Undersøkingsbrønnen skal borast frå Transocean Spitsbergen i posisjon 67°15’5,14″ nord og 5°10’29,12″ aust, etter at undersøkingsbrønn 205/23-3a er ferdig bora på britisk side for Hurricane, melder Oljedirektoratet.
Repsol Norge AS er operatør med 40 prosent. Dei andre rettshavarane er DEA Norge AS med 30 prosent og M Vest Energy AS med 30 prosent. Arealet i dette løyvet består av blokk 6705/8 og 6705/9, i tillegg til delar av blokk 6705/7 og 6705/10. Brønnen blir bora om lag 330 kilometer vest for Bodø.
Utvinningsløyve 705 blei delt ut den 21. juni 2013 (22. konsesjonsrunde). Dette er den første brønnen som blir bora i løyvet.
Løyvet føreset at dei andre løyva og samtykka som vert kravd av andre myndigheiter er gitt før boreaktiviteten startar.
– Med de planene vi har nå, er vi optimister på at vi skal klare å legge dette fram til investeringsbeslutningen og få det gjennom. Det ser veldig bra ut, sier Hegge til Aftenbladet.
Han holdt et innlegg på Statoils kapitalmarkedsdag i London på tirsdag.
– Beslutningen på Johan Castberg-prosjektet kommer sent i året, og det er det mange i leverandørindustrien venter på nå. For der er det mye arbeid, så det kommer til å bli viktig for norsk leverandørindustri å få dette oppdraget og vinne den konkurransen når de kommer så langt, sier Hegge.
– Kan du love industrien at dette prosjektet kommer?
– Nei, dessverre, det kan jeg ikke. Men vi er offensive.
Fra 80 til 35 dollar
Hegge var selv nordnorgesjef i Statoil på den tiden da balanseprisen på dette prosjektet var på 80 dollar per fat.
Les også: Utbyggingskostnadene har blitt enda lavere på Johan Sverdrup
– At vi nå har kommet under 35 dollar er en fantastisk prestasjon fra organisasjonen. Hvis vi kobler det med at norsk leverandørindustri viser seg konkurransedyktige og vinner i den konkurransen, kan det bli en kjempegod historie for oss og for flere.
Også konserndirektør for norsk sokkel, Arne Sigve Nylund, sier at de «jobber knallhardt med Johan Castberg-prosjektet».
Det er estimert at det i prosjektfasen vil gi cirka 23.000 arbeidsplasser, og så vil driftsfasen vare i rundt 30 år. Planlagt oppstart er i 2022.
Les også: Utenlandske investeringer trekker ned Statoil-resultatet
Men det er ikke bare opp til Statoil å gi grønt lys til milliardinvesteringen, minner Nylund om.
– Det er et partnerskap av selskaper som skal ta den beslutningen, og det er først når beslutningen er tatt at prosjektet blir gjennomført.
Les hele saken hos Stavanger Aftenblad (abo)
– Jeg kommer ikke på mange andre som har hatt så mye nedetid første året. I nyere tid virker dette ganske ekstremt, sier oljeanalytiker Christian Yggeseth i Arctic Securities til Stavanger Aftenblad.
Produksjonen på Goliat-plattformen ble stanset 26. desember 2016 etter at det ble oppdaget flenger og kutt i slangen som losset olje fra plattformen. Natt til fredag, over fem uker etter produksjonsstopp, kom operatør Eni i gang med produksjonen igjen.
Eni får refs i ny rapport: Oljeansatt kunne omkommet
I august valgte Petroleumstilsynet å stenge Goliat i én måned på grunn av sikkerhetsmessige årsaker, og siden produksjonsstarten i mars 2016 har plattformen hatt nedetid i over syv uker.
– Det er klart at dette er meget uheldig, og det er ikke slik det skal være. Prosjektet gikk brukte mer tid, og kostet mye mer enn først antatt. Dette begynner å bli en økonomisk byrde for Statoil og Eni, sier oljeanalytiker Yggeseth.
