Aker BP og Equinor varsler nytt samarbeid: – Stort potensial

• Equinor og Aker BP inngår et nytt samarbeid for å hente ut mer olje og gass fra krevende funn med tette reservoarer på norsk sokkel.
• Det kan potensielt utvinnes like mye ressurser som kjempefeltet Johan Sverdrup fra tette reservoarer, og selskapene vil dele kunnskap og teknologi i håp om å kutte kostnader.
• Det kan blant annet bli aktuelt med felles innleie av skip som driver med hydraulisk oppsprekking i undergrunnen, for å få olje og gass til å flyte lettere.

Equinor og Aker BP varsler nå et nytt samarbeid i håp om å hente ut mer ressurser fra sokkelen.

– Tette reservoarer har stort potensial, sier Kjetil Hove, som leder Equinors aktivitet på norsk sokkel.

Sokkeldirektoratet anslår at det kan være mulig å hente ut flere milliarder fat fra slike funn, kanskje like mye som hele Johan Sverdrup-feltet.

– Dette startet i fjor høst, sier Hove.

– Jeg og Kalle (Aker BP-sjef Karl Johnny Hersvik, journ.anm.) satt og diskuterte hva vi kunne gjøre for å bake en større kake på sokkelen, og samarbeide om å skape mer verdier fra sokkelen, sier han.

Samtalene bar frukter. I mai samkjørte Equinor og Aker BP lisenser for å forenkle og utvikle ressurser raskere. I august varslet Equinor, Aker BP og Vår Energi et letesamarbeid med en storstilt milliardsatsing på funn med høyt potensial.

– Nå varsler vi enda et samarbeid basert på disse diskusjonene om hvordan vi kan jobbe sammen og bake kaken på sokkelen større, sier Hove.

I tette reservoarer flyter oljen og gassen veldig tregt gjennom bergarten. Målet er å klare å hente ut mer og få lønnsomhet i disse krevende funnene.

– Vi må få ned prisen. Det er en av de store driverne. Derfor må vi samarbeide og utvikle ny teknologi, sier Hove.

Ser potensial i krevende funn:

Rundt 90 funn på norsk sokkel er ennå ikke besluttet utbygd. Mange av disse ligger i tette reservoarer, ifølge Equinor og Aker BP.

Slike reservoarer kan være av kalkstein eller sandstein, og har lav gjennomstrømning av olje og gass.

Mange slike funn er ikke lønnsomme med dagens løsninger, som bare kan hente ut noe av ressursene.

Sokkeldirektoratet mener at mange funn kan gjøres lønnsomme ved å ta i bruk ny teknologi, som for eksempel hydraulisk oppsprekking (fracking).

Sokkeldirektoratet anslår at det kan være opp mot 13 milliarder fat oljeekvivalenter i denne typen reservoarer, og at det kan hentes ut rundt 2,8 milliarder fat fra dem.

Eksempler på slike krevende funn er Victoria, Lofn og Langemann, Gro og Linnorm.

– Stort kompetanseløft

– Dette er et stort kompetanseløft, sier Aker BP-sjef Karl Johnny Hersvik.

Aker BP og Equinor ønsker å se ulike felt i sammenheng og utvikle felles løsninger på tvers, slik at kostnader kan kuttes og teknologien tas raskere i bruk.

– Det handler veldig mye om ekspertise. Det er ingenting som er mer interessant for en ingeniør enn å få dele og utveksle erfaring og kompetanse og prøve å pushe grensene for hva som er teknologisk mulig, sier Hersvik.

Les også

Equinor, Aker BP og Vår Energi: Oljetopper varsler nytt samarbeid

– Gleder meg som en hund

Aker BP-sjefen håper at de ulike samarbeidene som er varslet i det siste bidrar til at fremtidig norsk produksjon kommer så nær det høyeste av Sokkeldirektoratets mulighetsbilder som mulig.

– Jeg tror også det er litt pessimistisk, jeg tror det er mulig å få ut enda mer. Men da kreves det mer samarbeid i industrien, sier han.

Hersvik ønsker å begynne å ta investeringsbeslutning allerede i 2027 eller 2028.

– Dette kommer til å bli kjempebra. Jeg gleder meg som en hund. Reservoaringeniøren i meg har virkelig fått fart, sier han.

E24 spør om målet er at disse krevende feltene skal bli lønnsomme ved like lave oljepriser som tradisjonelle utbygginger.

– Mer eller mindre. Dette følger et mønster på norsk sokkel. Realiteten er at dette er en ressursklasse vi normalt sett ikke har jobbet med fordi andre ressurser har vært enklere å utvinne. Men vi har gjentatte ganger vist at vi er gode på å utvikle teknologi og kapasiteter, sier Hersvik.

Les også

Aker BP-sjefen: – Superoptimistisk

– Gledelig at bransjen tar tak

Sokkeldirektoratet har etterlyst mer satsing på nettopp tette reservoarer.

– Funn i tette reservoar er en del av potensialet på sokkelen, men har ikke blitt jobbet nok med, sier sokkeldirektør Torgeir Stordal til E24.

Et funn som Victoria, som ble lagt på is for mange år siden fordi det ikke fantes teknologi til å få det lønnsomt. Men Sokkeldirektoratet har påpekt overfor bransjen at tilsvarende reservoarer utvikles andre steder, som i Mexicogolfen i USA.

– Det er gledelig at bransjen nå tar tak i dette, sier Stordal.

