Oljeleting starter i Barentshavet

Det ble, av ulike årsaker, en lang reise fram til områdene nord for 62. breddegrad til slutt ble åpnet for leting i 1980[REMOVE]Fotnote: Oljeleting nord for 62. breddegrad. Hilmar Rommetvedt i Norsk Oljemuseums årbok 2014. Da det omsider skjedde, ble områder åpnet både i Norskehavet og i Barentshavet.

Mens Saga var alene i Norskehavet de første to årene og fant det som ble starten på Åsgard (Midgard, 6507/11-1 i 1981), kjempet Statoil og Hydro om å være først i Barentshavet. Hydro vant den kampen da de startet boring («spuddet») 1. juni 1980 (brønn 7120/12-1), men Statoil kom ikke langt bak og startet boring to uker senere. De første brønnene ble boret med «Ross Rig» i Hammerfestbassenget, om lag 150 km nordvest for Hammerfest, og forventningene var store til at man skulle gjøre betydelige funn.

Død olje

Dersom et reservoar på et tidspunkt har inneholdt olje som så har blitt fortrengt av vann, vil det finnes rester av olje igjen som er festet til sandkornene. Denne oljen kan ikke uten videre skylles ut av reservoaret, den er «ikke-bevegelig» i motsetning til vannet som vil være bevegelig og kan strømme ut av reservoaret. Oljen som sitter fast i reservoaret (residuell olje), vil bli med kjerneprøver av reservoaret opp og lett gi feilaktig inntrykk av at det finnes utvinnbar olje i undergrunnen.

Statoils første to brønner i Barentshavet (7119/12-1 og 7119/12-2) resulterte begge i spor av olje i bergarter av jura-alder – samme alder som de fleste funnene i Nordsjøen. Ettersom kjernene som kom på dekk var fulle av olje var de første meldingene og oppfatningene at det var gjort betydelige funn, kanskje større enn Statfjord.

Det var ingen takknemlig jobb for en petroleumsingeniør å skulle samle inn data med instrumenter som ble senket ned i brønnen («logging») ettersom resultatene var både negative og tydelige – oljen var residuell og lot seg ikke utvinne.

For å overbevise de mest ukuelige optimistene ble det gjennomført en såkalt produksjonstest. Resultatet var 33 fat med sterkt saltholdig formasjonsvann som bekreftet petroleumsingeniørens tolkning. Brønnen ble klassifisert med «spor av hydrokarboner», eller «shows» på oljeslang, og skuffelsen var naturlig nok stor. Statoils letesjef på Harstad-kontoret kunne konstatere at: «Vi var 20 millioner år for seint ute. (…) At det har vært olje og gass i dette området er nokså på det rene, men en forkastning har ført til at hydrokarbonene har lekket ut.»[REMOVE]Fotnote: Snøhvit. Historien om olje og gass i Barentshavet. Alf R. Jacobsen.

Å eg veit meg et land, langt der oppe mot nord

Men skam den som gir seg, heter det. «Ross Rig» ble flyttet om lag 15 kilometer mot nordøst til blokk 7120/8, og her ble dramaturgien endret. Den såkalte Alpha-strukturen var på forhånd beregnet til å kunne inneholde mellom én og tre milliarder fat olje, men da borekronen nådde reservoaret 2171 m under havet ble det ikke innledet noen vill og hemningsløs feiring som var tilfellet for Statfjord.

Innledningsvis så det ut til at også denne brønnen ble en nedtur uten innhold av olje eller gass ettersom det som kom opp fra brønnen (returslam og borekaks) ikke inneholdt synlige tegn på petroleum. Fortvilelsen ble imidlertid byttet med lettelse da loggingen viste at reservoaret hadde stor elektrisk motstand, noe som ikke ville være tilfelle dersom reservoaret kun inneholdt vann.

Én forklaring på manglende hydrokarboner på dekk var at boreslammets tetthet var så stor at olje og gass ble presset tilbake i reservoaret under boring og sirkulering. Men det viste seg at reservoaret var fylt med gass, og starten på et langt eventyr var i gang – Askeladd var funnet!

