Selskapet melder at letebrønnen Ørnen i lisens 708 leverte skuffende resultater og betraktes som tørr. Hovedmålet traff på vann uten spor av flyttbare hydrokarboner. Mål nummer to påtraff bare mindre mengder, mens mål nummer tre påtraff en ikke-kommersiell gasskolonne på 5 meter. Dette er den første brønnen boret i 708 og det ble boret ned til 3,160 meter med Transocean Arctic. Brønnen vil nå bli plugget og forlatt. Lundin er operatør med 40 prosent i lisensen. Medeiere er Edison og Lukoil med 20 % hver – pluss Lime og North Energy med 10 %.

Støy, kjemisk eksponering og passiv røyking.  Petroleumstilsynet har gjennomført et tilsyn for å følge opp Statoils styring av arbeidsmiljø på Statfjord C og se på gjennomføringen av tiltak for egne ansatte og entreprenøransatte. Det ble identifisert to avvik knyttet til: Støy Kjemisk eksponering «Statoil gjennomførte i 2011 risikovurdering av støy på Statfjord C, og identifiserte at man var i en avvikssituasjon når det gjaldt støyeksponering for flere stillingskategorier. Selskapet søkte i 2012 om unntak fra forskriftskrav på støyområdet, og ble innvilget unntak fram til 1.1.2014. I unntakssøknaden var det beskrevet hvilke tiltak som skulle gjennomføres. I tilsynet kom det fram at noen av tiltakene var gjennomført, mens andre tekniske tiltak, som for eksempel rørisolering i modulene M11 og C11 var kansellert. Tiltaket var kansellert fordi det ville generere mange risikotimer, men det er uklart om beslutningen var veid opp mot støy i områdene i hele installasjonens levetid», skriver Ptil i tilsynsrapporten. Videre ble det identifisert to forbedringspunkt knyttet til Passiv røyking Tilrettelegging for arbeidstakermedvirkning «Det ble observert i tilsynsaktiviteten at det kom sigarettrøyk ut fra røykerommet til andre lokaler, bl.a. uteområde, korridorer og messe», skriver Ptil. Statoil har fått frist til 29.1.2016 for å redegjøre for hvordan avvik og forbedringspunkt vil bli håndtert.

– Ikke store nok volumer til å gi positiv økonomi.  Dong Energy fant for to år siden mellom 5 og 12 millioner fat olje i Trym Sør-prospektet, to kilometer sør for Trym-feltet i lisens 147 i Nordsjøen. Rettighetshaverne har vurdert drivverdigheten av funnet som en tilknytning til Trym, men ikke funnet løsningen økonomisk levedyktig. – Med utgangspunkt i et utbyggingskonsept basert på en brønn med oppkobling til Trym undervannsinstallasjon, er det konkludert med at Trym Sør ikke hadde tilstrekkelige volumer til å gi en positiv økonomi. På dette grunnlaget ble det av et enstemmig partnerskap i PL 147 fattet en beslutning om ikke å gå videre med en modning av prosjektet med sikte på utbygging, sier kommunikasjonssjef Christian Buch Hansen i Dong Energy til Offshore.no.

Lundin planlegger neste år å sette i gang studier for mulige utbyggingsløsninger for Alta-Gohta-prosjektet i Barentshavet. Ifølge Upstreamonline har selskapet ulike flyter-alternativer på tegnebrettet. Ifølge Lundin er de to funnene anslått å inneholde mellom 200 og 600 millioner fat olje, og selskapet vil bore flere brønner i 2016 for å snevre inn dette anslaget.

Selskapet opplyser at de er ferdige med letebrønnen Rolvsnes og at det er gjort et oljefunn. Brønnen ligger i lisens 338, cirka 6 kilometer sør for Edvard Grieg og 3 kilometer sør for Edvard Grieg South. De har påvist en oljekolonne på 30 meter og de har indikasjon på at det er kommunikasjon mellom Rolvsnes og Edvard Grieg South, som ble påvist i 2009. Ifølge leteekspertene ligger ressursanslaget for Rolvsnes inkludert Edvard Grieg South på mellom 3 og 16 millioner fat oljeekvivalenter. Lundin brukte Bredford Dolphin på letebrønn 16/1-25 S og boret en 2.096 meter.

