Kategoriarkiv: Oljedirektoratet

Bente Nylands siste år som oljedirektør: – Noen spiser og andre blir spist

Bente Nyland har sittet som oljedirektør siden 2007. Da hun fikk ærespris fra ONS-stiftelsen i høst, berømmet Leif Johan Sevland hennes eksepsjonelle evne til å sikre en attraktiv og konkurransedyktig sokkel. Les også: Tror på 140 mrd. i oljeinvesteringer Nyland sitter på åremål, og har snart sittet i to ganger seks år som direktør. Det får holde, sier hun selv. – Ja, det får egentlig holde, selv om jobben er gøy. Jeg har ikke gjort meg opp noen tanker om hvor veien går videre, sier Nyland til Aftenbladet. Produksjonen skrus opp Torsdag var det en tydelig Nyland som holdt sin siste presentasjon av fjorårets utviklingstrekk på sokkelen. Olje- og gasseventyret er knapt halvveis, sa Nyland, og spådde at produksjonsnivået opp mot 2023 ville nærme seg rekordåret 2004. Hun understreket at aktivitetsnivået er høyt på norsk sokkel og at det fortsatt er stor interesse for norsk olje og gass. Samtidig minnet hun om at det haster å finne flere lønnsomme ressurser som kan holde aktiviteten oppe etter 2025. Les også: Denne utviklingen er godt nytt for oljebransjen – Ressursene er der, og vi er avhengig av å finne dem for å opprettholde produksjonsnivået. Jokeren er de uoppdagede ressursene, og våre analyser anslår at disse kan utgjøre hele 25 prosent av totalen, sier Nyland. Maner til leting etter gass Spesielt tydelig var Nyland på at selskapene må lete etter gass. – Fremover blir det mer ledig kapasitet i rørledningen og annen infrastruktur for gass. Dermed blir det mer attraktivt å lete, og det er viktig at industrien utnytter denne muligheten, sier Nyland. – Kommer ikke denne oppfordringen litt sent? – Gasskapasiteten har lenge vært full. Denne beskjeden kunne ikke kommet tidligere. Aasta Hansteen og Polarled gir ny infrastruktur i den nordlige delen av Norskehavet, og åpner dermed nye muligheter på denne delen av sokkelen. Samtidig begynner det å tømme seg i Nordsjøen. – Hva med Barentshavet? – Mange av gassressursene ligger i Barentshavet, men vi har ikke transportmuligheter og heller ikke de store funnene som kan ta kostnadene til å bygge nye rør. Dermed befinner vi oss i en slags stillstand, og derfor må vi jobbe med muligheter i Barentshavet, sier Nyland. Spår investeringsvekst Mens investeringsnivået på norsk sokkel i 2018 var omtrent på 2017-nivå, spår OD at utbyggingene i 2019 – med Johan Sverdrup og Johan Castberg i spissen – vil bidra til en betydelig investeringsvekst i 2019. – Hva synes du om selskapsmiksen på norsk sokkel per i dag? – Vi har en spennende miks! Vi ser et større mangfold og at selskaper bygger seg opp slik at de både kan drive leting og produksjon. Les også: Se kart: Her er årets oljefunn – Det har vært mange fusjoner og oppkjøp den siste tiden – senest onsdag da DNO fikk fatt i de siste Faroe-aksjene de trengte. Hva tenker du om denne utviklingen? – Vi følger med og registrerer hva som skjer. Departementet godkjenner prosessene, og direktoratet er inne med anbefalinger i enkeltsaker. Vi ser på om oppkjøpene er fornuftige og om selskapene er kvalifisert til å ta over porteføljen de eventuelt får med på kjøpet fra mindre aktører som blir spist eller selger seg ut eller hva det måtte være. – Synes du det gikk vel voldsomt for seg i maktkampen mellom DNO og Faroe? – Det er vel slik det er i det brutale markedet – noen spiser og andre blir spist, sier Nyland. Advarer mot kjappe endringer – Hvilke tanker gjør du deg om diskusjonene som går rundt leterefusjonsordningen i regjeringsforhandlingene? – Vi forholder oss til at rammevilkårene er stabile fram til de ikke er stabile lengre. Det er klart at det betyr nok mye for selskapene og aktiviteten hvis man endrer rammevilkårene. Jeg mener at man bør gjøre en konsekvensvurdering av hva som vil skje dersom man skulle skrote leterefusjonsordningen, sier Nyland.

