Det tilsvarer utløpet av utvinningstillatelse 065. I planen for utbygging og drift (PUD) for feltet ble levetiden satt til 15 år, det vil si fram til 15. juli 2016. Oljefeltet Tambar ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, omtrent 16 kilometer sørøst for Ula-feltet. Feltet er bygget ut med en fjernstyrt brønnhodeinnretning uten prosessutstyr.

Ptil gransker hendelsen, skriver Aftenbladet.

En mann ble alvorlig skadet i en ulykke på Goliat-plattformen i juni. Petroleumstilsynet konkluderer med at ulykken fort kunne blitt en dødsulykke. Petroleumstilsynet har gjort alvorlige funn ved Goliat-plattformen etter at en mann ble alvorlig skadet av et stålvaier slutten av juni, skriver NRK.  – Granskingen startet umiddelbart etter ulykken ble kjent. Granskingsteamet har vært på Goliat og har nå returnert til Stavanger for å fortsette arbeidet, sier Inger Anda, direktør for kommunikasjon og samfunnskontakt i Petroleumstilsynet. – Det vi kan konstatere nå etter besøket på Goliat, er at dette var en meget alvorlig hendelse og at det var svært nært et dødsfall. Vi har gjort alvorlige funn og i går hadde vi et møte med Eni for å følge opp dette. Vi har blitt informert om at Eni umiddelbart har stoppet bruken av utstyret som førte til denne ulykken, sier Anda.

Ptil ga i 2013 samtykke til å ta i bruk seks nye subseabrønnar på feltet. ExxonMobil har nå fått samtykke til å ta i bruk enda en brønn, E-29-AH. Brønnen ligger om lag 3500 meter fra Balder FPU.

Ved NUI i Gravdal i Laksevåg i Bergen sitter direktør Rolf Røssland og kikker ut fra kontorvinduene sine. I hjørnet i tredje etasje har han godt vindusutsikt i flere retninger. I flere år har han sett at dykkevirksomheten er bygd ned på norsk sokkel. Fakta NUI HVA: Senter for hyperbar evakuering i tilfelle dykkere under trykk må evakueres. Testsenter. Etablert: 1976. Eiere: Statoil, Aker BP (BP og Det Norske), ExxonMobil, Gassco, Repsol, Total. Medlemmer: Technip og Subsea 7. Omsetning (2015): 30, 31 millioner kroner Resultat før skatt (2015): 3,97 millioner kroner Nå mener den tidligere nordsjødykkeren at utsiktene til en ny opptur for norsk dykkeindustri er gode. – En gjennomgang av Johan Sverdrup-utbyggingen viser at noen av kostnadene ved undervannsoperasjoner reduseres med rundt 75 prosent ved kombinert bruk av undervannsroboter, ROV, og dykkere, framfor utelukkende bruk av ROV. Ved enkelte av offshore-operasjoner er besparelsene på vel 25 prosent. Noe som betyr at oljeselskapene kan spare flere milliarder på effektiv bruk av dykkere, forklarer Røssland til Aftenbladet. Han understreker at økonomi er en vesentlig faktor for at dykkere skal brukes i større grad enn før, og at en kostnadsreduskjon ved bruk av dykkere betinger en sikker gjennomføring. – Min mening er at vi de neste årene vil se et oppsving innen dykking fordi kostnadene på en del undervannsoperasjoner er vesentlig lavere ved å benytte dykking enn bare ved å bruke ROV, sier Røssland.   Les hele artikkelen på Aftenbladet.no (krever innlogging)

