Skal bygge og lete som aldri før

Transkript

1 1 av :20 Skal bygge og lete som aldri før Her er oljeselskapenes planer for Tekst: Glenn Stangeland og John Økland - Alle har grunn til å smile, sa Helge Keilen da han avrundet denne ukens NOC-konferanse i Stavanger. Skrugard og Aldous/Avaldsnes har gitt hele norsk sokkel en solid vitamininnsprøytning, og operatørene som var på konferansen meldte om bygge-og leteplaner vi aldri har sett maken til. Her gir vi deg NOC på 1-2-3! Statoil: Tror på 6 milliarder fat innen 2020 Det er knyttet store forventninger til de neste årene på norsk sokkel når det kommer til leting. I front står Statoil som har regnet seg frem til et håp om at industrien kan påvise 6 milliarder fat innen 2020 fra hele industrien. - Vi tror det kan bli funnet om lag 2 milliarder fat i Nordsjøen, 2 milliarder fat i Norskehavet og 2 milliarder fat i Barentshavet. Det sier letedirektør Tim Dodson til Offshore.no. Statoil er naturlig nok den mange ser til når det kommer til slike forventninger. De enorme oljefunnene i Nordsjøen gir Statoil grunnlag for å spre stor optimisme for årene som venter på norsk sokkel. - Endrer seg over natten Mens en hel bransje var i ferd med å konkludere at norsk sokkel var i solnedgangen, traff Statoil og Lundin blink på Aldous/Avaldsnes. - Ting kan endre seg over natten, det er helt sikkert, sier Statoils letedirektør. Han lag vekt på at norsk sokkel fortsatt er et svært viktig og interessant leteområde for selskapet, men at funn av denne typen ikke akkurat var ventet.

2 2 av :20 - Det kom som en stor overraskelse på oss. Størrelsen og kvaliteten kom vel overraskende på oss alle. - En døråpner Også Statoils spennende Skrugard-funn i Barentshavet har manges øyne på seg. Tim Dodson peker på at funnet ikke bare er bra som enkeltfunn. - Det er ikke bare et nytt funn, men en døråpner i Barentshavet. Vi har flere spennende prosepekter i området og starter nå på Havis, sier han. Nå skal de avgrense Skrugard første kvartal 2012, noe som vil gi økt forståelse for området. - Vi ser på Havis som et prospekt med stor funnsannsynlighet og tror på om lag 200 millioner fat, sier han til Offshore.no. Ifølge Rystad Energy skal Statoil bruke milliarder kroner på norsk sokkel de neste ti årene. Statoil gjør dette blant annet fordi de tro på å gjøre mange store funn, men Dodson understreker at oljeselskapene trenger hjelp. - Norsk sokkel er ryggraden i vår virksomhet og skal fortsette å være det. Men, det er fortsatt behov for nye leteområder. Så sent som mandag denne uken ble det kjent at Statoil selger seg ned eller ut av åtte lisenser på norsk sokkel. Selskapet fikk over ni milliarder kroner fra Centrica etter transaksjonen. - Dette bekrefter verdien av eierandeler på norsk sokkel, kommenterer Dodson. Lundin: Lundin, som er operatør på Avaldsnes-funnet, tror elefanten i Nordsjøen vil vise seg å vokse ytterligere. - Toppanslagene for Avaldsnes/Aldous plasserer funnet i klasse med Statfjord, og det er før vi har fullført avgrensningsprogrammet og startet produksjonen. Det er et uttrykk som sier at "store felter er alltid større", sa driftsdirektør Erik S. Jenssen i Lundin under operatørkonferansen NOC i Stavanger. Funnet strekker seg over to lisenser, 265 og 501, og de to har betydelig forskjellige egenskaper. - Aldous er tykkere, og oljekolonnene er bedre. Avaldsnes har en stor utbredelse, så vi må avgrense dette gigantiske området. Det kan altså vise seg å være mer. Oppsidepotensialet er faktisk større, fortsetter Jenssen.

