Ptil førte i perioden 13.4. – 22.4.2016 tilsyn med Wintershall sitt arbeid med å sikre etterlevelse av regelverks krav til elektriske anlegg. Målet med aktiviteten var å føre tilsyn med hvordan selskapet etterlever regelverkskrav ved arbeid i og drift av elektriske anlegg. Det ble identifisert fem avvik knyttet til: Arbeid i og drift av elektriske anlegg Det elektriske anlegget – tekniske forhold Elektrotekniske systemanalyser Nødbelysning Vedlikeholdsstyring Videre ble det identifisert tre forbedringspunkter knyttet til: Midlertidig utstyr Varmekabelinstallasjoner Avviksbehandling Wintershall har fått frist til 22. juni 2016 med å redegjøre for hvordan avvik og forbedringspunkt vil bli håndtert. Hele rapporten finner du her! (Link til Petroleumstilsynet)

BP Norge og Det norske fusjonerer. Fusjonen innebærer at Det norske, der Aker ASA er største eier med 49,99 prosent av aksjene, kjøper opp BPs virksomhet i Norge. De viktigste eierne av Aker BP ASA blir Aker ASA og BP. Produksjon og utbygginger Aker BP vil bestå av en portefølje av 97 lisenser på norsk sokkel. Det sammenslåtte selskapet vil anslagsvis ha 723 millioner fat P50-reserver, med en samlet produksjon på rundt 122.000 fat per dag. BP tar med seg høy produksjon fra Valhall og Skarv inn i det nye selskapet, mens Det norske har produksjon fra Alvheim samt Ivar Aasen og Johan Sverdrup under utbygging. De to selskapene hadde ved slutten av 2015 til sammen rundt 1400 ansatte. Røkke varsler utbytte – Vi er stolt over at BP har valgt å gå i partnerskap med Aker og på denne måten gjøre Det norske til et ledende uavhengig oljeselskap, sier Kjell Inge Røkke, styreformann i Aker. – Med denne transaksjonen, sørger vi for å gi Det norske operasjonell styrke, robust kapitalstruktur og to solide industrielle eiere. Dette gir selskapet en plattform for videre vekst på norsk sokkel og samtidig kapasitet til å gi utbytte til aksjonærene, sier Røkke ifølge en børsmelding. Mer om Det norskes mange kjøp på norsk sokkel, får du i denne podcasten, som er tatt opp før fusjonen med BP:  

Statoil har boret prospektet Beerenberg i lisens 272, åtte kilometer sørøst av Krafla. Brønnen påtraff gasskolonner i 2 nivåer i øvre del av Tarbertformasjonen, henholdsvis 5 og 31 meter totalt, hvorav 4 og 22 meter med gode til moderate reservoaregenskaper. Sekundært letemål i Nessformasjonen er vannførende, melder Oljedirektoratet. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom en og tre millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil inngå i evalueringen av en ny feltutbygging sammen med tidligere funn i området. Brønnen ble boret av Songa Delta, som fortsetter borekampanjen med enda en brønn i dette området.

Ptil har gitt BP pålegg etter tilsyn med materialhåndtering kran og løft og senfase på Ula-innretninger. Flere av disse funnene har også tidligere vært påpekt i forbindelse med tilsyn, gransking og søknad om samtykke til drift for Ula-innretningene til 2028 (levetidsforlengelse). Ptil førte i februar tilsyn med BPs Ula-innretninger. Tilsynet identifiserte alvorlige brudd på regelverket, skriver Ptil. For alle sine aldrende innretninger på Ula og Valhall feltene, pålegges BP å: – systematisk gjennomgå og kartlegge alle områder og systemer ved materialhåndtering, samt vurdere ivaretakelse av krav til forsvarlig materialhåndtering. – presentere en forpliktende og tidfestet plan for korrigerende tiltak, som synliggjør prioritering av tiltakene, med beskrivelse av eventuelle kompenserende tiltak som iverksettes inntil avvik er korrigert. – gjennomgå og vurdere systemer for styring av vedlikehold av offshorekraner. – sikre at vedlikeholdsprogram- og gjennomføring er tilpasset innretningenes- og utstyrets alder og tilstand. – iverksette tiltak knyttet til oppfølging av tekniske feil og mangler som fremgår av vedlikeholdshistorikk og i notifikasjoner fra sakkyndig virksomhet etter årlige kontroller av løfteutstyr. – iverksette tiltak knyttet til definering og samordning av ansvars- og myndighetsområder knyttet til vedlikehold av kraner. – iverksette tiltak for å redusere faren for antennelse av en gassky på avveie knyttet til tennkilder i motorrom for dieseldrevne offshorekraner. Jamfør rapportens kapitler 5.1.2. og 5.1.3. Frist for å etterkomme pålegget settes til 01.12.2016. Vi skal ha melding når pålegget er etterkommet.

