Med teknologien Distributed Acoustic Sensing (DAS) kan fiberoptiske kabler fungere som tette nettverk av seismiske sensorer. Ved å sende lyssignaler gjennom kablene registreres mikroskopiske deformasjoner i fiberen, som kan omgjøres til seismiske målinger. Resultatet er et kontinuerlig mottakersystem som følger kabelens posisjon på havbunnen eller i brønner.

Teknologien åpner for en ny måte å samle inn seismiske data offshore. I stedet for å installere tusenvis av sensorer på havbunnen kan vi bruke fiberoptisk infrastruktur som allerede finnes.

Behovet for kostnadseffektiv overvåking av undergrunnen blir stadig viktigere. På norsk sokkel krever både videreutvikling av modne felt og nye energiformer som karbonlagring og geotermi hyppigere og rimeligere monitorering av reservoarer.

Her kan DAS spille en viktig rolle.

Fra R&D til industriell løsning

Aker BP har gjennomført en serie R&D finansierte offshore-eksperimenter for å kvalifisere teknologien som et kommersielt verktøy for undergrunnsmonitorering.

Arbeidet startet med feltforsøket på Ula i 2022, der én enkelt fiberoptisk kabel ble brukt til å samle inn fiberoptisk data og sammelingne disse med konvensjonell 2D seismikk. Deretter fulgte Poseidoneksperimentet i 2023, hvor vi undersøkte hvordan innsamlingsgeometri og kabelrespons påvirker avbildningen av undergrunnen.

De mest avanserte testene er gjennomført på Edvard Grieg-feltet i 2024 og 2025, hvor flere fiberkabler på havbunnen og i brønnene ble brukt i innsamlingen av fiberoptisk data fra feltet.

– DAS har lenge vist spennende et potensial. Nå handler det om å gjøre teknologien robust nok til å fungere i full skala, i ekte felt og med reelle beslutninger som konsekvens, sier Espen Birger Raknes, Advanced Geophysicist i EXPRES.

– Gjennom disse eksperimentene har kompleksiteten økt gradvis. Samtidig har vi bygget opp en bedre forståelse av hvordan fiberoptiske sensorer fungerer i praksis.

Sammenligner med konvensjonell seismikk

I alle eksperimentene har DAS-data blitt sammenlignet med konvensjonelle metoder som streamer- og havbunnsseismikk (såkalt ocean-bottom seismikk (OBS)).

Resultatene viser at bildene av undergrunnen kan være av sammenlignbar kvalitet, selv når dataene er samlet inn ved hjelp av eksisterende fiberkabler.

– For oss i Exploration & Reservoir Development er dette et viktig steg mot mer kontinuerlig og datadrevet reservoarforståelse. Når vi kan hente inn data oftere og med lavere kostnad, styrker vi beslutningsgrunnlaget gjennom hele feltets levetid, sier Helene Hafslund Veire, VP Exploration & Reservoir Development.

Resultatene fra Edvard Grieg eksperimentene viser at med DAS teknologien er det mulig å oppnå bilder av undergrunnen som er sammenlignbare med konvensjonelle seismiske metoder.

En ny kostnadsstruktur for seismikk

Den største fordelen med DAS er potensialet for potensialet for betydelig lavere kostnader under datainnsamling.

Tradisjonell havbunnsseismikk krever at tusenvis av sensorer plasseres og hentes opp fra havbunnen. Det innebærer flere fartøy, omfattende logistikk og lange operasjoner sammenlignet med hva som trengs for å samle inn DAS data.

Med DAS trenger vi i stedet:

• tilgang til eksisterende fiberkabler
• opptakssystem koblet til kabelen
• ett kildefartøy som genererer seismiske signaler

Dermed kan kostnaden for datainnsamling reduseres med en størrelsesorden sammenlignet med konvensjonelle metoder. Samtidig reduseres operasjonell kompleksitet betydelig.

Hyppigere data gir bedre beslutninger

Når seismiske data kan samles inn raskere og rimeligere, åpner det også for en ny arbeidsmåte.

