Omfatter 19 medarbeidere. Det norske har inngått en avtale om å overta den norske delen av oljeselskapet Norecos virksomhet, som er organisert i selskapet Noreco Norway. Det omfatter syv letelisenser, de 19 ansatte ved kontoret i Stavanger og en kontantbeholdning på 45 millioner kroner. – I tillegg til det nylige oppkjøpet av Svenska Petroleum Norge og Premier Oil i Norge, understreker overtagelsen av Noreco Norge Det norskes sterke tro på, og forpliktelse til norsk sokkel, sier administrerende direktør Karl Johnny Hersvik i en børsmelding. – Dette viser at vi har god tro på lønnsomhet på norsk sokkel framover. Vi mener Noreco har interessante eiendeler som passer inn i vår portefølje, utdyper kommunikasjonsdirektør Rolf Jarle Brøske overfor Sysla. Vederlagsfritt Selskapet overtar Norecos norske virksomhet vederlagsfritt. – Vi overtar både verdier og forpliktelser, sier Brøske. Norecos norske avdeling har i dag 19 medarbeidere, som jobber ved kontoret i Stavanger. Disse får tilbud om å bli med over til Det norske. Må godkjennes Like før jul ble det klart at Noreco ville selge sin norske avdeling til Djerv Energi, som er 70 prosent eid av et amerikansk oppkjøpsfond. Norecos obligasjonseiere sa imidlertid nei til avtalen, som dermed ikke ble noe av. Også denne gangen skal relevant myndigheter og långivere godta overdragelsen. – Vi vet jo ikke utfallet før det endelige resultatet foreligger, men denne delen av prosessen er det Noreco som styrer. Vi har god tro på at overtakelsen skal gå i orden, sier Brøske. Ifølge en børsmelding fra Noreco har et flertall av obligasjonseierne allerede forpliktet seg til å stemme for avtalen.

Total har boret tørt på Uptonia-prospektet, 6 kilometer nordøst for oljefunnet Garantiana, melder Oljedirektoratet.  Brønnen ble boret av Leiv Eiriksson.

Total har boret tørt på Uptonia-prospektet, 6 kilometer nordøst for oljefunnet Garantiana, melder Oljedirektoratet.  Brønnen ble boret av Leiv Eiriksson.

Ny dato er i det blå, skriver Aftenbladet. – Til tross for at det meste nå er klart til oppstart, må vi bruke noe mer tid for å klargjøre enkelte elementer før vi kan starte produksjon, sier Andreas Wulff, kommunikasjonsdirektør i Eni Norge. Tidlig i februar bekreftet det italienske oljeselskapet Eni at de siktet mot produksjonsstart 1. mars: Eni får mer sikkerhetskritikk på Goliat – Vi har en ambisjon om oppstart innen utgangen av februar, sa Wulff for en måned siden. De siste månedene har Petroleumstilsynet gitt Eni mange pålegg etter tilsyn på Goliat-plattformen. Selskapet har også fått kritikk fo rå ikke følge opp påleggene de har fått fra tilsynet. Dato for produksjonsstart er flyttet flere ganger tidligere . Lenge jobbet selskapet etter en plan om produksjonsstart på seinsommeren i fjor. Den ble flyttet til høsten og deretter ved årsslutt. Nå utsettelse ble flytet til 1. mars, men slik ble det heller ikke. Goliat-plattformen, som er bygget i Sør-Korea, er nå nær tre år bak tidsskjema og er blitt 50 prosent dyrere enn planlagt. Opprinnelig budsjett var 30,7 milliarder. Hittil er kostnadene bokført til 47 milliarder, altså 16 milliarder mer enn budsjettet Stortinget godkjente.