Oljetillitsvalgte advarer mot lønnsforskjeller

Oljekrisen som startet sommeren 2014 er snart i bakspeilet. I den største møtesalen til hotell Ørnen har publikum de siste par dagene for en gangs skyld vært fri for slips. Når LO arrangerer olje- og gasskonferanse, stiller selv Equinor-toppene uten dressjakke, skriver Bergens Tidende. Og denne gangen var oppmerksomheten til mange tillitsvalgte, bransjetopper og politikere rettet mot hvordan få unge til å velge oljebransjen igjen. Oljedirektør Bente Nyland påpekte fra scenen at hun hadde forståelse for hvorfor unge valgte bort næringen. – Med fallende oljepris og masseoppsigelser, så fremsto jo petroleumsnæringen ikke så forutsigbar og lovende. Og på toppen av dette slo klimadiskusjonen inn for fullt, sa sjefen i Oljedirektoratet. Hun la til at nå har trenden snudd for næringen. – Men hva med rekrutteringen? Den har dessverre ikke snudd. I hvert fall ikke på universitetsnivå. Nedgangen har fortsatt i 2018. Undersøkelser viser at næringen står sterkere i befolkningen enn mediene gir inntrykk av, men likevel må det jobbes med omdømme, sa Nyland. Oljedirektør Bente Nyland mener oljekrisen er over for denne gang. – Nå har trenden snudd, sa hun. Foto: Stavanger Aftenblad Bekymret for utenlandsk arbeidskraft Alexander Torsvik og Andreas Nieuwejaar er klubbledere hos henholdsvis StS Gruppen AS og Onesubsea Processing, og sitter begge i styret til avdeling 5 i Fellesforbundet. De mener litt av utfordringen til bransjen ligger i hvordan de ansatte behandles. Spesielt er de bekymret for at unge arbeidstakere ikke vil ønske seg inn i en næring hvor det i stor grad brukes utenlandsk arbeidskraft. – Vi trenger utenlandske arbeidere i vår næring, men da er det viktig at vi tar vare på dem i form av å gi dem reise, kost og losji, anstendig lønn og gode arbeidsforhold. På den måten unngår vi å gå i samme fellen som bygg- og anleggsbransjen har gått i tidligere, sier Nieuwejaar. – Kan få elendig rykte Klubblederen frykter for ryktet til leverandørnæringen. – Næringen kan få et elendig rykte: Utdanner du deg innen olje og gass så vil du jobbe med utlendinger som ikke snakker norsk, som ikke er opptatt av HMS, som bare er innom og så stikker de igjen. Men han legger til at det ikke nødvendigvis er slik i dag. – Det finnes mange utenlandske arbeidstakere som har lyst til å lære seg norsk, har lyst til å bidra, har lyst å være en del av lokalsamfunnet. De er en stor ressurs, så lenge vi bruker dem rett. Men da må vi ikke gå i de fellene med å spinke og spare på tulleutgifter sånn som reise, kost og losji for da forringer vi vår egen næring. Da er det vi selv som raserer vår egen næring, sier han. Vedtok å si opp EØS Alexander Torsvik legger til at han mener reallønnen til arbeidstakerne hos leverandørene også må opp. – Vi må få bedre kjøpekraft. Bedrifter som jobber med overflatevedlikehold blir fremdeles sett på som nederst på rangstigen i oljebransjen, og det må vi gjøre noe med, sier han. At de tillitsvalgte tar opp dette temaet nå, er ikke tilfeldig. I forrige uke vedtok avdeling 5 i Fellesforbundet et krav om å si opp EØS-avtalen, etter at den statlige tariffnemnden vedtok å støtte arbeidsgiverne i at de ikke trenger å betale for blant annet hjemreiser til utenlandske arbeidere på norske skipsverft. Dette skjedde etter påtrykk fra ESA.

