Hvor meget CO2 vil det spare miljøet for at olien nu bliver i undergrunden i stedet?
menu close Teknologiens Mediehus
person Konto arrow_drop_down
Udsættelse på udsættelse af driftsstart på Hejre-feltet fulgt af nedskrivninger i milliardklassen fik tirsdag Dong Energy og Bayerngas til at opsige kontrakten med konsortiet bag en overbygning til platformen Hejre-feltet. Dermed lagde de reelt projektet på is.
Bortset fra at være en bet for selskaberne selv, betyder lukningen også, at den første større udbygning af et selvstændigt oliefelt på dansk grund i mange år fordufter, og at olieproduktionen fra den danske undergrund daler. Det giver færre penge i statskassen og fremrykker tidspunktet for, hvornår Danmark må forlade rollen som nettoeksportør.
Statens indtægter fra olie- og gasproduktionen i Nordsøen beløb sig i 2014 til 18,8 mia. kr. svarende til 62 pct. af det samlede overskud, hvilket var et fald på knap 15 pct. i forhold til 2013.
Energistyrelsen, som holder øje med den slags, vil ikke udtale sig om konsekvensen af en lukning af Hejre-projektet. Og styrelsen ønsker heller ikke at fortælle, hvor stor en årlig produktion feltet var planlagt til at bidrage med. Her planlægger man i stedet at offentliggøre en revision af udbygningsplaner og reserver til sommer.
Men kigger men på tidligere fremskrivninger af dansk olieproduktion, så er Hejre-feltet i 2013-rapporten ’årsag til en stigning i produktionen for 2016 og 2017’. Året efter - i 2014-rapporten - tilskrives det Hejre-olien, at produktionen fra den danske sektor ikke falder før efter 2017.
Ifølge 2014-rapporten – hvor Hejre-feltet altså stadig var indregnet – forventedes den samlede danske olieproduktion at ligge på 9,6 mio. kubikmeter i 2015-2017. Herefter forventedes den at falde til 8,9 mio. m3 og 8,7 mio. m3 i 2018 og 2019.
Hejre-feltet er ikke et rigtig stort felt, hvis man sammenligner feltets reserver med produktionen fra de gamle kæmper som felterne Gorm, Dan, Halfdan, Tyra, Skjold og Sydarne.
Hejre-feltets reserver er angivet til 16,2 mio. m3 olie og 10 mia. m3 naturgas, mens de førnævnte felter frem til 1. januar 2014 tilsammen havde produceret 335 mio. kubikmeter olie - med Danfeltet som den absolutte guldfugl, der alene stod for de 108 mio. m3 olie.
Men kigger man på Energistyrelsens reserve-opgørelse for de eksisterende og besluttede oliefelter pr. 1 januar 2014 på i alt 107 mio. kukbikmeter, så udgør Hejre-feltets 16 mio. m3 olie den næststørste reserve efter Halfdan-feltet.
Ifølge regnskaberne fra både Dong og Bayerngas har begge selskaber dog for nyligt nedskrevet den forventede produktion fra feltet. Hvor meget er det ikke muligt at få at vide.
Endelig skulle Hejre-feltet rent teknisk også være premiere på olieproduktion fra dybtliggende felter på dansk sokkel; her sandsten i 5-6.000 meters dybde, hvor trykket er på 1.010 bar og temperaturen på 160 grader celsius.
Felterne kaldes HPHT-felter (High Pressure/High Temperature) og er defineret ved et tryk højere end 690 bar og temperaturer over 149 grader. Til sammenligning er et konventionelt felt i Nordsøen 60-110 grader, med tryk på 275 til 344 bar.
Læs også: Dybe oliefelter kan blive dansk succes
Udvinding af olie og gas ved disse dybder, som foregår flere steder i udlandet, er meget vanskeligt, men blev dog tilbage i 2012 vurderet til at have et rigtig stort potentiale for dansk olie-og gasproduktion. Men dengang lå olieprisen i øvrigt på et helt andet niveau end i dag.
Også Mærsk har forsøgt sig med boringer i HPHT-felter, men droppede i 2013 at udbygge et dansk gasfelt, Elly/Luke, med henvisning til en kombination af tekniske og økonomiske overvejelser.
