Ekofiskfeltet

Ekofiskfeltet er et olje- og gassfelt i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen. Feltet ble funnet av Phillips Petroleum Company høsten 1969 og var det første som kom i produksjon på norsk sokkel. I 1969 var det også det største kjente oljefeltet funnet til havs.
Feltet er et knutepunkt for petroleumsaktiviteten i sørlige Nordsjøen, ved at omkringliggende felter benytter seg av infrastrukturen som knytter Ekofisk til kontinentet og Storbritannia. Feltene som sammen utgjør det som kalles Ekofiskområdet er Albuskjell, Cod, Edda, Ekofisk, Eldfisk, Tor og Vest Ekofisk. Gass og olje fra alle feltene i Ekofiskområdet blir sendt til lands via Norpipe: oljen til Teesside i England og gassen til Emden i Tyskland.
Havdybden i området er 70–75 meter.
Reservoaret ligger i en antiklinal orientert nord-sør på et dyp rundt 3 000 meter under havoverflaten. Det er dannet av kritt-sedimenter, avsatt i de geologiske periodene kritt og tertiær. Et naturlig sprekksystem forårsaket av en underliggende saltdom bidrar til gode produksjonsegenskaper. Råoljen fra Ekofisk har et svært lavt svovelinnhold.
Funnet av det store gassfeltet Groningen på nederlandsk sokkel i 1959 gjorde at flere av de store selskapene var interessert i å lete i Nordsjøen. I engelsk sektor av Nordsjøen startet leting etter olje og gass i 1964, noe som førte til funn av gassfeltene West Sole i 1965, Leman tidlig i 1966, Indefatigable i midten av 1966, Hewett sent i 1966 og Viking i 1968.
Genevekonvensjonen av 1958 hadde skissert grunnleggende prinsipper for delingen av kontinentalsokkelen, men ytterligere forhandlinger var nødvendige før landene rundt Nordsjøen ble enige om rettighetene til hvert land. I 1965 inngikk Norge avtaler med Danmark og England om delelinjer, der en ble enige om å følge midtlinjeprinsippet.
I første halvdel av 1960-tallet utførte flere selskap seismiske undersøkelser i Nordsjøen. Undersøkelsene bekreftet av sedimentære strukturer bredde seg nordover i Nordsjøen og ga mulighet for forekomster av gass og olje.
Våren 1965 utlyste det norske Industridepartementet 278 blokker for leting i norsk sektor av Nordsjøen.
Konsesjon til leting og prøveboring ble gitt til ni industrigrupper i august 1965, i tilsammen 78 blokker. Blant de store aktørene var Esso, Shell, Gulf og Caltex-gruppen (Texaco og Chevron). Fra norsk side var Norsk Hydro med i Petronord-gruppen, sammen med blant annet franske Elf. Esso var først ute med boring, da plattformen Ocean Traveler startet boring på blokk 8/3 den 19. juli 1966.
Den såkalte Phillipsgruppen (Phillips Group Norway) søkte om lisens på blokkene 7/8, 8/1, 16/11, 17/12, 8/8, 8/10 and 8/11 samt 1/5, 2/4, 2/7 og 7/11. Gruppen var i 1967 sammensatt av de følgende selskapene:
De seks siste selskapene, franske og norske, utgjore Petronord-gruppen.
I enkelte brønner på Cod-feltet hadde Phillips funnet spor av olje og gass, men fram til sommeren 1969 var det ikke funnet drivverdige funn i norsk sektor. Det var da boret tilsammen 32 brønner i norsk del av Nordsjøen. Selskap som Elf, Shell og Phillips gjorde forberedelser for å trekke seg ut av oljeletingen. For Phillipsgruppen gjensto imidlertid én brønn på boreprogrammet, som selskapet var forpliktet til å gjennomføre. Kontrakten som Phillipsgruppen hadde med riggselskapet Odeco var også slik kostnaden var den samme enten riggen Ocean Viking boret eller ikke. Phillips bestemte seg derfor å bore den første brønnen i blokk 2/4, der seismikken viste en struktur over en saltdom. En stor gasslomme gjorde boringen problematisk, og det måtte foretas flere boringer ut over høsten. I brønnen som da ble kalt 2/4-1AX (senere omdøpt til 2/4-2) ble det funnet indikasjoner på olje i et 215 meter langt intervall, som startet på et dyp omkring 3050 meter under sjøbunnen. Lille julaften 1969 fikk Industridepartement melding om at brønntestene viste et gigantfunn. Nyheten om størrelsen på funnet ble imidlertid ikke offentliggjort før i juni 1970. Aftenposten hadde på førstesiden 2. juni overskriften «Nordsjøfunnet over all forventning. Prøveresultat: Et gigant-felt». Den daglige produksjonen fra hver brønn på feltet ble anslått til å kunne være mellom 8000 og 10000 fat. Forventet utvinningsgrad ble estimert til å ligge mellom 15 og 22 %.
