Funnet av Johan Castberg
Operasjonsrommet i Medkila var fullt av folk om morgenen 1. april, og med skrekkblandet fryd fulgte geologer, geofysikere, petrofysikere og andre loggene som tikket inn fra havet.
Statoil var førende i Barentshavet, men det var etter hvert lenge siden Snøhvit med tilhørende Albatross og Askeladd var funnet. Sammen med Goliat-funnet (gjort av Agip, senere Eni, og nå Vår Energi) var det de eneste funnene av kommersiell interesse i Barentshavet. Begge disse lå innenfor samme geologiske basseng (Hammerfestbassenget), og alle forsøk på leting utenfor dette området hadde så langt vært mislykkede.
Gjentatte ganger ble det funnet spor av petroleum som en gang hadde fylt reservoarene, men som allerede hadde lekket ut. «Vi er noen millioner år for sent ute» ble det ofte sagt. For å øke presset ytterligere var de fire brønnene som så langt i 2011 var boret, alle tørre. Var dette det siste loddet i Barentshavet?
Områdene lisens PL532 befant seg i hadde vært omsøkt i en tidligere konsesjonsrunde av oljeselskapet Det norske, men ble ikke tildelt før i 2009 i den 20. konsesjonsrunde på norsk sokkel. Statoil fikk ansvaret for operatørskapet, med Eni og Petoro som medeiere. Det var nok ikke tilfeldig at Statoil og Eni fikk lisensen. Det var faktisk kun Statoil og Agip/Eni som hadde operert brønner i Barentshavet i perioden 1993 til 2011, selv om det nå var klart at flere selskap skulle prøve sin lykke i nord. Strukturen Skrugard, 220 kilometer fra land, var den mest lovende på lang tid, og det var uvanlig tydelige tegn på seismikken til at den kunne inneholde både olje og gass i store mengder.
Raskt etter tildelingen av lisensen ble det bestemt hvor brønnen skulle bores, og så begynte planlegging av brønn og anskaffelse av en borerigg som var egnet for arktisk farvann. Dette tok tid, og det var ikke før i februar 2011 at Polar Pioneer, en halvt nedsenkbar borerigg bygget for operasjoner i arktiske strøk, ankom borelokasjonen for å bore brønn 7220/8-1 på 374 meters vanndyp.
Letedirektør for Barentshavet Knut Harald Nygård var offensiv og antydet at «gamle» skikker med champagne og høy sigarføring gjerne kunne løftes frem igjen dersom det fantes olje og gass på Skrugard.[REMOVE]Fotnote: Harstad Tidende 2. mars 2011
Forventningene var høye og fallhøyden stor. Nå var det alvor.
Sannhetens time
Boringen ned til reservoarnivå (ca. 1250 meter under havnivå) foregikk uten større problemer, og om morgenen fredag 1. april kom signalene alle hadde håpet på, men ingen hadde turt å regne med. Loggene som samlet data fra borehullet indikerte tilstedeværelse av både olje og gass på forventet dyp. Etter kjernetaking og mer detaljert logging av borehullet ble det bekreftet – et funn på mellom 150 og 250 millioner fat med en salgsverdi på mellom 100 og 165 milliarder kroner målt i daværende oljepris og dollarkurs. Oljen var lett og av god kvalitet slik at salgsverdien var høy. I tillegg kom gassen øverst i reservoaret som også kunne ha salgspotensial. Like viktig som selve funnet, var at det åpnet en hel provins for leting, Statoil hadde «funnet nøkkelen til Barentshavet». Etter mange magre leteår på norsk sokkel i etterkant av Ormen Lange-funnet (1997) var det nå et håp om bedre tider.
«Funnet genererer mange nye muligheter. Vi er bare i startgropa,» konstaterte konserndirektør for leting, Tim Dodson. «Dette er et av de viktigste funnene på norsk sokkel de siste ti årene.»[REMOVE]Fotnote: Harstad Tidende 2. april 2011
Det viste seg at det også var blant de største funnene på verdensbasis i 2011, i det som riktignok må sies å ha vært et magert leteår globalt, om enn positivt for Statoil (se også funnet av Johan Sverdrup).
Andre, som oljemarkedsanalytiker Torbjørn Kjus, var mer beherskede og pekte på at selv om dette var positivt for Statoil og olje-Norge, så trengtes det ti slike funn for å erstatte for eksempel Oseberg.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv 2. april 2011
Med utgangspunkt i datidens norske produksjonstall (2 millioner fat per dag fra Norge, og 85 millioner fat per dag i verdens forbruk) ville Skrugard i teorien forlenge Norges oljealder med 125 dager, og verdens oljealder med tre dager.
Selv om det ikke lå ti identiske strukturer i nærheten, så manglet det ikke på oppfølgingspotensial. Bare dager etter Skrugard-funnet startet planleggingen av neste letebrønn, på nabostrukturen Havis. Havis ligger lenger mot vest og på større dyp, men var mer enn en nabo:
«Det er en tvilling,» fortalte letesjef for Barentshavet Knut Harald Nygård.[REMOVE]Fotnote: Finnmarken 28. desember 2011
Og det viste seg også å være bortimot identisk innhold i Havis-strukturen – noen dager inn i 2012 ble funn av olje og gass også i Havis-strukturen bekreftet. I etterkant bekreftet Nygård at en tørr brønn på Skrugard fort kunne ha vært kroken på døren.
«Hadde det vært tørt så hadde det vært vanskelig å fortsatt tro på Barentshavet. Det var et være eller ikke være.»[REMOVE]Fotnote: Finnmarken 28. desember 2011
I kjølvannet av suksessen
I etterkant av Skrugard og Havis kom det til en rekke letebrønner, med både skuffelser og oppturer. Alle hadde navn etter ulike isfenomen, som Nunatak, Isflak, Isfjell, Iskrystall og Drivis. Det samlede volumanslaget av olje i bakken er mellom 400 og 650 millioner fat olje, og olje- og energiminister Ola Borten Moe ga i 2013 utbyggingen navnet Johan Castberg.
Det ble også økt leteaktivitet i Barentshavet i perioden etter funnet, med variabel suksess. Etter Skrugard har det i skrivende stund blitt boret 69 letebrønner i Barentshavet, hvorav om lag halvparten fant olje og/eller gass, men kun et fåtall er kommersielle funn. I tillegg til funnene rundt Skrugard er foreløpig Wisting, lenger mot nordøst, det eneste området hvor det planlegges utbygging.
Med vind i seilene og olje og gass i undergrunnen fortsatte Statoil utredning og planlegging av en utbygging. De første offensive og optimistiske ambisjonene om ferdig utbygging i løpet av fem år slo på ingen måte til, men i skrivende stund (2022) er planen å få «første olje på dekk» i 2024. Etter en del utredninger og uklar kommunikasjon om utbyggingsløsning landet Statoil på å bruke en såkalt «flyter». Det vil si at oljen skal produseres via havbunnsbrønner til en flytende produksjonsinnretning (FPSO), for deretter å skipes med oljetankere til markedet. Planlagt levetid for feltet er 30 år.
