Statoil sparer milliarder på billigere boring og at Sverdrup-utbyggingen ikke har støtt på problemer

Johan Sverdrup-feltet blir stadig billigere, blant annet fordi Statoil klarer å bore både billigere og raskere enn før. En del av grunnen til det siste kostnadskuttet er imidlertid at prosjektet så langt går helt etter planen, ifølge selskapet.

STAVANGER (E24): På første dag av den store oljemessen ONS i Stavanger, kom Statoil med en nyhet som gledet både politikere og folk i bransjen.

Selskapet meldte at de nå har verdivurderingen av feltet, økt anslaget for produksjonskapasiteten i fase én og fått ned prisen ytterligere.

Hele feltet anslås nå til å koste 140 til 170 milliarder, mens det tidligere anslaget lå på mellom 170 og 220 milliarder. Fase én av feltet er nå anslått til å koste 99 milliarder kroner.

Dette siste anslaget har vært redusert i flere runder, men totalt er det 24 milliarder lavere enn det første anslaget.

Både Statoil, Lundin og Det norske har gjentatte ganger uttalt at de har trodd at kostnadene ville komme ytterligere ned.

Selv med reduksjonen til 99 milliarder, sa konserndirektør Margareth Øvrum i Statoil mandag at hun tror kostnadene kan komme enda lenger ned på prosjektet. Det tror også de andre aktørene at er mulig.

Statoil forklarer at kostnadskuttene i fase 1 blant annet har kommet som et resultat av forbedringsarbeidet innen boring og brønn, mens det andre handler om andre effekter og selve gjennomføringen.

E24 får opplyst av en kilde høyt oppe i partnerskapet i Johan Sverdrup-feltet at Lundin, Det norske og de andre partnerne har vært lagt et press på operatøren Statoil for at de i denne prosessen skulle få ned kostnadene.

Kilden opplyser at det også har vært et ønske hos de andre oljeselskapene å få gjort de offentlige anslagene mer presise tidligere, for å vise hvilke ressurser og kostnader man kan forvente.

Borer stadig raskere og billigere

Geir Tungesvik, som er direktør for boring og brønn i Statoil, fortalte i forrige uke om hvilke forbedringer Statoil har fått til med sine leverandører på boring- og brønnfeltet. Dette er gevinster som ikke bare gagner Johan Sverdrup, men alle de pågående utbyggingsprosjektene hos Statoil.

Billigere, raskere og mer effektive bore- og brønnoperasjoner slår rett inn i lønnsomhetsberegningen, spesielt siden det ofte utgjør en stor del av prosjektkostnadene.

Siden forbedringsprosjektene i selskapet (Step-programmet) ble satt i gang for over to år siden har man klart å øke antallet meter man borer i snitt med 70 prosent. Så sent som på kapitalmarkedsdagen lå forbedringen på 50 prosent. Antallet dager man må bruke på hver brønn i snitt har falt med 40 prosent, en økning fra 30 prosent forbedring i februar. Kostnaden per brønn har i perioden falt med 30 prosent i snitt, en bedring fra de 20 prosentene man meldte om i februar.

(artikkelen fortsetter under bildet.)



Når man ser på den andre komponenten som forklarer dette siste kostnadskuttet (utenom boring og brønn), er det ikke et lavere prisnivå hos leverandørene som har gitt uttelling i denne nyeste prognosen, skal vi tro Statoil. Det er hovedsakelig fordi kontraktene allerede har gått ut.

– Prisfallet i næringen har en veldig liten effekt (på det nye kostnadskuttet, journ.anm.). Det som er hovedbidragsyteren er at når vi nå har kommet 20 prosent av veien i prosjektet, vi har lagt en del av ingeniørarbeidet i tidlig fase bak oss og har begynt å levere i henhold til planene, sier Kjetel Digre, utbyggingsdirektør i Statoil for Johan Sverdrup, til E24.

– På samme måte som vi derfor har kunnet redusere noe av usikkerhetsmomentet i ressursanslagene, har vi kunnet gjør det samme på byggesiden av prosjektet.

– Vi har kommet langt og vi har ikke fått sett at vi har støtt på problemer eller har måttet overføre mer midler til kontrakter som vi historisk har måttet gjøre i noen tilfeller, legger han til.

På grunn av at det så langt ikke har dukket opp noen problemer eller kostandsoverskridelser, er det dermed enklere for Statoil å fastslå hva prislappen vil bli.

