2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Åsgard undervannskompresjon
2.1 Innledning
Statoil søkte 16. august 2011, på vegne av rettighetshaverne i Åsgardfeltet og Mikkelfeltet, Olje- og energidepartementet om godkjenning av plan for utbygging og drift av Åsgard undervannskompresjon.
Rettighetshaverne i Åsgardfeltet er Statoil (34,57 %), Petoro AS1 (35,69 %), Eni Norge (14,82 %), Total E&P Norge (7,68 %), ExxonMobil E&P Norway (7,24 %). Rettighetshaverne i Mikkelfeltet er Statoil (43,97 %), ExxonMobil E&P Norway (33,48 %), Eni Norge (14,90 %), Total E&P Norge (7,65 %).
Åsgard ligger på Haltenbanken i Norskehavet, om lag 200 km fra kysten av Trøndelag. PUD for Åsgardfeltet ble godkjent i 1996, og gassproduksjonen startet i 2000. Åsgard består av forekomstene Midgard, Smørbukk og Smørbukk Sør. I tillegg er gassfeltene Mikkel og Yttergryta knyttet opp mot infrastrukturen på Åsgard. Vanndypet i området er fra 240 til 310 meter.
Operatørens anslag for tilleggsreserver fra Midgard og Mikkel er om lag 29 mrd. Sm3 gass, 6,4 mill. tonn NGL og 3,5 mill Sm3 kondensat. Samlet tilsvarer dette om lag 280 mill. fat oljeeekvivalenter (o.e.). Produksjonsstart er planlagt 1. kvartal 2015.
2.2 Utbyggingsløsning og produksjon
Petroleumsindustrien har gjennom flere år arbeidet med å flytte prosesseringsutstyr ned på havbunnen. Dette reduserer kostnader og øker utvinningen. Havbunnsbasert prosessering og gasskompresjon representerer neste generasjons olje- og gassutbygging.
Åsgard undervannskompresjon tar utgangspunkt i å utvikle og anvende en gasskompressor plassert på havbunnen. Dette er avansert, roterende maskineri som hittil kun har vært brukt på plattformer offshore og på landanlegg. Prosjektet vil være et viktig tilskudd til en framtidig teknologi som vil kunne realisere et komplett prosesseringsanlegg under vann.
Dette er teknologi som også vil kunne nyttiggjøres på andre felt på den norske kontinentalsokkelen.
Kompresjon på havbunnen forbedrer energieffektiviteten og gir lavere energiforbruk og kostnader sammenliknet med å utføre kompresjon på en plattform eller på land. Jo nærmere brønnen kompresjon utføres, desto høyere blir effektiviteten og produksjonsratene.
Installasjon av undervannskompresjon på Midgard vil sørge for en fortsatt høy gasstrøm og lang levetid på innretningene Åsgard A og Åsgard B. Operatørens anslag for økte utvinningsreserver som følge av installasjon av havbunnskompressoren er om lag 29 mrd. Sm3 gass, 6,4 mill. tonn NGL og 3,5 mill Sm3 kondensat. Samlet tilsvarer dette om lag 280 mill. fat oljeeekvivalenter (o.e.). Økonomisk levetid for Åsgard undervannskompresjon er anslått til 2030.
Undervannskompresjonen fører til at den samlede utvinningsgraden på Midgardforekomsten stiger fra 67 pst til 87 pst (målt i oljeekvivalenter), mens den samlede utvinningsgraden på Mikkelfeltet stiger fra 52 pst til 67 pst (målt i oljeekvivalenter).
Undervannskompresjon kobles opp mellom eksisterende havbunnsrammer på Midgard og Åsgard B, ved en kombinasjon av eksisterende produksjonsrørledning og et nytt direkterør til Åsgard B. Den skal komprimere gass fra alle produserende brønner på Midgard og Mikkel, og gassen vil prosesseres som i dag på Åsgard B. Undervannskompresjonen vil motta elektrisk kraft og kontrollsignaler fra Åsgard A, men vil styres fra kontrollrommet på Åsgard B via fiberkabel til Åsgard A.
Opprinnelig utvinningsstrategi for Midgard og Mikkel, basert på trykkavlastning av reservoarene, kombineres nå med gasskompresjon. Åsgard undervannskompresjon vil sikre langsiktig produksjon og høy utvinningsgrad i både Midgardforekomsten og Mikkelfeltet.
Utbyggingen omfatter ikke nye reservoarer. Det er ikke behov for nye brønner.
Figur 2.1 Åsgard undervannskompresjon.
