Kategoriarkiv: Felt/område nytt

Nå regner riggselskapene på hvor mye de skal ha for denne kontrakten

Som Offshore.no kunne fortelle alt den 7.mars, skal Yme-lisensen med OKEA i spissen leie en stor Jack Up med prosessanlegg på en langtidskontrakt. FaktaYme Oppdaget i 1987, var i produksjon 1996–2001, men ble stengt ned på grunn av høye kostnader og lav oljepris. Ny plan for utbygging og drift (PUD) for gjenutbyggingen av Yme ble godkjent av den norske regjeringen den 11. mai 2007. Plattformen, som ble installert sommeren 2011, ble aldri fullført, og har vært uten bemanning siden 12. juli 2012 grunnet funn av alvorlige strukturelle mangler. Eieren av plattformen, Single Buoy Moorings, erklærte den som skrot. Plattformen er planlagt fjernet fra feltet i 2016. 4. januar 2016 ble det annonsert at Repsol og OKEA har inngått en avtale om kjøp av Repsols andel på 60 prosent i feltet. Riggen skal stå der i 10 år eller mer. 15.april ble invitasjonen sendt ut til de selskapene som kan tenkes å by på denne. Tre som kan vinne OKEA-sjef Erik Haugane har bekreftet at han venter seg tilbud fra tre selskaper uten å si hvilke. Likevel er det åpenbart at det handler om Maersk, North Atlantic Drilling og Rowan. Selskaper som har rigger av denne typen som kan operere i Norge. Nå sitter de og forbereder seg på å levere inn sine tilbud – alle med en rekke rigger på vei av kontrakt eller som alt er ledige. Dagrater som en start Det store spørsmålet er hvor mye og hvordan riggselskapene får betalt. OKEA-sjefen åpner for at tradisjonelle dagrater ikke er godt nok. – Vi har bedt riggselskapene om et tilbud på dagrate, men etter tildeling vil vi kunne gå i forhandlinger om en mer insentiv-basert avlønning i kontrakten. Det sier Erik Haugane til Offshore.no. Han opplyser at fristen for å levere anbud er 1.juli. Trenger ikke finne opp kruttet Oljeselskapet han leder har tidligere vært tydelig på at de heller vil leie noe som funker i dag, enn at det blir utviklet noe nytt og dyrt. Sistnevnte kan potensielt oppleve barnesykdommer eller sprekke på byggekost. Men først og fremst stoler de på at leverandørene finner det beste alternativet. – Dette er mye av tanken bak OKEA – vi skal ikke stå i veien for at leverandørene kommer opp med den beste løsningen som fungerer gjennom bruk av kjent utstyr og standarder. – Forventer dere større kreativitet fra leverandørene nå som markedet er som det er? – En ting er hva vi forventer. En annen ting er hva som er mulig å få til. Vi er jo kjent med at det er en konservativ bransje og at det er et tungt skip å snu. Må få PUD-godkjent Avtalen gjennomføres etter fjerning av Yme-plattformen, som skal skrapes, og etter at OKEA har sendt inn og fått godkjent en oppdatert plan for utbygging og drift for Yme. Målet er å levere revidert utbyggingsplan i løpet av året og få feltet i produksjon i 2018 eller 2019. De siste kontraktene for Jack Up-er på norsk sokkel har landet på rundt 300.000 dollar, men det er lenge siden disse ble inngått. Edit Rigg Dagrate Avtale inngått Maersk Innovator 295800 juli 2015 Maersk Reacher 304000 januar 2014 Maersk Reacher 304000 januar 2014 Maersk Guardian 295800 november 2013 Maersk Interceptor 377000 juni 2013

Her skal Statoil investere over 4 milliarder kroner

Statoil vil investere mellom 4 og 4,5 milliarder kroner i utbyggingen av Utgard-feltet, tidligere Alfa Sentral, i Nordsjøen. Det viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. FaktaUtgard Statoil er operatør på norsk side med Lotos og Total som partnere. Operatør på britisk side er JX Nippon med Statoil UK som partner. Utnyttbare reserver er estimert til 3,9 milliarder kubikkmeter gass, 18 millioner fat kondensat og 1,1 millioner tonn NGL. Brønnrammen tilkobles Sleipner T-plattformen med en rørledning. Kontrollkabelen vil bli knyttet til Sleipner A-plattformen. Rørledning og kontrollkabel vil ha en lengde på ca. 21 km. Planen er å plassere en bunnramme med fire brønnslisser på feltet. I første omgang vil det bli boret to brønner, med mulighet for en tredje brønn i feltet ved behov. Brønnrammen skal så kobles til Sleipner T-plattformen med en rørledning. Kontrollkabelen vil bli knyttet til Sleipner A. – Utgard vil øke ressursgrunnlaget og styrker arbeidet med å videreutvikle Sleipner-området fram mot 2030. Dette er et viktig område for Statoil, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil. Første stikk til Aker Solutions 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-feltet til Sleipner. Avtalen omfatter også opsjon på ingeniørarbeid, innkjøp, konstruksjon, installasjon og oppstart for samme prosjekt. To brønner skal bores 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, ifølge dokumentet. Feltet ble oppdaget i 1983, men har ligget uutviklet i påvente av ledig kapasitet på Sleipner-anleggene. Cirka 40 prosent av reservene befinner seg på britisk side. Les også: Statoil-kjøp åpner for ny utbygging ved Sleipner

Nå plugger Statoil disse 15 brønnene

Statoil gyver nå løs på plugge-jobber både på Huldra og Volve-feltene. Finn.no-feltet På Huldra har West Epsilon ankommet og pluggeoperasjonene vil starte i løpet av uken. Ifølge Statoil vil disse pågå i omtrent en måned. Totalt seks brønner skal plugges her. Produksjonen på Huldra ble stengt ned i 2014 og Statoil har siden forsøkt å kvitte seg med plattformen. Dette gjennom blant annet å legge den ut på finn.no. Dette lykkes ikke og den skal derfor skrotes etter fjerning. Feltet vil ikke være ferdig avviklet før i 2019 og senest innen 2021. Ni på Volve På Volve er det duket for plugging av ni brønner, med Maersk Inspirer. Dette gjelder for ni brønner : fem oljeprodusenter, to vanninjektorer og to vannprodusenter. – Oppstart her er planlagt til rundt midten av juni, med inntil tre ukers varighet. Det opplyser pressetalsmann Ola Anders Skauby. Produksjonen på Volve vil avsluttes trinnvis samtidig som man starter opp med plugging av brønner. Da Volve startet boring i mai 2007 og kom i produksjon året etter, var forventet levetid fra tre til fem år. Nå har feltet produsert i over åtte år. Totalt har Volve oppnådd en utvinningsgrad på 54 prosent. Volve har produsert tre år lengre enn planlagt og levert omkring 9,5 millioner fat over det som var forventet ved innlevering av utbyggingplanen. Sikter under budsjett Skauby forventer at pluggejobbene vil skje særdeles effektivt. – Hvis ikke noe uforutsett inntreffer har Statoil en forventning om at de permanente pluggeaktivitetene på Huldra og Volve vil bli gjennomført betydelig under budsjettert tid. Ifølge Skauby er det planlagt å plugge rundt 20 brønner i år og når Huldra og Volve spiser unna 15 mangler bare fem. Det er ikke bestemt hvor disse skal bores.

Statoil med nytt oljefunn i Krafla-området

Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 0,7 og 2,5 millioner standard kubikkmeter utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil inngå i evalueringen av en ny feltutbygging sammen med tidligere funn i området, melder Oljedirektoratet. Les også: Borer nye brønner for å styrke utbygging i Nordsjøen Statoil og partnerne hatt gode leteresultater i området. Så langt er det påvist mellom 140 og 220 millioner fat, og selskapet har anslått at oppsidepotensialet er rundt det dobbelte av dette. Den mest sannsynlige utbyggingsløsningen er subseatilknytninger til Oseberg, men en selvstendig utbygging kan også være et alternativ, spesielt dersom den pågående borekampanjen gir gode resultater. Brønnene ble boret av Songa Delta, som forsetter borekampanjen med boring av undersøkelsesbrønn 30/11-13 S i samme utvinningstillatelse.

– Feil å stenge feltet på grunn av lav oljepris

– Oljeprisen svinger opp og ned, men utvinning av olje og gass er en langsiktig næring, sier Johnny Håvik, rådgiver i samfunnspolitisk avdeling i Industri Energi. FaktaVeslefrikk Oljefelt i den nordlige delen av Nordsjøen, omtrent 30 kilometer nord for Oseberg. Gjenværende reserver på 33,6 millioner fat oljeekvivalenter per 31.12.14. Operatør er Statoil, og eiere er Petoro (37%), Repsol (27%), Statoil (18%), DEA (13,5%) og Wintershall (4,5%). Feltet er bygget ut med to innretninger, Veslefrikk A og Veslefrikk B. En oljerørledning er koplet til Oseberg Transport System (OTS) for transport til Stureterminalen. Gass til eksport transporteres gjennom Gassled-systemet til Kårstø. «LO mener feltets levetid ikke bør vurderes ut fra dagens lave oljepris. […] LO mener perspektivene for fortsatt produksjon fra feltet må inngå i en konsekvensutredning. Det ligger en forpliktelse til å ta ut utvinnbare ressurser når dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt», skriver LO i et høringssvar som er utarbeidet i samarbeid med Industri Energi, Fellesforbundet og El- og It-forbundet. Stenges trolig i 2018 Forventet tidspunkt for nedstenging av Veslefrikk har endret seg fra 2020 til 2. kvartal 2018, og da eventuelt i forbindelse med en planlagt revisjonsstans på Oseberg. Da vil det fortsatt ligge betydelige mengder olje og gass igjen. Ifølge Oljedirektoratets faktasider utgjorde gjenværende reserver i feltet 33,6 millioner fat oljeekvivalenter per 31.12.2014. LO mener også at Statoil bør «redegjøre for potensialet for tilleggsfunn i nærområde og beskrive Veslefriks relevans knyttet til eventuelt å tilknytte slike funn». – Industri Energi er opptatt av at man sikrer seg at alle økonomisk lønnsomme ressurser blir utvunnet og at man derfor vurderer alle muligheter for å ta ut disse ressursene. Det innebærer også muligheten for tilknytning av nærliggende funn, sier Håvik. Her er Statoils svar – Vi har varslet at vi vil vurdere en nedstenging noe tidligere enn 2020 grunnet svak markedsutvikling og at lønnsomheten på et Veslefrikk langt ute i halefasen er utfordret. Vi må da forholder oss til at en slik varsling til myndighetene skal gjøres i god tid før nedstengingstidspunkt. Den dialogen er godt etablert,  og så vil vi trolig endelig gjøre en beslutning i andre halvår av 2017. Videre markedsutvikling og de gjenværende produksjonsvolumene vil spille inn i vurderingen her, sier informasjonssjef Morten Eek i Statoil.