Forlenget liv for Snorre

Equinor har fått samtykke til videre bruk av innretningene Snorre A og Snorre B ut 2040. Det opplyser Oljedirektoratet onsdag, som skriver at det er grunnlag for videreføring av driften på innretningene for å utvinne gjenværende ressurser i feltet. Opprinnelig hadde Equinor tillatelse for bruk av Snorre A til mai 2022 og Snorre B til mai 2021. De opprinnelige oljereservene var 307 millioner standard kubikkmeter olje (1929 millioner fat). De gjenværende oljereservene er beregnet til 94 millioner kubikkmeter (590 millioner fat). Snorre ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen. Havdybden i området er 300-350 meter. Snorre ble påvist i 1979, og plan for utbygging og drift ble godkjent i 1988. Olje- og energidepartementet godkjente i juli plan for utbygging og drift for videreutviklingen av Snorre-feltet, kalt Snorre Expansion Project (SEP). SEP er en stor undervannsutbygging, og det største prosjektet for økt utvinning på norsk sokkel i dag.  Prosjektet bidrar til 25 nye år med produksjon på Snorre.

Gir budsjettpenger til oljeleting ved delelinjen mot Russland

Frps energipolitiske talsmann Terje Halleland påpeker at det allerede er samlet inn seismikk på russisk side, slik at Russland per nå har mer kunnskap enn Norge om havbunnsstrukturen som krysser delelinjen. – Denne seismikkinnhentingen vil gi oss bedre kunnskap om mulige olje- og gassressurser som krysser delelinjen med Russland og er særdeles viktig for å kunne ivareta norske interesser på en god måte, sier Halleland. Han mener at undersøkelsen også vil gjøre at man også får mer kunnskap om mulighetene i Barentshavet. – Viktig med høyt tempo – Et fortsatt høyt tempo innen leting og kartlegging på norsk sokkel er svært viktig. Når andre del av Johan Sverdrup og Johan Castberg-utbyggingen er ferdigstilt tidlig på 2020-tallet, så har vi ingen store enkeltutbygginger igjen. Det vil i sin tur ramme norsk leverandørindustri hardt og investeringene på norsk sokkel vil falle, mener Frp-politikeren. Delelinjen mellom Norge og Russland ble til etter over 40 års tautrekking om hvilke havområder som tilhørte hvem. Til slutt ble linjen lagt midt mellom det norske og det russiske kravet. Det innebar at Norge fikk et nytt område på rundt 85 000 km² som kunne åpnes for petroleumsvirksomhet. Miljøorganisasjoner imot I fjor anslo Oljedirektoratet at mer enn 50 prosent av de uoppdagede olje- og gassressursene på norsk sokkel finnes i Barentshavet. De aller mest spennende områdene er mot Russland i Sørøst og mot nord i Barentshavet, ifølge direktoratet. Flere miljøvernorganisasjoner er imot mer oljeleting i Barentshavet, noe som kom til syne senest i vår da regjeringen utlyste 103 blokker i Norskehavet og Barentshavet. Hva blir viktigst for oljebransjen fremover? Det er et av spørsmålene vi stiller når vi tar journalistikken på scenen under Sysla Live: Ocean 2018. Les mer om arrangementet her.

Ekofisk-direktøren møtte igjen kolleger han visste var ti år yngre enn ham. Nå så de ut som de var 30 år eldre

