Statoil planlegger å stenge ned Veslefrikk-feltet i 2018, hvilket betyr at den forventede levetiden til feltet er redusert med to år. 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, viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. Ifølge Oljedirektoratets faktasider utgjorde gjenværende reserver i feltet 33,6 millioner fat oljeekvivalenter per 31.12.2014. 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. – Kan bli enda tidligere Statoil har overfor Olje- og energidepartementet opplyst at årsaken til dette er «usikkerhet om produksjonsvolumer og økonomiske forutsetninger». Selskapet understreker samtidig at lav produksjon kan føre til at feltet stenges enda tidligere, mens høy produksjon kan føre til at kranene ikke stenges før i 2019. Lovverket krever at oljeselskapene må levere en avslutningsplan til myndighetene senest to år før produksjonen opphører, men Statoil har søkt om og fått innvilget fritak fra dette. «Departementet forutsetter at avslutningsplanen fremlegges så snart som mulig og senest ett år før nedstengingstidspunkt. Det forutsettes også at produksjonen fra Veslefrikk videreføres og optimaliseres så lenge det er økonomisk forsvarlig», skriver OED i et brev til Statoil. Endelig avgjørelse i 2017 Ifølge dokumentene skal beslutning om endelig tidspunkt for nedstenging trolig tas i andre halvår 2017. Per dags dato legges det opp til oversendelse av avslutningsplan for Veslefrikk i 1. kvartal 2017. Tross gjentatte henvendelser om denne saken, har Statoil valgt å ikke svare på Offshore.no sine spørsmål.

Wintershall har boret tørt på Kvalross-prospektet i Barentshavet. Det melder partner Faroe Petroleum. Brønnen testet to uavhengige mål; prospektene Kvalross og Kvaltann. I Kvaltann påtraff boringen sand av fin kvalitet, men ingen hydrokarboner. I Kvalross var det spor etter hydrokarboner, men ikke reservoar av god nok kvalitet. Resultatet er ikke kommersielt. -Resultatet er skuffende, men vi er glad for å ha gjennomført boringen til en betydelig lavere kostnad enn budsjettert. Data fra boringen gir oss også verdifull informasjon. Nå retter vi blikket mot våre to neste brønner, nemlig Brasse, hvor vi er operatør, og Njord Nord Flanken, sier Helge Hammer, driftsdirektør i Faroe Petroleum og sjef for selskapets norske virksomhet. Wintershall er operatør på PL 611 og eier 40 %. Faroe Petroleum eier også 40 %, mens Petoro AS eier 20 %. Transocean Arctic boret brønnen på 60 dager, 23 færre enn planlagt, noe som gjør at brønnen blir billigere enn anslått.

Da Dong Energy startet produksjonen på Oselvar i april 2012, var det forventet at feltet skulle ha en levetid på 20 år. Men ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, planlegger eierne nå for en nedstenging av feltet mye tidligere. Mest sannsynlig i løpet av 2018, skriver Dong i et brev til Olje- og energidepartementet. FaktaOselvar Ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, 21 kilometer sørvest for Ula-feltet. Eid av Dong Energy (55%) og CapeOmega (45%). Gjenværende reserver på cirka 5 millioner fat olje per 31.12.14. Utbyggingskonseptet er en bunnramme med produksjonsbrønner koplet til Ula med en rørledning. Reservoaret ligger på 2900 - 3250 meters dyp i sandstein i Forties-formasjonen av paleocen alder. Oselvar blir produsert med naturlig trykkavlasting med tre horisontale produksjonsbrønner. Planen er da at Centricas Butch-utbygging skal overta produksjonsanlegget for Oselvar på Ula i 2019, inkludert tilknytningsventil på havbunnen og stigerør. Bunnrammen og tilhørende infrastruktur vil bli tatt til land for gjenvinning dersom man ikke lykkes med å få denne gjenbrukt på et annet felt. Dong Energy har ikke svart på Offshore.no sine spørsmål om avslutningsplanene, men ifølge Oljedirektoratet har reservoaret skapt betydelig hodebry for eierne. «Hovedutfordringen på feltet er at reservoartrykket synker raskere enn forventet. I tillegg er en brønn innestengt på grunn av høyt vannkutt. Resultatet er en betydelig reduksjon i utvinnbare ressurser», skriver OD på sine faktasider. Lovverket krever at oljeselskapene må levere en avslutningsplan til myndighetene senest to år før produksjonen opphører. Dong planlegger innlevering av planen i 3. kvartal 2016.

BP vurderer å bygge minst en ubemannet brønnhodeplattform på Valhall. Ifølge Upstream har operatøren vært i innledende samtaler med mulige kontraktører, inkludert Kværner. BP har også tidligere vurdert dette, men høye kostnader gjorde at planene ble skrinlagt i 2014, skriver avisen.