Kompressorene på Gullfaks-feltet var bare i produksjon en drøy måned før de ble tatt ut av drift. Nå blir de stående på land minst ett år til. Samtidig må Statoil bytte ut 16 kilometer ny kabel. I begynnelsen av oktober i fjor satte Statoil verdens første våtgasskompressorer i drift på havbunnen på Gullfaks-feltet. FaktaGullfaks-feltet Produksjonen startet i 1986. Består av tre plattformer. Ligger i Nordsjøen, nordvest for Bergen. Statoil er operatør (70 %), Petoro (30 %) er partner. Våtgasskompressorene skal kompensere for redusert trykk i reservoarene. Ett av flere tiltak som skal øke utvinningsgraden fra 63 til 73 prosent på Gullfaks-feltet. Statoil har jobbet med å utvikle teknologien siden 2007. Selskapet tror nyvinningen kan få stor betydning også på andre felt i framtiden. En drøy måned etter at teknologien var kommet i produksjon på havbunnen, ble det oppdaget lekkasje av giftige kjemikalier. Statoil startet gransking av hendelsen, og i forbindelse med undersøkelsene ble de to kompressorene tatt på land. Et halvt år senere er de første konklusjonene klare. – Vi visste tidlig at det ikke var noe feil med selve kompressorteknologien, men det er oppdaget fire lekkasjepunkter i det 16 kilometer lange kabelsystemet som binder sammen havbunnsanlegget og Gullfaks C-plattformen, sier pressekontakt Morten Eek. Bytter ut kabelsystemet Statoil har derfor besluttet å kutte av den delen av kabelen det er påvist lekkasje i for å gjøre en nøye gjennomgang på land. Deretter vil hele kabelsystemet erstattes av et nytt, etter kun å ha vært i produksjon en drøy måned. – Hvordan kunne dette skje? – Det er for tidlig å konkludere rundt årsak, men undersøkelser og testing så langt peker mot en form for korrosjonsskader som har oppstått mellom kraftsystemet og rørene i kabelen. – Hvordan kan korrosjonsskader oppstå etter så kort tid i drift? – Det kan vi ikke si noe om før kabelen er undersøkt nærmere. Før det kan vi heller ikke si om tidsaspektet har hatt noen betydning, sier Eek. Neste sommer Han legger imidlertid ikke skjul på at saken er uheldig for selskapet. – Vi skulle selvsagt gjerne vært foruten en situasjon som denne, og ser alvorlig på at det har skjedd. Nå må vi gjøre alt vi kan for å unngå at noe lignende kan skje igjen og sørge for at kompressorene kan komme i stabil drift når de settes tilbake på havbunnen, sier Eek. Det skjer tidligst neste sommer. Dermed vil den prestisjefylte teknologien ha stått på land i mer enn halvannet år før den kan være tilbake på havbunnen. Eek er ordknapp når det kommer til kostnaden ved å bytte ut kabelsystemet. – Vi kan ikke si noe om kostnadssiden nå, men det er klart at dette vil bli et omfattende arbeid, sier han. Tidligere enn planlagt Selskapet skal framover planlegge utbedringsarbeidet. Samtidig jobbes det med å avdekke årsaken til at kabelsystemet sviktet. Målet er at de endelige konklusjonene kommer i løpet av sommeren. Da kompressoranlegget ble satt i drift i oktober, var det tidligere enn den opprinnelige planen, noe selskapet var svært fornøyd med. – Kom anlegget for tidlig i produksjon? – Vi ønsker ikke å trekke noen konklusjoner før undersøkelse er helt ferdige. Det er viktig å få all kunnskap på bordet slik at vi kan slå fast hvordan lekkasjen kunne oppstå, sier han. At kompressorene nå står på land, har foreløpig ikke fått konsekvenser for produksjonen på Gullfaks-feltet. Petroleumstilsynet (Ptil) ble varslet om lekkasjen 7. november i fjor. Tilsynet ønsker ikke å ha noen mening rundt det at Statoil nå må bytte ut nærmest helt nytt utstyr. – For oppgave er å følge opp sikkerheten. Fra vårt perspektiv er det viktig at Statoil finner ut årsaken til at dette har skjedd og gjør det selskapet kan for å unngå at det skjer igjen, sier pressekontakt Øyvind Midtun i Ptil. Tilsynet har ikke satt i gang egen gransking av hendelsen, men saken følges opp av teamet som vanligvis jobber med Statoil. – Vi har bedt om rapport når Statoil er ferdig med sin interne gransking. Deretter vil vi vurdere hvordan saken skal håndteres videre, sier Midttun.

