Oljeselskapenes iver etter å kutte kostnader går på bekostning av fremdrift og valg av tekniske løsninger til de store utbyggingene som kommer på norsk sokkel. Det er ett av budskapene Petoro formidlet til Tord Lien og Olje- og energidepartementet gjennom sin ekstraordinære generalforsamling i forrige uke. «En utvikling fra verdibaserte beslutningskriterier til større vekt på økonomisk robusthet uttrykt gjennom balansepris utfordrer fremdrift og løsningsvalg i flere prosjekter. Petoro erfarer et betydelig trykk for å etablere konseptløsninger som er minst mulig kapitalintensive. Dette rammer spesielt prosjekter i modne felt som er marginalt lønnsomme i sin natur og de store prosjektene Johan Sverdrup fase 2 og Johan Castberg», skriver Petoro i dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. I tillegg til de to nevnte, peker Snorre 2040 seg ut som en utfordring. Her har Petoro brukt 2015 på «uavhengig teknisk og kommersielt arbeid», altså studier som ikke er finanisert av eierskapet, men av selskapet alene. «Utviklingen på kort og mellomlang sikt vil sannsynligvis føre til at Petoros innsats blir like mye knyttet til verdisikring som verdiskaping av porteføljen.» OD liker ikke Subsea-Snorre Offshore.no har tidligere skrevet at Statoil leter etter rimeligere alternativer for å videreutvikle Snorre-feltet, noe myndighetene ikke liker. Ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, vurderes nå en løsning basert på subseabrønner opp mot den opprinnelige planen om å bygge en ny plattform, Snorre C. “Utbyggingsløsningen for Snorre 2040 må ha robusthet og fleksibilitet til å kunne håndtere reservoarusikkerhet og realisere det betydelige ressurspotensialet . Utredninger av nødvendige tiltak for å sikre en optimal ressursutnyttelse gjennom hele driftsforløpet ,må gjennomføres og dokumenteres. Dette inkluderer forutsetninger og løsninger lagt til grunn for fremtidig brønnbehov og brønnintervensjoner, produksjonsprofiler og anleggsløsninger”, understreket Oljedirektoratet i et brev til Statoil og resten av partnerskapet i Snorre-lisensene. Kan miste lisensen Konflikten mellom oljeselskaper og myndigheter spisses dermed ytterligere, og dersom OD og OED ikke er fornøyd med valgene som blir tatt, risikerer eierne å bli fratatt lisensene. – Det er betydelige ressurser igjen i Snorre­feltet. Departementet har nylig forlenget konsesjonstiden til den ene utvinningstillatelsen i Snorre­feltet, til slutten av 2016. En videre forlengelse utover dette forutsetter at rettighetshaverne gjennomfører de nødvendige tiltak for å sikre optimal ressursutnyttelse for Snorre, sa kommunikasjonssjef Håkon Smith ­Isaksen i Olje- og energidepartementet til Offshore.no i mai. Godt nok? Også på Johan Castberg-utbyggingen jobber Statoil hardt for å kutte kostnadene. Selskapet vurderer blant annet å bygge en produksjonsplattform eller flyter etter DNV GL- og ikke Norsok-standard. Ifølge bransjekilder Offshore.no har vært i kontakt med representerer DNV GL-standardene i større grad et godt-nok-nivå. Mens Norsok-standarder på funksjonelt nivå åpner for mer prosjektspesifikke krav. Planen for Castberg er fortsatt å ta en beslutning om videreføring, inkludert konseptvalg, i andre halvår 2016, med forventet investeringsbeslutning i 2017. Myndighetene vil ha oljeterminal Tirsdag meldte NTB at Olje- og energiminister Tord Lien (Frp) gir styringssignaler som åpner opp for en felles terminalløsning for flere oljefelter på Veidnes utenfor Nordkapp. Norge har vært i dialog med ESA om det å gi skattefordeler til Castberg-utbyggingen er å betrakte som ulovlig statsstøtte. Men lang saksbehandlingstid gjør at OED ikke ønsker å gå videre med denne prosessen.  

Olje- og energidepartementet har gitt Premier Oil Norge, som nylig ble kjøpt av Det norske, forlenget frist for å levere utbyggingsplan for sitt Vette-felt, tidligere kalt Bream. Fristen gikk ut 16. februar 2016, men er nå utsatt til 16. februar 2017, viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. Premier har opplyst at selskapet trenger mer tid til å utrede utbyggingskonseptet samt at avklaringinger av kommersielle forhold ikke vil være ferdig før i 2016. En utsatt frist var derfor «nødvendig for å sikre et hensiktsmessig og forsvarlig beslutningsgrunnlag for prosjektet.» Feltet er planlagt utbygd med en subsealøsning knyttet opp til et Sevan-designet produksjons- og lagringsfartøy (FPSO). Prosessert olje vil bli lagret i flyteren før eksport via skytteltankere. Investeringene er tidligere beregnet til 11 milliarder kroner, men da kommer leie av FPSO i tillegg. Det er ventet at prisen vil gå betraktelig ned som følge av endrede markedsvilkår.

