Dea Norge og partnerne pusser støv av Zidane-utbyggingen og planegger å levere utbyggingsplan for feltet neste år. Det bekrefter selskapet overfor Offshore.no. – Det er flere faktorer som gjør at vi nå har som mål å levere plan for utbygging og drift til myndighetene neste år. Alle involverte parter har arbeidet hardt det siste året og bidratt konstruktivt til å øke verdien av Zidane-prosjektet. Dette har bidratt til å forenkle de konseptuelle løsningene. I tillegg har en ny markeds- og konkurransesituasjon også hatt positiv innvirkning, sier kommunikasjonskonsulent Nicoline Skrent-Ellingsen i Dea Norge til Offshore.no. 10-13 milliarder kroner Prosjektet ble utsatt på ubestemt tid i fjor høst, men nå hentes tegningene ned fra hyllen igjen. Planen er fortsatt 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. – Snakker med Heidrun igjen Zidane- og Heidrun-partnerne har vært i forhandlinger om prisen for å bruke den eksisterende infrastrukturen, men maktet ikke å komme frem til en avtale som er “akseptabel for alle parter”. Nå er forhandlingene gjenopptatt. – Zidane-lisensen har gjenopptatt dialogen med Heidrun for å se om det er mulighet for å finne en løsning på tilknytningsavtalen med Heidrun-lisensen, sier Skrent-Ellingsen. Dette er eierne 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.

Statoil trekker seg ut av sine lisenser i Alaska og stenger kontoret i Anchorage. Grunnen er skuffende funn i naboblokkene. Statoil er operatør for 16 lisenser i Alaska og i tillegg partner i 50 lisenser der ConocoPhillips er operatør. Samtlige lisenser ligger i Tsjuktsjerhavet utenfor Alaskas nordvestlige kyst. Oljeselskapet trekker seg nå ut fordi lisensene ikke lenger anses som konkurransedyktige. – Det er gjort en solid innsats, men i dagens situasjon kan vi ikke forsvare fortsatt arbeid for å utvikle disse videre, sier Tim Dodson, konserndirektør for leting i Statoil. Svak lønnsomhet Knut Rostad, pressetalsmann i Statoil, sier det er forretningsmessige vurderinger som ligger til grunn for beslutningen. – Lisensene går ut i 2020, men vi vil levere dem inn nå. Med bakgrunn i de skuffende leteresultatene som har vært i naboblokkene, ser vi at dette ikke er noe vi kommer til å prioritere i vår globale leteportefølje, sier Rostad til NTB. Leteboringen i naboblokkene ble gjennomført av Shell tidligere i år. Shell konkluderte i september med at funnene var for små til å fortsette. Det ble samtidig vist til høye kostnader og strenge og «uforutsigbare» føderale reguleringer. Shell avbrøt den kontroversielle boringen i Tsjuktsjerhavet i 2012 etter flere uhell og fikk så sent som i august i år det endelige klarsignalet til å gjenoppta arbeidet. Kostnad på 75 millioner dollar Statoil har verken kommet i gang med seismikkinnsamling eller leteboring i sine blokker. Investeringene har likevel kostet Statoil 75 millioner dollar. Disse kostnadene er knyttet til såkalte signaturbonuser og summen Statoil har betalt for å kjøpe seg inn som partner i andre lisenser. Beslutningen om å trekke seg ut av Alaska får ikke nødvendigvis noen følger for Statoils andre investeringer i nord. – Vi har en global leteportefølje. Der vil de ulike prosjektene måtte konkurrere mot hverandre. De prosjektene som ikke er konkurransedyktige, vil vi prioritere vekk. Det er en lønnsomhetsvurdering som ligger til grunn, sier Rostad. Greenpeace fornøyd Greenpeace mener på sin side at Statoil nå bør legge om kursen og trekke seg ut også av den norske delen av Arktis. – Det er gledelig at Statoil forstår at det ikke ligger noen fremtid i å utvinne rådyre fossile ressurser i Alaska. Dette er olje og gass som verden ikke har råd til, verken økonomisk eller klimamessig, sier Truls Gulowsen, leder for Greenpeace i Norge. – Vi håper at denne realitetsorienteringen får lov til å være med i kofferten hjem til Norge, sier Gulowsen.

