Mandag leverte Dea utbyggingsplan for Dvalin-feltet, tidligere Zidane, i Norskehavet. Tirsdag skrev Dagens Næringsliv at Petoro og Dea overtar Maersk sin andel på 20 prosent i feltet. Sysla Offshore har tidligere skrevet at Maersk ønsket å selge sin andel, men industrikilder sier nå at selskapet er tvunget til å gi bort sin del av feltet for å slippe investeringskostnadene. Det betyr altså at Dea øker sin eierandel til 50 prosent, mens Petoro eier 30 prosent etter å ha kjøpt OMV ut av feltet for kort tid siden. Siste medeier er Edison med 20 prosent. Ifølge konsekvensutredningen for feltet er det ventet at Dvalin vil genererer inntekter på rundt 38 milliarder kroner fra salg av gassen. At Maersk likevel tvinges til å gi bort feltet, sier mye om verdsettelsen av utbyggingsprosjekter på norsk sokkel. Les også: Disse sju selskapene er på selgeren i Norge Maersk-konsernet samlet nylig Maersk Oil, Maersk Drilling, Maersk Supply Service og Maersk Tankers i et eget energisegment. Selskapet har store ambisjoner for vekst i Nordsjøen, men det spekuleres i at et nedsalg i Johan Sverdrup kan være med på å finansiere planene.

Heller ikke danskene vil være med på utbyggingen.

DEA leverer mandag klokken 14.00 planene for utbygging og drift (PUD) for Dvalin-feltet (tidligere Zidane) i Norskehavet til Olje- og energidepartementet. FaktaDvalin Tidligere kalt Zidane. Lisens 435 ligger i Norskehavet, 260 kilometer nord for Kristiansund, 15 kilometer nordvest for Heidrun. DEAs første feltutbygging som operatør i Norge. Ressursanslag: 18,2 milliarder Sm 3 gass og 0,4 millioner Sm 3 kondensat. Investeringer: 10,26 milliarder kroner, inkludert modulen på Heidrun-feltet. Investeringene i Dvalin kommer i årene 2016 - 2020, med investeringer på rundt 3 milliarder Produksjonsstart: 2020 Driftsperiode: 2020-2032 Rettighetshaverne i lisensen er DEA Norge (40 %), Edison (20 %), Maersk (20 %) og OMV (20 %). – Dvalin er DEAs første utbygging som feltoperatør. Vi er stolte av at vi sammen med partnerne har funnet en utbyggingsmodell med bærekraftig økonomi selv i en tid med lave olje- og gasspriser, sier Hans Hermann Andreae, administrerende direktør i DEA Norge, ifølge en pressemelding. Partnerskapet skal investere i overkant av ti milliarder kroner i utbyggingen. Dette betyr at fire nye, store kontrakter er på vei ut til et sulteforet leverandørmarked. – Kontraktene vil bli tildelt kort tid etter at PUD er innlevert, sier kommunikasjonssjef Kjetil Hjertvik til Sysla Offshore. Halvparten av investeringene går til modifikasjonsarbeid på Heidrun-plattformen. Dette arbeidet ledes av Statoil. I tillegg skal DEA dele ut kontrakter for subsea-pakke og rørledninger. Når det kommer til riggkontrakten, har selskapet tidligere signalisert at tildeling vil komme senere. Mer om konfliktene, kontraktene og økonomien i prosjektet får du i denne podcasten: Dvalin blir en havbunnsutbygging med fire brønner, knyttet opp mot Heidrun-plattformen 15 kilometer unna via en ny rørledning. På Heidrun blir gassen delvis prosessert og deretter sendt videre i et nytt eksportrør til Polarled og videre til Nyhamna. Der vil gassen bli endelig prosessert før den transporteres videre til markedet i Europa. I forhold til de opprinnelige planene har vi klart å redusere kostnadene i prosjektet med over 20 prosent. Som Offshore.no tidligere har skrevet, har OMV solgt sin andel på 20 prosent til Petoro.

Brønnen ligger i lisens 609 og på østflanken av Alta-funnet. Det er utført tre tester i løpet av operasjonen. Disse viser god, til meget god reservoar-kvalitet. De har også testet gass-sonen. To injeksjonstester er utført med injeksjonsrater på 800 og 2900 Sm3 sjøvann per strømningsdøgn i henholdsvis Falk- og Ørnformasjonene. I tillegg ble det utført en produksjonstest i gass-sonen i nedre trias med en produksjonsrate på 595 000 Sm3 gass per strømningsdøgn gjennom en 64/64 tommer dyseåpning. Trykkdata fra avgrensningsbrønnene 7220/11-3, 7220/11-3 A og fordypningen 7220/11-3 AR indikerer kommunikasjon med funnbrønnen 7220/11-1. Det er samlet inn omfattende mengder data og prøver i alle brønnene, skriver Oljedirektoratet i en melding. Alta-funnet er estimert til å inneholde mellom 125 og 400 millioner fat o.e. Ytterligere avgrensning av Alta-funnet vil fortsette i 2017. Når riggen, Leiv Eiriksson, har plugget Alta-3 skal den forflytte seg 60 kilometer nord i lisensen. Den skal den fortsette på det Neiden-prospektet som ble avbrutt tidligere. Dette prospektet er anslått til å kunne ha ressurser på 204 millioner fat olje.

