Letebrønnen blir boret av Statoil som operatør i lisens PL107C og med partnere Faroe, Engie, DEA og VNG. Målet er å finne ytterligere ressurser og øke verdien av Njord Future-prosjektet. – Vi er veldig fornøyd med å være i gang med boringen på Njord North Flank-2. Brønnen ligger nær eksisterende infrastruktur, og ligger i et av Faroes kjerneområder på norsk sokkel. Hvis brønnen er en suksess ser vi muligheten for utbygging sammen med Njord og feltene rundt Njord, deriblant Snilehorn, sier Helge Hammer, COO i Faroe Petroleum, og sjef for selskapets norske virksomhet.

Løfteskipet Pioneering Spirit er på vei fra Rotterdam for å fjerne plattformen, skriver Stavanger Aftenblad. Yme blir fjernet i slutten av august eller begynnelsen av september, ifølge skipseier Allseas. Opprinnelig hadde Repsol Norge, som overtok plattformen Yme etter oppkjøpet av Talisman i 2014, frist ut 2015 med å fjerne den ubrukte plattformen, men Olje- og energidepartementet har forlenget fristen til ut oktober i år. Plattformen kom på plass på Yme-feltet i 2011, og allerede året etter ble 140 personer evakuert da det ble oppdaget sprekker i bærestrukturen. Samme år ble det klart at den skal skrotes. Forventede investeringer var 4,8 milliarder kroner, men kostnadene økte til over 14 milliarder kroner.

Brønnen ligger cirka 6 kilometer nord for Norne og 170 kilometer fra Vega kommune i Nordland. – Viktig for området Statoil håper å kunne gjøre et olje- eller kondensatfunn og det er naturlig å se mot Norne når et eventuelt funn skal hentes opp. – Vi har forventninger til at dette prospektet kan bidra med viktige volumer til Norne-lisensen. Brønnen er en viktig del av videreutviklingen av dette området. Det sier Statoils pressetalsmann Morten Eek. FaktaRettighetshavere i lisens 128D Statoil 64% Petoro 25,4% Eni Norge 11,5% – Cape Vulture er en brønnforpliktelse fra TFO-runden i fjor og vi planlegger oppstart mot slutten av oktober, legger han til. Brønnen ligger i lisens 128, men 60 prosent av de antatte ressursene ligger i 128D. Ser etter flere muligheter Statoil vil bruke den allerede innleide semien Deepsea Bergen og forventet operasjonstid er mellom 30 og 40 dager. Vanndypet på borelokasjonen er 370 meter. Boring nær eksisterende infrastruktur vil gjøre utbygging av eventuelle funn langt enklere enn å måtte satse på selvstendige utbygginger. Uavhengig av funn i Cape Vulture har Statoil tanker om at regionen må undersøkes nøye. – Har dere andre prospekter i området som kan styrke Norne enda mer? – Vi arbeider med å modne frem andre prospekter for borring i dette området. Det er viktig for de langsiktige planene for lisensen.  

Det sier Statoil-sjef Eldar Sætre til DN.