De nærliggende feltene Vest Ekofisk, Eldfisk og Tor ble alle funnet i 1970. Edda sørvest for Ekofisk og Albuskjell i nordvest ble begge funnet i 1972.
De tildelte blokkene ble av Phillips i letefasen gitt navn i alfabetisk rekkefølge, og meningen var å gi feltene fiskenavn. Da det ble gjort funn i blokk C, brukte en navnet Cod, engelsk for torsk. Å finne en fisk på bokstaven E var imidlertid vanskeligere, da Eel (ål) alt var brukt for en struktur på blokk 2/7. En ansatt ved Phillips-kontoret i London, Earl Walters, foreslo da Ekofisk, og dette navnet ble sittende.
Tillatelse til prøveproduksjon ble gitt 2. april 1971. Et offentlig utvalg som skulle forhandle om produksjonsavgift til den norske stat ble nedsatt samme dag. Statsminister Trygve Bratteli åpnet produksjonen offisielt på den flyttbare riggen Gulftide 9. juni, men på grunn av tekniske problemer kom ikke produksjonen i gang før 15. juni. Gulftide var den første mobile riggen i verden som ble brukt til offshore produksjon, og ikke bare til boring og testing.
Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent 1. mars 1972.
I den første produksjonsperioden ble volumene sendt til tankskip, via to lastebøyer (SMBs = Single Bouy Moorings) forankret på havbunnen og plassert henholdsvis 2,4 og 2,8 kilometer fra Gulftide. Værforholdene i Nordsjøen ga imidlertid problemer med å få oljen fra rigg til skip, og produksjonen måtte ofte stanses. Løsningen ble å konstruere en bunnfast tank med rom for store volum olje under plattformen.
Ekofisktanken var den første i en rekke av betong-konstruksjoner for Nordsjøen. Tanken var utviklet av norske ingeniører og hadde en revolusjonerende design. Tidligere konstruksjoner på andre felt til havs hadde vært dominert av stål. Byggingen av Ekofisktanken startet i Jåttåvågen i Stavanger i juni 1971, med planlagt ferdigstillelse 1. august 1972. På grunn av usikkerhet knyttet til styrken i konstruksjonen sprakk tidsplanen med nesten ett år; tanken ble installert på feltet i juli 1973. Ni lagerceller er plassert i midten av tanken, og rundt disse er det en vegg med store huller som fungerer som bølgebryter. Tilsammen kan tanken romme 160 000 m³.
I januar 1972 var fire brønner i produksjon.
Feltet ble produsert med lastebøyer fram til april 1974. I 1971 var arbeidet begynt med å bygge og installere tre boreplattformer, A, B og C, én produksjonsplattform FTP (Field Terminal Platform) og et flammetårn.
Et offentlig utvalg (Ekofisk-utvalget) var nedsatt av Industridepartementet alt i 1970 for å utrede alternative muligheter for ilandføring av oljen. Arbeidet ble avsluttet i februar 1972, med en konklusjon om at markedet ikke var tilstrekkelig stort til å forsvare en ilandføring i Norge. Dybden på Norskerenna ville også være en stor teknisk utfordring. Utvalget anbefalte derfor at en fulgte Phillips' ønske om en ilandføring av oljen i Teesside i England, der selskapet hadde et raffineri. Avstanden til Teesside fra Ekofisk er 345 kilometer, og det var knyttet betydelig økonomisk og teknisk risiko til arbeidet med å legge rørledningen også til Teesside.
