EN VARIANT: SttaoilHydro vurderer å bruke en løsning med flyter fra Sevan kombinert med to brønnhodeplatformer for utbyggingen av Mainer og Bressey-feltene. (Bilde: Sevan)

Trenger 65 dollar fatet

  • Olje og gass

Mariner og Bressey feltene

Feltene ble kjøp av Hydro nå StatoilHydro av Chevron tilbake i 2007.

StatoilHydro er operatør

Eierander i Mariner på 45,9 prosent, andere eiere er Eni, Nautical og OMV

Eierandel i Bressey er 81,625 prosent, Shell eier resten

Antatt utvinnbart volum: 450 millioner fat olje

Utvinngsgrad mellom 20 - 30 prosent

Forløpig kostnadsanslag en 10 milliarder dollar eller ca 60 milliarder kroner

Prosjektstart: 2011, første olje 2015.

De to tungoljefeltene Bressey og Mariner ligger rett vest for Frigg-feltet på britisk sektor. Feltene ble anskaffet av StatoilHydro i 2007 etter at Hydro hadde gjennomført en vellykket utbygging av tungoljefeltet Grane på norsk sokkel året før.

Prosjektleder Lars Helge Flølo i StatoilHydro forteller at utvinnbare reserver er rundt 450 millioner fat olje.

– Det er med en utvinningsgrad på 20 – 30 prosent, men vi håper på å få ut mer. Det er store reserver på plass i reservoaret, sier han til Teknisk Ukeblad.





Krever høy oljepris

Flølo vil ikke si noe om hvilken oljepris StatoilHydro legger til grunn for å få feltet lønnsomt, men sammenlignet med Plan for utbygging og drift(PUD) på Goliat, så må oljeprisen ligge påå rundt 65 dollar for å få tilfredsstillende avkastning.

– Det er klart at kostnadene for å bygge ut disse feltene er store, sier Flølo.

TO ÅR: - Først i 2011 har vi nok informasjon til å godkjenne en eventuell utbygging av Mariner og Bressey. Vi arbeder hardt med å få ned kostnadene, sier prosjektleder Lars Helge Flølo Anders J. Steensen

Kan bli store norske leveranser

Statoil har flere alternativer til utbyggingskonsepter. Det kan være to separate integrerte bore prosess og boligplattformer, en på hvert, Det kan være to brønnhodeplattform med en større prosess og bolig og lagerplattform i midten eller flere andre varianter.

– Vi har bedt leverandørindustrien med å komme med forslag. I sommer hadde vi et seminar hvor 24 forskjellige leverandører var inne, mens 19 selskaper har sendt inn forslag innen tidsfristen 1. september forteller Flølo.

– Det er mange norske selskaper som er med i denne fasen av prosjektet og vi antar at det blir en stor andel norske selskaper med videre i prosessen, sier Flølo til TU.no





Lange horisontale brønner

Olje i de to feltene er mer viskøs enn i Grane, API 11 mot API 14. Det betyr store utfordringer nå reservoaret skal dreneres. Mens Bressey har et rent sandsteinsreservoar, er Mariner mer kompleks.

StatoilHydro beregner mer enn 100 lange horisontale brønner for å kunne drenere reservoaret. Brønnene krever mye utstyr, blant annet automatiske kontrollventiler og pumper, begge deler plassert i den horisontale seksjonen av brønnen.

En av utfordringene er at reservoaret ligger grundt, hun på 1100 meters dyp. I tillegg er grunnforholdene i havbunnen relativt løse i topphullet. Det gjrø det vanskelig å bøye brønnene inn i horisontal posisjon.





To plattformer

Basisdesign er en plattform med 32 brønnslisser og en med 40 brønnslisser.

Foreløpig har hver av plattformene et enkelt boretårn, men StatoilHydro vurderer å bruke dobbelte boretårn for å få boret brønnene raskere og for å drive aktivt vedlikehold i brønnene.

Flølo sier at de ser på mindre rigger og andre rimeligere løsninger.





Åsgard-olje kan brukes

– Når vi planlegger et tungoljefelt må vi se på hele verdikjeden, fra brønn til raffineri. I dette tilfelle er det kun raffinerier i Mexicogolfen som kan håndtere olje av denne kvaliteten, forteller Flølo.

Siden olje er så viskøs (tyktflytende), så må den blandes ut med annen olje for å holdes flytende. Dette må gjøres på et lager.

En variant som StatoilHydro vurderer er å gjøre dette på et lagerskip offshore, noe som vi forenkle logistikken knyttet til driften av feltet og transport av oljen.

StatoilHydro vurderer å bruke olje fra Åsgard for å tynne ut Mariner og Bressey-oljen slik at den får Grane - kvalitet. Det vil forenkle markedaarbeide med oljen.





Stor væskebehandlingskapasitet

Produksjonsratene for utbyggingene er beregnet til 55 000 fat olje per dag for hver av de to plattformene. Total væskekapasitet er på 220 000 fat.

Årsaken til dette er at det brukes vann til å drive ut oljen. StatoilHydro vurderer også å bruke et polymer, som vil ha bedre egenskaper til å få olje mindre viskøs og dermed drenere reservoaret bedre.

Men det er et mer kostbart alternativ.

– Vi bruker nå alle krefter på finne løsninger som er rimelige og mer lønnsomme. Derfor har vi invitert leverandørene til å hjelpe til med gode løsninger, sier prosjektlederen.