BRIA-prosjektet: Nye horisonter i historisk lisens Norsk ... - ExxonMobil
BRIA-prosjektet: Nye horisonter i historisk lisens Norsk ... - ExxonMobil
BRIA-prosjektet: Nye horisonter i historisk lisens Norsk ... - ExxonMobil
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
Tekst: Elisabeth<br />
<strong>BRIA</strong>-<strong>prosjektet</strong>:<br />
<strong>Nye</strong> <strong>horisonter</strong> i <strong>historisk</strong> <strong>lisens</strong><br />
Det er langt fra solnedgang i <strong>lisens</strong> nummer 1<br />
– det første oljefunnet på norsk kontinentalsokkel.<br />
Nå kan <strong>BRIA</strong>-<strong>prosjektet</strong> (Balder Ringhorne<br />
Integrated Area Project) føre til ytterligere<br />
større investeringer, økt oljeutvinning og<br />
videre forlengelse av feltets levetid, langt<br />
utover 2025.<br />
<strong>ExxonMobil</strong> var den første operatøren som fant petroleum<br />
utenfor Norge i <strong>lisens</strong> nummer 1 i 1967. I flere tiår var ikke<br />
petroleumsreservene kommersielt lønnsomme, men teknologiske<br />
nyvinninger gjorde oljeproduksjon mulig.<br />
I 1999 ble den første oljen på Balder-feltet produsert fra<br />
den første permanente FPSO (flytende produksjons- og<br />
lagringsskip) på norsk sokkel. Fartøyet skulle egentlig tas ut<br />
av drift innen 2012, men tidlige produksjonsdata og seismiske<br />
data viste at det var potensial for å produsere ytterligere<br />
ressurser i Balder-området, som inkluderer nabofeltet<br />
Ringhorne. I 2003 ble plattformen på Ringhorne plassert,<br />
og kontinuerlig boring og arbeid på plattformen åpner for<br />
videre utvikling.<br />
– I henhold til Plan for utvikling og drift (PUD) som ble sendt<br />
inn i 1995, skulle Balder FPSO tas ut av drift i 2012 og<br />
markere slutten på de første operasjonene på norsk sokkel.<br />
Ny teknologi, sammen med dyktige og engasjerte ansatte<br />
fortsetter imidlertid å avdekke nytt ressurspotensial i<br />
området, sier Tom W. Schuessler, administrerende direktør<br />
for <strong>ExxonMobil</strong> Exploration & Production Norway AS.<br />
Ny seismisk undersøkelse<br />
Den første ideen om <strong>BRIA</strong><strong>prosjektet</strong><br />
kom etter at en<br />
ekspertgruppe fra NSP (North<br />
Seismiske data fra Balder<br />
og Ringhorne-feltene viser betydelig<br />
potensial for å produsere<br />
enda mer ressurser.<br />
Seismic data from the Balder and<br />
Ringhorne field areas show significant<br />
potential for added resources to be<br />
produced. (Illustration: <strong>ExxonMobil</strong>)<br />
4 Mars 2012<br />
The <strong>BRIA</strong> Project: New<br />
horizons in historic license<br />
The sun is far from setting in license number 1<br />
– the first petroleum discovery on the Norwegian<br />
Continental Shelf (NCS). Now the Balder<br />
Ringhorne Integrated Area Project (<strong>BRIA</strong>)<br />
may lead to additional major investments,<br />
increased oil recovery and further extension<br />
of the field’s lifetime beyond 2025.<br />
<strong>ExxonMobil</strong> was the first to find oil off Norway in license<br />
number 1 in 1967. For several decades the petroleum<br />
resources in the license were not commercially viable, but<br />
technological innovation made oil production possible.<br />
In 1999 first oil on the Balder field was produced from the<br />
first permanent Floating, Production, Storage and Offloading<br />
Vessel (FPSO) on the NCS. The vessel was originally scheduled<br />
to be decommissioned by 2012, but early production and<br />
seismic data showed potential for additional resources in the<br />
Greater Balder Area, which includes the neighboring Ringhorne<br />
field. In 2003 the platform on Ringhorne was set, and continued<br />