Statoil har de siste tre årene funnet betydelige mengder olje i Krafla-området i Nordsjøen. Selskapet har tidligere hatt suksess med sine hurtigutbygginger, men gikk etterhvert tom for feltnære pytter som enkelt kunne knyttes til eksisterende infrastruktur. Statoil har også vurdert en slik løsning for Krafla-oljen. Men dette prosjektet er nå lagt på is. – Vi har i samarbeid med partnere tidligere studert en mulig løsning i form av hurtigutbygning med produksjonsoppstart i 2018/19. Dette basert på funn i Krafla-strukturene. Den løsningen viste seg ikke å være gjennomførbar, blant annet på grunn av manglende prosesseringskapasitet for gass på Oseberg, som er den naturlige vertsplattformen, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Offshore.no. Før årets borekampanje var det påvist mellom 140 og 220 millioner fat i dette området, og årets brønner har gitt mellom 18 og 43 millioner fat ekstra. Den mest sannsynlige utbyggingsløsningen er fortsatt en tilknytning til Oseberg, men også en selvstendig utbygging skal være et alternativ. – Vi fortsetter å jobbe med forskjellige mulige utbyggingsløsninger. Disse kan ha ulike gjennomføringsplaner og produksjonsoppstart. Vi er optimistisk med tanke på å modne fram et godt prosjekt, sier Skauby.

Det var på et oljeseminar i regi av Norsk Petroleumsforening i Stavanger tirsdag at Borten Moe fortalte om kjøpet på litt over en halv prosent i Ivar Aasen – feltet som totalt skal produsere mer enn 200 millioner fat olje. Selger er OMV, men partene går ikke ut med prisen på transaksjonen. – Nå blir vi vel Norges minste oljeprodusent med rundt 400 fat dagen, sier Borten Moe med et smil. – Kjenner feltet godt Okeas store prosjekt er å få på plass planen for utbygging og drift av Yme. Det tidligere skandalefeltet skal være i produksjon igjen mot slutten av 2018 og Okea har som mål å levere plan for utbygging og drift i løpet av fire til seks måneder, sier Borten Moe nå. Men det blir altså ikke fra Yme at Okeas første olje skal hentes ut, derimot på Ivar Aasen hvor Det norske er operatør. Plattformdekket kom på plass i sommer og det nærmer seg produksjonsstart med raske skritt. Flere av nøkkelpersonene i Okea har sin bakgrunn fra Det norske. – Dermed er dette en utbygging vi kjenner godt. Den er solid og svært interessant for oss å bli med på av flere grunner, sier Borten Moe. – Vil gi Okea viktig erfaring Til Sysla utdyper den tidligere olje- og energiministeren hvorfor kjøpet i Ivar Aasen er viktig for Okea, som totalt har 200 millioner dollar å investere på norsk sokkel. – Vi er ikke et leteselskap, og det er viktig for organisasjonen vår å få erfaring fra sluttfasen av en utbygging som snart er i produksjon. Og selv om vår andel er liten, er det bra for oss å få en viss kontantstrøm fra produksjon allerede nå, sier Borten Moe. – Dessuten det viktig å vise både myndigheter og andre selskaper at vi kan ta vårt ansvar som partner, legger Borten Moe til. Siden Okea ikke er et leteselskap, og dermed ikke nyter godt av refusjonsordningene i skattesystemet for leting etter olje og gass, er det også viktig for selskapet å få inntekter fra produksjon som kan skrives av mot løpende kostnader. – Flere småselskaper i driftsfasen – Vurderer dere å øke eierandelen i Ivar Aasen ytterligere? – Det vil jeg ikke avvise, sier Borten Moe som understreker at det er viktig for selskaper som Okea å optimalisere porteføljen innenfor skattesystemet. Les også: Borten Moe starter oljeselskap – Det er mye kapital fra privat equity-selskaper på vei inn på norsk sokkel, og mens skattesystemet så langt har vært gunstig for små leteselskaper, er det på tide at myndighetene også gir større insentiver til mindre selskaper som vil bli med på drift og utbygging. Jeg tror vi vil se et helt annet aktørbilde på norsk sokkel om fem år, med flere småselskaper som deltakere i produserende felt. Myndighetene bør se verdien av å få inn flere aktører med god egenkapital som kan supplere de tradisjonelle, store selskapene, mener Borten Moe. Departementet venter på avtalen Hos Olje- og energidepartementet får Sysla opplyst at myndighetene fortsatt ikke har noen transaksjon mellom Okea og Repsol til behandling, men «er kjent med at selskapene arbeider med en overdragelsesavtale for Yme». Repsol var operatør for Yme, og overdragelsesavtalen må være på plass før Okea kan bli prekvalifisert som operatør på norsk sokkel, og dermed kan levere PUD-en for «nye» Yme.

