Geologi og reservoar – Statfjord
Søk... Søk
close
Gå til innhold
menu
close
Industriminne Statfjord
Et dokumentasjonsprosjekt fra Norsk Oljemuseum
English
Norsk
searchSøk
Historie
Økonomi og samfunn
Arbeidsliv
Drift
Feltet
Hjem
Søk
Søk
Hjem
Feltet
Drift
Arbeidsliv
Økonomi og samfunn
Historie
Meny
Geologi og subsea
Publisert 29. mai 201814. januar 2020 av
Geologi og reservoar
person Harald Tønnesen, Norsk Oljemuseum
Statfjordfeltets reservoarer ligger på mellom 2 330 og 2 830 meters dyp og er seks kilometer bredt og 24 kilometer langt. Det består av to store og et mindre reservoar; Brentgruppen, Dunlingruppen og Statfjordformasjonen. Øverst ligger Brent som er det største med 75 prosent av de opprinnelige reservene.
— Statfjord A i produksjon. Illustrasjon: Alf Magne Pettersen
© Norsk Oljemuseum
De oljeproduserende lagene i Brent er avsatt i perioden midtre jura og i Statfjordformasjonen er de avsatt i nedre jura og øvre trias, det vil si for om lag 170 – 210 millioner år siden. Formasjonen som reservoarene ligger i heller 6-7 grader ned mot vest og er avgrenset mot øst med et forkastningssystem. Takbergarten som holder oljen og gassen på plass er skifer fra øvre jura til kritt.
Brentgruppen består av sandstein og er delt opp i fem mindre formasjoner og disse er igjen gruppert i øvre og nedre Brent. Permeabiliteten (hvor lett olje og gass strømmer gjennom bergarten) er best i Tarbert- og Etive- formasjonene, mens porøsiteten (hvor mange prosent hulrommene utgjør av totalvolumet i en bergart) er gjennomsnittlig svært god.
Statfjordformasjonen har fra bunnen og opp en blanding av sandstein, siltstein og skifer. Reservoaret er delt inn i tre soner. Porøsiteten er gjennomsnittlig god, mens permeabiliteten er best i den øverste delen av Nansenformasjonen.
geologi og reservoar, illustrasjon
Forenklet snitt av Statfjordreservoaret
Tidlig utvinningsstrategi
I de første 28 årene gikk utvinningsstrategien ut på å opprettholde trykket ved hjelp av vann- eller gassinjeksjon samtidig som en drenerte reservene i hovedstrukturen på Statfjordfeltet.
I Brentgruppen kom vanninjeksjonen i gang i 1981 og 1982 i henholdsvis nedre og øvre Brent. Denne ble assistert av VAG (alternerende vann- og gassinjeksjon) fra 1997 til 2008 da Statfjord senfase ble satt i gang.  Produksjonsbrønnene ble plassert i den øvre østre delen av formasjonen.
Før rørledningen for gasseksport kom i drift, ble produsert gass reinjiseret i Statfjordformasjonen mens oljeproduksjonen pågikk for fullt. Oljeproduksjonen ble holdt høy for å kunne gi plass til gassen. I 1986 startet eksporten av gass gjennom Statpipe og den britiske FLAGS rørledningen. For å kompensere for den manglende trykkstøtten fra gassinjeksjonen, startet de i 1997 vanninjeksjon i kombinasjon med VAG også i Statfjordformasjonen. Utfordringen ble etter hvert å bore nye produksjonsbrønner for å finne lommer med olje lenger øst der feltet var sprukket opp i mindre forkastninger.
Andre felt fases inn
Etter hvert som produksjonen fra Statfjord ble redusert, ble det ledig prosesseringskapasitet på plattformene som kunne utnyttes ved at produksjonen fra nærliggende felt ble sendt til Statfjord. Således er olje og gass fra Snorre A koblet inn mot Statfjord A mens satellittene Statfjord Nord, Statfjord Øst og Sygna er koblet opp mot Statfjord C.
Statfjord Senfase
For å utvide produksjonstiden for Statfjordfeltet ble utvinningsstrategien endret. En valgte å produsere all tilgjengelig gass ved å senke trykket. Denne nye strategien fikk navnet Statfjord Senfase og vil etter planen føre til at utvinningsgraden for gass øker fra 53 prosent til 74 prosent og olje fra 65 prosent til 68 prosent. Samtidig øker feltets levetid med 20 år til 2030. Statfjord Senfase-prosjektet ble godkjent av partnerne og myndighetene i 2005, og i 2007 ble den nye strategien tatt i bruk for Statfjordformasjonen og i 2008 for Brentgruppen.
Omtrent 80 brønner blir boret eller rekomplettert som en del av Statfjord Senfase. Mange av disse vil være sidesteg til nye områder. For å kunne produsere ved lavere reservoartrykk, er det behov for gassløft og sandkontroll i nesten alle brønnene. Nedihulls elektriske pumper vil bli installert mot slutten når gassløft ikke lenger er virkningsfullt.
