leygardagur 27. november 2004síða 18

Dag O. Larsen GeysirPetroleum hf I statuttene for Geysir- Petroleum står det at sel- skapet skal drive oljeleting ved Færøyene og Island. Med dette som utgangs- punkt, og med en stab til- knyttet selskapet med om- fattende kunnskaper om områdene, ble en kapital- innhenting i høst kraftig overtegnet. GeysirPetrol- eum sitter derfor i dag med eiere som har den økonom- iske ryggrad som trengs for å lykkes i disse områdene. Færøyene GeysirPetroleum og Atlan- tic Petroleum har sammen levert en omfattende søkn- ad om konsesjoner i andre lisensrunde. Sammen har de mye kunnskaper og er- faringer som vil være vikt- ige å ha med for å modne den Færøyske petroleums- industri. Flere av Geysir- Petroleums nøkkelpersoner har vært aktive på Færøy- ene gjennom mange år, som Terje Hagevang og undertegnede som har deltatt siden starten, blant annet gjennom tidligere Saga Petroleum. GeysirPetroleum har vært initiativtager til inn- samling av seismikk, som i dag utgjør en viktig del av selskapets database. Dette er seismikk av høy kvalitet, og reflekterer selskapets vektlegging av teknologi- utvikling og nytenkning, og krav til kvalitet i alle ledd. Selskapene har primært søkt på lisenser med det formål å øke forståelsen av geologien i lisensene på egen hånd, men har sam- tidig uttrykt interesse og vilje til å samarbeide med andre søkergrupperinger dersom det skulle være overlappende søknader. Selv om selskapene er små sammenlignet med de sentrale søkerne Statoil og ChevronTexaco, regner vi med at myndighetene aktivt vil stimulere til utforskning gjennom å sikre at flest mulige deltagere får an- deler som gir grunnlag for et langsiktig engasjement. Etter tildeling vil Geysir- Petroleum åpne kontor Tórshavn. Island At Færøyene har olje er jo en kjent sak. For Island er det nærmest det motsatte som er tilfelle. De fleste forbinder Island med vulkaner, varme kilder og fiske, men slett ikke muligheter for oljefunn. På mange måter er Island i dag i en lignende situasjon som Norge var før det ble boret letebrønner på norsk kon- tinentalsokkel. Det finnes i dag sikkert noen som er villige til å drikke all den oljen som måtte finnes ved Island. Det var nordmenn som sa det samme om norsk sokkel. Island ligger midt i sprekksonen mellom Norge og Grønnland, i en geolog- isk posisjon som får geologer til å tenke på alt annet enn sedimenter og muligheter for olje. Men den gangen for flere milli- oner år siden hvor Grønn- land og Norge skilte lag, brakk det av et stykke med kontinent. For 75 millioner år siden var fremtidens Jan Mayens ryggkompleks en del av det grønlandske kontinentet, og Norskehavet var bare en smal nordlig utløper av Atlanterhavet. Begynnelsen til kontinentet Jan Mayen startet for 30-35 millioner år siden, da havbunns- spredningen langs Kol- beinseyryggen førte til at det fremtidige Jan Mayen- kontinentet slapp tak i moderkontinentet Grøn- land. Fortsatt havbunns- spredning flyttet ryggkom- plekset videre østover til den posisjonen Jan Mayen mikrokontinent har i dag, midt ute i Norskehavet. Med sin fortid som en del av det grønlandske konti- nent er det naturlig og selv- følgelig å tenke seg at vi vil kunne finne de samme prospektive avsetningene i roterte blokker så vel på Grønland som i Jan Mayens ryggkompleks. Vi vet at lagpakken på Grønland omfatter både kilde og reservoarbergarter, de kan ha sitt alter ego i de roterte sedimentblokkene sentralt i Jan Mayenryggen. Selve navnet som gir assosiasjoner til øya Jan Mayen gjør det heller ikke lettere for geologer flest å tenke olje, siden den er dannet av en stor vulkan. Kunnskapen om det kontinentale fragmentet er ikke av ny dato, akadem- iske institusjoner i Norge og på Island har jobbet med området i mange år. Men det er gjerne slik at veien fra akademia til industrien blir lang noen ganger. Sentrale personer i Geys- irPetroleum har arbeidet med problemstillingene i mange år, og har siden 1999 jobbet konkret mot å fremme en lisensrunde ved Island og med å høste kunnskap med tanke på å bygge opp et Islandsk olje- selskap. Men vi har ikke vært alene; russiske vitenskaps- menn henvendte seg for mange år siden til islandske myndigheter og fortalte at det kunne være hydro-kar- boner på islandsk konti- nentalsokkel. Analyser av hydrokarbongasser nord på Island og utenfor kysten viser at det er dannet hydrokarboner fra organ- iske kildebergarter i dette området. Og det mest lovende om- rådet ser ut til å ligge nord- øst på islandsk kontinen- talsokkel, midt mellom Island og Jan Mayen. Geys- irPetroleum tok derfor ini- tiativet til å samle inn ny seismikk i dette området, og har sørget for en grundig analyse av dataene. Resul- tatene av dette arbeidet er overlatt Islandske myndig- heter og har bidratt til å det nå forventes en lisensrunde sent 2005. GeysirPetroleum – satser på Færøyene og Island Figuren illustrerer geografisk plassering og størrelsen på mulige hydrokarbonfeller. Disse mulige fellene er på størrelse med de aller største feltene i Norge. På en seismisk linje og på det tilsvarende tverrsnittet vises klassiske forkastningsblokker med mulige olje og gass. GeysirPetroleum vil være en aktiv deltager i oljeleting i Islandske farvann, og GeysirPetroleum vil være en medspiller for Is-landske myndigheter og industri. Det foregår i dag diskusjoner med industri-aktører på Island, men tanke samarbeid med GeysirPetroleum slik at den omfattende kunnskapen som finnes på Island blant annet i forbindelse med boring i basalt kan nyttig-gjøres av oljeindustrien. Det foregår også disku-sjoner omkring styrkingen av selskapets Islandske identitet, gjennom direkte Islandsk eierskap i Geys-irPetroleum. 