Polske Lotos har store ambisjoner på norsk sokkel og har ikke latt seg skremme av nedturen på Yme. – Organisasjonen i Lotos Norge har vært preget av mangelen på suksess, hovedsakelig på Yme. Vi har kastet bort mye tid og krefter på et prosjekt som aldri kom i produksjon. Derfor må vi jobbe hardt for å få tilbake troen på at vi kan få til noe stort, sier administrerende direktør Wojciech Kowalczyk i Lotos Norge til Offshore.no. Vurderer flere kjøp Selskapet kjøpte denne uken 15 prosent av feltene Sleipner Øst, Sleipner Vest, Gungne og Loke samt ExxonMobils andel på 28% i Alfa Sentral-lisensen for 1,6 milliarder kroner. Dette er polakkenes andre store shoppingrunde på norsk sokkel. For to år siden kjøpte de seg  inn i Heimdal- , Vale-, Skirne- og Atla-feltene . – Når Heimdal-feltene  har vært vår eneste produksjon, har dette gjort oss sårbare. Når produksjonen stopper der, så forsvinner også inntektene. Sleipner-avtalen gir oss mer fleksibilitet. Vi har vurdert 80 felter, og Sleipner var vårt førstevalg. Derfor er vi svært glade for at denne handelen nå er i boks. Men vi vurderer fortsatt et tredje oppkjøp på norsk sokkel, sier Kowalczyk. – Hvordan opplever dere markedet? – Klart det er bedre å shoppe når prisene er lave. Alt er mye billigere nå enn for bare ett år siden. Vi tror at vi er nær bunnen og at oppturen vil komme, selv om det kan ta lang tid. – Hvilke vekstambisjoner har dere på norsk sokkel? – Vi har ambisjon om å bli operatør for utbyggingsprosjekter. Da må vi bli større og ansette flere enn de 27 vi er i dag. Samtidig er det viktig for oss å vokse kontrollert. Vi må ta oss tid til å bygge vår egen kultur. Mange nykommere på norsk sokkel starter, på grunn av gunstige skatteregler, med leting. Lotos går motsatt vei. – Vi ønsker å sikre produksjonen og dermed kontantstrømmen først, deretter ta fatt på utbygging, og så leting litt lengre frem i tid, sier Kowalczyk. Ville jobbe videre med Yme Med seg i handleposen fra Statoil og Centrica har selskapet også fått utbyggingskandidatene Frigg Gamma Delta, Rind, Trell og Alfa Sentral. De tre førstnevnte modnes nå frem mot mulige konseptvalg i 2016, mens Alfa Sentral hadde konseptvalg i høst og tok et langt skritt nærmere utbygging da Statoil kjøpte 24 prosent andel av grensefunnet fra britiske First Oil for en drøy måned siden. – Vi tror alle de nevnte funnene kan bli kommersielle gitt riktige løsninger, men Alfa Sentral er nok den vi føler oss sikrest på per i dag, sier Tor Helge Hetland,  leder for forretningsutvikling i Lotos Norge. – Dere ønsket også å jobbe videre med Yme. Hvorfor? – Vi ønsket ikke å gi opp prosjektet, men ble nedstemt i lisensen. Det er realiteten. Samtidig ligger det 79  millioner fat der. De fleste oljeselskaper ville jublet for et funn på 79 millioner fat. Les også: To av eierne ville jobbe videre med Yme

Blink skuffet.  Ifølge lisenspartner Faroe Petroleum er det ikke indikasjoner på hydrokarboner i letebrønn 6406/12-5 S. Brønnen nådde et totalt vertikalt dyp på 3710 meter under havflaten, og foreløpige analyser fra kabellogger, trykk og væskeprøvetaking viser at brønnen påtraff ren vannfuktet sandstein med gode reservoaregenskaper, men uten indikasjoner på hydrokarboner. Brønnen ble boret av Transocean Arctic på Haltenbanken i Norskehavet, cirka 27 kilometer sørvest for Njord-feltet og fem kilometer nordøst for Pil-funnet – Mens resultatene av Blink-brønnen, den siste i årets kampanje, er skuffende, ser vi frem til å fremme mulighetene i de kombinerte Pil, Bue og Boomerang-funnene, sier Graham Stewart, administrerende direktør i Faroe Petroleum i en melding tirsdag.  

