Statoil jobber hardt for å spare penger og effektivisere driften. STEP-programmet har levert solide resultater så langt, men for å komme i mål må Statoil tenke større. Eller rettere sagt; enklere. – Vi snur hver stein og er villig til å ta store grep. Derfor spør vi; hva hvis vi fjerner alle Statoils egne tekniske krav? Det betyr ikke at vi skal gjøre det, men vi må undersøke hvordan dette vil påvirke effektiviteten og kostnadene, sa STEP-direktør Jannicke Nilsson på Innkjøpskonferansen onsdag. Statoil får stadig kritikk for å fordyre prosjekter med egne tekniske spesifikasjoner som går utenpå det norske regelverket og står i veien for forenkling og standardisering. Da selskapet skulle tildele noen av Johan Sverdrup-kontraktene, utfordret man derfor leverandørene til å levere et alternativt anbud der de sto fritt til å diktere de tekniske spesifikasjonene, uavhengig av Statoils egne krav. – Dessverre var det ikke mye å hente. Kanskje ble det for voldsomt for selskapene? Vi har likevel ikke gitt opp denne tanken, sier Nilsson. Vanskelig på 100 dollar STEP-programmet ble startet i 2013 og lansert for offentligheten på Statoils kapitalmarkedsdag i 2014. Nilsson sier det var vanskelig å skape “sense of urgency” i starten, da oljeprisen lå over 100 dollar fatet, men i etterkant har et betydelig prisfall vist at initiativet ikke kom én dag for tidlig. Det langsiktige målet er besparelser på 1,7 milliarder dollar årlig fra 2016. Tar aldri slutt Foreløpig ligger selskapet godt an på områder som boreeffektivitet, modifikasjons- og feltkostnader og produksjonseffektivitet. Investeringer i nye prosjekter henger litt etter, men det er ikke unaturlig i et forretningsområde med betydelig forsinkelseseffekt. – STEP smerter, både internt i Statoil, i oljeindustrien og i annen industri. Men vi må sikre at Statoil har høy aktivitet også i perioder med lav oljepris, og da må kostnadene ned. Vi kan ikke gamble på at oljeprisen kommer opp igjen. Vi håper selvsagt, men kan ikke bygge forretningsmodellen på håp, sier hun til Offshore.no. – Har STEP en utløpsdato? – STEP skulle i utgangspunktet vare ut 2015, men nå har vi etablert en driftsorganisasjon og et system der effektiviseringen skal fortsette. – Når er det nok? Når er dere i mål? – Aldri. Det vil alltid være behov for forbedring. Vi startet med de største leverandørene. Nå ser vi på mulighetene for effektivisering nedenfra og opp, sier Nilsson.

Lundin Norway, operatør for utvinningsstillatelse 609, har avsluttet boring av avgrensingsbrønnene 7220/11-3 og 7220/11-3 A på olje- og gassfunnet 7220/11-1 (Alta). Funnet 7220/11-1 ble påvist i i kalksteinsbergarter i Gipsdalengruppen i oktober 2014. Etter boring av funnbrønnen var operatørens ressursanslag for funnet på mellom 14 og 50 millioner Sm3 utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder Sm3utvinnbar gass. Brønn 7220/11-3 påtraff en 75 meter gasskolonne og øvre del av en oljekolonne i kalksteinsbergarter i Gipsdalengruppen, med god til svært god reservoarkvalitet. På grunn av tekniske utfordringer ble brønnen plugget. Det ble besluttet å bore et sidesteg, 7220/11-3 A, om lag 400 meter mot sørøst. Brønnen påtraff en hydrokabonkolonne på 74 meter, hvorav 30 meter gasskolonne og 44 meter oljekolonne i reservoarbergarter med god til dårlig reservoarkvalitet. Trykkgradienter fra brønnene 7220/11-3 og 7220/11-3 A viser kommunikasjon med funnbrønnen 7220/11-1. Brønnene ble boret av boreinnretningen Island Innovator som nå skal bore undersøkelsesbrønn 7220/6-2 i samme utvinningstillatelse.

OMVs Wisting er Norges nordligste oljefunn, men foreløpig er de påviste ressursene for små til å forsvare en utbygging. Selskapet skal derfor bore to nye brønner, Wisting Central II og Hassel, i lisens 537 i Barentshavet. Brønnen skal bores med Transocean Spitsbergen, og planlagt oppstart er 1. januar 2016. “Varigheten av operasjonen er estimert til maksimum 117 dager for avgrensningsbrønn Wisting Central II og maksimum 60 dager for avgrensningsbrønn Hassel, gitt funn av hydrokarboner. Dette er OMV sin 5. og 6. brønn i Wisting-lisensen”, skriver selskapet i søknaden til Miljødirektoratet. Brønnene er lokalisert ca. 315 km nord for Hammerfest, med et vanndyp på henholdsvis 402 m og 398 m. Foreløpig har OMV funnet opptil 200 millioner fat i området, men selskapet har tidligere antydet et potensial på opp mot 500 millioner fat i lisensen.