3 3 av :20 Pengemaskin Statoil anslår Aldous til å inneholde mellom 900 og 1500 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, mens Lundin tror på mellom 800 millioner og 1,8 milliarder fat i Avaldsnes. Dermed er totalanslaget for funnet per i dag på mellom 1,7 og 3,3 milliarder fat. Dersom maksimalanslaget slår til, vil funnet altså være i klasse med de to største oljefunnene på norsk sokkel, Statfjord og Ekofisk. Beliggenheten og reservoaret vil etter alt å dømme gjøre Aldous/Avaldsnes til en pengemaskin for alle involverte. Funnet er gjort midt i hjertet av Nordsjøen, bare 35 kilometer fra Grane, som har en kapasitet på rundt fat per dag. Dybden er ikke større enn at man kan bruke en jack-up, så det dreier seg om en straight-forward-utbygging, som vil gi en lav kostnad per fat produsert olje. Forutsatt en oljepris på 100 dollar fatet og dagens valutakurs, inneholder altså Aldous/Avaldsnes olje med en bruttoverdi på inntil 1850 milliarder kroner. En ekstra utfordring Men størrelsen kan også bli en hvilepute i jakten på de mest kostnadseffektive utbyggingsløsningene, frykter Jenssen. - Det blir tunge investeringer. Og det er en fare for at økonomien i prosjektet er så god at presset for å finne de beste løsningene ikke er stort nok. Funn i ni av ni brønner Selskapet har befestet posisjonen som norsk sokkels beste leteselskap. Faktisk har Lundin funnet hydrokarboner i alle årets ni brønner på verdensbasis, selv om det fortsatt er usikkert om alle funnene er kommersielle. - Vi planlegger åtte lete- og fire avgrensningsbrønner i 2012, tre av disse på Avaldsnes. Statoil og Lundin er fortsatt ikke blitt enige om hvem som skal være operatør, men Statoil har en eierandel på 40 prosent i både Aldous og Avaldsnes. Samtidig kniver selskapet om retten til å være operatør for Luno- og Draupne-funnene, som Olje- og energidepartementet har krevd utbygget i fellesskap. Skal øke med 200 ansatte Uansett utfall; selskapet skal vokse voldsomt. - Vi går inn i en ny fase for selskapet. Vi startet med åtte personer og en hund, vil være 104 innen utgangen av året, 168 i slutten av 2012 og 300 når Luno kommer i produksjon om noen år. Det blir selvfølgelig en utfordring i et presset arbeidsmarked, sier Jenssen. Lundin har planer om å etablere et driftssenter i Lysaker og en supplybase i Stavanger. Det norske: Håper å finne 1,8 milliarder fat Det norske fortsetter sin aggressive leting på norsk sokkel. Selskapet er med på 13 planlagte brønner fra nå og ut Oversikten over de planlagte brønnene viser et totalanslag med håp om å kunne finne opp mot hele 1,8 milliarder nye fat på 11 letebrønner. I tillegg kommer avgrensingsbrønner på Aldous Major Sør og gassfunnet Norvarg i Barentshavet.

