Nordmenn liker å tro at Statoil er best i verden, utvinner olje mye renere enn resten av oljebransjen og at selskapet blir tatt i mot med åpne armer i utlandet.
Men i Canada ser selskapet ut til å gjøre seg stadig mer upopulært med sine svulstige mål og ambisjoner.
«Storytellers», eller historiefortellere på norsk, blir de norske representantene kalt av sine kanadiske kolleger.
Det som virkelig provoserer er at de norske nybegynnerne skaper et bilde av at de skal utvinne oljesand så mye bedre enn sine konkurrenter, selv om mange av dem har forsket på og utvunnet oljesand i et halvt århundre.
Les mer: Statoil søker 'storyteller'
– Urealistiske mål
På toppen av en av Calgarys høyeste bygninger med panoramautsikt milevis innover det vakre kanadiske landskapet møter Teknisk Ukeblad direktør for Statoil Canada, Lars Christian Bacher.
Han står fast på selskapets uttalte mål om å kutte utslippsintensiteten fra selskapets oljesandproduksjon med 25 prosent innen 2020 og 40 prosent innen 2025.
– Vi skal klare det gjennom utvikling av ny teknologi. For Statoil er teknologiutvikling selve grunnstammen. Fra dag én satte vi oss ned for å se på hvordan vi kan øke verdien på denne ressursen ved å utvinne den med lavere kostnader og utslipp.
Dr. Robert G. Skinner sier han må smile av selvgodheten.
Han er én av verdens fremste eksperter innen ukonvensjonell olje, og var sentral for selskapet da det gikk inn i oljesand.
Les også:
Vil få ned skyhøye oljesandutslipp
Statoil vedgår skyld i oljesand-rettssak
– Naive
I en lengre artikkel i Oxford Energy Forum, som utgis av renommerte Oxford Energy Institute, slår han fast at teknologiforbedringer innen oljesand foregår sakte.
Det skal ikke mye fantasi til for å tolke hvilke erfaringer som ligger bak den tidligere statoildirektørens utsagn.
– Et hvert selskap som hevder at dets teknologiprogram vil frembringe teknologiforbedringer og utslippskutt utover noen beskjedne prosentpoeng innen 10 år, uten engang ha satt stål i bakken for å teste dem ut, er enten naive eller så prøver de å mislede noen, skriver han.
På spørsmål fra Teknisk Ukeblad sier han at selv om han synes det er misvisende, forstår han hvorfor Statoil kommer med slike uttalelser.
– Problemet er at de ansatte, norske myndigheter og nordmenn generelt forventer at selskapet skal være best og renest i verden. De forteller disse historiene for et norsk publikum. Men det er problematisk at Statoil kommer med utslippsmål som ingen forstår, samtidig som kanadiske myndigheter forhandler med industrien om nye utslippskrav.
Les også: Nordmenn positive til oljenæringen
– Nybegynnere
Han sier at alle selskapene jobber for å redusere kostnader og utslipp, og at alle har en teknologiplan.
- På norsk sokkel har Statoil blitt favorisert og tildelt fantastiske reservoarer som er enkle å produsere. Dette er et annet «ballgame», og her er Statoil nybegynnere - selv om de har fått en god start, slår han fast.
Bacher holder imidlertid fast på at Statoils mål er realistiske. Han viser til at Statoil allerede har oppnådd høy effektivitet på sitt første prosjekt, Leismer. Her trengs det 2,3 enheter damp for å utvinne en enhet bitumen, som er produktet fra oljesand.
– Gjennomsnittet i bransjen er en «steam-to-oil ratio» på 3. Dermed har vi allerede oppnådd halvparten av målet vårt på 25 prosents reduksjon innen 2020, sier Statoils Canada-direktør.
– Men alle oljesandreservoarer er jo forskjellige. Skyldes denne prestasjonen noe dere har gjort eller bare tilfeldigheter?
– Jeg vil si at 50 prosent har å gjøre med kvaliteten på det som ligger under bakken og 50 prosent har å gjøre med Statoils forbedringer.
Langt fra bransjeledende
Kanadiere med lang erfaring fra oljesand bekrefter overfor Teknisk Ukeblad at Statoils «steam-to-oil ratio» på 2,3 er ganske bra – selv om selskapet Cenovus oppnår langt bedre 1,8 SOR.
Men ingen av dem tror selskapet kommer til å revolusjonere bransjen, foruten å drive kostnadene til værs.
– Hva er det dere gjør bedre enn andre, Bacher?
– Jeg kan ikke si hva andre selskaper driver med. Det er mulig de jobber med sine løsninger uten at de går ut med ambisjonene sine. Men det jeg hører fra de som borer for oss, er at vi har tatt i bruk metoder som andre ikke bruker. Dette gjør at dampen fordeles bedre i reservoaret. Og vi legger mye arbeid i å forstå reservoaret. Dermed kan vi optimalisere bruken av damp.
Les også:
Gigantfeltet i produksjon fra 2018
Statoil klar for boring i Newfoundland
– Ikke førsteklasses
Etter det Teknisk Ukeblad kjenner til, er Statoil tvunget til å tenke slik for i det hele tatt å tjene penger på oljesandprosjektet.
