– “Sveitserosten” er kanskje den største utfordringen ved Alta/Gohta, sier kommunikasjonsansvarlig Frøydis Eldevik. Lundins planer for utvinning ved feltene Alta og Gohta, som ble funnet i 2013 og 2014, er i gang for fullt. Men å få ut de forventede 350 millioner fatene med olje, har gitt nye utfordringer for selskapets ingeniører. Nytt oljefunn i Barentshavet – Den såkalte “sveitserosten” er kanskje den største utfordringen ved Alta/Gohta-funnene, sier kommunikasjonsansvarlig i selskapet, Frøydis Eldevik. Gammel nedbør – nye utfordringer Med sveitserosten sikter hun til den ekstra porøse grunnen ved oljefeltene, som gjør at nye teknikker må tas i bruk. Kalksteinsreservoaret har ifølge Lundin i utgangspunktet bra porøsitet. Men grunnen ble for rundt 250 millioner år siden hevet og utsatt for nedbør som har gitt ytterligere økt porøsitet, og med det gjennomstrømningsevne i form av sprekker og hulrom. – Det gir ekstremt gode egenskaper, men de kan også variere og dermed gi oss utfordringer. Dersom man produserer for raskt, kan man få en situasjon hvor man får kun ut oljen i hulrommene og ikke i mikroporøsiteten, hvor mye av oljen ligger, forklarer Eldevik. Statoil dobler eierandelen i Lundin Hun legger til at selskapet likevel er ved godt mot med tanke på fremtiden for de to oljefeltene i Barentshavet. For selv om Lundin sitter med begrenset kunnskap om reservoartypen offshore, er det mye erfaring å hente globalt. – Denne typen reservoar er vanlige på land. Det er første gang man forsøker å forstå dreneringsmekanismene i disse reservoar på norsk sokkel. Men teknologien er kjent fra felt onshore, noe som betyr at vi støtter oss på et globalt ekspertnettverk for å drøfte og lære videre, sier Eldevik. Test neste sommer Ifølge Lundin skal ikke selve utvinningen av Alta/Gohta være teknisk vanskelig. Forskjellen ligger imidlertid innen risiko for store ekstrakostnader. Lundin-topp: Oljefunn i Barentshavet styrker troen på at det finnes mer – På land kan man bore flere brønner om det er behov for det, mens offshore koster dette veldig mye mer. Det medfører at vi må modellere og planlegge mer på forhånd. Vi må også teste det ut i praksis, før vi går til en eventuell stor og kostbar utbygging. Det er derfor vi planlegger for en langtidstest av reservoaret på til sammen fire måneder sommeren 2018. Vi skal samle olje opp i en tankbåt, og selge oljen etterpå, forteller Eldevik. Hun legger til at reservoaret kan være svært produktivt, men at det også er komplisert å modellere og forutsi. Eldevik forklarer dette med at mens man på land kan gå fram stegvis brønn for brønn, og se hvordan det går, er kostnaden langt høyere for hver boring offshore. Ingen fastsatt oppstart Fire år etter det første funnet, anser selskapet seg som langt på vei i jobben med å forberede en eventuell utvinning. Kostnadsnivået har, i likhet med det nærliggende Johan Castberg, hatt en svært sentral rolle underveis. Men selv om grunnforholdene byr på nye utfordringer, er det ifølge Eldevik ingen forhold ved reservoaret som tilsier at en eventuell utbygging skal bli dyrere enn andre steder på norsk sokkel. Lundin har funnet mer olje og gass i Barentshavet – Vi begynner å få en veldig god forståelse for hvordan dette vil fungere. Er resultatene gode, satser vi på prosjektet videre. Men vi har ikke satt noe tidspunkt for oppstart av feltet ennå, påpeker Eldevik.