Hyppigere målinger gir bedre innsikt i hvordan reservoarer utvikler seg over tid. Det gjør det mulig å oppdage endringer tidligere og optimalisere produksjonen mer presist.

Teknologien kan også bli viktig for nye anvendelser som:

• karbonlagring (CCS)
• geotermi
• overvåking av infrastruktur offshore

Ved å bruke fiberkabler som allerede ligger installert kan vi redusere både kostnader og utslipp knyttet til datainnsamling.

– Dette handler ikke om å erstatte eksisterende metoder, men om å utvide verktøykassen vår. Ved å kombinere DAS med konvensjonell seismikk kan vi utvikle mer fleksible og kostnadseffektive monitoreringsstrategier, sier Yngve Johansen, EXPRES R&D Portfolio Manager.

Neste steg

Arbeidet fortsetter nå med å videreutvikle metoder for datainnsamling, prosessering og tolkning av DAS-data.

Pågående analyser av 4D-data fra Edvard Grieg skal undersøke om teknologien kan brukes til å kartlegge produksjonsrelaterte endringer i reservoaret.

Lykkes dette, kan DAS bli et sentralt verktøy for fremtidens monitorering av undergrunnen på norsk sokkel.

The post Tar i bruk fiberkabler som seismiske sensorer appeared first on Aker BP.

I Aker BPs basisscenario anslås global oljeetterspørsel å stige fra omtrent 105 millioner fat per dag i dag til rundt 112 millioner fat per dag i 2035. Dette tilsvarer en gjennomsnittlig årlig vekst på om lag 0,7 millioner fat per dag.

Dette er første gang Aker BP publiserer et langsiktig oljeetterspørselsestimat. Ved å dele et kvantifisert basisscenario bidrar Aker BP til den solide analytiske tradisjonen i bransjen og kompletterer arbeidet til andre aktører ved å åpne opp sin omfattende langtidsstudie av etterspørsel.

Arbeidet er utført av sjeføkonom Torbjørn Kjus, som leder selskapets arbeid med prognoser for energimarkedene, sammen med Markets & Strategic Insights-teamet ledet av Jostein Magerøy. Modellen støttes av verktøy fra Rystad Energy på etterspørselssiden, brukt med tillatelse.

Aker BPs oljeetterspørselsutsikter reflekterer sterke strukturelle drivere som befolkningsvekst, økte inntekter, større mobilitet og høyere materialforbruk. Alt dette bidrar til robust langsiktig etterspørsel på tvers av regioner og sektorer.

Viktige drivere

• Veitrafikk: Etterspørselen topper seg mot 2030, men holder seg robust. Forbruket i 2035 er fortsatt høyere enn i dag. Energieffektivisering og elektrifisering demper veksten, men fører ikke til en rask nedgang.
• Petrokjemi: En av de sterkeste vekstmotorene, drevet av økende global etterspørsel etter materialer, plast og kjemiske produkter.
• Luftfart: Økende global reiseaktivitet og økonomisk vekst støtter stabil, langsiktig etterspørselsvekst.
• Andre sektorer: Maritim, bygg og industri holder seg i stor grad stabile.
• Kraftproduksjon: Den eneste større sektoren med strukturell nedgang, ettersom olje fases ut fra elektrisitetsproduksjon.

Aker BPs langsiktige oljeetterspørselsutsikter inneholder også et oppside- og nedsidescenario.

Under forhold med sterkere økonomisk vekst og tregere effektiviseringsforbedringer kan oljeetterspørselen øke raskere. Dette scenarioet kjennetegnes av:

• Raskere vekst enn forventet innen luftfart og petrokjemi
• Mindre stram politikk
• Forsinkede effektivitetsgevinster i transport og industri

Resultatet er høyere etterspørselsvekst enn i basisscenarioet og et senere toppunkt.

