Mærsk: De sidste dråber skal klemmes ud af Nordsøen

Mens endeløs vækst er mantraet for de fleste virksomheder, har Maersk Oils danske forretning til opgave at holde liv i en faldende årlig produktion så længe som muligt.

ARKIVFOTO. Fold sammen
Læs mere
Foto: CLAUS FISKER

Det er lidt over ti år siden, at produktionen af olie og gas i den danske del af Nordsøen toppede. Det årlige udbytte er siden da mere end halveret, og de færreste fornægter, at pilen fortsat vil pege nedad i de fleste år fremover, hvilket betyder faldende indtægter.

I andet kvartal dykkede den danske produktion 11 pct. for Maersk Oil. Selskabet er som konsekvens af den historiske eneretskoncession operatør for og ejer af knap en tredjedel af Dansk Undergrunds Consortium, DUC, som står for omkring 90 pct. af den samlede danske produktion.

Sidste uge vurderede Energistyrelsen, at det kan være helt slut med dansk olie- og gasproduktion i Nordsøen i 2047. Men i den mellemliggende periode er det stadig planen at udvinde værdier for flere hundrede milliarder i området.

»Vi har peaket, men der er stadig stor produktion og potentiale. Estimaterne siger, at der stadig er 1,4 mia. tønder olie og gas stadig til udvinding, eller omkring 40 pct. af den historiske produktion. Det er mere marginale felter og mere udfordrende nu, men der er stadig stor værdi i det,« siger Martin Rune Pedersen, chef for Maersk Oil i Danmark.

De værdier skal udløses ved at holde liv i olieplatforme, der har 20, 30 og i nogle tilfælde 45 år på bagen og kræver store milliardbeløb i vedligeholdelse. Blandt andet har DUC lagt pres på den danske stat for at få bedre vilkår for at opgradere Tyra-feltet, der har været i gang siden midten af 1980?erne.

Men også under overfladen bruges der store beløb på at finde de teknikker, der kan presse ekstra olie og gas op gennem de kilometerdybe brøndledninger, så den såkaldte indvindingsgrad - andelen af olieressourcer, der hentes op - stiger.

»Innovation og teknisk udvikling gør, at vi kan hæve indvindingsgraden yderligere og få mere ud af den sidste del af undergrunden. Det er komplekst, men der er utroligt meget værdi i det,« siger Martin Rune Pedersen.

Som eksempel nævner han Halfdan-feltet, der har en af de højeste indvindingsgrader på cirka 40. Her vil hvert yderligere pct.point betyde 5 mia. kr. i ekstra indtægter. For alle de danske Nordsøfelter ligger graden omkring 28 pct., og den har været støt stigende - fra 5 pct. i 1970?erne - men er stagneret i de seneste år.

Det potentiale var blandt andet motivationen bag, at DUC i 2014 satte 1 mia. kr. af til ti års forskning i olie- og gasproduktion på DTU. Her har en tidligere Mærsk-direktør, Bo Cerup-Simonsen, ansvaret for centeret, der ikke kun holder sig til analyser og statistiske beregninger.

»Der kommer også videnskabelige erkendelser ud af det, men hovedfokus er nye teknologiske løsninger. Vi arbejder med meget konkrete ideer til løsninger, som enten kan frigøre mere olie og gas fra undergrunden eller bringe omkostningerne ned,« siger Bo Cerup-Simonsen.

Håbet er derfor, at Energistyrelsens prognose ikke bliver til virkelighed, og at Nordsøen kan producere kulbrinter i mange, mange år endnu.

»Man skal huske, at det er behæftet med en vis usikkerhed. Vi taler trods alt 30 år frem, så man kan se på, hvad vi har lært de sidste 30 år,« siger Martin Rune Pedersen fra Maersk Oil, og Bo Cerup-Simonsen fra DTU stemmer i:

»Der er et kæmpe potentiale derude. Det er svært at kvantificere, hvor meget, der kommer ud af de løsninger, vi forfølger. Men mit perspektiv er, at det ikke skal stoppe i 2047. Vi giver den alt, hvad vi kan, for at få muliggjort meget mere produktion, også efter 2047.«

/ritzau/FINANS