En ny rørledning som kalles Tampen Link er lagt fra Statfjord B til den britiske FLAGS rørledningen for å kunne ta imot og eksportere de større gassvolumene til St Fergus i Skottland.
Kilder:
Main considerations in develoment of Statfjord Field, H. Ager-Hansen, Statoil and J. Medley, Mobil
Statfjord Field: Field and Reservoir Management Perspectives, Atle Aadland, Olav Dyrnes and S.R. Olsen, SPE and O.M. Drønen, Statoil A/S.  SPE Reservoir Engineering , August 1994
Increasing economic recovery by synergetic development of neighbouring fields in the Norwegian Continental Shelf. Adolfo Henriquez, Øystein Arvid Håland, Stein Børre Torp (Statoil) 2001
Turning a North Sea Oil Giant into a Gas Field – Depressurization of the Statfjord Field, R. Boge, SPE, S.K.Lien, A. Gjesdal and A.G. Hansen, SPE, Statoil.  SPE 96403 2005
The use of sea water tracer as a tool for history matching of the Statfjord Fm simulation Model. Master Thesis, Henriette Strøm, 2010
Triassic lithostratigraphy of the Northern North Sea Basin. Kjell-Sigve Lervik – Norwegian Journal of Geology 2006
Relaterte medier:
stars
...
stars
...
Kun tilgjengelig på norsk
stars
...
stars
...
stars
...
stars
...
Kun tilgjengelig på norsk
stars
...
Kun tilgjengelig på norsk
navigate_before navigate_next
Fotnoter
Lenker
Expand +
Collapse -
Publisert 29. mai 2018   •   Oppdatert 14. januar 2020
Share this:
Click to share on Facebook (Opens in new window)
Click to share on LinkedIn (Opens in new window)
Click to share on Twitter (Opens in new window)
Mer om geologi og subsea
Feltet: Geologi og subsea
Statfjord subsea
I 1976 og 1977 ble det gjort to funn henholdsvis 5 og 22 km nordøst og nord for der hvor Statfjord C ligger i dag. Disse satellittfeltene som var langt mindre enn Statfjord, men likevel langt fra ubetydelige av størrelse, ble godkjent utbygd med havbunnsbrønner av Stortinget 11. desember 1990.
Feltet: Geologi og subsea
Snorre tie-in
I august 1987 sendte Saga Petroleum, på vegne av partnerne i lisens 057 og 089, en plan for utbygging og drift av Snorrefeltet til Olje- og energidepartementet. For å oppnå kostnadsbesparelser skulle oljen bli sluttprosessert, lagret og lastet på Statfjordfeltet. Den foreslåtte plattformen skulle ha prosessanlegg for å kunne stabilisere olje og gass ved å senke trykk og temperatur på brønnstrømmen. Gassen som var innblandet i oljen fra Snorre skulle selges til Statfjordgruppen som drivstoff og for å erstatte reduksjonen fra Statfjordfeltets egen gassproduksjon.
© Norsk Oljemuseum
close Lukk
Legg igjen en kommentar Avbryt svar
Din e-postadresse vil ikke bli publisert. Obligatoriske felt er merket med *
Kommentar
Navn *
E-post *
Nettsted
Lagre mitt navn, e-post og nettside i denne nettleseren for neste gang jeg kommenterer.
Notify me of follow-up comments by email.
Notify me of new posts by email.
Innleggsnavigasjon
Forrige innleggTidligere Bøyelasting eller oljerør?
Neste innleggNeste Gass via Kårstø til kontinentet
Søk... Søk
Siste innlegg
Feltutvikling fra 1970 til 2010
SAR-helikopter på plass
Norsk plattformsjef!
Mellbye-utvalget
Felt versus bedrift
Siste kommentarer
Arkiv
januar 2020
desember 2019
november 2019
oktober 2019
august 2019
januar 2019
juli 2018
mai 2018
april 2018
september 2017
juni 2017
Kategorier
Annet: Informasjon
Arbeidsliv: Fagforeninger
Arbeidsliv: Hendelser
Arbeidsliv: Organisasjon
Drift: Prosess
Drift: Videreutvikling
Feltet: Geologi og subsea
Feltet: Statfjord A
Feltet: Statfjord B
Feltet: Statfjord C
Historie
Økonomi og samfunn: Økonomi
Økonomi og samfunn: Samfunn
Meta
Logg inn
Innleggsstrøm
Kommentarstrøm
WordPress.org
Statfjord
Et dokumentasjonsprosjekt fra Norsk Oljemuseum
© 2022 Industriminne Statfjord. Alle rettigheter reservert.PersonvernerklæringNettstedkartOm prosjektet Data sist synkronisert 2022-07-18 15:08:48