Et drøyt halvår etter planen er prestisjeprosjektet Åsgard undervannskompresjon i full drift. – Vi har ikke hatt trøbbel med anlegget i det hele tatt etter at det ble startet, sier Statoils Åse Hildrum. I august 2011 leverte Statoil Plan for utbygging og drift (PUD) for det banebrytende Åsgard-prosjektet på Haltenbanken i Norskehavet. – Alt virker Torsdag 28. januar ble kompressortog 2, som det kalles på fagspråket, satt i drift. Dermed var anlegget i full produksjon. FaktaÅsgard-feltet Startet produksjonen 19.5.1999 Ligger på Haltenbanken, 200 km fra Trøndelagskysten Statoil er operatør, og partnerne i lisensen er Petoro, Eni, Total og ExxonMobil For første gang i historien plasseres gasskompressorer på havbunnen istedenfor over havoverflaten. Det gir både større og raskere utvinning. – Det føles utrolig godt. Vi har naturligvis kjent på en spenning i forkant, men nå kan vi slippe ned skuldrene, sier Åse Hildrum, som har ledet driftsforberedelsene i prosjektet siden sommeren 2012. I de snart tre ukene som har gått siden tog nummer to ble satt i drift, har Hildrum kunnet konstatere at alt virker som det skal. – I forkant har vi brukt svært mye tid på testing, og det var sånn sett ingen stor overraskelse at anlegget fungerer. Men det er viktig å se at produksjonen går gjennom hele systemet, sier hun. Forsinkelse Alt har imidlertid ikke gått på skinner for de to kompressortogene. Etter den opprinnelige planen skulle anlegget være i full drift på havbunnen i Norskehavet i løpet av første halvdel av 2015, men den milepælen kunne altså først markeres et drøyt halvår senere. Prosjektet har også blitt betydelig dyrere enn først antatt. Da utbyggingsplanen ble levert i 2011, estimerte selskapet investeringskostnaden til i underkant av 15 milliarder kroner. I sommer kunne Sysla avsløre at tallet var kommet opp i 19 milliarder. – Kvalitet er kostnadsdrivende, men viktig for å holde regularitet når anlegget er i produksjon. I et prosjekt som dette, der teknologien befinner seg på havbunnen, er det spesielt viktig at alt fungerer optimalt, for det er svært kostbart å rette opp feil underveis. Derfor har det vært helt bevisst å bruke den tiden som trengs for å være sikre på at systemet virker, sier Sverre Kojedal, kommunikasjonssjef for Statoils virksomhet i Midt-Norge. Milepæl Han er derfor klar på at utfordringene underveis ikke gir noen bismak når prosjektet nå er i drift. – Snarere tvert imot. Dette er noe som aldri tidligere er gjort. Det er nærmest slik at forsinkelsene er hentet inn fordi alt har fungert som det skulle etter at de første modulene ble satt i drift i høst, sier Kojedal. I midten av september ble det første av de to togene satt i drift. De første ukene støttet prosjektteamet oppstarten fra Åsgard B, men siden har plattformens eget personell kontrollert driften, slik de også skal gjøre framover. – Vi har ikke hatt trøbbel med anlegget i det hele tatt etter at det ble startet. Erfaringene fra det første toget har også vært viktige å ta med før hele anlegget ble satt i produksjon, sier Åse Hildrum. Åsgard-anlegget er en ny milepæl på veien mot Statoils mål om en såkalt “havbunnsfabrikk” – der all produksjon skjer på havbunnen, uten støtte på overflaten. – Nå har vi et nytt element i verktøykassen. Dette er et viktig steg i arbeidet for mer effektive løsninger og kommer til å være viktig både forretningsmessig og for teknologiutvikling, sier Sverre Kojedal. Forlenget levetid Totalt er anlegget på havbunnen like stort som en fotballbane. Bakgrunnen for den nye teknologien er at trykket i reservoarene faller etter år med produksjon. Kompressorene på havbunnen skal kompensere for det fallende trykket og sikre stabil gasstrøm. Statoils beregninger viser at utvinningsgraden vil øke fra 59 til 84 prosent på Mikkel og fra 67 til 87 på Midgard, de to reservoarene i Åsgard-lisensen som omfattes av kompresjonsløsningen. Til sammen betyr det at det vil bli hentet ut 306 millioner fat oljeekvivalenter ekstra fra de to reservoarene, som hovedsakelig inneholder gass. Oppgraderingen gjør at feltet antas å være i produksjon fram til 2032.

