Wintershall Norge planlegger å bore to letebrønner med Borgland Dolphin fra mars neste år. Prospektene ligger i lisens 248, vest av Værlandet, nord i Nordsjøen og har navnene Vikafjellet North og Robbins. Wintershall skriver i sin søknad til myndighetene at de adde opprinnelig en intensjon om å bore de to prospektene som to separate vertikale letebrønner. – Men i lys av den utfordrende økonomiske situasjonen i dagens oljemarked og det faktum at distansen mellom de to prospektenes reservoarmål er relativt kort, har det blitt besluttet å bore disse to brønnene fra en felles overflatelokasjon som har blitt plassert mellom de to reservoarlokasjonene. Ved å dele infrastruktur for topphull, kan begge brønnene bores mer kost-effektivt og med en mindretotal miljøpåvirkning. Boretiden for Vikafjell North er beregnet til 57 dager ved tørr brønn og opptil 93 dager dersom det blir et funn og det besluttes å utføre en brønntest. Robbins, som bores som et sidesteg under Vikafjell North 13?” foringsrør, er beregnet til 28 dager ved tørr brønn og opp til 63 dager ved funn og brønntest.

Brønner og havbunnsutstyr har ikke vært i bruk.  Yme er blant historiens største industriskandaler i Norge. Utbyggingen skulle etter planen kostet 4,9 milliarder kroner og startet produksjonen i januar 2009. Seks år senere er 14 milliarder kroner investert, men plattformen er ubrukelig og må skrapes. Det betyr likevel ikke at de 68 millioner fatene er tapt. Eller at utstyret og brønnene ikke kan gjenbrukes, enten på Yme eller et annet felt. Avslutningsplan er levert Ifølge konsekvensutredningsprogrammet, som ble sendt ut på høring denne måneden, vurderes fortsatt gjenbruk av utstyret som allerede er plassert på havbunnen. “Det er ikke identifisert konkrete prosjekter som kan tenkes å kunne gjenbruke lagertanken, men arbeid pågår for om mulig å identifisere gjenbruksmuligheter. Mulig gjenbruk vurderes også for havbunnsinnretninger og lossesystem, som også er nye innretninger, og som ikke har vært i bruk”, skriver Repsol i dokumentet. Yme er bygget ut med en oppjekkbar produksjonsenhet (MOPUstor) plassert på en lagertank på havbunnen. Fra denne lokaliteten var det planlagt produksjon fra Yme Gamma. Havbunnsinnretninger er installert på lokaliteten Yme Beta, med 12 km rørledning til plattformen. Selve plattformen er eid av SBM, og inngår ikke i lisenshavernes avviklingsplan. Planene for denne er fjerning til land for opphugging. Plugges brønnene? Yme har i tillegg seks plattformbrønner på Gamma og tre havbunnsbrønner på Beta. Brønnene ble boret, komplettert og midlertidig forlatt i 2009 og 2010. I tillegg er det boret to topphullseksjoner for ytterligere to brønner på Gamma. Ingen av brønnene har vært i produksjon, men er midlertidig plugget, og “foreløpig plan” er å gjennomføre permanent plugging i 2017/18. To av eierne ville fortsette arbeidet I sommer ga Olje- og energidepartementet de fire eierselskapene fritak fra kravet om å levere en ny utbyggingsplan. Men dette skjedde ikke uten dramatikk. Talisman, nå Repsol, søkte om fritaket den 6. mai og fikk denne søknaden godkjent 30. juni. Samtidig viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til at medeierne Kufpec og Lotos leverte en egen søknad den 21. mai, altså bare 14 dager etter partnerskapets søknad. Selskapene ønsket å jobbe videre med prosjektet og ba om en forlengelse av fristen til å sende inn endret utbyggingsplan til utgangen av 2015. “Etter en samlet vurdering av begge søknadene, aksepterte departementet søknaden om ikke å levere ny PUD”, skriver Olje- og energidepartementet i et brev til de involverte selskapene. “Up for grabs” En endelig avslutningsplan for infrastrukturen på Yme skal legges fram for OED innen 30. juni 2016. Deretter bortfaller lisensene 316 og 316B, og opp mot 70 millioner fat olje sentralt plassert i Nordsjøen er “up for grabs” dersom andre selskaper har lyst til å prøve seg.

