Vom Rand bis zum Major

(Foto: OKEA)

Es ist nicht Ihr typisches Randfeld, das sich auf eine konkrete schwerkraftbasierte Struktur (GBS) konzentriert, die einst Produktionsrekorde vorzuweisen hatte, aber Draugen in der norwegischen See war für Shell „unerheblich“ geworden. Bei der ersten Lieferung von Öl im Jahr 1993 freuten sich die Norweger auf die Beute in 1,4 Milliarden Barrel (bbl) Öl. Heute sind es weniger als 17 Millionen bbl minus Satelliten. Als Shell das Feld 2018 an das in Trondheim ansässige Unternehmen OKEA verkaufte, beschloss der Serienunternehmer und CEO Eric Hagene, die Infield-Reserven und eine kleine Entdeckung in der Nähe in das Produktionszentrum Draugen umzuwandeln. Bisher funktioniert der Plan.

Im Gegensatz zu Hagene - einem Geologen der Ausbildung und Gründer der Ölfirmen Det Norske und Aker BP - waren die Investoren nicht allzu begeistert von der marginalen Entdeckung Hasselmus oder diesen Infield-Reserven. Sie haben es nicht geschafft, eine geplante Auflistung von 100 Millionen US-Dollar spektakulär zu machen, obwohl sie dazu beigetragen haben, 35 Millionen US-Dollar zu sammeln.

OKEA - im Besitz der Hagene-Holding und des thailändischen Energiekonzerns Bangchak - kaufte Gjøa in der Nähe der Sleipner-Plattform und der Überreste des Draugen-Gebiets (einschließlich der Produktion) für weniger als den Preis einer Equinor-Felderschließung vor fünf Jahren Infrastruktur für die Großproduktion).

Draugens Alter zeigte sich. Etwa 190 Meter korrodierte Carbon-Infield-Pipelines mit kleinen Leckagen mussten durch „rostfreie“ Stahllängen ersetzt werden (in einem Rekord von sieben Tagen). Zwei Unterwasserbäume mussten ausgetauscht werden, und die vorausschauende Wartung der weitläufigen Ölfeldinfrastruktur bedeutete, dass eine Reihe von Anlagen mehr Überwachung und Integration von Auftragnehmern erforderte. Sicherheitsbeamte fügten hinzu, dass Vibrationen von oben, insbesondere auf hoher See, ständige Wachsamkeit erfordern würden.

Tatsächlich ist OKEAs Draugen im Gegensatz zu Shells ein gewaltiger Flipjob, eine umfassende Renovierung und die Inanspruchnahme von Gebietsreserven machen den GBS zum Drehkreuz. "Wir glauben, dass OKEA noch 25 Jahre braucht", sagt ein fröhlicher Hagene. Sich an die Arbeit zu machen bedeutet für ihn, seine charakteristische Fliege nicht zu tragen.

„Es war ein Milliardenfeld. Wir werden die letzten 100.000 Barrel nehmen “, sagt er zuversichtlich. Warum gehst du nicht? Schließlich hat Shell die Stilllegungskosten zumindest für das GBS zu tragen. Für die nächsten acht bis 25 Jahre hat OKEA die Freiheit, alles zu produzieren, was von der Plattform aus erreichbar ist. Wenn der Preis für Emissionsgutschriften explodiert, könnte er sogar mit Emissionsgutschriften Geld verdienen, sollte die Plattform von der Küste aus elektrifiziert werden, obwohl dies keine Selbstverständlichkeit ist. Kürzlich erschien in norwegischen Zeitungen eine Liste von Feldern, die für eine nächste Runde der „Elektrifizierung“ vom Ufer aus vorgesehen waren, und Draugen war nicht dabei.

Kein Verlust. Start-up OKEA erwirtschaftet im erschöpften Draugen immer noch 22.000 Barrel pro Tag (bpd) und hat in der ersten Hälfte des Jahres 2019 500 Millionen NOK (54,6 Millionen USD) verdient Anzahl der Dinge muss an Ort und Stelle fallen.

Das Ziel: ein seismisches Bild des Draugen-Feldes im oberen Bereich (Bild: OKEA)

Entwicklung
Die Bäume und Pipeline-Wechsel waren Teil der langfristigen Vorbereitung von Draugen, sagt Hagene. Das Feld erhielt auch ein Sicherheits- und Automatisierungs-Upgrade (SAS), das eine Überarbeitung des digitalisierten Steuerungssystems umfasste.

