– Det spesielle med den typen monsterbølger er at de er asymmetriske, men med en høy topp og liten dal. Det gjør dem ekstra farlige med tanke på kraften som påvirker dekket på båter og faste installasjoner.  17 vinduer ble knust og inventaret i flere lugarer ødelagt i brottsjøen som kostet en 53-åring livet på riggen COSL Innovator lille nyttårsaften. Riggeier har anslått at monsterbølgen kan ha vært opptil 30 meter høy. Dette til tross for at bølgehøyden i området på det aktuelle tidspunktet var mellom 12 og 15 meter. Er det mulig? Svaret er ja. Draupner-bølgen Og beviset fant man på et annet Statoil-felt, på den ubemannede Draupner E-plattformen, for 20 år siden. Historien er som følger: På grunn av en ny type fundamentering, var Norges Geotekniske Institutt involvert i et omfattende måleprogram på feltet. Instrumenteringen inkluderte blant annet en avansert bølgeradar. Den 1. januar 1995 blåste det orkan i området og bølgehøyden var på 10-12 meter. Men så, klokken 15.20, kom bølgen som gjorde Draupner verdensberømt. – Monsterbølgen dukket opp som en unormalt høy spike, og vi trodde først det var støy i måledata, men analyser av måledata fra alle sensorer viste at plattformen hadde blitt utsatt for et kraftig støt, nest inntil et sleggeslag, sier teknisk ekspert Per Sparrevik i NGI til Offshore.no. Fra myte til bevis Før denne målingen eksisterte monsterbølgene bare som myter blant sjøfolk. Nå kunne man bevise at en bølge kunne bli opp mot 26 meter. – Såvidt jeg vet, er dette den eneste direkte måling på forløpet av en slik bølge direkte med desimeters presisjon. Det spesielle med den typen monsterbølger er at de er asymmetriske, men med en høy topp og liten dal. Det gjør dem ekstra farlige med tanke på kraften som påvirker dekket på båter og faste installasjoner, sier Sparrevik. Det har vært enorm interesse for Draupner-bølgen i etterkant, blant annet som et sentralt innslag i mange internasjonale dokumentarer om monsterbølger. Her er en rekonstruksjon fra en tysk dokumentarfilm. Youtube-videoen er sett av rundt 300.000: Merket ingenting ombord på naboplattformen I en rapport fra hendelsen, utarbeidet i 2003, skriver Statoil at mannskapet ombord på naboplattformen Draupner S ikke merket noe til den aktuelle bølgen. Ei heller ble det registrert krefter som utfordret sikkerheten på feltet. Merket naturkreftene gjorde derimot kapteinen på englandsbåten Ocean Viking, som var i samme område. «Kapteinen forteller at han aldri før har opplevd et liknende uvær. Broen på båten er rundt 30 meter over havoverflaten, og kapteinen forteller at mannskapet likevel måtte se oppover for å se de høyeste bølgetoppene», skriver Statoil i rapporten. Det skal fortsatt ikke eksistere noen matematiske modeller som fullt ut forklarer hvordan fenomenet oppstår.

Petroleumstilsynet har henvendt seg til Statoil for å få en vurdering av grunnlaget Eni har for å starte opp Goliat-plattformen. – Oppsiktsvekkende, mener sokkelleder Per Steinar Stamnes i Industri Energi Statoil  ifølge Aftenbladet. Les også: Henter inn Statoil-folk for å få Goliat i mål

Njord-feltet opplever så store problemer at det kan bli stengt ned i årevis. I verste fall seks år, skriver TU.no. De har fått tilgang til dokumenter som viser at i ytterste konsekvens må både Njord A og Njord B skiftes ut. Problemene på Njord ble oppdaget i 2012, men tross oppgraderinger i 2013 og 2014 kunne ikke boreanlegget brukes, fordi plattformen ikke ville tåle dette. Nå skal det nærme seg en ny nedstengning av feltet, samt tauing til land for arbeider. – Njord A og Njord B planlegges tauet tilbake til feltet i perioden 2018-2022, heter det i dokumentet. Statoil sier til TU.no at planen er at produksjonen er i gang igjen i 2019. Pressetalsmann Morten Eek forklarer også at det er lite sannsynlig at begge installasjonene må byttes ut. – Vi skal ta konseptvalg på dette i løpet av våren i år. Da vet vi mer. Men hovedplanen vi jobber etter når det gjelder Njord A er et oppgraderingsprosjekt på selve plattformen som gjør at man kan operere en plattform som også kan drive med boreaktivitet.

Statoil har fått Ptils samtykke til å bore Madam Felle-brønnen 28 kilometer sør for Oseberg. Brønnen skal bores av Songa Delta. Statoil har satt av inntil 36 dagar til aktiviteten, som vil starte medio januar 2016, skriver Ptil.

