Statoil skal i gang med en tredje utbyggingsfase av Troll til minst 10 milliarder. – Prosjektet vil gi god lønnsomhet, sier Statoil-direktør Gunnar Nakken til BT.

Oljeselskapet DEA E&P Norge AS tapte fem milliarder kroner i fjor, noe som i sin helhet skyldes store nedskrivninger på Skarv-feltet. BP som eier nesten like mye i feltet, skriver det ikke ned med en krone. DEA Norge har skrevet ned verdien av produksjonen på Skarv med drøye 5,5 milliarder kroner, mens leteporteføljen på feltet er skrevet ned med 674 millioner kroner i siste års regnskap som nylig er sendt inn til Brønnøysund. Ifølge kommunikasjonssjef Kjetil Hjervik i DEA Norge ble milliardnedskrivningene gjort på grunn av det kraftige fallet i oljepris og en redusert gasspris mot slutten av 2015. Ved årsskiftet vurderte selskapet derfor den virkelige verdien av Skarv som mye lavere enn det feltet var bokført med i regnskapet. Salg av gass økte Salgsinntektene til DEA Norge falt i fjor fra 7,5 til 6,8 milliarder kroner. Inntektene fra råoljesalget i Norge sviktet med rundt 1,4 milliarder kroner som følge av lavere priser, mens inntektene fra gass-salg til Storbritannina og Tyskland økte med 800 millioner kroner, og veide dermed opp for noe av oljetapet. Selskapet kjøpte i fjor EO.Ns norske virksomhet for 13 milliarder kroner.  Det var gjennom dette oppkjøpet DEA fikk kontroll over 28 prosent av Skarv-feltet. BP Norge som eier en nesten like stor andel av Skarv (23,8 prosent) har ikke skrevet ned feltet med en eneste krone, verken i 2014 eller i fjor. Dette får Sysla bekreftet av BPs  pressekontakt Jan Erik Geirmo. Ulik vurdering Det er ikke uvanlig at selskaper vurderer nedskrivninger på samme felt ulikt. Dette kan skyldes at to selskaper har ervervet andelen på ulikt tidspunkt og til forskjellig pris, at de ikke har samme avkastningskrav, eller at de står i en ulik skattemessig posisjon. Forskjellig nivå på nedskrivningene mellom to selskaper kan få stor betydning for de regnskapsmessige resultatene, men påvirker ikke hva som faktisk betales i skatt. DEA «sparer» derfor ikke skatt på at de skriver ned Skarv mye, mens BP lar være. Flytter alt til Stavanger For kort tid siden ble det klart at DEA halverer antall ansatte i Norge fra rundt 180 til 90, og at hele kontoret innen et år skal være lokalisert i Stavanger. «Gamle» DEA hadde kontorer i Oslo, mens E.ON holdt til i Stavanger.