Eni Norge har hentet inn hjelp fra Statoil for å få orden på problemene med det elektriske anlegget. Ifølge et brev Eni har sendt Petroleumstilsynet, har selskapet leid inn Statoil-folk i «nøkkelposisjoner» for å styrke prosjekt- og driftsorganisasjonen. – Jeg kan bekrefte at vi har lånt ut noe personell til Eni innen elektro. Statoil har betydelig eierinteresse i Goliat og det er naturlig å bistå med ressurser når operatøren ber om det, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Offshore.no. – Vi har bedt Statoil, som partner I lisensen, om faglig støtte I sluttfasen av ferdigstillelse av plattformen. Det dreier seg om fire personer med elektrofaglig ekspertise, sier Andreas Wulff – direktør kommunikasjon og samfunnskontakt i Eni Norge. Utfordringene med det elektriske anlegget på Goliat ble synliggjort i en tilsynsrapport fra Petroleumstilsynet i november. Her ble det identifisert åtte avvik og åtte forbedringspunkter. Ifølge et internt møtereferat, som Offshore.no har fått tilgang til, har Ptil også påpekt: Feil og mangler påpekt tidligere er lukket uten tiltak. Manglende tillit til at faglig kvalifisert utsjekk er gjort i forbindelse med lukking av punch. Ikke tatt innover seg omfanget av utestående arbeid. Utfordringer ved sikkerhetskultur.

Total har fått boreløyve fra Oljedirektoratet til Solaris-prospektet i lisens 618. Solaris ligger sør i Nordsjøen og grenser mot britisk sektor. Det er Jack Up-en Maersk Gallant som får oppdraget med å bore brønn 1/5-5. 1/5-5 Solaris er en brønn med høy temperatur og høyt trykk (HPHT). Planlagt varighet for boreoperasjonen er 180 dager dersom brønnen er tørr og 198 dager ved funn av hydrokarboner.

Wintershall har fått boreløyve fra Oljedirektoratet for brønn 7224/2-1, i lisens 611. Brønnen skal bores med Transocean Arctic, etter den er ferdig med en brønn for Lundin i lisens 708. Kvalross er lokalisert i den sørlige del av Barentshavet, cirka 180 kilometer fra Goliatfeltet. Avstanden til kysten er rundt 185 km (Magerøya i Nordkapp kommune). Tidligst forventet oppstart for boringen er desember 2015 med en beregnet varighet på 160 dager ved funn. Havdypet ved borelokasjonen er på rundt 415 meter.

Statoil og partnerne har utsatt konseptvalget for andre fase av utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen. Det skriver Upstreamonline. Investeringskostnadene for første fase er beregnet til 117 milliarder kroner og forventet utvinnbare ressurser er anslått til mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter. For fullfeltsutbyggingen er investeringskostnadene beregnet til i størrelsesorden 170-220 milliarder kroner med utvinnbare ressurser på mellom 1,7 og 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter.

Kongen i statsråd har avgjort saken. Det norske nektet å godta flertallets fordeling av verdiene på Johan Sverdrup-feltet før fristen 13. februar. Departementet måtte derfor avgjøre fordeling. Da ble konklusjonen at Det norske fikk sin andel redusert fra 11,89 til 11,57 prosent. Kongen i statsråd har avgjort klagen fra Det norske oljeselskap i forbindelse med vedtak om fordeling av Sverdrup-forekomsten. Ved kongelig resolusjon 18. desember 2015 er det besluttet at Olje- og energidepartementets vedtak opprettholdes, skriver OED i en pressemelding. Her kan du lese hele vedtaket!