drilling and facility work allows for further development.<br />
– According to the Plan for Development and Operation<br />
(PDO) submitted in 1995, the Balder FPSO was to be<br />
decommissioned in 2012, marking the end of operations in<br />
the first license ever to be awarded on the NCS. However,<br />
new technologies together with a talented and dedicated<br />
workforce continue to uncover new resource potential in the<br />
area, says Tom W. Schuessler,<br />
Lead Country Manager for<br />
<strong>ExxonMobil</strong> Exploration &<br />
Production Norway AS.<br />
New seismic survey<br />
The initial idea for the <strong>BRIA</strong><br />
Project came after a group<br />
of experts from North Sea<br />
Production (NSP) and the<br />
global organization performed<br />
an assessment of remaining<br />
resource potential in <strong>ExxonMobil</strong><br />
assets around the globe.<br />
Fra venstre: Timothy Head, Deanna C. Tavernier, Adam K. Bucki og Worth B. Cotton studerer <strong>BRIA</strong>-seismikk i visualiseringsrommet på Forus.<br />
From left: Timothy Head, Deanna C. Tavernier, Adam K. Bucki and Worth B. Cotton are interpreting <strong>BRIA</strong> seismic data in the visualization room at Forus.<br />
(Photo: <strong>ExxonMobil</strong>/Kjetil Alsvik)<br />
Sea Production) og den globale organisasjonen utførte<br />
en vurdering av det gjenværende ressurspotensialet i<br />
<strong>ExxonMobil</strong>s felt rundt om i verden. Gruppen oppdaget et<br />
betydelig ressurspotensial på Balder og Ringhorne, som<br />
ikke vil bli produsert med dagens installasjoner på feltene<br />
før produksjonsavvikling.<br />
– Initiativet var gnisten som satte i gang en fokusert innsats<br />
i Norge og globalt, for å fastslå om det finnes en økonomisk<br />
måte å utvinne denne oljen på, sier Rick Cannon, Operations<br />
Technical Subsurface Manager for <strong>ExxonMobil</strong> Exploration<br />
& Production Norway AS.<br />
I løpet av det siste tiåret har flere seismiske undersøkelser<br />
blitt gjennomført i området. De seismiske undersøkelsene,<br />
med enkelte spesielle prosessteknikker, viser flere forbigåtte<br />
oljereserver og gjenværende boringsmål. Reservene i<br />
enkelte av disse områdene kommer neppe til å bli produsert<br />
fra eksisterende brønner.<br />
Kunnskapen om områdets ressurspotensial utvides imidlertid<br />
stadig. Selskapet skal nå investere i en ny firedimensjonal<br />
(4D) seismisk undersøkelse i Balder- og Ringhorne-området.<br />
The group discovered significant resource potential within<br />
the Balder and Ringhorne field areas that would not be<br />
captured by the existing facilities prior to field abandonment.<br />
– This initiative was the spark that kicked off a focused<br />
effort in Norway and globally to determine if there was an<br />
economic way to recover this oil, says Rick E. Cannon,<br />
Operations Technical Subsurface Manager for <strong>ExxonMobil</strong><br />
Exploration & Production Norway AS.<br />
Over the last decade, multiple seismic surveys have been<br />
carried out in the area. The seismic, with some special<br />
processing techniques, shows numerous bypassed oil<br />
accumulations and remaining drilling targets. Some of<br />
these areas are unlikely to be recovered from existing wells.<br />
Knowledge of the area’s resource potential is however<br />
about to increase even further. The company is to invest in<br />
a new four dimensional (4D) seismic survey in the Balder<br />
and Ringhorne area. – The survey is to be carried out with<br />
a seismic vessel from Western Geco this summer, says<br />
Dag Isaksen, Operations Technical Geoscience Manager<br />
for <strong>ExxonMobil</strong> Exploration & Production Norway AS.<br />
Mars 2012 5