Lav oljepris og store kutt i aktiviteten til tross; det ligger det an til at myndighetene vil få inntil seks utbyggingsplaner på bordet i løpet av året. Det viser en gjennomgang Offshore.no har tatt av prosjektene på norsk sokkel. Her er listen: Oda (Centrica) Utbyggingen av Oda-­funnet i Nordsjøen, tidligere Butch, vil gi investeringer på rundt 6­-7 milliarder kroner. I dette inngår prosjektledelse og prosjektering, boring og brønn, havbunnsinnretning, rørledninger og oppkobling, samt modifikasjoner på Ula. Selskapet planlegger å levere utbyggingsplan til myndighetene innen utgangen av 2016. Det vil bli boret tre brønner på feltet; to produsenter og én vanninjeksjonsbrønn. Boring og komplettering av brønnene vil bli utført fra en oppjekkbar borerigg. Borekampanjen vil vare i underkant av ett år og vil skje i løpet av 2018/2019. Flere av disse utbyggingene er presset frem av myndighetene. Mer om det får du i denne podcasten: Utgard (Statoil) Statoil vil investere mellom 4 og 4,5 milliarder kroner i utbyggingen av Utgard-feltet, tidligere Alfa Sentral, i Nordsjøen. selskapet sikter mot å levere utbyggingsplan i løpet av sommeren, noe som vil gi etterlengtet aktivitet i flere deler av leverandørindustrien. Aker Solutions er allerede tildelt en kontrakt for forberedende ingeniørarbeid for å knytte Utgard­ til Sleipner. Avtalen omfatter også opsjon på ingeniørarbeid, innkjøp, konstruksjon, installasjon og oppstart for samme prosjekt. I perioden 2018­-2019 skal det også installeres bunnramme og manifold, bores to brønner og legges rørledninger og kontrollkabler på feltet. Til boring og komplettering vil det bli benyttet en separat, flytende borerigg. Zidane (Dea) Dea Norge og medeierne kom i mars et stort steg nærmere realisering av Zidane-utbyggingen i Norskehavet da lisensen ble enig med eierne av Heidrun­feltet om vilkårene for en tilknytningsavtale. Lisensen har nå fått frist til 2. august med å levere en utbyggingsplan. Den største utfordringen for prosjektet er nå, etter det Offshore.no kjenner til, at én eller flere av medeierne ikke ønsker å være med på utbyggingen. Planen er å bygge ut Zidane med en havbunnsramme med tilknytning Heidrun-plattformen. Der skal gassen bli prosessert og eksportert videre til markedet gjennom Polarled­rørledningen. Investeringsanslaget var tidligere på mellom 10 og 13 milliarder kroner, men med fallende leverandørpriser er det naturlig at dette anslaget nå er betydelig redusert. Trestakk (Statoil) Statoil planlegger å levere utbyggingsplan for prosjektet, som i fjor ble utsatt på grunn av manglende lønnsomhet. Investeringsestimatene er redusert med 30 prosent, men Statoil har ikke offentliggjort størrelsen på investeringene målt i kroner. Trestakks utvinnbare reserver er beregnet til om lag 50 millioner fat olje og 2 milliarder kubikkmeter gass, noe som tilsvarer 75 millioner fat oljeekvivalenter. Etter planen skal feltet bygges ut med fem havbunnsbrønner som knyttes til produksjonsskipet Åsgard A. Yme (Okea) Okea, som er Ola Borten Moe og Erik Hauganes nye oljeselskap, overtok i januar Repsol sin andel på 60 prosent i Yme-feltet. Avtalen er kun gyldig dersom OKEA får godkjent en oppdatert plan for utbygging og drift for Yme. Haugane bekrefter overfor Offshore.no at planen fortsatt er å levere revidert PUD innen utgangen av året. Selskapet er nå i markedet for en oppjekkbar rigg som kan brukes som produksjonsplattform på feltet. Astero (Statoil) Statoil skal bygge ut funnet ved å bore én brønn fra eksisterende bunnramme på Fram H-Nord og knytte funnet til Fram og Troll C. Planen er å modne feltutviklingen videre mot en investeringsbeslutning 3. kvartal i år. Grafen viser antall godkjente utbyggingsplaner per år. Oseberg Vestflanken 2, der PUD ble levert i desember 2015, ble nylig godkjent og er derfor med på ODs liste for 2016. 

Under boringen av Brasse har Faroe påtruffet en gasskolonne på omkring 18 meter, og en oljekolonne på omkring 21 meter, og har besluttet å bore et sidesteg for å kartlegge omfanget av funnet. Brasse ligger cirka 13 kilometer sør for Brage-feltet. Både kjernetester og trykkdata viser at reservoaret består av sandstein av god kvalitet tilsvarende Brage feltet. Det er også innsamlet væskeprøver. Partnerskapet har besluttet å bore et sidesteg som skal bekrefte reservoarets utbredelse, tilstedeværelse av hydrokarboner og bestemme olje-vann kontakten, og vil komme tilbake med flere detaljer om funnet etter at sidesteget er boret ferdig. -Hvis det viser seg at funnet i Brasse er kommersielt drivverdig, vil feltet kunne knyttes tilbake til produksjonsplattformen på Brage, som vi allerede er medeier i, eller benytte andre produksjonsinnretninger nær Brasse, sier sier Helge Hammer, COO i Faroe Petroleum plc og sjef for Faroe Petroleums virksomhet i Norge. Faroe Petroleum er operatør for PL740 med en eierandel på 50% og med Point Resources AS som medeier.  

