Hovedforklaringen er problemer med undergrunnen. Selskapet skulle vært ferdig med seks lange brønner inn i Bravo-strukturen. Men foreløpig er bare to av disse fullført, fordi man fikk store tekniske problemer med den tredje brønnen. «På grunn av utsettelser i boreplanene, ressursforståelsen og usikkerhet knyttet til reservegrunnlaget, er ConocoPhillips ikke i stand til å gi en klar og rasjonell vurdering for den videre utviklingen av Bravo-strukturen innen utgangen av 2016», skriver selskapet i søknaden til Olje- og energidepartementet. Ikke lønnsomt i nord Ifølge brevet vil en utsettelse blant annet gi eierne muligheten til å «modne fram kostnadseffektive løsninger og øke forståelsen for reservoaret.» Videreutvikling av den nordlige delen av Ekofisk-feltet skal ha blitt vurdert som «ikke økonomisk lønnsom» da ConocoPhillips forberedte utbyggingsplanen for Eldfisk 2, som ble satt i produksjon i januar 2015. «Siden innlevering av utbyggingsplanen, har den økonomiske situasjonen og mangelen på forlengelse av lisensen utfordret lønnsomheten ytterligere. For å bøte på dette, ser ConocoPhillips på konsepter for lavkostnadsutbygginger, som ubemannede brønnhodeplattformer eller subseaproduksjon for å utvikle de marginale feltene i Ekofisk-området. I løpet av 2016 og 2017 vil disse konseptene bli modnet fram, og læring fra liknende utbyggingskonsepter på norsk sokkel vil bli innarbeidet i prosjektet». Brønnproblemet må løses Selskapet skal i mellomtiden forsøke å løse brønnproblemene som utsetter prosjektet. «Boreplanen indikerer at tre brønner skal bores inn i Ekofisk Bravo-strukturen i løpet av de neste 12 månedene, men dette avhenger av at man klarer å løse problemene som oppsto i S-06-brønnen på en tilfredsstillende måte». Olje- og energidepartementet bekrefter at søknaden er under behandling. ConocoPhillips ønsker ikke å kommentere saken utover det som står i søknaden.

Det var Esso som på morgenen 19. juli 1966 ble det første selskapet som boret etter olje på norsk sokkel. På 94 meters dyp satte den amerikanske boreriggen «Ocean Traveler» borekronen ned i den første letebrønnen på norsk sokkel. – Esso var dermed først ute blant de ni oljeselskapene som hadde fått tildelinger i den første konsesjonsrunden året før. Her ble det delt ut 22 lisenser. Interessen var størst for områdene som lå lengst sør i Nordsjøen, sier seniorforsker Kristin Øye Gjerde ved Norsk Oljemuseum til NTB. Boret tørt Pionerriggen brukte 52 dager fra Avondale Shipyards i New Orleans til Stavanger i det som ble karakterisert som den største og mest komplekse slepeoperasjonen over Atlanterhavet fram til da. Den første leteboringen 160 kilometer sør for Stavanger ble avsluttet i oktober 1966 uten resultat. Men i neste forsøk ble det funnet spor av hydrokarboner –  det aller først tegnet på at det kunne finnes olje og gass på norsk sokkel. Gigantfunn Det store svaret kom enda lenger sør og tre år senere. Høsten 1969 traff Phillips blink med sine to siste konsesjonspliktige boringer på norsk sokkel og fant Ekofisk-feltet. Norske myndigheter ble ikke orientert før lille julaften, og det skulle gå nok et halvår før det gigantiske Ekofisk-funnet ble bekreftet i en pressemelding 2. juni 1970. Interesseorganisasjonen Norsk olje og gass anser 19. juli som den offisielle 50-årsdagen for olje- og gassvirksomheten på norsk sokkel. Administrerende direktør Karl Eirik Schjøtt-Pedersen karakteriserer det som starten på det moderne Norge. – Dette har vært 50 år som fullstendig har forandret Norge. Oljen har gitt oss det økonomiske grunnlaget for å være et av verdens rikeste land, sier Schjøtt-Pedersen til NTB. – Ufattelige verdier Han viser til at det tok kort tid å komme i gang. Åtte år før «Ocean Traveler» satte borekronen på havbunnen slo Norges Geologiske Undersøkelser fast at det ikke var olje eller gass under havbunnen. Men seismikkundersøkelser tidlig på 60-tallet antydet noe annet. Svarene kom med borevirksomheten. – Vi har hatt dyktige oljeselskap som har turt å satse, framsynte politikere og en leverandørindustri som har utviklet seg til Norges nest største eksportnæring. Vi har klart å få opp oljen og omdanne den til ufattelige verdier og ufattelig velstand, sier han. Ifølge Schjøtt-Pedersen har også Norge forandret oljenæringen. På den norske sokkelen ble det stilt helt andre krav til helse, miljø og sikkerhet enn det som var rådende standard. – Oljenæringen har også ført til en leverandørindustri som gang på gang har gjort det umulige mulig. I tillegg har vi i mye større grad enn andre oljeland klart å forvalte verdiene på en måte som har kommet samfunnet til gode, sier han til NTB.