LOTOS Exploration & Production Norge AS har inngått en avtale med ExxonMobil Exploration and Production Norway AS om kjøp av andeler i Sleipner-området på norsk kontinentalsokkel. Kjøpet består av 15 % andel i hvert av de produserende feltene Sleipner Øst, Sleipner Vest, Gungne  og Loke. I tillegg inkluderer kjøpet 28 % andel i det Statoil-opererte Alfa Sentral-funnet hvor partnerskapet nylig godkjente konseptvalg. Oppstart av produksjon er planlagt her i 2020. LOTOS Norges estimerte gjennomsnittlige dagsproduksjon fra de produserende feltene, som inngår i transaksjonen, er omtrent 16.000 fat oljeekvivalenter (o.e) i 2015 (ca. 70 % gass og 30 % kondensat). Gjennomsnittlig dagsproduksjon i 2016-2018 er estimert til å være rundt 9.500 fat o.e. Påviste og sannsynlige reserver (2P) som blir overført til LOTOS Norge i transaksjonen er 20.8 millioner fat o.e. Mulige tilleggsressurser (2C) er estimert til 17.6 millioner fat o.e. Kjøpsprisen er 160 millioner dollar. I tillegg er det i transaksjonen avtalt en betaling på 25 millioner dollar for Alfa Sentral som vil bli utløst når plan for utbygging og drift (PUD) er godkjent av norske myndigheter. I tillegg til dette har partene blitt enige om en verdijusteringsmekanisme for 2016-2020 hvis prisene på olje og gass øker i denne perioden. Transaksjonen vil bli finansiert av egne midler i LOTOS Norge.

Det vil koste Statoil 80 millioner kroner å reparere helikopterdekket på Gudrun-plattformen. Aker Solutions skal utføre arbeidet. I mars ble helikopterdekket på plattformen stengt etter at det ble observert ulyd i forbindelse med helikopteravgang. Undersøkelser avdekket at det var svakheter i bærekonstruksjonen under helikopterdekket. Siden den gang har Statoil vurdert om de skal reparere dekket eller bygge nytt, men nå har man konkludert med at helikopterdekket skal repareres. Aker Solutions har fått oppdraget, som har en prislapp på rundt 80 millioner kroner. Statoil tildelte kontrakt for helikopterdekk til Apply Leirvik, som satte ut design av helikopterdekket til en underleverandør i Singapore. I en granskningsrapport kommer det fram at det har oppstått misforståelser mellom Apply og underleverandøren, og at konsekvensen ble at opprinnelig design av bærende konstruksjonen ikke tilfredsstilte Norsok-krav.

Revurderer planene for videreutvikling av feltet.  Norske myndigheter har gitt klar melding til Statoil og de andre partnerne i Snorre­feltet – bygg ut feltet eller mist lisensen. En ny plattform har lenge vært plan A, men ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, vurderer Statoil nå en alternativ videreutvikling av Snorre 2040. “Slik vi oppfatter presentasjonen og deres fremstilling av planlagt regelverksanvendelse for Snorre C, som en flagget flyttbar bore­ og produksjonsinnretning registrert i et nasjonalt skipsregister og som klasses og følger et maritimt driftskonsept, er det ikke noe som hindrer dere i å anvende rammeforskriften § 3″, skriver Petroleumstilsynet i et brev til Statoil. Det var Upstreamonline som først omtalte saken. 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. – 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 Smith­Isaksen i Olje- og energidepartementet til Offshore.no i mai. Det betyr i klartekst at eierselskapene risikerer å miste Snorre­lisensen dersom de fortsetter å utsette videreutviklingen av feltet og ikke tar avgjørelser som myndighetene vurderer å være i tråd med petroleumsloven.

