– Castberg har en lang og til dels vond historie
BARENTSHAVET: Equinors subseaprosjektleder på Johan Castberg, Benedicte Nordang, styrte feltet fra å vaere ulønnsomt til å kunne tåle en halvering av dagens oljepris.
Man kjenner den igjen på det store produksjonsfartøyet, Johan Castberg, som er den minste av de to «Johan-ene».
Men under fartøyet står enorme undervannsinstallasjoner på havbunnen i Barentshavet, skriver Sysla.
Tross motstand fra miljøbevegelsen ble gigantprosjektet vedtatt i energi- og miljøkomiteen på Stortinget, 31. mai. Mandag 11. juni skal det offisielt godkjennes av hele Stortinget.
Lang vei
Men selv om alt nå ligger til rette for at den første oljen skal komme opp i 2022, har historien om det største subsea-feltet i Norge siden Åsgard ikke alltid vaert så rosenrød som Equinor-logoen.
– Castberg har en lang og til dels vond historie, sier Benedicte Nordang, Equinors prosjektleder for subsea-delen av feltet.
Castberg-feltet ble funnet i 2011. For et prosjekt som så dagens lys da oljeprisen vaket på mellom 110 og 120 dollar, var det klart at mye måtte gjøres for å få til en utbygging da prisen falt i gulvet etter 2014.
Tre år på rad ble Johan Castberg utsatt, første gang i 2013, fordi prosjektet var for lite lønnsomt. I 2015 skrev Dagens Naeringsliv at en oljepris på 100 dollar fatet hadde gitt marginal gevinst på prosjektet.
På samme tid skjøt arbeidsledigheten i Norge i vaeret. Fra 2014 til 2016 ble 40.000 jobber revet bort, ifølge en DNB Markets-analyse.
Nå ligger oljeprisen og vaker mellom 75 og 80 dollar fatet, og Castberg-prosjektet har en break-even-pris på under 35 dollar fatet.
Reduserte krav
Arbeidet Equinor gjorde for å få prisen ned er ganske uortodoks, forteller Nordang. Leverandørene ble invitert tidlig inn i prosessen for å diskutere leveransekravene. De kunne deretter tilby sine produkter og tjenester basert på disse kravene.
– Vi inviterte dem inn og sa: «Dere må hjelpe oss, vi må hjelpe dere». Alle fortalte at oljeselskapene stilte for mange krav. For mange tekniske krav medførte for mye dokumentasjon, noe som ble kostnadsdrivende. Vi kunne diskutere alle krav som ikke var knyttet til sikkerhet, barrierer og miljø.
– Hvorfor hadde dere krav i utgangspunktet?
– Vi hadde bygget opp et omfattende sett med krav, hvor krav
slike på krav ble lagt på over tid. Vi så ikke totalbildet som leverandørene har sett. Vi løftet frem en og en del, så på hvilken funksjon den hadde, og skrelte bort alle tekniske krav som var kostnadsdrivende uten at det gikk på bekostning av sikkerheten. Resultatet er at vekten og størrelsen på bunnrammene er mye lavere, noe som betyr mindre stål og enklere installasjoner.
– Vi har vaert heldige
På Castberg-prosjektet, som hun ledet, gikk Equinor for separate leverandører. Aker Solutions fikk kontrakten på produksjonssystemet, Subsea 7 skal produsere og legge rør, Ocean Installer utfører marine operasjoner, Oceaneering leverer navlestrenger og singaporske National Oilwell Varco (NOV) skal levere fleksible stigerør.
Likevel har man kunne sett en trend av ulike former for konsolidering av leverandører innenfor subsea. Amerikanske FMC og franske Technip, med 3000 ansatte i Norge, inngikk et fullverdig ekteskap i fjor. Aker Solutions har allianser med flere, deriblant en trekantallianse med Subsea 7 og Aker BP.
Fordeler og ulemper
I sistnevnte allianse står Aker Solutions for produksjonssystemene under vann («SPS» = subsea productions systems) og Subsea 7 leverer såkalte SURFtjenester. Det engelske akronymet «SURF» betyr leveranse av undervanns-navlestrenger, stigerør og rørledninger.
– Det er fordeler og ulemper ved alle de forskjellige modellene leverandørene baserer seg på. Equinor spiller på hele markedet når vi ser på hvilke leverandører som kan levere de ulike prosjektene våre, sier Nordang.