Statoil jobber hardt for å senke prisen på sine utbyggingsprosjekter. Og på Johan Castberg-prosjektet i Barentshavet har man oppnådd betydelige besparelser. – Gjennom flere prosesser, har vi kuttet kostnader i Johan Castberg-prosjektet. Så langt har vi kuttet over 30 prosent samtidig som oljeprisen er halvert, sa Statoils Erik Strand Tellefsen, direktør for feltutbygging i nord,  i sitt innlegg på seminaret «Olje og jazz» i Honningsvåg. Det er seminarets arrangør, PetroArctic, som skriver dette. Beslutning av videreføring av Castberg ble da utsatt til andre halvår 2016. Forventet investeringsbeslutning skjer i 2017. Denne tidsplanen står fortsatt fast, ifølge PetroArctic. Les også: Derfor er det fornuftig å bremse Castberg Da lisensen offentliggjorde sitt utredningsprogram i februar 2013, var intensjonen å bygge ut feltet med flyter, undervannsbrønner og rørledning til en landbasert oljeterminal. Den gang var investeringskostnadene beregnet til mellom 80 og 90 milliarder kroner. Deretter falt oljeprisen som en stein og investeringsanslagene steg godt over 100-milliardersmerket. Det betyr lavere inntekter og høyere utgifter. I tillegg ga fjorårets intensive letekampanje i nabolaget magre resultater. Statoil signaliserte derfor at løsningen med en landbasert oljeterminal ble for kostbar. På fjorårets kapitalmarkedsdag anslo selskapet mulige besparelser på opptil 2,4 milliarder kroner ved hjelp av standardisering og valg av enklere løsninger på Johan Sverdrup og Johan Castberg. Summen av disse budskapene, gjør det naturlig å anta at Statoil sikter seg inn mot å bygge ut feltet med en flytende produksjonsenhet, en “billigløsning” sammenliknet med den alternative landterminalen.

Ved å kjøpe andeler i tre lisenser sikrer Tellus Petroleum seg 15 prosent av eierskapet i Gina Krog Unit. Selger er Total E&P Norge. Transaksjonen er forventet å bli gjennomført mot slutten av året. Tellus vil betale 1,4 milliarder kroner før skatt, basert på operatørens kostnadsanslag for Totals andel i 2015. Total vil beholde skattebalanser knyttet til Gina Krog-investeringer før overdragelsene. – På dette grunnlaget vi beregnede kostnader inntil produksjonsstart være om lag 11 dollar fatet før skatt, heter det. Da avtalen ble signert betalte Tellus et depositum på 50 millioner kroner. Produksjonen på Gina Krog er ventet å starte i midten av 2017 og gradvis øke til et platå på cirka 10.000 fat netto til Tellus.

Statoil har søkt Miljdirektoratet om tillatelse til boring av 8 produksjonsbrønner, 12 injeksjonsbrønner og en pilotbrønn som første trinn i utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet, fase 1, i Nordsjøen. Boreprogrammet det søkes om gjelder boring med mobil borerigg, primært Deepsea Atlantic, og det er planlagt borestart 1. mars 2016. Statoil opplyser i søknaden at det arbeides for å framskynde borestart med en måned.  Boreprogrammet vil gjennomføres i perioden 2016 til 2019. Operatøren vil senere søke om boring av ytterligere 15 brønner fra permanent borerigg som skal installeres på feltsenteret i 2019, og for boringer i neste utbyggingsfase hvor det er planlagt 42 nye brønner.

Statoil ser oppmuntrende resultater fra avgrensningsboringen i Bay du Nord-området utenfor Canada. Oppdaterte ressursanslag kommer ikke før tidlig neste år, men selskapet er forsiktig optimistiske til et stort funn. Det sier Statoils sjef for offshore-aktiviteten i Canada, Gisle Stjern, til bransjeavisen Upstream. Samme avis rapporterte for tre uker siden at Statoil nylig hadde fullført avgrensningsboring på Bay du Nord-funnet, og at selskapet angivelig var «svært fornøyd» med resultatene, ifølge en ikke-navngitt, godt plassert kilde, skriver DN. Bay du Nord-funnet er for øyeblikket estimert å holde mellom 300 og 600 millioner fat.

Eni har fått Petroleumstilsynets samtykke til videre bruk av Floatel Superior på Goliat-feltet. Eni Norge fekk 21.april samtykke til bruk av Floatel Superior på Goliat-feltet fram til 30. september, men på bakgrunn av oppdatert tidsplan for prosjektet, har Ptil gitt Eni samtykke til videre bruk av innretningen fram til 30. november 2015.

