Denne uken kom nyheten om at Statoil trekker seg ut av sitt arktiske forsøk i Alaska. Årsaken var at resultatene i naboblokkene hadde vært for dårlig.
Samtidig er det lyst ut flere nordlige leteblokker i Norge enn tidligere: Den 23. konsesjonsrunden på norsk sokkel inneholdt flere blokker på 74. breddegrad. Interessen fra oljeselskapene har vært stor.
Men er det mulig å drive helårlig oljeproduksjon så langt nord?
En ny rapport sier: Ja. Men det vil kreve tilpasning av løsninger til forholdene i norske farvann. Fullgode tekniske løsninger kan være på plass innen 5-10 år, dersom alt ligger til rette for videreutvikling og modning av teknologiene.
Rapporten – laget av DNV GL på vegne av organisasjonen OG21 – har identifisert nærmere 30 teknologiske utfordringer for helårlig petroleumsproduksjon 74 grader nord.
Teknisk Ukeblad presenterer her 11 av de som blir identifisert som viktigst.
- Les også: Barentshavet var oljeindustriens nye lekeplass. Nå utsettes prosjekter og funn leveres tilbake
BLA GJENNOM DE 11 VIKTIGSTE UTFORDRINGENE HER
Mange tusen år siden
Et av selskapene som for tiden er svært aktive i Barentshavet, er Lundin. De har gjort betydelige oljefunn som Gohta og Alta, og har nettopp avsluttet sesongens boring på Neiden-prospektet.
På grunn av sesongrestriksjoner for riggen, kunne den ikke bore videre før neste år. Letesjef Halvor Jahre sier til Teknisk Ukeblad at Barentshavet uten tvil er deres nye kjerneområde.
– Jeg ser ikke de store problemene med å operere i Barentshavet. Vanndyp, trykk i reservoarene, det er allerede kjent. Det eneste er at det er litt lenger vei til markedene, litt mørkere om vinteren, men vind og bølger er en mindre utfordring enn i Norskehavet og Nordsjøen. Lopphøgda, der vi er aktive nå, ligger jo bare et steinkast fra Snøhvit, sier han.
Jahre ønsker ikke å si noe konkret om hva de gjør i 23. runde, men er tydelig på at det kommer søknader fra Lundin på de utlyste områdene. Han sier at de ikke ser store utfordringer på 72 grader nord.
– Men kommer du lenger nord så øker logistikk og andre utfordringer. Det kan håndteres med grundig forarbeid. Grundige undersøkelser av havbunnen og andre miljøforhold har vært en del av strategien vår i Barentshavet siden 2007.
– Det kommer litt an på hvor langt øst eller vest du er. Vi har holdt oss ganske langt vest, der Golfstrømmen tar seg inn i Barentshavet. Vi ser mye spor av isfjell her, men de var der for ganske mange tusen år siden, sier han.
40 års erfaring
Gunnar Hjelmtveit Lille i OG21 sier at rapporten viser at det er enkelte områder opp mot 74 grader nord som innebærer nye utfordringer på norsk sokkel.
– Men det er sammenliknbart med utfordringer som er godt håndtert andre steder, slik som i Canada. Det finnes løsninger allerede, men de må tilpasses og operasjonaliseres for det enkelte felt. Mange forhold som geologi, fluidsystem og havdyp, er like som for modne områder på norsk sokkel, sier Hjelmtveit Lille.
Han peker på at man her har allerede 40 års erfaring med sikker og effektiv drift.
– Teknologiske løsninger er altså velkjente, men på grunn av avstander og mangel på eksisterende infrastruktur kan kostnadene bli høyere. Videreutvikling av teknologiske løsninger er derfor viktig for å få til mer kostnadseffektive utbygginger, sier Lille.
– Ingen showstoppere
Han mener at konklusjonene i DNV GL-rapporten ikke viser noe som skal hindre helårlig drift så langt nord.
– Analysen viser ingen teknologiske showstoppere. Rapporten fra DNV GL viser at det finnes teknologiske løsninger som kan operasjonaliseres for norsk sokkel. Det er imidlertid krevende å få lønnsomhet i mindre og mellomstore felt.
– Utfordringen nå er å videreutvikle og ta i bruk teknologiske løsninger som gjør utbygging og drift mer kostnadseffektiv. Det jobbes hardt i industrien og forskningsmiljøene med å få til sikre og kostnadseffektive løsninger.
– Stiller andre krav
Oljevirksomhet i Barentshavet er på ingen måte noe nytt. En lang rekke leteboringer er allerede gjennomført. Snøhvit-feltet produserer gass, og produksjonen fra det første oljefeltet i Barentshavet – Goliat – nærmer seg, om enn noe forsinket.
Men blokkene som er utlyst på 74. breddegrad har flere utfordringer enn Goliat, som er på 71 grader nord, og Snøhvit på 70 grader nord: Det er enda kaldere. Enda mørkere. Det er enda lenger fra land, og infrastrukturen er så godt som ikkeeksisterende.
– Leteboring kan legges til gunstige tidspunkt av året for å unngå disse problemene. Men helårlig drift, som kan være en realitet 8-10 år etter et drivverdig funn er gjort, stiller andre krav til håndtering av utfordringene, ifølge OG21.
Forventer arbeidsrestriksjoner
Rapporten har identifisert nærmere 30 utfordringer. 11 av disse peker seg ut som spesielt viktige for industrien og myndighetene.
Rapporten har tatt utgangspunkt i tre spesifikke utbyggingskonsepter på forskjellige steder for å identifisere teknologiutfordringene.
- Oljeproduksjon fra en FPSO i Barentshavet Sørvest
- Subsea oljeproduksjon i Barentshavet Sørvest
- Gassproduksjon fra en FPSO i Barentshavet Sørøst
Det kommer frem at vind- og bølgetilstandene på de aktuelle stedene er mindre heftig enn for eksempel i Norskehavet.
– Likevel, på grunn av de lave temperaturene og ytterligere kjøling fra vinden, er arbeidsrestriksjoner forventet, spesielt på den østlige lokasjonen, ifølge rapporten.
– I hovedsak sikkerhet
Videre heter det at havis og isfjell er sjeldent i områdene, men at det likevel dukker opp såpass ofte at det må tas med i betraktningen på både design av installasjoner og rent operasjonelt.
I oppsummeringen går det frem at ut fra scenariene på de to lokasjonene, har det blitt identifisert konkrete utfordringer som må løses før helårlig drift kan fungere.
– Dette er i hovedsak snakk om teknologier knyttet til sikkerhet for personell, forhindring og forberedelse på ulykker og konsekvensreduserende tiltak.
– Mer spesifikt dreier det seg blant annet om deteksjon og håndtering av drivende is, løsninger og infrastruktur for personell, samt teknologier knyttet til oljesøl og beredskap, ifølge DNV GL.
Rapporten kommer til å bli presentert senere i november.
- Verdensnyhet: Her slepes en teknisk milliardmaskin på over 1000 tonn