Statoil leter etter rimeligere alternativer for å videreutvikle Snorre-feltet i Nordsjøen. Det liker myndighetene dårlig. 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. Les også: – Forventer at plattformen blir bygget “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”, understreker Oljedirektoratet i et brev til Statoil og resten av partnerskapet i Snorre-lisensene. Les også: Derfor er Snorre 2040 norsk sokkels mest betente prosjekt Risikerer å miste feltet 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. – Nåverdi vil avgjøre I brevet som er sendt de seks eierselskapene understreker OD at den valgte løsningen må ha både kapasitet og fleksibilitet som det er vanskelig å se er forenelig med en subseautbygging: “For utvinning av de gjenværende ressursene vil det være behov for et stort antall nye produksjons – og injeksjonsbrønner, i tillegg til kontinuerlig innsats innenfor reservoarstyring og – overvåking. Utbyggingsløsningen for Snorre 2040 må ha robusthet og fleksibilitet til å kunne håndtere reservoarusikkerhet og realisere det betydelige ressurspotensialet.” OD opplyser videre at direktoratet vil legge nåverdi til grunn som viktigste kriterium når lønnsomhet for prosjekter skal vurderes og ved rangering mellom alternative løsninger. 30 prosent kostnadskutt Statoil har satt seg som mål å spare 30 prosent på investeringer og drift og samtidig øke produksjonen med 20 prosent i prosjektet. Dette skal, som Offshore.no tidligere har omtalt, skje ved: ? Vurdere alternative forretningsløsninger. ? Ny gjennomgang og optimalisering av prosjektet. ? Økt bruk av industristandarder. ? Vurdere alternative gjennomføringsmodeller.

De fem oljeselskapene som de siste fire årene har samarbeidet om felles utbyggingsløsninger for Gjøa-området i Nordsjøen ønsker å bryte samarbeidet. Det viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. Selskapene som har deltatt i forumet er Engie (Gjøa), Wintershall (Vega, Skarfjell, Grosbeak), Dea (Titan), Eni (Afrodite) og Statoil (Fram, Astero, Aurora, Peon). Les også: Her kan seks småfunn bli én storutbygging “Opprinnelig var det mange funn som beveget seg raskt mot utbygginger. Nå kjøres Skarfjell og Afrodite frem mot utbyggingsbeslutninger og Astero går videre med en løsning der feltet bygges ut mot sør. De andre funnene blir vurdert som ikke levedyktige”, skriver kvintetten i et brev til Oljedirektoratet. Alt til Gjøa? Forumet ble opprettet på initiativ fra Oljedirektoratet for å vurdere mulighetene for en større områdeutbygging. Og selv om dette nå synes umulig, understreker selskapene verdien av det arbeidet som er lagt ned. “Gjennom forumets arbeid er nå Gjøa posisjonert som en attraktiv vert for flere tilknytningsprosjekter. Kunnskaper er delt slik at man forsikrer seg om at de første tilknytningene ikke blokkerer muligheten for andre”, skriver selskapene. Bygger ut Skarfjell alene I september skrev Offshore.no at Wintershall planlegger å bygge ut det største funnet i området, Skarfjell, uten å inkludere nærliggende funn i prosjektet. Eneste unntaket er muligheten for å inkludere selskapets eget Grosbeak-funn. Alternativene for utbygging av Skarfjell er: ? Selvstendig utbygging med ny halvt nedsenkbar innretning for prosessering og eksport med tilhørende subsea­anlegg. ? Tilknytning til Gjøa­-plattformen med tilhørende subsea­anlegg. Les også: Wintershall vil bygge ut Skarfjell alene Titan og Aurora lagt på is I dokumentene opplyses også at Statoil og Dea dropper videre arbeid med funnene Aurora (17 millioner fat oljeekvivalenter) og Titan (8 millioner fat oljeekvivalenter). Begge de to funnene er tidligere vurdert som tilknytninger til Gjøa-plattformen. Skuffende avgrensningsboring, nedjustering av ressursestimatet og intet oppsidepotensial i lisensen nevnes som årsak til at Titan nå legges på is. Ifølge en presentasjon som er oversendt Oljedirektoratet vurderer partnerskapet å levere inn lisensen.