I en verden der klimapolitikken strammes inn og elektrifiseringen går raskere, vil veksten avta tidligere. Scenarioet inkluderer:

• Raskere innfasing av elektriske kjøretøy
• Hurtigere politiske tiltak og effektivitetsforbedringer
• Svakere makroøkonomiske forhold
• Mulige geopolitiske forstyrrelser

Samlet peker dette mot lavere vekst og et tidligere platå i global oljeetterspørsel.

Aker BPs analyse omfatter 31 regioner og 12 sektorer og inkluderer makrotrender, teknologisk utvikling, politikkutvikling og forbruksmønstre for raffinerte produkter.

Vekstsektorer

• Petrokjemi: Drevet av globalt økende forbruk av plast og kjemiske råstoffer.
• Luftfart: Støttet av økt reiseaktivitet og voksende middelklasse globalt.
• Veitrafikk: Nærmer seg et toppunkt, men forblir en stor forbruker gjennom 2035.

Stabile sektorer

• Maritim
• Bygg
• Industri (svakt fallende, men stort sett stabil)

Sektor i tilbakegang

• Kraftproduksjon: Den viktigste kilden til strukturell nedgang.

Formål

Med denne publikasjonen ønsker Aker BP å bidra konstruktivt til den globale energidialogen ved å tilby et konsistent, transparent og datadrevet perspektiv på hvordan oljeetterspørselen kan utvikle seg frem mot 2035.

Les mer og last ned rapporten her.

The post Aker BPs langsiktige oljeetterspørselsutsikter: Et tiår med fortsatt vekst appeared first on Aker BP.

Et av høydepunktene var innblikket i en pågående boreoperasjon, der elevene fikk følge aktiviteten live og lære mer om geostyring og hva som faktisk skjer når vi samler inn undergrunnsdata. I tillegg fikk de møte flere av våre fagspesialister som delte innsikt fra sine områder.

Fra geologi i Oslo til feltutvikling i Nordsjøen

Mathias Dahl Venberget er geofysiker og åpnet besøket med en introduksjon til selskapet, industrien og hvordan ulike fagområder jobber sammen.

Geolog Anders Torp ga en introduksjon til Solveig-feltet og fortalte hvordan geofag står sentralt i hele feltutviklingsprosessen, fra tidlige vurderinger til produksjon. Solveig er en subsea tie-back til Edvard Grieg-installasjonen i Nordsjøen. Elevene fikk også se ekte olje fra letebrønnen som fant Solveig-feltet i 2013.

Jon Halvard Pedersen analyserer petroleumssystemer og tok elevene med tilbake i tid og forklarte hvordan man kan se spor etter olje i Oslo-området, basert på geologien og de samme prinsippene som brukes i dagens leting og feltforståelse.

Praktisk læring som skaper motivasjon

Steinar Halvdan Hansen Møkkelgjerd er lærer for Geofag-klassene på Oslo Handelsgym. Han satte stor pris på å gi elevene et innblikk i hvordan faget brukes i praksis.

– For elevene er det stor nytte å kunne se hva en kan gjøre med faget i arbeidslivet. Og at det ikke bare er teori på papir, men noe vi faktisk bruker til noe nyttig. Håpet er at flere av elevene skal se på en utdannelse innenfor realfagene som mer aktuelt, og ut i fra samtalene jeg har hatt med elever i dag så tor jeg vi skal klare å dytte flere i realfaglig retning, sier Møkkelgjerd.

Viktig å møte de unge

For Aker BP er slike besøk både viktige og inspirerende. Det gir oss muligheten til å vise hvordan vi jobber og hvordan teori fra skolen faktisk blir til praktiske beslutninger ute i felt. Det er også givende å møte engasjerte unge mennesker er nysgjerrige på hvordan industrien fungerer. Vi tror at å vise relevans tidlig er en av nøklene til å skape interesse og kanskje motivere noen til å velge en geofaglig retning senere.

The post Elever fra Oslo Handelsgym fikk se geofaget i praksis appeared first on Aker BP.

Det er første gang teknologien er installert offshore, og de første resultatene gir verdifull innsikt.