– En viktig milepæl for Aker BP, sier pressetalsmann i selskapet, Ole-Johan Faret. Nå forventer selskapet betydelige kostnadskutt. Sist helg bød på svært gode nyheter for Aker BP, da selskapet igjen kunne starte opp boreoperasjonene ved Valhall IP. Etter to års stopp, er injeksjonsplattformen nå endelig i drift igjen. – Da vi stoppet boringen 1. kvartal 2015, var vi i en situasjon med en oljekrise med lave inntekter kombinert med høye kostnader. Vi valgte å ta en timeout for å optimalisere brønndesign og gjøre boreaktiviteten mer effektivt, sier pressetalsmann, Ole-Johan Faret. – Viktig for selskapet Med plan om å starte klargjøringen for boring i januar i år, og planlagt borestart i mars/april, har selskapet holdt det planlagte tidskjemaet for gjenopptakelsen ved Valhall. Faret legger ikke skjul på begeistringen hos selskapet, etter at produksjonen nå er i gang igjen. – Dette er en viktig milepæl for Aker BP. At vi nå har kommet i gang i første kvartal, slik vi forespeilet markedet, er viktig for selskapet, slår Faret fast. Svært aktive i 2016 I februar leverte selskapet som oppsto da Det norske og BP Norge fusjonerte i fjor, resultater for 2016. Tallene viste inntekter på 655 millioner dollar og et driftsresultat på 280,7 millioner dollar. Resultatet før skatt ble 210 millioner dollar. Rapporten viste også at selskapet brukte 147,5 millioner dollar på å lete etter gass og olje – nesten det dobbelte av året før. 2017 ser også ut til å bli et aktivt år for Aker BP. Ifølge Faret holdes det holdes fast planene om boring av syv brønner fra Valhall IP, hvorav tre i år og fire i 2018. Men pressetalsmannen understreker at aktiviteten som nå er i gang, ikke vil få innvirkninger med tanke på bemanningssituasjonen i selskapet. – Dette er tatt høyde for, så det får ingen direkte konsekvenser, sier Faret. 500 millioner fat gjenstår Aker BP har ambisjoner om å holde produksjonen ved Valhall i gang frem til 2040. Nylig ble det markert at én milliard fat olje er hentet opp fra feltet. Faret forteller at selskapets mål for feltet er ytterligere 500 millioner fat. Aker BP skal levere tre utbyggingsplaner i år Lavere inntekter, men stort utbytte for Aker BP Kutter 60 stillinger når Det norske og BP blir Aker BP Her vil BP bygge ut 200 millioner fat Slik vil Aker BP bygge ut vestflanken av Valhall-feltet Pressetalsmannen legger til at det er gjort omfattende grep med produksjonen i løpet av de to årene plattformen har vært satt ut av drift. – Vi har gått gjennom hele boreoperasjon, fra plan til gjennomføring, for å optimalisere verdikjeden. Det har gjort at vi har en effektiv operasjon som nå er satt i gang. Likevel er vi helt klare på at vi gjennomfører med samme sikkerhet som tidligere, og det skal vi fortsette med, slår Faret fast. Drastiske kostnadskutt Nytt brønndesignet og endring i konstruksjonene er bare noe av det Aker BP tar i bruk når Valhall IP nå er i drift igjen. I tillegg er kontraktene med leverandører gjennomgått på ny. Ifølge pressetalsmannen optimaliseres også aktiviteten på riggen, for å oppnå så høy oppetiden som mulig. Endringene har gitt gode resultater med tanke på innsparinger. – Vi forventer betydelige kostnadskutt siden vi innførte borestans for to år siden som følge av lavere leverandørkostnader og høyere effektivitet, sier Faret. Invester i dine ansatte: For under fem kroner per dag kan du og dine kollegaer få full oversikt på de viktigste bransjene i Norge. Send oss en epost for tilbud på bedriftsabonnement. Hvis du vil prøve Sysla i en måned for 1 krone, klikk her!

Tørr brønn på Boné-prospektet i Barentshavet. Brønnen ble boret om lag 80 kilometer nordvest for Johan Castberg i Barentshavet. Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 716, skriver Oljedirektoratet i en pressemelding. Tillatelsen ble tildelt i 2013 i 22. konsesjonsrunde. Brønnen blir permanent plugget og forlatt. Brønnen ble boret av Scarabeo 8, som nå skal bore en utvinningsbrønn på Goliatfeltet i Barentshavet der Eni Norge AS er operatør. Partnere i lisenen er operatør Eni Norge (30%), Bayerngas Norge (20%), Petoro (20%), Faroe (20%) og Point Resources (10%).