Oljeselskapene kappes om å kutte utgifter, og i mange tilfeller betyr dette også salg av felter, funn og lisenser. – Det har vært mer kjøp og salg i år enn i fjor, og jeg tror det blir enda mer handel til neste år. Det virker som om kjøpere og selgere er i ferd med å finne hverandre når det kommer til pris, sa Okeas Ola Borten Moe i sitt innlegg på Solastrandseminaret tirsdag. Her er en liste over noen av selskapene som er interessert i å selge og hva som er til salgs: ExxonMobil har vært i kontakt med mulige kjøpere for å markedsføre sine egenopererte felt på norsk sokkel. Selskapet er operatør for Balder, Ringhorne og Sigyn, og det skal altså være disse feltene som nå vurderes solgt. I tillegg kommer Jotun-feltet, som selskapet nå er i ferd med å stenge ned. Verdien på disse feltene vil være opptil 12,5 milliarder kroner. Total skal være interessert i å selge deler av sin andel på 51 prosent i Martin Linge-feltet. Hele eierandelen skal være verdsatt til rundt 8 milliarder kroner, ifølge Bloomberg. Engie har planer om å selge eiendeler for 135 milliarder kroner globalt i perioden 2016-2018. I april sa selskapet at 40 prosent av dette målet var nådd. Den norske delen av upstreamvirksomheten er veldrevet og attraktiv, med Gjøa som den viktigste eiendelen. Shell har ambisjoner om å selge unna eiendeler for rundt 244 milliarder kroner globalt. Om det betyr salg av norske felt, er fortsatt usikkert. Selskapets viktigste eiendeler på norsk sokkel er Ormen Lange, Draugen, Knarr og Troll. Gazprom skal, ifølge Upstream, være interessert i å sikre seg innpass på norsk sokkel gjennom en betydelig eierpost i OMV Norge. OMV solgte nylig sin andel i Zidane-utbyggingen til Petoro. Tullow Oil har kastet kortene og ønsker seg kjapt ut av norsk sokkel. Selskapet solgte sin andel i Wisting-funnet til Statoil, men har også en andel i den planlagte Oda-utbyggingen. Nylig var Tullow også med på å finne olje i Cara-prospektet ved Gjøa. Maersk-konsernet samler Maersk Oil, Maersk Drilling, Maersk Supply Service og Maersk Tankers i et eget energisegment. Selskapet har store ambisjoner for vekst i Nordsjøen, men kanskje kan et nedsalg i Johan Sverdrup være med på å finansiere planene. Selskapet skal også har vært i forhandlinger med Petoro om salg av sin eierandel i Zidane-feltet.  Få potensielle kjøpere Aker BP, LetterOne/Dea og private investeringsfond, med Neptune i spissen, er nevnt som de mest sannsynlige kjøperne i dette markedet. – Private investorer har markert seg med betydelige investeringer i Norge de siste to-tre årene. Okea er også finansiert av slik kapital gjennom amerikanske Seacrest, og jeg tror vi vil se flere slike aktører på norsk sokkel i årene som kommer, sier Borten Moe.

– Det er forventet at feltet vil være i full produksjon innen kort tid, med full re-injeksjon av produsert vann og gass. Dette melder operatør Eni Norge. Produksjonen ble stanset den 26. august etter at en planlagt gassventilering under vedlikeholdsarbeid førte til deteksjon av gas i et uklassifisert område. Dette medførte automatisk nedstigning for å eliminere mulige tennkilder. Ikke-essensielt personell ble evakuert grunnet begrenset kraftforsyning om bord, i henhold til standard prosedyre. Hendelsen ble gransket internt og det er utført utbedringer av organisatoriske og teknisk karakter. Beslutningen om å gjenoppta produksjonen er tatt med støtte fra tillitsvalgte, inkludert fagforeninger og vernetjenesten.