Selskapet Norpipe a.s. som fikk ansvaret for å legge rørledningen var eid 50/50 av Phillipsgruppen og Statoil. Arbeidet med leggingen til Teesside startet i mai 1973 og ble fullført i mai 1974. Legging av gassledningen til Emden i Tyskland startet i april 1974 og avsluttet i august 1977. Avstanden til Emden er 420 kilometer.
De omkringliggende feltene i Ekofiskområdet ble alle knyttet til Norpipe, gjennom rørledninger til et felles prosesseringsanlegg på Ekofisk FTP. I 1981 ble også Valhallfeltet utenfor Ekofiskområdet koblet til Norpipe, via Ekofisk.
For å øke utvinningen ble det i 1974 installert kompressorer for re-injeksjon av gass. Kompressorene kunne generere et injeksjonstrykk på 9 200 psia (ca 634 bar), noe som på installasjonstidspunktet var verdensrekord. Den første installasjonen var fullført i juni 1974, men en redesign ble nødvendig på grunn av vibrasjoner i installasjonen. Det tilpassede utstyret kom i drift i februar 1975, men kunne da ikke nå det opprinelige maksimale injeksjonstrykket. Injeksjonsegenskapene (injektiviteten) til brønnene var imidlertid bedre enn først antatt, så det ekstra høye injeksjonstrykk viste seg unødvendig.
Våren 1981 ble det startet et pilotprosjekt med vanninjeksjon, ved hjelp av én injektor og tre produsenter. Formålet var å se om vanninjeksjon kunne brukes for å opprettholde trykket i reservoaret, for dermed å øke utvinningen. Det var knyttet betydelig usikkerhet til hvordan kritt-reservoaret ville oppføre seg under injeksjon av sjøvann. I 1983 godkjente myndighetene en plan for vanninjeksjon.
Ekofisk 2/4 K er hovedinstallasjonen for vanninjeksjon og har vært i drift siden 1987.
22. april 1977 var det en ukontrollert utblåsning fra Ekofisk 2/4 B. Bravo-utblåsningen pågikk i åtte døgn før det lyktes amerikanske brønndrepere å stoppe oljestrømmen. Denne utblåsningen er fortsatt det største oljeutslippet på norsk sokkel.
På nabofeltet Edda inntraff det en katastrofe 27. mars 1980, da den halvt nedsenkbare boligplattformen Alexander L. Kielland kantret i uvær. 123 av de 212 om bord omkom.
I mai 1990 mistet en mekaniker livet i en arbeidsulykke på Ekofisk 2/4 W.
8. juni 2009 kjørte brønnstimuleringsfartøyet «Big Orange XVIII» i høy fart og uten kontroll inn i et område med flere plattformer. Skipet var bare få meter fra å kollidere med plattformer der hundrevis av oljearbeidere lå og sov. 2/4-W (Whisky-plattformen) måtte i etterkant rives pga. av sammenstøtet.
I løpet av 1984 begynte en å registrere en innsynkning av havbunnen på feltet, forårsaket av trykkfallet i reservoaret generert av produksjonen. En plastisk deformasjon av kritt-bergarten i reservoaret hadde ført til at mange porer hadde kollapset. Sammentrykningen av reservoaret hadde blitt transportert til overflaten av de mellomliggende bergartene. Innsynkningen var merkbar i et område rundt plattformen med en diameter på 6 kilometer, med en endring på 1 - 2,5 meter. I 1985 begynte et systematisk program for å overvåke innsynkningen og forberedelser for å sikre installasjonene mot effektene.
Basert på observasjoner og teoretiske modeller ble det anslått at en oppjekking av plattformene på 6 meter ville være tilstrekkelig for å kompensere for eksisterende og framtidig innsynkning. Oppjekking av samtlige stålplattformer ble utført i 1987, i to operasjoner uten at produksjonen stanset. Ekofisktanken (2/4 T) fikk i 1989 montert en ekstra beskyttelsesvegg.
Innsynkningen har vært på opptil 0,4 meter per år, men vanninjeksjon i reservoaret har nå redusert innsynkningen til 0,1 meter per år. I 2020 oppgir Oljedirektoratet at samlet innsykning er på over 10 meter midt i feltet og er ventet å fortsette, om enn i mindre omfang.
