Vår virksomhet

Aker BP er et fullverdig E&P-selskap med leting, utbygging og produksjon på norsk sokkel. Aker BP har ikke eierinteresser i olje- eller gassfelt utenfor norsk territorium. Alle aktiviteter er følgelig underlagt det norske skatteregimet, og i den grad selskapet har virksomhet i andre land, er denne relatert til bygging og prosjektering i forbindelse med feltutbygging.

Aker BP er aktiv i alle de tre viktigste petroleumsprovinsene på norsk sokkel. Selskapet er overbevist om at norsk sokkel byr på attraktive muligheter for leting etter olje og gass, noe som også understøttes av Oljedirektoratets nyeste anslag over uoppdagede ressurser. Selskapet tar derfor sikte på å være en aktiv bransjeaktør i årene som kommer.

Selskapets forretningskontor er på Lysaker i Bærum kommune. Selskapet har også kontorer i Harstad, Sandnessjøen, Stavanger og Trondheim. Karl Johnny Hersvik er administrerende direktør.

Selskapet hadde totalt 1 371 (534) ansatte ved utgangen av 2016. Som operatør for 53 (34) lisenser og partner i ytterligere 48 (50) lisenser er selskapet en betydelig rettighetshaver på norsk sokkel.

Leting

Aker BP har som ambisjon å være en sentral leteaktør på norsk sokkel og finne 250 mmboe netto til Aker BP i perioden fra 2016 til 2020. Dette er i tråd med ambisjonen om langsiktig reserveerstatning og verdiskaping ved å etablere nye kjerneområder med egenoperert produksjon. Selskapet kan overskride dette målet ved kontinuerlig å søke ytterligere prospektmuligheter og ved å bruke forbedret datadekning og teknologi som konkurransefortrinn.

I 2016 deltok Aker BP i til sammen 14 brønner, inklusive seks sidesteg. Dette er en betydelig økning fra fire brønner i 2015. Netto ressurstilgang fra leting var beregnet til 83 mmboe i 2016, eller grovt regnet én fjerdedel av totale volumer oppdaget på norsk sokkel dette året. Selskapet fikk funnkostnader etter skatt på 0,7 dollar per fat i 2016 og oppdaget volumer tilsvarende 1,9 ganger produksjonen i 2016.

Leteaktiviteten er delt i tre: leting nær egne produserende felt (ILX), leting i vekstområder, og leting i frontierområder. Med årene vil det bli balanse mellom letemålene på disse tre områdene. I 2016 fokuserte Aker BP på leting i vekstområder for å finne volumer for fremtidige utbygginger.

Leteboringen var konsentrert til Alvheim Nord-området, Askja/Krafla-området og den sørlige delen av Loppahøyden. Resultatene var oppmuntrende med tanke på fremtidige utbyggingsbeslutninger.

Borekampanjen i 2016 i Askja/Krafla-området i PL272/PL035 besto av fire hovedbrønner og tre sidesteg og resulterte i funn som til sammen utgjorde 77 mmboe (brutto). Samlede brutto betingede ressurser i Askja/Krafla-området er beregnet til 256 mmboe.

Langfjellet-prospektet i PL 422 ble undersøkt med en hovedbrønn og tre sidesteg for å samle inn data. Hovedbrønnen påtraff en 109 meter brutto oljekolonne i Vestlandgruppen. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 24 og 74 mmboe. Rettighetshaverne skal evaluere funnet med henblikk på en mulig utbygging i sammenheng med andre funn i området. Etter suksessen på Langfjellet har rettighetshaverne identifisert ytterligere prospektivitet i lisensen og planlegger videre boringer der i 2017.

Filicudi-prospektet, som ligger i PL 533 nord for Gohta-funnet i den sørlige delen av Loppahøyden i Barentshavet, ble boret i slutten av 2016 og begynnelsen av 2017. Brønnen påtraff en 129 meter brutto hydrokarbonkolonne i et sandsteinsreservoar av høy kvalitet. Funnet evalueres nå, og andre prospekter i nærheten vurderes for boring. Brutto ressursanslag for Filicudi-funnet er foreløpig på mellom 35 og 100 mmboe.

Uptonia-prospektet i PL554B&C og Rovarkula-prospektet i PL626 var tørre.

I januar 2017 ble Aker BP tildelt 13 operatørlisenser og 8 nye partnerlisenser i konsesjonsrunden for forhåndsdefinerte områder (TFO) i 2016. De fleste av disse lisensene ligger i nærheten av selskapets eksisterende kjerneområder.

