Det norske har fått myndighetenes velsignelse til å droppe utviklingen av selskapets problemfelt Jette, der produksjonen er fallende bare to år etter at feltet ble satt i produksjon. Det skriver Upstream. Jette er bygget ut som en undervannsinstallasjon knyttet opp til Jotun B.

Nekter å sette fart på Trestakk-utbyggingen.  Oljedirektorat sendte i april et krasst brev til Statoil der direktoratet understreket at selskapets utsettelser av Trestakk-utbyggingen tolkes som brudd på petroleumsloven. “Prosjektet vurderes som tilstrekkelig modnet til å fatte en DG2 beslutning, og det er vist god lønnsomhet med opprinnelig plan om DG2 i mars 2015 og oppstart i 2018. OD vurderer det dithen at en utsettelse vil redusere verdiskapingen og øke risikoen for øding av ressurser som en konsekvens av kortere produksjonsperiode for Trestakk. Etter ODs vurdering er derfor operatørens beslutning om å utsette investeringene ikke forenlig med PL§4-1 om forsvarlig utvinning av petroleum”, skrev direktoratet. Statoil står på sitt Men Statoil akter ikke å endre sine planer selv om disse kolliderer med ønsker og lovtolkninger fra myndighetene. Det viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. “På spørsmål fra OD bekrefter Statoil at de ikke har igangsatt spesielle tiltak for å tilstrebe en produksjonsstart i 2018 slik som OD uttrykte forventning om i brevet”, heter det i et referat fra et møte mellom direktoratet og Statoil. Resten av det aktuelle avsnittet er skjermet for innsyn og dermed sladdet i referatet som Offshore.no har tilgang til. – Det pågår en dialog mellom Statoil og OD om hva som vil være den beste fremdriften til Trestakk. I lys av dagens markedssituasjon og vår pågående effektiviseringsagenda på norsk sokkel, ønsker Statoil mer tid til å modne og robustgjøre prosjektet for å oppnå økt lønnsomhet til det beste for partnerskapet i lisensen, våre eiere og det norske samfunnet. Vi er samstemte om viktigheten av en forsvarlig utnyttelse av ressursene i feltet, sier informasjonssjef Ørjan Heradstveit i Statoil til Offshore.no. Utsatt i mars Opprinnelig plan for Trestakk-prosjektet var å ta en beslutning om videreføring (DG2) i mars 2015 for å oppnå en produksjonsstart i 2018. I februar informerte operatøren om at DG2 var utsatt med bakgrunn i utviklingen i oljepris og et behov for å omprioritere prosjekter og skyve på investeringer. “Statoil presiserte videre at en oppstart i 2018 vil være omtrent umulig å nå, selv om DG2 tas nå. Dette fordi kontrakter må settes allered i november for å nå marinesesongen i 2017″, står det i møtereferatet. Stridens kjerne er levetiden til Åsgard A. Oljedirektoratet frykter at nedstenging av installasjonen i praksis vil bety at Trestakk-ressursene aldri blir utvunnet. Statoil mener at denne frykten langt på vei er ubegrunnet og at det også eksisterer alternativer for en senere utbygging av Trestakk. – Kan knyttes til Kristin “Statoil argumenterte for at ressurser ikke ødes med den planen selskapet har lagt opp til basert på en forventning om økt levetid på Åsgard A. (…..) Det vil også kunne være andre potensielle tie-in-muligheter til andre felt i framtiden hvis Åsgard A skulle falle bort. Ressursene forsvinner ikke fra Trestakk om Trestakk ikke blir realisert fra Åsgard A.” Ifølge dokumentet mener Statoil at Trestakk kan knyttes til Kristin-plattformen dersom levetiden på Åsgard A ikke blir forlenget. Dette til tross for at Kristin-alternativet ble “screenet ut” i en tidligere fase av prosjektet. – Vanskelig å beslutte med lav oljepris Statoil har understreket at Oljediretoretets brev vil bli vektlagt ved behandlingen av DG2, men sier samtidig at den største utsikkerheten for prosjektet er oljeprisutviklingen på kort og lang sikt. “Det vil være vanskelig å beslutte prosjektet fram til jul hvis oljeprisen er lav.” – I møtet med operatøren 11. juni informerte Statoil om det planlagte tidsløpet for prosjektet, samt om arbeid som er gjort for å optimalisere utbyggingsløsningen fram mot konseptvalg høsten 2015. Oljedirektoratet har uttrykt klare forventninger til rettighetshaverne om at det nå må fattes beslutninger som sikrer at alle lønnsomme ressurser i Trestakk blir realisert. Oljedirektoratet vil fortsette sin tette oppfølging av prosjektet fram mot konseptvalg og innlevering av Plan for Utbygging og Drift (PUD), sier pressekontakt Astri Sivertsen i Oljedirektoratet til Offshore.no.

