Ptil har gitt Statoil pålegg etter granskingen av hydrokarbonlekkasjen på Gudrun. Granskingen identifiserte alvorlige brudd på regelverket. Hydrokarbonlekkasjen fant sted på Gudrun-innretningen i Nordsjøen 18. februar 2015. Utslippet på Gudrun vurderes å være blant de større HC-utslippene som er registrert på norsk sokkel de siste ti årene, skriver Ptil. Hendelsen medførte ikke personskader, men ved marginalt endrede omstendigheter kunne hendelsen resultert i en storulykke med tap av liv, store materielle skader og konsekvenser for marint miljø. Statoil gis følgende pålegg: Med hjemmel i rammeforskriften § 69 om enkeltvedtak jf. styringsforskriften § 6 om styring av helse, miljø og sikkerhet, §15 om informasjon og § 21 om oppfølging, pålegger vi Statoil å sikre at styring av helse, miljø og sikkerhet i drift av Gudrun omfatter de aktivitetene som er nødvendig for å identifisere, risikovurdere og håndtere signaler fra prosessanlegg i drift og gjennomføre nødvendige tiltak. Videre å sikre at kunnskap og nødvendig informasjon fra sentrale fagmiljø blir formidlet på en systematisk og hensiktsmessig måte til drift og sikre at slik informasjon blir anvendt i alle faser.

Det norske har gitt opp Vette-utbyggingen, men oljeselskapet til Erik Haugane og Ola Borten Moe vil nå se om det kan være lønnsomt å bygge ut feltet i tilknytning til Yme. – Vi regner på hva rørledninger mellom områdene vil koste, og geologene våre vil se nærmere på Vette-reservoaret. Men først må vi komme i gang med Yme, så får vi og lisenspartnerne våre vurdere om det  kan bli aktuelt med en sekvensiell utbygging etter hvert, sier Okea-sjef Erik Haugane til Sysla. FaktaYme Oljefelt som ble oppdaget i 1987, var i produksjon 1996–2001, men ble stengt ned på grunn av høye kostnader og lav oljepris. Ny plan for utbygging og drift (PUD) for gjenutbyggingen av Yme ble godkjent av den norske regjeringen den 11. mai 2007. Plattformen, som ble installert sommeren 2011, ble aldri fullført, og har vært uten bemanning siden 12. juli 2012 grunnet alvorlige strukturelle mangler. Tapet for hele skandalefeltet er beregnet til mer enn 15 milliarder kroner. Vette ligger rundt 50 kilometer nordvest for Yme. – Det er spennende med nye aktører som Okea som kan se på ting med et nytt blikk. Funnet var på noen og 40 millioner fat og sånn sett var det ikke veldig overraskende at Det norske valgte å skrinlegge en enkeltstående utbygging. Det er derimot ikke usannsynlig at Okea finner lønnsomhet i Vette når det sees i sammenheng med Yme-utbyggingen. Deteljene i dette kjenner jeg imidlertid ikke til, sier oljeanalytiker Kjetil Bakken i Carnegie. Hør Oilcast om oppkjøp av oljeselskaper – Tid til å vurdere Bakken mener det er gunstig for Okea at Det norske dropper Vette. – Nå kan Okea gå i gang med Yme-utbyggingen først, og så får de anledning til å se det hele litt an før selskapet bestemmer seg for en mulig Vette-tilknytning. I mellomtiden vet man også mer om hvordan oljemarkedet har utviklet seg, påpeker han. Det norske overtok Vette da de kjøpte Premier Oil Norge i fjor høst for 120 millionar dollar. Det var like før helgen Det norske offentliggjorde at de ikke vil gå videre med en utbygging av Vette, og at lisensen trolig blir tilbakelevert til myndighetene slik at den kan inngå i nye tildelingsrunder. – Vi håpet at det skulle være et potensiale utover de 40 millioner fatene, men det var det ikke. Etter å ha vurdert ressursgrunnlaget opp mot reservoaregenskapene valgte vi å la være å gå videre med Vette, sier kommunikasjonsdirektør Rolf Jarle Brøske i Det norske. – Taper ikke penger Han erkjenner at Vette-funnet var det selskapet hadde størst forventninger til da de kjøpte Premier Oil. – Vi taper likevel ikke på denne dealen siden den gir oss positive skattemessige effekter, sier Brøske. Okea offentliggjorde i januar i år at de hadde kjøpt Resol sin andel på 60 prosent i skandalefeltet Yme, og at de vil bygge ut feltet med en ny produksjonsenhet. Vært vurdert tidligere Idéen om å se Yme og Vette i sammenheng har vært oppe tidligere. De tidligere eierne av Yme- og Bream-lisensene (det tidligere navnet på Vette, red. anm.) diskuterte for to-tre år siden en mulig samordnet utbygging, noe som ble omtalt i Teknisk Ukeblad. Den gangen var det snakk om å bygge ut Yme på nytt med en brønnhodeplattform, mens Okea nå har bestemt seg for å bygge ut med en oppjekkbar rigg. Målet for Okea er å levere en revidert utbyggingsplan for Yme i løpet av året, og få feltet i produksjon i 2018 eller 2019. De opprinnelige planene for Vette gikk ut på at feltet skulle bygges ut med en flytende innretning. Utbyggingskostnadene ble beregnet til 9-10 milliarder kroner.

Statoil har fått samtykke til bruk av West Epsilon for permanent tilbakeplugging av brønnar på Huldra 30/2-A, i lisens 051. Statoil har satt av inntil 215 dager til aktiviteten, som vil starte andre kvartal 2016.