Petrojarl Varg vil i løpet av kort tid forlate det nedstengte Varg-feltet. Da er skipet ledig for nye oppdrag, og Offshore.no kjenner til at minst to utbyggingsprosjekter vurderer Teekay sin FPSO (flytende produksjons- og lagerskip). VNG bekrefter at Petrojarl Varg er ett av flere alternativer når Pil og Bue skal bygges ut i Norskehavet. – Som operatør for funnene Pil & Bue, vurderer VNG Norge tre ulike utbyggingsalternativer fram mot en beslutning om konseptvalg, planlagt til høsten 2016. De tre alternativene er tilknytning til Njord-plattformen, tilknytning til Draugen-plattformen og en egen innleid flytende produksjonsinnretning (FPSO) på feltet. For sistnevnte alternativ vurderes også Varg-skipet som en kandidat, sier kommunikasjonssjef Ulf Rosenberg i VNG Norge. Investerer mellom 13 og 15 milliarder VNG og partnerne planlegger å bruke mellom 13 og 15 milliarder kroner på å bygge ut Pil- og Bue-funnene i Norskehavet. «For en selvstendig utbygging er investeringene foreløpig beregnet til å ligge rundt 10 milliarder kroner. Tre milliarder kroner til leie av FPSO kommer i tillegg. For en utbygging basert på tilknytning til eksisterende innretninger, er investeringene foreløpig beregnet til ligge i overkant av 15 milliarder kroner», skriver VNG i konsekvensutredningsprogrammet for utbyggingen. Markedet åpnet for FPSO Selv om Wintershall ikke vil bekrefte opplysningene, vet Offshore.no at Petrojarl Varg også er et tema i Skarfjell-prosjektet. – Prosjektorganisasjonen vår vurderer ulike konsepter for Skarfjell-utbyggingen. Dette arbeidet vil være fullført innen utgangen av året, sier informasjonssjef Verena Sattel i Wintershall. Partnerskapet vurdert i utgangspunktet bare to alternativer for utbygging: Selvstendig utbygging med ny halvt nedsenkbar innretning og  tilknytning til Gjøa­-plattformen. Men tidligere i år åpnet markedsutviklingen opp for et tredje alternativ, en FPSO. «Videre har endringer i markedet for kjøp og leie av brukte flytende produksjonsskip endret seg. Rettighetshaverne ønsker nå å vurdere dette alternativet før beslutning om videreføring (BOV)», skriver OED i dokumenter Offshore.no har tilgang til. Teekay Petrojarl, som eier skipet, vil ikke kommentere saken overfor Offshore.no.

Goliat, Snøhvit, Yme, Ormen Lange –  norske oljeprosjekter med enorme overskridelser. Men hvor ille er kostnadskontrollen på norsk sokkel sammenliknet med bransjen globalt. Eller sammenliknet med annen industri? Evner selskapene å lære av tidligere feil? Og hvordan påvirker erfaring og prosjektets størrelse faren for en kostnadssprekk? Disse spørsmålene er utgangspunktet for forskningsartikkelen «Kostnads- og produktivitetsutvikling på norsk sokkel» skrevet av doktorgradsstipendiat Sindre Lorentzen og professor Petter Osmundsen ved Universitetet i Stavanger samt Finn Harald Sandberg ved Norsk Oljemuseum. Les også: Disse tre Statoil-utbyggingene sprekker med 13 milliarer – Det verserer mange påstander om dårlige kostnadskontroll på norsk sokkel. Samtidig har tidligere analyser av overskridelsene konsentrert seg om et begrenset antall prosjekter. Derfor så vi behovet for å undersøke økonomien i samtlige norske offshoreutbygginger i ett forskningsprosjekt, sier Osmundsen. 109 utbygginger Arbeidet, der trioen har undersøkt 109 utbyggingsprosjekter mellom 1971 og 2015, viste at den typiske norske oljeutbyggingen sprekker med 36 prosent. Dette tallet fanger dog ikke opp endringer i prosjektet etter at utbyggingsplan er levert, som for eksempel en utvidelse av prosesskapasitet. Reell overskridelse er derfor lavere. – Dette er på linje med bransjen globalt og skiller seg heller ikke fra utbygging av annen type infrastruktur på land. Norske offshoreprosjekter er, med andre ord, verken bedre eller verre enn andre storprosjekter når det kommer til kostnadsoverskridelser, sier Osmundsen. De største sprekkene Den samlede budsjettsmellen på norsk sokkel siden årtusenskiftet er på 174 milliarder kroner. Det viser beregninger som Deloitte har utført på oppdrag for Sysla. Åtte prosjektene står for nesten 80 prosent av totalen:   Ormen Lange (Norsk Hydro)   Snøhvit LNG1 (Statoil)   Valhall videreutvikling (BP)   Åsgardkjeden  (Statoil)   Skarv (BP)   Yme (Talisman)   Alvheim (Marathon)   Goliat (Eni) – Lærer og blir mer effektive Den ferske studien til Osmundsen, Lorentzen og Sandberg er basert på overordnet statistikk og har derfor ikke gått inn i enkeltutbygginger. Artikkelen sier dog følgende om noen av risikofaktorene: «Analysen tyder på at kostnadsoverskridelser tenderer mot å bli mindre etterhvert som erfaring bygges opp. Det gjelder akkumulert erfaring i ulike geografiske områder på sokkelen og erfaring ervervet av ulike operatørselskap. Overskridelsene siste ti år ligger en del lavere enn samlet gjennomsnitt.Vi kan ikke med basis i vår analyse hevde at prosjektstørrelse har en positiv eller negativ effekt på kostnadsoverskridelse. Vi finner derimot støtte for antagelsen om at havdyp og boredyp påvirker utbyggingseffektiviteten negativt. Når vi korrigerer for denne prosjektkompleksiteten, finner vi at effektiviteten på norsk sokkel har tendert mot å øke over tid».