Øker utvinningen med rundt 65 millioner fat oljeekvivalenter. Produksjonen fra hurtigutbyggingsprosjektet Gullfaks Sør økt oljeutvinning (GSO) i Nordsjøen startet 27. juli. GSO øker utvinningen i Gullfaks-området med om lag 65 millioner fat oljeekvivalenter. – GSO viser hvordan vi kan øke utvinning og lønnsomhet ved hjelp av standardiserte, enkle utbyggingsløsninger tilknyttet eksisterende infrastruktur, sier Arild Dybvig, direktør for hurtigutbyggingsprosjekter i Utvikling og produksjon Norge. Produksjonen startet tre år etter at prosjektet ble godkjent og det er investert ni milliarder kroner i prosjektet. Forlenger levetiden – Prosjektet bidrar til å utnytte ledig prosesseringskapasitet og forlenger levetiden for Gullfaks A-plattformen utover 2030, sier Marit Berling, produksjonsdirektør for Gullfaks. GSO er en satsing innen økt utvinning, standardisering og industrialisering – i tråd med Statoils kontinuerlige arbeid for å maksimere verdiskapingen på norsk sokkel. Prosjektet er en del av Statoils hurtigutbyggingsportefølje, men med et større og mer komplekst undervanns-omfang enn det som er normalt for denne typen utbygginger. Omfattende prosjekt – Det er gjennomført nærmere 800 fartøysdøgn og 2,3 millioner arbeidstimer med gode HMS- resultater. GSO er vårt mest omfattende hurtigutbyggingsprosjekt, sier Trond Bokn, direktør for undervannsprosjekter i Teknologi, prosjekter og boring. – I tillegg er det gjennomført 370 dager med borerigg. Boreprogrammet vil fortsette ut første kvartal 2016. GSO omfatter to havbunnsrammer, fire produksjonsbrønner, to gassinjektorer, rørledning for gassinjeksjon og totalt tre produksjonsrør, i tillegg til kontroll-linjer og strømkabler for oppvarming av rørledninger. Totalt er det 22 undervanns-tilknytninger.  

Lundin planlegger å bore prospektet Ørnen i Barentshavet i høst. Brønnen ligger 84 kilometer fra Berlevåg, på 288 meter og tidligste oppstart blir i november. Ørnen ligger i lisens 708 og de vil bruke Transocean Arctic på jobben. Det er planlagt at alle aktiviteter vil ta omtrent 150 dager. Dette inkluderer letebrønnen og opsjoner på et sidesteg og inntil tre brønntester. Eierfordelingen i 708 er som følger: Lundin 40% Lukoil 20% Edison 20% Lime 10% North Energy 10%

Talisman planlegger å permanent plugging av tre brønner på Rev. Rev ligger ved Varg, sør for Sleipner og cirka 200 kilometer fra land. Produksjonen på Rev startet i 2009, men de siste årene har produksjonen avtatt og det planlegges derfor for å plugge C-1, C-2 og D-1 H. Havdypet på borestedet er 87 meter og Talisman vil bruke Jack Up-en Maersk Giant til jobben. Oppstart vil være tidligst 28.september og ha en varighet på omtrent 143 dager. – Operasjonen består i korte trekk av plugging av brønnene med primær og sekundær sementbarriere mot reservoarseksjonen, trekking av produksjonsrør og setting av overflate sementbarriere. Fjerning av havbunnsutstyr knyttet til produksjonen fra Rev, som juletre, brønnhoder og beskyttelsesrammer, vil bli utført separat på et senere tidspunkt, skriver de i sin søknad til Miljødirektoratet.