Eni har igangsatt oljeproduksjon på Goliat i Barentshavet i helgen. Etter over to års forsinkelser og en rekke utfordringer startet oljeproduksjonen på Goliat-feltet lørdag. Den daglige produksjonen er forventet å komme opp i 100.000 fat olje og andre petroleumsprodukter per dag. Senest i februar bekreftet det italienske oljeselskapet Eni at de måtte utsette den opprinnelige produksjonsstarten 1. mars. De siste månedene har Petroleumstilsynet (Ptil) gitt Eni mange pålegg etter tilsyn på Goliat-plattformen. Selskapet har også fått kritikk for å ikke følge opp påleggene de har fått fra tilsynet. Samtidig som Ptil har pekt på mangler på Goliat, ga tilsynet plattformen klarsignal for oppstart. Plattformen, som er bygget i Sør-Korea, ble 50 prosent dyrere enn planlagt.

Dropper utbygging av feltet som selskapet overtok da det kjøpte Premier Oil.  Det opplyser kommunikasjonsdirektør Rolf Jarle Brøske til TDN Finans, ifølge Hegnar.no. – Det skyldes flere forhold, blant annet at de to alternativene for enkeltstående utbygging vi har vurdert ikke gir grunnlag for lønnsomhet, sa han i forbindelse med årskonferansen for Norsk Olje og Gass torsdag.

Trond Mohn-kontrollerte M Vest overtar Atlantic Petroleums lisenser i Norskehavet og Barentshavet for én krone, skriver Finansavisen. – Vi har altså solgt all aktivitet, men ikke selve selskapet, sier konsernsjef Ben Arabo.

Miljøstiftelsen Bellona har anmeldt oljeselskapet Eni Norge for utslipp av såkalte svarte kjemikalier på Goliat-feltet i Barentshavet. Blant annet gjelder anmeldelsen forurensningsloven, skriver Teknisk Ukeblad. – Vi ble lovet nullutslipp fra Goliat. Det var forutsetningen for hele området. Det første oljeindustrien gjør, er å bryte dette så det synger. Dette er fullstendig ute av kontroll. De har holdt oss for narr, og Eni er ikke i stand til å holde det de lover, sier Bellona-leder Frederic Hauge. Det har vært flere utslipp av brannskum med «svarte kjemikalier» på feltet. Dette er stoffer som er lite nedbrytbare og har stor risiko for å hope seg opp i levende organismer –  eller er svært akutt giftige. Eni opplyser at de ser alvorlig på utslippene, men selskapet ønsker ikke å kommentere anmeldelsen overfor Teknisk Ukeblad. – Det er Eni Norges eksplisitte mål å ta vare på miljøet vi opererer i, derfor tar vi alle utslipp svært alvorlig. Utslippene av godkjent brannskum forekom ved et uhell i test- og ferdigstillingsfasen av Goliat og er rapportert til myndighetene, sier en talsperson for selskapet. Goliat-feltet ligger snaut ni mil utenfor Hammerfest og har en anslått produksjon på 179 millioner fat oljeekvivalenter over en periode på 15 år. Rettighetshaverne er Eni Norge AS (65 prosent) og Statoil Petroleum AS (35 prosent). Førstnevnte er operatør.

Lundin har boret tørt på Fosen-prospektet i lisens 544. Brønnen ble boret om lag 10 kilometer sørvest av Luno II, i midtre del av Nordsjøen. – Brønnen påtraff om lag 160 meter med vannførende sandsteiner i øvre jura til midtre trias, hvorav vel 90 meter med god reservoarkvalitet hovedsakelig i Sleipnerformasjonen i midtre jura. I tillegg påtraff brønnen 75 meter med reservoarbergarter av meget god reservoarkvalitet i Tyformasjonen i paleocen, melder Oljedirektoratet. Det er spor av petroleum i Sleipnerformasjonen. Brønnen klassifiseres som tørr. Brønn 16/4-10 ble boret til et vertikal dyp på 2638 meter under havflaten og ble avsluttet i Smith Bankformasjonen i nedre trias. Havdypet er 95 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt. Fosen ble boret av Island Innovator som nå legges i opplag.

For høye utslipp av den kreftfremkallende gassen benzen gjør at oljearbeiderne på Heimdal-plattformen må bruke fullt verneutstyr på jobb. Av totalt 90 ansatte er det færre enn ti personer som er utsatt for den farlige gassen, skriver Stavanger Aftenblad. Det er borepersonell fra Archer på oppdrag for Statoil som jobber med vedlikeholdsarbeidet som pågår i boremodulen, som er utsatt for benzen. De må derfor bruke fullt verneutstyr på jobb. – I området ved boremodulen må man jobbe med verneutstyr. Og i noen områder jobber vi ikke i det hele tatt fordi verdiene av benzen er for høye, sier informasjonssjef Morten Eek i Statoil. Noen medarbeidere er også sendt i land fordi de ikke kan utføre arbeidet sitt før gasslekkasjen er tettet. Petroleumstilsynet er informert om hendelsen og er fornøyd med tiltakene Statoil har satt i verk for å beskytte besetningen på plattformen. – Vi jobber med å lede gassen vekk fra plattformen i et rørsystem og bort til fakkelområdet, sier Eek og understreker at arbeidet skal være ferdig i løpet av kort tid. I en doktorgradsstudie fra 2015 ble det påvist sammenheng mellom benzeneksponering i arbeidsmiljøet på oljeplattformer i Nordsjøen og risiko for lymfe- og blodkreft.