Et flerfaset Troll
Trollfeltet er Norges desidert største, og inneholder enorme mengder både olje og gass. For å komme frem til best mulig utnyttelse av disse ressursene var det en lang dragkamp om både eierskap, rekkefølge på utvinningen og hvem som skulle ha ansvaret for hva. Opprinnelig hadde feltet to ulike operatører: Norsk Hydro for olje og Statoil for gass (nå Equinor for både olje og gass).
Feltet består av to hovedstrukturer: Troll Øst og Troll Vest. Omtrent to tredjedeler av gassen befinner seg i Troll Øst. Det er påvist trykkommunikasjon mellom Troll Øst og Troll Vest – de to delene av feltet henger altså sammen. Det finnes en tynn oljekolonne under gassen i Troll Øst, men denne produseres ikke. Troll Vest deles inn i en oljeprovins og en gassprovins – oljeprovinsen hadde opprinnelig en mellom 22 og 26 meter tykk oljekolonne under en liten gasskappe på 1360 meters dyp. I Troll Vest gassprovins var det opprinnelig en oljekolonne på mellom 12 og 14 meter under en gasskolonne på inntil 200 meter. REMOVE]Fotnote: OD faktasider om Troll. https://factpages.npd.no/nb-no/field/pageview/all/46437
Fase 1 og 2
I felt som inneholder både olje og gass produseres oljen først. Dette er for å forhindre trykkfall i reservoaret som følge av gassproduksjon, noe som vanskeliggjør utvinning av den underliggende oljen. Etter hvert vil gassproduksjonen også settes i gang, såkalt gassnedblåsning.
Utfallet av diskusjonene i tiden etter at Troll ble funnet var at Norsk Hydro fikk ansvaret for oljeproduksjonen fra den vestlige delen av Troll hvor det ligger en tynn oljesone under gassen. Norske Shell fikk ansvaret for utbyggingen av gassdelen av feltet, mens Statoil fikk ansvaret for driften av gassdelen av feltet. Oljeproduksjonen startet i 1995 (under navnet Troll fase 2), mens gassproduksjonen startet i 1995 (under navnet Troll fase 1). Frem til 31. desember 2021 var det produsert 280 millioner Sm³ olje ved bruk av de to plattformene Troll B og Troll C og 693 milliarder m³ gass ved hjelp av Troll A. Både olje- og gassproduksjonen er planlagt å videreføres i mange år.
Fase 3
Statoil, etter hvert Equinor, skulle også ha ansvaret for utvinningen av gass som ligger over oljen i de vestlige delene av feltet, kalt Troll fase 3. Det første steget for Troll fase 3 kom i produksjon 27. august 2021 og består av åtte nye gassbrønner på Troll Vest, med en rørledning til Troll A-innretningen. Brønnstrømmen føres til Troll A gjennom en ny 36 tommer rørledning – en uvanlig stor dimensjon for et rør mellom installasjoner på et felt. På Troll A blir gassen komprimert og eksportert via eksisterende infrastruktur. Kompresjonskapasiteten for gass ble bygd ut på Troll A i 2004/2005 og igjen i 2015, noe som er nødvendig ettersom trykket på gassen faller etter hvert som reservoaret tømmes.
Rettighetshaverne har investert vel 8 milliarder kroner i Troll fase 3, som etter planen skal produsere i minst 30 år.
Prosjektet skal utvinne 347 milliarder Sm³ gass, noe som isolert sett ville gjort det til et av norsk sokkels ti største felt. Det er et av de mest lønnsomme prosjektene i Equinors historie med en balansepris («break even») som tilsvarer under 10 dollar per fat olje, og utslipp som er mindre enn 0,1 kilo per fat oljeekvivalent (gjennomsnittet globalt er 18 kilo[REMOVE]Fotnote: https://geo365.no/olje-og-gass/norsk-oljeproduksjon-er-karbonnoytral/#:~:text=Norge%20slipper%20ut%20ca.,rundt%2010%20kg%20CO2. Besøkt 28.06.2022). Den lave balanseprisen skyldes den store gassmengden og allerede eksisterende infrastruktur (Troll A, rørledning og Kollsnesanlegget), mens de lave utslippene blant annet skyldes at Troll A er elektrifisert og får kraft fra land.
Troll phase 3 A to Z. Video: Øyvind Gravås, Even Kleppa, Nils Petter Devold Midttun, Bo B. Randulff, historic footage/Equinor
En sjelden skuffelse
Troll Brent B var tilleggsressurser som ble funnet i «kjelleren» på Trollfeltet i 2005. Det ble gitt unntak fra å levere plan om utbygging og drift, og feltet var planlagt å produsere med en enkelt produksjonsbrønn fra en brønnramme, og knyttes opp til Troll C. Kostnadene var estimert til 395 millioner kroner, og forventet utvinning var 3,6 millioner fat olje. Men slik gikk det ikke.
Under boringen av produksjonsbrønnen ble det avdekket at reservene var betydelig lavere enn opprinnelig beregnet.[REMOVE]Fotnote: Produksjonsbrønnen skulle være en flergrensbrønn fra O-bunnrammen og koblet til Troll C. Feltet ble ikke satt i produksjon. Dette er en av relativt få historier knyttet til Trollfeltet som ikke har vært en suksess.
Mer igjen i Trollet + Trollvind
Ifølge Equinor er det utviklet en helhetlig utviklingsplan for gassen i Trollfeltet, noe som innebærer at det er sannsynlig at det også senere blir boret nye brønner og installert ny infrastruktur på feltet. [REMOVE]Fotnote: https://www.equinor.com/no/news/archive/20210830-troll-phase-3 besøkt 28.06.2022
Troll-lisensene PL054 og PL085 har utvinningstillatelser som er gyldige frem til 2030, men Equinor har planer om produksjon langt utover det, noe som Troll A-plattformens levetid på 70 år er et tydelig tegn på. Det er også levert inn en PUD som skal forsyne Troll C helt, og Troll B delvis med kraft fra land fra 2026, noe som er beregnet til å redusere norske utslipp med rundt én prosent. [REMOVE]Fotnote: https://www.npd.no/fakta/nyheter/generelle-nyheter/2021/ytterligere-utslippskutt-fra-troll-feltet/ Besøkt 28.06.2022
Equinor og partnerne Petoro, TotalEnergies, Shell og ConocoPhillips i Troll- og Osebergfeltene har også igangsatt en studie hvor de ser på muligheten for en flytende havvindpark i området. Denne er tenkt å kunne forsyne det meste av behovet for kraft for å drive Troll- og Osebergfeltene, og dermed redusere kraftbehovet fra land. [REMOVE]Fotnote: https://www.equinor.com/no/nyheter/20220617-utreder-1gw-havvindpark-utenfor-bergen besøkt 30.06.2022