Tre uker etter loggingen ble gassflammen det synlige beviset på at petroleum fantes i undergrunnen også i Barentshavet. Både stemningen og været var såpass at flammen ble tent i begge flammebommene til ære for fotografen, selv om dette ikke var lov. Men som eventyrenes Askeladd måtte også gassfeltet gjennom mange og lange prøvelser.

Hvor stor er Askeladden?

Den første avgrensningsbrønnen ble boret på den sørlige delen av strukturen fra april til juli påfølgende år og ga et positivt resultat. Planleggingen av den andre avgrensningsbrønnen møtte mye motstand hos lisenspartnerne Esso, Phillips og Elf som ville at det skulle letes på andre strukturer som kunne bidra til mer kommersialisering av området. Formann i lisensens styringskomité, Statoils Tor-Ivar Pedersen, lyktes imidlertid med å overbevise Elf om nødvendigheten av å avgrense det funnet man faktisk hadde i «hånden» og ikke gå for fugler på taket. Brønnen ble boret av «West Vanguard» fra april til mai 1983, og selv om resultatet var skuffende i form av manglende hydrokarboner bidro den med viktig informasjon om funnet Askeladd.

På den store oljemessen i Stavanger (ONS) i 1982 mente viseadministrerende direktør i Statoil Henrik Ager-Hansen at «small is beautiful» og slo fast at de 100-150 milliarder kubikkmeterne med gass i Askeladd i seg selv var nok til å kunne bygges ut med rørledning til land og eksport av flytende naturgass (Liquified Natural Gas LNG – nedkjølt gass for transport på tankere).[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad 26.08.1982. Ager-Hansen fikk til slutt rett, men det tok et kvart århundre før profetien ble oppfylt, så han fikk god tid til å tenke over om han kanskje hadde vært litt for tydelig litt for tidlig.

Selv om det ble funnet mer gass i Askeladd Vest (1982), Askeladd Sentral (1983), Albatross (1984) og både gass og olje i Snøhvit (1984), var det ikke i enorme mengder, og en utbygning var ikke selvskreven. Etter en lang rekke opp- og nedturer, forhåpninger, anklager, brutte løfter og politiske dragkamper skulle det vare helt til 2007 før produksjonen i området kom i gang. Underveis hadde man vært innom utbyggingsløsninger som lignet på Troll («Condeep») og rør-eksport til Europa både til havs og over land gjennom Norge og/eller Sverige. [REMOVE]Fotnote: Finnmark Dagblad 23.03.1983

Til slutt ble det den nevnte LNG-løsningen som baserte seg på nedkjøling av gass og eksport via tankbåter, spesielt til Cove Point i USA. Det ble verdens nordligste og Europas første anlegg for LNG, og ny teknologi ble utviklet blant annet i samarbeid med tyske Linde. Utbyggingen skjedde imidlertid ikke uten problemer (egen artikkel) og førte til forsinkelser og overskridelser.

Prosjektet var beregnet til å være marginalt lønnsomt, og partnerskapet konkluderte sommeren 2001 med at de ikke ville bygge ut funnet uten avklaring av sentrale skattespørsmål. Denne avklaringen fikk de, og en plan om utbygging og drift ble levert til Stortinget.

Det var først Snøhvit som ble satt i produksjon, og det opprinnelige Askeladd-funnet var planlagt å settes i gang i 2020, men ble utsatt på grunn av brann på Melkøya høsten 2020.

Leting fortsatte i Barentshavet i rykk og napp utover 80-, 90-, 00,- og 2010-tallet, men resultatene har vist at selv om det etter hvert kom utbygninger (Snøhvit, Goliat, snart også Johan Castberg og Wisting) så har Barentshavet ikke i nærheten av samme ressurstettheten som finnes i Nordsjøen.[REMOVE]Fotnote: Lindberg, Björn. Den som leter, artikkel i Norsk Oljemuseums årbok 2019

De senere tids konsesjonsrunder har vist at interessen er dalende for leting i Barentshavet, og selv om Oljedirektoratet mener det kan ligge store ressurser i det uåpnede Barentshavet Nord så vil Barentshavet nok aldri bli et nytt Nordsjøen.
Videre lesning: 1979-80 St. meld. 46 Petroleumsundersøkelser nord for 62 N