Bruk av nye kostnadseffektive driftskonsepter, digitale teknologier og økende avhengighet av digitale løsninger betyr at olje- og gassindustrien er utsatt for et nytt sett av sårbarheter og trusler. Samtidig som dataangrep øker i omfang, blir angrepene mer sofistikerte, vanskeligere å avdekke og verre å forsvare seg mot. Den økonomiske kostnaden for selskapene blir stadig høyere, skriver DNV GL i en pressemelding. DNV GL overleverer i dag en rapport til Lysne-utvalget1 som redegjør for de ti viktigste digitale sårbarhetene for selskaper som opererer på norsk sokkel. Over 1100 forretningsledere over hele verden deltok i en DNV GL-ledet undersøkelse. «Brudd på digital sikkerhet skaper sjelden de store overskriftene. Mange mindre angrep glir under radaren og blir ikke avdekket eller rapportert, siden mange organisasjoner ikke vet at noen har brutt seg inn i systemene deres. Første angrepslinje er ofte kontormiljøet i et olje- og gasselskap, og derfra arbeider angrepet seg videre gjennom produksjonsnettverket og prosesskontroll- og sikkerhetssystemene», sier Petter Myrvang, leder for Security and Information Risk, DNV GL, Olje og Gass. Selv om rapporten er fokusert på norsk sokkel er problemstillingene like relevante for olje og gass-operasjoner hvor som helst i verden. Topp ti digitale sårbarheter i olje- og gassektoren: 1. Manglende oppmerksomhet på og opplæring i digital sikkerhet hos ansatte 2. Fjernarbeid i forbindelse med drift og vedlikehold 3. Bruk av standardprodukter med kjente sårbarheter i produksjonsmiljøer 4. Mangelfull sikkerhetskultur i forbindelse med digitale sårbarheter hos underleverandører 5. Utilstrekkelig separasjon av datanett 6. Bruk av mobile innretninger og lagringsenheter, inkludert smarttelefoner 7. Datanett mellom landinstallasjoner og oljefelt 8. Manglende fysisk sikring av datarom, koplingsskap, m.m. 9. Sårbar programvare 10. Utdaterte styringssystemer på anlegg

Edvard Grieg-feltet ble satt i produksjon 28. november. – Jeg er svært stolt over at vi leverer første olje på Edvard Grieg i henhold til tidsplan og innenfor budsjettet. Dette er en bemerkelsesverdig prestasjon av vårt norske prosjektteam, våre kontraktører og underleverandører med støtte fra våre partnere og norske myndigheter, sier konsernsjef Alex Schneiter i Lundin Petroleum ifølge en pressemelding. Edvard Grieg-utbyggingen skulle kostet 22,8 milliarder kroner. Ifølge statsbudsjettet for 2015 endte prislappen på rundt 24,8 milliarder kroner, altså to milliarder dyrere enn budsjettert.

Petroleumstilsynet gjennomførte 7.oktober tilsyn med analyser av bølger i dekk på Oseberg. Innretninger på Oseberg kan i noen situasjoner blir truffet av bølgeslag i dekkene. Målet med tilsynet var å verifisere at dette var dokumentert i samsvar med regelverket. Det ble identifisert et avvik knyttet til verifikasjon av spesifikasjoner, melder Ptil.no. Videre ble det identifisert to forbedringspunkter knyttet til: Bruk av ny kunnskap Bruk av følsomhetsanalyser Statoil har fått frist til 29. november 2015 med å redegjøre for hvordan avvik og forbedringspunkt vil bli håndtert.

Noreco melder at selskapet nå har gjennomført transaksjonen der selskapets andel i Oselvar selges til CapeOmega. Prislappen er 201 millioner kroner, skriver Noreco i en børsmelding.

Centrica og partnerne i lisens 433 har søkt om, og fått innvilget, utsettelse av fristen for å levere inn utbyggingsplan for sitt Fogelberg-funn i Norskehavet. Det viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. Ifølge et brev som Olje- og energidepartementet har sendt Centrica, er ny frist for innlevering av PUD satt til 16. februar 2017. Fogelberg er et gass/kondensat-funn som ble gjort i 2010 og er anslått 600 og 2400 milliarder standard kubikkmeter gass og mellom 1,3 og 5,8 milliarder kubikkmeter kondensat. De totale investeringskostnadene for utbyggingen av Fogelberg-feltet ble i 2013 beregnet til mellom 7 og 11 milliarder kroner, avhengig av valgt vertsplattform. Anbefalt utbyggingsløsning er en havbunnsutbygging med installasjon av en brønnramme på Fogelberg-feltet og rør-tilknytning til en vertsplattform, enten Åsgard B eller Heidrun, hvor produksjonen prosesseres. Den prosesserte brønnstrømmen vil bli videre eksportert via tilgjengelig transportsystem, enten via Åsgard Transport System til Kårstø eller via rørledningen Polarled til Nyhamna.

