278 blokker i Nordsjøen ble utlyst i første konsesjonsrunde på norsk sokkel i 1965. Bak de fleste av de 11 søknadene som kom inn sto det grupper som omfattet flere selskaper. Norske interesser deltok i to av søkergruppene. Norsk Hydro deltok i Petronordgruppen sammen med to franske oljeselskaper, mens Norwegian Oil Consortium A/S & Co, forkortet til NOCO, deltok sammen med Amoco, TexasEastern og Amerada i Amoco-NOCO-gruppen. Det var denne gruppen som senere fant Valhall og Hod. NOCO var det første norske oljeselskapet som var heleid av private. Hvordan skjedde opprettelsen av selskapet?

28. april 1965 bekreftet Noco i en telex til Amoco at de i fellesskap skulle søke om utvinningstillatelser på norsk sokkel. Dermed var Nocos omfattende prosess for å finne en internasjonal samarbeidspartner sluttført. Et tilbud fra Phillips som kunne gjort Noco til deleiere av Ekofisk kom noen timer for sent, etter at beslutningen om en samarbeidsavtale med Amoco var tatt. På dette tidspunktet var oljeletingen et lotteri. Selv om seismiske undersøkelser ga noen antydninger om hvor de lovende områdene befant seg, var det ingen som visste hvilke blokker de ville få, og hva en ville finne under havbunnen i de forskjellige blokkene.

American International etablerte seg med datterselskap i Norge i 1965. For aktivt å delta i fremtidig offshore boreoperasjoner i norsk sektor måtte, ifølge konsesjonsreglene, utenlandske selskap danne norske datterselskap. Til direktør (resident manager) hentet de inn en amerikaner fra Pan American Indonesia Oil Company, F.W. Popp.

Da de førstekonsesjonene ble tildelt i august 1965, pågikk det fremdeles grenselinjeforhandlinger mellom norske og danske myndigheter. Grensen mot Danmark var bare trukket opp midlertidig.

AmocoNoco-gruppen søkte på 40 blokker i første konsesjonsrunde, og fikk tildelt ti fordelt på tre lisenser. I desember 1965 fikk gruppen tildelt enda to blokker. To av blokkene AmocoNoco fikk, 2/5 og 2/8, var blant dem det var størst interesse for i første konsesjonsrunde. Der ble feltene Tor, Sør-Øst Tor og Valhall senere funnet.

1. august 1970 startet Amoco-Noco-gruppen boringen av brønn 2/5-1 i den sørlige delen av Nordsjøen. Da brønnen ble plugget og forlatt 22. november, var det klart at det var funnet olje og gass 3972 meter under havbunnen. Funnet lå like i nærheten av Ekofisk-feltet og fikk betegnelsen Tor-feltet. Det var ikke noe stort felt, men det ville kunne bygges ut i forbindelse med utviklingen av Ekofisk-området. Oljefunnet styrket selvtilliten i gruppen betraktelig. Industri- og shipping interessene i den norske delen av gruppen følte nå at de var sterke nok til å klare seg uten utenlandske partnere.

Hod ble oppdaget ved boring av brønn nummer to i blokk 2/11 i 1974, da en fant både olje og gass. I 1977 ga Stortinget klarsignal til utbygging av Hod samtidig med godkjennelse av Valhall-utbyggingen. Likevel ble ikke Hod åpnet for produksjon før i 1990. Hvorfor tok det så lang tid å bygge ut dette relativt lille feltet?

Funnene av Hod og Valhall henger nøyere sammen enn en gjerne skulle tro. Amoco hadde hatt ferten av begge feltene før Ekofisk-feltet ble påvist av Phillips, men det var først etter at Ekofisk var satt i drift at gjennombruddet kom for Amoco. Og det etter noe som nesten må kalles spionasje fra Amocos side.

4. oktober 1976 sendte AmocoNoco-gruppen sin første søknad til myndighetene om utbygging av Valhall og Hod. Søknaden ble mottatt med entusiasme i Industridepartementet!

Internasjonal oljetankfart som var en vekstnæring i etterkrigstiden, var i 1973 inne i en eventyrlig boom. Høye fraktrater ga god fortjeneste til rederne, og verden over var det en mengde nye oljetankskip i bestilling – tilsvarende 55 prosent av den eksisterende tankflåten.