Plattformdekket er bygget ved verftet Sembawang, et datterselskap til SMOE. Det forlot Singapore på mandag ombord på fartøyet Xiang Rui Kou fra selskapet Cosco, skriver Stavanger Aftenblad. Etter planen skal det 13.900 tonn tunge dekket løftes på understellet som står på Ivar Aasen-feltet i juli. Boligkvarteret, som er bygget på Stord, skal løftes inn på den hovedmodulen som nå er på vei. Det norske, som operatør for Ivar Aasen-feltet, er dermed i rute til målet om oppstart av produksjonen 1. desember. – Det er alltid tilfredsstillende når vi passerer nye milepæler i et så stort prosjekt, ikke minst når vi er i rute for å nå de målene vi har satt. Når plattformdekket kommer til Norge står vi foran omfattende arbeid på feltet. Det er et arbeid vi ser fram til, sier Bård Atle Hovd, direktør for Ivar Aasen-prosjektet. Slik ville plattformen ruvet om den var plassert i Trondheim ved Tyholt-tårnet. Illustrasjon: Det norske På det meste har mer enn 2300 fra 35 nasjoner arbeidet med prosjektet i Singapore. Etter nærmere 15 millioner arbeidstimer er det ikke registrert noen alvorlige hendelser, ifølge selskapet.  

  2015 var året da Goliat-feltet i Barentshavet endelig skulle komme i produksjon. Nye forsinkelser gjorde imidlertid at det målet ikke ble nådd. Prosjektet preger Eni Norges 2015-regnskap, som nylig ble sendt inn til myndighetene. Nå produserer Goliat olje Der kommer det fram at selskapet skriver ned verdien av feltet med 6,6 milliarder kroner. – Hovedbakgrunnen er den lave oljeprisen. Vi forventer lavere inntekter fra feltet enn det vi tidligere har lagt til grunn, og dermed skrives verdien ned, sier kommunikasjonsdirektør Andreas Wulff i Eni Norge til Sysla. Problembarn Goliat-feltet har i lang tid skapt problemer for det italienske selskapet. Da plattformen ble satt i produksjon i Barentshavet i mars i år, var det to år etter den opprinnelige planen. Forsinkelser på verftet i Sør-Korea, kostnadssprekk på 50 prosent og kritikk fra Petroleumstilsynet er noe av det som har gitt utfordringer underveis. Fant grove feil på skandaleplattform Ifølge Wulff har verdijusteringen i 2015-regnskapet også delvis sammenheng med problemene prosjektet har hatt så langt. – Men nedskrivningen av regnskapsmessig verdi for Goliat skyldes i hovedsak forventning om lavere fremtidig inntjening som følge av lavere råoljepriser, sier han. – Blir lønnsomt Det har vært hevdet fra ulike hold at Goliat trenger en langt høyere oljepris enn dagens for å være lønnsomt, men dette har Wulff tidligere avvist. – Oljenæringen er syklisk, og oljeprisen varierer over tid. Vi er trygge på at feltet gjennom levetiden blir lønnsomt og vil gi betydelige inntekter både til fellesskapet og eierne, sier han. Goliat-feltet har nå vært i drift i snart tre måneder etter oppstarten i mars. – Så langt har produksjonen gått som forventet, og vi har sendt den første oljen til markedet. Vi hadde forsinkelser, men nå ser vi framover. Selskapet har et langsiktig perspektiv på Goliat-feltet, sier Wulff. Negativt driftsresultat Han legger til at ressursene i området ser ut til å være høyere enn det som tidligere er antatt. – Vi vil offentliggjøre tall knyttet til dette på et senere tidspunkt, men foreløpige analyser viser at det finnes mer olje på feltet enn tidligere anslag. Eni får mer sikkerhetskritikk på Goliat Nedskrivingen av Goliat-prosjektet gjorde at Eni Norge hadde et driftsresultat på minus 3,2 milliarder kroner i 2015. Resultatet før skatt var minus 3,5 milliarder. – Den underliggende driften var imidlertid positiv og solid, sier Wulff. Selskapets driftsresultat før avskrivninger og nedskrivninger ble 7,4 milliarder kroner, mot 11,6 milliarder i 2014. 100.000 fat Eni Norge er nemlig mer enn bare Goliat. Selskapet har eierandeler i en rekke felt på norsk sokkel og hadde i fjor en gjennomsnittlig daglig produksjon på godt over 100.000 fat. Oljeprisens nedtur gjorde imidlertid at inntektene falt fra 17,2 milliarder i 2014 til 12,7 milliarder i fjor. – Som for mange andre selskaper var 2015 også for oss preget av den lave oljeprisen. Vi satte i verk en rekke tiltak for å redusere kostnadene. Likevel har vi investert betydelig på norsk sokkel, noe vi også vil gjøre i år, sier Wulff. Skatteeffekt NB: Som følge av den norske marginale skattesatsen på 78 prosent, medfører Goliat-nedskrivningen en reversering av utsatt skatteforpliktelse på 78 prosent. Det gjør at det regnskapsmessige resultatet etter skatt kun svekkes med vel 1,4 milliarder kroner som følge av nedskrivningen. Verdijusteringen har ikke medført noen tilbakebetaling av skatt til selskapet.