Mandag starter ankesaken den tidligere Ekofisk-arbeideren Bjarne Kapstad har reist mot forsikringsselskapet Tryg, skriver Aftenbladet. Kapstad mener han har krav på yrkesskadeerstatning på grunn av jobben som kranmekaniker på Ekofisk-feltet fram til slutten av 90-tallet. Tryg leverte forsikringen til arbeidsgiveren Phillips (nå Conoco Phillips) og mener at Kapstad ikke har krav på utbetaling. Kort sagt – det var ikke det Kapstad ble utsatt for på Ekofiskfeltet som gjorde ham arbeidsufør, mener forsikringsselskapet. Kapstad krever 8,5 millioner kroner i erstatning. Blant personene som skal vitne i saken, er tidligere Phillips-direktør Rolf Wiborg. Fra 1986 til 1989 var han teknisk direktør i oljeselskapet, med ansvar blant annet for Ekofisk-plattformene. I 1993 ble han viseadmininstrerende direktør i Phillips Norge. Da han senere begynte i Oljedirektoratet, forsto han at en rekke Ekofiskarbeidere var blitt syke av jobben ute på oljefeltet. – Jeg møtte igjen personer jeg visste var ti år yngre enn meg, men som nå så ut som de var 20 til 30 år eldre. Så da ble det maktpåliggende for meg å engasjere meg i sakene deres. Jeg var jo sjefen deres og føler et stort ansvar. Måten mange av dem er blitt behandlet på, gjør meg forbannet. Vi sørget jo for at de skulle være forsikret hvis de skulle bli syke av jobben. Hvorfor kan ikke da min gamle arbeidsgiver Phillips gjøre som jeg gjør, og innrømme at der ute var det sånn at noen ble skadet? Både Tryg og Conoco Phillips er blitt spurt om kommentarer til intervjuet med Wiborg. Begge selskap viser til den kommende rettssaken og ønsker ikke å kommentere saken. Rolf Wiborg jobbet en rekke år i Phillips (nå Conoco Phillips) før han begynte i Oljedirektoratet. Foto: Fredrik Refvem – Vi sto i det samme I 1989 ble det installert en høy vegg rundt Ekofisktanken for å beskytte plattformen mot store bølger. Flere tidligere oljearbeidere har påpekt at dette gjorde arbeidssituasjonen verre for dem. – Vinden blåste ikke lenger gjennom modulene. Dermed ble problemene med kjemikaliene større, selv om de hadde vært der hele tiden, også på de andre plattformene som produserte eller prosesserte olje og gass, sier Wiborg. I Aftenbladets artikkel «Kameratskapet. Kicket. Og hjerneskaden» om Kapstad og andre ekofiskarbeidere, påsto flere av dem at Phillips visste godt hva de ble utsatt for. For Wiborg er det viktig å nyansere denne oppfattelsen. – Vi sto i det samme som dem. Ville vi det hvis vi visste at det var så farlig? Forskjellen er nok at mens vi ble utsatt for disse stoffene kanskje én eller to ganger hver tur, jobbet Bjarne og mange andre med det samme hele tiden. Bjarne Kapstad har vært med på oljeeventyret som har gjort Norge til et av verdens rikeste land. For ham har det kostet dyrt. Foto: Jarle Aasland Gjorde ikke nok Men likevel er ikke Wiborg i tvil om at de noen ganger ikke gjorde nok. – Noen ganger lot vi være å vente lenge nok, så vi kunne være helt sikre. Om det var resultat av press utenfra kan jeg ikke utelukke, men ofte handlet det om at vi ønsket å få ting gjort. Vi tåler forskjellig, så noen ble nok syke av dette, sier Wiborg. Wiborg viser til at Phillips hadde sin egen sikkerhetsorganisasjon, som ikke lå under produksjonsdelen. – De målte luftkvaliteten, men var mest opptatt av eksplosive gasser og nok oksygen til å kunne puste. De små mengdene med benzen og andre kjemikalier som påvirker hjernen og er kreftfremkallende, var de ikke opptatt av. Så ble det tegnet forsikringer så ekofiskarbeiderne skulle få erstatning hvis de ble syke av jobben. – Intensjonene bak forsikringsordningen var helt klare. Vi visste at noen kunne bli skadet, og kanskje ville det først bli synlig mange år senere. Og da skulle forsikringene hjelpe de skadde med ekstraomkostninger og annet. At forsikringsselskapet i stedet bruker penger for å motbevise at de ble skadet der ute, er fornedrende. Situasjonen er altså at til tross for at sannsynligheten for yrkesskade er enormt stor, påstår såkalte eksperter som aldri var på Ekofisk disse årene at oljearbeiderne ikke pustet inn nok kjemikalier til å ha blitt så skadet. «Grådige!» Wiborg mener også at Conoco Phillips burde stilt i rettssaken med ekspertvitner. – De kan verifisere at tilstandene der ute var slik at sannsynligheten for at noen kunne bli skadet var så stor at man valgte å ta ut ekstra forsikringer for at arbeiderne skulle være sikret økonomisk. Her er det viktig å huske på at skadene kunne oppstå lenge etter at de hadde sluttet i selskapet. Wiborg mener at Ekofisk-arbeiderne føyer seg inn i rekken av yrkesgrupper som må kjempe unødvendig hardt for å få den oppreisningen de har krav på. Han nevner nordsjødykkerne som ett eksempel, tannlegeassistentene som et annet, krigsseilerne et tredje. – Hver gang ser vi at de møtes med en mur av mistro og at utgangspunktet er å lete etter alle mulige andre måter de kan ha blitt skadet på. For dykkerne var jo påstanden at de var skadet av dykking på fritiden. Og så møtes de med påstanden om at det kun handler om penger – at de er grådige. I virkeligheten er det snakk om personer som har fått ødelagt livene sine og tapt masse penger. Og hadde det ikke vært for disse oljearbeiderne hadde vi ikke hatt det landet vi har i dag. Så for meg er det en selvfølge å stille opp, sier Wiborg.

