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.

Første egenopererte letebrønn på fem år.  ExxonMobil er verdens største oljeselskap og blant de mest lønnsomme også på norsk sokkel. Likevel har selskapet ikke boret en eneste egenoperert norsk letebrønn de siste fem årene. Siste letebrønn i 2010 Ifølge Oljedirektoratets letedata ble selskapets forrige wild cat i Norge, tørr brønn ved Balder, avsluttet i mars 2010. Siden dengang har ExxonMobil brukt over 120 milliarder kroner på leting over hele verden, med hovedvekt på Asia. Men nå har endelig selskapet bestemt seg for å jakte norsk olje igjen. Prospektet som skal undersøkes heter Prince og ligger like ved selskapets Balder- og Ringhorne-felt. Boreoperasjonen har forventet oppstart 1. desember, med en varighet på 45-60 dager. Rigg er West Alpha, som i fjor høst måtte avbryte sitt boreprogram i Russland og som derfor er tilbake i Norge. Brønnen skal bores ligger omtrent fire kilometer vest for Ringhorne, og et eventuelt funn vil dermed kunne utvinnes ved hjelp av eksisterende innretninger. – Er fortsatt aktive i Norge Selskapet har hatt leteutgifter på norsk sokkel de siste fem årene, men da utelukkende gjennom partneropererte brønner. – ExxonMobil i Norge har de siste årene konsentrert seg om å optimalisere produksjonen fra felt som allerede er i drift, og da særlig på Balder feltet hvor det er boret atskillige brønner som har resultert i betydelig økte produksjonsvolumer og en utvidelse av feltets levetid.  Produksjonsvolumet har nå gjenerobret nivåer før 2006, sier informasjonssjef Eirik Hauge i Esso Norge til Offshore.no. – Vi vurderer også flere muligheter i dette området, som markerte starten på oljeeventyret i Norge for 50 år siden da Balder lisensen ble tildelt Esso Exploration Inc. som produksjonslisens PL 001. ExxonMobil er fortsatt aktive i Norge!

Faroe Petroleum melder om et nytt oljefunn ved Pil-funnet i Norskehavet. Boomerang-prospektet er anslått å inneholde mellom 13 og 31 millioner fat olje, skriver selskapet i en børsmelding. Ifølge Oljedirektoratet vil eierne vurdere funnet sammen med andre funn i nærheten med hensyn til en mulig utbygging. Saken oppdateres.

Ifølge ferske tall fra Oljedirektoratet falt dagsproduksjonen i august til 1.917.000 fat olje, NGL og kondensat. Dette er en nedgang på cirka 2 prosent, sammenliknet med juli. Nedgangen er på 37.000 fat. Væskeproduksjonen i august fordeler seg slik: 1.559.000 fat olje, 315.000 fat NGL og 42. 000 fat kondensat i gjennomsnitt per dag. Oljeproduksjonen ligger 4,0 prosent over produksjonen i august i fjor. Den er cirka 4,5 prosent over OD sin prognose for august 2015.

På vegne av operatøren Gassco, har Statoil tildelt IKM Ocean Design en EPC-kontrakt for Johan Sverdrup Gooseneck Spool and Retrofit hot-tap tee, som del av gasseksportløsningen fra Johan Sverdrup-feltet. Kontrakten har en varighet på cirka 2 år, og arbeidet starter umiddelbart, melder Statoil. Johan Sverdrup-feltet ligger i den norske delen av Nordsjøen. Feltet ligger omkring 40 kilometer sør for Grane, 65 kilometer nord for Sleipner og 140 kilometer vest for Stavanger. Gassen vil bli eksportert til Kårstø via en ny 18 tommers rørledning som tilknyttes Statpipe rikgassrørledningen fra Statfjord. Forbindelsen til Statpipe vil være med en såkalt hot-tap og oppkobling til en 30 tommers retrofit Tee. Installasjonen vil være dykkerløs ved å utnytte hot-tap utstyr på PRS-basen i Haugesund. Johan Sverdrup er blant de fem største oljefeltene på norsk sokkel. Med forventede ressurser på 1,7 – 3,0 milliarder fat olje vil feltet være et av de viktigste industriprosjektene i Norge de neste 50 årene. Planlagt produksjonsstart for Johan Sverdrup-feltet er desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år. Gassco blir operatør og ansvarlig for teknisk drift av den 156 kilometer lange rørledningen  mellom Johan Sverdrup-feltets stigerørsplattform og Statpipe rikgass-rørledning når feltet settes i drift. Statoil er utbyggingsoperatør.