Statoil og partnerne overleverer i dag plan for utbygging og drift (PUD) av Oseberg Vestflanken 2 i Nordsjøen til myndighetene. Utbyggingen gir i overkant av 100 millioner fat oljeekvivalenter og vil være et betydelig bidrag til produksjonen på feltet. Investeringene er anslått til 8,2 milliarder kroner, skriver selskapet i en pressemelding. Statoil har sammen med lisenspartnerne besluttet å bygge ut Oseberg Vestflanken 2 som består av olje- og gass-strukturene Alfa, Gamma og Kappa. Disse ligger om lag åtte kilometer nord-vest for Oseberg feltsenter. Oseberg Vestflanken 2 skal bygges ut med en ubemannet brønnhodeplattform med ti brønnslisser. Brønnene skal fjernstyres fra Oseberg feltsenter. I tillegg skal to eksisterende subsea brønner gjenbrukes. – Oseberg Vestflanken 2 møter dagens kostnadsutfordringer og krav til økt effektivitet med et innovativt konsept basert på forenkling. Dette er et pionérprosjekt på norsk sokkel som bransjen kan hente læring fra, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel. Brønnhodeplattformer uten fasiliteter, helikopterdekk og livbåter er nytt i Norge, men er en godt utprøvd løsning andre steder, blant annet på dansk og nederlandsk sokkel. Statoil har jobbet med å kutte investeringskostnadene gjennom hele prosjekteringsfasen, og har nå redusert de totale investeringskostnadene med om lag én milliard kroner etter konseptvalg tidligere i år. I tillegg har en god modning av ressursgrunnlaget, som har gitt økte volumer, gjort dette prosjektet mulig. – Kostnader for havbunnsbrønner er tredoblet de siste ti årene. Plattformbrønner på et stålunderstell reduserer kostnadene betydelig, og sikrer en robust økonomi for prosjektet, sier Torger Rød, direktør for prosjekter i Statoil.

Statoil og partnerne overleverer i dag plan for utbygging og drift (PUD) av Oseberg Vestflanken 2 i Nordsjøen til myndighetene. Utbyggingen gir i overkant av 100 millioner fat oljeekvivalenter og vil være et betydelig bidrag til produksjonen på feltet. Investeringene er anslått til 8,2 milliarder kroner, skriver selskapet i en pressemelding. Statoil har sammen med lisenspartnerne besluttet å bygge ut Oseberg Vestflanken 2 som består av olje- og gass-strukturene Alfa, Gamma og Kappa. Disse ligger om lag åtte kilometer nord-vest for Oseberg feltsenter. Oseberg Vestflanken 2 skal bygges ut med en ubemannet brønnhodeplattform med ti brønnslisser. Brønnene skal fjernstyres fra Oseberg feltsenter. I tillegg skal to eksisterende subsea brønner gjenbrukes. – Oseberg Vestflanken 2 møter dagens kostnadsutfordringer og krav til økt effektivitet med et innovativt konsept basert på forenkling. Dette er et pionérprosjekt på norsk sokkel som bransjen kan hente læring fra, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel. Brønnhodeplattformer uten fasiliteter, helikopterdekk og livbåter er nytt i Norge, men er en godt utprøvd løsning andre steder, blant annet på dansk og nederlandsk sokkel. Statoil har jobbet med å kutte investeringskostnadene gjennom hele prosjekteringsfasen, og har nå redusert de totale investeringskostnadene med om lag én milliard kroner etter konseptvalg tidligere i år. I tillegg har en god modning av ressursgrunnlaget, som har gitt økte volumer, gjort dette prosjektet mulig. – Kostnader for havbunnsbrønner er tredoblet de siste ti årene. Plattformbrønner på et stålunderstell reduserer kostnadene betydelig, og sikrer en robust økonomi for prosjektet, sier Torger Rød, direktør for prosjekter i Statoil.

Produksjonskapasiteten på Alvheim FPSO er nå gjenopprettet. Det melder Det norske. I november ble det innført redusert kapasitet fordi høyspentmotoren til en av eksportgasskompressorene måtte skiftes. Detter er nå gjort og produksjonskapasiteten på Alvheim FPSO er nå gjenopprettet før plan.