Bakgrunnsartikkel om oljefunnet Pil og den uvanlige eierkonstellasjonen.  Jakten på olje er kostbar, og i mange tilfeller går små selskaper skoene av seg i håpet om å finne nøkkelen til pengebingen. Men hva så hvis det motsatte skjer? At man faktisk gjør et funn som overstiger både forventninger og kapasitet. Heller ikke det er plankekjøring. Bare spør partnerne i Pil-funnet. Statoil kastet kortene Lisens 586 i Norskehavet ble tildelt VNG og Statoil 4. februar 2011, som en del av TFO 2010. Raskt ble det imidlertid klart at Statoil ikke ville bruke selskapets tid, krefter og penger på å utforske undergrunnen i området sørvest for Njord og Draugen. Igjen satt VNG. Med 100 prosent eierandel og 100 prosent ansvar. Inn kom myggene Slik åpnet døren seg for tre mygger på oljejakt. I Bergen hadde børsnoterte Rocksource famlet i blinde i flere år, men ambisjonene og pengene var fortsatt på plass. Og 210 kilometer lenger sør hadde nystartede Spike Exploration fått økonomisk backing av milliardmaskinen Hitecvision. Begge entret lisens 586 via såkalte farm-in-avtaler, som i praksis betyr at selskapene overtar en del av eierskapet mot å dekke utgiftene for leting. Inn kom også Faroe Petroleum. Et lite leteselskap på jakt etter nye prosjekter etter å ha byttet bort Maria-funnet mot  andeler i de produserende feltene Ringhorne, Brage og Njord. Dermed var partnerskapet spikret. Milliarder i minus Tre år senere står denne trioen, sammen med operatør VNG, med betydelige andeler i et funn som er anslått å inneholde opp mot 200 millioner fat olje, inkludert funnet i Boomerang-brønnen, som ble offentliggjort forrige uke. Funnet skal åpenbart settes i produksjon, spørsmålet er hvordan. Enten som en tilknytning til Njord eller Draugen eller som en selvstendig utbygging. Investeringer på et titall milliarder må påregnes, uansett hvilken løsning man velger. Det er heftig kost for fire selskaper som allerede er tynget av store investeringer i avgrensningsbrønner. Totalt hadde kvartetten i 2014 inntekter på rundt 1,5 milliarder kroner og et samlet resultat før skatt på minus 2,1 milliarder kroner. Da gjelder det å ha langsiktige og investeringsvillige eiere i ryggen. Companymaker eller salg? Tyske VNG har allerede signalisert at selskapet vil bruke Pil som en companymaker, altså en eiendel og et prosjekt som gir selskapet et solid fundament å bygge hele organisasjonen på. For de tre andre er fremtiden i Pil-funnet betydelig mer usikker. Rocksource, nå omdøpt til Pure, har riktignok sikret seg økonomisk handlingsrom ved at Hitecvision, som også eier Spike, har kommet inn på eiersiden. Men for investeringsselskapet fra Stavanger er salg alltid et alternativ, og per i dag  tyder verken finansieringen eller forretningsstrategien på at noen av dem vil beholde Pil gjennom en utbygging. Også Faroe Petroleum er tydelige på at Pil-prosjektet blir for stort og at investeringene ville kvalt resten av aktiviteten. Planen er å sitte på eierandelen til man er ferdige med lete- og avgrensningsprogrammet og deretter selge seg ned eller bytte bort hele eller deler av eierandelen med produksjon, slik selskapet gjorde med Maria. Det kan bli trangt ut døren i lisens 586.

Prisen for første fase av utbyggingen av Johan Sverdrup er justert ned fra 123 milliarder kroner (nominelle termer) til 114 milliarder kroner. Det melder partner Det norske. Forklaringen er “en positiv markedsreaksjon på kontrakter og innkjøpsordre”. Johan Sverdrup er planlagt bygget ut i flere faser og første fase består av fire plattformer bundet sammen med gangbroer samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon. For full feltsutbygging, inkludert senere faser, er investeringskostnadene beregnet til i størrelsesorden 170-220 milliarder kroner med utvinnbare ressurser på mellom 1,7 og 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter. Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent der det er tatt høyde for avansert teknologi for økt utvinning i fremtidige faser. Utbyggingen i første fase har produksjonskapasitet på i størrelsesorden 315.000 til 380.000 fat pr dag. Planlagt oppstart er sent 2019.