Statoil nærmer seg nå oppstart av en borekampanje på Oseberg Øst. Målet er å kunne doble levetiden på feltet. I starten av mars går startskuddet for boring av et boreprogram på 8 brønner, som er fase 1 i arbeidet med å øke utvinningsgraden på Oseberg Øst. Fakta Oseberg Øst er den minste av plattformene i Oseberg-området. Den ligger 25 kilometer nordøst for Oseberg feltsenter. Feltet er bygd ut med en integrert bore-, bolig- og produksjonsplattform med utstyr for førstetrinns prosessering. Reservoarene på feltet er lagdelt med begrenset kommunikasjon mellom lagene, noe som gjør utvinningen krevende sammenlignet med de andre Oseberg-feltene. Statoil har en eierandel på 49,30 prosent på Oseberg Øst. De andre partnerne er Petoro med 33,6 prosent, Total E&P Norge med 14,70 prosent og ConocoPhillips Skandinavia med 2,4 prosent. Ifølge Statoil vil boringen kunne gi cirka 36 millioner ekstra fat olje. Kan bore lengre Brønnene vil bli boret fra den faste plattformen, med støttefartøy. Ved å flytte behandlingskapasiteten fra Oseberg Øst til den ombyggede boligriggen Safe Scandinavia vil man lagre større mengder borekaks og borevæske. Støttefartøyet vil bidra til mer effektive boreoperasjoner, og gjøre det mulig å bore lengre brønner enn i dag. Må hentes opp nå Oljeselskapet har tidligere opplyst at de forventer å øke utvinningsgraden på Oseberg Øst fra rundt 20 prosent til opp mot 30 prosent gjennom boring av de første planlagte brønnene.  De har inngått en treårig avtale på Safe Scandinavia og mulighet til å bore enda flere brønner, som kan ta utvinningsgraden til 40 prosent. Prosjektet går sin gang selv om oljeprisen er lav siden det er handler om tidskritiske ressurser som må hentes opp.

Statoil klarer ikke å få økonomi i bygging av en ny plattform på Snorre-feltet og vil derfor videreutvikle feltet ved hjelp av en undervannsutbygging. – Vi har jobbet i flere år for å få til en plattform og sett på flere alternative løsninger, men økonomien i et slikt prosjekt har vist seg svært krevende. Vi har derfor besluttet å droppe videre planer for plattformutbygging på Snorre 2040 og ønsker i stedet å utvikle prosjektet som en subseautbygging, sier Bjarne Bakken, som leder Snorre 2040-prosjektet i Statoil. FaktaSnorre 2040 Forlenge levetiden for eksisterende plattformer Snorre A og Snorre B helt frem til 2040. Dette bidrar til å øke utvinningen fra Snorre-feltet. Import av gass fra nærliggende felt til injeksjon i reservoaret for ytterligere økning av utvinningen. Økning av borekapasiteten og dermed utvinningen på feltet. Rettighetshaverne i Snorre-lisensen er Statoil, Petoro, ExxonMobil, Idemitsu, RWE Dea og Core Energy. Press fra myndighetene Videreutviklingen av Snorre-feltet er over ti år forsinket, og myndighetene har lagt sterkt press på eierne for å få fortgang i arbeidet. Nå har partnerskapet valgt en utbyggingsløsning som skal spisses fram mot en beslutning om videreføring (DG2) i slutten av 2016. Endelig investeringsbeslutning tas innen utgangen av 2017. Les også: OD liker ikke Statoils subseaplan for Snorre 2040 – Hva har dere sagt for å overbevise myndighetene om at subsea er et fullgodt alternativ til plattform? – Siden sommeren 2015 har vi vurdert subsea og plattform parallelt for videreutviklingen av Snorre. Med samme dreneringstrategi som tidligere og 24 planlagte brønnslotter, ser vi at vi med en subseautbygging klarer å ta ut de samme volumene som vi ville klart med en plattform. Dette gir, totalt sett, et større økonomisk potensial. Beslutningen er tatt i samråd med partnerskapet og myndighetene, sier Bakken. 24-28 milliarder kroner Han opplyser at det opprinnelige investeringsanslaget på 40 milliarder kroner er redusert med 30-40 prosent. Det betyr at investeringene i videreutviklingen av Snorre-feltet per i dag ligger mellom 24 og 28 milliarder kroner. Selskapet sikter mot produksjon i 2021, og målet med prosjektet er å hente ut rundt 200 millioner fat ekstra fra feltet. – Raskere utbyggingstid er én av fordelene ved subsea kontra plattform, sier Bakken. – Det blir en stor subseakontrakt. Når kommer den i markedet? – Det er for tidlig å si, men det er naturlig at den kommer rundt investeringsbeslutning i 2017. Mer subsea på Castberg Snorre 2040-prosjektet samarbeider tett med Johan Castberg for å ta ut potensialet som ligger i standardisering av utbygginger av denne størrelsen.