Lavere oljeproduksjon enn ventet

Tall fra oljedirektoratet viser at produksjonen av olje på norsk sokkel var lavere i juli enn prognosene i desember skulle tilsi. Foreløpige produksjonstall viser ifølge direktoratet en gjennomsnittlig dagsproduksjon på 1.911.000 fat olje, gass og kondensat. Totalt er dette en oppgang sammenlignet med måneden før. Produksjonen av gass er økt sammenlignet med prognosen med seks prosent. Oljeproduksjonen er lavere enn tidligere antatt med 2,7 prosent. Sammenlignet med produksjonen i juni er produksjonen i juli økt med 2,6 prosent. Oljeproduksjonen er ca. 2,5 prosent under OD sin prognose for juli og ca. 4 prosent under prognosen for 2018, skriver oljedirektoratet. «Dei viktigaste årsakene til at produksjonen i juli er lågare enn venta er tekniske problem på nokre felt», avslutter direktoratet.

Så mye mindre har funnene på norsk sokkel blitt

Tidligere i sommer la Oljedirektoratet (OD) fram sin årlige ressursrapport for norsk sokkel. I rapporten ble det slått fast at funnene på norsk sokkel i snitt er betydelig mindre enn tidligere. Grafen over viser hvordan utviklingen har vært i tiårene det har vært petroleumsaktivitet i Norge. Giganter skal erstattes Letedirektør Torgeir Stordal i OD peker på at utviklingen er en naturlig konsekvens av at virksomheten på norsk sokkel har pågått i om lag 50 år. Det aller første funnet ble gjort sommeren 1967, på det som senere ble bygget ut som Balder-feltet. Det første feltet som kom i produksjon, var Ekofisk i 1971. – I modne områder er det en naturlig utvikling at funnene blir mindre. De fleste storfunnene ble gjort allerede på 70-tallet, sier Stordal. OD er bekymret over at selskapene ikke vil lete etter gass Selv om utviklingen er ventet, skaper den utfordringer for norsk oljeindustri. Det skyldes at de store feltene produserer mindre etter hvert som de blir eldre. I dag er det ventet at produksjonen fra eksisterende felt og funn vil nå en topp midt på 2020-tallet, for deretter å falle. – Det må gjøres store funn for å holde oppe produksjonen etter dette. Det er gigantiske felt som skal erstattes, sier Stordal. Torgeir Stordal. Foto: Ola Myrset Viktige småfunn Som følge av at Nordsjøen og Norskehavet er relativt godt undersøkt, er det mest sannsynlig at nye storfunn ligger i Barentshavet. Ifølge ODs anslag er 47 prosent av de samlede ressursene på norsk sokkel fortsatt ikke funnet. Om lag 60 prosent av dette finnes i Barentshavet. – Vi håper det snart blir gjort store funn i nye områder, sier Stordal. OD skal jakte verdifulle mineraler Letedirektøren peker samtidig på at også små funn blir viktigere framover. Nye teknologi gjøre det nemlig mer lønnsomt å bygge ut stadig mindre forekomster, blant annet ved at de knyttes opp mot felt som allerede er i produksjon. Oljeanalytiker Tore Gulbrandsøy i Rystad Energy er enig, men er også klar på at stadig mindre funn kan bli et problem for oljeindustrien. – Ja, det er en utfordring for norsk sokkel at funnene er blitt mindre. Det positive er at kostnadene er betydelig lavere og at mange småfunn kan knyttes opp mot eksisterende infrastruktur. Følgelig ser vi mange små utbygginger som vil bli godkjent for utbygging de kommende årene. Men det trengs store funn for å fylle opp produksjonen på lenger sikt. Derfor er det helt avgjørende å få suksess i mindre utforskede områder, som Barentshavet, sier Guldbrandsøy. Nye aktører passer inn I begynnelsen av juli ble det kjent at oljeselskapene Eni Norge og Point Resources skal slås sammen. Klaus Mohn, professor i petroleumsteknologi ved Universitetet i Stavanger, så den fusjonen som del av en pågående omorganisering på norsk sokkel. – Dette er en del av omstillingen flere store, utenlandske selskaper har deltatt i. De velger å ha eierandeler i nye, sammenslåtte selskaper istedenfor egne virksomheter i Norge, sa Mohn etter at fusjonen var offentliggjort. – Det heteste området i Barentshavet for tiden Han mener det er positivt for norsk petroleumsnæring at en ny type selskaper etablerer seg, spesielt sett i lys av at norsk sokkel er inne i en mer moden fase, der funnene er mindre enn tidligere. – De nye selskapene er bedre tilpasset utfordringene norsk sokkel står overfor. Et olje- eller gassfunn som oppfattes som veldig lite for de internasjonale gigantene, kan være langt mer interessant å bygge ut for disse nye aktørene, forklarer Mohn. Test Riggdata her: Riggdata er Syslas nye verktøy som gir full oversikt over riggene i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Her kan du sjekke hvilke rigger som borer ute på sokkelen og hvilke som ligger i opplag uten jobb. I tillegg finner du mye fakta og informasjon om de ulike riggene.