Kilde: Statoil.
Figur 2.1 viser hvordan Åsgard undervannskompresjonsstasjonen kobles til eksisterende havbunnsrammer på Midgard og eksisterende produksjonsrørledning til Åsgard B, i tillegg installeres ny rørledning direkte til Åsgard B.
2.3 Investeringer og lønnsomhet
Operatøren forventer at de samlede investeringene på Åsgard undervannskompresjon vil bli om lag 13,1 mrd. 2011-kroner. De største investeringene er knyttet til teknologiutvikling, samt bygging og installering av kompresjonsstasjonen.
Beregnet nåverdi før skatt er på 25,7 mrd. 2011-kroner2. Balanseprisen for prosjektet er på 38 USD per fat olje/85 øre per Sm3 gass ved 7 pst. diskonteringsrente (reelt).
Figur 2.2 Prosjektets robusthet.
Kilde: Statoil.
Figur 2.2 viser at prosjektet har god prosjektøkonomi. De største usikkerhetene er knyttet til fall i produktpriser, dvs. olje- og gasspriser. Mens prosjektet er forholdsvis robust i forhold til endringer i investeringsanslagene, anslagene for driftskostnadene og kostnader forbundet med forsinkelser i prosjektgjennomføringen.
2.4 Kraftforsyning
Kraftbehovet for Åsgard undervannskompresjon dekkes fra eksisterende anlegg på Åsgard A og B.
Nødvendig elektrisk kraft genereres innenfor eksisterende kraftgenereringskapasitet på Åsgard A fra oppstart i 2015 og fram til årsskiftet 2025 når Åsgard A planlegges å forlate feltet. Kraftbehovet for Åsgard undervannskompresjon er gjennomsnittlig om lag 25 MW.
Direkte elektrifisering av undervannskompresjonen med kraft fra land er ikke teknisk mulig. Operatøren har vurdert flere ulike løsninger for å forsyne Åsgard undervannskompresjon med kraft fra land. Dette ville innebære kraftoverføring via Åsgard A som er et produksjonsskip som dreier rundt en oppankret dreieskive med sviveloverføringer, og Åsgard B som er en flytende innretning. Teknisk er det ikke mulig med kraft fra land til Åsgard A, siden tilgjengelig svivelteknologi ikke tillater overføring av så store kraftmengder med en likestrømskabel fra land. I tillegg er det behov for dynamiske stigekabler for likestrøm som ikke er tilgjengelig kvalifisert teknologi. Åsgard B vil også ha behov for dynamiske stigekabler, i tillegg har ikke innretningen den nødvendige vektkapasiteten til å bære det nødvendige og tunge elektriske utstyret.
I tillegg er det foretatt vurderinger i Haltenbankområdet som innebærer kraft fra land til flere andre felt inkludert Heidrun og Kristin. Den mest realistiske løsningen er å etablere en ny innretning som vil forsyne flere felt i Haltenbankområdet. Investeringskostnadene for en ny innretning med kraft fra land til lokal fordeling på Haltenbanken er beregnet til om lag 11 mrd. kroner, og tiltakskostnadene er estimert til 3 957 kroner per tonn CO2. Estimatet er basert på utslippsreduksjoner på Heidrun, Kristin, Åsgard B og Åsgard undervannskompresjon. Som følge av store investeringer og høye tiltakskostnader mener operatøren at kraft fra land til Åsgard undervannskompresjon ikke er økonomisk gjennomførbart.
2.5 Områdevurderinger
Samlet sett er Åsgard blant de største utbyggingene på norsk kontinentalsokkel med sine 56 produksjons- og injeksjonsbrønner fordelt på 17 rammer på havbunnen. I tillegg ble ramme nr. 18 nylig installert på Åsgard (Smørbukk Nordøst) med forventet oppstart årsskiftet 2011/2012. En produksjonsbrønn er tilknyttet den nye rammen. Åsgard undervannskompresjon er med på å forlenge levetiden til Åsgardinnretningene. Dette kan bidra til å realisere andre ressurser i området.
2.6 Disponering av innretningene
Nedstengning og disponering av innretningene og brønnene vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk på det aktuelle tidspunktet. Ved nedstengning er det forutsatt at rørledningene ikke fjernes, men sikres og etterlates på feltet. Nedgravde rørledninger forutsettes etterlatt på stedet, mens de avkuttede endene fjernes eller blir dekket av grus. Fjerningskostnadene for Åsgard undervannskompresjon er anslått til 684 mill. 2011-kroner.