– Dette er den mest alvorlige hendelsen som har vært rundt Gjøa noen gang, sier kommunikasjonssjef Liv Jannie Omdal i oljeselskapet Engie E & P Norge, som har operatøransvaret på Gjøa-plattformen, til Stavanger Aftenblad. Hendelsen fant sted natt til 30. juni. Slepebåten hadde en 103 meter lang lekter hektet på da den begynte å drive mot plattformen. Da alarmen gikk på Gjøa klokken 2.30 om natten, ble produksjonen stengt ned, alle tok på overlevingsdrakter og 41 av 48 om bord gikk i livbåtene, ifølge selskapet. De øvrige oppholdt seg i kontrollrom og beredskapssenter. Evakueringen ble avblåst etter en halvtime, da et beredskapsfartøy fikk slepebåten og lekteren vekk fra plattformen. Petroleumstilsynet har fått informasjon om nestenulykken, men det skal så langt ikke være iverksatt gransking, skriver avisen.

Samtidig som selskapet har betalt totalt 70,2 millioner dollar for å overta de fire feltandelene fra Dong Energy i den norske delen av Nordsjøen, henter Faroe Petroleum inn 60,8 millioner britiske pund i ny egenkapital gjennom en emisjon. FaktaFaroe Petroleum Grunnlagt i 1997 og registrert på Færøyene i 1998. Kom til Norge i 2006. Gruppens holdingselskap er børsnotert i London. Den norske delen av selskapet utgjør 70 prosent av virksomheten. kilde: Stavanger Aftenblad – Vi har lenge hatt som mål å vokse på norsk sokkel. Det gjør vi med kjøpet av disse lisensene og egenkapitalutvidelsen. Utvidelsen betyr også at vi skal øke bemanningen, sier sjef Helge Hammer i Faroe Petroleum Norge AS i en pressemelding. Operatør på Oselvar og Trym Lisensene Faroe har kjøpt er på feltene Ula, Tambar, Oselvar og Trym, og Faroe overtar samtidig operatøransvaret på feltene Oselvar og Trym. Med denne utvidelsen vil Faroe produsere mellom 15.000 og 17.000 fat olje per dag i 2016. Største oljefunnet hittil i år Oppkjøpet kommer rett etter at selskapet kunne opplyse at oljefunnet de har gjort på Brasse-feltet i Nordsjøen er det største på norsk sokkel hittil i år.

Oljefeltet Balder har produsert siden 1999. Feltet, som ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, er bygget ut med havbunnsbrønner som er koblet til et produksjons- og lagringsskip, Balder FPSO. Oljen fraktes med tankskip.

