Puslespillet Maria

01.12.2015
Hadde Wintershall tenkt tradisjonelt, ville oljefunnet Maria sannsynligvis blitt liggende som et prosjekt i skrivebordsskuffen. Heldigvis tok fantasien overhånd.

| Alf Inge Molde

Illustrasjon: Wintershall

Bit for bit
Wintershall beskriver forhandlingene med naboutvinningstillatelsene som kompliserte, omfattende og tidkrevende, men nå ligger alt klart for produksjonsstart fjerde kvartal 2018.
(Illustrasjon: Wintershall)

 

Midt i den største oljenedturen siden slutten av 1990-tallet godkjente Olje- og energidepartementet 4. september plan for utbygging og drift for Maria. Feltet ligger 230 kilometer fra land og 25 kilometer øst for Kristin-feltet på Haltenbanken i Norskehavet.

Prosessen fram til Plan for utbygging og drift (PUD) har vært utfordrende, erkjenner prosjektdirektør Hugo Dijkgraaf i Wintershall Norge. Men det grundige forarbeidet har vært en forutsetning for at prosjektet i det hele tatt kunne bli en realitet.

Det var den halvt nedsenkbare riggen Songa Delta som boret funnbrønn 6406/3-8 på 300 meters havdyp sommeren 2010, to år etter at rettighetshaverne fikk tildelt utvinningstillatelsen (475 BS i TFO 2008). Området var på ingen måte jomfruelig. I nabolaget ligger store felt som Åsgard, Heidrun og Kristin. Reservoaret de ville teste, ble også boret i 1986, uten den helt store suksessen.

Friske øyne

For forgjengeren boret på det de mente var høyeste punkt i reservoaret, og som dermed skulle inneholde mest olje. Men dette oljeførende laget viste seg å være tynt, og utvinningstillatelsen ble dermed forlatt. 3D-seismikk, som ikke var tilgjengelig i 1980- årene, gav geologene mulighet til å tolke strukturen på en annen måte. Den nye tolkningen gikk ut på at det oljeførende laget er tykkest i sør og nord, mens det har en sadellignende utforming på midten.

Det viste seg å stemme. Første brønn påviste 60 millioner fat olje i sør. Det samme gjorde avgrensningsbrønnen som ble boret i nord i 2012. Og det stoppet ikke der. Gjennom studier av reservoaret og dreneringsstrategier modnet utvinningstillatelsen fram ytterligere 60 millioner fat. Plutselig så man på et felt på 180 millioner fat oljeekvivalenter.

Havdypet gjorde at rettighetshaverne satset på en havbunnsutbygging. Det kunne løses på to måter; enten som tie-back til en nærliggende plattform, eller ved hjelp av en flytende produksjonsog lagringsinnretning (FPSO) eller en halvt nedsenkbar plattform. Operatøren vurderte løsningene, men etter en runde med partnere for de omkringliggende innretningene på Kristin-feltet, Åsgardfeltet og Heidrun-feltet ble det klart at ingen av dem var i stand til å tilby alt Maria trengte. FPSOløsningen viste seg raskt å være en kostbar løsning.

Forhandlinger

Men selv om ingen kunne tilby alt, kunne de fleste naboene by på noe. Kristin kunne prosessere oljen. Heidrun kunne hjelpe med vanninjeksjon, og Åsgard B kunne bistå med gassløft via havbunnsinnretningen Tyrihans D. Åsgard C hadde kapasitet til å ta imot oljen som skulle eksporteres. Utfordringen for prosjektet ble dermed å se hvor store investeringer man måtte gjøre på de enkelte innretningene for å kunne betjene Maria. På toppen var det nødvendig med over 100 kilometer med rørledninger.

Da puslespillet var ferdig lagt, satt Wintershall og partnerne igjen med en langt billigere løsning enn det ville vært å bygge ut med egen FPSO. Og det var teknisk gjennomførbart. «Vi syns vi har vært ekstremt kreative,» sier Dijkgraaf.

Ifølge Forskrift om bruk av andres innretninger er felt med ledig kapasitet nødt til å gjøre en grundig evaluering av henvendelser fra oljeselskap som ønsker å knytte seg til eksisterende infrastruktur. Det er fornuftig både for de som bygger ut og for skattebetalerne som til syvende og sist betaler brorparten av regningen.

«Man må finne en nøkkel for fordeling av risiko og profitt for å få det til,» sier Dijkgraaf, som beskriver forhandlingene som kompliserte, omfattende og tidkrevende.

Statoil er operatør på alle vertsplattformene til Maria, men det er andre partnere som var forhandlingsmotpart. Partene hadde også mange møter med myndighetene for å komme i mål. Bare i siste fase hadde Dijkgraaf 35 møter med Oljedirektoratet og Olje- og energidepartementet, forteller han. Til slutt lyktes det.

Etterfølgelse

Prosjektdirektøren mener at Wintershall på mange måter har pløyd ny mark med sin tilnærming. Han tror mange vil følge etter. Underdirektør i Oljedirektoratet, Kalmar Ildstad, og ansvarlig for arbeidet med Maria-PUD-en, Tove Francke, tror vi i framtiden kommer til å se mange flere satellittutbygginger på norsk sokkel.

Majoriteten av de rundt hundre funnene som ennå ikke er bygget ut på norsk sokkel, er for små til å bære en egen utbygging. Mange ligger imidlertid nær eksisterende infrastruktur i Nordsjøen og Norskehavet, hvor det er mulig å knytte seg til felt som etter hvert får ledig kapasitet og på den måten oppnå lønnsomme utbyggingsprosjekter. I tillegg vil dette bidra til å forlenge produksjonen fra feltene som tar inn nye satellittfelt i sine anlegg.

«Maria setter norgesrekord i antall tilknytninger for én utbygging, og viser at mye er mulig dersom det er vilje til samarbeid,» sier Ildstad.

Totalt regner Wintershall med å bruke 15,3 milliarder kroner på utbyggingen. Det er over 2 milliarder kroner mindre enn tidligere anslått. En del av besparelsen skyldes optimalisering i planleggingsprosessen, men Dijkgraaf legger ikke skjul på at man nå får mye for pengene i et sulteforet leverandørmarked. Blant annet leier rettighetshaverne inn Odfjell Drilling-riggen Deepsea Stavanger i 574 dager for cirka 1,5 milliarder kroner. Det er betydelig mindre enn hva det ville ha kostet for to år siden.

Å utsette prosjektet i påvente av enda mer fordelaktige priser, har likevel ikke vært på tale. Men med tanke på dagens oljepris og investeringsklima, erkjenner Dijkgraaf at rettighetshaverne ikke ville ha gått videre med en FPSO-løsning.

«Det var utfordrende da oljeprisen var 110 dollar fatet, og det hadde i hvert fall ikke gått når den er 45. Så vi måtte være kreative, » sier han.

 

Norsk sokkel nr.2-2015
Bente Nyland: Glasset er halvfullt
Intervjuet: Oljeministeren ber selskapene om å investere
Hovedside: Innhold Tema 50 år: Om å legge stein på stein
Offshorearbeid sikrere enn før
Sikkerhet har en pris
Ber om redusert dokumentmengde
Far og sønn Myhre diskuterer hva oljen har gjort med oss
OD-profilen: Diskos-database avgjørende for letesuksess
Tilgjengeliggjør enorme mengder sokkeldata
Heder til mattemodell
Geologi: Tette bergarter
Geologen – anvendelig på mange samfunnsområder
www.norskpetroleum.no – finn fakta om norsk sokkel