Statoil har trimmet Johan Castberg-utbyggingen ned fra 90-100 milliarder kroner til mellom 50 og 60 milliarder. Dette er blant annet gjort ved å velge et flytende produksjonsskip foran en plattform som utbyggingsløsning. Samtidig er det klart at det neppe blir noen større samordning med Alta- og Gohta-prosjektene, selv om Lundin nå borer tre nye letebrønner i samme område.  – Johan Castberg-prosjektet må være bra nok til å stå på egne ben, sa konserndirektør Margareth Øvrum i Statoil da selskapet presenterte sine utbyggingsplaner på norsk sokkel torsdag. – Samtidig bygges Castberg ut med noe ekstra kapasitet til å ta imot andre funn i området, sier prosjektdirektør Torger Rød. Løpet ser dermed ut til å være kjørt også for en landterminal på Veidneset i Nordkapp.

Brønnen ligger i lisens 716 292 kilometer nord-vest av Sørøya, Hammerfest. Havdypet på stedet er 418 meter. Planen er å starte boring desember 2016 eller januar 2017, avhengig av når riggen er tilgjengelig. Det er satt av 53 dager til operasjonen, men dette kan bli mer dersom det gjøres funn. Da vil det bores i 74 dager.

Dette kom fram under en presentasjon av prosjektporteføljen som Statoil gjennomførte torsdag. – Vi tror på fortsatt stor aktivitet på norsk sokkel, men dette forutsetter at hele industrien jobber annerledes, understreker Margareth Øvrum, Statoils konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring. Kraftige kostnadskutt Hun viste til at Statoil i 2013 hadde en break even-pris på 70 dollar fatet i gjennomsnitt for prosjektporteføljen, men at denne – tre år seinere – er redusert helt ned mot 40 dollar. – På flere av prosjektene ligger vi nå godt under 40 dollar fatet, sier hun. Kostnadskuttene skal heller ikke gå ut over produksjonen. Forventet utvinningsgrad i prosjektene er økt med 12 prosent i samme periode. Flere investeringsbeslutninger innen 2017 Under gjennomgangen ble det særlig trukket fram følgende seks prosjekter i Statoil-regi som skal sikre god aktivitet på sokkelen framover. Et hovedtrekk her er at Statoil først gir full gass for nye utbygginger fra 2018: Johan Castberg: Investeringsbeslutning innen utgangen av 2017. Bygges ut med flytende produksjonsskip. Ikke planlagt samarbeid med Lundin. Snorre-utvidelse: Subseautbygging med seks havbunnsrammer. Investeringsbeslutning innen utgangen av 2017. Njord Future: Oppgradering av skrog og plattform for å øke levetiden utover 2017. Troll Future: Fase tre for utvinning av gassen i vestre del av feltet. Trolig subsea. Askeladd – Snøhvit Future: Statoil sikter mot konseptvalg i 2017. Subsea tilknyttet eksisterende infrastruktur. Johan Sverdrup Future: Ny fase i utbygging av gigantfeltet på Utsirahøyden. – Når det gjelder Castberg blir dette et ekstremt viktig og stort prosjekt for nordområdene. Her er timingen veldig god fordi utbyggingen kommer i gang omtrent når vi har fullført Johan Sverdrup, påpeker prosjektdirektør Torger Rød i Statoil.

Opprinnelig investeringsestimat var på cirka 800 millioner kroner, dette er nå er redusert til cikra 600 millioner. FaktaFakta om Fram C Øst Partnere: Statoil (45 %), ExxonMobil (25%), Engie (15%), Idemitsu (15%) Fram C-Øst er godkjent i OED, unntatt fra ordinær PUD-behandling Fram er et subseafelt som er knyttet opp mot Troll C Fram C-Øst ble påvist i 2007 og ligger helt øst på Fram Øst-forekomsten Funnet er planlagt produsert med en produksjonsbrønn, boret fra eksisterende havbunnsramme Produksjonen vil gå via havbunnsrammen og gjennom eksisterende produksjonsrør for prosessering på Troll C-plattformen Fram C- Øst er boret fra Stena Don Kuttet forklares med et enkelt, smart brønnkonsept og betydelig økt effektivitet i boreoperasjonene. Fram C øst er en lang produksjonsbrønn boret fra den eksisterende Fram brønnrammen. Brønnstrømmen produseres til Troll C, hvorfra gassen blir sendt til Kollsnes via Troll A-plattformen, og oljen til Mongstad for videre prosessering. – Fram C øst er en liten utbygging, men en viktig brikke for våre planer for å maksimere verdiskapingen i Fram-området, sier Lars Høier, feltdirektør for Troll. – Det er gledelig å se at vårt målrettede arbeid med å redusere kostnader og få opp lønnsomheten på norsk sokkel gir resultater i denne utbyggingen. Lønnsomheten i Fram C øst har gått fra god til enda bedre, og vi vil se en positiv kontantstrøm allerede i 2016, fortsetter Høier. Forrige uke leverte Statoil PUD for Byrding med et annet partnerskap, like nord for Fram, som også produserer brønnstrømmen over Troll C-plattformen. Utvinnbare ressurser utgjør 18,2 millioner fat olje og 1,6 milliarder kubikkmeter gass.

