«I forbindelse med ukentlig test av brannpumpe fikk kontrollrommet bekreftet brann på en detektor 17:02 i brannpumperom A. Mekaniker observerte liten flamme. Drivstofftilførsel stengt. Søk- og redningslag mønstret og slukket brann med brannslukningsutstyr. Brann rapportert slukket 17:10», skriver selskapet i en melding til Petroleumstilsynet. – Jeg kan bekrefte at vi hadde et lite branntilløp på Ringhorne 19. oktober som ble slukket med håndslukker. Branntilløpet oppsto i forbindelse med rutinemessig testing av en brannpumpe. Produksjonen ble ikke påvirket, sier pressekontakt Tore Revå i Esso Norge.

ConocoPhillips, Total og Statoil har gått sammen for å studere mulighetene for å bygge ut funnene Tor 2, Tommeliten Alpha, King Lear og Julius i et felles prosjekt kalt Greater Ekofisk Area.  Det skriver Upstream.   

Partnerskapet i lisens 586 har besluttet at Pil og Bue skal bygges ut som subseafelter knyttet til Njord-plattformen. Dette betyr samtidig at eierne vraker de to andre utbyggingsalternativene, som var tilknytning til Draugen og gjenbruk av Petrojarl Varg. Njord-plattformen ligger nå på Stord for å gjennomgå en betydelig ombygging slik at den både kan produsere resten av Njord-reservene og ta imot nærliggende funn som Snilehorn og Pil & Bue. Utbyggingskostnaden for Pil & Bue er tidligere anslått til i overkant av 10 milliarder kroner.  

– Vi skal rekruttere seks personer til vårt team i Stavanger. Da vil vi være 24 ansatte. Ambisjonen vår er å bore mellom fem og seks letebrønner i året, og disse ansettelsene vil gjøre oss i stand til å møte denne målsetningen, sier administrerende direktør Chris Elliott i Wellesley Petroleum. Stillingene som skal besettes er porteføljekoordinator, boreingeniør og HSEQ-ingeniør samt to geologer og en geofysiker. – Fire av stillingene skal arbeide med lisensporteføljen vår, både opererte og ikke-opererte, mens de to siste er en utvidelse av vårt undergrunnsteam som genererer leteideer og prospekter, selve hjertet i vår forretningsplan. Fant olje ved Gjøa Selskapet har allerede fått smakt på en letesuksess, som medeier i Cara-funnet seks kilometer fra Gjøa-plattformen. Funnet er på mellom 27 og 69 millioner fat olje og ligger dermed an til å bli en subseautbygging. Det er det britiske investeringsselskapet Bluewater Energy som har stilt rundt 2 milliarder kroner til disposisjon for Wellesley Petroleums aktivitet i Norge. Og mens store leteselskaper som Statoil og Lundin reduserer aktiviteten, ønsker lille Wellesley å trekke i motsatt retning. – I løpet av det siste året har vi jobbet hardt for å kvalifisere oss som lisensoperatør, og målet er å bore egenopererte brønner i nær framtid. Vi har også søkt om egenopererte lisenser i årets TFO-runde. Vi ser at fortsatt høy leteaktivitet er vitalt for videreutviklingen av norsk sokkel, sier Elliot. Revus og Agora Wellesley Petroleum har bygget et team som hovedsakelig består av fagfolk som bidro til to av norsk sokkels største letesuksesser, Revus og Agora, som ble kjøpt opp av henholdsvis Wintershall for 5 milliarder kroner og Cairn Energy for 2,6 milliarder kroner.

Det kommer frem i selskapets kvartalspresentasjon. Følgende tre av BPs milliardprosjekter skal nå tas videre av Aker BP: 1. Valhall vestflanke BP har i flere år snakket om planene om en ny brønnhodeplattform for vestflanken av Valhall-feltet. Ifølge Oljedirektoratet er potensialet for produksjon 250 millioner fat. Tidligere planer for prosjektet har omfattet boring av 14 nye brønner, inkludert seks vanninjektorer. «For Vestflanken planlegges konseptvalg i 2017», skriver selskapet. – Aker BP tror på betydelig oppsidepotensial i Valhall- og Hod-området, sa Karl Johnny Hersvik i sin presentasjon. 2. Hod reutvikling Myndighetene har gjort det klart at lisensforlengelse utover 2021 forutsetter ny seismikk, ny avgrensningsbrønn og beslutning om innsending av plan for utbygging og drift. Tidligere planer har også her omfattet bygging av en ny plattform. «Seismikk samles nå inn for å støtte oppunder en potensiell reutvikling av feltet», ifølge kvartalspresentasjonen. 3. Snadd Blir en subseatilknytning til Skarv-feltet. BP Norge planla allerede før fusjonen å ta konseptvalg innen utgangen av 2016 og levere plan for utbygging og drift i 2017. – Prosjektet modnes mot konseptvalg tidlig i 2017, og mulig innlevering en PUD så tidlig som andre halvdel av 2017, sa Hersvik. – Det har vært testproduksjon fra feltet i 2016, og vi er i dialog med myndighetene om å forlenge dette til 2017.