– Dette prosjektet handler først og fremst om å få bedre innsikt i hva som faktisk skjer nede i brønnen. Med HIPlog får vi målinger som tidligere har vært vanskelige eller umulige å hente, spesielt i flerlaterale brønner, sier Morten Hausken, Advanced Reservoir Engineer på Alvheim.

Hva er HIPlog?

HIPlog er en trådløs løsning for å måle hvordan olje og gass strømmer i ulike deler av en brønn.

Kort forklart fungerer teknologien slik:

• Små varmekilder installeres permanent i brønnen
• Kildene sender kontrollerte varmesignaler inn i strømmen
• Eksisterende temperaturmålere registrerer signalene
• Dataene brukes til å beregne produksjonsbidrag fra hver gren og sone

Alt skjer uten kabler, uten inngrep i produksjonen og uten ekstra brønnoperasjoner.

– At vi kan hente ut detaljert produksjonsinformasjon uten å forstyrre drift, er «selve kjernen i det HIPlog er utviklet for», sier Tore Ottesen, Chief Executive Officer i Wellstarter som leverer tjenesten.

Hvorfor er dette viktig?

I moderne brønner, og særlig i flerlaterale brønner, er det ofte krevende å få oversikt over hvordan produksjonen faktisk fordeler seg.

HIPlog bidrar til å svare på spørsmål som:

• Hvilke grener produserer mest
• Hvordan endrer produksjonen seg over tid
• Om enkelte soner bidrar mindre enn forventet

Denne innsikten kan brukes til:

• bedre brønnstyring
• riktigere tiltak til rett tid
• økt utvinning over brønnens levetid

– Dette er et godt eksempel på hvordan vi jobber med ny teknologi i Aker BP. Det er et resultat av flere års systematisk teknologiutvikling og kvalifisering, sier Yngve Johansen, Subsurface R&D Manager.

Pilottesten på Alvheim

Piloten er gjennomført i brønnen Frosk Attic 24/9-M-7, som har tre grener. Totalt er ni HIPlog-stasjoner installert, tre i hver gren.

Den første målekampanjen ble gjennomført i november. Analysene viser:

• tydelige og målbare signaler fra teknologien
• produksjonsbidrag fra alle tre grener
• god målekvalitet i to av grenene
• større usikkerhet i én gren, knyttet til brønngeometri og lave rater

– Piloten har gitt oss gode signaler, men også viktige læringspunkter. Blant annet ser vi hvor følsomt oppsettet er for lave rater og avstand mellom målepunkter. Det er kunnskap vi tar med oss videre, sier Hausken.

Mer data på vei

Dette er bare første steg. HIPlog-installasjonen er planlagt brukt over flere år, med gjentatte målinger som vil gi bedre grunnlag for sammenligning og tydeligere trender.

Neste målerunde starter i begynnelsen av januar og vil bidra til:

• bedre forståelse av brønnens utvikling
• sikrere vurderinger av produksjonsbidrag
• høyere kvalitet på analysene over tid

– Det er viktig å huske at dette er tidlig i brønnens liv. Når vi får flere målinger over tid, vil datagrunnlaget bli stadig bedre, sier Hausken.

Et samarbeid bygget over tid

Prosjektet bygger på flere års grundig forarbeid. Edvard Grieg-teamet og JIP-samarbeidet har gjort mye av det tidlige teknologiarbeidet før piloten på Alvheim. Aker BP har videreført dette arbeidet gjennom kvalifisering og praktisk implementering, med tydelig fokus på å redusere risiko for brønnen.

– For oss har det vært avgjørende å teste ny teknologi på en kontrollert måte, med tydelig fokus på brønnintegritet og operasjonell risiko. Piloten på Alvheim viser at dette lar seg gjøre i praksis, sier Johansen.