 Basert på nominasjoner fra 22 selskaper foreslår Olje- og energidepartementet å utlyse hele 93 blokker i Barentshavet og ytterligere ni blokker i Norskehavet i den 24. konsesjonsrunden på norsk sokkel. -Dette blir en skikkelig Barentshav-runde. For oss er det ekstremt viktig å gi tilgang på nye letearealer for å kunne opprettholde langsiktig aktivitet. Dette er et veldig tydelig signal om at vi satser i nord, sier Søviknes til NTB. Nesten halvparten av de utlyste blokkene i Barentshavet ligger nord for Norges nordligste oljefunn Wisting, om lag 300 kilometer nord for Hammerfest. Fem av leteblokkene strekker seg så langt som mulig inn mot 65-kilometersbeltet rundt Bjørnøya der det i henhold til forvaltningsplanen for Barentshavet og Lofoten ikke tillates petroleumsvirksomhet. -Innenfor forvaltningsplanen -Det er et veldig spennende område som ligger i vestre del av Barentshavet. Det er viktig å få utforsket dette området, og vi forholder oss til 65-kilometersgrensen mot Bjørnøya. Dette er innenfor forvaltningsplanen og følger føringene som Stortinget tidligere har gitt. Vi tar også hensyn til avtalen med Venstre og KrF. Det er ingenting i dette som går ut over det som er åpnet og tydeliggjort som petroleumsområde, sier Søviknes til NTB. TFO i løpet av våren Han varsler også at det vil komme flere utlysninger rundt de store funnene som er gjort lenger sør, blant annet rundt storfunnet Johan Castberg. -Dette kommer vi tilbake til når vi i løpet av våren utlyser nye blokker i modne områder. Det kan også være aktuelt å utlvide TFO-området i Barentshavet, men dette kommer vi tilbake til, sier Søviknes. TFO står for “Tildeling i forhåndsdefinerte områder” der det fra før av er aktivitet og infrastruktur. Disse utlyses hvert år, mens de numererte konsesjonsrundene som går inn i nye områder, utlyses hvert andre år. Bredt ut i Barentshavet I 24. runde utlyses i tillegg nye blokker i Barensthavet sørøst og inn mot grenselinjen mot Russland, i det som var omstridt område fram til grenselingen mot Russland ble trukket i 2010. -23. runde var mer spesifikt rettet mot Barentshavet Sørøst. Nå går vi mye tyngre ut mot hele Barentshavet, i tillegg til dypvannsområdet i Norskehavet, sier oljeministeren til NTB. Utlysningene sendes nå ut på høring med høringsfrist 2. mai.

Statoil vil søke om operatørskap for et karbonfangst- og lagringsanlegg i Nordsjøen.  Ifølge Dagens Næringsliv er det Yaras gjødselfabrikk, søppelanlegget på Klemetsrud i Oslo og Norcems sementfabrikk som nå skal renses. Planen er å frakte CO2 i skip til et reservoar i nærheten av Troll-feltet utenfor Bergen. På sikt ser Statoil for seg å utvide til å ta imot CO2 fra store utslippskilder på kontinentet og i Storbritannia, hvor det ikke er tillatt å lagre CO2 i bakken. I tillegg kan anlegget bli brukt til å skille ut CO2 fra naturgass og gjøre gassen om til hydrogen. Statoil søker å bli operatør gjennom statens CCS-prosjekt, som er en direkte arvtaker av månelandingsambisjonene som ble satt for Mongstad under den rødgrønne regjeringen.

Forventes å nå produksjonsfeltet i Nordsjøen i juni.  Denne uken startet FPSO-en (floating, production, storage and offloading) Western Isles, som er designet av norske Sevan Marine, den lange reisen fra Kina til Nordsjøen. Western Isles, bygget av Cosco Shipyard, ble lastet på Xin Guang Hua, Kinas største og verdens nest største halvt nedsenkbare fartøy. Den er forventet å ankomme oljefeltet i Nordsjøen i juni. Det har tatt Cosco Shipyard fire år å bygge installasjonen for Dana Petroleum, skriver Daily Mail. Western Isles skal driftes i to tiår. Den første oljen er planlagt i november, men denne datoen er ikke bekreftet, skriver Dailymail. Det Dana Petroleum-opererte Western Isles-prosjektet ska utvikle to oljefelt kalt Harris og Barra i Nordsjøen, 160 kilometer øst for Shetland og 12 kilometer vest for Tern-feltet. Det innebærer en undervannsutbygging med minst fem produksjonsbrønner og fire vanninjeksjonsbrønner knyttet opp til FPSO-en.