Med en oljepris på under 38 dollar fatet er ingen olje- og gassutbygginger på norsk sokkel lønnsomme, skriver DN basert på tall fra Rystad Energy. Sverdrup-feltet trenger 41 dollar for å gå i pluss. Mandag var spotprisen for nordsjøolje var nede i 36,35 dollar fatet, like lavt som i desember 2008, men klatret etter hvert litt opp igjen. – Oljeprisen er nå på et lavere nivå enn livssykluskostnaden for de fleste felt i hele verden, sier Jarand Rystad til avisen. Noen feltutbygginger kan bli utsatt, men neppe droppet, tror han.- Nå er det gunstig for dem med forretningsteft og dype lommer å sette i gang. Det er en stort antall felt på norsk sokkel som skal bygges ut. Til neste år venter vi at tre–fire felt blir sanksjonert for utbygging, mens flere skyves til 2017, 2018 og 2019, sier han.

Statoil bekrefter for Teknisk Ukeblad at Gina Krog-prosjektet som bygges ved DSME-verftet i Sør-Korea blir forsinket. Selskapet forteller at de har flyttet personell fra Aasta Hansteen og Mariner for å komme a jour med Gina Krog. – Hovedplanen gir oss i dag en avreise fra Korea i 2016 og produksjonsoppstart i 2017. I PUD sa vi første kvartal 2017. Nå sier vi sommeren 2017, sier pressetalsmann Ola Anders Skauby til TU.

Det elektriske anlegget ombord på Goliat har vært en hodepine for Eni. Blant annet var 42 kilometer med elektriske kabler uønsket på prosjektet og måtte fjernes. Årsaken er at de er potensielle tennkilder i eksplosjonsfarlige områder, skriver Teknisk Ukeblad. 30. oktober var det tid for et av mange rutinemessige statusmøter om søknaden for å starte opp Goliat. Søknaden behandles av Petroleumstilsynet i Stavanger. Eni-presentasjonen fra møtet – som TU har fått innsyn i – viser at over 2000 forlatte kabler er funnet på flyteren. Da gjenstod det å fjerne 500 av dem. 90 personer har jobbet med fjerning av kablene.

Statoil og Repsol bytter eierandeler. Det betyr at Statoil øker sin andel i Alfa Sentral-feltet. Dette innebærer endringene: Statoil selger 15 prosent eierandel i Gudrun-feltet på norsk sokkel til Repsol. Statoil forblir operatør og største andelshaver med 36 prosent eierandel. Statoil vil kjøpe 31 prosent eierandel i den britiske lisensen for Alfa Sentral, et felt som ligger på begge sider av territorialgrensen til havs mellom Storbritannia og Norge. Statoil kjøper 13 prosent eierandel i fellesprosjektet (JV) Eagle Ford fra Repsol og blir eneste operatør. I enighet med lisenspartnerne overtar Statoil operatørskapet for lisens BM-C-33 i Brasils Campos-basseng, med forbehold om godkjennelse fra myndighetene. Sleipner Alfa Sentral er et gass- og kondensatfelt som inneholder 60 millioner fat oljeekvivalenter, og skal etter planen kobles opp til eksisterende infrastruktur for Sleipner-feltet på norsk sokkel. – Vi er glade for å styrke våre relasjoner med Repsol. I dagens utfordrende marked utgjør dette innovative, verdiøkende transaksjoner som vil bidra til å styre kostnader og styrke Statoils portefølje på lang sikt, sier John Knight, Statoils konserndirektør for Global strategi og forretningsutvikling i en pressemelding. – Ambisiøse mål Alfa Sentral-feltet er et prioritert prosjekt for Statoil. Utbygging av feltet gjennom tilknytning til den eksisterende Sleipner-infrastrukturen vil bidra til å videreutvikle og forlenge levetiden, og videreutvikle Sleipner-området. – Statoil har ambisiøse mål for framtidig aktivitet, produksjon og verdiskaping på norsk sokkel, og denne avtalen støtter opp under vår langsiktige ambisjon. Vi får inn en sterk partner i Gudrun, en viktig eiendel på norsk sokkel, og øker eierandelen vår i Alfa Sentral-utbyggingen. Dette vil styrke arbeidet vårt med å utvikle det viktige Sleipner-området mot 2030, sier John Knight i meldingen.

Statoil får Petroleumstilsynets samtykke til ombygging av Kristin og Tyrihans i forbindelse med tilkopling av Maria-feltet. Det er søkt om samtykke til nødvendige ombygginger for at Maria kan kunne kobles til Kristin. Arbeidet omfatter også utstyr på Kristin-innretningen for tilkobling av olje og gass fra Tyrihans. Statoil har fått samtykke til ombygging slik det var søkt om.