Um die gewünschte Amortisation zu erzielen, muss Draugen - der einst einen Rekord mit einer Quelle von 72.000 bpd aufgestellt hatte - billig oder wie ein Randfeld betrieben werden. Um den Weg zum Gewinn zu beschreiten, bohrte das Halbtauchboot Deepsea Nordcapp von Odfjell Drilling im Oktober 2019 eine Reihe von Bohrungen: zwei in diesem Jahr, mindestens drei weitere sind für 2020 geplant.

Das erste Bohrloch, Infill O, wurde im Oktober vorgebohrt, um eine erwartete Ölschicht auf dem Dachboden von 2,5 m zu erreichen. Stattdessen wurde es mit dem 5 m langen Hauptteil des Rogn-Reservoirs in Kontakt gebracht. Das Bohrloch wurde mit einem „äußerst kostengünstigen, schlanken Design gebohrt, und der oberste Lochabschnitt wurde mit einem Bohrloch bei der Entdeckung von Skumnisse (derzeit in Bearbeitung) oder Bohrloch 6407 / 9-12 chargenweise gebohrt. Es dauerte nur fünf Tage, um zu erfahren, was Infill O getan hatte, aber die Jury ist immer noch bei Skumnisse.

August-Seismik ging dem Spudding dieser voraus, der ersten von OKEA betriebenen Bohrungen als Unternehmen. Es versteht sich, dass 4D seismic auch für Infill O und Skumnisse bestellt wurde. „Wir sind sicher, dass es dort Öl gibt, aber es ist ein oder fünf Meter dick“, sagt OKEA-Vizepräsident für Investor Relations und Kommunikation, Staale Myhre. In einem Büro-Besprechungsraum in Trondheim klingt er so zuversichtlich wie sein Chef. „Unser Ziel sind 24,3 Mio. Barrel (einschließlich 4,3 Mio. Barrel aus Infill-Bohrungen). Skumnisse, die 20 Millionen Barrel enthüllen, wären ein großartiger Start für eine Draugen-Bohrkampagne, die bis Ende 2020 laufen wird.

Dieser zweite Bewertungsschacht ist von der Entdeckung Skumnisse, die laut Hagene „Draugen sehr ähnlich ist“. Eine neue Pipeline von Skumnisse zu einem überarbeiteten Draugen-Produktionssystem ist geplant. Als Teil seiner Digitalisierungsoffensive und um die Moral von Arbeitern und Investoren gleichermaßen zu stärken, sendet OKEA die Protokolle des Skumnisse-Bohrlochs an Bord der Deepsea Nordkapp. "Welchen Schaden kann es anrichten", fragt Hagene mit einem Lächeln.

Die Rohdaten der Bohrmannschaft werden die Märkte nicht bewegen, aber Partner und interessierte Kreise - wie ConocoPhillips mit eigenen Gebietsinteressen - werden davon profitieren, dass sie wissen, ob die Ölmigration bei Skumnisse über das Infill-Bohrgebiet hinausgelaufen ist.

Mutige Berichterstattung: OKEAs Live-Stream macht Fortschritte bei Draugen (Bild: OKEA)

FID
Währenddessen scheint die andere Shell-Entdeckung des Draugen-Gebiets, Hasselmus, auf dem Weg zur Entwicklung zu sein.

Hagene spricht nur schräg über diesen Teil von Draugen. Er spricht über Technologie und nennt sein vermögenswirksames OKEA ein Technologieunternehmen. Nach der Ausarbeitung wird den norwegischen Behörden bis Ende des Jahres ein Konzept für das Feld vorgelegt, bevor Mitte 2020 eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) getroffen wird. Die Entwicklung dieser „immateriellen“ Shell-Entdeckung scheint jedoch eine sichere Sache zu sein, da Mitte 2021 bereits das erste Gas bei Hasselmus eingefüllt wurde.

Danach hätte die einzige geplante Draugen-Aktivität eine Einschätzung von Infill 0 sein müssen, die nun als abgesagt gilt. Während für die 15-jährige Hasselmus-Entdeckung ein Konzept ausgearbeitet wird, ist für die Draugen-GBS und die Gebietsinfrastruktur eine „Entdeckungskrise und Kostensenkung“ geplant, die nach einem Shell-Ausbau von 2001 erheblich ist.

