Utbygging: Peregrino-feltet bygges ut med et flytende produksjons- og lagerskip (FPSO) og to plattformer. (Bilde: Laila Sømme)
Lønnsomt: Peregrino er et av våre mest robuste prosjekt, sier leder for Peregrino-utbyggingen, Harald Eliassen i StatoilHydro. (Bilde: StatoilHydro)

– Et av våre beste prosjekter

  • Olje og gass

Utbyggingen:

  • Feltet bygges ut med et flytende produksjons- og lagerskip (FPSO) fra Maersk og to plattformer som er kjøpt brukt fra USA. Planlagt platåproduksjonen er 100.000 fat per dag.
  • Feltutviklingsplanen ble godkjent i 2007, alle kontrakter er inngått og utbyggingsfasen er i gang. Installasjon av rørledninger starter i februar og mars.
  • Stigerørene skal installeres vår/sommer 2009. Plattformene fraktes fra Texas høsten 2009 og skal være installert før årskiftet.
  • Borestarten er planlagt i februar/mars 2010.FPSOen ankommer høsten 2010. Produksjonstart i 2011.


Peregrino-feltet:

  • Peregrino-feltet er lokalisert i Campos-bassenget offshore Brasil. Forventede reserver fra tungoljefeltet er anslått å være cirka 500 millioner fat, eksklusiv oppsider.
  • Potensielle tilleggsressurser er indikert ved 3D-seismikk og ble delvis påvist ved boring av en ny brønn i 2007 (3-PRG-0001-RSJ).
  • Ytterligere avgrensningsbrønner er nødvendig for å bekrefte gjenværende oppsider i den sørvestlige og sørlige forlengelsen av feltet.
  • Feltet har lite gass. Alt gassen brukes til å generere kraft til FPSOen, varmeproduksjon, ned-i-hullspumpene og boosterpumpene.


I desember overtok StatoilHydro operatøransvaret for Peregrino-feltet i Brasil.

Dette er et av de største internasjonale feltene til selskapet og det største internasjonale prosjektet der StatoilHydro er operatør.

Strid om lønnsomhet

Mange analytikere har stilt spørsmål ved lønnsomheten i StatoilHydros utenlandske olje- og gassfelt med dagens oljepris.

Dette gjelder også Peregrino, der analytikere har spekulert i en break-even-pris på 50 dollar fatet.

Leder for Peregrino-utbyggingen, Harald Eliassen, vil ikke bekrefte om oljeprisen må være over 50 dollar for at prosjektet skal være lønnsomt.

Robust

Men han mener likevel bestemt at StatoilHydro har et godt prosjekt.

– Vi kommuniserer ikke break-even-prisen på enkeltprosjekter, men dette er et av de mest robuste prosjektene vi har. Dessuten forventer vi at oljeprisen vil stige igjen.

Eliassen understreker at utbyggingen også er strategisk viktig for StatoilHydro.

–Vi har langsiktige planer i Brasil. Og ingenting er bedre enn å ha operatøransvar. Det gir oss en mye bedre base til å vokse i landet.





Øker utvinningen

Kanadiske EnCana, som hadde operatøransvaret for feltet fram til 2005, regnet med en utvinningsgrad på 9 prosent.

StatoilHydro skal bruke sin teknologiske kompetanse til å øke utvinningsgraden til ca. 20 prosent eller rundt 500 millioner fat tungolje.

– Jeg er trygg på at vi skal kunne få opp utvinningsgraden ytterligere. Vi klarer nok over tid og gjennom teknologiutvikling å øke utvinningsgraden til 25 prosent.





Kjemikalier i vannet

– For å få til dette ser vi først og fremst på hvordan vi kan bruke kjemikalier og polymerer til å øke viskositeten til det injiserte vannet slik at vannet kan presse mer olje ut av reservoaret, sier Eliassen.

Han forteller at selskapet allerede har påvist ressurser på rundt 100 millioner fat sørvest for Peregrino.

Dette er resurser som kan bygges ut med en tredje brønnhodeplattform knyttet opp til installasjonene på hovedfeltet.

Og i år eller neste år skal StatoilHydro bore en ny brønn enda lengre sør.

– Vi har skutt 3D-seismikk og ser en betydelig oppside, sier Eliassen.

Tung olje

Bortsett fra ett annet felt, har Peregrino-feltet den tyngste oljen på brasiliansk sektor.

Oljen er vesentlig tyngre enn på Grane-feltet som har den tyngste råoljen StatoilHydro produserer på norsk sokkel.

På Peregrino er dette en utfordring fordi oljen strømmer dårlig, og samtidig er det vanskelig å skille det produserte vannet fra oljen oppe på produksjonsskipet.

– Dette er nok den tyngste oljen vi har produsert som operatør. Vi skal benytte konvensjonell teknologi for å få ut og prosessere oljen, men en av de viktigste tekniske løsningene er den store vannkapasiteten på FPSO-en. Vi har faktisk tre ganger høyere vannkapasitet enn oljekapasitet, 300.000 fat per dag med vann og 100.000 fat per dag olje. Dette fører til at vi kan produsere brønnene med svært høyt vannkutt, noe som igjen øker utvinningsgraden på feltet, sier Eliassen.