Big Oil gräbt die letzte Grenze der Nordsee

Von Ron Bousso und Shadia Nasralla23 November 2018
Clair Ridge (Foto: BP)
Clair Ridge (Foto: BP)

"Wenig Hoffnung, dass dieser Stein jemals Öl produziert", schrieb BP-Geologe Bill Senior 1977 auf einer Notiz, die eine kürzlich entdeckte Ölentdeckung in einer entfernten Ecke der Nordsee abschätzte.

Derselbe Felsen ist heute das Herzstück des von BP geschätzten Clair-Feldes in West-Shetland, das diese Woche seine zweite Produktionsphase startete.

Die riesigen, mit Brücken verbundenen Plattform-Plattformen von Clair Ridge gehören zu den Projekten, die diesem Bereich der Nordsee, einem der ältesten Offshore-Becken, neues Leben verliehen haben, das in den 2020er Jahren vorher trocken ausfallen sollte.

Das Unternehmen Wood Mackenzie prognostiziert, dass West of Shetland die einzige Nordseezone sein wird, deren Produktion bis 2025 ansteigen wird.

Mit seinen tiefen Gewässern, Wellen von bis zu 40 Metern, brutalen Stürmen und dichtem Nebel ist West Shetland äußerst unwirtlich.

Der Kontrast zwischen dem heutigen Selbstbewusstsein und der Skepsis der 70er Jahre ist das Ergebnis großer technologischer Sprünge wie seismischer 3D-Bildgebung und Supercomputer sowie einer besseren Bohrausrüstung, die neue Bereiche eröffnete und ein klareres Bild des kilometerlangen Felsens gab Wasser.

BP plant, wie Rivalen wie Shell, France Total und Norwegens Equinor, Milliarden in West-Shetland-Projekte zu investieren und gleichzeitig in den ausgereiften Gebieten der Nordsee abzubauen.

Vierzig Jahre nach seiner Entdeckung, sagt BP, hat Clair, das 2005 erstmals Öl produzierte, dank seiner umfangreichen Ressourcen weitere 40 Jahre in der Produktion.

Aufgrund der riesigen Öl- und Gasvorkommen in der Region können sie, so teuer die Projekte auch sind, mit denen in anderen Becken auf der ganzen Welt wie der US-amerikanischen Onshore-Schieferentwicklung konkurrieren, die eine wesentlich geringere Anfangsinvestition erfordert und weniger komplex ist.

Die Oil and Gas Authority, die britische Industrieregulierungsbehörde, schätzt, dass die Region Ende letzten Jahres 1,3 Milliarden Barrel Öl- und Gasäquivalent in den rückstellbaren Reserven hielt.

Massive Ansammlung
"Clair ist eine massive Ölansammlung mit über 7 Milliarden Barrel Öl. Deshalb sehen wir Clair Ridge seit 40 Jahren dort", sagte BP-Chef von North Sea Ariel Flores gegenüber Reuters.

"Wir werden lernen und die Grenzen dessen, was wir als wirtschaftlich wiederherstellbar betrachten, weiter ausbauen", fügte er hinzu.

Clair Ridge wird voraussichtlich an seinem Höhepunkt 120.000 Barrel Öläquivalent pro Tag produzieren und mehrere neue Bohrungen bohren.

BP plant heute die dritte Phase, Clair South, und wird mit seinen Partnern - Royal Dutch Shell, Chevron und ConocoPhillips - entscheiden, ob das Projekt 2019 oder 2020 weitergeführt wird, sagte Flores.

An anderer Stelle werden in der Region weiterhin neue Reserven entdeckt. Insgesamt kündigte Total im September eine bedeutende Neuentdeckung in der Region Glendronach an, die nach Schätzungen eine Billion Kubikfuß Gas enthält.

"Wir kratzen nur die Oberfläche einiger der Gasspiele und einiger anderer Ölspiele in der Region", sagte Phil Kirk, Chief Executive von Private-Equity-Unterstützung von Chrysaor.