Der OKEA Weg
Auf dem Weg zu den Fässern von Skumnisse und Hasselmus wird Hagene jede Innovation unterstützen, die die Lieferkette anbietet und die dazu beiträgt, mehr zu verdienen. Er sagt, er werde sogar den Wettbewerb unter Innovatoren unterstützen, insbesondere in seinem geliebten Trondheim, der Heimat der norwegischen Ingenieurschulen.

„Wir fragen nicht im Vorfeld nach den Lösungen“, fügt er hinzu. „Das ist der große Unterschied zwischen uns und einigen anderen.“ Stattdessen lässt er die Lieferanten „liefern, wie sie wollen - nicht nur in der frühen Investitionsphase ”- aber während des gesamten Betriebs. OKEA entwickelt die Draugen-Hub-Idee „seit April 2018“ und plant bereits neue Supply-Chain-Lösungen. Es ist zu vermuten, dass OKEA während der gesamten Lebensdauer des Feldes in Kontakt bleiben wird, sodass Zeit bleibt, sich über Lieferantenportale oder in Trondheim oder Kristiansund zu nähern.

„Wir haben um Draugen herum Lizenzen geholt. Wir sehen sie als Bindeglied zu Draugen. [Andere] haben das noch nie so gesehen “, sagt Hagene und deutet auf stattlichere Rivalen.

Eric Hagene Serial Entrepreneur und CEO, OKEA (Foto: William Stoichevski)

Angebotsseite
Er weiß jedoch, dass die Bohrlöcher im Draugen-Gebiet zwischen 6.000 und 7.000 bpd min benötigen. in Produktion bleiben.

In Gjøa planen OKEA und Partner Neptune Energy eine Phase 1 der Sanierung mit einer neuen Unterwasservorlage. In Grevling wird das OKEA-Muster deutlich, da dieses Shell-Feld als „marginal“ eingestuft wurde, als Öl 70 USD pro Barrel kostete. Nun scheint Okea zu planen, einen Jack-up- oder Floating-Produzenten einzusetzen, der an die Sleipner-Plattform gebunden ist. Das „Entscheidungstor“ für Grevling ist März 2020. Bereits jetzt werden neue Bäume vorbestellt. Zu den nominierten Anbietern zählen Gusto MSC; Kanfa (Oberseiten), Siemens (Telekommunikation); Cameron (Aufsteher); Axt (Gartenlift). Bisher wurden Fabrikationshöfe nur zur Angebotsabgabe aufgefordert: Mit diesen Höfen laufen noch „keine Diskussionen“, obwohl sie die genannten Lieferanten nutzen müssen.

Aber zuerst müssen die Skumnisse ihre Geheimnisse enthüllen, live über ein Echtzeit-Protokoll auf der Website von OKEA. Die verarbeiteten Ergebnisse werden bis Ende 2019 erwartet. Derzeit produzieren Draugen und Gjoa zusammen 9.648 Barrel Öläquivalent pro Tag (Boepd) und 8.135 Boped. Mit einem Brent-Ölanteil von über 60 USD scheint der 44,56% ige Eigentümer und Betreiber OKEA für Preissenkungen bei Draugen gut gerüstet zu sein, das das Unternehmen immer noch mit über 50% seiner Gesamtproduktion versorgt.

"60 Dollar sind ganz in Ordnung, denke ich", versichert uns Hagene. Er würde es wissen. Er gründete in den 1990er Jahren das unabhängige Unternehmen Det Norske (heute Aker BP), als das Öl der Nordsee unter 20 USD sank und Norwegen über nur sechs große Felder eine Million Barrel produzierte. Ein Produktionsrückgang in den 90er Jahren zwang die Regierung, bis 2006 Anreize für die Lieferkette und kleine Ölunternehmen zu schaffen. Dies ebnete den Weg für Norwegens erstes Indien.

Hagenes Indie beabsichtigt, Draugen von einem geschrumpften Riesen in einen Hub von 100.000 bbl zu verwandeln. Die Ergebnisse der ersten von OKEA betriebenen Bohrlöcher 6407 / 9-11 und 6407 / 9-12 in der norwegischen See könnten Aussagen darüber enthalten, ob sie diese Vision erfüllen werden. So auch der Hasselmus FID.