– For å kunne utvikle og teste ny teknologi er vi helt avhengige av tydelige sponsorer og støtte fra feltledelsen. I dette prosjektet har støtten fra Anne Skjærstein som sponsor fra PE Excellence, det tidlige utviklingsarbeidet Grethe Schei deltok i ringkilden, og ikke minst forankringen hos Alvheim AMT, vært helt avgjørende. Når ledere forstår teknologirisiko og samtidig tør å pilotere ny teknologi, er det slik vi får dette til i praksis.

Veien videre

Piloten viser at HIPlog fungerer etter hensikten og gir reell verdi. Samtidig er dette ny teknologi, og erfaringene fra Alvheim vil være viktige for videre bruk, både på dette feltet og i framtidige brønner.

– Dette er en viktig milepæl for HIPlog. At teknologien nå er installert offshore og leverer som forventet, er et resultat av tett samarbeid og grundig forarbeid, sier Ottesen.

Mer informasjon og oppdateringer kommer når neste målerunde er ferdig analysert.

The post Ny teknologi gir bedre innsikt i brønner på Alvheim appeared first on Aker BP.

Løsningen gir flere viktige gevinster: økt sikkerhet, høyere kvalitet, raskere gjennomføring og lavere kostnader. Samtidig legger den til rette for smartere og mer behovsbasert vedlikehold fremover.

– Testen ble vellykket fordi vi har jobbet målrettet og tett sammen på tvers av fag og avdelinger. Resultatet markerer et viktig steg i digitaliseringen av sveiseprosesser offshore, sier prosjektleder i Aker BP, Aslak Næss.

Samarbeidet med Effee startet på Alvheim, der Roy Andre Erland tok initiativ til å ta i bruk Effees løsning for robotisert sveising av tynne skrogplater mot sjø. Dette utviklet seg raskt til et tverrfaglig kvalifiseringsløp, og nye prosjekter med streke bidrag fra Integritet, Future Operations, det sentrale teknologiteamet og modifikasjonsalliansen, som forespurte piloten.

– I tillegg til arbeidet på Alvheim skal Aker BP og Effee videreutvikle en metode for swivel-reparasjoner på Skarv, sier Næss.

– Nå er målet å hente ut enda større gevinster gjennom full digital sveis offshore, også i modifikasjonsalliansen. Robotisert, digital sveising passer svært godt med vår operasjonelle strategi.

Gevinster med digital, robotisert sveis

• Færre dager uten produksjon: Mer effektiv gjennomføring og redusert nedetid gjennom digitalisering og fjernstyring.
• Betydelig redusert POB: Sveisespesialister kan styre prosessen fra land, noe som frigjør kapasitet offshore.
• Bedre HMS: Sveiserne kan jobbe fra sikre områder, og bruk av inert gass i habitater reduserer eksponering ytterligere.
• Desentralisert operasjonsmodell: Offshore-personell håndterer rigging og forberedelser, mens spesialister styrer selve sveiseprosessen fra land.
• Forenklet planlegging og dokumentasjon: Digitalisering gir bedre støtte til planlegging, gjennomføring, inspeksjon og dokumentasjon.

– At vi har kommet så langt på kort tid er et resultat av målrettet bruk av R&D-midler og et sterkt One Team-samarbeid mellom Effee, assets, funksjoner og sentral teknologi i Aker BP, sier Næss.

Aker BP har nå inngått en rammekontrakt med Effee for videre R&D, og er i prosess med å etablere tilsvarende avtaler for kommersielle oppdrag.

The post Vellykket pilottest på digital, robotisert sveis i trange områder appeared first on Aker BP.

Gjennom disse Aker BP-opererte prosjektene investerer vi i moderne felt med produksjonsutslipp blant de laveste i verden. Den norske andelen i prosjektene er rundt 65 prosent. Over levetiden til feltene vil de gi 150 000 årsverk i Norge, omtrent halvparten i utbyggingsfasen. Hundrevis av lærlinger får fagopplæring gjennom porteføljen, og mer enn 250 norske leverandører er direkte involvert. Det betyr tusenvis av innkjøpsordrer, mange til norske bedrifter. Samtidig skaper prosjektene aktivitet og arbeidsplasser globalt.

