Ærfugl-feltet har større reserver enn både Goliat og Edvard Grieg. Men prislappen er betydelig lavere

Gass- og kondensatfeltet Ærfugl har fått ufortjent liten oppmerksomhet: Med større reserver enn både Goliat, Ivar Aasen og Edvard Grieg, og over fire ganger så store reserver som Yme – ser investeringskostnaden ut til å bli imponerende lav.

Mens nye Yme skal koste «i overkant av åtte milliarder kroner», skal Ærfugl koste omtrent det samme: 8,5 milliarder kroner.

Goliat-feltet, som er betydelig mindre målt i antall oljeekvivalenter, har en investeringskostnad som er omtrent seks ganger så høy som Ærfugl.

Hvilke aspekter er det som gjør at noen felt på sokkelen blir så ekstremt dyre, mens felt som Ærfugl kommer unna med en brøkdel av kostnadene?

Det er et sammensatt bilde, som handler om alt fra geografi og infrastruktur, til samarbeid og typen hydrokarboner.

Og til slutt kan det kanskje fortelle noe om hvor den norske oljefremtiden ligger.

• Bakgrunn: Aker BP bygger ut tre oljefelt for 15,5 milliarder kroner

Større enn Goliat. En sjettedel av kostnaden

Olje- og energiminister Terje Søviknes har nærmest druknet i utbyggingsplaner (PUD) nå før jul. Flere profilerte prosjekter, med Johan Castberg og nyutviklingen av Yme-feltet i spissen, har kommet på bordet. I tillegg har Søviknes mottatt planer for en rekke andre prosjekter på sokkelen.

En av de mest undervurderte nyhetene i PUD-racet før jul, er altså Ærfugl-prosjektet i Norskehavet, som Aker BP skal utvikle.

Ærfugl oppfattes av mange som et lite prosjekt, men når alt kommer til alt er det altså betydelig større enn svært mange andre, og mye mer omtalte prosjekter. Hvorfor blir Ærfugl da så anonymt?

Først og fremst fordi det ikke blir en egen plattform, men en såkalt tie-back som skal knyttes tilbake til Skarv FPSO. Kanskje forsvinner Ærfugl også litt i mengden av andre årsaker: Aker BP var ikke snauere enn at de leverte tre utbyggingsplaner på samme dag. Dessuten: Den lave investeringssummen gjør nok at nyheten tas i mot med et ørlite skuldertrekk.

8,5 milliarder kroner i investeringer på et prosjekt på norsk sokkel er ikke spesielt mye, særlig ikke når man sammenligner det med andre utbyggingsplaner. Castberg på rundt 50 milliarder. Sverdrup med nesten 100 milliarder.

Men det er kanskje dette som er det mest sentrale med Ærfugl: Størrelsen i reservene og det lave investeringsanslaget.

Mens Goliat har rett rundt 200 millioner fat oljeekvivalenter, har Ærfugl nesten 100 millioner fat mer, med sine totalt 275 millioner fat oljeekvivalenter. Og mens Goliat har kostet over 50 milliarder kroner, regner man altså med at Ærfugl vil koste en sjettedel.

• Bakgrunn om Goliat-kostnadene: Derfor sprekker Goliat med minst 15 milliarder

Fem grunner som gjør Ærfugl billigere

Goliat og Ærfugl er på ingen måte sammenlignbare prosjekt, men det er likevel en interessant øvelse å se nærmere på de konkrete årsakene til hvorfor Ærfugl faktisk er så billig.

Det er et sammensatt bilde.

Det mest åpenbare er selvsagt at Goliat er en såkalt standalone-utbygging i et helt nytt område, mens Ærfugl ligger i Norskehavet og skal knyttes tilbake til Skarv FPSO.

Det er også en rekke vesensforskjeller: Goliat er hovedsakelig et oljefelt. Ærfugl er et gass- og kondensatfelt.

Men det handler også om at det aller, aller meste klaffer godt med Ærfugl.

Analytiker i Rystad Energy, Markus Nævestad, mener at en investering på 8,5 milliarder, med ressursestimater på 275 millioner fat oljeekvivalenter, rett og slett er en meget imponerende lav pris per fat oljeekvivalent.

