Lisenseierne på Yme-feltet har konkludert med at det ikke er forsvarlig å gå videre med nye utbygginger. Nå skal gjenværende installasjoner fjernes og brønnene plugges. Det skriver Teknisk Ukeblad. Lisenseierne har i lengre tid evaluert muligheten for en oppdatert utbyggingsplan, en såkalt PUD, for feltet. Målsettingen har da vært å identifisere en sikker og lønnsom utbygging, opplyser Grethe Elise Foldnes, talskvinne i operatørselskapet Talisman. – Etter en grundig prosess, inkludert utsettelse av den opprinnelige fristen, konkluderte partnerskapet med at prosjektet ikke har den økonomiske robustheten som er nødvendig for å forsvare en ny utvikling av feltet og dermed en oppdatert PUD, sier hun videre. Olje- og energidepartementet har nå gitt lisenseierne tillatelse til å starte forberedelser for avvikling av prosjektet. – Dette betyr at vi nå begynner å planlegge fjerning av de gjenværende installasjonene på feltet. Dette innebærer at brønnene plugges, havbunnsutstyr fjernes, og at produksjonslisensen leveres tilbake til norske myndigheter, sier Foldnes til Teknisk Ukeblad. Yme er blant historiens største industriskandaler i Norge. Utbyggingen skulle etter planen kostet 4,9 milliarder kroner og startet produksjonen i januar 2009. Seks år senere er 14 milliarder kroner investert, men plattformen er ubrukelig og må skrapes. Senest i mai i år skrev offshore.no at medeier i lisensen, Lotos, ville bygge ut Yme igjen.

Etter flere år med teknologiutvikling, bygging og testing er verdens første undervanns våtgasskompressor på plass ved Gullfaks C-plattformen i Nordsjøen. Gullfaks Subsea kompressorprosjekt (GSC) har i løpet av mai og juni gjennomført installasjonskampanjer av strukturer og moduler på undervanns-kompressorstasjonen. Kompressorene ble installert i slutten av juni. Våtgasskompresjon på Gullfaks C vil gi 22 millioner ekstra fat oljeekvivalenter, og en forlengelse av platåproduksjonen med rundt to år. – Installasjons-kampanjene har vært vellykket utført av Subsea 7, sier prosjektleder Bjørn Birkeland. Verdens første i sitt slag Prosjektet går nå inn i siste fase med uttesting og klargjøring for overlevering og oppstart i siste kvartal i år. – Dette er verdens første kompressor i sitt slag, så det er en milepæl ikke bare mot oppstart av kompressoren, men også for Statoils visjoner om å utforme framtidens havbunnsfabrikker, sier Steinar Konradsen, oppdragsleder for prosjektet. Fortsatt gjenstår arbeid med testing av den komplette kompressorstasjonen, men arbeidet er godt i gang og prosjektet er på plan. Det er også gjort betydelige forberedelser på Gullfaks C for å kunne starte undervanns-kompressoren. Arbeidet er utført av Apply Sørco og er nå inne i avsluttende fase. Økt utvinning for lisensen Kompressoren representerer et robust og fleksibelt tiltak for økt oljeutvinning (IOR) for Gullfaks-lisensen. Den skal nå kobles opp mellom havbunnsrammene L og M og Gullfaks C. Det er også mulig å knytte andre havbunnsbrønner opp mot kompressoren via eksisterende rørledninger. Dette kan gi en gevinst langt ut over det som var lagt til grunn ved beslutning om gjennomføring. – Subsea våtgasskompresjon er også viktig for å videreutvikle undervannsprosessering og et betydelig bidrag for å øke utvinningen også på andre felt, understreker Konradsen. Beskyttelsesstrukturen og kompressorstasjonen ble installert begynnelsen av mai med tungløftefartøyet Oleg Strashnov. 26 juni ble kompressor- og kjølemodulene senket på plass oppi kompressorstasjonen fra fartøyet Seven Viking. Anlegget skal kobles opp mot Gullfaks C-plattformen utover sommeren og høsten.

Premier Oil har fått Ptils samtykke til boring av Myrhauk-prospektet i den sørlige delen av Nordsjøen. Myrhauk ligger i 537 og 240 kilometer fra Lista. Borejobben er planlagt å starte i august og vare i 62 dager, avhengig av funn. Det er Mærsk Guardian som er leid inn til jobben.