En viktig milepæl ble nådd for byggingen av skroget til Aasta Hansteen-plattformen på Hyundai Heavy Industries i Sør-Korea 19. november. Ved bruk av verftets nye kranlekter med kapasitet på 10.000 tonn ble den første av i alt fire megamoduler løftet på plass. Modulen, med dimensjonene 50x20x25 m veier 2200 tonn og utgjør en tidel av den såkalte hardtanken på det som blir verdens største spar-plattform. Ved å bygge megamoduler på bakkenivå som så løftes på plass forbedres sikkkerheten ved at man reduserer nødvendig arbeid i høyden. Samtidig kan flere arbeidsfronter jobbes på parallellt for å forbedre fremdrift og produktivitet i et utfordrende byggeprosjekt. Løftet ble gjennomført uten problemer, ifølge Statoil som er operatør på Aasta Hansteen.

Goliat-utbyggingen er i innspurten, og ifølge Wall Street Journal forventer Eni oppstart innen utgangen av året. – Er det realistisk, kommunikasjonssjef Andreas Wulff i Eni Norge? – Vi jobber for å komme i produksjon så fort som mulig og med sikte på utgangen av året. Samtidig er det viktig å understreke at vi tar den tiden vi trenger for å fullføre prosjektet på en forsvarlig måte.  Flotellet har reist Floatel Superior har nå forlatt feltet. Det betyr at det er betydelig færre arbeidere ombord på Goliat.  – Til tross for at vi gjerne skulle hatt den ekstra kapasiteten en stund til, er det fortsatt plass til 140 arbeidere ombord på plattformen, sier Wulff.  FPSO-en er ferdig forankret og alle stigerørene som forbinder produksjonssystemet på havbunnen med plattformen er koblet opp. I tillegg er de elektriske kablene som forsyner plattformen med strøm fra land koblet til og forsyner feltet med kraft. – Dermed er det mest værkritiske installasjonsarbeidet gjennomført og man kan jobbe videre med full bemanning på plattformen for å klargjøre til oppstart, sier Wulff. – Hva gjenstår? – Hovedsakelig er det arbeid på det elektriske anlegget som representerer utfordringer. Mye av innsatsen konsentreres derfor der.  Petroleumstilsynet fant mange feil Utfordringene med det elektriske anlegget ble også synliggjort i en tilsynsrapport fra Petroleumstilsynet: «Basert på observasjoner, samtaler og mottatt informasjon er det vårt inntrykk at Eni på tidspunktet for tilsynet ikke hadde tilstrekkelig oversikt over omfanget av utestående arbeid forbundet med ferdigstillelse av det elektriske anlegget», heter det i rapporten. Les også: Dokumentet som viser at Goliat har problemer Tilsynet identifiserte avvik knyttet til: Ferdigstillelse og overlevering til driftsorganisasjonen Tennkildekontroll Nødkraft Nødbelysning Elektriske installasjoner Utganger fra rom for høyspenningsinstallasjoner Vedlikehold av elektriske anlegg Overbroing av sikkerhetsfunksjoner Videre ble det identifisert forbedringspunkter knyttet til: Gassdetektorer for HVAC inntak og kanaler Organisering av elektropersonell Brannmelder og manuell aktivering av elektrisk isolering Testmetode for varmekabler Ansvarshavende for de elektriske anleggene Internt kommunikasjonsanlegg Evakueringsveier Oversikt over midlertidig utstyr

Det norske må redusere produksjonen på Alvheim fra 62.000 til mellom 59.000 og 60.000 fat oljeekvivalenter per dag. Dette skjer på grunn av en elektrisk feil i høyspentmotoren til en av eksportgasskompressorene . Alvheim FPSO drives med redusert produksjon i en periode på anslagsvis fire uker mens motoren blir skiftet ut. – Driftsforstyrrelsen påvirker verken reservene i de feltene som er tilknyttet Alvheim FPSO eller Det norskes forventede produksjon for 2016.