Dette er et gigantisk One Team-løft. Fremgangen vår drives av tusenvis av dyktige mennesker, tett samarbeid med lisenspartnere og engasjementet fra de beste strategiske partnere og leverandører. Vi er stolte av det vi får til sammen, og retter en stor takk til alle som bidrar.

The post Tre år med samarbeid og fremdrift appeared first on Aker BP.

Et tydelig skifte i hvordan vi samarbeider om drift på norsk sokkel

Det som startet som et konsept for Yggdrasil og PWP-Fenris, med prestasjonsbaserte kontrakter og digitale verktøy, er nå blitt seks driftsallianser som støtter hele driftsstrategien til selskapet.

Målet er klart: bedre drift gjennom smartere samhandling. I stedet for tradisjonelle serviceavtaler går vi inn i langsiktige partnerskap der Aker BP og ledende utstyrsleverandører jobber som ett lag, med felles insentiver og tydelige verdidrivere.

Satsingen bygger på datadeling, åpne arbeidsprosesser og utvikling av digitale løsninger som gir bedre overvåking, mer presist vedlikehold og mer effektiv produksjon. Dette legger også til rette for mer fjernstyrt drift og raskere støtte når det trengs.

Seks nye allianser på plass

Som del av Operation Alliances har Aker BP etablert partnerskap med leverandører som dekker sentrale utstyrsgrupper i vår daglige drift. Alliansepartnerne er:

SLB • NOV • Framo • Everllence • ABB • SKF • CCC • Palfinger • Aragon

– Disse alliansene blir en integrert del av driftsorganisasjonen, og skal sikre stabil, effektiv og optimalisert drift på tvers av feltene våre, forteller Julie Jansen Birkeland, Operation alliances manager i Aker BP.

– Alliansene styrker vår One Team-tilnærming og gir oss bedre forutsetninger for høy oppetid og sikker produksjon.

Et tydelig løft i 2025

I 2025 har teamet levert resultater som gjør en forskjell i hverdagen ute på feltene:

• Seks driftsallianser er etablert innen kritiske utstyrsgrupper
• En felles modell for datadeling og fjernstøtte er utviklet, som gir raskere feilsøking og bedre beslutningsstøtte
• En prestasjonsmodell er på plass, der partnere belønnes for faktisk verdiskaping
• Grunnmuren for kontinuerlig forbedring og teknologiutvikling er lagt, som styrker oss som ledende operatør på norsk sokkel

– Dette er en leveranse som både interne team og alliansepartnere kan være stolte av. Den viser hva vi får til når vi utfordrer gamle arbeidsformer og bygger noe nytt sammen, sier Julie.

En kulturendring i praksis

Operation Alliances er mer enn kontrakter og modeller. Det er et langsiktig partnerskap som endrer hvordan Aker BP jobber, samarbeider og tar beslutninger.

– Dette er et viktig steg for Aker BP. Sammen med partnerne våre bygger vi en mer helhetlig og effektiv måte å drive feltene på. Vi har etablert allianser som gjør oss i stand til å reagere raskere, jobbe mer forutsigbart og skape større verdi over tid. Dette er starten på noe som vil forme hvordan vi jobber i mange år framover, sier Julie.

– En stor takk til alle som har bidratt. Dette er et arbeid å være stolt av, og som vil gi fordeler for både operatør og leverandører i tiden fremover.

The post Operation alliances skal løfte fremtidens drift appeared first on Aker BP.

Utfordringen var å få kranen operativ igjen. Da trengte de blant annet 320 avstandsstykker, 160 separatorer og 25 drag chain-ledd. Tradisjonell bestilling ville tatt uker, men teamet valgte å tenke nytt.

Løsningen ble at en kreativ prosessoperatør 3D-modellerte drag chain-leddene offshore, mens resten av delene ble modellert fra land. Ved hjelp av 3D-printing produserte de alle komponentene på 24 timer.

