Duva-feltet starter opp med høye olje- og gasspriser: – Timingen er veldig gunstig

Til tross for pandemien har Neptune Energy klart å ferdigstille det nye satellittfeltet Duva omtrent på tid og godt under budsjett. Feltet starter opp etter at både olje- og gassprisen har gjort et betydelig byks.

En illustrasjon av det nye subsea-feltet Duva, som er en satellitt til Gjøa-plattformen.
Ressursene på norsk sokkel
  • Marius Lorentzen
Publisert:

– Timingen er veldig gunstig. Når man starter opp et felt som dette, med relativt kort platåproduksjon, så er timingen ekstra viktig for økonomien i prosjektet, sier Odin Estensen, administrerende direktør i Neptune Energy til E24.

Klokken 17:00 søndag ettermiddag startet formelt produksjonen på olje- og gassfeltet Duva, en satellitt til Neptunes Gjøa-plattform i den nordlige delen av Nordsjøen.

Neptune Energy er operatør på Duva (med 30 prosent eierandel), mens partnerne er PGNiG (30 prosent eierandel), Idemitsu (30 prosent) og Sval Energi (10 prosent).

Totalt anslås det at feltet inneholder 71 millioner fat oljeekvivalenter, hvorav 56 prosent er gass og resten olje.

Oljen fra feltet sendes i rørledning via Troll inn til Mongstad, mens gassen går i rørledning til St. Fergus-terminalen i Storbritannia.

Duva-oppstarten kommer like etter at Neptune i februar startet produksjonen på Gjøa P1-prosjektet, en utvidelse av Gjøa-feltet. Tilsammen gir de to prosjektene 120 millioner fat ekstra til Gjøa-området.

Administrerende direktør Odin Estensen i Neptune Energy

Funnet fra 2016 ble søkt utbygget og godkjent i 2019. Produksjonen skulle egentlig startet i første kvartal, men kom i gang nå i tredje kvartal.

– I det store og det hele er vi veldig fornøyd, gitt utfordringene coronapandemien har gitt alle prosjekter på norsk sokkel, sier Estensen.

Til tross for at man er litt etter skjema, ligger man langt under budsjett.

I statsbudsjettet fra oktober i fjor ble det estimert at Duva-feltet skulle koste 417 millioner kroner mindre enn det opprinnelige estimatet på 5,6 milliarder kroner – en besparelse på syv prosent.

– Vi havner på 5,5 milliarder kroner totalt, men det inkluderer også en ekstra produksjonsbrønn som vi besluttet å bore og som ikke var med i det opprinnelige PUD-estimatet, sier Estensen, med referanse til utbyggingsplanen.

Les også

Beregning: Over halvparten av norsk olje er ikke produsert

Produksjonen fra Duva-feltet kommer hit til Gjøa-plattformen.

De største kontraktene for utbyggingen har gått til:

  • Rosenberg Verft (Worley Parsons) – som sto for modifikasjoner på Gjøa-plattformen for å ta imot Duva-produksjonen
  • TechnipFMC som leverte rørledninger og subsea-systemene
  • Odfjell som stilte med boreriggen som boret brønner
  • Schlumberger som leverte boretjenester

– Hvordan påvirket pandemien selve utbyggingen?

– Vi har bygget ut både Duva- og Nova-feltene samtidig. Det innebærer at man er avhengig av sengeplasser om bord på Gjøa-plattformen. Når vi fikk pandemien måtte vi redusere antallet som kunne være på Gjøa samtidig, så vi hadde færre hender som kunne jobbe enn ellers, sier Estensen og legger til at pandemien også ga utfordringer på rigger og andre fartøy.

Les også

Lysbakken avfeier at det er noe rødgrønt oljekompromiss: – Det har ikke vært noen sånne møter

Hett marked

Feltet starter opp i et svært lukrativt marked.

Oljeprisen var før sommeren i fjor nede under 20 dollar på det verste under pandemien, og har de siste 12 månedene steget fra om lag 45 til 66 dollar fatet.

I Storbritannia har gassprisene i sommer steget til sitt høyeste nivå på 15 år.

– Kunne dere drømt om en bedre timing for oppstart av feltet og med en ekstra produksjonsbrønn?

– Den ekstra produksjonsbrønnen ble besluttet før vi så den største oppgangen i prisene, så det var kanskje litt flaks. Men timingen i prosjektet er veldig gunstig, sier Estensen.

Selve platåproduksjonen vil vare et par års tid, mens hele Duva-feltet er estimert til å produsere i rundt 10 år.