De kommende årene vil utbygging av nye subsea-felter bety store markedsmuligheter for norske leverandører. Dersom alle planene blir vedtatt vil de utløse investeringer for omtrent 180 milliarder kroner de neste årene. De vil også bli en viktig bidragsyter for å holde produksjonen oppe på norsk sokkel. Ifølge en oversikt fra Rystad Energy er det 16 felter under utbygging eller som det kan ventes å bli levert utbyggingsplan for. Subsea-utbygginger som pågår nå: Maria Gullfaks Rimfaksdalen Viper/Kobra Flyndre I tillegg kommer en rekke felter som ventelig blir bestemt bygget ut. Totale ressurser prosjektene er omtrent 700 millioner fat oljeekvivalenter. – Disse feltene har potensiale til å produsere 450.000 fat per dag i 2025 og utgjøre om lag 11 prosent av Norges totalproduksjon av olje og gass. Det sier Jon Fredrik Müller, Senior Project Manager i Rystad Energy til Offshore.no. Trenger 50 dollar for å tjene penger Han opplyser at produksjonsnivået til disse feltene samlet vil gå fra rundt 100.000 fat i 2020, før de peaker noen år senere. Gjennomsnittlig balansepris for disse prosjektene er rundt 50 dollar fatet, ifølge analysene. – De fleste av disse prosjektene har breakeven-pris i intervallet 30-60 dollar fatet. Så ikke alle er «in the money» med dagens oljepris, men vi tror de kommer til å bli det over de neste årene. Prosjektene varierer dog en god del, slik at 50 bare er et snitt. – Forskjellene i break even skyldes så mangt: størrelsen på funnet, kvaliteten på reservoaret, antall brønner, avstand til vertsfasilitet, ulik trykk/temperatur, flow assurance-problematikk og hva det kan medføre av isolasjonsbehov, oppvarmede rørledninger, MEG-injeksjon forklarer Müller. Frykter prisene stiger igjen – Subsea har jo vært et segment som med masse skreddersøm og økende kostnader. Har vi grunn til å tro at disse prosjektene holder budsjett – eller kan vi ny nye sprekker og dermed økte break even-priser? – Det arbeides nå mye med å standardisere, forenkle og få ned kostnadene innen subsea, som i de fleste andre segment. Noen av SPS-leverandørene snakker om mål for kostnadsbesparelser ned mot 50 prosent i forhold til kostnadsnivået før oljeprisen begynte sin nedtur sommeren 2014. Om de derimot klarer å redusere kostnadene så mye gjenstår å se. Det som derimot er en fare er at alle nedbemanningene og kostnadskuttene vi har sett nå fort kan føre til en ny kostnadseskalering når markedet kommer tilbake igjen.

Nå skal Faroe Petroleum og medeier Point Resources AS vurdere alternativer for kommersialisering av FaktaFaroe Petroleum Grunnlagt i 1997 og registrert på Færøyene i 1998. Kom til Norge i 2006. Gruppens holdingselskap er børsnotert i London. Den norske delen av selskapet utgjør 70 prosent av virksomheten. Kilde: Stavanger Aftenblad Det var i går selskapet kunne melde at de har avsluttet boringen av et vellykket sidesteg på Brasse. Funnet er anslått å inneholde utvinnbare ressurser på mellom 43 og 80 millioner fat oljeekvivalenter hvorav 28 – 54 millioner fat er olje, og resten gass. Kjernetester og loggdata viser at reservoaret består av sandstein av god kvalitet, tilsvarende reservoaret i Brage. – Vi er veldig glade for at sidesteget i Brasse-brønnen har blitt så vellykket. Boringen bekrefter funnet og utbredelsen av reservoaret. Brasse ligger i et av våre kjerneområder, og styrker vår posisjon i denne delen av Nordsjøen. Det ligger også nær eksisterende infrastruktur, sier Helge Hammer, sjef for Faroe Petroleums norske virksomhet, i en pressemelding. Etablert område Brasse ligger  ca 13 kilometer sør for Brage-feltet, hvor Faroe Petroleum er medeier med 14,3 prosent, ca 13 kilometer øst for Oseberg Sør-innretningen og ca 13 kilometer sør-øst for Oseberg-plattformen. Faroe Petroleum er operatør på Brasse med en eierandel på 50 prosent. Hitec Vision-eide Point Resources AS eier den andre halvparten. Vil bli en av de store I dag er Faroe Petroleum først og fremst et leteselskap på norsk sokkel.  Tidligere har selskapet hatt som strategi å selge seg ut når de store investeringsforpliktelsene og kontraktsinngåelsene nærmer, men toppsjefen i selskapet var tidligere i år klar på at  målet  er å bli operatør for et større utbyggingsprosjekt.

Brønnen er boret om lag 30 kilometer sør for oljefeltet Johan Sverdrup i midtre del av Nordsjøen og om lag 200 kilometer vest for Stavanger. Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (Draupneformasjonen). Brønnen påtraff ikke sandstein i Draupneformasjonen. I Skagerrakformasjonen i trias ble det påtruffet om lag 100 meter med tette bergarter og 10 meter med vannførende sandsteiner av dårlig reservoarkvalitet. Det er samlet inn data. Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 776, som ble tildelt i TFO 2014, ifølge Oljedirektoratet. Brønn 16/5-6 ble boret til et vertikalt dyp på 2319 meter under havflaten og ble avsluttet i bergarter av trias alder (Skagerrakformasjonen). Havdypet er 98 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt. Brønn 16/5-6 ble boret av Borgland Dolphin som nå skal bore undersøkelsesbrønn 35/11-20 A i utvinningstillatelse 248 F i Nordsjøen hvor Wintershall Norge AS er operatør.