Foto: Allseas Group Det er gigantfartøyet Pioneering Spirits som står for fjerningen av Yme-plattformen. Rederiet Allseas melder at løftet av den 13.500 tonn tunge plattformen, gikk bra. Det ble gjennomført på mandag. Nå slepes plattformen til Lutelandet i Sogn og Fjordane, der den skal hugges opp. Pioneering Spirits er verdens største løftefartøy. Det skiftet navn i fjor. Dimensjonene er store. Foto: Allseas Group For mange er historien om Yme et eksempel på marerittet fra Asia. Plattformen som ble bygget i Abu Dhabi i De forente arabiske emirater Plattformen skulle etter planen starte produksjon i 2013, men det skjedde aldri, skriver Aftenbladet. Yme var en liten forøkskanin, det var det første oljefeltet som ble startet opp igjen etter at det hadde vært nedstengt. Utbyggingskostnadene var beregnet til snaut 5 milliarder kroner. Feltet var i produksjon fra 1996 til 2001. Det ble produsert 7,9 MSm3 olje, som var en utvinningsgrad på 15 prosent. Pioneering Spirits frakter plattformen til Lutelandet. I 2007 ble det gitt tillatelse til gjenåpning av feltet. Målet var å produsere 10 MSm3 olje. Dette skjedde ikke. Talisman sto som operatør av Yme-feltet. I desember 2012 kunngjorde plattformeier SBM at Yme-prosjektet skulle skrinlegges. Plattformen var full av feil fra Abu Dhabi. Ventilasjonsanlegget fungerte ikke. Mange feil ble oppdaget ved det elektriske anlegget. I tillegg var det oppdaget sprekkdannelser i betongkonstruksjonen. Manglende dokumentkontroll gjorde det umulig å ettergå arbeidet som var gjort ved verftet i Abu Dhabi. Vektgrensen var også overskredet, slik at lastekapasiteten om bord var blitt minimal sammenlignet med planleggingen. Det var mange feil og mangler på plattformen. Foto: Allseas Group I direkte tap lå Yme-smellen på omlag 14 milliarder kroner. Operatør Talisman, nå Repsol, fikk imidlertid skrevet av 78 prosent av tapet på Yme-investeringen. Den norske stat tapte også anslagsvis flere titalls milliarder kroner i skatteinntekter som følge av Yme-skandalen. Fjerningen av Yme har blitt utsatt flere ganger. I januar 2016 kom meldingen om at det nye oljeselskapet Okea ville overta Repsol sin andel på 60 prosent i Yme-feltet Foto: Allseas Group Okea-toppene Ola Borten Moe og Eirik Haugane kunngjorde samtidig at de ønsket å starte oljeproduksjon fra feltet. Imidlertid gikk det litt fort i svingene for oljeduoen. I juni avviste Oljedirektoratet og Olje- og energidepartementet søknaden fra Okea om overtakelse av Repsol sin andel. Staten hadde nemlig ikke blitt overbevist om at Okea kunne tilfredsstille kravene til å lede en ny utbygging av Yme-feltet.

Hotellet veier 2.800 tonn og åtte etasjer høyt. Det har 70 lugarer, er 33 meter høyt pluss teletårnet, 22 meter bredt og 32,5 meter langt. Statoil tildelte i 2013 EPC-kontrakten på Gina Krog plattformdekk til det koreanske verftet DSME, som i sin tur satte ut boligkvarteret til Apply Leirvik. – Fartøyet som frakter prosessmodul, utstyrsmodel og flammebom fra Korea er ventet til feltet i kveld, så er det været som avgjør når selve installasjonen skjer, opplyser Statoil.