Mens de fleste oljeselskaper kutter kostnader og nedbemanner, går det ferske leteselskapet Wellesley Petroleum mot strømmen og ansetter nye fagfolk. Selskapet lyste nylig ut tre ledige stillinger. Resultatet var 160 søkere. – Vi er selvsagt glade for å at så mange kompetente folk ønsker å jobbe for oss. Samtidig er det leit å si nei til så mange kvalifiserte kandidater, sier administrerende direktør Chris Elliott i Wellesley Petroleum. Søkertallene er nok et uttrykk for at leteaktiviteten på norsk sokkel er hardt rammet av sparetiltakene. Antall letebrønner på norsk sokkel vil ventelig falle fra 56 i 2015 til 30 i 2016, og Oljedirektoratet varsler at leteinvesteringene vil bli redusert med 11 milliarder kroner i samme periode. – Dårlige tider gir gode funn Men Wellesley Petroleum ser ingen grunn til verken å senke tempoet eller droppe leteaktiviteten. Snarere tvert imot. – Historien har vist at de beste leteresultatene globalt har kommet i perioder med lav oljepris. Når selskapene kutter kostnader, blir bare de beste prospektene undersøkt. Selskapene bruker også mer tid til å modne fram boremålene. De siste årene har vi sett at alle skal lete etter olje, men nå er det bare de toppmotiverte selskapene som fortsetter å investere. Summen av dette gir bedre resultater, sier Elliott. I denne podcasten kan du høre Rystad Energys Tore Gulbrandsøy, Offshore.no-journalist Glenn Stangeland og Syslas Erlend Frafjord snakke om utfordringer og muligheter innen leting på norsk sokkel: Borer letebrønn i sommer Selskapet ble pre-kvalifisert som lisenseier i november og skal i sommer være med på sin første brønn på norsk sokkel, etter å ha kjøpt 20 prosent av lisensen der Engie skal bore Cara-prospektet. Et eventuelt funn vil kunne knyttes opp til Gjøa-plattformen der Engie også er operatør. Etter det Offshore.no kjenner til, skal selskapet også være på vei inn i lisens 544, der Lundin undersøker Fosen-prospektet. – Konkurransen om de gode prospektene er mindre, men samtidig er det blitt mye vanskelige å finne et partnerskap der alle selskapene ønsker å lete. Vi ønsker å kjøpe oss inn i gode lisenser, men forretningsideen er først og fremst å modne fram våre egne prospekter. Det tar år å identifisere, modne fram og bore et prospekt. Ved å investere i dette arbeidet nå, vil vi bygge opp en sterk og spisset portefølje når markedet snur, sier Elliott. – Hvordan påvirker kuttene på norsk sokkel deres strategi? – Siden det er blitt færre operatører som er motivert for å bore letebrønner, må vi selv ta operatøransvar. Vi har nå startet jobben med å få selskapet kvalifisert og de siste ansettelsene er en del av denne prosessen. – Funn på norsk sokkel går på billigsalg, og mange leteselskaper dreier strategien mot utbygging og produksjon. Er det aktuelt for dere? – Nei. Vi er et leteselskap. Det er leting vi kan og det er leting vi skal drive med. Leteresultatene de siste ti årene og arbeidet til vårt tekniske team gir oss troen på at det fortsatt er et stort potensial på norsk sokkel. Lavere kostnader gir også billigere brønner. 2 milliarder kroner Det er det britiske investeringsselskapet Bluewater Energy som har stilt rundt 2 milliarder kroner til disposisjon for Wellesley. Håpet er at nøkkelpersoner fra tidligere suksesser som Revus og Agora skal få disse pengene til å yngle. – Langsiktige og industrikyndige eiere er viktig for ethvert selskap, og spesielt når man har en motsyklisk forretningsstrategi. De har fortsatt stor tro på det vi driver med, og selv om markedet har snudd fullstendig de siste 18 månedene, så handler det fortsatt om det samme – å finne olje som er lønnsom å bygge ut.

Olje- og energiminister Tord Lien (Frp) tok den nye Edvard Grieg-plattformen i øyesyn før han sto for den offisielle åpningen tirsdag. – Edvard Grieg-plattformen er et synlig bevis på at petroleumsnæringen har mange tiår igjen som Norges største og viktigste næring, sa Lien. Han poengterte dessuten at det er ekstra gledelig å åpne en helt ny plattform i en tid da olje- og gassnæringen står med begge beina i en dyp krise. Lundin Norge er operatør på oljefeltet Edvard Grieg, som ligger på Utsirahøyden i Nordsjøen, og har en andel på 50 prosent i feltet. Den resterende andelen er fordelt på Wintershall Norge (15 prosent), OMV Norge (20 prosent) og Statoil (15 prosent). Lundin Norges administrerende direktør Kristin Færøvik sto for åpningen sammen med statsråden.