– Vi har rett og slett fått avklart en del av usikkerhetsmomentene som har økt spennet i anslagene for budsjettet for et slikt prosjekt som dette. Det er fortsatt en del usikkerhetsmomenter som gir et spenn, men vi har fått avklart mye, sier Digre.

Digre forteller at man har gjort en del forbedringer i måten plattformene skal bygges og installeres, men at dette slo ut i de forrige kostnadskuttene som ble annonsert tidligere, og dermed ikke bidrar til denne siste kostnadsreduksjonen.

– Ville vært feil å være helt presis i starten

- Har prognosene dere har lagt til grunn for kostnader og ressurser vært litt forsiktige gitt at dere nok en gang kan forbedre dem?

– Jeg tror ikke jeg vil bruke ordet forsiktig. Når man ser på hvor mye som skal til, både når det gjelder informasjon som må hentes inn og hvilke valg man skal ta, så er det så mye som man ikke vet i starten at det har vært helt riktig å jobbe med store spenn i tallene, sier Digre.

– Det ville vært feil å være helt presis fra starten, fordi da kan man bomme mye, legger han til.

Han forklarer at planene for overgangen til andre fase, og hvordan fase to-utbyggingen skal se ut, har bestått av flere alternativer som nå har kommet frem til at man skal bygge ut én ny prosessplattform.

– Det er en enighet i partnerskapet om at det bare er denne prosessplattformen vi skal ha og som vi nå jobber videre med, sier Digre og legger til at den offisielle beslutningen tas i den såkalte DG2-beslutningen i første kvartal 2017.

Selv om man har besluttet at fase to skal bestå av én prosessplattform, har man altså valgt å skyve på beslutningen om videreføring fra slutten av 2016 til første halvår 2017, og investeringsbeslutningen fra slutten av 2017 til andre halvår 2018. Da vil også Plan for utbygging og drift (PUD) for fase to bli overlevert myndighetene. Produksjonen i fase én og to skal fortsatt starte som planlagt i slutten av 2019 og i 2022.

– Når vi tar et konseptvalg og DG2 neste år, er det starten på en ganske tung aktivitet med mange kontraktører, og det skal puttes inn mange timer i å modne akkurat den løsningen vi har valgt, sier Digre.

Han forklarer at man har mulighet til å kopiere mye av løsningen som er gjort med prosessplattformen i fase én over i fase to, men at man fortsatt må ta en del viktige beslutninger som påvirker hvordan fase to av prosjektet vil se ut.

Statoil-direktøren mener at de ved å være ferdige med det får et helt annet utgangspunkt når de så skal sette i gang Feed-fasen, der oljeserviceselskaper kommer inn for å gjennomføre forhåndsarbeidet for design- og ingeniørdelen.

– Skulle vi startet den nå som opprinnelig planlagt, ville vi tatt inn de beslutningene inn i arbeidet som Feed-aktøren(e) skulle jobbe med. Vi vil egentlig ta mange av de små og mellomstore beslutningene før vi starter gjennomføring i 2018.

Halverer prosesseringskapasiteten i andre fase

Digre forklarer at den løsningen man har falt ned på for fase 2-utbyggingen er omtrent midt på treet i omfang, sammenlignet med de forskjellige alternativene man så for seg tidligere i prosjektet.

– Prosessplattformen i fase 2 har hatt flere størrelser i prosessen, og det er ingen ren fasit, men vi må avveie behovene for feltet i årene fremover, blant annet når det gjelder kapasitet, sier Digre.

Han forklarer at man i starten så for seg en ren kopi av prosessplattformen fra fase 1. Men etter hvert som man har klart å øke kapasiteten der, gjennom å fjerne en rekke flaskehalser i fase 1-produksjonen, har man nå lagt til grunn at prosessplattformen i fase 2 skal ha halvparten av kapasiteten til fase 1-plattformen, ifølge Digre.

– Vi har fortsatt denne femte plattformen (fase to-prosessplattformen, journ.anm.) med halvparten av prosesskapasiteten fra P1 (fase én-prosessplattformen) i tillegg til de andre funksjonene som vi trenger, sier Digre.

Han forklarer at fase to-plattformen blant annet skal ha muligheter til tie-ins, altså tilkoblinger til andre produksjonsinstallasjoner i Sverdrup-området som kan bli aktuelt å bygge ut i fremtiden.

– Men samlet sett er det et ganske sammenlignbart prosjekt med prosessplattformen i fase én, sier Digre.