Selskapets lisens ligger for den rikeste oljesandformasjonen sør for Fort McMurray, og reservoaret kan ha soner med vann og leire som stjeler varmeenergi og hindrer dampen i å fordele seg skikkelig.
– Det er riktig at vi ikke har et førsteklasses reservoar. Men det er langt fra det verste, understreker Bacher.
– Dersom dere når målene deres, vil dere oppnå en SOR på rundt 1,8, altså på linje med det beste prosjektet i det beste oljesandområdet. Hvordan skal dere klare dette i et annenrangs reservoar?
– Vi jobber med flere ulike løsninger. Blant annet er det kjent at vi planlegger å teste ut en ny type ventil som gjør det mulig for oss å kontrollere fordelingen av damp i reservoaret. Dersom vi lykkes, vil vi kunne ha flere ventiler i den horisontale brønnen, og dermed redusere mengden damp som går ut i soner med vann og leire. Dermed kan vi redusere kostnadene.
Dyre solvents
– Men dette virker som tiltak for å kompensere for svakhetene i reservoaret. Hvordan skal dere klare å gjøre dette bedre enn selskapene som har de beste reservoarene?
– På Leismer har vi allerede nådd halvparten av de 25 prosentene vi skal redusere frem til 2020. Og hvis vi lykkes med «solvent co-injection» (bruk av løsemiddel sammen med dampen, journ. anm.) på Leismer vil det redusere utslippene ytterligere med 10 til 15 prosent.
– Slik jeg forstår det er såkalte «solvents» dyre. Det beste selskapet i klassen, Cenovos, sier det sparer én dollar per fat olje ved bruk av «solvents» i det førsteklasses reservoaret i Christina Lake. Og hvis det hadde vært lønnsomt, hadde vel alle brukt «solvents»?
– Det er riktig at det er et kostnadsspørsmål knyttet til dette. Men lønnsomheten avhenger av hva slags «solvent» man bruker og hvor mye man mister i prosessen.
Hemmelig teknologi
Bacher lar seg ikke stresse av at Teknisk Ukeblad fremdeles sier det er vanskelig å se hvordan Statoil skal klare å produsere fra et annenrangs reservoar bedre enn selskaper med ypperlige reservoarer og 30–40 års erfaring fra oljesand.
– La meg si det slik. Hvis man har en teknologisk løsning andre ikke har, bør man da fortelle om den? Er det ikke bedre å ta den i bruk først. Jeg mener det skaper større verdi for aksjonærene.
– Så du sier dere har en hemmelig teknologi som ingen andre kjenner til?
– Ja, vi har 50–60 personer i Canada og Norge som jobber med oljesandteknologi. Og jeg kan bekrefte at de driver med noe veldig spennende.
– En ny teknologi som løser problemene dere har med reservoaret?
– Ja.
– Men du vil ikke si noe om hva denne løsningen er basert på?
– Jeg kan si at det er noe vi gjør nede i reservoaret, men det vil føre til en total forandring av anleggene oppe på bakken. Neste år vil det bli kjent hva vi jobber med når vi leverer søknad for offentlig støtte.
– Hvordan har dere testet denne teknologien?
– Det er gjort laboratorietester med prøver av reservoaret vårt. Teknologiutvikling er en trinnvis prosess, og neste steg er å teste den i en pilot på selve området.
Forsinket pilotprosjekt
Ekspertene Teknisk Ukeblad møter i Canada rister på hodet av antydninger om at Statoil skal ha noe helt nytt som vil revolusjonere bransjen.
– Alle selskapene jobber med hundrevis av ulike løsninger som er på forsøksstadiet, men det er stort sett bare de små spekulative selskapene som går ut og prøver å skape forventninger til dem, sier en ekspert med 25 års erfaring fra oljesandindustrien.
Han forteller at Statoil allerede ligger langt etter planen med sin første skikkelige teknologipilot. Etter at Statoil kjøpte seg inn i oljesand i 2007 hevdet selskapet at det skulle teste et tyvetalls teknologier. Den første teknologipiloten skal teste bruk av såkalte «solvents».
Bacher sier at piloten er i rute.
– Vi har allerede begynt å injisere damp på «solvent co-injection»-piloten på Leismer. Det tar tid før reservoaret oppnår en optimal temperatur, så vi vil ikke begynne å bruke solvent før mot slutten av året.
For få brønner
Dr. Skinner skriver i sin artikkel at det kan ta mer enn tre år å få myndighetenes godkjennelse, to år å bygge, ett til tre år å starte opp, teste og måle og kanskje et par år å analysere.
Og dette gjelder bare for et pilotprosjekt, ikke et fullskala kommersielt prosjekt, noe som kan ta ytterligere fire til seks år for å frembringe resultater.
– Og hvis vi ser på tidligere piloter, konkluderer ofte analysene med at det var for få observasjonsbrønner og målinger av feil parameter, slår han fast.
Les også:
Risikabel megaavtale med russisk oljegigant