Statoil har i disse dager tatt initiativ til et møte med Oljedirektoratet og Petroleumstilsynet for å diskutere levetidsforlengelsen for Norne. – For et par år siden var planen å plukke levetidsprosjektet på Norne opp igjen i 2017, men for å gjennomføre prosjektet på en mer effektiv måte, og utnytte planlagte revisjonsstanser fremover, har vi valgt å forsere dette arbeidet, sier Kristin Westvik, Statoils produksjonsdirektør for Norne, til Sysla. – Vi tror også at dette vil være positivt for leverandørmarkedet, legger hun til. Det er allerede gjort én levetidsforlengelse frem til 2021, og arbeidet nå handler om ytterligere 10 år med produksjon. At Statoil nå strekker produksjonstiden for det Statoil-opererte feltet i Norskehavet så langt ut i tid er godt nytt for leverandørmarkedet. Statoil-direktøren varsler nemlig at det snart kommer flere langsiktige vedlikeholds- og modifikasjonskontrakter ut på markedet, og de første jobbene kan komme så tidlig som i 2018. Muligheter i nord – Jobbene skal tildeles ut fra Statoils nye kategoristrategi, hvor noe går til selskapets V&M-leverandører, noe på konkurranseavtaler, men hvor det også blir jobber som tilbys direkte i spesialistmarkedet. Ikke minst vil små og mellomstore bedrifter i Nord-Norge kunne være med og kjempe om kontrakter her, sier Westvik. Norne har driftsorganisasjon i Harstad, forsyningsbase i Sandnessjøen og helikopterbase i Brønnøysund. Kontraktssummer vil Kristin Westvik ikke gå inn på foreløpig, men med et tidsperspektiv på inntil 20 år er det klart at kontraktene kommer til å bety mye for selskapene som blir valgt. En mulighetsstudie har konkludert med at man ikke trenger å ta produksjonsskipet til land for å gjøre det i stand til å produsere i nye 15 år. Nylig forlot oljelast nummer 800 Norneskipet, og Statoil regner med at det er tatt opp verdier for 500 milliarder kroner fra feltet så langt. Vil lete mer Selv om Norme må kunne betegnes som et modent felt etter snart 19 år i drift, ser Statoil fortsatt et letepotensiale i området. I TFO-runden i februar fikk Norne-lisensen utvidet letearealet, og lisensen har nå forpliktet seg til å bore en letebrønn nord-vest for skipet innen utgangen av 2017. Prospektet har fått navnet Cape Vuture. – Resultatet av boringen blir spennende, og vil ha betydning for hvor vidt vi skal lete mer i området, sier Westvik. Statoil-direktøren ønsker også andre aktører velkommen til å knytte seg opp mot Norne-feltet hvis de skulle gjøre funn. I dag er de Statoil-opererte feltene Skuld, Alve, Urd, samt ENI-opererte Marulk knyttet opp mot Norne feltsenter.

Når Oseberg Vestflanken 2 settes i produksjon i 2018, representerer det et nytt konsept på norsk sokkel. Den valgte utbyggingsløsningen for Oseberg Vestflanken 2 er en bunnfast, ubemannet brønnhodeplattform. Plattformen vil verken ha prosessutstyr, boligkvarter, boreanlegg eller helikopterdekk. Brønnene på feltet skal bores av en mobil boreenhet, mens vedlikehold skjer ved at et støttefartøy med tilpasset gangbro legger seg inntil plattformen. Konseptet er nytt på norsk sokkel, men vanlig på dansk og nederlandsk sokkel. – Jeg synes dette er et spennende konsept, og Oljedirektoratet tror det kan være konkurransedyktig også for andre fremtidige utbygginger, sier Tomas Mørch, underdirektør for Nordsjøen nord i Oljedirektoratet. Etter Oljedirektoratets mening bør ubemannede brønnhodeplattformer oftere vurderes opp mot havbunnsutbygginger når utbyggingsbeslutninger skal tas.

I denne videoen lastes hovedrammen for Gina Krog-plattformen ombord på tungtransportfartøyet Mega Caravan.  Sammen med prosessmodulen og boligmodulen, vil den 10.000 tonn tunge rammen snart fraktes fra Korea til Nordsjøen.  