Fagforeninger i Eni Norge AS har i en bekymringsmelding til Petroleumstilsynet (PTIL) varslet om en ledelseskultur i selskapet som undergraver sikkerheten. Det skriver fagforeningen på sine egne nettsider. Tillitsvalgt Martha Skjæveland i Industri Energi sier at det er store samarbeidsproblemer mellom ledelsen i Eni Norge og ansattes representanter. – Vi mener den nåværende situasjonen i selskapet er alvorlig, og vi krever derfor omgående en granskning for å avdekke faktiske hendelser og forhold som er i strid med norsk lovgivning og rettspraksis, sier Skjæveland. Forbundssekretær Jørn Erik Bøe i Industri Energi sier at samme problemstillinger har ligget på myndighetenes bord flere ganger. – Nå toppes det ved at det settes inn utenlandske ledere helt uten regelverks- og kulturkompetanse og ved at personell utenfor driftsorganisasjonen i Norge tar direkte kontroll over operasjoner, utdyper han. Offshore.no har kontaktet Eni Norge for å få selskapets kommentarer på fagforeningens anklager, men har foreløpig ikke fått svar på henvendelsen.

«Selskapets økonomiske resultater for 2016 forventes å bli noe bedre enn 2015, grunnet produksjon på dagens nivå og lavere kostnader. I tillegg forventes det ikke ytterligere store nedskrivninger av produksjonseiendeler i 2016», skriver administrerende direktør Dag Halvard Omre i årsberetningen som nylig ble sendt inn til Brønnøysundregistrene. Av årsberetningen fremgår det at ytelsene til Dag Halvard Omre i 2015 (lønn og pensjon) var 8,3 millioner kroner. Økte produksjonen Det britiske olje- og gasselskapets norske virksomhet forventer at produksjonen holder seg stabil i årene som kommer, og tror bunnen i markedet nå er nådd for denne gang. – Vi har derfor håp om en viss prisøkning på produktene våre framover, heter det i årsberetningen. Sterkt fallende oljepriser førte til betydelig inntektssvikt hos de fleste oljeselskapene i fjor. Overvekt av gass Hos Centrica ble oljeprisraset delvis oppveid av høyere produksjon fra Statfjord, samtidig som produksjonen startet opp på Valemon. Regnskapet viser derfor en relativt moderat svikt i salgsinntektene fra 8,4 til 7,8 milliarder kroner fra 2014 til i fjor. Rundt 60 prosent av inntektene kommer fra salg av gass. Et overskudd før skatt på 1,7 milliarder kroner i 2014 ble snudd til et underskudd på 2,2 milliarder kroner i fjor. Mye av dette kan forklares med nedskrivninger på 3,6 milliarder kroner som følge av det dårlige markedet. Milliardinvesteringer Centrica hadde ved årsskiftet eierandeler i 44 lisenser på norsk sokkel, og har skaffet seg seks nye så langt i år. Blant annet var selskapet blant de fem som i vår ble tildelt operatørskap i nye lisenser i Barentshavet. Selskapet melder at det framover får relativt høye investeringskostnader i Norge gjennom de planlagte utbyggingene av Oda (tidligere Butch) og Maria, hvor det til sammen skal investeres for mer enn 20 milliarder kroner de neste årene. Centricas andel av dette er 5-6 milliarder kroner. I årsberetningen skriver selskapet at kontantstrømmen fra de operasjonelle aktivitetene, sammen med lån for morselskapet, skal være nok til å finansiere investeringsbehovet i 2016. Oppstart i 2018-2019 Oda ligger i Nordsjøen, og Centrica er operatør med en eierandel på 40 prosent. Det er anslått at Butch kan inneholde mellom 27 og 51 millioner fat oljeekvivalenter og er nesten utelukkende et oljefunn. Produksjonsstart er planlagt til 2019 og på det meste vil det bli produsert 35.000 fat per dag. Feltet er bestemt bygget ut som et subsea-felt, med tilknytning til Ula. Investeringene er beregnet til 6-7 milliarder kroner. Maria-utbyggingen i Norskehavet, operert av Wintershall, vil betinge investeringer på mer enn 15 milliarder kroner. Centricas eierandel er 20 prosent. Feltet som skal settes i produksjon i 2018, er estimert til å inneholde opp mot 180 millioner fat olje og gass, hovedsakelig olje.