BP vil bygge ut funnene Snadd Nord og Snadd Outer mot Skarv-feltet i Norskehavet. Selskapet planlegger å velge utbyggingsløsning innen utgangen av året. FaktaSkarv FPSO Fartøyslengde er 295 meter og bredde 51 meter 100 enkeltlugarer 15 forankringsliner, 13 stigerør Produksjonskapasitet olje: 85 000 fat per dag; gass: 22 mill. m3/dag Lagringskapasitet: 875.000 fat Overstell: 18.000 tonn; skrog: 49.000 tonn Havbunnsbrønnrammer: 5 Rettighetshavere: BP (23.84%); Statoil (36,16%): DEA (28,08%); PGNiG (11,92%) – Vårt mål er konseptvalg i 2016, plan for utbygging og drift i 2017 og produksjonsstart i 2020 for Snadd Nord-funnet. Tidsplanen kan bli justert på grunn av vedvarende lav oljepris og for å tilpasses Skarv sin produksjonsprofil, sier informasjonssjef Jan Erik Geirmo i BP. I 2014 ble det etablert en prosjektgruppe for å avklare en fremtidig utbyggingsløsning for de to funnene, som inneholder utvinnbare gassressurser i størrelsesorden 200 millioner fat oljeekvivalenter. Men med vanndyp på mellom 350 og 450 meter, fremstår en subseatilknytning til Skarv som den mest sannsynlige løsningen for en utbygging. – Vi test-produserer nå Snadd Nord funnet via Skarv. En videreutvikling av Snadd og tilknytting til Skarv FPSO vil muliggjøre kapasitetsutnyttelse av Skarv-skipets prosesseringskapasitet i flere år fremover, sier Geirmo. En utbygging av Snadd-funnene vil gi ytterligere utbyggingsaktivitet i et område av norsk sokkel der Aasta Hansteen- og Maria-prosjektene allerede er i gang.

Lav oljepris stenger kranene på gamle felt.  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. 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. Her er Oljedirektoratets prognoser for produksjonen på norsk sokkel i 2016: Noen felt vi har glemt? Tips journalist Glenn Stangeland på gs@offshore.no.

Operatør Total har startet boringen av Solaris i lisens 618 i Nordsjøen. Dette melder partner ENGIE E&P Norge. Brønnen har høyt trykk og høy temperatur med et maksimum forventet trykk på 1302 bar og en temperatur på 219 grader Celsius på en total dybde på 6387 meter. Borelokasjonen er nær grensen til britisk sektor og omtrent 315 kilometer sørvest av Stavanger. Det er Maersk Gallant som står for boringen.

Oljedirektoratet foretar en ørliten oppjustering i sitt anslag for hvor mye olje og gass som er igjen på norsk sokkel. Oljedirektoratets estimat for totale oppdagede og uoppdagede petroleums­ressurser på norsk kontinental­sokkel har økt med 0,1 milliarder standard kubikkmeter olje­ekvivalenter (Sm3 o.e.) fra forrige årsskifte til om lag 14,2 milliarder Sm3. Av dette er 47 prosent solgt og levert. Det forventes at 7,6 milliarder Sm3 o.e. gjenstår å produsere. Dette tilsvarer 47 milliarder fat. Av dette er 4,7 milliarder Sm 3 o.e påviste ressurser. Estimatet for uoppdagede ressurser er 2,9 milliarder Sm3 o.e. eller om lag 38 prosent av totale gjenværende ressurser. Uoppdagede ressurser omfatter olje og gass som trolig finnes og kan utvinnes, men som ennå ikke er påvist ved boring. I 2015 ble ressursanslaget for de uoppdagede ressursene oppdatert. Volumet for de uoppdagede ressursene er altså estimert til 2.920 millioner Sm3 o.e. Dette er en økning på 85 millioner Sm3 o.e. sammenlignet med ressursregnskapet for 2014. Om lag halvparten av de uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet, resten er fordelt på Nordsjøen og Norskehavet med omtrent like store andeler. Nordsjøen har om lag 51 prosent av de totale gjenværende ressursene. Fordelingen av gjenværende ressurser i Norskehavet og Barentshavet er omtrent lik. Nordsjøen er motoren i norsk petroleumsvirksomhet med 65 produserende felt ved årsskiftet, mens Norskehavet har 16 felt i produksjon og Barentshavet ett (Snøhvit).

Statoil har gjør et mindre gassfunn 5,5 kilometer vest av Oseberg Sør. Ifølge Oljedirektoratet påtraff man en en gasskolonne på om lag 20 meter, hvorav 10 meter i sandstein med god reservoarkvalitet i Tarbertformasjonen. Gass/vann-kontakten i Tarbertformasjonen er beregnet fra trykkdata til 2870 meter. I Statfjordgruppen påtraff brønnen en gasskolonne på 12 meter i sandstein med moderat reservoarkvalitet. Gass/vann-kontakten ble påvist på 3506 meter. Sekundært letemål i nedre del av Statfjordgruppen er vannførende. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er på mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil bli vurdert utviklet som del av «Oseberg Future fase 2»-prosjektet. Prospektet i lisens 104, B-Vest & Angkor Thom, ble boret av Songa Delta. Riggen skal nå skal bore en grunn gasspilot, 30/6-U-27 i utvinningstillatelse 053, der Statoil Petroleum AS er operatør.