– Diskusjonen om en mulig ny gasshub i området lever fortsatt. Håpet var at Solaris-brønnen kunne være en trigger for en slik feltutvikling, men resultatene var skuffende. Dermed er prosjektet fortsatt svært utfordrende. Men vi har et felles mål om å få verdi ut av ressursene som er påvist i området, sa Martin Borthne, direktør for drift og prosjekter i Total E&P Norge, under Operatørkonferansen i Stavanger. Det var Upstream som først omtalte samarbeidsprosjektet.

– 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. Prospektet han snakker om heter Korpfjell og ligger i delelinjeområdet mot grensen til Russland. Statoil er operatør og partnerskapet består av Chevron, Petoro, Lundin og ConocoPhillips.

Problemet oppsto under opprensking av brønnen. – Tre oljebrønner er ferdigstilt tidligere med godt resultat, og vi har nå også boret tre gassbrønner. Den ene av disse har blitt stående en stund fylt med renset borevæske, og det er mer utfordrende å få renset opp denne enn de to andre, sier Martin Borthne, direktør for drift og prosjekter i Total E&P Norge. – To av brønnene er renset opp og har strømmet via testutstyret på boreriggen, og for den tredje arbeider vi fortsatt med henblikk på å løfte væsken ut av brønnen. Tror på produksjon Borthne håper og tror at brønnen kan reddes. – Vi går varsomt fram for å minimere risiko for skader på utstyret i brønnen. Operasjonen foregår ved hjelp av kveilerør (coil tubing), for å pumpe inn væske og få sirkulasjonen tilbake. Dette fører til at vi bruker mer tid, men vi er fortsatt optimistiske og tror at vi også vil få denne brønnen i produksjon. Prislappen øker Investeringsanslaget for Martin Linge-utbyggingen har økt med 7,4 milliarder kroner siden utbyggingsplan ble levert. Hovedsakelig skyldes dette økte kostnader knyttet til plattformdekket. Produksjonsstart er blitt utsatt flere ganger, og planen er nå oppstart i 2. eller 3. kvartal 2018. Ifølge Statsbudsjettet jobbes det nå med å tallfeste de økonomiske konsekvensene av den siste utsettelsen. «Utsettelser i prosjektet har følgekostnader, særlig knyttet til å gjenforhandle kontrakter som får endret oppstart og økt tall av prosjektspersonell involvert i ferdigstilling og oppstart», skriver Regjeringen.

Shell vurderer å selge hele eller deler av sin portefølje på norsk sokkel. Oljeselskapet har hyret inn investeringsbanken Rothschild til å bistå i salgsprosessen, skriver The Times.

194 personer måtte mønstre natt til fredag etter røykutvikling fra et vifterom på Statoils Gullfaks A-plattform, skriver Aftenbladet. 

VNG besluttet i forrige uke at Pil & Bue skal produseres via Njord-plattformen til Statoil. Tidligere er det besluttet at Snilehorn-funnet også skal knyttes til Njord. Trenger mer olje og gass I begge tilfellene var Shells Draugen en aktuell vertskandidat. Feltets produksjon faller, og plattformen trenger tilførsel av mer olje og gass. – Fra Draugens perspektiv er ikke dette avgjørelser vi hadde håpet på,  men planene for Draugen blir ikke endret på grunn av dette, sier pressekontakt Kitty Eide i Norske Shell til Sysla Offshore. Det er per i dag ikke andre åpenbare tilknytningskandidater i nærområdet. Hasselmus-funnet kan være aktuelt, men dette inneholder bare ubetydelige volumer gass og kondensat. Godkjent til 2024 Petroleumstilsynet har godkjent drift av Draugen-plattformen til 2024, men selskapet har ambisjoner om å forlenge levetiden utover dette. For å styrke Draugen har vi blant annet boret flere produksjonsbrønner, og vi installerer subseapumpe for å assistere produksjonen fra subsea-brønnene våre. Samtidig reduserer vi kostnadene og har gått gjennom essensielt utstyr i forbindelse med den forventede økte levetiden for Draugen, sier Eide. – Planen er dermed å utnytte godt disse oppgraderingene for en fortsatt effektiv og robust drift av Draugen. Draugens produksjonsutvikling:

Viper-Kobra er to separate funn fra 1997 og 2009, og er en tie back til Alvheim FPSO. Utbyggingskostnaden for Viper-Kobra er omtrent 1,8 milliarder kroner. Dette inkluderer boring av to brønner, subsea-installasjoner, rørledninger og påkobling.

Statoil har fått Petroleumstilsynets samtykke til å bruke riggen til ulike brønnaktiviteter knyttet til produksjonsbrønner på feltet. Havdypet på stedet er 330 meter og aktiviteten er planlagt å starte denne uken.

