Leteboring i Barentshavet

Her er resultatet av fire tiår med oljevirksomhet i Barentshavet

165 letebrønner har gitt tre feltutbygginger på 40 år.

165 letebrønner har gitt tre feltutbygginger på 40 år.

Hei, dette er en Ekstra-sak som noen har delt med deg.
Lyst til å lese mer? Få fri tilgang for kun 235,- i måneden.
Bli Ekstra-abonnent »

Denne artikkelen ble først publisert i juni 2020, men er oppdatert med letebrønnene som er boret siden. 

40 år etter at den første letebrønnen ble boret i Barentshavet er det fremdeles bare feltene Snøhvit og Goliat som har kommet i drift. Johan Castberg er under utbygging og vil starte produksjonen i 2024, en forsinkelse på to år fra opprinnelig plan. 

Lundin annonserte i 2020 at de ikke anser Alta og Gotha-funnene som lønnsomme nok til en selvstendig utbygging, og dermed er nå Wisting det eneste feltet i Barentshavet hvor det fremdeles jobbes konkret for dette. Også her har eierne slitt med å få økonomien i prosjektet til å gå opp, men etter at oljeskattepakken ble vedtatt har de jobbet mot å levere en utbyggingsplan innen utgangen av 2022. 

Og så er det stopp.

Av i alt 166 letebrønner i Barentshavet over 40 år, sitter vi igjen med to felt i drift, ett som snart vil være i drift og ett som kanskje kommer i drift. 

Dette er resultatene etter nærmere fire tiår med oljevirksomhet helt nord på norsk sokkel, per oktober 2021. 

Les også

166 letebrønner

Teknisk Ukeblad har samlet informasjon om alle letebrønnene som er boret i Barentshavet fra oppstarten og fram til og med oktober 2021. 

Det er boret i alt 166 letebrønner i Barentshavet (per 13. oktober 2021), inkludert avgrensingsbrønner. I kartet øverst i artikkelen finner du en oversikt over alle. 

Den aller første ble boret så tidlig som 1980, etter at det ble åpnet for oljevirksomhet på den nordligste delen av norsk sokkel året før.

Kart over letebrønner i Barentshavet

Kartet øverst i artikkelen er en oversikt over alle lete- og avgrensingsbrønner som er boret i Barentshavet fra 1980 og frem til i dag. Alle data er hentet fra Oljedirektoratets faktasider. 

Hver brønn inneholder informasjon om det er funn eller ei, om den inneholder olje eller gass, hvor mye og om den er del av et større felt. For større felt oppgis kun totale volumer for hele feltet. For små funn, som Oljedirektoratet kategoriserer som lite sannsynlig for utbygging, oppgis ikke volumer. 

I tillegg finner du informasjon om når brønnen ble boret og hvem som er operatør.

Det er mulig å sortere i kartet ved å trykke på de ulike kategoriene. 

Til sammenligning var det frem til og med 2017 totalt boret 1654 letebrønner på norsk sokkel. Barentshavet står med andre ord for under 10 prosent. 

I alt er resultatene fra 63 letebrønner i Barentshavet registrert som funn. I tillegg kommer 27 brønner som har avgrenset funn.  

Funnraten for den nordligste delen av norsk sokkel lå på like over 60 prosent i 2017 ifølge OD, det samme i 2018. Det inkluderer både letebrønner og avgrensingsbrønner. Dette er det samme nivået det i snitt har vært de siste 10 årene. Det er også omtrent på samme nivå, faktisk litt over, resten av sokkelen. I 2019 sank funnraten til 20 prosent. I 2020 var funnraten 0. 

Også den gjennomsnittlige størrelsen på funnene ligger noe over resten av sokkelen de siste årene. 

Figuren viser gjennomsnittlig funnstørrelse per område. I perioden 2011-2017 var funnstørrelsene i Barentshavet betydelig større enn i de andre havområdene. Illustrasjon: Oljedirektoratet

Mye smått

Forskjellen er at områdene Nordsjøen og Norskehavet er langt mer modne enn Barentshavet, som ennå er et relativt lite utforsket område. Erfaring, både internasjonalt og i Norge, viser at de største funnene blir gjort tidlig i utforskningsfasen i en ny petroleumsprovins, og at funnstørrelsen avtar etter hvert som petroleumsprovinser modnes.

Og vi har ennå til gode å finne noen oljegiganter i Barentshavet, som Troll, Statfjord eller Johan Sverdrup. Så kan man argumentere for at Snøhvit inneholder betydelige mengder gass. 

Goliat, som er det første og foreløpig eneste oljefeltet i produksjon i Barentshavet, inneholder i underkant av 200 millioner fat olje og gass. Johan Castberg inneholder betydelig mer, rundt 560 millioner fat, men også her er det langt opp til de virkelig store feltene. Johan Sverdrup i Nordsjøen, det tredje største feltet på norsk sokkel, er til sammenligning på 2,7 milliarder fat olje og gass.  

Og det er også slik at godt over halvparten av funnene i Barentshavet er så små, eller i hvert fall så lite lønnsomme, at Oljedirektoratet har satt dem i kategorien «utbygging lite sannsynlig», og oppgir ikke en gang volumer. 

I 2019 ble det boret 5 letebrønner i Barentshavet. Av dem endte kun én med funn, Sputnik-brønnen, som ligger like ved Wisting-feltet, og dermed vurderes opp mot dette. I 2020 ble det boret fem letebrønner nord på norsk sokkel, alle var tørre. På grunn av koronakrisen har mange oljeselskap satt leteprosjekter på vent. I 2021 er det gjort tre funn helt nord på sokkelen. Isflak, nær Castberg-feltet, et lite gassfunn i Stangnestind-prospektet, som ikke er regnet som kommersielt, og et lite olje- og gassfunn nær Goliat. 

Totalt er det funnet rundt 3,6 milliarder fat olje og gass i Barentshavet.

Les også

Høna og egget

At Barentshavet fortsatt er en umoden petroleumsregion 40 år etter at den ble åpnet for oljevirksomhet, har flere årsaker. 

Underdirektør for leting i Oljedirektoratet, Stig-Morten Knutsen, understreker at vi på norsk sokkel har blitt litt bortskjemte med Nordsjøen. 

– Vi tenker fort at all offshore-aktivitet i verden er som her. Men Nordsjøen er et helt eksepsjonelt område, det er et av de beste offshore-områdene i verden. Så å sammenligne Barentshavet med Nordsjøen blir nesten litt urettferdig, sier han til Teknisk Ukeblad. 

I Barentshavet finnes fortsatt relativt lite infrastruktur. I Nordsjøen er det aldri er langt mellom plattformer og rørledninger, men dette er så godt som fraværende i Barentshavet. Det gjør at inngangsprisen for kommersielle funn er høyere.

Det er gjort en del funn i Barentshavet, men samtidig har man boret en del brønner hvor det ikke er funnet så mye som man håpet på. Mange av brønnene inneholder spor av petroleum, men ikke i kommersielle mengder. I tillegg er det langt til markedet. 

– Når man da som oljeselskap skal velge hvor på norsk sokkel man skal investere, kan det for noen være mer attraktiv i andre områder enn Barentshavet. Lite infrastruktur og usikkerhet om hva som finnes under havbunnen gjør terskelen høyere for at en investering skal bli økonomisk lønnsom. For å finne hva som er attraktiv må man bore, og for å bore må man mene at det er attraktivt. Det blir litt høna og egget, påpeker Knutsen. 

To usikre felt

Av de funnene som per i dag ikke er besluttet bygget ut, er 440 millioner fat store Wisting i Hoop-området det mest sentrale. Det er et grunt reservoar, noe som fører med seg en del problemstillinger, blant annet knyttet til boring av produksjonsbrønner

I desember i 2019 ble det klart at Equinor overtar operatørskapet i lisensen fra OMV, for selve utbyggingsfasen av feltet. Tanken er at Equinor skal kunne bruke sin erfaring med å bygge ut store offshoreprosjekter og deres mangeårige tilstedeværelse i Barentshavet i utbyggingen. 

Det var ventet at det skulle leveres en utbyggingsplan for prosjektet i løpet av 2020, med en oppstart av oljeproduksjon i 2026. Men i februar i fjor, før koronakrisen startet lå det ifølge bransjenettstedet Upstream an til at prosjektet ble skjøvet på, fordi de ikke hadde klart å ta ned kostnadene nok. Med den nye krisepakken til oljeindustrien er signalene at Wisting-feltet, med de endrede skattereglene, likevel kan bli lønnsomt å bygge ut. Equinor ser på en løsning med en rund flyter og kraft fra land for feltet, med mål om å levere utbyggingsplan innen utgangen av 2022. 

Selskapet har dessuten fått kritikk for hastverk fra Miljødirektotatet, som i sitt høringssvar skriver at det ikke bør legges opp til raske beslutningsprosesser og stort tidspress, (...) i et sårbart og utsatt område.

Hvis Wisting blir bygget ut, blir feltet det nordligste på norsk sokkel. 

Lundin har også jobbet med en rekke problemstillinger rundt Alta og Gotha-funnene i Barentshavet. I 2018 gjennomførte de en utvidet brønntest, for å sikre at det gikk an å produsere fra feltet. 

Brønnen og datainnsamling fra området ga likevel ikke det resultatet selskapet hadde tro på. Lundin gikk i januar ut med en nedjustering av anslagene for funnene, med beskjed om at de ikke lenger anser det lønnsomt med en selvstendig utbygging av feltet. De fortsetter likevel arbeidet med å finne løsninger for området og leter etter mer olje som kan gjøre en utbygging lønnsom. Ingen av de to brønnene som siden er boret i området har gitt funn. 

Les også

Kommentarer (8)

Kommentarer (8)

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå