Statoil skal bygge ut Fram C-Øst-funnet i Nordsjøen. – Fram C øst er en viktig brikke i videreutviklingen av Fram-feltet. Gjennom bruk av eksisterende infrastruktur i området vil prosjektet bidra med viktig produksjon til Troll C, med god lønnsomhet også i et lavprisscenario, sier Gunnar Nakken, områdedirektør for Drift vest i Statoil. Slipper utbyggingsplan På grunn av prosjektets størrelse og tidligere konsekvensutredninger i samme område, har selskapet fått myndighetenes godkjennelse til å gjennomføre prosjektet uten å levere en egen utbyggingsplan. Funnet skal settes i produksjon ved boring av én brønn, med Stena Don som rigg, fra en eksisterende havbunnsramme, og oljen skal sendes til Troll C-plattformen for prosessering. Forventet oppstart for produksjonen er i august i år. Fram C-Øst inneholder 18 millioner fat olje og 1,6 milliarder kubikkmeter gass. Det finnes også muligheter for at vanninjeksjon kan heve disse tallene ytterligere. Balansepris på 14 dollar fatet Totale investeringer er anslått til rundt 798 millioner kroner, og operatørens økonomiske analyser viser at prosjektet har en forventet nåverdi før skatt på 3,9 milliarder kroner og en balansepris på 14 dollar per fat.

Etter at oljeprisen stupte har også de store funnene på norsk sokkel uteblitt. I fjor boret oljeselskapene 56 letebrønner, men fant bare 220 millioner fat oljeekvivalenter, skriver Finansavisen.

– Resultatet blir viktig for videre modning av Wisting-området med hensyn til en mulig utbygging. OMV er i ferd med å avslutte boring av en avgrensningsbrønn på oljefunnet Wisting i Barentshavet, om lag 310 kilometer nord for Hammerfest. Før brønnen ble boret, var operatørens ressursanslag for Wisting-området på mellom 200 og 500 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Oljedirektoratet skriver følgende om resultatet: «Brønnen er boret med en horisontal seksjon på om lag 1400 meter. Den påtraff olje i sandsteiner i Stø- og Fruholmenformasjonene. «Wisting Central Sør»-segmentet har gode resevoaregenskaper i Støformasjonen og moderate reservoaregenskaper i Fruholmenformasjonen. Reservoarkvaliteten i Støformasjonen i «Wisting Central Vest»-segmentet  er også god. Olje/vann-kontakt ble ikke påtruffet. Beregning av størrelsen på funnet vil bli oppdatert basert på evaluering av de nye brønndataene. Resultatet blir viktig for videre modning av Wisting-området med hensyn til en mulig utbygging. Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. En vellykket formasjonstest er gjennomført i Støformasjonen i «Wisting Central Vest»-segmentet. Maksimum produksjonsrate var på henholdsvis 762 Sm3 olje og 48 310 Sm3 assosiert gass per strømningsdøgn gjennom en 104/64 tommers dyseåpning. Gass/olje-forholdet er 73 Sm3/Sm3. Formasjonstesten viste hovedsakelig gode produksjons- og strømningsegenskaper.» Resultatene er, ifølge OMV, ventet å øke det anslått volumet i Central South- og Central west-segmentene og redusere den totale usikkerheten knyttet til ressursene i lisensen. Ifølge operatøren er Wisting Central II den grunneste horisontale offshorebrønnen som er boret fra en flyterigg. Brønnen startet vertikalt, men ble styrt horisontalt i løpet av 250 meter. Brønnen ble boret av Transocean Spitsbergen.

Onsdag lander første Sikorsky-maskin på Gudrun-plattformen på ett år. 80 millioner kroner og 10.000 bolter har det tatt å reparere helikopterdekket som ble stengt i mars i fjor. Det ble oppdaget sprekker i dekket sju måneder etter at Grudrun-plattformen ble tatt i bruk. – Det er ventet at det første helikopteret lander klokken 11 onsdag. Det er vi veldig fornøyd med, og det skal være godt å få vårt eget helikopterdekk tilbake i bruk, sier pressekontakt Morten Eek i Statoil til Aftenbladet. Smell-lyder var sprekker I ett år har helikoptrene til Gudrun måttet lette og lande på boreriggen West Epsilon, som er knyttet til Statoil-plattformen med gangbro. 9. mars i fjor hørtes første gang smell-lyder fra helikopterdekket under take-off på Gudrun-plattformen. Plattformen var allerede var stengt på grunn av en gasslekkasje. Statoil undersøkte årsaken til ulyden og fant sprekker i dekket som er bygget i Kina på oppdrag fra Apply på Stord. – Det er gjort forsterkninger i hele strukturen og dekket er festet inn mot boligkvarteret på plattformen. Omkring 10.000 bolter er skiftet på dekket, forteller Eek. I tillegg er det gjort tiltak for å forsterke dekket for vindbelastninger. Deler ansvar – diskuterer regningen – Hvem tar regningen for reparasjonen til 80 millioner kroner? – Vi er i fortsatt i dialog med Apply Lervik om en kommersiell løsning. Vi håper å finne en god løsning sammen her, og jeg ønsker ikke å spekulere i eventuelle andre utfall. Vi konkluderte i vår interne gransking at det har vært for dårlig kommunikasjon mellom flere parter. Oppfølgingen av denne leveransen var ikke tilstrekkelig god verken fra Statoil eller Apply Leirvik sin side, sier Eek. Les hele artikkelen på Aftenbladet.no.

Shell har besluttet å trekke søknaden om letelisenser i 23.konsesjonsrunde. Bakgrunnen for avgjørelsen er optimalisering av Shells globale portefølje etter oppkjøpet av BG og vedvarende lav oljepris. – Vi har tidligere kommunisert at vår leteaktivitet i «frontier» områder vil reduseres i en periode blant annet for å hente ut synergier i den samlede porteføljen etter sammenslåingen med BG. I tillegg er markedssituasjonen  svært utfordrende. I lys av dette har vi valgt å ikke forfølge mulighetene i 23.runde videre.  Norge  er fortsatt et av våre kjerneområder, og vi ser på nordområdene som viktige i forhold til olje og gass-ressurser i et lengre perspektiv.  Vi vil fortsette å søke vekst på norsk sokkel, også i Barentshavet om de rette mulighetene byr seg, sier Andy Brown, konserndirektør for oppstrømsvirksomheten i Royal Dutch Shell plc.      – Beslutningen ble tatt etter en global vurdering, og reflekterer en markedssituasjon som krever vanskelige valg.  Vi kunne ha gjennomført letingen på en trygg måte, både teknisk og miljømessig, men situasjonen krever at vi globalt prioriterer aktiviteter som kan gi inntekter tidligere enn det et funn i Barentshavet kunne gitt. Dette er selvsagt tungt for våre ansatte, som har gjort en fantastisk jobb med å forberede søknaden,  sier Tor Arnesen,  administrerende direktør i  A/S Norske Shell.

Samsung har tildelt Royal Boskalis Westminster en kontrakt for å frakte tre moduler til stigerørsplattformen og topsiden til prosessplattformen til  Johan Sverdrup-feltet fra verftet i Sør-Korea til Norge. Avtalen har en verdi på rundt 330 millioner kroner. Modulene vil bli transportert av Dockwise i 2018 og 2019.

Statoil skal drive Åsgard A helt fram til 2030 og driften skal fortsatt styres fra Stjørdal i Nord-Trøndelag. – Vi har studert og bekreftet at det tekniske ligger til rette for at plattformen kan fortsette til 2030 uten at den må tas i land. Modifikasjonene som må gjøres for å drive fram til 2030 kan skje til havs, sier Torje Saur, direktør for områdeutvikling i Drift nord i Statoil, til Stjørdalens Blad. Saur presenterte torsdag oljeselskapets aktivitet i Norskehavet og Barentshavet på Norskehavskonferansen på Scandic Hell. Saur sier alle i partnerskapet på Åsgard nå er enige om at plattformen skal drives helt fram til 2030. – Det tekniske ligger til rette, og det ser nå også ut som om ressursene i bakken for å få det til også er der, sier han. Dermed vil driften av denne plattformen fra Statoils kontor på Tangen fortsette i fem år til. Tidligere var planen at anlegget skulle ut av drift i 2025. Statoil har som mål å opprettholde dagens nivå av olje- og gassproduksjon fram til 2030. Ifølge presentasjonen under Norskehavskonferansen forutsetter det at man gjør nye oljefunn. – Morten Loktu, Sjef for Drift nord har litt fleipete «bestilt» at vi skal gjøre et nytt stort nytt funn. Han kaller dette store funnet i Barentshavet Johan Nygaardsvold. Her samarbeider letekontoret på Stjørdal med de andre letekontorene i Statoils Drift nord om letingen, sier Saur.

Endelig er eierne av Zidane og Heidrun blitt enige.  Dea Norge og medeierne pusset i vinter støv av Zidane-utbyggingen i Norskehavet. Og nå har prosjektet kommet et stort steg nærmere realisering etter at lisensen er blitt enig med eierne av Heidrun-feltet om vilkårene for en tilknytningsavtale. – Vi kan bekrefte at Dea Norge og partnerne i Zidane nå er kommet til enighet med Heidrun-lisensen om de kommersielle betingelsene knyttet til en tie-in til Heidrun, sier pressekontakt Nicoline Skrent-Ellingsen i Dea Norge. Les også: Nekter å la Zidane og Maria gå tapt Har forhandlet i årevis Zidane- og Heidrun-partnerne har i flere år vært i forhandlinger om prisen for å bruke den eksisterende infrastrukturen, men maktet ikke å komme frem til en avtale før nå. Dermed er en av de største showstopperne for prosjektet forsert. – Hva betyr dette for fremdriften i prosjektet? – Det arbeides videre i lisensen mot en innsendelse av utbyggingsplan til sommeren, men endelig investeringsbeslutning er ennå ikke tatt, sier Skrent-Ellingsen. 10-13 milliarder kroner Planen er å bygge ut Zidane med en havbunnsramme med tilknytning Heidrun-plattformen. Der skal gassen bli prosessert og eksportert videre til markedet gjennom Polarled-rørledningen. Investeringsanslaget var tidligere på mellom 10 og 13 milliarder kroner, men med fallende leverandørpriser er det naturlig at dette anslaget nå er betydelig redusert. Dea Norge er operatør for Zidane-feltet, og har en 40 prosents eierandel. Partnerne er OMV, Maersk Oil og Edison, hver med 20 prosent. Ressursanslaget er 17,1 milliarder standard kubikkmeter gass og 0,4 millioner kubikkmeter kondensat.