I 2016 utgjorde total investering i leting om lag 258 (97) millioner dollar.

Utbygging

I 2016 deltok Aker BP i fem feltutbyggingsprosjekter: Ivar Aasen (34,8 prosent, operatør), Gina Krog (3,3 prosent, partner), Johan Sverdrup (11,6 prosent, partner), Viper-Kobra (65 prosent, operatør) og Oda (15 prosent, partner).

Ivar Aasen

Ivar Aasen-feltet (34,7862 prosent eierandel, operatør) er Aker BPs første store utbyggingsprosjekt som operatør. PUD ble godkjent av Stortinget i mai 2013, og produksjonen på feltet kom i gang 24. desember 2016. Ivar Aasen-feltet befinner seg vest for Johan Sverdrup på Utsirahøyden. Det er anslått å inneholde brutto reserver (P50/2P) på 199 millioner fat oljeekvivalenter. Ivar Aasen-utbyggingen omfatter utvinning av ressursene fra tre funn: Ivar Aasen (PL001B), Hanz (PL028B) og West Cable (PL001B og PL242). Ivar Aasen er bygget ut med en bemannet fast produksjonsplattform. Plattformdekket har boligkvarter og et prosesseringsanlegg for førstetrinns separasjon.

I juni 2014 undertegnet Aker BP en unitiseringsavtale med lisenshaverne i PL001B, PL242, PL457 og PL338. Aker BP er operatør og har en eierandel på 34,7862 prosent. Unitiseringen omfatter Ivar Aasen og West Cable-forekomstene. Hanz-forekomsten forblir i PL028B, hvor Aker BP er operatør og har en eierandel på 35 prosent.

De samlede feltutbyggingskostnadene (inkludert Hanz) er beregnet til 27,4 milliarder kroner (nominell verdi). Aker BPs eierandel representerer dermed en investering på 9,6 milliarder kroner.

Utbyggingen av Ivar Aasen foregår i to trinn, der Ivar Aasen og West Cable bygges ut i fase 1. Hanz, som ligger lenger nord, vil bli bygget ut i fase 2, og produksjonen skal etter planen starte i 2021. Platåproduksjonen er estimert til ca. 67 mboepd (brutto). Utbyggingen av Ivar Aasen er samordnet med nabofeltet Edvard Grieg, som vil ta imot delvis prosessert olje og gass fra Ivar Aasen-feltet for videre prosessering og eksport.

Forboringskampanjen med Maersk Interceptor pågikk til juli, da riggen ble flyttet fra feltet før plattformdekket ble installert. Totalt ble åtte brønner ferdigstilt i forboringskampanjen, fem produksjonsbrønner og tre vanninjeksjonsbrønner. I november kom Maersk Interceptor tilbake på feltet og har siden fungert som boligrigg for oppkoblings- og klargjøringspersonell.

Byggingen av plattformdekket i Singapore var ferdig i mai. Alle moduler, inklusive boligmodulen, ble transportert til Ivar Aasen-feltet og installert på understellet i juli 2016. Etter at plattformdekket var på plass, ble flotellet Safe Zephyrus mobilisert med oppkoblings- og klargjøringspersonell.

I oktober hadde SURF ferdigstilt arbeidet med å legge og ferdigstille rørledninger og kabler mellom Edvard Grieg og Ivar Aasen.

Arbeidet med oppkobling og klargjøring offshore i annet halvår 2016 har gått fint. Over 500 personer har arbeidet offshore samtidig for å forberede operasjonen. Produksjonen siden oppstart har vært i tråd med forventningene.

I løpet av 2016 har de sentrale aktivitetene på Ivar Aasen-prosjektet forløpt etter planen, og produksjonen kom i gang 24. desember.

Partnerskapet består av Aker BP (operatør), Statoil, Bayerngas, Wintershall, VNG, Lundin og OKEA.

Johan Sverdrup

Johan Sverdrup (11,5733 prosent deltakerandel i unitiseringen, partner) er det største funnet på norsk sokkel siden 1980-årene. Feltet ligger på Utsirahøyden, 155 km vest for Stavanger. Operatøren har anslått at feltet inneholder utvinnbare volumer på mellom 2 og 3 milliarder fat oljeekvivalenter, og feltutbyggingen vil bli et av de største industriprosjektene i moderne norsk historie. Balanseprisen for olje i fase 1 er anslått til under 20 dollar per fat oljeekvivalenter og under 25 etter full feltutbygging.