Det norske er ikke fornøyd med fordelingen av forekomstene fra Johan Sverdrup-feltet. Nå vurderer selskapet å trekke staten inn for retten. Siden selskapene etter langvarige forhandlinger ikke ble enige om fordelingen av ressursene i de ulike delene av Sverdrup-feltet, besluttet Olje- og energidepartementet å foreta fordelingen. Statoil er tildelt 40,03 prosent av oljeforekomsten på det enorme Johan Sverdrup-feltet. Resten er fordelt på 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, sier kommunikasjonsdirektør Rolf Jarle Brøske i Det norske oljeselskap til NTB. Selskapets aksjer falt med nesten 3 prosent da Oslo Børs åpnet torsdag formiddag. Blokkert Da selskapene forhandlet om fordelingen i februar, inngikk fire av fem selskaper et kompromiss. Det norske oljeselskap, der Kjell Inge Røkke er en av eierne, blokkerte imidlertid for en avtale. – Vi har hele tiden hatt en prinsipiell argumentasjon om at verdien på feltet må tillegges større vekt enn i de kommersielle forhandlingene, sier Brøske. I fordelingen fra Olje- og energidepartementet får selskapet en enda mindre andel enn i forslaget fra Statoil som selskapet sa nei til. I det opprinnelige forslaget var Det norske tildelt 11,9 prosent av forekomsten. – Avklarer uenigheten Også Petoro kjempet for å få en høyere andel i feltet enn de øvrige lisenspartnerne ønsket, men etter et møte med statsråden like før fristen for å levere planen for utbygging og drift av oljefeltet gikk ut, aksepterte Petoro en lavere eierandel. I Statoil-forslaget hadde Petoro en andel på 17,8 prosent. Olje- og energiminister Tord Lien (Frp) sier torsdagens vedtak avklarer uenigheten mellom selskapene. – Vedtaket gjør at alle selskapene nå vil ha egeninteresse i å bygge ut og drive feltet de neste tiårene, slik at vi oppnår god ressursforvaltning og høyest mulig verdiskaping fra feltet, sier han i en pressemelding. Enormt Johan Sverdrup er et av de største funnene på norsk sokkel siden midten av 1980-tallet. Statoil anslår at feltet over 50 år vil gi en samlet inntekt på vel ett norsk statsbudsjett, og at første fase vil generere vel 50.000 årsverk. Endringer på brøkdeler av en prosent kan få store utslag ettersom Johan Sverdrup antas å kunne gi en samlet produksjonsinntekt på 1.350 milliarder kroner over 50 år.

Det norske har avsluttet tre brønner på Ivar Aasen. Slik gikk det: 16/1-22 S påtraff en oljekolonne på 3 meter i sandstein av god til meget god reservoarkvalitet i Skagerrakformasjonen. Oljen er mettet med et gass/olje-forhold på om lag 160 Sm3/Sm3, som ellers i vest på feltet (16/1-11,16/1-11 A og 16/1-9). Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet, men beregnet til om lag 2435 meter, som er dypere enn tidligere beregnet olje/vann-kontakt for Skagerrakformasjonen (16/1-11 A). 16/1-22 A påtraff en total oljekolonne på om lag 55 meter i Skagerrakformasjonen, hvorav 30 meter i sandstein med varierende reservoarkvalitet fra moderat til meget god. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet. Den seismiske anomalien knyttes til toppen av en total oljekolonne på om lag 25 meter i underliggende sandstein (alluvial vifte), hvorav 15 meter med moderate reservoaregenskaper. Den oljeholdige delen av den sandige viften inngår ikke i feltets tidligere rapporterte reserver. 16/1-22 B påtraff en total oljekolonne på om lag 45 meter i Skagerrakformasjonen, hvorav 25 meter i sandstein med god til meget god reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet. Gass ble ikke påtruffet i brønnene. Ingen av brønnene ble formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Brønnene er permanent plugget og forlatt. Havdypet er 113 meter. Brønnene ble boret av Maersk Interceptor, som nå skal fortsette med produksjonsboring på Ivar Aasen-feltet etter at plattformens understell er installert.

