Langfjellet ligger i både lisens 442 og 026B, men vil bli spuddet i 442. Prospektet er lokalisert 46 kilometer nordøst av Alvheim og 43 kilometer nordøst av Heimdal, på 121 meters dybde. Brønnen vil bli boret av Maersk Interceptor, ifølge søknaden til myndighetene.

De søker nå myndighetene om godkjenning av Steinbit Appraisal, med opsjon for et sidesteg. De fem brønnene i Krafla-kampanjen blir dermed Madam Felle, Askja SE, Beerenberg, Slemmestad og Steinbit. Planlagt oppstart på 30/11-15 Steinbit Appraisal vil være etter ferdigstillelse av  30/11-14 Slemmestad, per i dag er dette estimert til primo juli 2016. Estimert maksimal varighet for boreoperasjonen er 37 døgn for hovedbrønnen og 26 døgn for sidesteget. I utslippssøknaden for Slemmestad ble det estimert en maksimal total varighet på 104 døgn dersom alle opsjoner ble gjennomført. Samlet estimert maksimal varighet for Steinbit Appraisal og Slemmestad blir da 167 døgn. Brønnen 30/11-15 Steinbit Appraisal er en avgrensningsbrønn til tidligere funn i området. Alle brønnene skal bores med Songa Delta. – Det er vurdert at ytterligere datainnsamling fra området som følge av boring av 30/11-15 Steinbit Appraisal, vil kunne gi viktig informasjon som grunnlag for eventuell fremtidig feltutbygging i området, heter det i søknaden fra Statoil.

Nå trekker de seg ut, skriver Finansavisen.

Han vil klage til amerikanske og norske myndigheter dersom generalforsamlingen ikke stemmer for hans forslag til endring. Nadeau publiserte sammen med kollegaer flere rapporter som viste risikoen ved å bore brønner i tusenvis av reservoarer globalt. Han sier at dette var anerkjente rapporter som ble brukt av andre oljeselskaper, men som Statoil-ledelsen ikke valgte å bruke, skriver Aftenbladet.

Repsol planlegger å stanse produksjonen i juni. Petrojarl Varg vil forlate feltet i august, mens fjerning av subseastrukturer starter senere i tredje kvartal. Brønnhodeinnretningen Varg A vil bli stående mens plugging og fjerning av brønner pågår, skriver Ptil. – Produksjonen på Varg-feltet faller gradvis og resultatene den siste tiden viser at feltet ikke lenger kan drives økonomisk. Vi har derfor valgt å avslutte avtalen om innleie av produksjonsskipet. Oljeprisen er naturlig nok en del av dette bilde, opplyste Repsol Norge til Offshore.no i februar. Les også: Disse ti feltene nærmer seg den siste olje Feltet inneholder fortsatt rundt 8,5 millioner fat olje, og Varg har, ifølge Oljedirektoratet, kapasitet til å produsere helt fram til 2021, men det forutsetter boring av nye produksjonsbrønner. Ifølge operatøren har dog feltet gått med tap siden august i fjor og videre investeringer er ikke vurdert lønnsomme.

Da Statoil fant gass i Flyndretind-prospektet, nord for Mikkel-feltet i Norskehavet, i 2010, ble funnet beskrevet som «lite, men kommersielt drivverdig». Nå har selskapet søkt Olje- og energidepartementet om, og fått innvilget, en utsettelse for fremdriften i utbyggingsprosjektet. Ny frist for beslutning om videreføring er 1. mars 2017, mens frist for beslutning om innsendelse av utbyggingsplan forblir 1. mars 2018, skriver departementet i sitt svarbrev. Ifølge OED er det ikke rom for ytterligere utsettelser, men Statoil ser ikke for seg at prosjektet kan realiseres så kjapt. – Per i dag er det ikke ledig kapasitet i rørledningen Åsgard Transport, og det er én av grunnene til at prosjektet utsettes. Åsgard Transport System (ÅTS) er fullbooket til 2021, men dersom dette skulle endre seg, vil vi ta en ny vurdering, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil. Lisenspartnerne i lisensen, Statoil (40,85 prosent), Eni (29,4 prosent), Petoro (19,95 prosent) og ExxonMobil (9,8 prosent), vil nå vurdere å knytte funnet opp til åsgardfeltet.

Shell startet i 2013 et program for å bora fire subseabrønner på feltet. To av disse ble satt i produksjon i 2014. Ptil har gitt Shell samtykke til å ta i bruk de to siste brønnene, G2 og G3.