Planen er at det skal investeres cirka 3,5 milliarder kroner i denne utbyggingen. Selv om dette har blitt en rimelig og relativt sett liten utbygging, vil det ligge kontraktsmuligheter for norske leverandører. FaktaUtgard - tidligere Alfa Sentral Partnerne:  Statoil Petroleum ASA, Statoil UK, LOTOS E&P Norge AS and TOTAL E&P Norge AS  er enige om en samordningsavtale, denne avventer godkjenning fra norske og britiske myndigheter i forbindelse med behandling av Plan for utbygging og drift og Field Development Plan Lisensfordelingen er som følger: Norsk side: Statoil (operatør) 62 prosent, LOTOS 28 prosent, TOTAL 10 prosent Britisk side: Statoil UK (operatør) 100 prosent Vanndybde: 110 meter, reservoaret ligger på om lag 3 700 meters dyp Utgard skal fjernstyres fra Sleipner A Etter prosessering skal væskene eksporteres til Kårstø og tørrgass til Gassled I grove trekk er det fire vesentlig kontrakter som det blir kamp om. Under vann – knyttet til Sleipner Utgard skal bygges ut med to brønner i en standard havbunnsløsning og det er ett boremål på hver side av grensen. Alle installasjoner og infrastruktur er på norsk side, og den britiske brønnen skal bores fra bunnrammen på norsk sokkel. Gass og kondensat skal sendes i en ny rørledning til Sleipner-feltet for prosessering og videre transport til markedet. Gassen i Utgard har et høyt CO2-innhold og vil dra nytte av CO2-rensing og lagring på Sleipner. Gjenbruk av eksisterende infrastruktur er helt essensielt for å kunne bygge ut Utgard-funnet. Dette gir i hovedtrekk fire store kontrakter: Rigg: Det skal bores to brønner med en rigg og her er mye å velge i. Vanndybden på stedet er bare 110 meter og da kan alle riggene på norsk sokkel gjøre jobben. Etter det Offshore.no vet er det ikke besluttet å velge en semi-rigg, heller. Produksjon av bunnramme og manifold Installsjon av havbunnsrammen Ombygging på Sleipner Aker Solutions er allerede tildelt en kontrakt for forberedende ingeniørarbeid for å knytte Utgard-feltet til Sleipner. Avtalen omfatter også opsjon på ingeniørarbeid, innkjøp, konstruksjon, installasjon og oppstart for samme prosjekt. De fleste kontraktene tildeles mot slutten av 2016 og begynnelsen av 2017, opplyser Statoil.

–  Vi har klart å få lønnsomhet i prosjektet takket være våre egne forbedringsprogrammer, men også gjennom bidrag fra leverandørindustrien. Det sier Tom Elseth, prosjektdirektør for Utgard i Statoil. – Liten, men viktig FaktaUtgard - tidligere Alfa Sentral Partnerne:  Statoil Petroleum ASA, Statoil UK, LOTOS E&P Norge AS and TOTAL E&P Norge AS  er enige om en samordningsavtale, denne avventer godkjenning fra norske og britiske myndigheter i forbindelse med behandling av Plan for utbygging og drift og Field Development Plan Lisensfordelingen er som følger: Norsk side: Statoil (operatør) 62 prosent, LOTOS 28 prosent, TOTAL 10 prosent Britisk side: Statoil UK (operatør) 100 prosent Vanndybde: 110 meter, reservoaret ligger på om lag 3 700 meters dyp Utgard skal fjernstyres fra Sleipner A Etter prosessering skal væskene eksporteres til Kårstø og tørrgass til Gassled Tidligere har Offshore.no skrevet om Utgard og da har investeringene vært anslått til mellom 4 og 4,5 milliarder kroner. Nå er fasiten her; prisen er planlagt å bli 3,5 milliarder kroner. Dette er også lavere enn andre subsea-prosjekter de seneste årene. Da ligger det i kortene at bransjen har tatt et nytt kostnadsbilde inn over seg. – Vi jobber med forbedringer hver eneste dag og det er utrolig gledelig så se at vi lykkes med å gjøre denne utbyggingen konkurransedyktig. Dette er en liten utbygging, men viktig for oss og Sleipner-området, sier Elseth. Kjøpt seg til kontroll Utgard, tidligere Alfa Sentral, ble funnet alt i 1982 og har vært vurdert bygget ut flere ganger. Men først nå kommer altså utbyggingsplanen. Funnet ligger 21 kilometer fra Sleipner og strekker seg over på britisk side, men hoveddelen ligger i Norge. Statoil har giret opp i dette området og sikret seg full kontroll på utbyggingen gjennom flere oppkjøp. Nå eier de 100 i lisensen på britisk side og 62 prosent i Norge. – Statoil har gjort tre oppkjøp på britisk side for å styrke vår posisjon her. Dette har vi gjort fordi vi har hatt stor tro på Utgard-prosjektet. Det understøtter også vår strategi med å forenkle prosesser, gjennom at vi knytter feltet til Sleipner og bruker infrastrukturen der, sier Atle Reinseth, porteføljedirektør i Statoil. Måtte gjenbruke for å kunne bygge Utgard skal bygges ut med to brønner i en standard havbunnsløsning og det er ett boremål på hver side av grensen. Alle installasjoner og infrastruktur er på norsk side, og den britiske brønnen skal bores fra bunnrammen på norsk sokkel. Avstanden fra bunnrammen til grensen er 450 meter. Gass og kondensat skal sendes i en ny rørledning til Sleipner-feltet for prosessering og videre transport til markedet.  Gassen i Utgard har et høyt CO2-innhold og vil dra nytte av CO2-rensing og lagring på Sleipner. Gjenbruk av eksisterende infrastruktur er helt essensielt for å kunne bygge ut Utgard-funnet. – Dette er den første Statoil-utbyggingen på mange år som utvinner ressurser på tvers av midtlinjen, og vi er glade for å ha funnet gode løsninger som ivaretar hensynet til god ressursforvaltning på begge sider. Godt og effektivt samarbeid på tvers, både i forhold til lisenspartnere og myndigheter, har muliggjort denne utbyggingen, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil i en melding. Etter planen skal Utgard-brønnene komme i produksjon i slutten av 2019.  På platå vil feltet produsere om lag 7.000 standard kubikkmeter oljeekvivalenter per dag. Utvinnbare reserver er anslått til 56,4 millioner fat oljeekvivalenter. Feltet har en forventet levetid på 7-8 år, per nå.