34 Nr. 228 - 27. november 2004 Nr. 228 - 27. november 2004 35 OLJUPRÁT Jan Müller jan@sosialurin.fo Millum nýggju feløgini, sum eru við í 2. útbjóðing á landgrunninum, er eystur- ríksa oljufelagið OMV. Tað er kanska ikki nakað risa- stórt oljufeløg í altjóða høpi, verður hugsað um stóru multinationalu oljufe- løgini, men í eysturríksa búskapinum er OMV ikki bara stórt, tað er størsta vinnufyritøkan í landinum. Wayne Kirk, sum er tekniskur stjóri fyri leiting og framleiðslu, var í Føroy- um í farnu viku, tá felagið saman við øðrum oljufe- løgum lat umsókn til Olju- fyristingina. OMV eigur oljuraffina- ríir, olju- og gassstøðir og stendur fyri leiting eftir olju og gassi. 6000 fólk arbeiða hjá felagnum. OMV hevur verið virkið á Atlantsmótinum í mong ár. Felagið er partur av Schiehallion oljufeltinum vestan fyri Hetland og er eisini við í fleiri loyvum, eitt nú saman við Amerada Hess í Camboøkinum, sam- an við ChevronTexaco í Rosebankøkinum og saman við BP í Suilvenfeltinum longur syðri. Wayne Kirk ger greitt, at OMV er ikki nakað lítið felag. Teir framleiða í dag t.d. eins nógva olju sum eitt nú Amerada Hess. Felagið leggur stóran dent á at skapa vøkstur, har tað ar- beiðir kring heimin. OMV hevur latið eina umsókn inn til 2. útbjóðing saman við ChevronTexaco, Statoil og Dong. Wayne Kirk hevur sjálvur arbeitt við Atlantsmótinum síðani 1994. Tá var hann hjá Amerada Hess. Eysturríkarar áhugaðir í føroyskari olju Wayne Kirk, tekniskur stjóri hjá OMV Mynd Jan Müller Sources said the explo- ration well's main target was the cretaceous Loch- nagar prospect but that it would also have intercep- ted, if not at an ideal loca- tion, the tertiary Rosebank structure. It is unclear whether hydrocarbons were encountered in both target zones. As planned, West Navi- gator did not production test the well but logging confirmed many observers' positive view of the structure with oil and some gas found. "It's very attrac- tive a nice big structural rollover with a nice big trap," said one knowledge- able source. In West of Shetland terms, the source said Lochnagar is "more ana- logous to BP's Clair field" in quadrant 206 although oil quality is believed to be completely different and "to some degree" similar to the UK supermajor's Schie- hallion field in quadrant 204. ChevronTexaco is said to be "desperate" to drill an appraisal well, probably next year, although one source warned: "There have been quite a number of disappointments in the West of Shetland area." Little official news is expected to emerge on Lochnagar for some weeks, perhaps even months. It is said that "a whole bunch of structures almost identical to Lochnagar" extend into Faeroese waters and that news of the UK find will see ChevronTexa- co experience stiff com- petition for acreage across the median line. Similar oily structures are also thought to exist in UK acreage surrounding block 213/27, which, said sources, prompted Chev- ronTexaco and partners (OMV, Statoil and DONG) to bid successfully for adjacent blocks 213/21, 213/22, 213/23, 213/28 and 205/1 in the 22nd round. Elsewhere West of Shetland, BG drilled the block 204/21a Bedlington well, apparently with little success though the rumour machine could be wrong as BG was quite specific in that it was targeting oil in the 25-24 deg API range. Meanwhile the company has been offered part block 204/22 (the Bedlington extension area).in the UK 22nd round. This summer, Dong, ChevronTexaco and OMV also partnered operator Amerada Hess in the Lindisfarne exploration well in block 201/10, which although a tight hole, is believed to have appraised the Cambo oil and gas discovery. Status remains tight. Aside from BP’s ongoing commitment … remember, it remains the only opera- tor/producer of oil and gas resources west of Shetland, and the foregoing successes by majors ChevronTexaco and Total, perhaps the most important piece of news is Shell’s decision to return to the Atlantic Frontier hunt in the belief that significant reserves remain to be found and exploited. BIG BOYS GAME Shell E&P Europe supreme Tom Botts told the writer that the company’s quest would range from Northern Norway through west of Shetland to Ireland. More- over, UK Frontier and Norwegian licence awards made earlier this year had significantly reinforced its strategic position. Speaking at the Royal inauguration of the 650bcf North Sea Goldeneye rich gas development off