Les også: Stålramme på Goliat manglet 40 bolter
Har tatt høyde for uforutsette hendelser
Kommunikasjonsjef Andreas Wulff i Eni Norge sier at operatøren har tatt høyde for nedetiden på Goliat i budsjetteringen, og minner om at sikkerheten kommer først.
Fakta
Goliat-feltet ligger 80 kilometer nordvest for Hammerfest i Barentshavet.
Plattformen ble levert fra verftet i Sør-Korea til Hammerfest i april 2016, men startet ikke produksjonen før i mars 2015.
Har hatt en rekke uønskede hendelser siden, blant annet en arbeidsulykke i juni 2016, da en mann ble alvorlig skadet i hodet.
Eni Norge er operatør (65 prosent), og Statoil er med som partner (35 prosent).
– Vi ønsker stabil produksjon, men det skal ikke gå på bekostning av sikkerhet. Ved å ta den tiden som forholdene krevde, har vi gjennomført en krevende operasjon uten hendelser, sier Wulff.
Han mener produksjonsstoppen på Goliat har vært helt nødvendig, og ønsker ikke å kommentere påstander fra analytikerne.
– Hvorfor har det tatt hele fem uker å komme i gang?
– Det er det flere årsaker til. Vi har hatt flere perioder med dårlig vær, og vi har trengt stabilt vær over en lengre periode for å skifte ut segmentene. Vi har også gjort en rekke analyser for å dokumentere lossesystemets integritet. Dette inkluderer trykk- og strekktester, visuell inspeksjon, testoppkobling mot tankbåt og risikovurderinger. Testene har vært gjenstand for tredjeparts verifikasjon, sier Wulff.
Les hele saken hos Stavanger Aftenblad (abo)
Astero er blitt Byrding og skal bygges ut for 1 milliard kroner.
Av denne milliarden vil godt under halvparten være kontrakts-muligheter for leverandørene.
Rigg og juletre i boks
Det skal bores en to-grens brønn fra den eksisterende Fram H-Nord-bunnrammen.
FaktaBYRDING
Partnere: Statoil Petroleum AS (operatør) 45%, Wintershall Norge AS 25%, Idemitsu Petroleum Norge AS 15% og Engie E&P Norge 15%.
Funnår: 2005
Lokasjon: nord for Fram-feltet i Nordsjøen
Vanndyp: 360 meter
Byrding vil produsere på topp i 2017/2018 og forventet daglig produksjon vil da være nær 8 000 fat oljeekvivalenter per dag.
Til dette arbeidet har Statoil allerede ordnet seg rigg.
Det blir Scarabeo 5 som får jobben med dette arbeidet, bekrefter Statoil. Borestart er estimert til februar neste år og jobben tar cirka 130 dager.
Statoil har alt riggen på kontrakt og med en dagrate på 494.000 dollar vil riggkontrakten utgjøre over 520 millioner kroner.
I tillegg er FMC allerede valgt som leverandør av juletre til prosjektet. Dermed er det ikke de store kontraktene i spill for dette prosjektet.
Tenker på en helt annen måte
Opprinnelig var investeringsanslaget for Byrding 3,5 milliarder kroner. Det er ikke kostnadskutt og prispress alene som gjør at prosjektet nå koster 70 prosent mindre.
– Vi har hatt et meget godt team som har jobbet grunding for å snu alle stener, slik at vi kan utnytte eksisterende infrastruktur. Vi opplever at alle har en helt annen tankegang enn for bare et år siden og mange proaktive ingeniører som gjør prosjektet mulig. Den løsningen vi har valgt nå er den beste for å sikre lønnsomheten i prosjektet, sier prosjektdirektør for Statoils brown field-portefølje Terese Kvinge.
Statoil opplyser ikke balanseprisen for sitt nye minifelt, men bekrefter at de tjener penger med dagens oljepris på 50 dollar fatet.
Jakter flere felt å bygge ut
Kvinge trekker frem Statoils interne arbeid, leverandørene og rettighetshaverne i de ulike lisensene som meget nødvendige for å klare dette.
Nå starter jakten på neste gode prosjekt.
