I går gikk startskuddet for Statoils Aasta Hansteen-utbygging i Norskehavet. Prosjektet markerer en milepæl for olje- og gassaktivitet i Nord-Norge og vil være den første dypvannsutbyggingen i Norskehavet.
De siste årene er det gjort flere funn i området, men mangel på infrastruktur har gjort det nærmest umulig å utvinne hydrokarbonene.
Aasta Hansteen, tidligere kalt Luva, skal bygges ut med en Spar-plattform, som også blir den første av sitt slag på norsk sokkel. Plattformen blir også verdens største av sitt slag.
Marginalt felt
Aasta Hansteen er omtalt som et marginalt felt, og flere har tvilt på om det i det hele tatt lar seg gjennomføre rent teknologisk. Feltet ligger utenfor etablert infrastruktur og på 1.300 meters vanndyp.
Prosjektleder for Aasta Hansteen, Toralf Christensen, sier at det har vært enighet i prosjektet.
– Vi har drøftet en del tekniske utfordringer i lisensen, og har kommet frem til at dette er den beste løsningen. Vi har brukt erfaringer fra Mexicogolfen og bygget på våre partneres erfaringer, sier Christensen.
Les også: Professor kjøpte motorsag for å sage på 2000 meters dyp
Spar mest egnet
Han sier at Spar-konseptet ble valgt som den mest egnede løsningen for omgivelsene.
– Vi ønsket ikke å bygge verdens største Spar, men vi trenger det for forholdene. Den ivaretar også en områdeløsning, slik at vi kan bruke dette som feltsenter.
Det er allerede flere funn i området som er åpenlyse kandidater for å tilknyttes Aasta Hansteen-plattformen. Statoils Asterix-funn er påvist, og ENI har gjort et funn på sitt Hvitveis-prospekt lengre nord. I tillegg kommer funn som Victoria, Zidane, Fogelberg og det nylig utsatte Linnorm-feltet.
– Vi ser også et betydelig oppsidepotensial i Aasta Hansteen-lisensen, sier Christensen.
Tøff plan
Partnerne planlegger å starte produksjonen fra feltet i løpet av tredje kvartal 2017, noe som er en ambisiøs tidsplan.
– Det er en tøff plan, men vi mener planen er godt gjennomarbeidet og baserer seg på prosjekter vi har gjort tidligere, sier Christensen.
Det er ikke bare feltutbyggingen som er krevende, men for å kunne frakte gassen til markedet har det også blitt vedtatt å bygge et helt nytt gassrør. Det som opprinnelig ble kalt NSGI har nå blitt omdøpt til det mer fengende Polarled.
Etter hva Teknisk Ukeblad erfarer skal det ha vært uenighet om hvem som skal betale for det 25 milliarder kroner dyre røret, men nå er det altså endelig vedtatt at de 12 partnerne tar regningen.
.png){kind=logo}
Les også: Her klatrer Linda utenpå plattformen
Krevende prosess
Prosjektdirektør for Polarled, Håkon Ivarjord, sier at det har vært en krevende prosess å vedta rørutbyggingen.
– Det har vært en krevende beslutning, og en humpete vei. Men det har vært et løsningsorientert partnerskap med gode diskusjoner. Det har heller aldri vært tvil om gjennomførbarheten, sier Ivarjord.
– Avtaleverket er nå signert, og vi går inn i en fase med et partnerskap som skal stå løpet ut. Det er mange partnere, men det er også et prosjekt hvor det ligger mange funn rundt røret som kan tilknyttes, sier prosjektdirektør for Polarled, Håkon Ivarjord.
Flere funn knyttes til
Også rørledningen er svært teknologisk krevende, og vil være det dypeste røret i verden med slike dimensjoner. Prosjektet omfatter også utvidelse av det Shell-opererte gassanlegget på Nyhamna.
Et eget rør mellom Polarled og Kristin-plattformen vil knytte ny infrastruktur opp mot eksisterende infrastruktur på Haltenbanken. I tillegg skal det forberedes for tilkobling av eksisterende og fremtidige funn i området.
Ifølge tidsplanen skal røret stå ferdig i 2016, et år før Aasta Hansteen-utbyggingen kommer i produksjon.
– Dette er fordi det er flere felt som vil kunne benytte seg av muligheten for gasstransport. Det kan hende noen av disse kommer i produksjon før Aasta Hansteen, sier Ivarjord.
Les også: Denne gjengen gjør jobben der både dykkere og roboter må gi opp
Ikke Barents-løsning
Det er også spekulert i om røret markerer starten på et rør som kan gå helt opp til Barentshavet, hvor man har samme problemstilling rundt frakt av gass.
Statoils konserndirektør for norsk sokkel, Øystein Michelsen, avviser dette.
– Dette er en transportløsning for det vestlige Norskehavet. Vi har ikke tenkt på dette som en løsning for Barentshavet. Der må vi uansett først finne gass, sier Michelsen.
Usikkert marked
Som en tredje problemstilling må partnerne i prosjektene også forholde seg til et relativt usikkert gassmarked. Etter skifergassens inntog er det store sprik i gassprisene, og flere store gassutbygginger har måttet lide under usikkerhetene. Blant annet er Shtokman-prosjektet vedtatt utsatt på bestemt tid.
Dette mener Statoil er en kalkulert risiko.
– Hvis man hadde utsatt prosjektene, ville det redusert nåverdien. Den usikkerheten som er i gasspriser som følge av usikre markeder, er en situasjon som vi må leve med også fremover. Prosjektøkonomi og robusthet er viktige faktorer i beslutningen som er tatt. Vi kjører dette som planlagt, og anser det som et lønnsomt prosjekt, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil.
Les også:
Lofoten-ordførere krever åpning
Vurderer oljeaktivitet på Svalbard