Statoil har gjort et gass/kondensatfunn nordøst av Ekofisk – like ved King Lear-funnet sør i Nordsjøen. Ifølge en melding fra Oljedirektoratet er funnet mellom 15 og 75 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Før borestart var ressursanslaget i King Lear 69-201 millioner fat. Avgrensningen av 2/4-21-funnet  fører ikke til endring av ressursestimatene, melder OD. 41 meter gass Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Ulaformasjonen) og midtre jura reservoarbergarter (Bryneformasjonen), samt å avgrense 2/4-21-funnet (King Lear). I primært letemål påtraff brønnen 41 meter med gass-/kondensatfylte sandsteinsbergarter i Ulaformasjonen med moderat reservoarkvalitet. olje-vannkontakten ble ikke påtruffet. Brønnen påtraff videre 30 meter brutto med vannfylt sandstein med dårlig reservoarkvalitet i Bryneformasjonen. Brønnen påtraff også en 20 meter tjukk gass-/kondensatkolonne i Farsundformasjonen, i to soner på fem meter tjukke reservoarbergarter med moderat/god reservoarkvalitet, som bekreftet trykkforbindelse med funnet 2/4-21 King Lear. Nå skal funnene vurderes Rettighetshaverne vil vurdere funnene sammen med hensyn til en optimal utbygging. Brønn 2/4-23 S ble boret til et vertikalt dyp av 5548 meter under havflaten, og ble avsluttet i sandsteiner i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Havdypet er 68 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt. Brønn 2/4-23 S ble boret av Mærsk Gallant som nå skal til lisens 018 for å gjøre brønnarbeid på Eldfisk-feltet i Nordsjøen.

Det norske krever mer av Johan Sverdrup. I et klagebrev hevder oljeselskapet Det norske at det har rett på en eierandel som er 0,66 prosentpoeng større enn det selskapet allerede er tildelt. I klagebrevet til Olje- og energidepartementet viser Det norske til en tabell over såkalte iboende egenskaper i ulike deler av feltet. Indirekte gjør selskapet krav på 12,2333 prosent av feltet, 0,66 prosentpoeng mer enn det det ble tildelt av departementet 1. juli, skriver Dagens Næringsliv. – Vi bekrefter tallene som står der. Det er den posisjonen vi står for i forbindelse med Olje- og energidepartementets ankebehandling, og det er dette vi mener Kongen i statsråd må lande på dersom han omgjør vedtaket, sier kommunikasjonsdirektør Rolf Jarle Brøske i Det norske til avisen. Krangelen om eierfordelingen i gigantfeltet har pågått i et års tid og skyldes at feltet dekker tre utvinningslisenser med ulike eierskap. skriver avisen. I henhold til Petroleumsloven er lisensene slått sammen til én og utbyggingen samordnet. 1. juli kom Olje- og energidepartementet fram til denne eierfordelingen av feltet: Statoil 40,03 prosent, Lundin Norway 22,6 prosent, Petoro 17,36 prosent, Det norske oljeselskap 11,57 prosent og Maersk Oil 8,44 prosent. – Vi må bruke tid på å sette oss inn i vedtaket. I ytterste konsekvens kan det bli aktuelt å trekke staten inn for retten, sa Brøske til NTB da eierfordelingen ble kjent for en snau måned siden.

Åtte dager etter at Maersk Integrator ankom Gina Krog startet boringen av den første produksjonsbrønnen på feltet. – Vi skal bore og sette ti lederør (conductor) på 30 tommer først, så borer vi toppseksjonen på seks brønner. Planen er at to til tre brønner skal være boret inn i reservoaret før plattformdekket kommer fra Sør-Korea, sier boreleder Tonny Lemqvist til Statoil.com. Riggen Maersk Integrator skal  bore brønner til et stykke ut i 2019. Sommeren har vært travelt på feltet. Lørdag 11. juli var installasjon av stålunderstell og forboringsmodul ferdigstilt, og tungløftefartøyet Hermod kunne forlate feltet. Dagen etter kom riggen Maersk Integrator til feltet for å koble seg opp til forboringsmodulen og gjøre seg klar til boring. Det er ikke uvanlig at nybygg er forsinket, og ofte må rigger ha verkstedopphold  i Norge en periode før de kan gå til felt og starte jobben. Gina Krog-prosjektet valgte imidlertid å sette klare, ambisiøse mål og være optimister. – Riggen kom til Norge i april, og Maersk gjennomførte de siste testene og klargjøringen i Åmøyfjorden utenfor Stavanger, men uten at riggen trengte å gå til kai. Vi har også fått om bord alt tredjepartsutstyret i tide. Det har ikke vært lett, men vi fikk det til, sier Morten Hyvik, prosjektleder for Gina Krog boring og brønn. Maersk leverte riggen innenfor de fastsatte tids- og kostnadsrammene – uten HMS-hendelser. – Nå regner vi med at den gode trenden fortsetter og at vi får levert sikre og effektive boreoperasjoner. Riggens design legger til rette for dét, sier Hyvik.