– Nordsjøen er fremdeles viktig, men det skjer mye i Barentshavet nå. Det blir en meget spennende periode nå framover. De største funnene på norsk sokkel som ikke er besluttet utbygd ligger i Barentshavet, sier oljeanalytiker Tore Guldbrandsøy i Rystad Energy til Stavanger Aftenblad. Ifølge Oljedirektoratets (OD) ressursrapport, som ble lagt fram tidligere denne måneden, ligger nesten halvparten av de utvinnbare, uoppdagede ressursene nå i Barentshavet. Resten er fordelt ganske likt mellom Nordsjøen og Norskehavet. Tallene fra OD viser at det kan være så mye som 18,37 milliarder fat olje og gass i Barentshavet. Grovt regnet betyr det at med en oljepris på 40 dollar per fat og med dagens kronekurs, kan det ligge olje og gass med en verdi på nær 5.000 milliarder kroner i Barentshavet. OD understreker at anslagene er svært usikre. Selv om det har vært petroleumsaktivitet i Barentshavet i nesten 40 år, er det først siden 2008 at ressurstilveksten har økt betydelig. – De siste store funnene har gjort at optimismen har økt. Det skjer ting i Barentshavet. Vi er veldig spente, sier letedirektør Sissel Eriksen i OD.

– Det er fortsatt store mengder olje igjen i modne felt, og vi vil bidra til å hente ut denne oljen i mange år fremover. Den gjennomsnittlige utvinningsgraden på norsk sokkel har ligget på rundt 46 prosent. Vi har et ambisiøst mål om å komme opp mot 70 prosent, sa professor Merete Vadla Madland, som leder det nasjonale IOR-senteret, på IOR-konferansen ved Universitetet i Stavanger. I to dager skal 300 eksperter innen økt oljeutvinning diskutere nye metoder for å hente ut mest mulig olje fra reservoarene på norsk sokkel. Gigantisk oppside Lykkes denne gjengen med sitt arbeid, vil gevinsten være enorm: Oljedirektoratets graf viser at det i de 25 største feltene vil ligge igjen rundt 30 milliarder fat olje når disse stenges ned. I henhold til dagens planer. Det tilsvarer reservene i rundt 17 Johan Sverdrup-funn. En økning på ett prosentpoeng i den gjennomsnittlige utvinningsgraden fra oljefeltene som er i drift, ville gi om lag 600 millioner ekstra fat olje. Dette er imidlertid volumer som vil kreve betydelig innsats og nye investeringsbeslutninger fra rettighetshaverne i feltene for å få bygget ut. – At så mange har meldt seg på konferansen, viser at det vi jobber med er viktig. Det viser at industrien ser nødvendigheten i å utvikle nye metoder for å hente ut restoljen, til tross for at oljeprisen er lav, sier Madland. Godtar ikke stengte kraner Når oljeprisen faller, forsvinner også de økonomiske insentivene til å presse ut de siste dråpene av olje- og gassfelt. Løsningen blir i mange tilfeller å stenge ned produksjonen, heller enn å produsere med tap i påvente av høyere priser. Men Olje- og energidepartementet er opptatt av å hente ut så mye olje som mulig før kranene skrus igjen. – Vi vil ikke godta at utbygginger av tidskritiske ressurser utsettes eller at felt stenges ned før man har hentet ut all oljen som det er forsvarlig å utvinne økonomisk, sa konsituert ekspedisjonssjef William Christensen i OED Her er en oppsummering av hvilke felt som nå nærmer seg «den siste olje»: Veslefrikk (Statoil) Statoil planlegger å stenge ned Veslefrikk-feltet i 2018, hvilket betyr at den forventede levetiden til feltet er redusert med to år. Forventet tidspunkt for nedstenging av Veslefrikk har endret seg fra 2020 til 2. kvartal 2018, og da eventuelt i forbindelse med en planlagt revisjonsstans på Oseberg, viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. Statoil har overfor Olje- og energidepartementet opplyst at årsaken til dette er «usikkerhet om produksjonsvolumer og økonomiske forutsetninger». Selskapet understreker samtidig at lav produksjon kan føre til at feltet stenges enda tidligere, mens høy produksjon kan føre til at kranene ikke stenges før i 2019. Ifølge Oljedirektoratets faktasider utgjorde gjenværende reserver i feltet 33,6 millioner fat oljeekvivalenter per 31.12.2014. Oselvar (Dong Energy) Da Dong Energy startet produksjonen på Oselvar i april 2012, var det forventet at feltet skulle ha en levetid på 20 år. Men ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, planlegger eierne nå for en nedstenging av feltet mye tidligere. Mest sannsynlig i løpet av 2018, skriver Dong i et brev til Olje- og energidepartementet. Gjenværende reserver på cirka 5 millioner fat olje per 31.12.14. «Hovedutfordringen på feltet er at reservoartrykket synker raskere enn forventet. I tillegg er en brønn innestengt på grunn av høyt vannkutt. Resultatet er en betydelig reduksjon i utvinnbare ressurser», skriver OD på sine faktasider. Varg (Repsol) Repsol har søkt myndighetene om tillatelse til å plugge åtte brønner og stenge ned Varg-feltet i Nordsjøen. Petrojarl Varg skal etter planen forlate feltet 1. august 2016, viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. Feltet inneholder fortsatt rundt 8,5 millioner fat olje, og Varg har, ifølge Oljedirektoratet, kapasitet til å produsere helt fram til 2021, men det forutsetter boring av nye produksjonsbrønner.  Ifølge operatøren har dog feltet gått med tap siden august i fjor og videre investeringer er ikke vurdert lønnsomme. Jotun (ExxonMobil) ExxonMobil planlegger å gjennomføre et omfattende pluggeprogram på 22 brønner på Jotun-feltet, med oppstart i april 2016 og ferdigstillelse i løpet av 2017. Ifølge en konsekvensutredning planlegger partnerskapet å avslutte produksjonen på Jotun-feltet i Nordsjøen og sluttdisponere feltinnretningene. Konsekvensutredningen omfatter brønnhodeplattformen Jotun B, et flytende lager og produksjonsskip, Jotun A, samt tilhørende rørledninger og infrastruktur. Feltet kom i drift i 1999 og har hatt avtagende produksjon i de senere år etter hvert som reservoarene tømmes for utvinnbare ressurser. Jette (Det norske) Det norske har planer om å stenge ned produksjonen på Jette etter bare tre år. Hovedforklaringen er ExxonMobils planer om å skrape vertsplattformen Jotun B, ifølge Upstream. Skirne og Atla (Total) Total har levert avslutningsplan for de to subseafeltene som er knyttet til Heimdal. Permanent plugging av brønnene er forventet gjennomført i 2019. Disponeringsarbeidet offshore og på land vil da bli gjennomført i 2020. Dette er, ifølge Total, i tråd med forventet levetid for feltene.  Det kan være av interesse å gjenbruke deler av Atla-innretningen, som har vært i drift i bare tre år. Gaupe (BG Norge) Subseafeltet som produseres via den britiske Armada-plattformen var nedstengt, men ble startet opp igjen i april 2015. Ifølge partner Lundin vil feltet produsere i intervaller dersom dette er økonomisk gunstig. Volve (Statoil) Stenges ned i henhold til godkjent avslutningsplan innen 2018. I den forbindelse skal Statoil permanent plugge og forlate totalt 9 brønner på feltet. Pluggejobben skal utføres av ”Mærsk Inspirer,” etter plan i løpet av inneværende år. Feltet er bygget ut med den oppjekkbare prosess- og boreriggen Mærsk Inspirer samt lagerskipet Navion Saga for oljelagring. Gyda (Repsol) Gyda er et modent felt i halefasen med lav, men stabil produksjon. Økende vannproduksjon er en utfordring for oljeproduksjonen, som planlegges avsluttet i løpet av 2018.

