Vil ha driftssenteret for Maria til Stjørdal

I slutten av desember leverte Wintershall, som operatør for Maria-utbyggingen i Norskehavet, inn konsekvensutredningen (KU) for feltet, med høringsfrist 13. mars.

Wintershalls driftsorganisasjon for Maria er i konsekvensutredningen foreslått lagt til Stavanger og vil bli driftet av en felles organisasjon med Vega. Dette har ikke falt i god jord i nord, da all erfaring tilsier at aktiviteten et felt skaper, og dermed ringvirkningene, blir størst der driftsorganisasjonen ligger. Derfor krever Norskehavsrådet at driftssenteret legges til Stjørdal i Nord-Trøndelag.

Drift til Stjørdal, base i Kristiansund
Norskehavsrådet er et samarbeidsorgan bestående av fylkeskommunene Nordland, Nord- Trøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal, samt kommunene Bodø, Alstahaug, Brønnøy, Vikna, Verdal, Stjørdal, Hemne, Hitra, Aure, Kristiansund og Aukra, og skal ivareta regionens interesser i petroleumsrettede saker. I sin høringsuttalelse tar de sterkt til orde for at drift legges til Stjørdal og forsyningsbasen til Kristiansund.

”De samfunnsmessige konsekvensene ved valg av driftsoperative løsninger og lokalisering av disse, vil være svært viktig for videre utvikling av lokalt og regionalt næringsliv i Midt- og Nord-Norge. Med den nære kontakten driften av Maria-feltet vil få til Statoils ulike installasjoner på Haltenbanken, Kristin, Heidrun og Åsgard, vil det være naturlig å legge driftssenteret for Maria-feltet til Stjørdal. Det er også naturlig at nødvendige baseoperasjoner utføres i Kristiansund der Statoil har sine basefunksjoner for Kristin, Heidrun og Åsgard,” sier de i uttalelsen.

Mangler oversikt over ringvirkninger
I KU estimeres totale investeringskostnader for Maria til NOK 17,5 milliarder, mens årlige driftskostnader er estimert til litt i overkant av NOK 1 milliard. Sysselsettingsvirkningene av dette er anslått til rundt 900 årsverk og akkumulert 22.000 – 23.000 årsverk gjennom driftsperioden. Norskehavsrådet vil vite hvor mye av verdiskapningen som kommer regionen til gode.

”Norskehavsrådet mener konsekvensutredningen for utbygging og drift av feltet mangler en konkret regional oversikt over hvilken betydning bruken av ulike kontraktavtaler over feltets faser vil ha for det petroleumsrettede næringslivet i Norskehavsregionen, ut over eventuell forlengelse av driften av Statoil-opererte felt. Det ønskes at dette synliggjøres for å vise hvilke muligheter det er for å generere en større verdiskaping og sysselsetting fra Norskehavsregionen,” sier de i uttalelsen.

” Fremtidig aktivitet i Norskehavet bør få konsekvenser for hvordan oljeselskap, leverandørindustri og statlige organer satser. Norskehavsrådet finner det naturlig at de fylkene som bærer den største risikoen ved petroleumsvirksomheten også får den landbaserte aktiviteten gjennom drift, baser og forvaltning. Dette må kommuniseres sterkere fra Olje- og energidepartementet (OED) til oljeselskapene,” legger de til.

Vil ha fylkeskommuner inn i PUD-behandling
I dag foregår mesteparten av PUD/PAD –behandlingene (Plan for Utbygging og Drift/Plan for Anlegg og Drift av rørledninger) i Olje- og energidepartementet (OED), med fagorganer som blant annet Oljedirektoratet og Petroleumstilsynet som utredere. Er investeringen på over NOK 20 milliarder, skal PUD/PAD godkjennes av Stortinget, er den ikke, er det OED som beslutter. Dette vil rådet endre.

”Norskehavsrådet ber om at berørte fylkeskommuner må bli en formell part i framtidige PUD/PAD-prosesser (Plan for utbygging og drift/Plan for anlegg og drift) forut for offentlige høringer. Dette for å sikre reell mulighet for å komme i inngripen med prosjekter på et tidlig tidspunkt. Prosjektene har stor betydning for regional næringsutvikling og dette vil sikre gode demokratiske prosesser forut for utbygginger, både for aktiviteten på land i Norskehavsregionen og i Norskehavet,” sier rådet.