Sein Unternehmen ist an BPs Schiehallion-Feld von BP mit 130.000 Barrel pro Tag in West of Shetland und an einem der weltweit größten schwimmenden Produktions-, Lagerungs- und Löschschiffe (FPSO) beteiligt.

Shell und BP entwickeln außerdem das Alligin-Feld, bei dem zwei Bohrlöcher mit dem FPSO von Glen Lyon verbunden werden, wodurch die Kosten des Projekts gesenkt werden.

Es wird erwartet, dass Equinor das Rosebank-Feld entwickelt, das es Anfang des Jahres von Chevron erworben hatte und laut Wood Mackenzie voraussichtlich 6 Milliarden Dollar kosten wird.

Das norwegische Öl- und Gasunternehmen möchte die Planungen des Feldes vereinfachen, um die Kosten zu senken. Dies wird jedoch wahrscheinlich zu einer Verzögerung des Beginns der Entwicklung bis 2020 führen, sagte eine am Projekt beteiligte Quelle.

Der von Siccar Point finanzierte Private Equity-Sektor hat diesen Sommer in der Region eine Testbohrung im Feld von Cambo durchgeführt und soll nächstes Jahr zusammen mit seinem Partner Shell über seine Entwicklung entscheiden.

"Der Westen von Shetland ist für die Zukunft der britischen Öl- und Gasindustrie von entscheidender Bedeutung", sagte der Analyst von Wood Mackenzie, Kevin Swann, gegenüber Reuters.

Angesichts der Schließung vieler Bereiche in anderen Regionen in den kommenden Jahren "erwarten wir, dass Projekte im Westen von Shetland Mitte der 2020er Jahre mehr als 70 Prozent der gesamten Entwicklungsausgaben des Vereinigten Königreichs ausmachen werden", fügte er hinzu.

Im Vergleich zu anderen Teilen der Nordsee ist die Region auch wenig erforscht. Bisher wurden nur 160 Explorationsbohrungen durchgeführt.

Neue Wege
Clair Ridge erinnert jedoch an laxe Praktiken, die in der Öl- und Gasindustrie zu Beginn des Jahrzehnts gesehen wurden, als die Ölpreise stiegen und die Projektkosten stiegen.

Das Projekt wurde 2001 mit einem Budget von 4,5 Milliarden US-Dollar für die Entwicklung genehmigt. Die Endkosten beliefen sich auf 4,9 Milliarden US-Dollar und die Produktion begann Jahre später als geplant.

Der Einbruch der Ölpreise im Jahr 2014 zwang die Unternehmen, die Kosten zu senken und Projekte zu vereinfachen, um in einer Welt zu überleben, in der ein Barrel Öl bei 40 USD gehandelt wurde, verglichen mit den heutigen Preisen von rund 62 USD pro Barrel.

Die Nordsee und insbesondere westlich von Shetland habe gelernt, sich besser anzupassen als andere Regionen, sagte Flores.

Während Clair Ridge einen äußerst komplexen Konstruktionsprozess erforderte, wird die nächste Phase, Clair South, einfachere und leichtere Konstruktionen umfassen, billigere Geräte erfordern weniger Kranaufzüge und Technologie, einschließlich Unterwasserroboter, die die Kosten radikal senken werden, sagte er.

Als Zeichen des Vertrauens in Clair erhöhte BP im Juli seinen Anteil in diesem Bereich auf 45,1 Prozent bei einem Swap-Vertrag mit ConocoPhillips von rund 29 Prozent.

Die Region könnte einen weiteren Schub bekommen, wenn Programme wie das Lancaster-Projekt von Hurricane Energy, das zerbrochene Felsformationen im Untergeschoss zum Ziel hat, tiefere, ungenutzte Gesteinsschichten eröffnen.

"Wenn Sie irgendwo auf dem britischen Festlandsockel sein wollen, möchten Sie im Westen von Shetland sein", sagte Alistair Stobie, Chief Financial Officer von Hurricane Energy, gegenüber Reuters.


(Bericht von Ron Bousso; Bearbeitung von Jan Harvey)

Kategorien: Energie, Offshore-Energie