Det norske var ikke fornøyd med fordelingen av forekomstene fra Johan Sverdrup-feltet. Nå er selskapet tildelt en mindre andel enn i det opprinnelige forslaget. Siden selskapene etter langvarige forhandlinger ikke ble enige om fordelingen av ressursene i de ulike delene av Sverdrup-feltet, besluttet Olje- og energidepartementet å foreta fordelingen. Endringer på brøkdeler av en prosent kan få store utslag ettersom Johan Sverdrup antas å kunne gi en samlet produksjonsinntekt på 1.350 milliarder kroner over 50 år. Statoil er tildelt 40,03 prosent av oljeforekomsten på det enorme Johan Sverdrup-feltet. Resten er fordelt på Lundin Norway (22,6 prosent), Petoro (17,36 prosent), Det norske oljeselskap (11,57 prosent) og Maersk Oil (8,44 prosent). I det opprinnelige forslaget til fordeling fra Statoil var Det norske tildelt 11,9 prosent av forekomsten. – Med dagens vedtak avklarer departementet uenigheten mellom selskapene angående deltakerandelene i Sverdrup-feltet. Vedtaket gjør at alle selskapene nå vil ha egeninteresse av å bygge ut og drive feltet de neste tiårene, slik at vi oppnår god ressursforvaltning og høyest mulig verdiskaping fra feltet. Dette er viktig nå som utbyggingen av Norges største industriprosjekt i nyere tid er i gang, sier olje- og energiminister Tord Lien (FrP). – Vi vil nå sette oss grundig inn i begrunnelsen før vi beslutter hvordan vi forholder oss til vedtaket, sier administrerende direktør i Det norske oljeselskap Karl Johnny Hersvik. Her er Det norskes mening om hvordan ressursene bør fordeles. – Departementet har tatt utgangspunkt i det grundige undergrunnsarbeidet gjennomført av selskapene og har også sett hen til en gjennomgang innhentet fra Oljedirektoratet. Departementet har anvendt tilstedeværende volum korrigert for forskjeller i iboende reservoaregenskaper i sitt skjønn ved fordeling av Sverdrup-forekomsten. Departementets vedtak om fordeling av forekomsten er fattet etter en samlet vurdering av all tilgjengelig informasjon og saksopplysninger, heter det fra OED.

Utnytter eksisterende infrastruktur og øker lønnsomheten.  Statoil og partnerne leverte tirsdag et tillegg til Plan for utbygging og drift (PUD) i Gullfaks-lisensen til Olje- og energidepartementet for første fase av Shetland/Lista-utviklingen. Lønnsom produksjon Fase 1 av utvinningen er forventet å gi 18 millioner fat oljeekvivalenter, og vil bidra til en robustgjøring for videre drift av Gullfaks-plattformene i Nordsjøen. – Vi jobber målrettet for å redusere kostnadene og øke lønnsomheten i våre prosjekter. Ved å utnytte eksisterende infrastruktur klarer vi å realisere nye ressurser til en lavere kostnad. På den måten opprettholder vi lønnsom produksjon og langsiktig aktivitet på norsk sokkel, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel. Gjenbruk Utvinningsløsningen er basert på gjenbruk av eksisterende brønner (totalt 15) fra Gullfaks-plattformene og innebærer ingen ny infrastruktur. Dette gir svært god lønnsomhet i prosjektet. Shetland/Lista har siden 2013 vært produsert under en prøveproduksjonstillatelse. Nå leveres en plan for en mer langsiktig utvikling av disse ressursene. Dette er imidlertid bare første fase av utviklingen. Nye verdifulle fat – Gullfaks har vært et enestående industrieventyr. Siden oppstarten i desember 1986 har feltet produsert mer enn 2,56 milliarder fat olje og eksportert over 70 milliarder standard kubikkmeter gass, sier Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og produksjon Norge. – Nåværende utvinningsgrad på Gullfaks hovedfelt er 59 prosent, og med en levetid mot 2036 skal vi jobbe for å øke utvinningsgraden enda mer, understreker Hove. Shetland/Lista vil bidra med nye verdifulle fat. Investeringskostnadene er estimert til om lag 900 millioner kroner. Statoil jobber videre for å realisere neste fase basert på trykkvedlikehold. Dette antas å kunne gi en vesentlig økning i utvinningsgraden for Shetland/Lista.