– Offshore-teamet jobbet deretter flere dager med å rette skader, sammenstille og montere delene, sier Mariann Laursen Scotland som jobber innenfor kran og løft på Ula

Dette resulterte i at kranen kom raskt tilbake i drift, og Tambar unngikk produksjonsstans. Dette er et tydelig eksempel på hva som skjer når dyktige fagfolk tør å prøve ny teknologi og samarbeider på tvers av hav og land.

– Jeg er veldig stolt av Ula/Tambar-teamet som tar ansvar, er søkende og finner smarte løsninger når det gjelder som mest. Dette er et resultat av et godt samarbeid på tvers av hav og land. Vi er i senfase drift men vi er nysjerrige på å prøve ny teknologi og dette er et utmerket eksempel på det, sier Talar Arif, SVP for Ula

The post Tambar-kranen tilbake i drift med 3D-printing og løsningsorientert samarbeid appeared first on Aker BP.

Målet med ADA er å akselerere innføringen av moderne, datadrevne arbeidsprosesser og sette en ny standard for samarbeid på tvers av funksjoner. Gjennom innovative løsninger for hele verdikjeden for drift og modifikasjoner, skal vi forenkle prosesser og levere skreddersydde produkter som gir reell verdi.

Men ADA handler om mer enn teknologi. Det handler om å endre måten vi jobber på i praksis. Ved å kombinere den dype industrikunnskapen fra Aker BP og Aker Solutions med den digitale ekspertisen fra Cognite og Aize, skal vi utvikle løsninger som gir målbar effekt i arbeidshverdagen.

ADA har sitt utspring i Prosjekt Normandie, som i 2020 satte retningen for hvordan Aker BP skulle bli et ledende E&P-selskap for fremtiden, med digitalisering som nøkkel til å transformere hele asset-livssyklusen. Dette la grunnlaget for ADA 1.0, med fokus på effektiv prosjektgjennomføring, spesielt for grønne feltutviklinger som Yggdrasil.

I dag viderefører ADA 2.0 denne visjonen med utvidet fokus på drift og modifikasjoner. Målet er å øke produksjonseffektiviteten, muliggjøre nye arbeidsformer og levere et digitalt økosystem med verktøy for alle som jobber med daglig drift.

– Gjennom ADA leverer vi løsninger som gir målbar effekt i drift og modifikasjoner. Vi akselererer digitalisering og transformasjon, og lager verktøy som gjør hverdagen mer produktiv for alle som jobber i felt, sier Thomas Bognø, VP Aker Digital Alliance

The post Aker Digital Alliance skal forme fremtidens digitale olje- og gassindustri appeared first on Aker BP.

Aker BPs portefølje av pågående utbyggingsprosjekter utgjør nå totalt 288 milliarder kroner i brutto investeringer, en økning på 75 milliarder kroner fra opprinnelige anslag. Omtrent to tredjedeler av denne økningen skyldes valutasvingninger og verdiøkende endringer, inkludert integreringen av Øst Frigg i Yggdrasil-utbyggingen.

«Investeringsanslagene som fremgår av statsbudsjettet ble kommunisert til markedet under vår presentasjon for andre kvartal i juli i år. Aker BP rapporterer i amerikanske dollar, og den totale økningen i investeringsanslagene for pågående prosjekter er omtrent seks prosent. Vi har god kontroll på både kostnader og fremdrift,» sier Karl Johnny Hersvik, administrerende direktør i Aker BP.

Hersvik legger til at både produksjonsutsiktene og robustheten i prosjektene er betydelig styrket siden PUD-innleveringene i 2022.

«Gjennom integreringen av Øst Frigg og styrkingen av amerikanske dollar er estimerte inntekter fra Yggdrasil-området alene anslått å være over 100 milliarder kroner høyere enn tidligere forventet,» sier Hersvik.