Fartøyene jobber med å løfte på plass store moduler når en ny plattform skal settes sammen ute i havet, skriver Aftenbladet. Eller de kan hjelpe til med løftingen når et felt skal stenges ned. Saipem 7000. Foto: Jon Ingemundsen Saipem 7000 er 175 meter langt og nesten 90 meter bredt. Det er eid av det italienske selskapet Saipem, men er registrert på Bahamas. Løftefartøyet hadde i juli jobben med å løfte på plass det 15.000 tonn tunge plattformdekket på Det norskes Ivar Aasen-felt på Utsirahøyden i Nordsjøen. Skal løfte Gina Krog Nå ligger det i Mekjarvik i påvente av at det skal løfte på plass Gina Krogs plattformdekk mot slutten av måneden, sier pressetalsmann i Statoil Knut Rostad. Tre moduler er bygget i Korea og er nå på vei til Norge om bord på to fraktefartøy, mens boligkvarteret skal forlate Stord i midten av august for å møte resten av plattformdekket på Gina Krog-feltet. Da skal alle modulene løftes på plass av Saipem 7000. Testing Hereema Balder. Foto: Jon Ingemundsen Hereema Balder er også blant verdens største løftefartøyer. Det er 154 meter langt og 86 meter bredt. Skipet er bygget i 1978, og har blant annet vært med på installasjonen av Statfjord B. Det er registrert i Panama. Skipet er nettopp ferdig med en stor oppgradering på Rozenburg-verftet i Nederland, og slepet til Stavanger med fartøyet Skandi Pacific begynte i forrige uke. Aftenbladet har ikke lykkes med å komme i kontakt med nederlandske Hereema, som eier Balder. Men ifølge selskapets egne nettsider og Facebook-sider, skal løfteskipet testes og ferdigstilles her, før det skal videre til Angola. Der skal det løfte på plass stigerør og rørledninger på Totals Kaombo-prosjekt. Der skal de jobbe sammen med Technip. Les hele artikkelen på Aftenbladet.no.

