Offshore på Canadas østkyst
Verdens største funn i 2013
Etter fusjonen i 2007 var det eierandelene i de produserende feltene Terra Nova (15 prosent) og Hibernia (fem prosent), som var grunnstammen i StatoilHydros offshorevirksomhet i Canada. Feltene lå i Jeanne d’Arc-bassenget utenfor Newfoundland. De var såkalt modne felter i drift og bidro dermed med betydelige inntekter i lisensene. Dette var et godt grunnlag for det nye norske storselskapets videre satsing.
Flere muligheter lå åpne. Det norske selskapet var blant annet største eier i to nærliggende funn: Hebron og Hibernia Southern Extension. Dessuten hadde det eierandeler i seks letelisenser offshore, to produksjonslisenser og 28 andre lisenser der det var oppdaget hydrokarboner.[REMOVE]Fotnote: StatoilHydros årsrapport 2007.
Statoil, som selskapet igjen het etter 2009, hadde som mål å bli driftsoperatør. 2013 ble et merkeår i så måte. Prøveboring 500 kilometer øst for Newfoundland i et område kalt Bay du Nord avdekket et oljefunn med stort potensial. Den første brønnen i Bay du Nord-funnet var det største oljefunnet i verden dette året! Det indikerte mellom 300 og 600 millioner fat utvinnbar olje. Oljen ble karakterisert som lett og fin, og reservoaret hadde god kvalitet.
Et tidligere funn i Harpoon-prospektet som Statoil også var delaktig i, var anslått å inneholde mellom 100 og 200 millioner fat utvinnbar olje, mens et tredje funn, kalt Mizzen, i Flemish Pass-bassenget var under evaluering som et helt nytt oljebasseng utenfor Newfoundland.
Det aller største funnet ble gjort på rundt 1100–1200 meters dyp i Bay du Nord. Det var svært i geografisk utstrekning, på rundt 8500 kvadratkilometer. At funnene lå spredt på et stort område i Flemish Pass-bassenget, langt fra land, gjorde det krevende å finne en god utbyggingsløsning.
Tim Dodson, konserndirektør for leting i Statoil, mente likevel at dette funnet førte Statoil som leteoperatør og med en eierandel på 65 prosent i Bay du Nord et godt skritt nærmere driftsoperatørrollen. De øvrige 35 prosentene var eid av kanadiske Husky Energy.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad, 26.09.2013, «Oljefunn med stort potensial for Statoil i Canada».
Isfjell fra Grønland
En utbygging i Bay du Nord ville bli krevende av flere årsaker. For det første ligger feltet 500 kilometer fra land, uten noen eksisterende infrastruktur for ilandføring i form av rørledninger. En annen utfordring ville være isfjell fra Grønland som hvert år driver i havet utenfor Newfoundland. I sommersesongen, når isen på Grønland kalver, vil rundt tusen isblokker derfra passere Bay du Nord-funnet i en periode på tre-fire måneder.
I 2014 arbeidet Statoil for fullt med å få oversikt over hvordan dette naturfenomenet kunne håndteres. Data som ble samlet inn gjennom mange år kunne brukes som grunnlag til å forutse hvor isen beveger seg. Satellittovervåking og jevnlige flygninger over området ville være nødvendig for å følge med på isfjellene.
Dersom isfjell ikke oppfører seg som forventet, kan isbrytere og supplybåter forsøke å flytte isfjellet ved å feste utstyr i isfjellet og taue det vekk. Hvis et isfjell likevel kommer inn i den operative sonen kan installasjonene i verste fall kobles fra og flyttes for å unngå isens bane og ikke ende som Titanic.
Før noen beslutning om utbygging kunne tas, ble det boret flere letebrønner i området.[REMOVE]Fotnote: E24, 08.05.2014, «Slik skal Statoil takle isfjell i Canada». I 2015 ble feltet Bay de Verde påvist og året etter Baccalieu-feltet. Etter Statoils mening passet et utbyggingsprosjekt i Bay du Nor, i et ugjestmildt miljø og på dypt vann, bra med tanke på selskapets erfaringer på norsk sokkel.
Planer for utbygging
Først i april 2022 ga Canadas regjering grønt lys for oppstart av Bay du Nord-prosjektet. Det var da utarbeidet et utbyggingskonsept bestående av subsea-installasjoner knyttet opp mot et produksjonsskip, en FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), som kan lagre og losse olje til oljetankskip som så frakter oljen til et raffineri. Prosjektet var ventet å kunne utvinne 300 millioner fat olje over en 30 år lang periode.
En utbygging vil kunne tjene Canada økonomisk. Kostnadene ved en utbygging er beregnet til 10,9 milliarder canadiske dollar gjennom feltets levetid. Det vil gi arbeidsplasser og oppdrag til den lokale industrien. For myndighetene i Newfoundland og Labrador kan en utbygging bety 3,5 milliarder canadiske dollar (cirka 24,5 milliarder kroner) i skatteinntekter.
Per juli 2022 har Equinor enda ikke besluttet utbygging selv om forholdene ligger til rette for det.
Strenge miljøkrav
Grunnen til at beslutningen om igangsetting av prosjektet tok så mange år, var at det var utsatt flere ganger etter at Justin Trudeaus regjering i henhold til Parisavtalen besluttet å kutte klimautslipp med 40–45 prosent fra 2005-nivået, innen 2030.
Først etter en fire år lang studie av miljøvernmessige konsekvenser, på oppdrag fra Equinor, ble det i april 2022 gitt grønt lys for prosjektet. Regjeringen hadde da satt 137 bindende betingelser til prosjektet, blant annet krav om reduksjon i klimagassutslipp, beskyttelse av fiskeområder, og luftkvalitet. Betingelsene var «noen av de strengeste miljøkravene noensinne» i landet, ifølge den canadiske miljøvernministeren Steven Guilbeault.
Miljøvernorganisasjoner var likevel ikke fornøyde, og viste til FN-advarsler om at nye oljefelt bør stenges for å unngå uopprettelige og ødeleggende klimakonsekvenser.[REMOVE]Fotnote: DN, 07.04.2022, «Canada gir grønt lys for Equinor-prosjekt». https://www.dn.no/utenriks/equinor/canada/canada-gir-gront-lys-for-equinor-prosjekt/2-1-1198059
Guilbeault forsvarte likevel satsingen. Utslippene av klimagasser fra denne type oljeproduksjon ville være svært mye lavere enn produksjon av olje fra oljesand og fem ganger lavere enn gjennomsnittet for kanadiske oljeprosjekt. Det vil være «et eksempel på hvordan Canada kan meisle ut en vei videre ved å produsere energi med lavest mulig utslipp mens vi beveger oss mot en nullutslippsfremtid».[REMOVE]Fotnote: Smst..