– Det er allerede gjort én levetidsforlengelse for Norne-skipet frem til 2021, og arbeidet som pågår nå handler om ytterligere 10 år med produksjon. Planen er å starte søknadsprosessen i 2017, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Sysla Offshore. Skroget er solid Studier av feltets tilstand har vist at skroget er robust og at levetiden med stor sannsynlighet kan forlenges frem til 2036 uten dokking. Samtidig pågår liknende studier av subsea-anlegget. – Etter å ha blitt lagt til side i noen år var den opprinnelig planen å se levetidsprosjektet på Norne igjen i 2017. For å utnytte planlagte produksjonsstanser samt spre arbeidet som skal gjøres offshore utover i tid, har vi valgt å bruke noe lengre tid på prosjekteringen, sier Skauby. Aibel har rammeavtalen Prosjektet omfatter ingen store ombygginger. Hovedoppgaven vil være vedlikehold av skipet og subsea-utstyret. Det vil være noe utskifting av utstyr, i tillegg til jevnlig inspeksjon av teknisk tilstand. Det er Aibel som har rammeavtalen for vedlikehold og modifikasjoner på Norne-feltet. – Hvor store investeringer planlegger dere på feltet? – Det er for tidlig å si noe om. Jakter mer olje i nabolaget I dag er feltene Skuld, Alve, Urd, samt Eni-opererte Marulk knyttet opp mot Norne-skipet. Statoil jakter i tillegg nye funn i nærheten. – Selv om Norne må kunne betegnes som et modent felt etter 19 år i drift, ser vi fortsatt et letepotensiale i området. I TFO-runden i februar fikk Norne-lisensen utvidet letearealet, og lisensen har nå forpliktet seg til å bore en letebrønn, Cape Vulture, nord-vest for skipet innen utgangen av 2017. Vi ønsker også andre aktører velkommen til å knytte seg opp mot Norne-feltet, sier Skauby.

Det skriver flere medier i dag.  – Dong Energy vurderer strategiske grep og har hyret inn J.P. Morgen for å gjøre en foreløpig markedsvurdering. Men selskapet har ikke besluttet å selge seg ut av olje og gass, skriver Dong i en børsmelding. I sommer solgte Dong Energy sine andeler i de norske feltene Ula, Tambar, Oselvar og Trym til Faroe Petroleum. Selskapets viktigste inntektskilde på norsk sokkel er en 14 prosent eierandel i Ormen Lange-feltet.

«Denne avtalen er svært viktig, den åpner for at vi kan få en bedre forståelse av de regionale geologiske forholdene på begge sider av delelinja, og ikke minst, av geologiske strukturer som går på tvers av linja,» sier Stig-Morten Knutsen, som er underdirektør innen Leting i OD. Det var Rosnedra som tok initiativet til datautvekslingen for drøyt to år siden. Avtalen ble undertegnet av oljedirektør Bente Nyland og Rosnedras direktør Evgeny A. Kiselev i juli i år. Avtalen innebærer at russiske og norske myndigheter utveksler omtrent det samme volumet av data. Fra russisk side omfatter dette all seismikk som ble samlet inn i 2013 i to store lisenser: Fedynsky-lisensen og den sentrale Barentshav-lisensen, i en sone 50 kilometer fra delelinja. I tillegg kommer en linje mot gassfunnet på Kildinskoye-høgda. OD har mottatt totalt 6500 kilometer 2D-seismikk fra disse områdene. Rosnedra har mottatt 5900 kilometer 2D-seismikk fra norsk side. Dette inkluderer seismiske data som OD samlet inn i Barentshavet Nord i 2012, 2013 og 2014, avgrenset øst for 35°Ø og sør for 76°10N. Russerne får i tillegg en linje som går over de stratigrafiske borehullene på Sentralbankhøgda, samt en lang linje som går nordover til sør i Nordishavet.

FaktaFPSO Petrojarl Varg Lagrings- og produksjonsskip Lengde: 214 meter Bredde: 38 meter Produksjon: 57.000 fat per dag Lagring: 470.000 fat Lugarplasser: 77 VNG og partnerne vurderer gjenbruk av Petrojarl Varg som utbyggingsløsning for Pil & Bue i Norskehavet. De andre alternativene er subseatilknytninger til Njord eller Draugen. Men dersom Varg-skipet, som ble bygget seint på 90-tallet, skal gjenbrukes, må det gjennom en betydelig oppgradering. Her er noen av utfordringene knyttet til prosjektet: Livbåtene må skiftes ut. Installasjon av tre nye Norsafe-livbåter skal være det foretrukne alternativet. Brannvernsystemet må modifiseres. En ny brannvannspumpe planlegges installert, og flere av de gamle skal oppgraderes. Deluge-systemet skal re-designes. Offshorekranene er ikke designet for dagens standard. En oppgradering er påkrevd. Helidekket må modifiseres og forsterkes. En av utfordringene er at dekket ikke oppfyller kravet til størrelse. Kontrollsystemet må oppgraderes. ABB studerer behovet. Dette ifølge dokumentasjon VNG har sendt Petroleumstilsynet. Ligger i Stavanger Produksjonsskipet ligger nå i opplag hos Rosenberg WorleyParsons i Stavanger. I utgangspunktet dreier det seg bare om en avtale for leie av kaiplass i ett til to år, men verftet er også svært interessert i den store modifikasjonsjobben som vil være påkrevd dersom skipet sikrer seg ny jobb. Dette har selskapet tidligere bekreftet overfor Sysla Offshore. Skarfjell et annet alternativ Sysla Offshore kjenner til at minst et annet utbyggingsprosjekter på norsk sokkel – Skarfjell – også vurderer Teekay Petrojarl sitt flytende produksjons- og lagerskip som en mulig utbyggingsløsning.