4 4 av :20 Her er selskapets boreprogram for resten av 2011 og hele Det norske er operatør på fire av de 13 brønnene i listen. Ulvetanna Kalvklumpen Storebjørn Guarantiana Clapton Geite Aldous Major Nord Aldous Major Sør (avgrensning) Ogna Isbjørn Salina Norvarg (avgrensning) Greip Offshore.no har gått gjennom listen og summert anslagene oppgitt på hvert prospekt. Legger man laveste anslag til grunn viser listen håp om å finne 540 millioner fat, mens høyt anslag altså gir 1,8 milliarder fat. Etter å ha boret seks tørre brønner i 2010 har de seneste syv Det norske-brønnene gitt suksess, ifølge Erik Haugane, Managing Director i Det norske. - Det er nå bevist at Norge er det beste leteområdet i verden, sa han. Det norske har 20 prosent i funnet på Aldous Major sør. Det har gjort selskapet gull verdt - også en mulig oppkjøpskandidat. - Verdien av Det norskes andel i Aldous Major Sør er høyere enn selskapets verdi på Oslo Børs. Grunnen til at vi ikke er solgt og slaktet er at vi har en eier med et langt industrielt perspektiv. Det norske var også med på gassfunnet på Norvarg i Barentshavet, der Total er operatør. Selskapet har 20 prosent andel i lisensen. Sammen med Aldous Major Sør og Norvarg vil de 1,8 milliarder fatene blir vesentlig høyere når disse legges til. - Vi skal fortsette å vokse og kommer til å ha to tredeler av vår leteaktivitet i Nordsjøen, og den siste tredelen delt på Norskehavet og Barentshavet. Wintershall: Wintershall bruker over halvparten av sitt letebudsjett i Norge og UK i 2011 og 2012.

5 ntitled 1 av :20 Dermed er det duket for fem letebrønner på norsk sokkel til neste år; Noor, Skarfjell, Kakkelborg, Mjøsa og Maria avgrensning. - I tillegg skal vi samle seismikk i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet, sier administrerende direktør Bernd Schrimpf i Wintershall Norge. Maria som companymaker Men Wintershall har allerede gjort funn som skal bygge selskapets norske datter. Spesielt Maria nord i Nordsjøen. Funnet skal avgrenses i løpet av kort tid, men vil trolig bli utbygd uansett resultat for denne brønnen. Utvinnbare ressurser er per i dag estimert til mellom 60 og 120 millioner fat. Avgrensningen vil være med på å avgjøre om Maria blir utviklet som en subsea-tilknytning eller om det blir en utbygging med en FPSO. - Vi har økt fra 25 til 50 prosent i Maria gjennom transaksjoner med Concedo og Spring. Nå har vi et sterkt partnerskap med Petoro og Centrica på laget og jobber mot PUD i 2013 og første olje i 2016, sier Schrimpf. Wintershall har i år boret en avgrensningsbrønn på Grosbeak, men denne var, ifølge Schrimpf, noe skuffende. Funnet vurderes likefullt utviklet sammen med andre funn i området. 250 mann i 2014 Wintershall er i ferd med å bygge seg opp fra et lite leteselskap til en betydelig produsent. I 2010 var det negative resultatet før skatt på 800 millioner kroner. Dette fordi selskapet har funnet mye og investeringene blitt intensivert før inntektene er på plass - en naturlig utvikling for en nykommer i utvikling. Og veksten fortsetter. - Vi skal opp i 250 mann i 2014, og det er en betydelig utfordring. Det er ikke nok folk til å utføre alle oppgavene, og alle selskapene fisker i samme dam og tar ansatte fra hverandre, sier direktøren. - Er dere klare? Han avsluttet sitt foredrag under NOC-konferansen med en utfordring til leverandørindustrien; - Dere må øke kapasiteten med 50 prosent de neste fem årene. Er dere klare for det? Blir det utsettelser? Blir det en ny kostnadsspiral? BP: BP leter lite, men i det stille har selskapet bygget og reutviklet sine nøkkelområder på norsk sokkel. Og investeringene fortsetter i årene som kommer. To nye plattformer - Aktiviteten vår er konsentrert rundt Skarv, Ula og Valhall. Vi planlegger mellom 100 og 200 nye brønner i Valhall-området, og skal i tillegg bygge nye plattformer på Hod og vestflanken, sier Sigmund Prestegaard, business manager for Valhall i BP. BP regner med at levering av plan for utbygging og drift (PUD) for Hod vil komme neste år. Selve