– Når dere nå får en ekstra produksjonsbrønn, reduserer det levetiden på feltet?

– Nei, men vi får akselerert produksjonen så vi får styrket økonomien i prosjektet. Brønnen gir oss også økt fleksibilitet når det gjelder prosessutfordringer og den ekstra brønnen har gjort det mulig å holde tidsskjemaet i prosjektet, sier Estensen.

Han forklarer at man i Duva-oljen har et voksinnhold som gjør prosesseringen mer krevende. Men ved å produsere i høyere tempo kan man også holde høyere temperatur og redusere voksproblematikken.

Les også

Oljedirektoratet om skattepakken: – Prosjektene hadde nok blitt gjennomført uansett

Håper å holde koken til 2040

Duva- og Nova-feltene er med på å forlenge levetiden til Gjøa med fem år. Gjøa kom i drift i 2010 og Neptune har et mål om å holde plattformen i gang til 2040.

– Det er veldig viktig at man hele tiden får hektet på nye ressurser og forlenget levetiden på den type infrastruktur som vi har på Gjøa, sier Estensen.

Han sier at de fortsatt har en del arbeid for å nå målet om 2040.

Fordi Gjøa er elektrifisert, er det ifølge Estensen attraktivt å investere i feltet og nærliggende funn.

– Duva gir oss lønnsomme fat med veldig lave CO₂-utslipp. Vi snakker under tre kilo CO₂-ekvivalenter per fat og vi ser at investeringene våre vris mot felt som har mulighet for elektrifisering, sier han.

Les også

Aker BP fant ikke olje i Stangnestind: Kan bety slutten for selskapets leting i Barentshavet

I Gjøa-området jobber Neptune nå med å modne frem både Ofelia- og Hamlet-prospektene.

– Det er de beste prospektene vi ser på nå. I tillegg er det Aurora, Peon og Grossbeak som er funn gjort av andre som også kan være kandidater for å koble til Gjøa, sier Estensen.

PÅ toppen av Gjøa-området jobber Neptune også med å modne frem Dugong-funnet til en utbygging.

– Hva slags utbygging blir det og vil dere rekke fristen i oljeskattepakken i utgangen av 2022?

– Vi ser på det som enten en selvstendig utbygging eller at det kobles mot et annet felt i Tampen-området. Det er mest sannsynlig at vi får Dugong klart innen fristen til skattepakken, sier Estensen.

Funnet som estimeres til mellom 40 og 108 millioner fat skal nå testes med en produksjonsbrønn utover høsten i tillegg til at man skal bore en letebrønn til.

– Vi har også noen andre prosjekter og elektrifiseringstiltak i lisenser der vi er partnere som kan bli en del av pakken, sier Estensen videre.

Les også

Martin Linge satt i gang: Jakter mer olje i nabolaget

Eierne følger Norge tett

– Hvordan ser deres utenlandske eiere på utsiktene på norsk sokkel og den oljedebatten som går i valgkampen nå?

– De følger veldig nøye med, det er det ingen tvil om. Men frem til nå har de vært veldig fornøyd med norsk sokkel og de relativt stabile rammevilkårene. De ser på Norge som et bra sted å være, sier Estensen.

Han peker på at den norske virksomheten utgjør rundt halvparten av Neptunes globale portefølje, og at den både lønnsomhetsmessig og CO₂-messig kommer godt ut.

– Vi har også en overvekt gass i vår produksjon, på rundt 70 prosent, noe vi mener er viktig i dagens situasjon, der vi er i en overgangsfase og der gass vil utgjør en veldig viktig energikilde fremover.

Les også

Oljenæringen jubler og miljøbevegelsen fortviler: – Tut og kjør-oljepolitikk

Publisert:
Gå til e24.no

Her kan du lese mer om

  1. Ressursene på norsk sokkel
  2. Neptune Energy
  3. Norsk sokkel
  4. Gjøa-feltet
  5. PGNiG
  6. Idemitsu
  7. Elektrifisering

Flere artikler

  1. Lundins Alta-funn rekker ikke «skattefristen»: Satser stort på Edvard Grieg-området

  2. Verdens lengste oppvarmede produksjonsrør på plass i Norskehavet

  3. Skrur på ny utvidelse på Nordsjøens pengemaskin

  4. Aker BP leverer milliardplan for Frosk: – Forlenger en allerede lang suksesshistorie

  5. Oljedirektoratet om skattepakken: – Prosjektene hadde nok blitt gjennomført uansett