Martin Linge – Total Sammenliknet med fjorårets rapportering, peker Martin Linge seg ut som en versting. Investeringsanslaget har økt med 7,2 milliarder kroner siden utbyggingsplan ble levert og 3,7 milliarder kroner siste år. 23. september skrev Offshore.no at Total utsetter oppstarten av prosjektet til januar 2018, på grunn av problemer i samarbeidet mellom engineering og bygging. – Bakgrunnen for at vi er forsinket i forhold til den opprinnelige tidsplanen for plattform-modulene (topsides) på Martin Linge, er at detaljprosjekteringen som Technip er ansvarlig for, er forsinket. Dette har medført konsekvenser for framdriften i byggearbeidene på Samsungs verft i Sør-Korea, sa pressekontakt Leif Harald Halvorsen i Total Norge da. Goliat – Eni I rene tall er Goliat fortsatt den i særklasse største overskridelsen. Prisen siden PUD har gått opp med 16,6 milliarder kroner. Men økningen det siste året er på bare 820 millioner kroner. Ifølge statsbudsjettet skyldes sprekken teknologiske utfordringer, diverse designendringer, akselerasjonskostnader og større arbeidsmengden enn forutsatt. 28.september skrev Offshore.no at Goliat fortsatt har betydelige utfordringer for å komme i produksjon.  Åsgard subseakompresjon – Statoil Statoils prestisjeprosjekt har sprukket med to milliarder kroner i løpet av det siste året og 3,2 milliarder kroner totalt. Økt kompleksitet som har ført til flere prosjekteringstimer er oppgitt som årsak. Et presset leverandørmarked og påfølgende prisøkning er også nevnt som forklaring. Aasta Hansteen – Statoil Prislappen har økt med 560 millioner kroner sammenliknet med i fjor, men etter rapporteringen har Statoil meldt om ytterligere forsinkelser ved bygging av plattformen. Dette vil medføre at oppstart av produksjon kan bli utsatt til 2018. De økonomiske konsekvensene av en slik utsettelse vil bli kartlagt og oppdatert i det videre budsjettarbeidet. Knarr – BG Og en liten opptur til slutt: På grunn av mindre komplikasjoner enn ventet knyttet til ferdigstilling og oppkobling, har Knarr redusert totalprisen med 2,5 milliarder kroner sammenliknet med anslaget fra fjorårets statsbudsjett. Artikkelen oppdateres!  

Centrica har fått samtykke fra Petroleumstilsynet til å bore et pilothol for å bekrefte at det ikke finnes grunn gass i området der selskapet planlegger utbygging av sitt Butch-felt.  Boringen er ventet å vare i 12 dager, og skal bores av Island Constructor. Island Constructor er opprinnelig bygget for lett brønnintervensjon, men er modifisert til å kunne bore grunne borehull med kveilerør. Det er, ifølge Ptil, første gang denne teknikken blir benyttet ved boring av en brønn fra et slikt fartøy. Per i dag eksisterer det fire utbyggingsalternativer for Butch: Installasjon av en havbunnsinnretning tilknyttet Ula som vertsplattform. Installasjon av en havbunnsinnretning tilknyttet Gyda som vertsplattform. Brønnhodeplattform tilknyttet enten Gyda eller Ula som vertsplattform. Bruk av mobil boreenhet, (Mobile Offshore Drilling and Production Unit). Centrica har foreløpig anslått investeringene til å bli på mellom 4 og 8 milliarder kroner. Butch, som er anslått å inneholde 27–51 millioner fat oljeekvivalenter, er lokalisert i i lisensene 405 og 405B sør i Nordsjøen, omkring 13 kilometer øst for Ula og 18 kilometer nord-øst for Gyda.

Analytikere tviler på at det kostbare Goliat-prosjektet blir lønnsomt. Den opprinnelige budsjettrammen for Goliat var 30,8 milliarder kroner da plan for utbygging og drift, den såkalte PUD-en, ble levert i 2009. I fjorårets statsbudsjett var kostnaden beregnet til 46,7 milliarder, noe som bekreftes i statsbudsjettet som regjeringen legger fram onsdag. Her vil prisen ha nærmet seg 47 milliarder, skriver Stavanger Aftenblad. Les også: Dokumentet som viser at Goliat fortsatt har problemer Avisen skriver at Goliat-operatør Eni, med 65 prosent eierdel, sendte inn sine tall til regjeringen i juni, og at disse viser en pris som er relativt uforandret fra i fjor. Men det er antatt at Goliat-prosjektet kan komme til å bikke 47 milliarder kroner etter indeksregulering. Samtidig fortsetter millionene å renne ut, uten at produksjonen fra feltet har startet. – Ser man på hele prosjektet vil jeg tro vi må se en gjennomsnittlig oljepris på nærmere 100 dollar fatet for å se en god avkastning, sier oljeanalytiker Christian Yggeseth i Arctic Securities. Goliat-feltet ligger i utvinningstillatelse 229 som ble tildelt i Barentshavsrunden i 1997. Den anslåtte totalproduksjonen er på 170 millioner fat oljeekvivalenter over en periode på 15 år. Antatte gassreserver er 8 milliarder standard kubikkmeter.

Statoil har kjøpt en andel på 24 prosent av grensefunnet Alfa Sentral-feltet for 126 millioner kroner. 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, som Statoil er operatør for. Alfa Sentral vil derfor øke utnyttelsen av Sleipner-anleggene. – Vi har i Statoil satt oss ambisiøse mål for fremtidig aktivitet, produksjon og verdiskaping. Denne handelen viser potensialet som ligger både på britisk og norsk side av kontinentalsokkelen. Med oppkjøpet i Alfa Sentral øker vi ressursgrunnlaget og styrker arbeidet med å videreutvikle Sleipner-området fram mot 2030, sier Mette Halvorsen Ottøy, områdedirektør for Drift Sør i UPN. Gjennom denne transaksjonen får Statoil en eierandel på 24 prosent i utvinningstillatelse P312 på britisk sokkel. Sammen med PL046 på norsk sokkel dekker disse to tillatelsene Alfa Sentral-feltet. Statoil er operatør for PL046 med en eierandel på 62 prosent. Statoil har dermed økt sin eierandel i et høyt prioritert prosjekt i et av selskapets kjerneområder, og styrket sin tilstedeværelse på både norsk og britisk sokkel. Det ventes at transaksjonen avsluttes ved utgangen av 2015. Konseptvalg for Alfa Sentral-prosjektet ble godkjent i september 2015. Forhandlinger om en samordning av feltet begynner om kort tid. En endelig investeringsbeslutning skal etter planen tas sent i 2016, med produksjonsoppstart i 2020.