Et drøyt halvår etter planen er prestisjeprosjektet Åsgard undervannskompresjon i full drift. – Vi har ikke hatt trøbbel med anlegget i det hele tatt etter at det ble startet, sier Statoils Åse Hildrum. I august 2011 leverte Statoil Plan for utbygging og drift (PUD) for det banebrytende Åsgard-prosjektet på Haltenbanken i Norskehavet. – Alt virker Torsdag 28. januar ble kompressortog 2, som det kalles på fagspråket, satt i drift. Dermed var anlegget i full produksjon. FaktaÅsgard-feltet Startet produksjonen 19.5.1999 Ligger på Haltenbanken, 200 km fra Trøndelagskysten Statoil er operatør, og partnerne i lisensen er Petoro, Eni, Total og ExxonMobil For første gang i historien plasseres gasskompressorer på havbunnen istedenfor over havoverflaten. Det gir både større og raskere utvinning. – Det føles utrolig godt. Vi har naturligvis kjent på en spenning i forkant, men nå kan vi slippe ned skuldrene, sier Åse Hildrum, som har ledet driftsforberedelsene i prosjektet siden sommeren 2012. I de snart tre ukene som har gått siden tog nummer to ble satt i drift, har Hildrum kunnet konstatere at alt virker som det skal. – I forkant har vi brukt svært mye tid på testing, og det var sånn sett ingen stor overraskelse at anlegget fungerer. Men det er viktig å se at produksjonen går gjennom hele systemet, sier hun. Forsinkelse Alt har imidlertid ikke gått på skinner for de to kompressortogene. Etter den opprinnelige planen skulle anlegget være i full drift på havbunnen i Norskehavet i løpet av første halvdel av 2015, men den milepælen kunne altså først markeres et drøyt halvår senere. Prosjektet har også blitt betydelig dyrere enn først antatt. Da utbyggingsplanen ble levert i 2011, estimerte selskapet investeringskostnaden til i underkant av 15 milliarder kroner. I sommer kunne Sysla avsløre at tallet var kommet opp i 19 milliarder. – Kvalitet er kostnadsdrivende, men viktig for å holde regularitet når anlegget er i produksjon. I et prosjekt som dette, der teknologien befinner seg på havbunnen, er det spesielt viktig at alt fungerer optimalt, for det er svært kostbart å rette opp feil underveis. Derfor har det vært helt bevisst å bruke den tiden som trengs for å være sikre på at systemet virker, sier Sverre Kojedal, kommunikasjonssjef for Statoils virksomhet i Midt-Norge. Milepæl Han er derfor klar på at utfordringene underveis ikke gir noen bismak når prosjektet nå er i drift. – Snarere tvert imot. Dette er noe som aldri tidligere er gjort. Det er nærmest slik at forsinkelsene er hentet inn fordi alt har fungert som det skulle etter at de første modulene ble satt i drift i høst, sier Kojedal. I midten av september ble det første av de to togene satt i drift. De første ukene støttet prosjektteamet oppstarten fra Åsgard B, men siden har plattformens eget personell kontrollert driften, slik de også skal gjøre framover. – Vi har ikke hatt trøbbel med anlegget i det hele tatt etter at det ble startet. Erfaringene fra det første toget har også vært viktige å ta med før hele anlegget ble satt i produksjon, sier Åse Hildrum. Åsgard-anlegget er en ny milepæl på veien mot Statoils mål om en såkalt “havbunnsfabrikk” – der all produksjon skjer på havbunnen, uten støtte på overflaten. – Nå har vi et nytt element i verktøykassen. Dette er et viktig steg i arbeidet for mer effektive løsninger og kommer til å være viktig både forretningsmessig og for teknologiutvikling, sier Sverre Kojedal. Forlenget levetid Totalt er anlegget på havbunnen like stort som en fotballbane. Bakgrunnen for den nye teknologien er at trykket i reservoarene faller etter år med produksjon. Kompressorene på havbunnen skal kompensere for det fallende trykket og sikre stabil gasstrøm. Statoils beregninger viser at utvinningsgraden vil øke fra 59 til 84 prosent på Mikkel og fra 67 til 87 på Midgard, de to reservoarene i Åsgard-lisensen som omfattes av kompresjonsløsningen. Til sammen betyr det at det vil bli hentet ut 306 millioner fat oljeekvivalenter ekstra fra de to reservoarene, som hovedsakelig inneholder gass. Oppgraderingen gjør at feltet antas å være i produksjon fram til 2032.