Fellesforbundets leder Jørn Eggum krever offentlig utredning etter at Statoil har hatt forsinkelser og kostnadsoverskridelser fra utenlandske leverandører. Milliardoverskridelsene ble kjent da Statoil onsdag presenterte sine kvartalsresultater. – En rekke byggeoppdrag har de siste åra blitt tildelt utenlandske verft basert på urealistisk prising og avvik fra standard bransjekontrakt. Det har vært et problem at norske leverandører taper kontrakter på pris, mens de endelige prosjektkostnadene nærmest uten unntak viser seg å bli mye høyere enn den opprinnelige differansen i tilbudene, sier forbundsleder Eggum. Fellesforbundet krever en uhildet offentlig utredning av alle forsinkelsene og kostnadsoverskridelsene ved de utenlandske leveransene. Konsernsjef i Statoil, Eldar Sætre, uttalte på pressekonferansen onsdag at hovedårsakene til kostnadsoverskridelsene var globale problemstillinger norske leverandører ikke ville vært skjermet for. Han sa også at det i flere situasjoner ikke var verft i Norge eller Europa som kunne tatt de største prosjektene, som Aasta Hansteen, og at det manglet konkurransedyktige norske anbud. Samtidig minnet Sætre om at vi har flere eksempler på prosjekter i Asia som leverte i samsvar med anbudet, inkludert Valemon, Gudrun og den flytende enheten på Heidrun og kompressorene på Troll.

Statoil og partnerne utsetter produksjonsstart på Aasta Hansteen- og Mariner-feltene fra 2017 til andre halvdel av 2018. Det skriver selskapet i sin kvartalsrapport. En mulig utsettelse av Aasta Hansteen ble først varslet i Statsbudsjettet for 2015.  Årsaken som da ble oppgitt var forsinkelse ved bygging av topsiden. Det oppdaterte kostnadsestimatet for Aasta Hansteen er økt med omkring 9 prosent siden planen for utbygging og drift (PUD) ble lagt fram, skriver selskapet. I tillegg kommer en valutaeffekt på 2,4 milliarder kroner som samlet gir et kostnadsestimat på omlag 37 milliarder kroner. Prisanslag ved innlevering av PUD var 32,1 milliarder kroner. For Mariner er kostnadsøkningen i overkant av 10 % sammenlignet med opprinnelig plan. Statoil er tilfreds med utviklingen for Johan Sverdrup-prosjektet, der kostnadsestimatene er redusert med omlag 7 %.

Centrica og partnerne har bestemt at Butch-funnet i Nordsjøen skal bygges ut som en undervannstilkobling til Ula-feltet. Det valgte konseptet for undervannstilkobling innebærer at brønnstrømmen fra Butch vil bli sendt til BP-opererte Ula, der prosessering gjennomføres. Oljen fra Butch vil eksporteres gjennom Ulas eksportrørledning for olje til Ekofisk, og videre gjennom Norpipe til Teesside-terminalen i Storbritannia. Produsert gass fra Butch vil bli injisert i Ulas reservoarer for å bedre oljeutvinningen – Dette er en viktig milepæl for Butch-utbyggingen. Undervannstilkoplingen er en nyskapende løsning der vi bruker Oselvar-infrastrukturen på Ula-plattformen på nytt. Det valgte konseptet sikrer en forutsigbar, sikker og kostnadseffektiv levering av Butch-utbyggingen, sier Hennig Eide, utbyggingssjef for Butch i Centrica Energy Norway, ifølge en pressemelding. Centrica og partnerne Suncor Energy, Faroe Petroleum og Tullow Oil, satt til slutt igjen med to mulige konsepter: Undervannstilkobling til Ula eller en uavhengig oppjekkbar produksjonsløsning. Butch-feltet ble påvist i 2011. Det ligger i den norske delen av Nordsjøen, ca. 13 kilometer øst for Ula-feltet. Utvinnbare ressurser er beregnet til mellom 27 og 51 millioner fat oljeekvivalenter, hvorav 95 prosent er olje. Produksjonsstart er planlagt til 2019, med en topproduksjon på 35 000 fat oljeekvivalenter per dag. Totale investeringer i Butch-prosjektet er beregnet til å være mellom seks og sju milliarder norske kroner. En endelig investeringsbeslutning er ventet sent i 2016.