– Vi er i en bransje som er på vei inn i en ny æra. Det vil bli en permanent nedbygging av aktivitet, men det vil likevel være behov for nybygg, og ikke minst vedlikehold og modifikasjoner, sier adm. direktør Lars Solberg i Apply Leirvik. Verftet på Stord har spesialisert seg på å bygge boligkvarter til oljeplattformer. Bare i år har to store boligmoduler blitt bygget på Stord. Den ene til Ivar Aasen-feltet ble levert tidligere i sommer, og den til Gina Krog-feltet står klar for avreise på en diger lekter. Til sammen vil Apply Leirvik levere syv boligkvarter i løpet av året, med de som er bygget av datterselskaper i utlandet. Travelt i år Men nå som oljeprisen har falt, og oljeindustrien sliter, ser verftet på Stord etter nye oppgaver å ta fatt på. – 2016 er forsåvidt et år med høy aktivitet, men fra 2017 går det ned, spesielt innen engineering. Vi må ha ny mat i løpet av høsten, sier Solberg. Akkurat nå er det mer enn nok å gjøre for ingeniørene i selskapet. – Vi har all time high på engineering, med 150 stykker i full sving. Det har aldri vært så mange som nå. Men det vil gå nedover til høsten, sier engineering- og innkjøpsleder, Arne Ottesen. Oppdrett og samferdsel 50 av dem er innleide. Målet er å finne nytt arbeid til Apply Leirviks 100 fast ansatte ingeniører. – Vi har kjørt en omfattende strategiprosess for å se hva vi kan gjøre innen våre kjerneområder og innen nye produkter og arbeidsmarkeder. På engineering ser vi ut over olje og gass, om det er andre markeder vi kan gjøre jobber for, sier Ottesen. Mer jobb mot eksisterende plattformer, som bygging av mindre, tekniske moduler og mer innen vedlikehold er noe av det Apply Leirvik har troen på. I tillegg ser de mot oppdrettsbransjen og samferdsel. – Store, havgående merder trenger boligkvarter. Vår kompetanse innen aluminium kan komme til nytte der, tror Ottesen. 35 sagt opp Tross høy aktivitet den siste tiden, har også Apply Leirvik vært gjennom nedbemanning. – Vi har sagt opp cirka 35 stykker fra i fjor, det gjelder spesielt operatører og indirekte funksjoner. Samtidig har vi omfattende permittering innen utrustningsfagene. De vil bli hentet tilbake før jul når utrustningen av Sverdrup starter opp, sier Solberg. Apply Leirvik skal nemlig bygge boligmodulen til Johan Sverdrup, som blir deres største prosjekt noensinne. Inne i verkstedhallene er arbeidet i full gang. Solberg er glad nye permitteringsregler gjør at han slipper å si opp dem som venter på å komme i gang med utrustningen. – Det er en fordel for oss og resten av industrien, og gjør at vi kan beholde nøkkelpersoner i større grad, sier han. Mer vedlikehold Men det kan likevel bli nye nedbemanninger på Stord. Sverdrup-jobben er ikke nok til å holde alle i sving samtidig. – Vi vil gjøre en ny kapasitetsvurdering utover høsten. Den vil bli styrt av markedet. Hvis vi får jobb første halvår 2017, kan vi gjøre ytterligere permitteringer. Men hvis det drøyer mer enn et år, må vi nedskalere, sier Solberg. Han har håp om at blant annet behovet for vedlikehold og modifikasjoner på eksisterende plattformer kan gi nye oppdrag. – De siste årene har oljeselskapene skrudd igjen på vedlikehold. Før det hadde vi på det meste inntekter på 180 millioner i året knyttet til dette.

Ifølge Oljedirektoratet påtraff brønnen en 36,5 meter tykk sandstein i øvre jura med moderat til dårlig reservoarkvalitet og en 11 meter tykk midtjura sandstein med god til moderat reservoarkvalitet. Brønnen påtraff også en 65 meter tykk Skagerrakformasjon med moderat reservoarkvalitet. Brønnen ble boret av Maersk Interceptor, som nå skal bore Langfjellet i 442 for Det norske.

Aurelia ligger ligger omtrent 80 kilometer øst for Skrugard-funnet 7222/8-1 og omtrent 250 kilometer nord for Hammerfest. Brønnen befinner seg på 424 meters dybde og ble boret med Saipems Scarabeo 8. Det ble funnet spor av hydrokarboner, våt gass, men med dårlig kvalitet. Brønnen vil nå bli permanent plugget og forlatt, menlder Eni Norge.