De minner om at fylkeskommunene, Nordnorsk Petroleumsråd og Norskehavsrådet i flere saker har ytret sterke ønsker om å bli en formell part i denne prosessen.

Tilpassede kontrakter må bli utlysingskrav
Selskaper nord for Verdal er lite representert i kontraktene for feltutbygginger og V&M –rammekontrakter. Dette skyldes at få selskaper i nord kan ta på seg så store og komplekse oppdrag som oljeselskapenes foretrukne EPCI (engineering, procurement, construction, installastion) –modell legger opp til. Dette vil rådet til livs.

”Norskehavsrådet mener at (OED) i utlysninger i større grad må påvirke selskapene til å utlyse kontrakter som har en størrelse og kompleksitet også tilpasset næringsstrukturen i Midt- og Nord-Norge. Dette er viktig for å sikre stabil aktivitet ved eksisterende drifts- og basemiljø. Dette har blitt gjennomført med gode erfaringer fra feltene Heidrun og Skarv. Norskehavsrådet forventer at OED kommuniserer til oljeselskapene at kostnadsreduksjonsprosesser ikke skal medføre sentralisering av funksjoner. OED må understreke den store betydningen som lokale og regionale arbeidsplasser har som følge av oljeaktiviteten i Norskehavet. Dette også for å sikre næringen integritet i samfunnene lokalt,” slås det fast.

Plassering er viktig
– På generell basis mener vi at en viktig suksessfaktor for norsk petroleumsnæring er godt politisk håndverk og et framoverlent næringsliv. Dette mener vi er en god modell også for framtidige petroleumsutbygginger, sier prosjektdirektør i Petro Arctic, Nina K. Jonassen til Petro.no.

Organisasjonen er, og har i årevis vært, en pådriver for at flest mulig funksjoner i forbindelse med feltutbygginger og drift av felt skal legges til landsdelen.

– Plassering av basefunksjoner, innkjøpspersonell og driftsorganisasjoner har vist seg å ha stor betydning for regionale ringvirkninger, sier hun.

– Snøhvit, Goliat og Norne er alle gode eksempler på dette.

Fakta:
Maria ble funnet i 2010 i utvinningstillatelsene 475BS, tildelt i 2009 med Wintershall Norge AS som operatør. Partnere i dag er Petoro AS og Centrica Resources (Norge) AS. Feltet ligger i Norskehavet, 200 km fra land og 20 kilometer fra feltene Kristin og Asgard og ble avgrenset ved boring i 2012. Avgrensningsboringen ble utført i utvinningstillatelse 475CS, tildelt i 2011, med de samme rettighetshaverne som i utvinningstillatelse 475BS.

Maria består av olje og assosiert gass, hvor det totale reserveanslaget er anslått til 188 millioner fat oljeekvivalenter, fordel på 156 millioner fat utvinnbar olje, 12 millioner fat oljeekvivalenter med gass og 20 millioner fat oljeekvivalenter med Natural Gas Liquide (NGL).
Feltet blir bygd ut som et undervannsanlegg med to havbunnsrammer. Brønnstrømmen blir transporten i rør til Kristin for prosessering, hvor oljen og gassen transporteres videre gjennom eksisterende rør til Asgard for eksport – skytteltankere for olje og Asgard transportsystem for gass. Løftegassen til brønnene kommer fra Asgard via Tyrihans sitt undervannsanlegg. Vann for trykkstøtte kommer fra Heidrun. Det vil bli boret to oljeprodusenter og en vanninjeksjonsbrønn i hver av de to havbunnsrammene. Løftegassen blir injisert direkte i produksjonsbrønnene.

Borestart er planlagt i andre kvartal 2017 og vil foregå med en halvt nedsenkbar borerigg i omlag 580 dager. Installasjonsarbeidet vil foregå i perioden 2016 til 2018, med produksjonsstart i 2018.

Maria er estimert til å produsere fram til 2040. Totale investeringskostnader er estimert til NOK 17,5 milliarder kroner, mens årlige driftskostnader er estimert til litt i overkant av 1 milliard kroner. Sysselsettingsvirkningene av dette er anslått fil rundt 900 årsverk og akkumulert 22.000 – 23.000 årsverk gjennom driftsperioden.