Det er blitt delt ut lisenser til denne typen tidligere funn i de siste TFO-rundene på norsk sokkel.

– Det som gjenstår nå er å ta dette i bruk i stor skala på norsk sokkel.

– Stort potensial

Både Equinor og Aker BP har jobbet noe med slike reservoarer tidligere.

– Vi har gjort noe på Gullfaks og Aker BP har gjort noe på Valhall. Det er noe vi har erfaringer med og har stor tro på, sier Hove.

Han sier at samarbeidet handler om fire ting:

• Samarbeid om relevante teknologielementer.
• Jobbe tett sammen og dele erfaringer.
• Sammen etablere en verdikjede for industrialisering.
• Koordinering av aktiviteten mellom lisenser for å få stordriftsfordeler.

Equinor alene sitter på 20 funn i tette reservoarer, som inneholder til sammen rundt én milliard fat.

– Så det er stort potensial, sier Hove.

– Hvis vi løser denne nøtten, kan mange andre prospekter bli kjempeinteressante. I tillegg er det mange slike reservoarer på gamle felt som ikke utvinnes. Vi driver og utvikler dette på Gullfaks nå, med ganske bra suksess.

– Hva skal til for at dere kan si at dere lykkes?

– At vi får utviklet noen av de feltene vi nå jobber med. Aker BP har Victoria, vi har Lofn og Langemann og planlegger å gjøre noe på Linnorm, sier Hove.

Kan leie fartøy sammen

Selskapene vurderer blant annet felles innleie av fartøy som driver med hydraulisk oppsprekking (fracking).

– Jo flere brønner du kan spre kostnaden ut over, jo lavere blir kostnadene per brønn, sier Hersvik.

Han sier at oljeselskaper ofte har egne standarder, noe som driver opp kostnadene.

– Når de to mest aktive aktørene nå er enige om å utveksle erfaring og utvikle teknologi sammen, så ligger det i kortene at vi har tenkt å legge oss på samme tekniske standard, sier han.

Hydraulisk oppsprekking (fracking) har vært mye brukt i skiferreservoarer på land i USA. Ifølge Hersvik er de norske reservoarene ikke like tette som der, men mer sammenlignbare med tette reservoarer i Mexicogolfen.

Les også

Aker BPs store år: – Utrolig artig og utrolig spennende

Vil leie inn fartøy

Ifølge Hersvik bruker man i Norge vanligvis 20-25 dager på å bore en produksjonsbrønn og 8-9 dager på komplettering før produksjonen startes.

– Med tette reservoarer må du i tillegg ha et frackingfartøy inn. Det kan ta noen timer, dager eller uker. Så er man ferdig og kan starte produksjon. Men dette må planlegges og koordineres, sier Hersvik.

Han tror at fartøy vil bli leid inn i første omgang.

– Hvis dette blir så stort som jeg tror, kan det bli aktuelt å bygge opp både baser og spesiallagede fartøy for norsk sokkel. Det er litt mørkere, dårligere vær og større bølgehøyde enn mange andre steder i verden, sier han.

Her tror Sokkeldirektoratet det kan være mer:

Sokkeldirektoratet har den siste tiden vært ivrige på å få ut mer olje og gass fra såkalt tette reservoarer, noe Energidepartementet har bedt om i sitt tildelingsbrev til direktoratet.

Dette vil ifølge direktoratet kreve ny teknologi og kostnadsreduksjoner, og de har oppfordret næringen til å ta fatt på jobben.

Sokkeldirektoratet har pekt på flere aktuelle funn:

• Norselhøgda i Barentshavet: Et tett reservoar som trolig vil kreve stimulering. Funnet 200 kilometer nord for Hammerfest ble gjort i 1988, men ble levert tilbake til myndighetene. Direktoratet ønsker at selskapene ser med nye øyne på funnet.
• Gro-funnet i Norskehavet: Funnet av Shell i 2009, men levert tilbake av Equinor og Wintershall i 2021. Det tette reservoaret inneholder trolig 327 millioner fat oljeekvivalenter i form av gass. Direktoratet har etterlyst selskaper som vil se mulighetene i Gro.
• Victoria-funnet i Norskehavet: Funnet i 2000, men levert tilbake i 2018. Direktoratet mener mer kan utvinnes med hydraulisk oppsprekking, også kjent som «fracking».
• Linerle-funnet i Norskehavet: Direktoratet ønsker å blåse liv i dette ved hjelp av avanserte metoder for økt utvinning (EOR). Funnet er beregnet å inneholde over 200 millioner fat seigtflytende olje, men utvinningsgraden er bare ventet på 17 prosent. Direktoratet ser også muligheter for Slagugle i Norskehavet og Frigg i Nordsjøen.

Dette er relevant teknologi for tette reservoarer, ifølge direktoratet:

• Dynamisk oppsprekking («fracking»): Å sprekke opp reservoarbergarten og holde sprekken åpen ved å fylle den med sand. Olje og gass kan da lettere strømme inn i brønnen, slik at man kan produsere mer.
• Lavkostnadsboring: Bruk av fleksibelt rør som spoles av en trommel for å bore brønner. Kan senke borekostnaden og øke lønnsomheten i mindre forekomster.
• CAJ-teknologi (Controlled Acid Jetting): Kan øke produktiviteten i lange horisontale brønner, hvor tradisjonelle metoder har begrenset rekkevidde.