Da Valhallutbyggingen skulle finansieres, stilte de forskjellige andelseierne med ulike forutsetninger. Operatørselskapet Amoco Norge hadde et stort internasjonalt morselskap i ryggen som kunne sørge for en del av finansieringen, men selskapet måtte også låne kapital. Det samme gjaldt de andre andelseierne, Amerada Hess og Texas Eastern. Nykommeren Noco hadde ikke penger og måtte lånefinansiere hele sin andel. Men hvem var i stand til å låne oljeselskaper penger til så store investeringer? Var det muligheter i det norske lånemarkedet, eller måtte selskapene gå utenlands?

Modellen med et helstatlig, et halvstatlig og et privat norsk oljeselskap ble lenge sett på som et ideal i norsk oljepolitikk. Ved begynnelsen av 1980-årene var Saga Petroleum tiltenkt en stadig viktigere rolle i norsk oljevirksomhet, og da Kåre Willoch (H) dannet regjering i 1981, syntes forholdene å ligge bedre til rette for private norske aktører enn tidligere. Saga ville gjerne trygge sin posisjon i konkurranse med sine to norske storebrødre Statoil og Hydro. Kjøp av Noco ble, som vi skal se, flere ganger vurdert som en mulighet.

Væskestrømmen av vann, olje og kondensert gass som kommer fra brønnene på Valhall må behandles i en variert prosess for å kunne transporteres vekk fra feltet. Blandingen av vann, olje og gass må skilles fra hverandre og behandles ulikt for å oppnå krav som stilles til de ulike produktene. Prosessutstyret på den opprinnelige prosessplattformen (PCP) var designet for å kunne produsere olje/gass i forhold som kunne variere mellom 168 000 fat (26 700 m³) og 60 000 fat (9500 m³) olje/døgn og 6,0 millioner m³ og 9,9 millioner m³ gass/døgn. Prosessen på PCP pågikk fram til 2012.

Bare én brønn sto ferdig da produksjonen startet opp på Valhall fredag 1. oktober 1982. Produksjonen fra feltet gikk altså ikke som planlagt i første fase – en erfaring som skulle vise seg å bli repetert flere ganger.

Valhall ble satt i produksjon 1. oktober 1982. Amoco Norway Oil Company, som var operatør for Amoco-gruppen, var den fjerde operatøren som satte i gang produksjon av olje og gass på norsk kontinentalsokkel.

Den 1. januar 2000 ble produksjonsavgiften for Valhall-feltet fjernet i sin helhet. Da ble punktum satt for en sak som hadde vært kilde til mye strid, flere rettssaker, og til slutt også forlik mellom staten og Amoco og flere andre oljeselskaper. Gjennom mange år hadde produksjonsavgiften vært en god inntektskilde for staten - og tilsvarende en utgiftspost for oljeselskapene. Hvilke stridstema knyttet seg egentlig til produksjonsavgiften – og hvorfor tok det så mange år å komme frem til enighet?

For første gang i selskapets historie, oppnådde Norwegian Oil Consortium (Noco) gode økonomiske resultater i 1989. Produksjonen på Valhall gikk veldig bra. Problemene med brønnene var overvunnet, og oljeprisen på vei oppover. Selskapet var en pengemaskin. Det kan derfor virke overraskende at eierne i Noco i august 1990 vedtok å selge hele selskapet.

Nedgangstider preget oljeindustrien tidlig på 1990-tallet. Utbyggingen på sokkelen hadde stagnert og håpet om å finne nye «elefanter» var forsvunnet. Da oljeprisen i 1986 falt til et historisk bunnivå viste det hvor sårbar industrien var for internasjonale konjunkturer.

Ved overgangen til 1990-årene arbeidet Amoco Norge hardt for å få en positiv giv inn i selskapet. Etter den tunge perioden med problembrønnene på Valhall i startfasen, oljepriskrakket i 1986 og en sterk turnover i selskapet, begynte pilene å peke oppover igjen.

I 1996 ble brønnhodeplattformen Valhall WP installert som en del av feltsenteret. Formålet var å øke antallet brønner og samtidig bore i retning flankene av feltet med avviksboring (avviksboring betyr at man ikke borer bare vertikalt men i en vinkel fra den loddrette linjen som kan øke etter hvert som beveger boret nedover under havbunnen). Slik boring (på fagspråket kalt extended reach drilling - ERD) er vanskelig på Valhall på grunn av reservoarstrukturen, som har veldig varierende tykkelse på formasjonslagene.

Fusjonen mellom Amoco og BP ble kjent 11. august i 1998. Dermed var den største industrisammenslåingen som til da hadde funnet sted, et faktum.