Årsaker til økte investeringsanslag

Økningen i investeringsanslagene siden godkjenning av PUD (Plan for utbygging og drift), målt i norske kroner, skyldes hovedsakelig tre faktorer:

Valutaeffekter
Mer enn en tredjedel av økningen skyldes svekkelsen av den norske kronen mot amerikanske dollar siden prosjektene ble estimert. Selv om dette øker kostnadsbildet målt i NOK, har det begrenset innvirkning på Aker BPs finansielle rapportering, som skjer i USD. En sterkere dollar bidrar også til høyere inntekter målt i NOK, ettersom oljeinntektene i hovedsak er i dollar – og dermed støtter lønnsomheten i prosjektene.

Verdiøkende endringer
Omtrent en fjerdedel av økningen er knyttet til tiltak som forbedrer prosjektøkonomien. Et sentralt eksempel er Øst Frigg-funnet i Yggdrasil-området i 2023. Feltet bygges ut som en havbunnstilknytning og er nå fullt integrert i Yggdrasil-prosjektet, noe som har økt ressursgrunnlaget med omtrent 10 prosent.

Inflasjon og økt aktivitet
Den resterende delen av økningen skyldes høyere prisvekst enn forventet, samt økt bruk av innsatsfaktorer og arbeidskraft i prosjektene.

Prosjektoppdateringer

Yggdrasil
Yggdrasil-utbyggingen omfatter feltene Hugin, Munin og Fulla. I 2025 pågår omfattende sammenstilling av plattformmoduler ved verft og leverandører både i Norge og internasjonalt, samtidig som installasjon av havbunnsinfrastruktur og boreoperasjoner er i gang. Integreringen av funnet Øst Frigg, som ble påvist i 2023, har økt ressursgrunnlaget i prosjektet med omtrent 10 prosent.

Investeringsanslaget har økt med omtrent 49 milliarder kroner siden PUD-godkjenning, til totalt 177,6 milliarder kroner. Rundt 70 prosent av denne økningen skyldes valutaeffekter og verdiøkende endringer, inkludert integrering av Øst Frigg og optimalisering av brønnplaner. Resten av økningen skyldes markedsforhold, høyere inflasjon enn antatt og tiltak for å håndtere et stramt leverandørmarked.

Prosjektet er i rute, med forventet produksjonsstart i 2027.

Valhall PWP–Fenris
Valhall PWP–Fenris-prosjektet omfatter en ny produksjons- og brønnhodeplattform på Valhall samt en havbunnstilknytning fra Fenris-feltet. I 2025 pågår omfattende byggearbeid ved flere verft. Understell og bro til Valhall PWP ble installert sommeren 2025, og boreoperasjoner er igangsatt. Dekkene til Fenris og Valhall PWP klargjøres for installasjon i 2026.

Investeringsanslaget har økt med omtrent 20 milliarder kroner siden PUD, til totalt 75,9 milliarder kroner. Omtrent 55 prosent av denne økningen skyldes valutaeffekter og verdiøkende endringer. Resten er drevet av markedsforhold, inflasjon, kapasitetsutvidelser og behovet for å bygge på flere lokasjoner enn opprinnelig planlagt.

Prosjektet er i rute, med forventet produksjonsstart i 2027.

Skarv-satellittprosjektet (Alve Nord, Idun Nord, Ørn)
Utbyggingen av Alve Nord, Idun Nord og Ørn skjer som del av Skarv-satellittprosjektet, med tilknytning til eksisterende infrastruktur på Skarv-feltet.

Investeringsanslaget har økt med omtrent 4,6 milliarder kroner siden PUD, til totalt 23,2 milliarder kroner. Omtrent 65 prosent av denne økningen skyldes valutaeffekter og verdiøkende endringer, særlig tiltak som forbedrer forventet utvinning og muliggjør tidligere oppstart. Andre bidragsytere er økt aktivitetsnivå, justeringer i prosjektgjennomføring, markedsforhold og inflasjon.

Prosjektet er i rute, med forventet produksjonsstart i 2027.

The post Aker BP-prosjekter omtalt i statsbudsjettet for 2026 appeared first on Aker BP.