Dette konseptet skal få oljeselskapene til å hente frem ulønnsomme funn fra skrivebordsskuffen

Myndighetene rapporterer at det finnes til sammen 500 marginale felt som ikke er bygget ut på norsk og britisk sokkel, ifølge tall TechnipFMC har hentet inn.

Nærmere halvparten av disse ligger 20 kilometer fra eksisterende infrastruktur, inneholder mindre enn 30 millioner fat olje, og har verken høyt trykk eller temperatur. Det er altså ikke spesielt krevende felter, på andre måter enn at de er små.

Det er utgangspunktet for selskapet nye subseakonsept, som skal gjøre det mulig å få selv små oljefunn til å forsvare kostnadene ved en satellittutbygging.

– Vi har gjort casestudier på felt som tidligere har vært lagt i skrivebordsskuffen, fordi teknologien for å gjøre det lønnsomt ikke eksisterer. Her har vi sett at med dette konseptet, så er det mulig å få det til, sier Dag Jostein Klever i TechnipFMC til Teknisk Ukeblad.

• 320 meter høy og veier 70.000 tonn: Se verdens største spar-plattform fra droneperspektiv

– Det neste store

Det går lang tid mellom de virkelig store funnene på norsk sokkel, i 2017 ble det ikke funnet noen større funn, noe som har fått Oljedirektoratet til å etterlyse mer leteaktivitet for å opprettholde produksjonsnivået.

Ikke ett eneste av de 11 funnene i fjor var store nok til å forsvare en selvstendig utbygging.

Dermed kan det bli stadig viktigere å bygge ut flere av de små funnene på norsk sokkel.

– Sammen med big data og avvikling av oljefelt, anser vi marginale felt som den neste store tingen, både i norsk og britisk sektor. Med marginale funn har du en rekke verdier som bare ligger der, sier Klever.

Kort forklart består konseptet av enkle, standardiserte løsninger for subseautbygginger, og legger opp til at selskapet skal inn i utviklingen av funnet tidlig i prosessen. I tillegg vil selskapet kunne tilby installasjon og oppstart av feltet, noe som gjør at de overtar en større del av risikoen.

• Kontrakter for 11 mrd: Aibel, Aker Solutions og Kværner skal bygge andre fase av Sverdrup

Best mulig løsning til lavest mulig pris

Det TechnipFMC har gjort er å gå inn og se på alle delene av feltutviklingen de er involvert i, inkludert alt av subseautstyr til produksjon, risere, umbilical-kabler og rørledninger og installasjon, for å se hvordan de kan få til en best mulig designløsning til markedspris.

Med utgangspunkt i de dataene TechnipFMC hadde om størrelsen på feltene, så de på løsninger for feltutvikling. Her tok de utgangspunkt i en generisk produksjonsprofil, og så at det typisk ville ta tre til syv år å drenere en lomme.

– Vi måtte gjøre litt antagelser her, spesielt med tanke på boring og komplementering som ikke er våre felt, for å kunne evaluere økonomien i feltutviklingen. Og så ut fra dette teste det mot balansepriser, for å se hvor vi må ligge for at løsningen vår skal være drivverdig. Da hadde vi rammene rundt prosjektet og hvilke begrensninger vi hadde på kostnader, forklarer Klever.

• Se problem-plattformen seile inn fjorden til Stavanger: Over to år forsinket

Forhåndsengineerte byggeklosser

Det overordnede konseptet er en satellittløsning, hvor én til tre subseabrønner kan kobles til eksisterende infrastruktur. Det er lagt opp til forhåndsengineerte byggeklosser, som til en viss grad legger opp til at systemet kan formes til det enkelte prosjektes behov.

– Hvis det er kostnadseffektivt vil det være bedre å bruke en satellittløsning enn å bore ut fra den eksisterende installasjonen. Da får man bore fra en optimal posisjon, forklarer Klever.

TechnipFMC vil i tillegg installere undervannsløsningen ved å ta med alt ustyret om bord på en båt, seile det ut og installere alt på feltet. I enkelte tilfeller kan det være mer kostnadseffektivt å bruke flere båter i samme kampanje.

– Dette er en såpass enkel prosess at vi kan gjøre dette på under 14 dager offshore. Så kommer boring av brønnen i tillegg, sier han.

I tillegg til å installere, tilbyr de også å starte opp produksjonen.

– Tradisjonelt ville vi levert dette utstyret på kai, hvor kunden vil overta og garantitiden deres starter. Nå installerer vi det på havbunnen og kan starte produksjonen også. Dermed overtar vi mye av risikoen knyttet til disse prosessene, som kunden slipper å bekymre seg for, forklarer Klever.

• Først må de overbevise Ptil om at det er trygt: Vil bruke fundament med sprekker på nye Yme

Kundene må fire på kravene

For at et slik forenklet konsept skal fungere etter sin hensikt, vil kundene, altså oljeselskapene, måtte fire litt på kravene. TechnipFMC planlegger å levere etter egne spesifikasjoner, og det er begrenset rom for skreddersøm.

– Vi utfordrer en del av kundekravene her. Tradisjonelt henger det ved en del fordyrende krav ved utbygginger, men her må kundene være villige til å se på hva det gjelder, bakgrunnen for dem og om det er nødvendig, forklarer Klever.

Som eksempel trekker han frem brønnhodeutmatting. Med en satellitt får man en mer optimal brønnbane og man trenger gjerne kortere tid på å bore enn man normalt ville om man boret ut fra en eksisterende installasjon. Med andre ord blir belastningen på brønnhodet mindre.

– Da bør det være mulig å se på kravene for brønnhodeutmatting. Skal man ha urealistisk høye krav i utviklingen av en marginal brønn, er det dødt før du har begynt, poengterer han.

Han understreker likevel at det å ha fleksibilitet i konseptet er helt nødvendig, med tanke på at alle felt er forskjellige, med ulike drivere, kompleksitet, havdyp og så videre.

Samtidig er tanken også å korte ned tiden fra de signerer kontrakten til den første oljen på feltet er i produksjon.

– Vi har lagt opp til at det skal være en effektiv gjennomføringsmodell, for å gjøre tiden med løpende kostnader, før inntektene begynner å komme inn kortest mulig. Vi kan levere ned på 12 måneder, avhengig av hvor komplisert feltet er, men det er enkle scenarier hvor vi ser at det skal være mulig.

• Det var bære eller briste for Luno 2-utbygging: Ny brønn viser at feltet inneholder mer olje enn antatt

Vil få dem til å lete i skrivebordsskuffene

Så langt har TechnipFMC solgt ett konsept til et felt i Mexico-gulfen.

– I Norge er vi i en tilbudsfase, og det er stor interesse, sier Klever.

Han forklarer at de har hatt flere casestudier globalt, og mener resultatene herfra viser at de er på riktig spor og at de har noe å tilby.

– Målet er at konseptet kan få oljeselskapene til å lete i skrivebordsskuffene sine, for å finne marginale funn de har lagt bort, som de nå kan ta frem igjen.

• Lundin-sjefen: - Vi må «ha litt is i magen» i neste oljekrise