Shell har boret en tørr letebrønn, Portrush, 10 kilometer sørøst for Njord-feltet i Norskehavet. Det melder partner Faroe Petroleum. – Resultatet er skuffende, men effekten av reduserte riggrater og borekostnader, kombinert med det norske skattesystemet, sørger for at kostnadene for brønnen er betydelig redusert. Samtidig pågår boreoperasjonene på oppfølgingen av Pil og Bue, der vi jakter oppside i Boomerang- og Blink-brønnene, sier konsernsjef Graham Steward i Faroe Petroleum ifølge en børsmelding. Brønnen ble boret av Transocean Barents.

43 søkere i årets TFO.  Søknadsfristen for den årlige konsesjonsrunden i de best kjente leteområdene på norsk sokkel, TFO 2015, var onsdag 2. september. Ved utløpet av søknadsfristen hadde departementet mottatt søknader fra til sammen 43 selskaper, mot 47 selskaper i fjor, skriver OED i en pressemelding. – Det er gledelig å se at det fortsatt er stor interesse for å søke på nye leteområder i Norge og at oljeselskapene har tro på norsk sokkel framover. Tildeling av areal er vesentlig for å legge til rette for aktivitet i årene som kommer. Det er positivt at selskapene posisjonerer seg for langsiktig tilstedeværelse og verdiskaping på norsk sokkel, sier olje- og energiminister Tord Lien (FrP). Olje- og energidepartementet foretok i forbindelse med TFO 2015 en større utvidelse av det forhåndsdefinerte området både i Norskehavet og i Barentshavet. Selskapene som har søkt er: A/S Norske Shell Atlantic Petroleum Norge AS Bayerngas Norge AS BP Norge AS Capricorn Norge AS Centrica Resources (Norge) AS Concedo ASA ConocoPhillips Skandinavia AS Core Energy DEA Norge AS Det norske oljeselskap ASA Dong E&P Norge AS E.ON E&P Norge AS Edison Norge AS Eni Norge AS Enquest Norge AS Explora Petroleum Faroe Petroleum Norge AS Fortis Petroleum Norway AS GDF SUEZ E&P Norge AS KUFPEC Norway AS Lime Petroleum Norway AS Lundin Norway AS MOL Norge AS North Energy ASA Norwegian Energy Company ASA OMV (Norge) AS Origo Exploration Norway AS Petrolia Norway AS PGNiG Upstream International AS Premier Pure E&P Norway AS Repsol Exploration Norge AS Skagen44 AS Spike Statoil Petroleum AS Suncor Energy Norge AS Svenska Total E&P Norge AS Tullow Oil Norge AS VNG Norge AS Wellesley Petroleum AS Wintershall Norge AS