Mens de fleste oljeselskaper kutter kostnader og nedbemanner, går det ferske leteselskapet Wellesley Petroleum mot strømmen og ansetter nye fagfolk. Selskapet lyste nylig ut tre ledige stillinger. Resultatet var 160 søkere. – Vi er selvsagt glade for å at så mange kompetente folk ønsker å jobbe for oss. Samtidig er det leit å si nei til så mange kvalifiserte kandidater, sier administrerende direktør Chris Elliott i Wellesley Petroleum. Søkertallene er nok et uttrykk for at leteaktiviteten på norsk sokkel er hardt rammet av sparetiltakene. Antall letebrønner på norsk sokkel vil ventelig falle fra 56 i 2015 til 30 i 2016, og Oljedirektoratet varsler at leteinvesteringene vil bli redusert med 11 milliarder kroner i samme periode. – Dårlige tider gir gode funn Men Wellesley Petroleum ser ingen grunn til verken å senke tempoet eller droppe leteaktiviteten. Snarere tvert imot. – Historien har vist at de beste leteresultatene globalt har kommet i perioder med lav oljepris. Når selskapene kutter kostnader, blir bare de beste prospektene undersøkt. Selskapene bruker også mer tid til å modne fram boremålene. De siste årene har vi sett at alle skal lete etter olje, men nå er det bare de toppmotiverte selskapene som fortsetter å investere. Summen av dette gir bedre resultater, sier Elliott. I denne podcasten kan du høre Rystad Energys Tore Gulbrandsøy, Offshore.no-journalist Glenn Stangeland og Syslas Erlend Frafjord snakke om utfordringer og muligheter innen leting på norsk sokkel: Borer letebrønn i sommer Selskapet ble pre-kvalifisert som lisenseier i november og skal i sommer være med på sin første brønn på norsk sokkel, etter å ha kjøpt 20 prosent av lisensen der Engie skal bore Cara-prospektet. Et eventuelt funn vil kunne knyttes opp til Gjøa-plattformen der Engie også er operatør. Etter det Offshore.no kjenner til, skal selskapet også være på vei inn i lisens 544, der Lundin undersøker Fosen-prospektet. – Konkurransen om de gode prospektene er mindre, men samtidig er det blitt mye vanskelige å finne et partnerskap der alle selskapene ønsker å lete. Vi ønsker å kjøpe oss inn i gode lisenser, men forretningsideen er først og fremst å modne fram våre egne prospekter. Det tar år å identifisere, modne fram og bore et prospekt. Ved å investere i dette arbeidet nå, vil vi bygge opp en sterk og spisset portefølje når markedet snur, sier Elliott. – Hvordan påvirker kuttene på norsk sokkel deres strategi? – Siden det er blitt færre operatører som er motivert for å bore letebrønner, må vi selv ta operatøransvar. Vi har nå startet jobben med å få selskapet kvalifisert og de siste ansettelsene er en del av denne prosessen. – Funn på norsk sokkel går på billigsalg, og mange leteselskaper dreier strategien mot utbygging og produksjon. Er det aktuelt for dere? – Nei. Vi er et leteselskap. Det er leting vi kan og det er leting vi skal drive med. Leteresultatene de siste ti årene og arbeidet til vårt tekniske team gir oss troen på at det fortsatt er et stort potensial på norsk sokkel. Lavere kostnader gir også billigere brønner. 2 milliarder kroner Det er det britiske investeringsselskapet Bluewater Energy som har stilt rundt 2 milliarder kroner til disposisjon for Wellesley. Håpet er at nøkkelpersoner fra tidligere suksesser som Revus og Agora skal få disse pengene til å yngle. – Langsiktige og industrikyndige eiere er viktig for ethvert selskap, og spesielt når man har en motsyklisk forretningsstrategi. De har fortsatt stor tro på det vi driver med, og selv om markedet har snudd fullstendig de siste 18 månedene, så handler det fortsatt om det samme – å finne olje som er lønnsom å bygge ut.

Olje- og energiminister Tord Lien (Frp) tok den nye Edvard Grieg-plattformen i øyesyn før han sto for den offisielle åpningen tirsdag. – Edvard Grieg-plattformen er et synlig bevis på at petroleumsnæringen har mange tiår igjen som Norges største og viktigste næring, sa Lien. Han poengterte dessuten at det er ekstra gledelig å åpne en helt ny plattform i en tid da olje- og gassnæringen står med begge beina i en dyp krise. Lundin Norge er operatør på oljefeltet Edvard Grieg, som ligger på Utsirahøyden i Nordsjøen, og har en andel på 50 prosent i feltet. Den resterende andelen er fordelt på Wintershall Norge (15 prosent), OMV Norge (20 prosent) og Statoil (15 prosent). Lundin Norges administrerende direktør Kristin Færøvik sto for åpningen sammen med statsråden.