6 6 av :20 kontraktstildelingen med påfølgende byggestart kan komme så tidlig som midten av 2012, med sannsynlig installasjon i løpet av første halvår 2014 etterfulgt av oppstart i fjerde kvartal samme år milliarder kroner Skarv FPSO og Valhall Redevelopment representerer investeringer på milliarder kroner, og disse to prosjektene skal sikre at BP dobler produksjonen på norsk sokkel i løpet av det neste året. Begge er ventet fullført i Får til kraft fra land BP har også fått til noe få andre ser ut til å lykkes med. Elektrifisering er vurdert og funnet ikke økonomisk bærekraftig for utbyggingene Ekofisk reutvikling, Valemon, Gudrun, Bøyla og Knarr. Men BP har klart det få av de andre operatørene har fått til - å få god økonomi i kraft fra land. - Det viste seg å være riktig for Valhall, men er ikke nødvendigvis riktig for alle. Vi hadde kunnskapene i selskapet og implementerte elektrifisering fra starten av. Det har gitt reduserte 15 prosent reduksjon i investeringskostnader og driftskostnadene blir rundt 40 millioner kroner lavere per år. En annen konsekvens var at vi kunne få fiberoptikk nærmest gratis, sier Prestegaard. Revurdering av strategi BP fant mellom 8 og 14 milliarder standard kubikkmeter gass på Snadd Nord-prospektet i fjor, men har ikke boret noen letebrønner i BP var ikke blant de 43 selskapene som søkte om areal i årets TFO-runde. Ei heller var selskapet blant dem som fikk andeler gjennom den 21. konsesjonsrunden. - Mange savner BP i TFO- og konsesjonsrundene? - Som sagt, vi konsentrerer oss om de tre hovedområdene. Men når disse prosjektene er sluttført i løpet av 5-6 år, er jeg sikker på at denne strategien vil bli vurdert på ny, sier Prestegaard. Rystad Energys spådommer: Aldous/Avaldsnes, Skrugard og Norvarg har sendt norsk sokkel til himmels. Og til topps på listen over verdens største funnasjoner i Norge er nummer to på listen over land der man har funnet mest siden Foran Australia, USA, Iran, Saudia Arabia og Russland. Og bare i Brasil er det funnet mer olje. Men i 2011 er Norge på topp med over 2500 millioner fat olje. Hakk i hæl følger Mosambik og Aserbajdsjan, sa analytiker Jarand Rystad i Rystad Energy. - Noen selskaper oppdager trolig at man har underinvestert i leting på norsk sokkel. Statistisk sett har en

7 7 av :20 dollar investert gir statistisk sett fem dollar tilbake, sier Rystad plattformer Rystad Energy regner med at det skal bygges nye plattformer og subseatilknytninger på norsk sokkel fram til Planer for utbygging av Gudrun, Valemon, Eldfisk 2 og Ekofisk sør er allerede levert. I tillegg er Hild og Luno/Draupne varslet innen relativt kort tid, og Statoil nærmer seg også beslutning på Luva. Reutvikling av gamle kjemper kan gi flere nye plattformer, blant annet på Snorre og Gullfaks. Og i tillegg kommer diamanten Aldous/Avaldsnes. Blant flere. En milliard fat i året Rystad Energys beregninger viser at det i perioden fram til 2020 skal det bygges ut felt med én milliard fat i ressurser i året. Pågående feltutbygginger har, ifølge selskapet, en snittkostnad på 16 dollar fatet (13 dollar for tie-ins, 15 dollar for FPSO/semi og 20 dollar for plattformer). - Med en snitt pris på 17 dollar per fat fremover, blir det snakk om investeringene på rundt 95 milliarder kroner årlig. Dette kommer på toppen av investeringer og driftskostnader som i år er på 220 milliarder kroner. Markedet for leverandørene vil kunne være på rekordhøye 340 milliarder i (Investeringer pluss driftskostnader minus interne kostnader i oljeselskapene, red. anm.), sier Rystad. ENI Norge: Deler ut 50-Goliat-kontrakter ENI Norges prestisjeprosjekt i Barentshavet, Goliat, gir enorme muligheter i form av viktige kontrakter. Første oljefelt Nå starter prosessen med å tildele 50 store kontrakter til det første produserende oljefeltet i Barentshavet. Ifølge selskapet skal kontrakter for vedlikehold og modifikasjoner (M&M) og kontrakt for operasjonell støtte (O&M) ut i markedet 1.kvartal neste år. Strategien bak tildelingen deles inn i flere elementer. Kontraktene skal deles inn i mindre deler, det kreves lokal tilstedeværelse og man skal se mot industrielle allianser. - Vi har nå startet denne prosessen og de som vil delta må være kvalifisert gjennom Achilles. Vårt mål er å ha disse klar til produksjon. Det sa Jan Narvestad, Director development & Technology under NOC-konferansen i Stavanger. Kontraktene har en lengde på år innen begge segmenter. Marulk, Salina og Bønna ENI jobber også videre med sitt første egenopererte feltet de får i Norge - Marulk. Gassfeltet skal settes i produksjon neste år. Marulk ligger sørvest av Norne og er et av mange marginale felt i området. Produksjonsstart er satt til andre kvartal og blir en ti-in til Norne FPSO, nesten 30 kilometer unna. ENI skal også også ut på leting. Selskapet gjennomfører to letebrønner neste år. Både oljeprospektet Salina og gass-prospektet Bønna er nå modne for dette. Bønna blir den første og ifølge Narvestad spudes prospektet første 2.kvartal 2012.