Boreløyve til Equinor og Total E&P Norge

Oljedirektoratet har gitt Total E&P Norge boreløyve for brønn 6406/6-5. Brønnen skal bores fra Scarabeo 8, og gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstløyve 255 B. Total er operatør med en del på 40 prosent. De andre rettshaverne er Equinor Energy med 30 prosent og Petoro med 30 prosent. Brønnen blir boret om lag 12 kilometer nord for gassfunnet Linnorm og 270 kilometer sørvest for Brønnøysund, og skal der teste juraprospektet Jasper. Dette er den første brønnen som blir boret i løyvet. Oljedirektoratet har også gikk Equinor Energy boreløyve for brønn 7220/5-3, som skal bores fra Songa Enabler. Boreprogrammet for brønnen gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningsløyve 532, og er den niende brønnen som blir boret i løyvet. Equinor er operatør med en del på 50 prosent. De andre rettshaverene er Eni Norge med 30 prosent og Petoro med 20 prosent. Brønnen blir boret om lag 3 kilometer nord for gassfunnet 7220/5-2 Nuntak i Johan Castberg-feltet, om lag 245 kilometer nordvest for Hammerfest, og skal der teste juraprospektet Skruis.

Equinor øyner nytt håp i nord etter skuffelse i fjor

Barentshavet er framtiden for norsk oljenæring, mener bransjen selv. Ifølge Oljedirektoratets (OD) siste estimater ligger drøyt 60 prosent av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel der. Fakta Equinor i Barentshavet Selskapet skal bore fire letebrønner i år Brønnene er Skruis, Interprid Eagle, Gjøkåsen og Gjøkåsen Deep. Brønnene skal bores av riggene Songa Enabler og West Hercules Equinor har allerede produksjon på gassfeltet Snøhvit i Barentshavet. I tillegg er Johan Castberg-feltet under utbygging. Det er også i disse lite utforskede områdene det er størst mulighet for å gjøre store funn. Tilbake etter nedtur I fjor gjennomførte statens oljeselskap Equinor sin første leteboring i Barentshavet på flere år. Selskapet hadde da hatt pause i nord etter at letingen i 2013 og 2014 bare ga ett funn på tolv forsøk. Forventningene i fjor var høye, men resultatet ble igjen skuffende. Kun ett funn av en viss betydning ble gjort i de fem brønnene. – Vi håpet å gjøre et stort funn som kunne forsvare en selvstendig utbygging. Samtidig var vi klar over usikkerheten. Barentshavet er enormt, og vi må være tålmodige, sier pressekontakt Morten Eek til Sysla. Fakta Forlenge Lukke Letebrønner i Barentshavet 2018: 10 (estimat) 2017:15 2016: 4 2015: 7 2014: 13 2013: 10 2012: 5 2011: 7 2010: 1 2009: 0 2008: 8 Kilde: Oljedirektoratet Nå gjør Equinor seg klar for nye forsøk. I august starter boringen av den første av totalt fire letebrønner. Mener Barentshavet er mer spennende enn noen gang En brønn i Barentshavet koster i snitt 200 millioner kroner for Equinor. Dermed investerer selskapet totalt opp mot to milliarder kroner på leting der over to år. – Også i år har vi håp om å gjøre store funn, men vi vet at usikkerheten er stor. Årets leting er imidlertid helt uavhengig av den i fjor, så vi starter med blanke ark, sier Eek. Morten Eek om bord på Songa Enabler. Foto: Fredrik Refvem. Planlegger neste år I år er det brønnen Skruis det er knyttet størst forventning til. – Det er et godt prospekt i et kjent område. Det