PUD for fase 1 ble godkjent i august 2015. Godkjenningen inkluderte også planene for anlegg og drift av eksportrørledninger for olje og gass og for kraft fra land. Produksjonen skal etter planen starte opp i slutten av 2019. Feltet skal kunne produsere i 50 år, og prosjektet vil være av stor samfunnsøkonomisk betydning for Norge.

Oljefeltet Johan Sverdrup skal bygges ut i to faser. I fase 1 skal et feltsenter bestående av fire plattformer forbundet med broer (prosessplattform, boreplattform, stigerørsplattform og boligplattform), i tillegg til tre havbunnsrammer for vanninjeksjon etableres. Oljen vil bli ført i en egen rørledning til Mongstad-terminalen, mens gassen vil bli ilandført via Statpipe til Kårstø for prosessering og eksport.

Investeringene for fase 1 var i PUD estimert til 123 milliarder kroner (nominell verdi, basert på prosjektets valutakurs). Beregnede investeringer inkluderer også boring, kraft fra land, eksport av olje og gass, i tillegg til avsetninger for uforutsette endringer og for eventuell prisutvikling i markedet. Som følge av den makroøkonomiske situasjonen og prosjektforbedringer har operatøren nedjustert estimatet for investeringskostnader til 97 milliarder kroner (nominell verdi, basert på prosjektets valutakurs). For fase 2 har operatøren anslått investeringene til mellom 40 og 55 milliarder kroner (nominell verdi, basert på prosjektets valutakurs). Dermed kommer feltinvesteringene (CAPEX) totalt opp i mellom 135 og 152 milliarder kroner.

Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent, basert på dokumentert teknologi for økt oljeutvinning (IOR/EOR) i fremtidige faser. I PUD hadde fase 1 en planlagt produksjonskapasitet på 315–380 mbopd. Det er imidlertid vedtatt å gjennomføre “debottlenecking” for å øke produksjonskapasiteten i fase 1 til 440 mbopd. Fullt utbygget forventes produksjonen å ligge på 660 mbopd.

PUD for fase 2 skal sendes inn i annet halvår 2018, og produksjonsstart for fase 2 forventes i 2022.

Ved utgangen av 2016 kunne Aker BP bokføre 300 mmboe som netto P50-reserver på Johan Sverdrup fullt utbygget, dette tilsvarer ca. 42 prosent av Aker BPs samlede P50-reserver.

Partnerskapet består av Statoil (operatør), Lundin Norway, Petoro, Aker BP og Maersk Oil.

Viper-Kobra

Viper-Kobra (65 prosent, operatør) ligger på 120-130 meters havdyp på Alvheim-feltet, ca. tre km sør for Kneler-strukturen. Utbyggingen består av funnene Viper og Kobra, som er bygget ut med én brønn hver. En ny havbunnsmanifold med fire slisser er installert og knyttet opp til Volund-feltet. De to reservoarene inneholder til sammen ca. 10 mmboe utvinnbare reserver.

Oljeproduksjonen kom i gang som planlagt i november 2016.

Gina Krog (3,3 prosent, partner) bygges ut med en plattform med stålunderstell og en flytende enhet for produksjon, lagring og lossing. Gassen skal eksporteres via Sleipner-plattformen, og oljen skal transporteres med skytteltankere. I PUD var brutto investeringer anslått til 31 milliarder kroner (nominell verdi), og feltet inneholder påviste og sannsynlige brutto reserver (P50/2P) på ca. 219 mmboe. Feltet er forventet å komme i produksjon i andre kvartal 2017.

I 2016 fortsatte forboringen av produksjons- og injeksjonsbrønner, og plattformdekket ble ferdigstilt i Korea og transportert til Nordsjøen, der det ble installert på feltet i august.

Oda (15 prosent, partner) vil bli bygget ut med en havbunnsramme knyttet opp til Ula feltsenter via Oselvar-infrastrukturen. Utvinnbare reserver er beregnet til 48 mmboe (brutto), og prosjektet er planlagt utbygget med to produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn. Produksjonsstart er planlagt i 2019.

PUD ble levert til Olje- og energidepartementet 30. november 2016. Totale investeringer for Oda er beregnet til 5,4 milliarder kroner.