8 8 av :20 Shell: Shell har latt seg begeistre av de store funnene på norsk sokkel. Og spesielt utviklingen i Barentshavet følges nøye av giganten. - Vi har et aktivt program i arktiske områder i USA og Canada. Og vi håper å legge til Norge på den listen, sa forretningsdirektør Børre Jacobsen i Shell. Ormen, Linnorm og Draugen Shell har opplevd nedtur etter nedtur i Norskehavet de siste årene. I fjor skuffet både letebrønnen på Dalsnuten og avgrensningen på Gro-funnet kapitalt, og i sommer leverte selskapet tilbake Gro-lisensen. I tillegg boret Shell en tørr avgrensningsbrønn på Ormen Lange-feltet, omtrent 12 kilometer nordvest for hovedproduksjonsområdet, tidligere i år. Selskapet vil neppe bore mange letebrønner i Norskehavet de neste årene, men heller konsentrere seg om Ormen Lange-feltet og en eventuell utbygging av Linnorm-funnet og tilhørende modifikasjoner på Draugen. - Disse tre prosjektene vil gi investeringer på 70 milliarder kroner. Piloten for subseakompresjon på Ormen Lange testes nå i Nyhamna, mens investeringsbeslutning trolig kommer i slutten av neste år, med mulig "first gas" , Ikke et drømmereservoar Men Linnorm er på ingen måte en enkel nøtt å knekke. - Dette er ikke enhver geologs drøm, det er et komplekst reservoar og ingen nærliggende infrastruktur. Derfor har det tatt lang tid. Større modifikasjoner på Draugen vil også være påkrevd, og da snakker vi om en tilnærmet total make-over av topsiden, sier Jacobsen. Total: Total har gjort funn på begge sine letebrønner på norsk sokkel i Det er neppe tilfeldig. Selskapet befinner seg nemlig helt øverst på listen over hvem som har funnet mest olje i verden i år. Det viste statistikken Rystad Energy presenterte på operatørkonferansen NOC i Stavanger. Norvarg og Atla De norske bidragene er Norvarg i Barentshavet, med 10 og 50 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass, og Alve Nord i Norskehavet, med millioner fat oljeekvivalenter. - Spennet i Norvarg-anslagene er stort, og vi må bore en avgrensing for å få en bedre forståelse av området, sa prosjektdirektør Øyvind Fjellvang i Total. Garantiana Og navnevalget på et av neste års leteprospekt, tyder på at selskapet forventer at suksessen vil fortsette. - Vi vil bore Garantiana-prospektet nord for Visund med Borgland Dolphin. - Hvem finner på disse navnene?