– Vi vil jobbe med et par andre funn i Fram-området og det blir spennende utover høsten. Det er inspirerende å se hva vi kan få til gjennom vårt forbedringsarbeid.
Med Byrding-planen levert inn fredag og Utgard er to av årets seks forventede PUD-er levert.
I sitt budsjett for leting og avgrensning i 2016 er det satt av 145 millioner dollar. Dette er en nedgang på 64 prosent, sammenliknet med 2015.
Det er budsjettert med letekostnader på om lag 75 millioner dollar i Norge.
Dette inkluderer boring av Fosen i lisens 544, som pågår nå. I tillegg kommer Filicudi-prospektet i lisens 533 som fortsatt er under vurdering hos partnerskapet. En borestart her kan skje andre halvdel av 2016.
Videre opplyser selskapet at de planlegger å prøve seg på Neiden-prospektet, som ble suspendert i fjor høst. Neiden ligger i lisens 609.
Inkludert Neiden tror på at borekampanjen har potensial til å påvise 250 millioner fat.
Statoil med dets partnere er tildelt seks letelisenser i Flemish Pass-bassenget utenfor kysten av Newfoundland og to lisenser utenfor kysten av Nova Scotia.
Lisensene offshore Newfoundland dekker et område på totalt 14.670 kvadratkilometer i nærheten av det Statoil-opererte Bay du Nord-funnet. Statoil vil være operatør for fem av lisensene, og delta i én lisens som partner.
Lisensene offshore Nova Scotia (NS15-1 lisens 1 og 2) dekker et område på totalt 6.500 kvadratkilometer og ligger om lag 250 kilometer fra Halifax i Nova Scotia.
– Statoil har fra før en betydelig posisjon i Flemish Pass-bassenget, og de nye lisensene muliggjør videre utvikling av leteporteføljen i et område selskapet har erfaring med. De tildelte områdene i Flemish Pass-bassenget ligger i nærheten av Statoil-funnene Mizzen fra 2009, og Harpoon og Bay du Nord fra 2013, skriver selskapet i en melding.
I november 2014 startet Statoil et 18-måneders boreprogram i Flemish Pass-bassenget. Programmet vil avgrense Bay du Nord-funnet og også teste nye prospekter i nærheten. Statoil er operatør for Bay du Nord-funnet med en andel på 65%, med Husk Energy som partner med 35%.
Marsk Oil Norge gjort et ikke-kommersielt gass/kondensatfunn i letebrønn 6406/6-4S i Tvillingen Sør-prospektet i lisens 510 i Norskehavet.
Brønnen påtraff en hydrokarbonkolonne på opp til 30 meter i Garnformasjonen med god reservoarkvalitet.
– De dypere reservoarmålene viste god reservoarkvalitet, men var vannbærende. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling og prøvetaking, skriver partner North Energy i en melding.
Mærsk Oil Norge er operatør på boringen av Tvillingen Sør-prospektet. Brønn 6406/6-4S ble boret av Leiv Eiriksson til en total dybde på 4484 meter.
Tvillingen Sør-prospektet ligger 220 km nordvest for Trondheim og 20 km sørvest for Tyrihansfeltet.
Statoil har boret tørt på Gasol/Gretel-prospektet i lisen 169, sør for Grane.
Brønnen påtraff 22 meter tykk sandstein i øvre jura, hvorav 7,5 meter med god reservoarkvalitet. Det ble ikke påvist reservoarbergarter i perm.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Dette er den 15. letebrønnen i utvinningstillatelse 169.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2563 meter under havoverflaten og ble avsluttet i grunnfjell.
Havdypet er 118 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.
Brønnen ble boret av Songa Trym som nå skal bore undersøkelsesbrønn 34/8-16 S Tarvos i lisens 120 i nordlige Nordsjøen der Statoil er operatør.
Mandag ble det siste røret i den 482,4 kilometer lange rørledningen Polarled lagt ved Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet, på 1260 meters havdyp.
Rørledningen, med en diameter på 36 tommer, strekker seg fra Nyhamna i Møre og Romsdal til Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet og er lagt av verdens største rørleggingsfartøy: «Solitaire» fra Allseas.