Andre prosjekter

I 2017 planlegger selskapet å modne flere prosjekter og sende inn tre PUD-er til Olje- og energidepartementet (OED). Disse gjelder Snadd (med havbunnsanlegg knyttet til Skarv FPSO), med forventet produksjonsstart i 2020, Valhall vestflanke, med forventet produksjonsstart i 2021, og Storklakken (med havbunnsanlegg knyttet til Alvheim FPSO), som har forventet produksjonsstart i 2020.

Produksjon

Per 31. desember 2016 hadde Aker BP produksjon på 13 felt: Alvheim (65 prosent, operatør), Atla (10 prosent, partner), Bøyla (65 prosent, operatør), Enoch (2 prosent, partner), Hod (37,5 prosent, operatør), Ivar Aasen (34,786 prosent, operatør), Skarv (23,834 prosent, operatør), Tambar (55 prosent, operatør), Tambar Øst (46,2 prosent, operatør), Ula (80 prosent, operatør), Valhall (35,953 prosent, operatør), Vilje (46,9 prosent, operatør) og Volund (65 prosent, operatør).

Produksjonen i 2016 var på gjennomsnittlig 118,2 mboepd, medregnet produksjonen fra BP Norges felt på helårsbasis. 77 prosent var væsker og 23 prosent gass. Dette er en betydelig økning sammenlignet med produksjonen i 2015, som var på 60,0 mboepd, og skyldes tilførsel av produserende felt gjennom fusjonen med BP Norge. For feltene Det norske tok med seg inn i selskapet, økte produksjonen til 63,5 mboepd i 2016.

Alvheim (65 prosent, operatør) er et olje- og gassfelt der Aker BP er operatør. Det ligger på mellom 120 og 130 meters dyp i den nordlige delen av Nordsjøen. Feltet ligger i blokk 24/6, 24/9, 25/4 og 25/7 og består av det produserende Alvheim-feltet (med strukturene Boa, Kneler og Kameleon/Kameleon Øst) og funnene Viper-Kobra og Gekko. Alvheim-feltet produserer fra Heimdalformasjonen på ca. 2 100 meters dyp, en formasjon som består av sandstein fra midtre til sen paleocen. Alvheim er bygget ut med en flytende produksjonsenhet (FPSO). Oljen transporteres med skytteltankere, og gassen transporteres til SAGE-rørsystemet.

Den første produksjonen på Alvheim var i juni 2008. Feltene i Alvheim-området har hatt en betydelig økning år for år i estimerte utvinnbare volumer av olje og gass siden utbyggingen av Alvheim startet. Utvinnbare volumer har steget da det viste seg at formasjonen inneholdt mer olje enn tidligere antatt, og takket være utbyggingen av satellittfelt, ytterligere horisontale og flergrenede brønner og høyere strømningsrater enn forventet. Dessuten har økt pålitelighet kombinert med optimaliseringsarbeid økt produksjonskapasiteten på Alvheim FPSO til ca. 150 mboepd, opp fra opprinnelig dimensjonerende kapasitet på 120 mboepd.

Alvheim-feltene består av strukturene Kneler, Boa, Kameleon og Kameleon Øst. Boa-reservoaret ligger på midtlinjen mellom norsk og britisk sektor. Det er unitisert med Maersk Oil & Gas og Verus Petroleum Limited, som er eierne på britisk side.

Nettoproduksjon fra Alvheim, inkludert Boa, var i snitt 43,3 mboepd i 2016. Produksjonen på Alvheim-feltet er beregnet til å vare til 2033, med påfølgende nedstengning mellom 2033 og 2034. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene for Alvheim, Boa og Viper-Kobra beregnet til 83,6 mmboe netto til Aker BP.

Volund-feltet (65 prosent, operatør), omkring åtte km sør for Alvheim, var det andre feltet som ble bygget ut med et havbunnsanlegg og er knyttet til produksjonsskipet Alvheim. Feltet, som består av fire produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn, startet produksjonen i 2009 og ble brukt som svingprodusent når Alvheim FPSO hadde ledig kapasitet. Feltet ble åpnet for regulær produksjon i 2010. Volund-reservoaret er i injeksjonssand av paleocen alder (Hermodformasjonen).

Nettoproduksjon på Volund var i gjennomsnitt 5,0 mboepd i 2016. Produksjonen fra Volund-feltet er beregnet til å vare frem til 2033, med påfølgende nedstengning mellom 2033 og 2034. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene beregnet til 18,5 mmboe netto til Aker BP. Disse reservene inkluderer ytterligere to infill-brønner som skal ha produksjonsstart i annet halvår 2017.