9 9 av :20 - Noen med stor tro på prospektet. Så vi håper på en ny suksess, humrer Fjellvang. To år fra funn til produksjon Men det er ikke bare innen leting, selskapet markerer seg. Total er nemlig i gang med en hurtigutbygging med stor H. Selskapet fikk nylig godkjent PUD for sitt Atla-felt, tidligere David, av Olje- og energidepartementet. Denne utbyggingen vil koste rundt 1,5 milliard kroner, og funnet skal produseres med en havbunnsinnretning som skal kobles på en eksisterende rørledning mellom Heimdal og Skirne. Produksjonsstart kan komme under to år etter funn. Partnerskapet har tatt risiko ved å ta svært tidligere beslutninger, og myndighetene har gitt oss anledning til å tildele kontrakter før PUD. Disse elementene har gjort prosjektet til en suksess, sier Fjellvang. Hild får kraft fra land Total skal også bygge ut Hild-feltet i Nordsjøen med en prislapp på milliarder kroner. Konseptet vil bli en havbunnsinnredning og en flytende lagringsenhet (FSO). Det sannsynlige utbyggingskonseptet blir altså en plattform koblet opp til en FSO. Konseptvalget skal godkjennes i partnerskapet, og i løpet av første kvartal neste år, tar selskapet sikte på å tildele kontrakten for stålunderstellet til plattformen, så kommer kontrakten for topside og FSO i annet halvår Og feltet følger skal etter planen drives med kraft fra land. - Det er ikke en miljøbeslutning, men en økonomisk beslutning, sier Fjellvang. ExxonMobil: Håper på gode nyheter fra Norskehavet Tross sin lange historie på norsk sokkel oppfattes ikke ExxonMobil som et spesielt aktivt leteselskap. Men nå girer de opp og en hel bransje venter i spenning på utviklingen i tre lisenser vest i Norskehavet. Forbereder boring I 21. konsesjonsrunde ble de tildelt eierskap i følgende tre lisenser; 596 (Møre Vest), 598 (Ygghøyden) og 218 (B/Luva). ExxonMobil er operatør i førstnevnte lisens og partner i de to andre. Det er vulkansk aktivitet som gjør geologien i området særs utfordrende med hensyn til seismisk avbildning. Ingen letebrønner er boret gjennom de vulkanske bergartene i vest. ExxonMobil har hentet inn seismikk fra lisens 520, og denne brukes nå for å forbedre verktøyene selskapet bruker. Selskapet jobber nå med forberede seg på å starte boring, selv om tidspunkt ikke er opplyst. - Vi håper på gode nyheter fra disse områdene de kommende årene. Det sa Fredrik Sønstabø, Operations Superintendent, North Sea Production i ExxonMobil. Det som er helt sikkert at det er knyttet store forventninger om å kunne gjøre gode funn i området. Sønstabø bekreftet dette. - Potensialet er der. Derfor er vi med.