11. august 1998 annonserte oljegigantene British Petroleum (BP) og amerikanske Amoco en av tidenes største industri-sammenslåinger. De to selskapene hadde klart å hemmeligholde de omfattende forhandlingene som førte til fusjonsavtalen. Det nye konsernet til en verdi av nærmere 840 milliarder kroner, ble et av verdens tre største oljeselskaper, sammen med Exxon og Shell. Markedet reagerte positivt. Kursen på BP-aksjer føk umiddelbart 15 prosent i været, og også Amocos aksjer steg i verdi. Dette skjedde i en tid hvor det rådde en heller dyster stemning på det internasjonale oljemarkedet. Prisene på råolje var falt til 10 dollar fatet - det laveste nivået siden det dramatiske oljeprisfallet i 1986.

På 2000-tallet ble Valhallsenteret modernisert. Det skyldtes blant annet innsynkningen på feltet og at feltets forventede levetid nå strekker seg mot 2050.

Endringsprosesser, omorganisering og nedbemanning (også kalt tilpassing av arbeidsstyrken) er ikke uvanlig innen oljeindustrien. Rundt årtusenskiftet igangsatte BP Norge nok en endringsprosess som hadde som mål å redusere driftskostnadene. Gjennom prosessene Offshore People Strategy og GO for the future (GO4F) skulle BP skape sin egen framtid i Norge ved å tilpasse kostnadene, kompetansen og bemanningen.

Høsten 1984 ble det oppdaget at plattformdekkene på Ekofisk lå nærmere havoverflaten enn da de ble installert. Særlig på Ekofisktanken var det synlig at noe hadde skjedd. Der kunne en med det blotte øyet se at det var færre rader med ringer i betongveggen over havoverflaten, enn det var tidligere. For å få mest mulig nøyaktige og pålitelige målinger av innsynkningen ble det anerkjente oppmålingsfirmaet Bloms oppmåling hyret inn våren 1986. De brukte en tidlig versjon av et GPS-system (Global Positioning System), det vil si målinger via satellitt. Også Mobil og Amoco hyret for sikkerhets skyld Bloms oppmåling til å foreta målinger på Statfjord-feltet og på Valhall.

BP installerte i 2003 et permanent system for seismikk på havbunnen for å kunne overvåke reservoaret og øke utvinning fra Valhall-feltet. Systemet var verdens første fullskala anlegg for overvåkning av et felt, og kalles «Life of Field Seismic» (LoFS).

Siden 1. januar 2010 er det oljeselskapet Hess Norge AS som er majoritetseier i Valhall og Hod. Hess har lisensandeler på 64,05 prosent i Valhall og 62,50 prosent i Hod. Mens BP Norge AS som er operatør på feltene har 35,95 prosent i Valhall og 37,50 prosent i Hod.

I 2011 begynte det å brenne på Valhall prosess- og kompresjonsplattformen. Etter en og en halv time var brannen slukket og heldigvis kom ingen personer til skade. PCP plattformen var gammel og skulle etter planen vært tatt ut av drift allerede i 2007, men ble drevet på dispensasjon fra Petroleumstilsynet (Ptil).

Da Valhallfeltet lengst sør i norsk sektor av Nordjøen startet produksjonen i oktober 1982, var utvinnbare oljereserver anslått til 247 millioner fat og en forventet levetid på rundt 20 år.

I 2012 ble det av ulike grunner installert en ny kombinert produksjons- og boligplattform (PH).

Valhallfeltet var i 2013 det første feltet på norsk sokkel som baserte kraftforsyningen utelukkende på overføring via kraftkabel fra land. Dette er et pionerprosjekt som har vakt mye oppmerksomhet. Hvilke beslutninger lå bak BPs teknologiskifte? Hvordan foregikk den nye utbyggingen på Valhall? Hvilke andre felt har valgt kraft fra land løsninger? Dette er noen av spørsmålene vi skal se nærmere på i denne artikkelen.

I den opprinnelige planen for utbygging og drift av Valhall-feltet som var blitt godkjent i Stortinget i 1977 skulle produksjonen på feltet blitt avsluttet omtrent ved tusenårsskiftet. Rundt år 2000 var imidlertid kunnskapen om reservoaret og teknologiutviklingen forbedret så mye at lisensgruppen så for seg en mye lengre produksjonsperiode. Det ble derfor startet et prosjekt «Valhall videreutvikling» (Valhall Redevelopment - VRD) som skulle legge planer for en forlenget produksjon på Valhall.