Rørleggingen startet i mars i år, og rørledningen består av over 40.000 rørlengder, hver på 12 meter. Polarled er den dypeste rørledningen på norsk sokkel. Det er også første gang i verden at et rør på 36 tommer i diameter legges på så stort dyp – 1.260 meter.
Transportkapasiteten for gass vil være cirka 70 millioner standard kubikkmeter pr dag.
– Vi leverer rørledningen langt under budsjett. Opprinnelig investeringsbudsjett for rørledningsprosjektet var 11,1 milliarder kroner. Nå forventer vi et investeringsnivå på rundt 7,5 milliarder kroner. Dette skyldes god planlegging, god markedskunnskap og god gjennomføring – og at vi kunne slå sammen flere store prosjekter da vi gikk ut i markedet og forhandlet om rør og fartøy. Basert på dette kunne vi treffe markedet med hensyn til kapasitet og pris, sier Torger Rød, direktør for prosjekter i Statoil i en melding.
Ved oppstart er det bare gassen fra Aasta Hansteen som blir transportert gjennom Polarled, men røret med diameter på 36 tommer har plass til mer:
– Derfor har vi installert seks tilknytningspunkter underveis, kall det framtidige påkjøringsfelt til den nye motorveien for gass. Med denne rørledningen åpner vi for eksport av gass til Europa fra et helt nytt område på norsk sokkel, og med infrastrukturen på plass vil det også bli mer attraktivt å lete i området, sier han.
Statoil har brukt 1,5 milliarder kroner på nytt boresystem på Gullfaks B-plattformen.
Fredag avsluttet Statoil arbeidet med å oppgradere boreanlegget på Gullfaks B, som har vært stengt siden juni 2014.
Oppgraderingen er ferdig to måneder tidligere enn planlagt.
– Tidligere har vi opplevd utfordringer med å holde planlagt framdrift og kostnadsramme i lignende prosjekter, men her har det gått raskere enn planlagt og noe under budsjett, forteller informasjonssjef Morten Eek til Sysla.
– Det skyldes at vi hadde en godt definert arbeidsplan utført i tett samarbeid med leverandørene, og der det ikke kom sene endringer til underveis. Vi har også dratt nytte av å bruke personell og erfaringer fra lignende prosjekter på blant annet Oseberg, Statfjord, Snorre og Veslefrikk, sier Eek.
19 milliarder
Totalt har Statoil investert 1,5 milliarder kroner i prosjektet, som gjør at boreprogrammet på feltet får forlenget levetiden til 2032.
Oppgraderingen gjør at selskapet ved hjelp av ny og forbedret teknologi kan bore nye produksjonsbrønner og hente opp større ressurser fra havbunnen.
Statoils beregninger viser at forventet produksjon fra Gullfaks-feltet øker med 47 millioner fat oljeekvivalenter som følge av oppgraderingen. Med onsdagens oljepris (49,42 per fat) vil det gi inntekter på 2,3 milliarder dollar, eller nær 19 milliarder kroner.
– Oppgraderingen inngår i Statoils arbeid med å øke utvinningen og forlenge levetiden på modne felt, sier Eek.
– Blir viktigere
Oljenæringen er inne i en usikker periode, der det sås tvil om utbygging av flere nye prosjekter. Eek tror et mer krevende marked i industrien vil føre til ytterligere oppmerksomhet rundt forlengning av oljefelts levetid framover.
– Jeg tror det blir enda viktigere å utnytte eksisterende infrastruktur og hente ut en større andel av oljen og gassen fra utbygde felt på en kostnadseffektiv måte. Det er god ressursutnyttelse som gir økonomisk gevinst, sier han.
Boreprosjektet på B-plattformen er del av en større oppgradering på Gullfaks-feltet. I sommer startet produksjonen på fast track-prosjektet Gullfaks Sør, som forlenger levetiden til A-plattformen og skal sikre utvinning av 65 millioner ekstra fat oljeekvivalenter.
Senere i år starter også våtgasskompresjon på havbunnen, som skal gi 22 millioner fat oljeekvivalenter ekstra.