er der sannsynligheten for funn er høyest, sier Eek. Samtidig ligger Skruis nær Johan Castberg-feltet, som allerede er under utbygging og skal starte produksjonen i 2022. Nærheten gjør at et eventuelt funn lettere kan settes i produksjon, fordi det kan knyttes opp mot Castberg. Nå starter Statoil jakten på olje i Barentshavet Selv om årets leting ikke ennå er i gang, er Equinor allerede i gang med planleggingen av mer leting neste år. – Vi kommer til å lete uavhengig av hvordan det går i år og jobber med konkrete brønner, forteller Morten Eek. – For oss er det viktig å avklare potensialet. Andre områder på norsk sokkel er kjente og modne. Men vi har en langsiktig tilnærming til dette, sier Eek. – Viktig med store funn I den årlige ressursrapporten som ble offentliggjort tidligere i sommer, understreker Oljedirektoratet Barentshavets betydning. “Nye funn i Barentshavet blir stadig viktigere etter hvert som produksjonen i sør begynner å falle fra rundt 2025.” – Vi er spente. Årets brønner skal teste andre reservoarer og letemodeller enn fjorårets. Det er viktig for forståelsen av Barentshavet, sier Wenche Tjelta Johansen, underdirektør for leting i OD. Oljeoptimisme i Barentshavet Hun legger ikke skjul på at det som skjedde i fjor var en nedtur, både for Equinor og andre selskaper. – Fjoråret var litt skuffende. Men siden helt nye letemål skal testes i år, har årets kampanje ingen sammenheng med fjorårets. Ti brønner totalt – Hvor avgjørende er det at det gjøres betydelige funn i år? – Det er alltid viktig med store funn. Samtidig er det fortsatt store områder i Barentshavet som ikke er undersøkt. Derfor vil det være et stort, utestet potensial uavhengig av hvordan det går i år. Samtidig kan det jo ligge en psykologisk effekt her. Dersom det ikke gjøres funn, kan kanskje noen selskaper miste litt troen, og også derfor er det viktig med funn, sier Tjelta Johansen. Ifølge ODs oversikt skal det bores ti letebrønner i Barentshavet i år.

Wellesley Petroleum med oljefunn

Oljedirektoratet melder i dag om et lite oljefunn gjort av Wellesley Petroleum AS. Selskapet påtraff en kolonne omtrent fem kilometer sørøst for Nova-feltet og 80 kilometer vest fra Florø. Les også: Nå skal Transocean Arctic bore sørvest for Gjøa Selskapet boret undersøkelsesbrønn 35-12-6 S og avgrensningsbrønn 35/12-6 A, hvor boringen i begge brønnene nå er avsluttet. Dette var de to første brønnene boret i utvinningstillatelse 925 hvor Wellesley og Concedo er rettighetshavere med henholdsvis 90 og 10 prosent andel. I den første brønnen påtraff selskapet oljekolonnen som etter foreløpige beregninger inneholdt mellom 0,5 og 1,3 millioner standard kubikkmeter utvinnbar olje. Dette tilsvarer mellom 3.1 og 8.2 millioner fat olje. I den andre brønnen som ble boret påtraff selskapet omlag fem meter med vannførende sandsteiner med moderat reservoarkvalitet, skriver Oljedirektoratet. Denne brønnen blir klassifisert som tørr. Det var riggen Transocean Arctic som ble brukt i boreoperasjonen. Denne skal nå videre til undersøkelsesbrønn 35/12-7 i utvinningstillatelse 925. Arealet hvor boringen skal foregå ligger i blokk 35/9 og 35/12, omtrent 23 kilometer sørvest for Gjøa og syv kilometer øst for Byrding.