Fra lisenstildeling til boring med ekspressfart: Aker BP vil jakte etter mer Sverdrup-olje

Det har bare gått et par uker siden Aker BP fikk resultatene fra den årlige lisensrunden på norsk sokkel. På den tiden har selskapet kastet seg rundt for å få til en letebrønn i en av de nye lisensene, som ligger rett ved gigantfunnet Johan Sverdrup.

Finansdirektør Alexander Krane i Aker BP (t.h.) i samtale med konsernsjef Karl Johnny Hersvik. Bildet er tatt under kapitalmarkedsdagen i januar.

Foto: Marius Lorentzen E24
Publisert:,

– Vi kommer trolig til å legge til ytterligere en letebrønn i årets leteprogram gitt årets TFO-runde. Vi er ekstremt fornøyd med resultatene av lisensrunden, sa Aker BPs konsernsjef Karl Johnny Hersvik fra podiet under selskapets kvartalspresentasjon på Fornebu fredag.

– Resultatene fra denne brønnen bør dere følge godt med på, fortsatte han entusiastisk.

Letebrønnen han snakker om ligger i letelisens PL916 i Nordsjøen, mellom det gigantiske oljefunnet Johan Sverdrup i sør og Grane-feltet i nord, med Edvard Grieg- og Ivar Aasen-feltene i vest.

Hvis Aker BP klarer å bore en brønn der allerede til sommeren, som de håper på, vil det være tilnærmet en rekord å regne. Vanligvis bruker oljeselskapene fort et år eller to før de rekker å legge nye lisenser inn i boreprogrammene sine.

Tildelingen av lisensen er så fersk at selskapet ikke engang har rukket å motta den offisielle tildelingen i posten ennå, og Oljedirektoratet har heller ikke rukket å legge inn lisensen på sine faktasider.

Kartet viser Utsirahøyden og den nye PL916-lisensen til Aker BP, Lundin, Statoil og Petoro er skravert i rødt.

Kart: Oljedirektoratet

Det er nemlig ikke gått mer enn drøye to uker siden olje- og energiminister Terje Søviknes annonserte resultatene fra den årlige lisensrunden i modne områder på norsk sokkel (TFO 2017). Det var i denne runden Aker BP ble tildelt operatørskap og en eierandel på 40 prosent i lisensen, mens Statoil, Lundin og Petoro vil sitte med 20 prosent hver.

Med unntak av Maersk Oil er dermed hele «Sverdrup-gjengen» på eiersiden i den nye lisensen.

Etter å ha kastet seg rundt, ser det altså ut til at Aker BP vil bore enda mer enn de hadde lagt opp til allerede. Så sent som på kapitalmarkedsdagen i januar hadde Aker BP lagt opp til å bore 7 letebrønner som operatør i 2018, og totalt 12 hvis man inkluderer brønnene der de er med som partner. Nå kan fasiten altså ende på henholdsvis 8 og 13 isteden.

Må få på plass de siste detaljene

– Jeg ser ingen grunn til å vente, sier Aker BP-sjefen til E24 om den nye brønnen ved Johan Sverdrup-funnet.

– Hva må til for at dere rekker å bore i denne lisensen i år som dere håper på?

– Det som det står på er at vi må få på plass et boremål så raskt som mulig. Vi har allerede noen gode ideer og vi har bestilt «site survey»-kapasitet og jobber med å få en slot. Så rent operativt sett skal vi klare å få til dette, sier Hersvik, som bekrefter at de har nødvendig riggkapasitet tilgjengelig.

– Du virker svært begeistret for potensialet i denne lisensen?

– Det ser ut som et veldig interessant prospekt. Dette ligger i migrasjonsveien opp til Johan Sverdrup-ressursene, sier Hersvik med et smil.

– Har dere noen idé om hvordan man kan utvikle et eventuelt funn her?

– Det er altfor tidlig å si noe om nå, og først må vi bli ferdige med det resterende arbeidet, få lisensen tildelt offisielt og så bore så raskt som mulig, sier Hersvik.

Det er for tidlig å si noe om hvor mye olje som kan finnes i lisensen, men den ligger i et område som har vist seg å inneholde masse.