Statoil, operatør på Gina Krog-feltet, har avsluttet boringen av undersøkelsesbrønn 15/6-13 og avgrensningsbrønnene 15/6-13 A og 15/6-13 B. For funnet som helhet er total olje- og gasskolonne på til sammen om lag 300 meter, hvorav 150 meter for hver av dem. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter i Huginformasjonen, mens beregninger av eventuelle tilleggsvolumer fra Sleipnerformasjonen krever en videre evaluering for nærmere avklaring. Ingen av brønnene ble formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Rettighetshaverne i Gina Krog Unit vil evaluere funnet videre med tanke på en mulig utvikling og tilknytning til Gina Krog-feltet. Brønnene 15/6-13, 15/6-13 A og 15/6-13 B ble boret til et målt dyp på henholdsvis 3577, 3925 og 3773 meter og vertikalt dyp på 3552, 3716 og 3447 meter under havflaten. Alle ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Brønnene er permanent plugget og forlatt. Havdypet er 114 meter. Brønnene ble boret av boreinnretningen Songa Trym, som nå skal fortsette med boring av en Statoil-operert brønn på britisk sokkel.

Tungløftfartøyet Thialf ankom mandag Edvard Grieg-feltet, og blir nå klargjort for løftene av modulene som til sammen vil utgjøre plattformdekket. Det er en enorm operasjon som er satt i gang. Fire slep, løftefartøy, jack-up (som nå er flyttet fra jacketen for å bore avgrensning) og i tillegg fire vakt-, standby- og supplyfartøy, er nå i gang ute i Nordsjøen. Mot slutten av operasjonen kommer også flotellet ut. Taues fra Stord og Egersund Slepet av hoveddekksmodulen for Edvard Grieg-plattformen startet fra Stord søndag ettermiddag. I løpet av de nærmeste dagene vil ytterligere tre lektere med moduler bli tauet ut til feltet i Nordsjøen. Mer enn 22.000 tonn med stål og utstyr vil utgjøre det ferdige plattformdekket på Edvard Grieg. Både den kombinerte utstyrs- og boligkvartermodulen og prosessmodulen vil i løpet av kort tid bli tauet ut fra henholdsvis Kværner Stord og Aker Solutions Egersund. Sammen med flammetårnet utgjør disse modulene hele plattformdekket. I rute – Både for Lundin som operatør, og for våre lisenspartnere og andre interessenter er det veldig viktig at vi nå går over i neste fase av prosjektet uten noe gjenstående arbeid. Det har positiv innvirkning på kostnadssiden, men også innen HMS siden vi reduserer behovet for å transportere folk til og fra feltet, sier Kristin Færøvik, administrerende direktør i Lundin Norway. Når modulene er løftet på plass på det bunnfaste stålunderstellet, starter arbeidet med å klargjøre installasjonen for produksjon. Kværner bistår Lundin i denne fasen, og de siste månedene har gått med til planlegging av dette arbeidet. Til sammen vil 1200 personer gå i offshore turnus for å sluttføre jobben. – Alt som skal skje de kommende dagene og månedene er det som virkelig skal ta Lundin Norway over i rekken av fullverdige operatørselskap på norsk sokkel, sier Kristin Færøvik til offshore.no.  

Statoil, Petoro og OMV overlever plan for utbygging og drift (PUD) for første fase av Shetland/Lista tirsdag. Dette melder regjerningen.no. Olje- og energiministeren får overlevert planen for utbyggingen, som er i Gullfaks-området. Tidligere trodde selskapene at reservoarkvaliteten var for dårlig, men en brønntest i 2013 viste at hydrokarbonene i Shetland-gruppen og Lista-formasjonen kunne gi nye volumer og rask produksjon av høy verdi. Totalt dreier det seg om nye ressurser i størrelsesorden 40-150 millioner fat. Shetland-gruppen og Lista-formasjonen er yngre og noe grunnere avsetninger og har ulike egenskaper enn formasjonene i Brent-gruppen, hvor hovedreservoarene på Gullfaks ligger. Det er grunn til å anta at ressursene delvis kan utvinnes ved å bruke eksisterende brønner. I tillegg vil nye brønner og utvidelse av produksjonskapasiteten på eksisterende innretninger være mulige alternativer. En kraftig økning av olje på Gullfaks betyr at fremtiden er sikret i mange nye år for feltet som opprinnelig hadde en levetid til 2030.