Borer ny letebrønn i håp om å gjøre Alta og Gotha-utbygging lønnsom

I januar i år måtte Lundin komme med en tung melding. De ser ingen løsninger som gjør det mulig å bygge ut Alta og Gotha-funnene i Barentshavet på en lønnsom måte per i dag, etter å ha justert ned anslagene for hvor mye funnene inneholder.

Men det har ikke fått selskapet til å gi opp. De har et langsiktig perspektiv i Barentshavet, og vil jobbe videre med å finne løsninger.

Senere i år borer de en ny brønn – med håp om at de skal finne mer olje i samme område.

– Det er fortsatt slik at vi mener det er kommersielt interessante forekomster, men ikke store nok volum til å forsvare en selvstendig utbygging per i dag. Et funn i området kan endre alt dette, sier direktør for leting og reservoarutvikling, Per Øyvind Seljebotn, til Teknisk Ukeblad.

– Ser uante muligheter

Teknisk Ukeblad har i en rekke artikler sett på aktiviteten i Barentshavet fra området ble åpnet for oljevirksomhet i 1980. De siste 40 årene er det boret 157 letebrønner, som så langt har gitt tre feltutbygginger.

Lundin er blant selskapene som har vært aktive i nord, og som har utforsket flere reservoartyper og boret brønner flere steder i Barentshavet. Men hovedvekten de siste årene har handlet om området som kalles Lopphøgda, som ligger rundt 200 kilometer nordvest for Hammerfest. Det er i dette området selskapet har gjort funnene Alta og Gotha.

– Der har vi påvist et godt fungerende hydrokarbonsystem, og vi produserte olje gjennom sommeren 2018 i en utvidet produksjonstest på Alta. Det er meget positivt i seg selv. Vi vet at vi har gode produksjonsegenskaper fra såkalte karstifiserte karbonater, som er den reservoartypen vi jobber med på Alta og Gohta. Men samtidig lærte vi at ressursestimatene måtte justeres ned, sier letedirektøren.

Barentshavet inneholder trolig store deler av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel, og ifølge Oljedirektoratet er det her det er størst sjanse for å gjøre storfunn, men også her usikkerheten er størst. Mye av utfordringene i Barentshavet handler om en komplisert undergrunn, og reservoarer som er vanskelige å produsere fra.

– Det er undergrunnen og vår forståelse av den som er driveren for oss. Vi trenger flere datapunkter som industri, og vi som selskap ser vi uante muligheter, poengterer han.

Han påpeker at Lundin allerede har funnet løsninger på flere av utfordringene; De har bidratt til å utvikle seismikkteknologien TopSeis, som gir en vesentlig bedre avbildning av relativt grunne reservoar. Det er utviklet ny teknologi for å kunne gjennomføre trygge boreoperasjoner i karstifiserte, altså oppsprukkede, bergarter. Og selskapet har bevist at de kan produsere fra denne type reservoar – som er første gang på norsk sokkel.

– Vi gir oss ikke

Lundin har altså ikke klart å gjøre det lønnsomt å bygge ut funnene. De vurderer muligheten for å kunne knytte dem til Johan Castberg-feltet en gang i fremtiden, men her vil det ikke være ledig kapasitet til å ta imot olje før etter 2026-2027, og da står mest sannsynlig operatør Equinors eget funn, Skruis, først i køen.

Castberg ligger dessuten omkring 100 kilometer nord for Alta og Gotha-funnene, og det er for langt unna til at det er mulig med en satellitt-utbygging med dagens teknologi. Selskapet håper likevel at det vil komme teknologiske løsninger som skal gjøre det mulig.

– Vi har ikke gitt opp en selvstendig utbygging på Lopphøgda, og i år borer vi Bask som kan gi tilleggsressurser.

Videre avgrensning vil bli vurdert i lys av resultatene på Bask, og når kapasitet kan være tilgjengelig på Johan Castberg.

– Vi kommer fortsatt til å jobbe videre for å forstå undergrunnen enda bedre. Vi trenger flere datapunkter og flere brønner. Og det kommer allerede i inneværende år. I tillegg jobber vi med å analysere store mengder seismiske data, som også gir oss løpende ny innsikt. Vi gir oss ikke, understreker Seljebotn.

Tre nye letebrønner

Som for de fleste selskapene, er leteprogrammet i år blitt noe endret som følge av det raske og uventede fallet i oljepris på grunn av koronakrisen. Lundin skal likevel bore tre brønner i Barentshavet i 2020.

– Vi har to egenopererte brønner på Lopphøgda. Vi jobber fortsatt med å modne den geologiske forståelsen av hele det området, og Bask- og Polmak-brønnene er viktige for den videre forståelsen, påpeker Seljebotn.

Her skal de dessuten bruke boreriggen West Bollsta, en helt ny rigg selskapet tar inn på norsk sokkel.

Det er verdens største halvt nedsenkbare rigg, og også blant de mest avanserte. Riggen er vinterisert for å kunne operere i Barentshavet hele året.

Har tro på nye funn

Lundin Energy har et langsiktig perspektiv på norsk sokkel – også i Barentshavet, som er mindre utforsket enn resten av sokkelen.

– Oljedirektoratet minner oss på at vi har mer enn halvparten igjen å finne på norsk sokkel. Og det meste av det ligger i Barentshavet. Det styrker vår tro på nye funn, og vi vil opprettholde et aktivt leteprogram for Barentshavet og være blant dem som viser vei i et uutforsket, men svært spennende område, sier Seljebotn.

Selskapet har siden 2011 hatt en borerigg til leting i Barentshavet, og flere brønner på programmet hvert år.

– Det er vi stolte av å ha fått til. Det krever langsiktige eiere, tålmodige partnere og et letemiljø i selskapet som er villig til å ta risiko i geologisk forstand, poengterer han.