10 10 av :20 Borer ved Balder ExxonMobil er en gigant - både på norsk sokkel og i verden. Bare se på investeringsnivået de skisserte på NOC-konferansen. De neste fem årene skal de investere 165 milliarder dollar på 130 prosjekter. Det er 500 millioner kroner hver eneste dag. Selskapet opererer Ringhorne, Balder, Jotun og Sigyn. De har produsert om lag 500 millioner fat olje siden er partner i 22 felt og 50 lisenser. - Vi har deltatt i en tredel av funnene i Norge fra 2007 til ExxonMobil er den tredje største produsenten i Norge - med ni prosent av produksjonen. I tillegg til områdene vest i Norskehavet jobber de også med flere prosjekter på eksisterende felter. Tre brønner skal bores på Balder andre halvdel neste år. Rigg er sikret og brønnene er finansiert. De skal også skyte mer seismikk rundt Balder og Ringhorne. De håper de kan ligge enda mer olje i dette området. GDF Suez: - Lærte mye av Heilo Tidligere i år boret GDF Suez sin første egenopererte brønn i Barentshavet, Heilo. Partner i Heilo, Rocksource, som benytter elektromagnetisk teknologi i sin leting, mente det var 50 prosent funnsjanse og at Heilo kunne inneholde 200 millioner fat oljeekvivalenter. Det var ikke riktig. Brønnen, som ble boret av Aker Barents, ble meldt tørr i oktober, til stor skuffelse. - Vi håpet på et nytt Skrugard, det skjedde ikke, men vi lærte svært mye. Det sa Atle Sonesen, GDF Suez sin nye sjef i Norge. Han la vekt på at selskapet har mye spennende på gang i Barentshavet og gir ikke opp, selv etter den store skuffelsen. - Vi er fornøyd med gjennomføringen. Dette er den raskeste brønnen boret i Barentshavet. Men husk at dette er bare starten. Vi er her for å finne - vi er her få å bli, understreket han.

11 ntitled 1 1 av :20 For etter å ha blitt tatt opp i elitedivisjon blant oljeselskaper som har operatørskap på norsk sokkel, har GDF Suez staket ut kursen fremover. - Vi har tre operatørskap og vil gjøre det som kreves. Vi skal skyte mer seismikk og bore i 2013, og er forberedt på 22.runde. GDF flaggskip så langt er denne kjempen nord i Nordsjøen - Gjøa. Feltet feirer ett år denne uken og gradvis har produksjonen økt. I desember håper selskapet å fylle sin kapasitet på 17 millioner standard kubikkmeter gass og fat olje. Planen er å få ferdig totalt syv oljebrønner - fire for gass. Selskapet skal har håp om å finne mer olje i Gjøa-området på egen hånd, men har lenge snakket om at Gjøa kan bli en ny hub i regionen. - Vi håper Gjøa kan gi økt leting i området og det er flere spennende prospekter som kan knyttes til plattformen. Det er ledig oljekapasitet i 2014, gass i Så dere er velkommen. Petoro: - Undervurderer kostnadene av å gjøre ingenting Økt utvinning og forlenget levetid fra eksisterende felter har vært et gjennomgangstema fra Petoro. Direktør for modne felter i Petoro, Grethe Moen, pekte på at man ikke bare kan peke på operatørne i de ulike lisensene når ansvar for beslutninger skal plasseres. - Det ligger ikke bare hos operatørene. Det handler om hele partnerskapet, sa hun. Moen pekte på at ulik oppfatning av mulighetene kan bli en bremse i denne type prosjekter. - Dette handler om hvordan de vurderer potensialet og inntektsmuligheten. Er du ikke enig om potensialet er det vanskelig å bli enige om investeringene. En annen utfordring er at det tenkes med for kort horisont. - Målet er å få produksjonen opp på platå og så holde den så høy som mulig fra dag til dag, fra måned til måned. Jeg kjenner til denne måten å tenke på, jeg har vært der selv. Men de må tenker mer langsiktig. Jeg sier ikke at oljeselskapene ikke gjør dette, men at de utsetter avgjørelser som er tidskritiske. For bakteppet er at oljeproduksjon fra modne felter faller raskt. Produksjonen om 15 år vil komme fra de ti største feltene i 2010, ifølge Petoro. Da må det også tenkes på nye måter å få opp oljen på. Bruk av brønnhodeplattformer kan være veien å gå. Petoro har beregnet et potensial på 1 milliard fat i økt utvinning i tre ikke-navngitte felter. Forutsatt en oljepris på 100 dollar fatet, betyr det verdier for rundt 560 milliarder kroner. Selskapet anslår at det er behov for to-tre ganger så mange produksjonsbrønner per år som det bores i dag, for å sikre de antatte reservene. Lønnsom bruk av brønnhodeplattformer kan bidra til betydelig økning av antall produksjonsbrønner.

12 12 av :20 Skriv ut