Funnet er anslått å inneholde utvinnbare ressurser på mellom 43 og 80 millioner fat oljeekvivalenter hvorav 28 – 54millioner fat er olje, og resten gass. Kjernetester og loggdata viser at reservoaret består av sandstein av god kvalitet, tilsvarende reservoaret i Brage. Primært letemål for sidesteget, brønn 31/7-1A, var å utforske den sør-østlige delen av funnet i letebrønn 31/7-1. Sidesteget nådde 2530 meter, og avdekket en 25 meters oljekolonne, og 6 meters gasskolonne. Prøver bekrefter at oljen og gassen er av god kvalitet, tilsvarende det som produseres på Brage, heter det i en melding. 16.juni meldte Faroe Petroleum at brønn 31/7-1 påtraff en 21 meters oljekolonne og en 18 meters gass-kolonne. Brasse ligger nær eksisterende infrastruktur: cirka 13 kilometer sør for Brage-feltet, hvor Faroe Petroleum er medeier med 14,3 prosent,  cirka 13 kilometer øst for Oseberg Sør-innretningen og cirka 13 kilometer sør-øst for Oseberg-plattformen. Faroe Petroleum er operatør på Brasse med en eierandel på 50 prosent og Point Resources AS er medeier med 50 prosent. Partnerskapet skal nå vurdere alternativer for kommersialisering av funnet.

M Vest Energy Kjøpte tidligere i år alle Atlantic Petroleum sine norske eiendeler for én krone. – M Vest Energy har overtatt innmaten i Atlantic Petroleum, som ikke klarte å oppfylle sine forpliktelser på britisk sokkel. Det nye selskapet skal primært videreføre aktiviteten knyttet til sju letelisenser som Atlantic eide, sier Jonny Hesthammer, daglig leder i det nye oljeselskapet. – Hvilke planer har selskapet videre på norsk sokkel? – Vi vil være aktive innen leting, både gjennom konsesjonsrunder og bytteavtaler (farm in og farm out). På sikt har vi også ambisjoner om å kjøpe produksjon for å skaffe oss kontantstrøm. Ifølge Hesthammer eier ledelsen cirka 50 prosent av M Vest Energy, mens Trond Mohn og Lars Moldestads M Vest eier den endre halvparten. – Først og fremst er M Vest Energy et godt alternativ til konkurs av Atlantic Petroleum Norge. Og når vi får inn eksterne investorer, er det selvsagt svært positivt at det dreier seg om robuste industribyggere og ikke rene finansakrobater, sier han. Japex   Japansk oljeselskap som allerede er etablert i Canada, UK, USA, Irak, Russland og Indonesia, i tillegg til aktiviteten i hjemlandet. Japan Petroleum Exploration var opprinnelig Japans statlige oljeselskap, men ble delprivatisert i 1970. Fortsatt eier den japanske staten 34 prosent av aksjene. ProRes E&P     Nystartet oljeselskap med base i Trondheim. Selskapet springer ut fra konsulentselskapet ProRes, tidligere Weatherford Petroleum Consultants. Antares Norge Nystartet norsk oljeselskap med base i Stabekk. Ingen relasjon til det Texas-baserte onshoreselskap Antares Energy. Dyas BV Selskap som investerer i ikke-opererte olje- og gassfelter. Brorparten av aktiviteten er i Nederland og UK, der Dyas blant annet er medeier i Statoils Mariner-felt. NCS E&P    Stiftet i september 2013. Selskapets tekniske målsetting er å lede an utviklingen ved bruk av elektromagnetisme til monitorering av produserende felt på norsk sokkel. Gründeren Jan Sjølie har blant annet en fortid som administrerende direktør i Rocksource, og han stiftet også Emergy Exploration, som ble solgt til Atlantic Petroleum. I tillegg har selskapene Wellesley, Kufpec, Origo Exploration og Petrolia Norway, som allerede er godkjente som lisenseiere, søkt om å bli godkjent som operatør på norsk sokkel. (Kilder: Oljedirektoratet, offentlige postlister, selskapenes hjemmesider).