Petroleumstilsynet har sluttført granskingen av brannen om bord på Petrojarl Knarr 24. mars 2015. Granskingen har identifisert flere brudd på regelverket, melder Ptil. Brannen oppstod i ventilasjonssystemet som leverte luft til maskinrom under boligkvarteret. I forkant av brannen hadde det vært et strømutfall som medførte at viftene i ventilasjonsanlegget stoppet. Tilførselen av damp inn til varmeveksleren i ventilasjonsanlegget stoppet imidlertid ikke. Dette resulterte i høye temperaturer i ventilasjonsenheten, hvor luftfilterkassetter ble antent åtte timer senere. Hendelsen førte kun til materielle skader. Brannen ble slokket etter cirka 30 minutter. Ptils gransking har identifisert flere avvik og forbedringspunkt. Avvikene omfatter både tekniske forhold og beredskapsmessige forhold.

Oljedirektoratet har gitt samtykke til at produksjonen kan starte på det Lundin-opererte Edvard Grieg-feltet i Nordsjøen. Tidspunktet for oppstart er i tråd med Plan for utbygging og drift. Utbyggingskostnadene har økt noe, men økningen ligger innenfor usikkerhetsspennet på pluss/minus 20 prosent i investeringsanslaget i PUD, melder OD. Edvard Grieg ligger på Utsirahøgda, om lag 35 kilometer sør for feltene Grane og Balder. Feltet er bygd ut med en bunnfast produksjonsinnretning. Oljen blir transportert i en rørledning (EGOP) til Grane oljerør og videre til Sture-terminalen nord for Bergen. Gassen blir transportert i en egen rørledning (UHGP), som er knyttet til rørledningsnettet på britisk side (SAGE).

Det norske kjøper Premier Oil Norge og samtlige av selskapets norske eierandeler for 120 millioner dollar, tilsvarende 1,043 milliarder kroner. Det skriver Det norske i en børsmelding. Med selskapet følger operatørskapet på Vette-utbyggingen, tidligere Bream, med de tilstøtende lisensene Mackerel og Herring (50% eierskap), en ikke-operert eierinteresse i Frøy-feltet (50%) og syv letelisenser i Nordsjøen. Premier Oil har 26 ansatte i Norge. Ved utgangen av 2015 følger et estimert fremførbart skatteunderskudd, uavskrevne skattebalanser og leterefusjon tilsvarende én milliard kroner. – I tillegg til det nylig gjennomførte kjøpet av Svenska Petroleum Norge, er kjøpet av Premier i Norge en tilvekst som ytterligere understreker vår sterke tro på, og forpliktelse til norsk sokkel», sier adm. direktør Karl Johnny Hersvik i Det norske. I 2014 kjøpte Det norske Marathon Oil for 12,6 milliarder kroner.

SAFE utfordrer myndighetene til å åpne opp for en tidsbegrenset skattereform der staten dekker alle utgiftene til plugging av utrangerte brønner på norsk sokkel. Det skriver fagforeningen på sin nettside. En skattereform der staten i en periode dekker alle utgiftene til plugging av utrangerte brønner ville kunne stimulere til økt aktivitet i en periode næringen trenger nettopp det, samtidig som et viktig og nødvendig arbeid kunne blitt forsert. Ordningen kan styres via en godkjenningsprosess for hver enkelt brønn, foreslår Safe sitt landsmøte. SAFE krever samtidig at det igangsettes konsekvensutredning av potensielle nye områder som Skagerak og Lofoten/Vesterålen.

Island Innovator har nå startet boringen av en letebrønn på Lorry-prospektet, melder Lundin Norway. Lorry ligger i lisens 700, nord på Frøya-høyden i Nordsjøen – omtrent 17 kilometer nord-øst av VNGs Pil og Bue-funn på Haltenterrassen. Lundin er operatør i lisens 700 og anslår at Lorry er estimert til å kunne inneholde 151 millioner fat oljeekvivalenter. Boreoperasjonene er ventet å ta om lag 60 dager.

Gassco får Petroleumstilsynets samtykke til bruk av Utsirahøyden gassrørledning. Utsirahøyden er en 94 kilometer lang gassrørledning som går fra Edvard Grieg-feltet 57 km nord for Sleipner i den nordlige delen av Nordsjøen. Gassco er operatør for Utsira High Gas Pipeline Joint Venture. Gassco er også teknisk driftsansvarlig for røret. Utsira High Gas Pipe rikgassrør er knyttet til det eksisterende SAGE-røret. Teknisk kapasitet er fem millioner standard kubikkmeter per dag.