Les også

Svakere resultat enn ventet fra Aker BP

Tekniske problemer på Skarv

Aker BP leverte fredag tall som viste at selskapet fortsetter sin betydelige vekst, samtidig steg ikke resultatene like mye som analytikerne hadde ventet seg.

På produksjonssiden var det særlig én god og én dårlig nyhet som utpekte seg, og som dro produksjonen hver sin vei. Samlet sett økte Aker BPs produksjon til 135.600 fat oljeekvivalenter per dag i fjerde kvartal, mot 126.500 i samme periode året før.

– På Ivar Aasen-feltet nådde vi i fjerde kvartal platåproduksjon ett år før opprinnelig plan, sa Aker BP-sjefen om selskapets første egenutbygde felt som kom i produksjon julaften 2016.

– Det skyldes en god tilgjengelig prosesseringskapasitet på Edvard Grieg (Lundins oljefelt som tar imot produksjonen, journ.anm.), effektiv brønnboring og en del andre faktorer, utdypet Hersvik om hvorfor man ligger foran skjema.

På spørsmål fra en analytiker om man kan hente ut mer, svarte Hersvik at de har mer brønnkapasitet, men at de ikke kan sende mer til Edvard Grieg foreløpig siden de allerede er på avtalt platåproduksjon.

På Skarv-feltet har det imidlertid ikke gått like smertefritt. Aker BP melder at produksjonen falt 13 prosent fra tredje til fjerde kvartal fordi tre brønner måtte stenges grunnet tekniske problemer med juletrærne i subsea-systemet.

En av de tre brønnene ble satt i gang igjen før nyttår, og selskapet håper å få startet opp de to siste før sommeren er over.

Finansdirektør Alexander Krane kunne fortelle at den gjennomsnittlige produksjonskostnaden per fat olje økte fra 12 til 18 dollar som følge av problemene.

– Får Skarv-problemene noen effekt på produksjon eller kostnadsprognosene deres for selskapet samlet sett i 2018?

– Dette visste vi om i fjerde kvartal, før vi fastsatte den endelige guidingen for 2018, sier finansdirektør Alexander Krane til E24.

Avviser at plattformløsning er droppet på ny utbygging

Etter at Aker BP leverte tre utbyggingssøknader til norske myndigheter før jul, er det neste store utbyggingsprosjektet som selskapet jobber med NOAKA.

Den engelske forkortelsen står for Alvheim-Nord og Askja/Krafla, og er en utbygging av funn tilhørende henholdsvis Aker BP og Statoil. Begge parter har uttalt at de planlegger å bestemme seg for hvordan de skal bygge ut funnene (konseptet) nå i første kvartal, men de står fortsatt mellom to forskjellige løsninger.

Den ene er å ha to eller flere helt eller delvis ubemannede plattformer, fordelt mellom hvert av områdene, altså en på Aker BPs del og en på Statoils del. Den andre er å ha en sentral plattform som fungerer som en hub, der man kobler til alle de forskjellige funnene.

Tidligere har Aker BP omtalt begge konseptene, samtidig som de har sagt at de foretrekker hub-løsningen, men nå er formuleringen endret:

– Områdeløsningen vil trolig inkludere subsea-strukturer og ubemannede eller normalt ubemannede installasjoner på de individuelle reservoarene, skriver Aker BP i kvartalsrapporten som ble sluppet fredag.

– Betyr dette at dere har gått vekk fra en hub-løsning med en sentral plattform som dere har sagt dere ønsker?

– Absolutt ikke. Først og fremst er vi tydelige på at man må velge utbyggingsløsning basert på hva som gir den beste ressursutvinningen. Vi mener PQ-løsningen (plattform-hub, journ.anm.) er den mest robuste løsningen slik vi ser det i dag, både med tanke på ressursene vi har i dag og med tanke på mulige fremtidige satellittutbygginger, sier Hersvik.

– Er dere veldig uenige med Statoil?

– Nei, vi er ikke veldig uenige, men det er jo naturlig at man kan vurdere ting litt forskjellig i diskusjonene på det stadiet vi er på nå, sier Hersvik.

Les også

Ocean Installer har vunnet storkontrakt på Johan Castberg

Les også

Har ikke skjedd olje-USA på 48 år: Produserte 10 mill. fat per dag

Les også

Oppkjøpsfond spytter milliarder inn i norsk oljestartup