De nyere plattformene på senteret (2/4 X, 2/4 J, 2/4 M, 2/4 Z og 2/4 L) ligger betydelig høyere over sjøoverflaten enn den gamle delen av komplekset. Operatøren planlegger videre utbygging av komplekset for å erstatte eldre plattformer og sikre produksjonen ut lisensperioden (2028).
I 2010 ble det installert et system for permanent seismisk monitorering på havbunnen på Ekofisk, kalt Ekofisk LoFS (Life of Field Seismic). Over 200 kilometer med seismisk kabel med tilsammen 4000 sensorer er lagt ut på havbunnen og dekker et område på over 60 kvadratkilometer over feltet. I løpet av 2010-2013 ble det samlet inn seks «årganger» av seismiske data. En sammenstilling av disse kan brukes til å kartlegge endringer i trykk- og væskeforhold i reservoaret, i såkalt 4D-seismikk.
Ekofisk-reservoaret ligger i Sentralgraben på omkring 3000 meters dyp, i en nord-sør-orientert antiklinal over en saltdom.
Reservoaret er delt i Ekofisk-formasjonen og den underliggende Tor-formasjonen. Mellom disse to produserende formasjonene ligger et 15-30 meter tett lag. Cirka 2/3 av det produserende volumet er i Ekofisk-formasjonen.
I sen jura var Sentralgraben under innsynkning, og det ble avsatt tykke lag sedimenter av marine leire. Disse avsetningene satte igang svelling av underliggende salt, som trengte opp i saltdomer. Både innsynkning og salt-inntregning fortsatte i den etterfølgende kritt-perioden, da det i de siste tidsavsnittene ble avsatt biogen kalk.
Tor-formasjonen er avsatt i tidsperioden maastricht i sen kritt. Reservoartykkelsen er omkring 60 meter. Ekofisk-formasjonen er avsatt i tidsperioden danian i tertiær. Reservoartykkelsen er omkring 120 meter. Begge formasjoner består av karbonatsedimenter.
Kalksedimentene består i all hovedsak av mikritt, en mikrokrystallinsk kalkslam med en kornstørrelse på mindre enn 4 mikrometer. Disse sedimentene er dannet av plankton som har levd i det tempererte havet og blitt avsatt på havbunnen. Den dominerende plankton-typen er coccolithophorider.
Trass i den mikroskopiske kornstørrelsen på det avsatte kalkslammet er porøsiteten på Ekofisk god, med en gjennomsnittlig verdi på omkring 32 %. Dette er uvanlig høyt for en så dyptliggende formasjon og skyldes antagelig en kombinasjon av overtrykk i reservoaret, magnesium-rik reservoarvæske og tidlig inntrengning av petroleum.
Permeabiliteten i bergarten er generelt lav, med verdier i intervallet 0,1 - 10 milliDarcy. Et naturlig sprekksystem bidrar imidlertid til at den effektive permeabiliteten er betydelig større, og testverdier på opp til 200 milliDarcy er observert. Oppsprekkingen øker med økende dyp og er størst i Tor-formasjonen. I Ekofisk-formasjonen er sprekkene dannet tektonisk, mens i Tor-formasjonen er de primært dannet i tilknytning til stylolitter. Kartlegging av sprekkfordeling og sprekkgeometri er basert på kjerneprøver fra brønnene, sammen med en analyse av spenningsforhold i reservoaret.
Tektoniske sprekker er plane og har en helning fra nær vertikale til omkring 65°. Lengden kan være titals meter, mens høyden er anslått til å være 3-4 meter. Avstanden mellom hver sprekk er antagelig under én meter i hele feltet. Strøkretningen til disse sprekkene er hovedsakrlig nord-øst/syd-vest.
Kildebergarten til oljen i Ekofisk-feltet er den underliggende Kimmeridge-skiferen fra jura-alder.
Oljen i Ekofisk er en lett undermettet råolje med API-gravitet 36 og et initiell gass/olje-forhold på ca. 272 Sm³/Sm³. Svovelinnholdet er lavt, 0,1-0,2 %.