Det norske fant mer olje til Ivar Aasen

Avgrensningsbrønnene ble boret ut fra en utvinningsbrønn som bores fra Ivar Aasen-plattformen. Foreløpig beregning av tilleggsressursene er mellom 3 og 12 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Rettighetshaverne vil vurdere utvinning av tilleggsressursene. Resultatene har gitt verdifull informasjon med hensyn til endelig plassering av utvinningsbrønnen på West Cable-funnet.

Hvem kan løse milliardgåten for ConocoPhillips?

– Vi har en kjempeutfordring foran oss når det gjelder P&A på Ekofisk, og vi må tenke utenfor boksen, sier Tim Croucher, Decommissioning Manager i ConocoPhillips til Sysla. P&A står for «plug and abandonment» og handler om hvordan oljeselskapene skal stenge ned felter når produksjonen en gang tar slutt. Brønner skal plugges og forlates på en miljø- og sikkerhetsmessig forsvarlig måte, og installasjoner skal fjernes. Flere titalls milliarder på Ekofisk Bare for ConocoPhillips på Ekofisk handler det om kostnader på flere titalls milliarder kroner, ifølge Croucher, riktignok i et langt tidsperspektiv på kanskje mer enn 30-40 år. – Leverandører som blir involvert i P&A-markedet har gode tider foran seg. Markedet blir gedigent og langsiktig, sa Croucher da han torsdag presenterte Ekofisk-caset på oljebransjens bore- og riggkonferanse i Stavanger. Der ga han håp for leverandører både i og utenfor oljebransjen. – For kostbart i dag – I dag er P&A-operasjoner altfor kostnadskrevende, og vi søker nye teknologiske løsninger som kan hjelpe oss med å gjøre dette mer effektivt og billigere, sa Croucher. Nøyaktig det samme etterlyste Steinar Strøm, fagleder for brønnplugging i Statoil, fra scenen like før. Hør Oilcast-episoden om brønnplugging De gunstige skattereglene og refusjonsordningene for slike operasjoner gjør at staten tar den største andelen av kostnadene når felt skal stenges ned. Kostnadsreduksjoner innen dette området kommer derfor langt flere enn bare oljeselskapene til gode. Mange kompliserte brønner For ConocoPhillips handler det om mange gamle brønner på Ekofisk, brønner fra oljealderens barndom i Norge, som bare i mindre grad ble konstruert med tanke på at de en gang skulle stenges ned. Les også: Statoil: – Tjen stort på brønnplugging – En av hovedutfordringene er å fjerne stålet i de gamle rørene og dermed få satt pluggene på riktig dybde. Dette er i mange tilfeller svært krevende, ikke minst fordi en del brønner har blitt deformerte gjennom årenes løp. Tidsbruken blir omfattende og kostnadene løper på, sier Croucher til Sysla. Utvider horisonten Han sier at ConocoPhillips har engasjert teknologiresearchere for å få oversikt over selskaper verden rundt som kan tenkes å ha gode løsninger på dette. Det kan være i bransjer innen alt fra militært utstyr til helseteknologi – og flere andre, for eksempel innen tungindustri. Croucher understreker at selskapets tradisjonelle leverandører på ingen måte er vraket, men at man utvider horisonten for å sjekke hvilke løsninger som kan komme opp. Smelting på dypet? – Vi ønsker primært å få fjernet stålet nede i brønnen, uten å måtte trekke det opp til overflaten. Vi søker etter løsninger som kan basere seg på for eksempel smelting, erosjon eller korrosjon, sier ConocoPhillips-sjefen. Les også: Skal tjene fett på å stenge ned oljebrønner ConocoPhillips har så langt plugget 70 brønner på Ekofisk-feltet, og har for tiden 5-10 operasjoner gående fram til 2018. Etter dette og fram til lisensen utløper i 2028, skal ytterligere 100 brønner plugges. – Men vi har ambisjoner om å utvinne feltet til minst 2050. I så fall kan vi plusse på med mer enn 200 brønner som skal plugges i perioden 2030-2050, sier han.