Torsdag ble den første og største modulen til plattformdekket løftet på plass, hovedrammen som veier nesten 10.000 tonn, melder Statoil. I dagene framover skal også prosessmodul, utstyrsmodul, boligkvarter og fakkel løftes på plass. Boligkvarteret er bygget ved Apply Leirvik på Stord, og står foreløpig på lekter der. Avreise blir trolig søndag. De andre delene dro fra Korea 25. juni. Løftet ble gjort av løftefartøyet Saipem 7000. Foto: Øyvind Torjusen, Statoil Gina Krog feltet, som het Dagny frem til 2013, ble funnet i 1974. Når produksjonen starter vil det produseres opp mot ni millioner kubikkmeter gass og 10.000 kubikkmeter olje per døgn. Her blir hovedrammen fraktet på plass. Foto: Øyvind Torjusen/Statoil Stålunderstellet ble slept på plass i fjor sommer. Det ble bygget i Nederland og var da det største stålunderstellet som var bygget ved verftet noensinne.

Astero er lokalisert nord for Fram-feltet. Statoil er operatør med en eierandel på 45 prosent. Wintershall har en andel på 25 prosent, mens GDF Suez og Idemitsu begge har 15 prosent. Nå er det Byrding som gjelder Ved overlevering av Plan for Utbygging og Drift (PUD) blir det også klart at feltet får nytt navn, Byrding. Antatte investeringer er på nær 1 milliard kroner og antatt utvinnbare volumer er drøyt 11 millioner fat oljeekvivalenter. – Dette er nok et eksempel på hvordan vi drar nytte av eksisterende infrastruktur for å realisere nye funn, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil. Produserer alt neste år Byrding-utbyggingen består av én to-grens brønn som bores fra den eksisterende Fram H-Nord-bunnrammen. Via denne strømmer olje og gass fra Byrding til Troll C. Videre går olje og gass i eksisterende rørledninger videre til henholdsvis Mongstad og Kollsnes. Planlagt produksjonsstart er i 3. kvartal 2017. Dermed vil prosjektet gi inntekter samme år som de største investeringene gjøres. Seks nye milliardprosjekter – disse utbyggingsplanene kommer i år – Byrding bidrar med nye lønnsomme volumer fra Troll / Fram-området og vil bety økt aktivitet og produksjon på Troll C plattformen, sier Gunnar Nakken, områdedirektør for drift vest i Statoil. Feltet vil etter planen produsere i 8-10 år og vil produsere på topp i 2017/2018 og forventet daglig produksjon nær 8.000 fat oljeekvivalenter per dag, ifølge Statoil. Flere små blir lønnsomme Olje- og energiminster Tord Lien ønsker PUD-en velkommen. – For å realisere potensialet på norsk sokkel er det viktig at små funn som Byrding blir bygget ut. Det viktige arbeidet med å redusere utbyggingskostnadene gjør nå flere prosjekter lønnsomme. Samlet sett vil utnyttelse av de mindre funnene gi betydelige investeringer, stor verdiskaping og flere lønnsomme arbeidsplasser, sier han. – Byrding er en svært velkommen utbygging i Nordsjøen. Utbyggingen utnytter eksisterende infrastruktur i området, noe som gir en hurtig og kostnadseffektiv utbygging med god lønnsomhet, fortsetter olje- og energiminister Tord Lien (FrP).

Det er planlagt at riggen skal bore tre brønner for Det norske her. Boreaktiviteten starter tidligst i november og pågår frem til sommeren 2017.

Oljeproduksjonen er 9 prosent høyere enn Oljedirektoratets prognose for juli, viser de foreløpige produksjonstallene, som ble presentert tirsdag. Det ble produsert 322 000 flere fat olje per dag i juli enn i juni, noe som var ventet ettersom det er vanlig at oljefelt stenges for vedlikehold i juni. Årsaken til den høye produksjonen i juli er at mange felt produserer over forventning, og at oljefeltet Goliat, som startet sin produksjon i mars, nå bidrar betydelig i oljeproduksjonen. Den totale produksjonen av Olje, naturgass og kondensat var på 2,1 millioner fat per dag i gjennomsnitt, og fordelte seg på 1,7 millioner fat olje, 375.000 fat naturgass og 33.000 fat kondensat.