Vilje-feltet (46,9 prosent, operatør) ligger på 120 meters havdyp nordøst for Alvheim. Vilje-feltet produserer fra Heimdalformasjonen på ca. 2 100 meters dyp, en formasjon som består av sandstein fra midtre til sen paleocen. Feltet er knyttet opp til Alvheim FPSO. Produksjonen begynte i 2008.

Nettoproduksjon på Vilje var i gjennomsnitt 6,6 mboepd i 2016. Produksjonen på Vilje-feltet forventes å ta slutt i 2031, og nedstengning er planlagt i perioden 2031–2034, som sammenfaller med forventet produksjonsslutt i Alvheim-området. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene beregnet til 8,9 mmboe netto til Aker BP.

Bøyla-feltet (65 prosent, operatør) ligger på 120 meters havdyp, ca. 28 km sør for Alvheim. Bøyla-feltet produserer fra Hermodformasjonen, som er et kanalisert submarint viftesystem i sandstein på ca. 2 100 meters dyp. Feltet er knyttet opp til Alvheim FPSO. Produksjonen begynte i januar 2015. Feltet er utbygget med to horisontale produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn.

Nettoproduksjon på Bøyla var i gjennomsnitt 7,4 mboepd i 2016. Produksjonen på Bøyla-feltet forventes å ta slutt i 2033, og nedstengning er planlagt i perioden 2033–2034, som sammenfaller med forventet produksjonsslutt i Alvheim-området. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene beregnet til 8,7 mmboe netto til Aker BP.

Valhall-feltet (36,0 prosent, operatør) ligger på 70 meters havdyp i norsk sektor i den sørlige delen av Nordsjøen. Reservoaret består av krittbergarter i Tor- og Hodformasjonene av senkritt alder. Reservoaret ligger på om lag 2 400 meters dyp.

Feltet ble opprinnelig bygget ut med tre plattformer – bolig-, bore-, og produksjonsplattform – og produksjonen kom i gang i 1982. Valhall-komplekset består i dag av seks separate stålplattformer: en bolig-, en bore- og en produksjonsplattform, en vanninjeksjonsplattform, samt en brønnhodeplattform og en kombinert prosess- og boligplattform. Plattformene er forbundet til hverandre med gangbroer. I tillegg til dette har feltet to ubemannede flankeplattformer, en i sør og en i nord. Væskene sendes gjennom rørledning til Ekofisk og videre til Teesside i Storbritannia. Gassen sendes via Norpipe til Emden i Tyskland.

Nettoproduksjon på Valhall var i gjennomsnitt 15,3 mboepd i 2016. Lisensperioden for Valhall utløper i 2028. Ressurspotensialet strekker seg utover lisensperioden, og i bransjen er det vanlig å få lisensperioden forlenget, så avslutningen av produksjonen vil avhenge av anleggets tekniske levetid og økonomisk cut-off. Designlevetiden for den nye prosess- og boligplattformen (PH) er til 2049, til 2033 for injeksjons- og boreplattformen (IP) og flanke nord og sør brønnhodeplattformer, mens brønnhodeplattformen (WP) nylig ble gitt levetidsforlengelse til 2028. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene beregnet til 82,2 mmboe netto til Aker BP.

Hod-feltet (37,5 prosent, operatør) ligger i den sørlige delen av Nordsjøen. Feltet ble oppdaget i 1974 og ligger 13 km sør for Valhall. Vanndybden i området er om lag 72 meter. Reservoaret består av krittbergarter av yngre paleocen alder i Ekofisk-formasjonen og av senkritt alder i Tor- og Hod-formasjonene. Reservoaret ligger på om lag 2 700 meters dyp. Feltet er utbygget med en normalt ubemannet plattform, tilkoblet og fjernstyrt fra Valhall. Produksjonen på Hod startet i 1990.

Nettoproduksjon på Hod var i gjennomsnitt 0,5 mboepd i 2016. Ved årsslutt 2016 produserte Hod fra brønner boret fra Valhall sørflanke plattformen. Alle brønnene på Hod-plattformen er nå stengt i påvente av plugging og fjerning. Lisensperioden utløper i 2020. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene beregnet til 1,8 mmboe netto til Aker BP.

Ula-feltet (80 prosent, operatør) ligger i den sørlige delen av Nordsjøen. Vanndybden i området er om lag 70 meter. Hovedreservoaret ligger på 3 345 meters dyp og består av bergarter fra øvre jura i Ula-formasjonen.

