasjonen av olje fra kildeområdet er dess-
+olje fra Volve inn i Volve Sør slik at funn-
+uten avhengig av å kunne foregå i lag av sand-
+sannsynligheten blir relativ høy. Gitt funn kan
+stein internt i Draupneformasjonen. Det er der-
+strukturen utbygges med en produsent og en
+for en viss sannsynlighet for at amplitudene i
+injektor. Det mest opplagte er å bore en dedi-
+vest representerer oljefylt sandstein, men det
+kert letebrønn fra Volve med mulighet for å
+har ikke vært mulig å fremstille et tilfredsstil-
+komplettere brønnen som produsent, gitt funn.
+lende kartverk og derfor er det heller ikke be-
+Theta Sør er en struktur på størrelse med regnet volum for dette prospekt. Øvre Jura
+Volve. Det er betydelig usikkerhet knyttet til prospektiviteten antas avgrenset i samme side-
+muligheten for migrasjon inn i strukturen og steg som nevnt ovenfor.
+Tabell 13.1 - Funnsannsynlighet
+Prospekt Funnsannsynlighet Ressurser Risk ressurser
+Volve Sør 0,56 5,9 3,3
+Theta Sør 0,22 27,5 6,1
+Vestlige prospekter 0,20 30 6
+Totalt - 63,4 15,4
+52
+Plan for utbygging og drift av Volve Februar 2005
+A
+Olje prospekter ”bak
+og ”leads”
+Volve
+Loke”
+Loke
+Western
+Prospects
+Volve Sør Theta Sør
+SLØ Hugin 2830 GVK
+Tidskart: Bunn
+Hugin
+Figur 13.1 Volve områdekart med prospekter og “leads”
+53
\ No newline at end of file