Faroe Petroleum øker reservene av olje og gass fra 30,6 millioner fat til 60,6 millioner fat. Dette skyldes blant annet omklassifisering av reservene i feltene Butch og Pil. Det er det uavhengige selskapet LR Senergy som har gjort vurderingen av selskapets reserver, skriver Faroe Petroleum i en pressemelding. – Vi er veldig glade for å få dokumentert denne kraftige økningen i våre reserver. Suksessfulle letebrønner bidrar sterkt til økningen, og viser at letestrategien gir målbare resultater. Vi ser frem til et spennende boreprogram på norsk sokkel i 2016, og går inn i det nye året med gode produksjonstall, en solid kontantbeholdning og en nesten uutnyttet lånefasilitet, sier Helge Hammer, COO i selskapet og sjef for selskapets norske virksomhet.

VNG og partnerne planlegger å bruke mellom 13 og 15 milliarder kroner på å bygge ut Pil- og Bue-funnene i Norskehavet. Det kommer frem i det ferske konsekvensutredningsprogrammet. Det vurderes foreløpig tre alternative utbyggingsløsninger: Selvstendig utbygging med FPSO, med gasseksport til Åsgard Transport eller Polarled. Havbunnsutbygging med tilknytning til Njord A-plattformen. Havbunnsutbygging med tilknytning til Draugen-plattformen. Utbyggingsplan tidlig i 2017 «For en selvstendig utbygging er investeringene foreløpig beregnet til å ligge rundt 10 milliarder kroner. Tre milliarder kroner til leie av FPSO kommer i tillegg. For en utbygging basert på tilknytning til eksisterende innretninger, er investeringene foreløpig beregnet til ligge i overkant av 15 milliarder kroner», skriver VNG. «Til gjengjeld vil en løsning med tilknytning til en vertsplattform ha en lavere driftskostnad enn driftskostnadene til en løsning basert på en frittstående FPSO, henholdsvis 300 millioner og 750 millioner kroner årlig.» Prosjektets tidsplan forutsetter endelig valg av utbyggingsløsning og innsendelse av utbyggingsplan tidlig i 2017. 24 måneders riggjobb Anbefalt borekonsept er basert på boring fra en halvt nedsenkbar, ankerbasert borerigg. Planene er foreløpig å bore fire produksjonsbrønner, tre injeksjonsbrønner og en brønn for gassløft. Den totale varigheten av boreoperasjonene er beregnet til om lag 24 måneder fordelt på periodene 2019-2020 og 2022.

Oljefeltene Valhall og Ekofisk har gjenopptatt produksjonen etter at en løpsk lekter i Nordsjøen førte til storevakuering nyttårsaften. Om lag 400 oljearbeidere ble fløyet ut av Valhall- og Ekofisk-feltene i Nordsjøen da det ble fryktet at en løpsk lekter skulle treffe installasjonene. Lekteren drev til slutt forbi Valhall-feltet med en avstand på om lag 2.000 meter. Nå er produksjonen på begge felt gjenopptatt. – Produksjonen på Valhall startet opp natt til 2. januar og var i full drift dagen etter, sier pressekontakt Jan Erik Geirmo i BP. Han anslår selskapet har tapt noen millioner som følge av hendelsen. Ekofisk-feltet startet normalisering av situasjonen samme dag som hendelsen skjedde og er tilbake i full produksjon, ifølge kommunikasjonsdirektør Stig S. Kvendseth. Han har ingen oversikt over hva den midlertidige stansen har kostet selskapet.

Okea, som er Ola Borten Moe og Erik Hauganes nye oljeselskap, overtar Repsol sin andel på 60 prosent i Yme-feltet. Avtalen gjennomføres etter fjerning av Yme MOPU og etter at OKEA har sendt inn og fått godkjent en oppdatert plan for utbygging og drift (PUD) for Ymefeltet. Dette innebærer en mulighet for rettighetshaverne til å utnytte ressursene fra Yme-feltet, og sikre at samfunnet får dra nytte av de betydelige investeringene som allerede er gjort. «Vi mener at Yme har et potensial til å produsere betydelige verdier for eierne og samfunnet, og vi setter stor pris på at vi får denne muligheten til å samarbeide med Repsol og partnerne om å utvikle disse ressursene», sier OKEAs administrerende direktør Erik Haugane.

Lotos har fullført kjøpet av andeler i Sleipner-området fra ExxonMobil. Kjøpet består av 15 prosent andel i hvert av de produserende feltene Sleipner Øst, Sleipner Vest, Gungne og Loke (alle operert av Statoil). Sleipner er et av de største knutepunktene for gass på norsk kontinentalsokkel, med gassledninger for eksport til UK og det europeiske kontinentet. I tillegg inkluderer kjøpet 28 prosent andel i det Statoil-opererte Alfa Sentral-funnet hvor partnerskapet nylig godkjente konseptvalg. Oppstart av produksjon er planlagt i 2020. Les også: Trosser Yme-smellen og satser milliarder i Norge