– Produksjonsskip er basecase

Av – Jonas Ellingsen

– Ingen løsning er valgt, men produksjonsskip er vårt hovedalternativ. Det sier Erik Strand Tellefsen,  Statoils direktør for feltutvikling i Nord-Norge, til Petro.no.

Onsdag åpnet han SPE -konferansen i Harstad med innlegget «Efficiency today – Opportunities tomorrow». I stor grad handlet det om utfordringen oljeindustrien har med stadig høyere kostnader og redusert avkastning, og Statoils STEP-program som har som mål å gi en varig reduksjon av kostnadene med 20-30 prosent innen 2019. Fremtidige investeringer gjennomgås på nytt, og Johan Castberg er ikke noe unntak. Partnerskapet i feltet har vedtatt å utsette beslutning om videreføring, såkalt DG2, til andre halvår 2016, med forventet investeringsbeslutning i 2017.

– Vi har som sagt ikke valgt løsning for utbygging av feltet.  Ved siden av produksjonsskip  vurderer vi fortsatt en løsning med semi og ilandføring av oljen til terminal på Veidneset.  Vi kan imidlertid ikke ta  løftet med en terminal alene, og har inngått en samarbeidsavtale med Lundin Norway, Eni og OMV der målet er å vurdere grunnlaget for en landterminal som kan støtte flere felt i Barentshavet, sier Erik Strand Tellefsen.

Ser på Norne-modell
Han understreker at dersom valget faller på produksjonsskip, vil løsningen primært være designet og skalert for forekomstene på Johan Castberg.  Tellefsen viser til Norne, som siden starten i 1997 har boret i størrelsesorden 25 letebrønner i nærområdet.

– Man har klart å fase inn alle funn på en lønnsom og god måte, antall undervanns brønnrammer har f.eks økt fra 5 til 15, selv om produksjonsskipet opprinnelig ikke var designet for så store forekomster. Dette viser at en enkel løsning som kan utvides og tilpasses vil fungere, sier direktøren.

Den opprinnelige prislappen for Castberg med ilandføring og terminal på  Veidneset lå på rundt NOK 100 milliarder. Produksjonsskip var beregnet å koste drøye NOK 10 milliarder mindre,  og gjennom en rekke grep og forenklinger er prislappen nå redusert med nye NOK 16 milliarder.

– Vi ser faktisk muligheten for ytterligere forenklinger, slik at  det opprinnelige prisanslaget  for produksjonsskip inkludert undervannsanlegget og brønnene blir redusert inntil 25 prosent.  Alle forenklinger på brønner og undervannsanlegg kan overføres til semi-løsningen, sier Erik Strand Tellefsen.

Færre brønner, enklere subsea
Reduksjonene er oppnådd gjennom mange tiltak. Eksempler er færre brønner og et forenklet undervannsanlegg, der man bl a har kombinert gassløft- og gassinjeksjonslinjer ned til brønnene. – Vi har redusert lager-størrelsen på produksjonsskipet og vi har forenklet prosessanlegget fra et tretrinns seperasjonstog til et totrinns.  På brønnsiden vil vi benytte lette fartøy i stedet for dyre rigger til å installere ventiltrærne, legger direktøren til.

Han forteller videre at Statoil har en ambisjon om å kutte estimerte driftskostnader på Johan Castberg med opptil 40 prosent.

USD 60 «break even»
– Analytikerne ser ut til å være uenige om hvilken oljepris som kan forsvare utbygging av Johan Castberg. Hva er Statoils regnestykke?

– Lønnsomhet avhenger av flere faktorer, men hvis vi ser på «break even» hadde vi i 2013 en «break even» på over på 80 dollar fatet basert på semi med ilandføring og terminal. Nå har vi break even på 60-tallet, – og vi fortsetter arbeidet med å se på kostnadseffektive løsninger for å komme ned på 50-tallet.  Dette er nødvendig for å oppnå en forsvarlig og lønnsom utnyttelse av ressursene, sier han.

Statoil initierte sitt STEP-program for mer enn ett år siden – det vil si en god stund før oljeprisen halverte seg.

– Vi var i forkant og føler at vi er i en god posisjon – selv om det vil ta tid å få ned kostnadsnivået. Nedgangen i oljeprisen har satt kostnadene i fokus i hele bransjen – men dette ville tvunget seg frem uansett.  De 10-15 siste årene har vi hatt et alt for høyt kostnadsnivå og for lav effektivitet på norsk sokkel.  Med siste generasjons teknologi borer vi færre meter og bruker flere engineering-timer enn vi gjorde for 15 år siden.
Selv med oljepris på 100 dollar var avkastningen for lav – og det kunne ikke fortsette i lengden. Selv om mange opplever at det er tøffe tider nå, er det som skjer absolutt sunt for industrien.  Det er helt nødvendig for å få reinvesteringer og fornyet aktivitet på sokkelen, avslutter Tellefsen.

—–

Fakta – Johan Castberg
Det er de Statoil-opererte funnene Skrugard fra 2011, Havis fra 2012 og Drivis fra 2014 som i dag utgjør Johan Castberg-prosjektet

Volumene som til nå er påvist i Johan Castberg, er estimert til 400-650 millioner fat olje

Rettighetshavere i Johan Castberg-lisensen er Statoil, Petoro og Eni