Fortsatt aktivitet på Norges kontinentalsockel
av Odd de Presno Forum 1985-03, sida 16-17, 20.02.1985
Än finns det möjligheter = på Norges kontinentalsockel
Av ODD de PRESN 16
Det investeras fortfarande friskt på den norska kontinentalsockeln, De samlade kostnaderna för letningen efter olja och gas beräknas under år 1984 att ha stigit till närmare 8 mrd NOK, varav 5 mrd NOK användes för direkta borrningar fördelade på 47 brunnar. Motsvarande siffra under 1983 var 5,8 mrd NOK.
EH [Ietningsutgifterna under det andra kvartalet år 1984 — på drygt 2 mrd NOK — fördelade sig så, att 1,5 mrd NOK användes för borrningarna, 147 milj NOK till seismiska och geologiska undersökningar och 219 miljoner till fältvärdering och utveckling av fälten. Administrationskostnaderna uppgick till 183 milj NOK.
De totala investeringarna i den norska oljeverksamheten under 1984 var dock mycket högre, och beräknas komma upp till 24 mrd NOK.
— Man kan räkna med stabila av investeringarna på sockeln långt in på 1990talet, sade den norske oljeministern Kåre Kristiansen i augusti. Vi förväntar oss en investeringstopp på omkring 27 mrd NOK år 1992.
— Drifts- och underhållskostnaderna står idag för ca 5 mrd NOK, men de förväntas öka till ca 22 mrd NOK till 1995. Det emellertid bara 15 procent av detta som kan hänföras till verkstadsindustrin, säger han.
Prisutvecklingen har som känt varit ogynnsam under den senaste tiden, och fortsätter oljepriserna att sjunka kan flere planerade projekt vara i fara. I ljuset av dagens prisförutsättningar finns det emellertid tillräckligt av möjligheter. Olje- och energidepartementets uppskattning av de totala norska olje- och gasreserverna uppjusterades dessutom i fjol från 3,7 till 4,2 mrd ton oljeekvivalenter.
Möjligheter finns ännu
I september löpte ansökningstiden ut för den nionde koncessionsrundan. Nya operatörsuppgifter tilldelades Agip (blocket 16/10 sydväst om Stavanger), EIf (25/5 i närheten av Heimdal-fältet), Conaoco (25/7 i samma trakter), Norsk Hydro (30/9 i närheten av Oseberg-fältet, 5407/7 i trakten av Halten Bank- fältet utanför mellersta Norge och 7120/2 och 3 norr om Tromsö), Statoil (blocken 6407/4, 5406/6, 7120/5 och 7121/5 utanför mellersta Norge och uppe i norr), Shell (7120/1) och Esso (7121/1).
Senare i år kommer den tionde konces».sionrundan. När den är färdig finns det inte fler intressanta block i Nordsjön att locka oljebolagen med. Men nya oljefynd på Haltenbanken eller i Nord-Norge kan skapa nytt intresse.
Aktiviteten i norr är emellertid redan på väg uppåt. Omkring hälften av årets borrningar efter olja och gas på den norska sockeln kommer att ske i norr. 1985 kan bli ett rekordår när det gäller letningsaktiviteten. Det kommer antagligen att borras uppemot 50 hål på den norska kontinentalsockeln.
KEY om GAS =» 20
PeLoS JIA
EXISTING PIPELINE
PROPOSED FE PIPELIN oven ol Plöen
TARTAN LOCKAR N Ocameé le föner Morurona | lot) st)
N
Kartan visar oljefälten och rörledningarna på Nordsjön. Tommeliten-fältet, som nämns i texten men inte på kartan ligger i närheten av Ekofisk. Halten- och Traena-bankarna ligger nordväst om Trondheim, medan Tromsö-flaket är beläget norr om Tromsö, (Kartan återgiven ur Veritas, The Norske Veritas journal of Business and Technology novemberldecember 1984 ; 3/85 F RUN
Möjligheter för verkstadsindustri ÖSTFRIGG Fältet innehåller uppskattningsvis 12,5 mrd kubikmeter gas. Utbyggningen beräknas kosta 2 mrd NOK. Man räknar med att Elf kommer att sända ut förfrågningar om ilandförningen i dessa tider, och att de första kontrakten i så fall kan tilldelas detta år. Enligt planerna skall fältet komma i produktion under 1988. GULLFAKS
Statoil skall enligt planerna starta oljeoch gasproduktionen före årsskiftet 1988/89. Huvuddelen av däcks- och modulkontrakten för Gullfaks’ B-plattformen kommer att ingås under 1985. Begäran om offerter för däcket och sju modulpaket gick ut vid årsskiftet. Många uppdrag återstår emellertid ännu. (se också Forum 10/84).
Om Stortinget får frågan om Gullfaks fas II till behandling under vårsessionen, kan fältet komma i produktion kring 1990/91. De uppskattade reserverna i den östliga delen — fas II — uppgår till 102 miljoner kubikmeter olja och 12 mrd kubikmeter gas.
OSEBERG
Fältet består av olja och gas på tillsammans ca 200 milj toe (ton oljeekvivalenter), fördelat mellan 130 av olja och 70 av gas. Resurserna skall utnyttjas i två faser, först oljan från 1989 fram till sekelskiftet. Därefter tar gasen över.
Man har beräknat en total kostnadsram för utbyggnadsprojektet på 31,8 mrd NOK. De första modulkontrakten kommer att utdelas under 1985. Det samma gäller de flesta uppdragen för A-plattformen. Man kan vänta att vissa kontarkt för B-plattformen sluts under 1986.
TOMMELITEN
I skrivande stund är läget oklart, men man väntar sig att rapporten om driftsmöjligheterna skall ingå till myndigheterna före årsskiftet. I så fall kan fältet vara i produktion år 1989.
Oljedirektoratet beräknar att det innehåller 32 mrd kubikmeter gas och 11 miljoner kubikmeter olja, fördelade på Alfaoch Gammastrukturerna. Det har talats om lösningar för utbyggnaden på storleksordningen 7—8 mrd NOK.
TROLL
Shell förväntas välja plattformlösningen å det snaraste.
BARENTS HAV
Olje- och energidepartementet siktar på att öppna Barents hav för norsk oljeborrning under 1986. Det slutgiltiga beslutet förväntas fattas av Stortinget på försommaren. I så fall blir den tionde koncessionsrundan uppdelad i två faser, en under våren och en på hösten.
17
