Å finne olje er ikke hva det en gang var. Både i Norge og internasjonalt ser vi samme tendens: oljefunnene blir mindre, de ligger dypere og i områder utsatt for vær og klima som gjør klassiske installasjoner vanskelig.
Bare det siste tiåret har Statoils utbyggingskostnader økt med rundt 250 prosent. For å drifte fremtidens felt tenker vi nytt: Oljefremtiden ligger under havoverflaten.
Fra en mediandybde på vel 70 meter for de første funnene på norsk sokkel, har dybden økt jevnt og trutt til omtrent 300 meter i dag. I samme periode har medianfunnstørrelsen sunket fra 260 til 15 millioner fat oljeekvivalenter. Kompleksitet og kostnad for en plattformutbygging øker med vanndybden, og lønnsomheten er dermed avhengig av store funn.
Subsea-installasjoner kan løse mange av utfordringene. Også petroleumsressurser i isdekkede områder eller områder utsatt for driv-is, vil kunne bygges ut med subsea-løsninger.
Subsea-installasjonene svarer på tre fundamentalt viktige utfordringer for norsk oljeproduksjon i en tid da kostnader, sikkerhet, oppetid og miljøsikkerhet blir stadig viktigere:
1. Utbygging av funn, eller samlinger av funn, fjernt fra eksisterende infrastruktur.
2. Utnyttelse av eksisterende infrastruktur og haleproduksjon i forbindelse med eksisterende felt.
3. Utbygging i arktiske områder.
Oljedirektoratet (OD) anslår at det i år vil investeres 14 milliarder kroner i undervannsinnretninger på norsk sokkel. Det utgjør nærmere 7 prosent av de totale investeringene. De neste fem årene anslår OD at hele 81 milliarder vil gå til undervannsinnretninger, og at én av ti kroner investert på norsk sokkel i 2018 går til nettopp dette.
Internasjonalt er potensialet enda større. Markedet for subsea-tjenester på britisk sokkel er omtrent like stort som det norske. I Brasil og Mexico-golfen er potensialet enormt. Forutsatt fortsatt gode rammebetingelser ser investeringene til å fortsette å øke. På verdensmarkedet dominerer norske og norskledete subsea-leverandører som Aker Subsea, FMC og Reinertsen. Denne posisjonen er viktig å utnytte.
Norsk økonomi og industri har lenge vært drevet av kompetanse på å bygge ut og drifte petroleumsressurser i krevende områder, og norske bedrifter og akademia har vært engasjert i å utvikle en subsea-fremtid.
Den første produksjonsbrønnen knyttet til en undervannsinstallasjon på norsk sokkel kom på plass allerede i 1981. Siden 2010 er mer enn halvparten av nye produksjonsbrønner tilknyttet undervannsinstallasjoner. 2010 var første år subsea-brønnene stod for mer enn halvparten av total produksjon på norsk sokkel.
Trøndelag er i særstilling når det kommer til nytenkning og innovasjon innenfor subsea. Her har kompetanseklyngen NTNU, Sintef, Statoil og Siemens allerede bidratt til å skape noen av de mest innovative løsningene på norsk sokkel.
Sintefs mange prosjekter innenfor subsea handler om løsninger for mer pålitelig produksjon i form av subsea-prosessering, multifasetransport og strømforsyning til subsea-installasjoner.
Statoil satser stort på «havbunnsfabrikken» og anser subsea-løsninger som svært viktige for å kunne bygge ut felt langt fra land, på dypt vann og i arktiske strøk. Selskapet har allerede implementert løsninger for separasjon og vanninjeksjon og er i front på lang multifasetransport i rør. I løpet av 2015 skal selskapet starte Åsgard subsea gass-kompresjon.
I vår database har vi registrert at vel 40 av rundt 200 oljeservicebedrifter i Trøndelag leverer tjenester innenfor de tre subsea-hovednisjene: utstyr, service og installasjon. Selskapene omsetter i dag for totalt rundt fire milliarder kroner med 2500 ansatte. Utsiktene er nesten ubegrensede med den tilgangen på kompetanse disse bedriftene har gitt at markedet innfrir.
Subsea som fagfelt er svært lovende, men innebærer også mange utfordringer for norske aktører, i hovedsak knyttet til kostnadsskalering og konkurransesituasjon. I mange år har vi nytt godt av vår krevende sokkel. Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet har vært et laboratorium der løsninger testes og implementeres. Når mange av de store utfordringene ligger på sokler i andre verdensdeler med vanndybder større enn på norsk sokkel, kan «laben» flyttes.
Et annet viktig moment er kostnad. Subsealøsninger er dyre, og Statoil samarbeider allerede med DNV GL for å redusere kostnadene gjennom felles bransjestandarder. Norske subsea-leverandører må vokte seg for ikke å prise seg ut av den internasjonale konkurransen og det enorme markedspotensialet. Gjør de det, kan et norsk forsprang fort gå tapt.
Vi er overbevist om at det er viktig og riktig å legge til rette for fortsatt vekst og nyvinning i norske subsea-selskaper. Den trønderske subsea-miniklyngen har et godt fundament for næringsutvikling.
Subsea-teknologi kan være løsningen på mange av de største utvinningsutfordringene for verdens oljeindustri. I fremtiden kan subsea-installasjoner gjøre det mulig å bygge ut felt på de største havdypene, knytte sammen små og ellers ulønnsomme felt til produktive enheter og drifte installasjoner under is og langt fra land. Norske bedrifter står i startgropen til et nytt oljeeventyr, og Trøndelag er klar til å levere.