Statoil og partnerne planleggertildeling av kontrakt for design (feed og design) av den andre prosessplattformen som skal installeres i fase 2 av Johan Sverdrup-utbyggingen i mars 2017. Det skriver Upstream.  

Dette melder Petroluemstilsynet. Faroe tar over operatøransvaret fra Dong E&P Norge AS. – Selv om det tidlegere er gitt samtykke til bruk av innretninger og rørledninger, må den nye operatøren ha samtykke til å bruke disse. Det er fordi samtykke til bruk også omfatter de relevante delene av styringssystemet hos operatøren. Ptil har nå gitt Faroe samtykke til bruk av innretningene og rørledningene som er knyttet til disse.

Investeringsbeslutning for Njord er, ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, planlagt tatt i mars. Søker kort utsettelse For Snilehorn ønsker selskapet en ny utsettelse av PUD-frist. Dog av det korte slaget. Årsaken er at prosjektet ønsker tid til å vente på investeringsbeslutningen for Njord-feltet. «Rettighetshaverne i Snilehornfunnet er gjort kjent med at Njord Unit planlegger å ta investeringsbeslutning i løpet av mars 2017. For å sikre fleksibilitet i forhold til eventuelle utsettelser av Njord Unit sine beslutningsprosesser, ønsker rettighetshaverne i PL348/348b en utsettelse for å sende inn PUD for Snilhorn til 1. juli 2017», skriver Statoil i sin søknad til Olje- og energidepartementet. – Statoil og partnerne i Njord Future jobber nå for å optimalisere Njord Future-prosjektet ytterligere samt forberede grunnlag for en investeringsbeslutning (DG3) som er planlagt i løpet av første halvår av 2017, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil. Pil-beslutning i desember Forberedelse for tilknytning av Snilehorn til Njord A vil skje i den perioden Njord-plattformen ligger på Stord (2016-2019) for å forsterke skroget. Oppstart av produksjon av begge planlegges når Njord-plattformen er tilbake på feltet, i fjerde kvartal 2019. Også Pil-funnet er besluttet produsert mot Njord-feltet. Investeringsbeslutning er planlagt innen utgangen av 2017.

Det planlegges en lang rekke meget spennende letebrønner på norsk sokkel neste år. Vår oppdaterte oversikt over kommende letebrønner i Norge bør gi grunn til noe optimisme. Vi har kartlagt hele 23 letebrønner med oppstart i 2017. Både Statoil og Lundin har flere letebrønner som det er knyttet forventninger til. Den aller mest spennende er de begge med på; Korpfjell i Barentshavet. – Dette er det mest spennende prospektet som er boret i Norge på flere tiår. Det beste volumestimatet før boring er på 2,2 milliarder fat, men med et potensial på opptil 10 milliarder fat. Samtidig er funnsannsynligheten beregnet til 18 prosent. Et funn på denne størrelsen kan endre hele utviklingen i Barentshavet, sa analytiker Jarand Rystad på Operatørkonferansen i Stavanger i november. Prospektet ligger i delelinjeområdet mot grensen til Russland. Statoil er operatør og partnerskapet består av Chevron, Petoro, Lundin og ConocoPhillips. Korpfjell er den del av en borekampanje i Barentshavet, bestående av 5-7 brønner. Disse skal bores med Songa Enabler. Også Lundin satser tungt i nord. De har varslet fire egenopererte brønner i Barentshavet i 2017. Les mer: Sikret seg rigg på billigsalg Oversikten er ingen komplett og endelig oversikt. Brønner kan også bli droppet eller utsatt.

Under steindumping på Ormen Lange-feltet i 2007, 2012 og 2013 mistet Shell store mengder kjetting, stål og plastbøtter ned på havbunnen. Les også: Dumpet 1000 bøtter, 90 tonn stål og 1 tonn kabel ved et uhell Avfallet har siden ligget på mellom 600 og 850 meters dyp, men nå har Miljødirektoratet krevd at Shell rydder opp. Det vil, ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, koste rundet 65 millioner kroner. Dersom Shell hadde fått anledning til å dekke søppelet med stein, ville kostnaden begrenset seg til 22 millioner kroner. Dette ifølge selskapets egne beregninger. «Tildekking med stein vil ikke fjerne risikoen for at avfallet over tid vil fragmentere til mikroplast. Miljødirektoratet pålegger på denne bakgrunn Norske Shell å fjerne avfallet som ligger på lokasjon 1, 2 og 3. Tiltaket skal gjennomføres innen desember 2018», skriver Miljødirektoratet i et brev til Norske Shell. Avfallet som skal hentes opp er: 940 store plastbøtter (totalt 76,7 tonn polyetylen) 50 stålbøtter 2×850 meter kjetting 90,5 tonn stål 1 tonn strømkabel 50 tonn stein (i bøttene) Shell har anledning til å klage på vedtaket, men selskapet opplyser til Sysla Offshore at det ikke vil bli gjort.