Statoil inngikk 1. juni en avtale om overtakelse av JX Nippons eierandel på 45 % og operatørskapet for den britiske lisensen for Utgard-feltet. Ved fullføring av denne transaksjonen øker Statoil sin eierandel i den britiske lisens P312 til 100 prosent, etter tidligere å ha overtatt eierandeler fra First Oil i oktober 2015 og Talisman Sinopec i desember 2015. Statoil er operatør for lisens 046 på norsk sokkel med 62 prosent eierandel. Les også: Her skal Statoil investere over 4 milliarder kroner Utgard, tidligere kjent som Alfa Sentral, er et gass- og kondensatfelt som strekker seg over delelinjen mellom Storbritannia og Norge. Feltet planlegges utbygd med tilknytning til eksisterende infrastruktur på norsk sokkel for Sleipner, der Statoil er operatør. En endelig investeringsbeslutning for Utgard planlegges før utgangen av 2016, med produksjonsstart i 2020.

Det norske skal bore en ny letebrønn i samme lisens som Frigg Gamma Delta-funnet fra 1986. Prospektet som skal undersøkes har fått navnet Langfjellet. Boringen kommer kort tid etter at Det norske overtok Centricas andel i lisensen. Les også: Ny Det norske-deal åpner for større områdeutbygging Offshore.no har tidligere skrevet at Oljedirektoratet vurderer muligheten for en områdeutbygging der både Frigg Gamma Delta og Krafla/Askja blir med. – Frigg Gamma Delta og Rind ligger i et område vi kjenner godt og allerede er tilstede med betydelige eierandeler. Vi ser nå på ulike muligheter for utbygging av området. Det er krevende tider og vanskelig å få lønnssomhet i prosjektene, men vi har tro på området og mener det er muligheter til å få økonomi i en utbygging, sa kommunikasjonsdirektør Rolf Brøske i Det Norske til Offshore.no da handelen med Centrica ble offentliggjort. Også Statoil kjører en større letekampanje i samme område. Planene omfatter prospektene Beerenberg, Slemmestad og Steinbit, mens Madam Felle og Askja South East  allerede har gitt to små funn.

BP har fått Petroleumstilsynets samtykke til fjerning av toppdekket på 2/4 G-innretningen, en stigerørsplattform som knytter Valhall til Ekofisk, og som eies av Valhall-lisensen. Fjerningen er planlagt startet i juni. BP opplyser til Offshore.no at plattformen skal fjernes av Heerema ved hjelp av kranløftfartøyet Thialf og fraktes til Vats for opphugging og gjenvinning der. Plattformen ble installert og kom i drift i 1981, men ble stengt i 1998, da det i forbindelse med Ekofisk II ble lagt en ny 24 kilometer lang gassrørledning fra Valhall direkte til Ekofisk og Emden gassrørledningen