DNVGL.no

Breadcrumbs

DNV GL-studie krever teknologiske forbedringer for å redusere kostnadene for utviklingen i Barentshavet

SHARE:
PRINT:
rcinus orca/killer wale in nordic waters
Olje- og gassindustriens strategiske samarbeidsorgan – OG21 – mottok i går DNV GL-studien av teknologier som bør utvikles for helårs olje- og gassproduksjon på 74 grader nord i norske Barentshavet. Nye lisenser er klare til å bli tildelt i dette området, som en del av den 23. norske konsesjonsrunden.
Kontakt:
Liv Hovem, Senior Vice President and Director of Division - Europe and Africa, DNV GL - Oil & Gas
Liv Hovem, Divisional Director for Europe and Africa, DNV GL – Oil & Gas
Per Olav Moslet, Senior Principal Engineer, DNV GL – Oil & Gas
Per Olav Moslet, Senior Principal Engineer, DNV GL - Oil & Gas

Rapporten konkluderer med at teknologiske løsninger er ganske klare, men trenger å bli tillempet for norske farvann. Dette ville være mulig innen en 8-10 års tidsramme. Dette er også det tidligste man kan forvente de første olje- eller gasslisensene.

"Vi har funnet nærmere 30 utfordringer når det gjelder å gjøre olje- og gassproduksjon i området mulig året rundt ", sier Liv Hovem, DNV GL – Oil & Gas divisjonsdirektør for Europa og Afrika. "For å forbedre forretningsmodellen for utviklingen i denne delen av sokkelen er det viktig å utvikle nøkkelteknologier, som store bore brønner ogreservoar-ytelse, gasskompresjon, undervannsanlegg og strømforsyning. Mange ledende selskaper er allerede godt i gang med å utvikle disse teknologiene, men her må det mer innsats til for å gjøre året-rundt produksjon innen 8-10 år realistisk. "

Teknologi hjelper til med å kutte kostnader
"Disse forsterkningsteknologiene vil også styrke den kommersielle verdien av feltutbygginger i området, gjennom økt utvinning eller reduksjon i capex (kapitalkostnad) eller OPEX (driftkostnad)," sier Per Olav Moslet, DNV GL – Oil & Gas Senior Principal Engineer, ekspert på arktiske teknologier.

"Disse stedene er blant de nordligste som er åpnet for petroleumsvirksomhet i Norge. Som studien viser er noen elementer av det fysiske miljøet mer krevende enn på andre steder på norsk sokkel. Dette gjelderor eksempel muligheten for is, marin ising, polare lavtrykk og tåke, mens andre elementer, som bølger og vind, er mindre alvorlige. Studien viser også at relativt modne teknologier kan løse disse utfordringene underveis, "sier Per Olav Moslet.

Studien er gjennomført i nært samarbeid med OG21 og deres Technology Target Area-grupper. Teknologiene er vurdert basert på tre mulige feltutbyggings-scenarier: oljeproduksjon fra en FPSO i den sørvestlige Barentshavet, subsea oljeproduksjonen i den sørvestlige Barentshavet og gassproduksjon fra en FPSO i sør-østlige Barentshavet.

Virksomheten i lignende miljøer eksisterer allerede
"Det er allerede virksomhet i lignende miljøer i andre steder i verden, som i Sakhalin-området i Russland og på Grand Banks, Canada. Dette betyr at noen teknologier fra disse områdene kan også tilpasses for bruk på norsk sokkel," sier Per Olav Moslet.

I tillegg til de fem teknologier for kostnadskutt og produksjonsforbedring ovenfor, er 11 teknologier og teknologiområder som ”må modnes” innen samme tidsramme for å lette operasjoner i dette området også blitt identifisert:

  1. Rømnings-, evakuerings- og redningsinfrastruktur
  2. Miljørisikomodeller
  3. Deteksjon og overvåkingsteknologi av olje i og under isen
  4. Isdetektering, prognoser, overvåkingssystemer
  5. Ishåndteringssystemer
  6. Evne til å lage avlastningsbrønn i samme samme sesong
  7. Prediksjon av islast
  8. Rømnings-, evakuerings- og redningsteknologi
  9. Oljevernteknologi
  10. Utstyr for personlig sikkerhet og nødssituasjoner
  11. Løsninger for vinterforhold

Den fullstendige rapporten ble presentert på OG21 Forum i Oslo den 25. november, og er tilgjengelig for nedlasting her.