I startfasen ble reservoaret produsert bare ved hjelp av trykkavlasting. Initielt trykk og temperatur var ca. 491 bar og ca. 131 °C. Oljen var undermettet, slik at det ikke var fri gass i reservoaret, og boblepunkttrykket var ca. 382 bar.
I tidligfasen var forventet utvinning anslått til å ligge mellom 15 og 22 %. Etter dette har en igangsatt injeksjon av både gass og vann for å øke utvinningen, og endelig utvinningsgrad er i 2020 estimert til over 50 %. Også kompaksjonen av reservoaret har bidratt positivt til produksjonen.
I 2020 er omkring 250 brønner i produksjon på feltet. Nesten 100 brønner brukes til vanninjeksjon og fire brønner til gassinjeksjon. Boring av brønner pågår fremdeles.
I det tette krittreservoaret foregår mesteparten av væskeflyten i sprekksystemet, som er dannet naturlig i reservoaret. Gass og olje strømmer fra selve bergarten, referert til som matriks, og ut i sprekksystemet, der den transporteres videre mot brønnene. Kartlegging av sprekksystemet, med sprekktetthet og sprekkorientering, er derfor svært viktig for å forstå og forutsi oppførselen til reservoaret.
Under vanninjeksjon vil også vannet primært følge sprekksystemet, men vil «suges opp» i matriks ved hjelp av spontan kapillar imbibisjon og fortrenge oljen. Dette er samme effekt som når væske suges opp i en sukkerbit som dyppes i kaffe, og der kaffen erstatter den opprinnelige luften i sukkerbiten. Også tetthetsforskjeller mellom væskene gass, olje og vann er viktige for dynamikken i utvekslingen i reservoaret. Fuktegenskaper til bergarten og overflatespenning mellom væskene er viktige for å forstå prosessene. Vanninjeksjon ble først satt i gang i den underliggende Tor-formasjonen, der reservoaregenskapene så ut til å være best egnet for slik injeksjon. I løpet av 1986-1988 gjennomførte en også utprøving av vanninjeksjon i Ekofisk-formasjonen, og gode resultat gjorde at en utvidet vanninjeksjon til å omfatte begge formasjonene. Resultatene fra feltet har vist seg langt bedre enn en først forutså fra eksperiment og målinger i laboratoriet.
Etter mange år med vanninjeksjon er utfordringen nå å identifisere gjennværende lommer av olje i reservoaret, samt å håndtere den økende mengden av produsert vann.
Ekofiskfeltet består av mange plattformer som er knyttet sammen med gangbroer (komplekset), og noen som er frittliggende. Med unntak av Ekofisk 2/4 T (tanken) står de på stålrørunderstell. Tabellen under viser en oversikt over de forskjellige plattformene. Kolonnen «Operatør» refererer til operatørselskapet ved driftsstart.
I tillegg var det to separate fakkeltårn forbundet med komplekset via gangbroer. Det ene (Ekofisk SF) lå sør for Ekofisk 2/4 W, og det andre (Ekofisk 2/4 NF) lå nord for Ekofisk 2/4 R. Etter at plattformen Ekofisk 2/4 J med integrert fakkeltårn ble satt i drift i 1998, ble disse fakkeltårnene etterhvert tatt ut av bruk. Begge er nå fjernet. Sørfakkelen ble fjernet som en del av sikringen av den sørlige delen av komplekset etter kollisjonen mellom med forsyningsfartøyet Big Orange og 2/4 W i 2009.
Det har også vært en rekke flyttbare plattformer på Ekofiskfeltet i kortere eller lengre tid. De fleste har vært oppjekkbare plattformer, men noen har vært halvt nedsenkbare plattformer. De har vært der for leteboring, produksjonsboring, plugging av brønner eller som floteller.
I 2001 tok Riksantikvaren initiativet til å dokumentere Ekofiskområdet som et industrielt kulturminne. Arbeidet har blitt utført som et samarbeidsprosjekt mellom ConocoPhillips, Norsk Oljemuseum, Statsarkivet i Stavanger og Nasjonalbiblioteket. Utstillingen er tilgjengelig ved besøk i Norsk Oljemuseum og på et eget nettsted.