Oda-utbyggingen, tidligere kalt Butch, i Nordsjøen vil gi investeringer på rundt 6-­7 milliarder kroner. Lave priser og stor kapasitet borger for stor norsk andel.  Kontraktene som skal tildeles er for boring og brønn, produksjon og installasjon av havbunnsinnretning og rørledninger og oppkobling, samt modifikasjoner på Ula. De norske andelene er anslått å ligge i størrelsesorden 80 prosent for boring og investeringer. FaktaOda Ligger i blokk 8/10 sør i Nordsjøen, cirka 250 km fra norskekysten og 40 km fra grenselinjen mot Storbritannia. Vanndypet i området er 65–70 meter. Består i hovedsak av olje med mindre mengder assosiert gass. De totale reservene er foreløpig beregnet til 44 millioner fat oljeekvivalenter. Produksjonsstart er satt til andre kvartal i 2019. Feltets levetid er på nåværende tidspunkt anslått til omtrent ti år. Samlet over hele levetiden vil Oda føre til om lag 5500 årsverk. «Det er usikkerhet om samlede investeringer, men for beregning av samfunnsvirkninger ligger det til grunn norske andeler på vel 5 milliarder kroner inklusiv boring for hele perioden 2015-2019», skriver Centrica i en fersk konsekvensutredning. ­Lavere pris, større norsk andel – Konsekvensutredningen er et skritt på veien mot å ferdigstille planen for utbygging og drift (PUD) for Oda. Per i dag er vårt mål å levere PUD mot slutten av året, sier Arne Bjørlo, prosjektdirektør i Centrica E&P Norge. «Utbygging av Butch (omdøpt til Oda, red. anm.) vil altså kunne komme i en tid da norske leverandører kan ha ledig kapasitet. Det kan bidra til reduserte kostnader og til høyere norske leveranseandeler enn ellers. Samtidig vil Butch kunne gi et bidrag til å opprettholde norsk oljeserviceindustri», skriver operatøren. – Som alle andre er vi opptatt av å redusere kostnader i prosjektene våre. Jeg tror ikke de store kostnadsreduksjonene kommer gjennom å skvise marginen til leverandørene, men gjennom tidlig involvering, samarbeid om gode tekniske løsninger og langsiktige relasjoner bygget på felles målsetninger, sier Bjørlo. Den anbefalte utbyggingsløsningen for feltet omfatter en havbunnsutbygging med en havbunnsramme med tilknytning til Ula-plattformen for prosessering og eksport. Oda vil gjenbruke infrastruktur fra Oselvar og tilknyttes Ula via et produksjonsrør, et vanninjeksjonsrør og en navlestreng for kjemikalietilførsel og kontroll. Jakter jack­up Det vil bli boret tre brønner på feltet; to produsenter og én vanninjeksjonsbrønn. Boring og komplettering av brønnene vil bli utført fra en oppjekkbar borerigg. Borekampanjen vil vare i underkant av ett år og vil skje i løpet av 2018/2019. For en snau måned siden skrev Offshore.no at Centrica hadde sendt ut en anbudsforespørsel stil riggselskapene, der blir de bedt om å prise inn en jack­up til boring av tre brønner med oppstart mellom 15. april og 15. august 2018.

Rutil er en gassfylt struktur i Gullfaks Sør, som opereres av Statoil, i Tampen-området i Nordsjøen. Rutil blir bygd ut med en standard havbunnsramme med fire slisser (bunnramme Q) med to enkle gassproduksjonsbrønner. Bunnrammen er knyttet opp mot den eksisterende infrastrukturen på Gullfaks A-innretningen for prosessering og eksport. I planen for utbygging og drift av Rutil, som ble levert i desember 2014, anslår operatøren at tilstedeværende volumer i Rutil er 17,9 milliarder Sm3 gass og 2 millioner Sm3 kondensat. Forventede utvinnbare reserver er 11,9 millioner standard oljeekvivalenter. Utbyggingen er blitt langt rimeligere enn forventet. Investeringskostnadene er snaut 3,8 milliarder kroner, mens PUD-estimatet var på 4,863 milliarder kroner. Oppstartstidspunkt for produksjon er august/september 2016. Dette er flere måneder tidligere enn opprinnelig plan. – OD er godt fornøyd med utviklingen av Rutil-prosjektet, som forventes å komme i mål både på kortere tid og med lavere kostnader enn opprinnelig plan,» sier Tomas Mørch, som er underdirektør for utbygging og drift i Nordsjøen nord.