Plugging av brønner – Slik kutter bedre planlegging regningen

Verdens – og Norges – oljefelter begynner å bli gamle. Ikke så gamle at de ikke produserer, men gamle nok til at det er grunn til bekymring. For jo eldre et felt er, jo dyrere er det å produsere oljen og gassen. Det kommer dermed et punkt i en brønns liv hvor det ikke lenger er lønnsomt å drive den, og brømnen må plugges igjen og stenges ned. Dette er svært dyrt, og store deler av regningen må tas av skattebetalerne. Derfor har vi utviklet verktøy som gir betydelige kutt i regningen.

Dekommisjonering av olje- og gassbrønner

Når en brønn ikke lenger har livets rett kommer dekommisjoneringen, dvs. prosessen hvor brønnen plugges og forlates. Å plugge en brønn på en trygg og forsvarlig måte er kostbart, med strenge krav til utstyr, maskiner, fartøy og forsiktig arbeid, slik at brønnen ikke blir farlig for miljø og folk.

I Norge må myndighetene finansiere en del av pluggeprosessen, en kostnad som er estimert til flere hundre milliarder kroner for brønnene på norsk sokkel. Dette er en kostnad som til slutt må betales av oss – folket.

Derfor har vi i ECOPA-prosjektet forsket på hvordan de store pluggekostnadene kan reduseres ved hjelp av optimerings- og planleggingsmodeller. Vi har bevist at god planlegging og koordinering av delte ressurser (vi kommer tilbake til hva dette er) i dekommisjoneringsprosessen vil gi store kostnadskutt for både industri og myndigheter.

I Norge må myndighetene finansiere en del av pluggeprosessen, en kostnad som er estimert til flere hundre milliarder kroner.

Den store utfordring med dagens måte å plugge brønner

Brønner tilknyttet en plattform kan som regel plugges med utstyr man alt har om bord. Prosessen er derimot annerledes for havbunnsbrønner, som trenger fartøy, eller Mobile Offshore Units (MOU), til å utføre pluggeoperasjoner.

Det finnes flere typer MOU’er som kan brukes, avhengig av type operasjon, brønn, årstid og oseanografiske forhold. Oljeselskapene eier som regel ikke disse MOU’ene selv, men leier dem inn etter behov.

I praksis betyr dette at alle selskapene deler på ressursene. Dette gjør at alt ikke er tilgjengelig akkurat når en brønn ønskes plugget. Det å leie, flytte, bruke, og generelt planlegge når MOU’er trengs og når de kan brukes, er derfor et komplekst optimeringsproblem hvor flere interesser kolliderer og hvor beslutningene er begrenset av mange faktorer.

Slik kutter bedre planlegging regningen

Et slikt problem kan angripes på flere nivåer eller langs ulike dimensjoner. Vi har delt analysene i tre nivåer:

• Strategiske beslutninger: Hvor lenge skal en installasjon drives, når skal brønnene plugges, osv.? Denne dimensjonen blir i stor grad påvirket av olje- og gassprisene, samt grunnlaget av gjenværende ressurser. Den kan best studeres med langsiktige investeringsmodeller som tar hensyn til usikkerhet i disse førnevnte parameterne.
• Taktiske beslutninger: Når flere brønner skal plugges og forlates samtidig i en pluggekampanje, hva er de best mulige tidspunktene og rekkefølgen for gjennomføring? Her er tilgang på utstyr begrenset og dyrt, og tidsvindueneer i mange tilfeller begrenset på grunn av været. Matematiske optimeringsverktøy basert på nettverksmodellering er egnet til å se på disse spørsmålene.
• Operasjonelle beslutninger: Hvilken type plugg, sement, utstyr og MOU/fartøy trengs for å plugge en bestemt brønn, hvor mye koster den, hvor trygt er det, osv.? Slike aspekter kan ofte best besvares av folk med teknisk kunnskap og erfaring fra oljeindustrien.

Når det gjelder løsningsmetoder, så utviklet Steffen Bakker i sitt PhD-arbeid ved NTNU en rekke modellformuleringer.

Det taktiske problemet som ser på planlegging av pluggekampanjer ble formulert som en variant av problemet kjent som reisende handelsmanns-problemet. Her brukes algoritmer basert på optimering i grafer til å finne den best mulige ruten som MOU’er av forskjellig type må følge for å plugge flere felt på den raskeste og billigste måten.

Læring, dvs. måten systemene blir raskere og billigere på jo mer erfaring man høster, er vanskelig å modellere matematisk. Men i ECOPA har vi utviklet en metode på hvordan dette kan innpasses i nettverksmodeller. Ulike analyser innenfor dette rammeverket viser at bruken av optimeringsverktøy ved planlegging av store pluggekampanjer kan medføre innsparinger på et betydelig antall millioner kroner på norsk sokkel. Dette vil gi oljeselskapene en gevinst som også vil komme det norske folk til gode.

I tillegg ble det utviklet et avansert verktøy basert på stokastisk dual-dynamisk heltallsoptimering til å svare ut det strategiske spørsmålet om når det er lønnsomt å dekommisjonere et felt. Dette spørsmålet blir mer og mer pressende med de nåværende prisnivåene og minkende fortjenestemargin. Vi mener at spørsmålet ikke er godt nok studert hverken i litteraturen eller i praksis. Men, vi har klart å analysere en realistisk casestudie med en høy opplysning av de usikre parameterne. Her har vi funnet at planleggingsmetoder som tar hensyn til usikkerhet, presterer signifikant bedre enn tradisjonelle deterministiske metoder.

Vi har observert at utsettelse av nedstenging kan være lønnsomt på marginale felt, pga. de høye dekommisjoneringskostnadene og diskonteringseffektene. Dette kan føre til en opphopning av pluggearbeid i framtiden. Allikevel blir det optimale nedstengingstidspunktet påvirket av andre faktorer også. For eksempel kan en nedgang i brønnintegritet (for eksempel hvis en brønns geologi er skadet) være en grunn til å påskynde plugging.

[blue_box]

ECOPA prosjektet er finansiert av NFR (prosjektnummer 247589) gjennom sine Petromaks2 og Petrosam2 programmer. NTNU IØT var hovedaktøren innenfor modellutvikling, mens SINTEF Industri bidro med kompetanse i optimering og erfaringer fra oljesektoren.

[/blue_box]

Forfattere: Gerardo A Perez-Valdes, Truls Flatberg og Steffen Bakker