Statoil og partnerne har godkjent at Snorre Expansion Prosjektet videreføres (DG2) og jobber videre mot en investeringsbeslutning (DG3) i slutten av 2017. Det bekrefter Statoil overfor Sysla Offshore. Ett av tre gigantprosjekter Dette er ett av Statoils kommende gigantprosjekter på norsk sokkel. De to andre er Johan Castberg og Johan Sverdrup fase 2. I februar i år besluttet partnerskapet å gå videre med en undervannsløsning som mulig utbyggingskonsept og har jobbet med å modne denne videre. Les også: Dropper plattform, Snorre blir subseagigant – Snorre-utvidelsen er et viktig prosjekt og skal gjennom å ta ut ressurser det er vanskelig å nå fra Snorre A og B, øke verdiskapningen og styrke levetiden til Snorre, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Sysla Offshore. 24-28 milliarder kroner Det er aktuelt å bygge ut feltet med seks havbunnsrammer, hver med 4 brønnslisser. Rammene vil settes over lokasjonene hvor det er høyest potensiale for gjenværende ressurser. Det planlegges 11 produksjonsbrønner og 11 injeksjonsbrønner. Statoil har ikke oppdatert kostnadsanslaget for utbyggingen. Dette ligger foreløpig på mellom 24 og 28 milliarder kroner. – Det er jobbet godt i prosjektet og sammen med partnerne for å få til gode løsninger og redusere kostnadene. Målsetningen er å ytterligere forbedre prosjektet frem mot en eventuell investeringsbeslutning i 2017. Ombygging av Snorre A Planlagt utvinningsgrad i dag er 47 prosent og det er forventet at denne vil øke til 51 prosent på Snorre-feltet som følge av et eventuelt vedtak om å gjennomføre Snorre Expansion. – Produksjonen vil bli tatt opp ombord på Snorre A-plattformen. Her er det være behov for ombygginger for å prosessere volumene og gi injeksjonsstøtte til brønnene.

Statoil går nå gjennom hendelser to år tilbake i tid for å se om det er et mønster mellom det økte antallet hendelser det siste året. Det som var en positiv utvikling har flatet ut, og i noen tilfeller har det gått i feil retning, sa Sætre fra talerstolen på Petroleumstilsynets topplederkonferanse på tirsdag. Statoil har hatt en høst med flere hendelser, som nå er under granskning, både internt i Statoil og fra Ptils side. – Det siste året har vi sett en trend som bekymrer oss, og særlig den siste tiden har vi hatt for mange hendelser som bekrefter denne trenden. Dette er alvorlig, sier Sætre i et intervju med Aftenbladet. – Er det noen indikasjoner på at disse hendelsene kan ha sammenheng med kostnadskutt? – Det er spørsmål vi stiller oss. Men ut fra det vi ser nå, er det ingen indikasjoner på det. Men det vi for enhver pris må forhindre er at et forbedringsarbeid på kostnadssiden går på bekostning av sikkerheten. Det er helt uakseptabelt. Ser vi noe sånt må vi gripe tak i det med en gang. – Vi vil alltid fortsette å sette sikkerhet som vår høyeste prioritet. Hvis noen ser noe som ikke er i tråd med det, så er det utrolig viktig at man sier fra slik at vi kan iverksette tiltak, sier Sætre. Les hele artikkelen her!

– OD ønsker å kartlegge potensialet for IOR ved hjelp av såkalte avanserte metoder – det betyr alle andre metoder enn flere brønner, vann- og/eller gassinjeksjon, som for eksempel polymer, sier Tomas Mørch, underdirektør for utbygging og drift. – Vi har nå fått svar fra de fleste selskapene og vi er i ferd med å evaluere svarene for å kunne beregne mulige volumer. OD akter å bruke resultatene i sin oppfølging av feltene.