North- east Scotland, Botts ack- nowledged that the com- pany was effectively mak- ing an about turn as during the late 1990s, Shell was perceived as losing interest, especially west of Shetland. "We did well in the UKCS in terms of getting access to eight blocks together with BP … four of these licences were Frontier, we had a similar success story on the Nor- wegian side," he said. "Now we have access, we have to get on with the work, start to develop a detailed work programme and then make a commit- ment." However, Botts refrained from saying how many At- lantic Frontier exploration probes might be drilled in 2005. "We were the second most active explorer in the UK last year … 11 wells … and a very active explorer across Europe. If you look at our activity level as far as participation next year and the year beyond is concer- ned, its actually going to go up because we’re finding more and more innovative ways of working with part- ners to expose us to more drilling opportunities. There will be particular focus on the Atlantic Margin because we think that is where most of the big remaining opportuni- ties are. "One of the key things is the advance of technology and our being able to understand and map potential structures, and being able to really under- stand the prospectivity. "The whole key to the Atlantic Margin is to do enough work to de-risk (proposed) wells. Five, ten, twenty years ago it was very difficult for the industry to do this because they were extremely risky. "We’ll try and bring all the technology and tools to bear to try and get a reasonable risk-reward ratio on (Atlantic Frontier) exploration drilling. If we can’t de-risk such wells, the last thing we’re going to do is give a bunch of money away by drilling. "But let’s be clear, this is still very risky stuff. This is far from any infrastructure and it’s going to take a heck of a lot more innovation and technology than exists today to bring any discove- ries on." CLAIR ALL BUT THERE Meanwhile, BP is said to be making decent progress with its Clair heavy crude development and on track to achieving first oil before Christmas. Final finishing is ongoing aboard the field’s production platform and it is understood that there have been few hitches of any note. Initial output will be based on the 206/8-10z appraisal well, which has been re-completed as a producer, whereas produc- tion well number two is purpose drilled.The third well in the starter pack is a water producer. Then it will be a matter of systematically picking through the full pro- gramme. The original well count was to have been 24, including injectors. But this has now been reduced to 23 because a well dedicated to re-injecting all cuttings is no longer required. $930million phase-1 will concentrate on the Core, Graben, and Horst seg- ments in the southern area of the field. These collec- tively have estimated oil in place of some 1.75 billion barresl, of which 260milli- on bbl, plus associated gas, may be recovered over a 24-year period. Output is expected to plateau at 60,000 bbl of oil and 15million cu.ft of gas per day, based on facilities capable of handling 70,000bpd each of oil and water. The hope at BP is that phase-1 will deliver sufficiently encouraging results that phases two and three off the giant multi- billion-barrel heavy crude field can go ahead. One would be platform-based, the other perhaps subsea. The outline plan (for phase 2) is to look at drilling a well in 2005 to appraise an area called The Ridge in the north-east part of the field, which looks to be the next prospective area. There would be further appraisal the year after (2006), which would set us up to do preliminary engi- neering leading to phase-2 approval in 2007 at the earliest. Recoverable re- serves are about the same as phase-1. Also hoping to ride the Clair bandwagon is minnow Faroe Petroleum, which was awarded six 22nd UK round licences this year, including for the Freya and Seonaid dis- coveries north and south of Clair. CEO Graham Stewart said Freya was found by Mobil on the Rona Ridge in 1984, its probe encounte- ring some 460ft of oil- bearing sands. The find was not tested because of the complex nature of the geology. "We plan to go in and drill and test a horizontal well next summer," said Stewart, adding that the company might invite a farm-in partner to help spread the risk. "While this is wise from a cost-sharing perspective, we might choose to do it ourselves. There look to be up to 500million barrels in place." Seonaid is in a different play and less is known about the find made by Elf in what is described as a large structure. Faroe Petroleum’s first task is to reprocess existing seismic data before deciding on the way ahead … hopefully drilling in 2005 –06. Because both are shallow water and close to Clair, Stewart hopes that one at least can be made commer- cially viable. Time will tell, of course. Framhald av síðu 32 The oil company with focus on the Faroes and Iceland Proud to explore in Faroese waters C M Y K 35 34