Johan Castberg – HVA NÅ?

I juni ble storprosjektet i Barentshavet utsatt for andre gang, og først i juni 2015 tar man endelig konseptvalg.

Mange ble skuffet, men få ble overrasket da Johan Castberg-operatør Statoil i slutten av juni meldte at partnerskapet i feltet; Statoil, Eni og Petoro, har besluttet å bruke mer tid på å gjøre endelig konseptvalg for utbyggingsprosjektet.

– Statoil og partnerne jobber nå med å modne fram teknisk utbyggingsløsning, undersøke ytterligere muligheter for å realisere terminal på Veidnes samt forbe- dre ressursgrunnlaget og redusere kostnader, sier Eskil Eriksen, Statoils Manager Communications Operations North til Petromagasinet, og konkretiserer:

– Vi jobber videre både med hovedkonseptene; et semi-konsept og en flytende produksjonsenhet. Videre inkluderer vi Drivis-funnet og jobber videre med tiltak for å redusere kostnader. Målet er å ha tilstrekkelig modning på begge konsept slik at vi kan ta et endelig konseptvalg sommeren 2015. Så hva er det egentlig som vurderes?

Semi-løsningen:

Dette var den første løsningen partnerskapet gikk for, og det som lå til grunn i forslaget til konsekvensutredning som ble offentliggjort i februar 2013. Løsningen var Aker Solution–designet og innebar bruken av en forstørret, Gjøa-liknende, halvt nedsenkbar produksjonsplattform, en såkalt semisubmersible – eller semi. Arbeidsnavnet i forslaget til konsekvensutredning var Skrugard Feltsenter og den skulle ha den nødvendige fleksibiliteten som åpner for å knytte inn en rekke nærliggende prospekter. Feltsenteret skulle kunne ta imot brønnstrømmen fra til sammen 22 subsea produksjonsbrønner, og fore 12 vanninjeksjonsbrønner og fire gassinjektorer.

Selv om Johan Castberg-lisensen nå vil ta inn Drivis-funnet også i utbyggingen, er det en rimelig spekulasjon å anta at specet for den opprinnelige flyteren ikke vil bli utvidet, snarere tvert imot, da denne var designet for å kunne ta imot brønnstrømmen og fore både vann- og gassinjektorer for eventuelle tilleggsressurser i området.

Siden semien ville være uten egen lagringskapasitet, ble eksportløsningen ilandføring av stabilisert olje via rørledning til Veidnes i Nordkapp kommune.

Oppsidene ved dette konseptet er flere, blant annet erfaringene med semier under tøffe værforhold og muligheter for utvidet prosesskapasitet. I tillegg kommer eksportkapasiteten gjennom rørledningen, hvilket gjør feltsenteret bedre egnet som eksporthub for andre felt i området, samtidig som rør til land innebærer lavere risiko for utslipp enn omlasting i rom sjø. Ulempen er ekstrakostnaden på nevnte rørledning, en kostnad tidligere anslått til ca NOK 10 milliarder.

FPSO-løsningen:

På et tidlig stadium ble både en bøtteformet FPSO (Floating Production, Storage and Offloading vessel) álá Sevan-flyteren på Goliat og en tradisjonell, skipsformet enhet som Norne vurdert. Av økonomiske årsaker hadde man allerede i februar 2013 gått bort fra bøtte-konseptet. De senere erfaringene fra Goliat, en utbygging Statoil med sin 40 prosent eierandel har særdeles god innsikt i, er vel neppe egnet til å revurdere den beslutningen – selv om det finnes gode argumenter for å bruke et slikt design i Barentshavet.

Altså er det nå en skipsformet FPSO som skal vurderes. Da man i første omgang valgte bort FPSO, skyldtes det ”økonomiske forhold” og ”redusert robusthet i forhold til å ivareta letepotensiale i lisensen/området.” Nå, når noe av oppsiden av letepotensialet er eliminert, vil lisensen vurdere alternativet på ny.

Oppsiden ved alternativet er lavere investeringer, da man slipper å bruke penger på rørledning. Ulempen er at man må laste om i rom sjø, hvilket innebærer en større utslippsmiljørisiko enn rørledning, samt at det gjør feltsenteret mindre egnet som hub for andre utbygginger.

Prosessanlegget

Det er funnene Skrugard fra 2011 og Havis fra 2012 som i dag utgjør Johan Castberg-prosjektet. Funnene var et gjennombrudd for Barentshavet som en ny oljeprovins. Volumene påvist i Johan Castberg, ble estimert til 400-600 millioner fat olje. I tillegg kommer nå funnet i undersøkelsesbrønn 7220/7-3 S Drivis, som legger mellom 44 og 63 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, hovedsakelig olje, til ressursgrunnlaget.

Uansett konseptvalg, vil prosessanlegget måtte ha en viss størrelse og kapasitet. I det første designet var feltsenterets prosessanlegg dimensjonert for å ta de første 4-600 millioner fatene, pluss de forventede tilleggsressursene, så med mindre andre felt kommer inn, kan det specet bli nedjustert. Uansett vil det dele brønnstrømmen i tre produkter; olje, gass og vann. Oljeproduksjonsanlegget ville opprinnelig ha en kapasitet på 32.000 kubikkmeter per dag, eller 201.000 fat per dag (b/d); vannbehandlingsanlegget 50.000 Sm3/d, og gassbehandlingsanlegget 10 millioner Sm3/d.

Produksjonsbrønnene vil bli komplettert for gassløft. Følgelig vil gassen fra produksjonsstrømmen bli komprimert og brukt til gassløft i oljeprodusentene, mens overskuddsgassen komprimeres og reinjiseres i Skrugard- og Havis-reservoarene. Også det produserte vannet, samt sjøvann, vil bli renset og reinjisert i reservoarene.