Feltet er bygget ut med tre konvensjonelle stålinnretninger: en produksjons-, en bore- og en boligplattform, som er forbundet med gangbroer. Produksjonen på Ula startet i 1986. Gasskapasiteten på feltet ble oppgradert i 2008 med en ny gassprosesserings- og injeksjonsmodul. Oljen eksporteres via Ekofisk til Teesside, og all gassen reinjiseres i reservoaret som produksjonsstøtte. Ula fungerer som tredjepartsvert for feltene Oselvar og Blane via havbunnsanlegg.

Nettoproduksjon på Ula var i gjennomsnitt 6,5 mboepd i 2016. Lisensperioden for Ula utløper i 2028. Ressurspotensialet strekker seg utover lisensperioden, og i bransjen er det vanlig å få lisensene forlenget, så avslutningen av produksjonen vil avhenge av anleggets tekniske levetid og økonomisk cut-off. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene beregnet til 48,6 mmboe netto til Aker BP.

Feltene Tambar og Tambar Øst (55/46,2 prosent, operatør) ligger om lag 16 km sørøst for Ula-feltet i den sørlige delen av Nordsjøen. Vanndybden i området er 68 meter. Reservoaret tilhører Ulaformasjonen og består av sandsteinslag avsatt i grunt hav i øvre jura. Reservoaret ligger på 4 100–4 200 meters dyp.

Feltet er bygget ut med en fjernstyrt brønnhodeplattform uten prosesseringsanlegg, og produksjonen startet i 2001.

Nettoproduksjon på Tambar var i gjennomsnitt 2,2 mboepd i 2016. Lisensperioden for Tambar utløper i 2021, og innretningene på Tambar fikk nylig levetidsforlengelse til 2021. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene beregnet til 8,1 mmboe netto til Aker BP.

Skarv-feltet (23,8 prosent, operatør) ligger om lag 35 km sørvest for Norne-feltet i den nordlige delen av Norskehavet. Vanndybden i området er 350–450 meter. Reservoarene på Skarv inneholder gass og kondensat og ligger i sandsteinslag fra midtre og nedre jura i Garn-, Ile- og Tiljeformasjonene. I Skarv-forekomsten er det også en underliggende oljesone i Garn – og Tiljeformasjonene. Reservoaret ligger på 3 300–3 700 meters dyp.

Skarv-feltet er bygget ut med et produksjonsskip med lagrings- og lossekapasitet (FPSO) som er ankret til havbunnen. Produksjonsskipet Skarv FPSO har en forventet levetid på 25 år. Skarv kom i produksjon i 2012.

Nettoproduksjon på Skarv var i gjennomsnitt 30,0 mboepd i 2016. Lisensperioden for Skarv utløper i 2033, og opprinnelig designlevetid for Skarv FPSO er til 2035. Ved årsslutt 2016 var P50-reservene beregnet til 66,8 mmboe netto til Aker BP.

Jette-feltet (70 prosent, operatør) ligger på 127 meters havdyp i den sentrale delen av Nordsjøen. Reservoaret består av et submarint viftesystem i Heimdalformasjonen fra sen paleocen og ligger på ca. 2 200 meters dyp. Feltet ble bygget ut med en undervannsinstallasjon knyttet opp til Jotun B-plattformen. Produksjonen startet i 2013. Jette fortsatte nedgangen i 2016, og nettoproduksjonen var i gjennomsnitt 0,6 mboepd. Produksjonen på feltet ble stengt ned i desember 2016.

Ivar Aasen-feltet (34,8 prosent, operatør) kom i produksjon 24. desember 2016. Gjennomsnittlig daglig produksjon netto til Aker BP var 0,2 mboepd, da feltet bare var i produksjon i én uke i 2016. Nettoreserver er beregnet til 69,3 mmboe.

Feltet er bygget ut med en frittstående plattform med anlegg for delvis prosessering og vannbehandling og -injeksjon, og flerfaseblandingen av hydrokarboner overføres gjennom to rørledninger til nabofeltet Edvard Grieg for sluttprosessering og eksport.

De partneropererte feltene Atla (10 prosent), Jotun (7 prosent), Varg (5 prosent) og Enoch (2 prosent) produserte gjennomsnittlig 0,4 mboepd netto til Aker BP i 2016. Produksjonen på Varg og Jotun ble stengt ned i 2016 som planlagt. Ved årsslutt 2016 var P50-reserver netto til Aker BP fra Atla og Enoch beregnet til 0,1 mmboe.