Statoil chce oprzeć wydobycie ropy w Norwegii o pole Johan Sverdrup
Koncern Statoil zapowiedział, że wielkość wydobycia z pola naftowego Johan Sverdrup będzie stanowić do 25 proc. całego norweskiego wydobycia. Dzięki udoskonalonej technologii, będzie to bardzo konkurencyjna ropa ze względu na jej niską cenę. Pole Johann Sverdrup to jedno z największych norweskich podmorskich złóż naftowych.
Udoskonalona technologia zdecydowanie poprawia wydajność odwiertów. Koszt ośmiu zaplanowanych inwestycji na norweskim szelfie spadł średnio o ponad 40 procent od jesieni 2014 roku ( wg analizy Norwegian Petroleum Directorate – NPD). Ważne są też korzystniejsze umowy z partnerami. W pierwszej fazie eksploatacji pola Johan Sverdrup koszty inwestycyjne są o 20 proc. niższe niż wstępnie szacowano ( do ok. 12 mld dol.) – czytamy w oświadczeniu zarządu Statoil. Podkreślono w nim, że „Johan Sverdrup to projekt światowej klasy. Pragniemy, aby dostarczył duży zysk dla współczesnego społeczeństwa i dla przyszłych pokoleń”.
Według ostatnich szacunków projekt Johan Sverdrup będzie konkurencyjny, jeśli tylko ceny ropy nie spadną poniżej 30 dol za baryłkę. W br. cena ropy Brent spadła poniżej tego progu, to przyniosło straty Statoil i rywalom, ale dość szybko przyszło odbicie powyżej 40 dol.
Statoil i wspólnicy w eksploatacji pola Johan Sverdrup, Maersk Oil i Lundin Petroleum, na początku 2014 roku przewidywali kilka faz tej eksploatacji. Co najmniej połowa kontraktów na zagospodarowania tego pola przypadła firmom norweskim.
Koszty inwestycyjne dla pozostałych siedmiu polach – Utgard, Oda, Zidane, Trestakk, Snilehorn, Johan Castberg, Snorre – spadły z 270 do 150 mld koron norweskich. Norweskie firmy naftowe oraz współpracujący z nimi przemysł dokonały wielkiego wysiłku usprawniając swoją działalność i ten wysiłek się opłacił. Największe oszczędności osiągnięto dzięki indywidualizacji rozwiązań rozwojowych. Na drugim miejscu jest doskonalenie odwiertów, które średnio stanowią około 30 proc. ogólnych kosztów zagospodarowania złoża. Oczekuje się również spadki kosztów inwestycyjnych na rurociągi i przesył, dzięki uproszczeniu stosowanych rozwiązań i użyciu mniej kosztownych materiałów, modyfikacji i nowych sposobów magazynowania ropy i gazu.
Oprócz tych pozytywnych efektów wprowadzonych dzięki oszczędnościom, Ingrid Sølvberg dyrektor NPD ostrzega przed oszczędnościami na krótką metę, które w dłuższej perspektywie przynoszą straty. Chodzi tu m. in. o ograniczenie zatrudnienia personelu technicznego, gdyż to może osłabić innowacyjność, elastyczność, zdolność modernizacji technologii i w rezultacie zwiększyć koszty w branży ropy i gazu.
Norwegian Petroleum Directorate/UPI/Teresa Wójcik