Statoil og E. ON skal bygge havvind for 11 milliarder kroner i Østersjøen. Prosjektet skal forsyne rundt 400.000 husstander med fornybar kraft. Statoil kjøper en andel på 50 prosent i havvindprosjektet Arkona i Tyskland, melder selskapet. – Vi er glade for å kunngjøre vår beslutning om å bygge ut dette store havvind-prosjektet sammen med E.ON. Denne investeringen er i tråd med vår strategi om gradvis å supplere vår olje- og gassportefølje med lønnsom fornybar energi og andre lavkarbonløsninger, sier Statoils konsernsjef Eldar Sætre. Havvindparken Arkona skal ligge i Østersjøen, 35 kilometer nordøst for øya Rügen i Tyskland, og sørvest for den danske øya Bornholm. Den skal bestå av 60 turbiner, hver med en kapasitet på 6 megawatt, som installeres på bunnfaste monopeler i et område med 23 til 37 meters havdyp. Prislappen er 1,2 milliarder euro. E. ON har ansvaret for å bygge og drive havvindparken. Strømproduksjonen skal etter planen starte i 2019. Fra før har Statoil investert i flere vindprosjekter i Storbritannia. Den nye investeringen i Tyskland vil øke den totale produksjonskapasiteten for Statoils havvindprosjekter med rundt 50 prosent. Statoil vil med dette kunne levere fornybar energi til mer enn 1 million husstander i Europa.