Han peker på fem aspekter som bidrar til at dette er mulig:

1. Nærliggende infrastruktur med ledig kapasitet, når Skarv har gått av platå-produksjon. Det betyr at man ikke trenger helt nye prosessering- og eksport-løsninger. Edvard Grieg og Goliat må for eksempel ta hele capexen (kapitalutgifter) på sine ressurser.
2. Mye gass. Dette betyr at det ikke kreves så mange brønner. Flere brønner driver capex. Ærfugl er planlagt med 3+3 brønner (fase 1 og 2).
3. Det er fremdeles kjøpers marked. Service-prisene, som subsea og rigg, er lave.
4. Ærfugl, med sine gass- og kondensatressurser, har mest sannsynlig hydrokarboner som matcher «hosten», altså Skarv, bra. Det vil antageligvis minimere modifikasjonsbehovet på Skarv.
5. Det er samme eierskap i «host» (Skarv) og tie-back (Ærfugl). Tariff og kompensasjon til host er ikke en diskusjon, hverken i utbyggings- eller driftsfasen. Dette utgjør som regel 70 prosent av operasjonskostnadene til en tie-back og krever forhandlinger.

Boring og allianser

Det siste punktet fra Rystad er interessant, da det stadig er vanskelig for forskjellige partnerskap å bli enige om kommersielle betingelser når man skal knytte et nytt felt til en vertsplattform.

Det slipper man altså her.

Og i bransjen snakkes det om Ærfugl som et ganske så fantastisk prosjekt. Feltet er unikt: Det er langt og smalt: 60 kilometer langt, og 2-3 kilometer bredt.

For å matche vertsinstallasjonen så godt som mulig, har Aker BP og partnere besluttet å bygge ut feltet i to faser.

Det skal installeres én rørledning på om lag 21 kilometer i første fase, og det blir installert ytterligere en rørledning i andre fase.

Det planlegges seks undervannsbrønnrammer og brønnene vil produsere gjennom eksisterende brønnrammer og produksjonssystem til Skarv FPSO.

Produksjonen behandles gjennom det eksisterende prosessanlegget om bord på Skarv, og blir sendt til land via eksisterende eksportsystem.

Aker BP bekrefter også det Rystad Energy opplyser om kun mindre modifikasjoner på Skarv.

I tillegg vil Ærfugl være med på å forlenge Skarv-feltets levetid, noe som øker utvinningen derfra med rundt to millioner fat oljeekvivalenter.

Aker BP sier at de har jobbet for å få redusert investeringsanslaget på feltet, noe de har fått til.

Det skyldes hovedsakelig reduserte borekostnader og allianseeffekter. Ifølge selskapet har de – ved å jobbe tett sammen med brønntjenesteleverandører og riggleverandør – klart å redusere risiko og forbedre produktiviteten og dermed gjennomløpstiden.

• Boret oppsiktsvekkende brønn i Barentshavet: – Mange trodde vi ikke kom til å klare det

Problemene i Barentshavet

Feltet, som først ble funnet gjennom letebrønnen Snadd i år 2000, har også vokst i størrelse, blant annet etter strategisk bruk av data. Det ble boret fem avgrensningsbrønner, samt at det ble boret en helt avgjørende testbrønn i 2011.

Denne bidro ifølge Aker BP til betydelig bedre forståelse av reservoaret og dets egenskaper.

– Testproduksjonen fra denne brønnen ga svært gode data som har redusert risikonivået betydelig i forbindelse med feltutbyggingen, ifølge operatøren.

Ærfugl skal etter planen starte opp mot slutten av 2020. Fase to starter om lag tre år senere.

De siste par årene har vi vært vitne til noe interessant: Goliat-prosjektet i Barentshavet – det havområdet norske myndigheter mener inneholder mesteparten av de gjenværende petroleumsressursene – har vist seg å være svært problematisk.

Statoils gjentatt forsøk på å finne drivverdige funn gjennom massive letekampanjer i samme havområde har vært nedslående og skuffende.

Samtidig har interessen for nye områder i Barentshavet sunket som en stein, noe som ble tydelig da kun 11 selskaper søkte på nye Barents-blokker i 24. konsesjonsrunde.

Samtidig har interessen for de modne områdene på sokkelen vært solid.

Når man samtidig ser at de store, internasjonale selskapene svikter norsk sokkel og Barentshavet, er det kanskje på tide å spørre om den norske oljefremtiden ligger i andre områder:

Modne områder der prosjekter som Ærfugl kan gjennomføres. Ikke prosjekter som Goliat.

• Det fantes visst Goliat-tall likevel: Fant dokumenter fra 2015