Blir ikke produksjon før etter 2017.  Total utsetter oppstart av Martin Linge-prosjektet på norsk sokkel til etter 2017. Det sier finansdirektør Patrick de la Chevardiere i Total til journalister i forbindelse med selskapets strategioppdatering onsdag, melder Financial Times. Total er operatør på Martin Linge med en eierandel på 51 prosent. Partnerne er Petoro med 30 prosent og Statoil med 19 prosent.

Faroe Petroleum har i løpet av sine første ti år på norsk sokkel vært med på fem betydelige olje- og gassfunn – Maria, Fogelberg, Butch, Snilehorn og Pil. – Per i dag vil jeg si at alle disse fem er kommersielle, sier driftsdirektør Helge Hammer til Offshore.no. – Selv med dagens oljepris? – Ja, faktisk. Husk at de aller fleste oljeselskapene aldri har lagt 110 dollar fatet til grunn for sine langsiktige investeringer. Kanskje 70-80 dollar, men ikke 110. Dersom vi nå kan få ned kostnadene med rundt 30 prosent, vil det fortsatt være god økonomi i svært mange mindre funn på norsk sokkel. Vil ut av Pil I 2011 erstattet Faroe eierandelen i Maria med andeler i de produserende feltene Ringhorne, Brage og Njord i en byttehandel med Petoro. Dette har gitt mersmak, og Hammer ser gjerne på liknende transaksjoner for de fire andre funnene. Spesielt Pil ser ut til å bli større enn Faroe evner å gape over. – Pil innebærer gigantiske investeringer for et lite selskap som vårt. Dersom vi skulle beholdt våre 25 prosent gjennom hele utbyggingen, ville alle pengene våre gått til dette. Planen er å sitte på eierandelen til vi er ferdige med lete- og avgrensningsprogrammet og deretter selge oss ned eller bytte bort hele eller deler av andelen vår med produksjon, slik vi gjorde med Maria, sier han. I forrige uke kom nyheten om at Boomerang-prospektet inneholder mellom 13 og 31 millioner fat olje. Dette er tilleggsressurser som styrker økonomien i Pil-prosjektet. – Hvordan vurdere dere resultatene fra den brønnen? – Et helt greit funn, men vi hadde håpet på mer. Sidesteget var skuffende, men vi tror fortsatt det er mye olje i lisensen og er spent på resultatene fra Blink-brønnen, som er neste på programmet, sier Hammer. Vurderer utbyggingsløsninger Når det kommer til Butch og Snilehorn, vurderes ulike utbyggingsløsninger. Førstnevnte kan bli en tilknytning til Ula eller en selvstendig utbygging, mens Snilehorn trolig knyttes til Draugen eller Njord. En eventuell utbygging av Fogelberg ligger lenger fram i tid. – Hva kan myndighetene gjøre for å sikre at disse og andre småfunn på norsk sokkel blir bygget ut? – Å kutte selskapsskatten, er et godt initiativ. Men hvis petroleumssærskatten økes tilsvarende, så er ikke det nok til å gjøre det attraktivt å investere i små utbygginger og i tiltak for økt utvinning. Det er viktig at ytterligere insentiver kommer på plass slik at vi utnytter infrastrukturen i Nordsjøen mens den fortsatt kan brukes.   

Offshore.no har utarbeidet Norges beste leteoversikt. Her får du full oversikt over pågående og kommende brønner på norsk sokkel. Informasjonen er basert på myndighetssøknader, operatørenes egne nettsider samt Offshore.no. 

Statoil-sjef Eldar Sætre er klar: Aktiviteten i oljenæringen vil falle mye etter 2025 dersom ikke nye felt åpnes for leteaktivitet. Konsernsjefen understreket på Arbeiderpartiets industrikonferanse i Oslo mandag at det er helt nødvendig med nye arealer for leting. – Produksjon og aktivitet vil falle mye etter 2025 dersom vi ikke finner nye felt. Ny aktivitet forutsetter en jevn tilgang til nye områder. Derfor blir 23. konsesjonsrunde veldig viktig for videre aktivitet, men det vil også være nødvendig å åpne ytterligere områder i årene som kommer, sa Sætre. – Vi har alltid utviklet nye områder basert på kunnskap, og vi vil aldri gå inn i områder der vi ikke føler oss helt trygge på at fiskeri- og miljøhensyn er godt ivaretatt, understreket Statoil-sjefen. Åpning av nye områder for oljeleting er en svært omstridt politisk sak.