Fase en og to av utbyggingsprosjektet går som planlagt.
Det vil si å bore undersøkelsesbrønner og starte produksjonen av olje av de enorme forekomster av tungolje i Athabasca område i Alberta, Canada .
To års utsettelse
Fase tre, bygging av prosessanlegg for å raffinere oljen opp til høyere kvaliteter, er foreløpig utsatt med minimum to år.
Årsaken til det er at utbyggingskostnadene er blitt mer enn fordoblet, samt at raffinerier langs USAs kyst mot Mexico-golfen ser ut til å få ledig kapasitet når StatoilHydro når topproduksjonen i 2018 – 2020.
Dyrere
I 2001 lå utbyggingskostnadene på rundt 175 000 kroner per fat i produksjonskapasitet. I dag er prisen kommet opp i 550 000 kroner.
– Å drive utvinning av olje fra oljesand er noe ganske annet enn å drive oljeproduksjon fra vanlige reservoarer. Det er langt dyrere. Med dagens prisnivå må vi ha mellom 70 og 80 dollar fatet for å få lønnsomhet i prosjektet. Dette er definitivt ikke prosjekter for små selskaper, sier StatoilHydros sjef for Canada, Geir Jøssang.
Les også:
Som Sør-Norge
Området StatoilHydro skal utvinne er på størrelse med Østfold fylke.
Hittil har StatoilHydro boret 150 letebrønner i området de har tillatelse till å utvikle. I forhold til en letebrønn på sokkelen er dette svært enkle brønner.
Hovedformålet er å bore ned i sanden for å finne hvor det største/tjukkeste laget med bitumen ligger.
– Dette gjør vi for å senere kunne optimalisere plasseringen av produksjonsbrønnene. En letebrønn bores for øvrig på rundt tre dager, sier Robert Skinner i StatoilHydro. Han er direktør for forretningsutvikling i Canada.
Store reserver
StatoilHydro regner med at det er reserver for rundt 2,2 milliarder fat olje i sitt område. Planlagt produksjon er 220 000 fat per dag. Det gir en driftstid på rundt 30 år.
Totalt er det 173 milliarder fat olje i de store oljesandreservoarene i Alberta. Arealet hvor disse ligger tilvarer 43 prosent av det norske fastlandet.
Oljesanden er i form av bitumen, dvs. at alle lette komponenter for lengst er dampet bort. Et annet ord for bitumen er asfalt. Gjennom kjemiske prosesser er det mulig å utvikle syntetiske oljeprodukter fra bitumen.
Konstruert for tungolje
Raffineriene som ligger langs kysten av Mexico-golfen får etter hvert ledig kapasitet. Disse er bygget for å raffinere tungolje fra Mexico og Venezuela. Etter hvert som felt som Cantarel-feltet og andre tungoljefelt i Mexico produserer mindre og mindre, får de kapasitet til å behandle bitumen fra Canada.
– Dersom vi kan få til en avtale med disse raffineriene, kan det hende at vi ikke kommer til å bygge oppgraderingsanlegget, sier Jøssang. Han venter at StatoilHydro vil fatte en beslutning om dette i 2009, mens selve investeringen ikke vil gjennomføres for i 2016.
Legge sten på sten
Jøssang understreker at prosjektene har en helt annen karakter enn tradisjonelle utbyggingsprosjekter på sokkelen.
– Vi kan bygge ut gradvis. Utviklingen av feltet kommer over tid etter hvert som vi får erfaring. Alt skal ikke inn til myndighetene for godkjenning med en gang. Her kan vi utvikle det hele gradvis, sier han.
– Et viktig element i utviklingen av oljesandprosjektet er at vi kan få en kontantstrøm i prosjektet på et tidlig tidspunkt, forteller Per Markestad i StatoilHydro. Han er sjef for teknologi og miljø i StatoilHydro Canada. Han legger til at selve prisingen av produktet er usikkert.
– Vi vet ikke riktig hva som er endelig pris for bitumen og hvordan denne er i forhold til den vanlige oljeprisen, WTI (West Texas Intermediate). Normalt har bitumen ligget på et nivå som ligger mellom 20 og 30 dollar lavere, borstett fra i desember og januar, hvor det er et betydelig prisfall. Det skyldes rett og slett at det er ingen som legger asfalt i denne perioden av året, sier han.
Storforbruker av naturgass
Selve produksjonen skal skje ved bruk av såkalt SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Metoden innebærer at bakken varmes opp slik at bitumen blir flytende og synker ned i selve produksjonsbrønnen. Oppvarmingen skjer ved at det pumpes damp under høy temperatur og trykk via en brønn parallelt med produksjonsbrønnen i grunnen.
Vann og bitumen pumpes deretter opp hvor vannet separeres og bitumen tilsettes et kondensat for å holde seg flytende slik at det er mulig å transportere dette videre til raffinering/oppgradering.
90 prosent av vannet gjenvinnes og brukes på nytt i dampproduksjonen. Den største kostnaden ved produksjonsmetoden er kostnadene knyttet til dampproduksjonen.
StatoilHydro planlegger å bruke naturgass til dette formålet.
– Prisen for naturgass vil avgjøre lønnsomheten i prosjektet, mener Robert Skinner.