En rekke leverandører innen vedlikehold og modifikasjon (V&M) går en nervepirrende høst i møte. De kjemper om nye rammekontrakter med Statoil – avtaler verdt mange milliarder kroner. Startet i 2010 Det er helt åpent om Statoil forlenger eksisterende kontrakter eller velger nye leverandører innen V&M. Innen ISO forhandler de med eksisterende aktører om utøvelse av opsjoner. – Vi jobber med langsiktighet for både V&M og ISO, og vurderer ulike muligheter for fremtidig kontraktsdekning. Det sier Ola Anders Skauby, pressetalsmann i Statoil til Offshore.no. Bakteppet for den prosessen Statoil jobber med nå er at de i 2010 tildelte en rekke avtaler for denne type tjenester, med varighet på fire år. Med på kjøpet kom to opsjoner på to år hver. Den første opsjonen ble avklart i desember 2013, da Statoil tildelte kontrakter på over 10 milliarder kroner. Disse løper fra august 2014 til juli 2016. Åpner for nye leverandører Før sommerferien har Statoil gått en ny runde med leverandørene. –  For V&M har vi valgt en todelt tilnærming hvor vi har hatt en forespørsel i markedet for nye avtaler. Vi evaluerer denne opp mot gjenværende opsjon på de eksisterende V&M-avtalene, bekrefter Skauby. Prosessen med å avklare hvem som får utøvd sine opsjoner pågår for fullt. Selskapene har fått anbudsdokumenter og levert sine priser tilbake. Må bli mer effektive og kutte papirflyttere I dagens marked er det ventet at Statoil vil presse hardt for å få vesentlig lavere priser for denne type tjenester. – Hva vektlegger dere ved tildeling? – Gode HMS-resultater og gjennomføringsevne er en overordnet forventning til alle Statoils leverandører. I tillegg vektlegger vi blant annet leveransedyktighet, bedret effektivitet, redusert administrasjon og økt bruk av standardisering. – Hvilke forventninger har dere til leverandørenes evne til å tilpasse seg markedet? – For å lykkes med våre mål om varig endring og økt konkurransekraft må vi gjøre dette sammen som bransje. Vi er opptatt av å sammen med leverandørene finne smarte løsninger for å kunne knekke kostnadskurven og sikre forbedret effektivitet. Slik kan vi sammen bygge en bærekraftig industri. Bruker høsten til å regne Med oppstart på de nye kontraktene neste sommer, vil denne høsten gå med på å evaluere og forhandle. Tildeling er foreløpig uklart selv om det vil være naturlig å peke mot slutten av året, slik at selskapene har tid å sette seg i stand for fremtidige oppgaver. – Vi er i en evalueringsprosess nå og kan ikke si noe mer om eksakt tidspunkt for tildeling.

To og et halvt år etter prosjektstart er produksjonen i gang på Smørbukk Sør Extension. Aldri før har det blitt produsert olje og gass fra så tette formasjoner med normalt trykk på norsk sokkel. Ved hjelp av lange reservoarseksjoner og nye teknologiske løsninger, hentes det her opp hydrokarboner fra et reservoar like tett som keramikkfliser. 41 dollar fatet Dette er et pionerprosjektet som åpner for utbygging av flere liknede områder. – Prosjekter med break even under 50 dollar fatet er et uttalt mål for Statoil. Ved beslutning lå Smørbukk Sør Extension på 46 dollar fatet, men kostnadsbesparelser gjør at vi nå ligger på 41 dollar fatet. Det betyr lønnsomhet selv i dagens marked, sier oppdragsleder Ove Andre Pettersen i Statoil til Offshore.no. – Den største oppsiden er likevel mulighetene som dette gir, både i det aktuelle området og på hele resten av norsk sokkel. Tette reservoarer finnes overalt, og dette prosjektet åpner for nye teknologiske og økonomiske vurderinger på mange eksisterende og nye felter. Fishbones Hovedløsningen for slike tette formasjoner er å bore lange horisontale reservoarseksjoner. På Smørbukk Sør Extention er det boret en produksjonsbrønn med to grener som totalt gir cirka 5200 meter med reservoareksponering. I tillegg prøves den såkalte «fiskebensteknologien» ut for første gang på norsk sokkel for å øke produksjonen ytterligere. Denne teknologien går ut på at ca 150 «fiskeben» bores 10-12 meter ut av brønnløpet ved hjelp av roterende turbiner. –Dette er et viktig skritt i uttesting og anvendelse av en teknologi som gjør det mulig å øke utvinningen fra veldig tette reservoarer hvor oppsprekking ikke er en aktuell metode. Erfaringene med lange brønner i tette formasjoner og «fiskeben» åpner opp for flere nye prosjekter på Åsgard feltet og ellers på norsk sokkel, sier leder for petroleumsteknologi på Åsgard, Mari Skaug. Hurtigutbygging Utbyggingen av Smørbukk Sør Extension består, i tillegg til brønnene, av en ny havbunnsramme koblet opp til eksisterende infrastruktur på Åsgard-feltet med to rørledninger, samt  en ny kontrollkabel til Åsgard A. Utbyggingen startet i mars 2013 og er gjennomført i henhold til Statoils fasttrack-prinsipper. – Statoil har investert enorme summer i infrastruktur, og gjenbruk av denne er viktig. Smørbukk Sør Extension tar i bruk både Åsgard A, Åsgard Transport og eksisterende templater på havbunnen. Dette er nøkkelen til å få lønnsomhet i slike IOR-prosjekter, sier Pettersen.