Valemon-utbyggingen endte med en norsk andel av verdiskapningen på 49 prosent. Dette er 7 prosent lavere enn anslått i utbyggingsplanen. Hovedårsaken til forskjellen er at man trodde understellet ville bli bygget i Norge, mens kontrakten viste seg å gå til Nederland. Det skriver Agenda Kaupang i en rapport utarbeidet på oppdrag fra Statoil. «Norsk verdiskaping i Valemon-utbyggingen er i samarbeid med Statoils prosjektledelse og representanter for prosjektets hovedleverandører, beregnet i etterprøvingen til vel 10,3 milliarder kr eller rundt 49 % av de totale utbyggingskostnadene», ifølge rapporten. Her er en oversikt over den norske andelen i ulike deler av utbyggingsprosjektet: Prosjektledelse og studier Prosjektledelse og studier ble gjennomført av Statoil selv, og av norske konsulentmiljøer, med en beregnet norsk andel av verdiskapingen på 97 %. Når det gjelder forsikring, har Statoils eget forsikringsselskap, Stafor, en andel på 25 %, som også er norsk andel av verdiskapingen. Eierstyring er en 100 % norsk aktivitet. Samlet utgjør prosjektledelse og studier 6 % av totalbudsjettet på Valemon, med en norsk andel av verdiskapingen på 91 %. Understell og plattformdekk Stålunderstellet til Valemon ble bygget i av Heerema i Wissingen i Nederland, med en beskjeden norsk andel av verdiskapingen på 2 %, i hovedsak kontroll fra Det norske Veritas. Frakt og installasjon av understellet på feltet ble gjort av Heerema uten noen norsk verdiskaping. Dekket til Valemon ble bygget i Korea med en beskjeden norsk andel av verdiskapingen anslått av Statoil til rundt 5 %. Utstyr og bulk 2 for betydelige beløp ble imidlertid kjøp inn til dekket fra norsk næringsliv. En nærmere spesifikasjon viser her en samlet norsk andel av verdiskapingen i disse leveransene på rundt 50 %. Installasjon av dekket ute på feltet ble gjort av et utenlandsk tungløftfartøy, med norsk verdiskaping på rundt 5 %, mest støttefunksjoner. Installasjonsarbeider offshore hadde en beregnet norsk andel på 80 %, mens leie av et flotell fra Flotell Superior, ga en norsk andel av verdiskapingen ifølge bedriften på 38 %. Logistikk er her en ren norsk leveranse med 100 % norsk verdiskaping. Til sammen krever bygging av understell og plattform rundt 28 % av investeringsbudsjettet for Valemon, og gir en samlet norsk verdiskapingsandel på 20 %. Eksportanlegg for olje- og gasseksport Valemon har plattformkompletterte brønner, og dermed ikke noen undervannsanlegg av betydning. Derimot har feltet eksportanlegg og rørledninger for olje og gass. Detaljprosjektering av rørledninger var en ren norsk aktivitet, mens en rekke havbunns-undersøkelser, studier, oppkoblingsarbeider og noe steindumping, samlet ga en beregnet norsk andel av verdiskapingen på 80 % ifølge Statoil. Innkjøp og korrosjonsbeskyttelse av eksport-rørledningen skjedde i utlandet, og ga bare en beskjeden norsk verdiskaping på 2 %, mens rørleggingen ble foretatt av All Seas, med rundt 2 % norsk andel av verdiskapingen, i hovedsak støttefunksjoner. Dykkertjenester for oppkobling av undervannsinstallasjoner ble utført av Technip, med utenlandske båter og dykkere, og derfor bare med en norsk andel av verdiskapingen på 20 % ifølge selskapet, mens ferdigstillelsesarbeider ute på feltet ventes å gi en norsk verdiskaping på 85 %. Samlet har undervannsinstallasjoner og eksportrør rundt 6 % av investeringsbudsjettet for Valemon, med en beregnet norsk andel av verdiskapingen på 37 %. Kraftkabel fra Kvitebjørn Kraftkabelen ble produsert av Parker i Tønsberg, med en norsk verdiskapingsandel ifølge bedriften på 40 %. Legging av kabelen hadde bare en norsk andel på 5 %, mens steindumping og undersøkelser hadde en norsk andel av verdiskapingen på 30 %. Samlet utgjør kraftkabelen under en halv prosent av totalinvesteringene på Valemon, med en beregnet norsk andel av verdiskapingen på 30 %. Oppkobling mot andre felt Oppkobling mot andre felt, dvs. Kvitebjørn og Heimdal, krevde en del mindre arbeider og noen tungløft som samlet ifølge Statoil ga en norsk verdiskaping på 30 %. Selve modifikasjonsarbeidene på Kvitebjørn og Heimdal var vesentlig arbeid, utført av norske bedrifter, med norsk andel av verdiskapingen på henholdsvis 80 % og 78 %. Kvitebjørn maritim konflikt og Huldrapipe-avtalen er interne oppgjør i Statoil mellom drift av ulike felt, og er en ren norsk leveranse. Til sammen utgjør oppkoblingsarbeidene mot andre felt 13 % av utbyggingskostnadene for Valemon, med en norsk andel av verdiskapingen på 83 %. Borevirksomhet Boreadministrasjon og petroleumsteknologi er rene norske aktiviteter, i hovedsak i Statoils egen organisasjon. Boring på Valemon-feltet blir foretatt av Seadrill, med en beregnet norsk andel av verdiskapingen på 47 %, mens brønnservice ventes å gi en norsk verdiskapingsandel på 59 %. Samlet ventes borevirksomhet å gi rundt 35 % av utbyggingskostnadene for Valemon, med en norsk andel av verdiskapingen på 53 %. Totalt gir dette en samlet norsk verdiskaping ved utbygging av Valemon feltet på 49 %. Her kan du lese Agenda Kaupangs rapport om norsk andel i seks andre utbygginger på norsk sokkel!

– Dette er en del av Dong Energys ambisjon om å bli en global leder innen fornybar energi og et ønske om å sikre forretningsområdet vårt for olje og gass de beste muligheter på lang sikt, sier konsernsjef Henrik Poulsen i en børsmelding. Ormen Lange er selskapets viktigste eiendel på norsk sokkel. Mer om hvem som er kjøperne og hvem som er selgerne på norsk sokkel i denne podcasten: