Statoil søker nå om en oppdatering av tillatelsen for Troll Vest inklusiv Fram, til å også å gjelde nye brønner på Fram Øst og Astero. Dette innebærer at de ønsker å bore tre brønner fra mars neste år. Subsea-feltet Fram produserer til Troll C og har levert i 12 år. Nå skal dette oppgraderes og nye reserver utvikles for å opprettholde produksjonen. Alt i 2003 skisserte man i PUD-en av det var identifisert flere strukturer i Fram-området som kunne inneholde reserver som kunne utvikles for å holde godt liv i feltet. Noen av disse ble også påvist i 2008 og 2009. Dette gjelder blant annet Fram H-Nord og Fram C-Øst. Fram H-Nord ble bygget ut i 2012 og satt i drift i fjor. Nå ønsker Statoil å bruke eksisterende bunnrammer for å utnytte reservene og opprettholde produksjonen, gjennom boring av tre brønner. Planen er at Stena Don får dette oppdraget. De tre brønnene vil produsere mot Troll C og eksporteres via Troll Pipeline II til Mongstad. Fram-feltet, blokk 35/11, består av feltene Fram Øst og Fram West og er lokalisert cirka 20 kilometer nord for Troll-feltet på cirka 350 meters dybde. Feltet ligger cirka 120 kilometer vest av Florø. Både Fram Øst og Fram Vest består av havbunnsinstallasjoner, to fire-brønners havbunnstemplater, koblet opp via rørledninger til Troll C. Astero er et oljefunn som ligger rett nord for Fram og H—Nord feltene, på 360 meters dyp.

Wintershall har funnet mellom 6 og 19 millioner fat olje i Syrah-prospektet,  rundt fire kilometer vest for Vega Sør-feltet. Brønnene er permanent plugget og forlatt. Partnerne i lisens 248 skal nå evaluere resultatene, ifølge Oljedirektoratet. En tilknytning til Gjøa eller Brage, der Wintershall er henholdsvis medeier og operatør, synes som de sannsynlige alternativene for en eventuell utbygging. Brønnene ble boret av Borgland Dolphin, som nå skal bore en avgrensningsbrønn på Havfrue-funnet i Nordsjøen i lisens 571, der Suncor er operatør.

Yme-plattformen skulle etter planen fjernes fra skandalefeltet innen utgangen av året, men Repsol har nå søkt norske myndigheter om en utsettelselse og planlegger for fjerning innen utgangen av oktober 2016. Olje- og energidepartementet bekrefter at søknaden er mottatt, men ikke ferdig behandlet. Forsinket løfteskip Forsinkelsen skyldes, ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, problemer med ferdigstillelsen av løftefartøyet Pioneering Spirit. Eierselskapet Allseas har hatt problemer med montering av løftesystemene på skipet, noe som har ført til behov for flere modifikasjoner. «Den 1. oktober 2015 mottok operatøren en formell detaljert tidslinje for ferdigstillelse av skipet som viser et vindu for fjerningsjobben i perioden april – juli 2016. Fra mobilisering og til overlevering av Yme-plattformen til SBM ved sikkerhetssongen på Yme-feltet vil det gå cirka åtte dager, dersom alt går i henhold til plan og uten værvente», skriver Repsol i et brev til OED. 14,9 milliarder kroner Yme er blant historiens største industriskandaler i Norge. Utbyggingen skulle etter planen kostet 4,9 milliarder kroner og startet produksjonen i januar 2009. Seks år senere er 14 milliarder kroner investert, men plattformen er ubrukelig og må skrapes. Men ifølge konsekvensutredningsprogrammet, som ble sendt ut på høring i november, vurderes eierne fortsatt gjenbruk av utstyret som allerede er plassert på havbunnen. Les også: Vurderer gjenbruk av dette Yme-utstyret

Statoil har utsatt Johan Castberg-utbyggingen og jobber hardt for å kutte kostnadene for prosjektet. Ett av tiltakene kan bli å bygge en produksjonsplattform eller flyter etter DNV GL- og ikke Norsok-standard. Det kommer frem i dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. Statoil har bedt Petroleumstilsynet om å vurdere muligheten for å få en slik innretning godkjent for bruk på norsk sokkel. Og svaret er oppløftende: «Det er vår oppfatning at Statoils valg av alternative løsninger som beskrevet for Johan Castberg vil kunne oppfylle regelverkets krav», skriver Ptil i sitt svarbrev. – Det vurderes ulike gjennomføringsmodeller, blant annet ved bruk av klassing for maritime systemer, der det kan være aktuelt, for å forbedre lønnsomheten i prosjektet. Rettighetshaverne i Johan Castberg-, Snorre- og Trestakk-lisensene besluttet tidligere i år å bruke mer tid på prosjektene for å finne gode og robuste utbyggingsløsninger, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Offshore.no. Godt nok Ifølge bransjekilder Offshore.no har vært i kontakt med representerer DNV GL-standardene i større grad et godt-nok-nivå. Mens Norsok-standarder på funksjonelt nivå åpner for mer prosjektspesifikke krav. Det gir rom for betydelige kostnadsbesparelser. Planen er fortsatt å ta en beslutning om videreføring, inkludert konseptvalg, i andre halvår 2016, med forventet investeringsbeslutning i 2017. Under seminaret «Olje og jazz» opplyste Statoil at man allerede har kuttet 30 prosent av kostnadene for den planlagte utbyggingen. Les også: Derfor er det fornuftig å bremse Castberg Velger billigløsning Da lisensen offentliggjorde sitt utredningsprogram i februar 2013, var intensjonen å bygge ut feltet med flyter, undervannsbrønner og rørledning til en landbasert oljeterminal. Den gang var investeringskostnadene beregnet til mellom 80 og 90 milliarder kroner. Deretter falt oljeprisen som en stein og investeringsanslagene steg godt over 100-milliardersmerket. Det betyr lavere inntekter og høyere utgifter. I tillegg ga fjorårets intensive letekampanje i nabolaget magre resultater. Statoil signaliserte derfor at løsningen med en landbasert oljeterminal ble for kostbar. – Må redusere antallet krav Summen av disse budskapene, gjør det naturlig å anta at Statoil sikter seg inn mot å bygge ut feltet med en flytende produksjonsenhet, en “billigløsning” sammenliknet med den alternative landterminalen. – For leverandørindustrien er det viktigst at oljeselskaper har vilje og evne til å bygge ut felt på norsk sokkel, og at leverandørene bygger i henhold til krav og standarder i oppdragsbeskrivelse for det enkelte prosjekt. Men bransjen må redusere antall selskapsspesifikke krav, forenkle og klargjøre, sier bransjesjef Runar Rugtvedt i Norsk Industri til Offshore.no. Han mener at grundig fokus på kostnader opp mot nytteverdi samt vedlikehold av standardene Norsok, ISO og CEN bidrar til utvikle og opprettholde norsk leverandørindustri sin konkurranseevne nasjonalt og internasjonalt. – Norsok-standardene er sentrale dokumenter for akkumulert erfaring på norsk sokkel. Lundins bygging av Edvard Grieg hos Kværner på Stord, der Norsok var lagt til grunn, er et godt eksempel på effektiv prosjektgjennomføring, levert på tid og kost, sier Rugtvedt. Snorre C Upstreamonline har tidligere skrevet at Statoil ønsker å designe Snorre C-plattformen i samsvar med enten «American Petroleum Institute (API) sine standarder eller bruk maritime standarder basert på DNV GL-spesifikasjoner».

Industri Energi varsler om omfattende bruk av ulovlig innleid personell på Goliat-feltet og stevner operatøren Eni for retten. – Måten Eni har organisert driften på er etter vårt skjønn ulovlig og kan ha bidratt til å øke forsinkelsene på feltet, sier forbundssekretær Christopher Birknes ifølge fagforeningens nettside. Leid inn fra bemanningsbyrå Fagforbundet Industri Energi varsler Petroleumstilsynet om at en stor del av driftspersonellet på Goliat-plattformen er ulovlig innleid fra bemanningsbyrå og at dette kan utgjøre en sikkerhetsrisiko. Driftsmodellen på Goliat er organisert slik at to tredeler av de ansatte i driftsorganisasjonen, drøyt 80 personer, er ansatt i operatørselskapet Eni, mens så mange som en tredel, cirka 40 personer, er innleid gjennom Apply Sørco. Dette ifølge Industri Energi. – Eni baserer grunnbemanningen på Goliat på fast innleie, blant annet kranførere, elektrikere og mekanikere er innleid. Et av hovedprinsippene i norsk arbeidsliv er at faste oppgaver skal utføres av faste ansatte. Måten Eni organisert driften av Goliat-feltet på er ulovlig, sier forbundssekretær Christopher Birknes i Industri Energi. Stevning for ett tilfelle Goliat er det første oljefeltet som bygges ut i Barentshavet. Utbyggingen har vært forfulgt av utsettelser og kostnadsoverskridelser. Per dags dato er feltet minst to år forsinket med en kostnadssprekk på 15 milliarder kroner. Feltet er operert av det italienske oljeselskapet Eni. Industri Energi stevner i disse dager Eni for ett tilfelle av ulovlig innleie på Goliat. – Rettssaken kan legge premisser for øvrige saker som gjelder organisering av driftsmodellen på Goliat, og generelt på norsk sokkel. – Vi ønsker at retten vurderer spørsmålet om det er entreprise eller innleie når innleide folk brukes i faste driftsstillinger. En dom i denne saken kan få konsekvenser for mange flere arbeidstakere, sier Birknes ifølge nettsiden. Eni Norge ønsker ikke å kommentere saken.

Søknadsfristen for utvinningstillatelser for 23. konsesjonsrunde gikk ut 2. desember, og 26 selskaper søkte om å få tildelt leteområder innen utgangen av tidsfristen. Denne konsesjonsrunden omfatter 57 utlyste blokker eller deler av blokker, hvorav 3 er i Norskehavet og 54 i Barentshavet. Det fremkommer i en melding fredag. 34 av de utlyste blokkene ligger i det nyåpnede området i Barentshavet sørøst, og mange av søknadene gjelder disse arealene. – Det er gledelig at så mange kompetente selskaper vil lete i nye arealer i en tid hvor vi opplever lav oljepris og kostandskutt. Dette viser at selskapene ser muligheter og potensial for å finne olje og gass i disse nye områdene, kommenterer Sissel Eriksen, letedirektør i OD. Hun minner om at de utlyste blokkene er i umodne arealer og at mer utforskning trengs for å avklare ressurspotensialet. 26 selskap har søkt om utvinningstillatelse, enkeltvis eller i grupper: A/S Norske Shell BP Norge AS Capricorn Norge AS Centrica Resources (Norge) AS Chevron Norge AS ConocoPhillips Skandinavia AS DEA Norge AS Det norske oljeselskap ASA DONG E&P Norge AS E.ON E&P Norge AS Edison Norge AS Faroe Petroleum Norge AS Idemitsu Petroleum Norge AS INPEX Norge AS KUFPEC Norway AS Lukoil Overseas North Shelf AS Lundin Norway AS Moeco Oil & Gas Norge AS OMV (Norge) AS PGNiG Upstream International AS Pure E&P Norway AS RN Nordic Oil AS Spike Exploration AS Statoil Petroleum AS Tullow Oil Norge AS Wintershall Norge AS To av selskapene, INPEX og Kufpec, er nykommer i høst, Kufpec søkte også i årets TFO-runde. – Det er spennende at nye selskap vil inn på norsk sokkel. Myndighetene har i mange år lagt til rette for at nye aktører kan etablere seg her, for vi er sikre på at det kan bidra til økt verdiskaping. – Nå starter arbeidet med å gå gjennom søknadene. Oljedirektoratet ser etter selskapene med den beste kunnskapen, de beste søknadene og den beste strategien for å utforske områdene, heter det.

A/S Norske Shell har søkt på flere blokker i Barentshavet sørøst i den 23. konsesjonsrunden. Det går frem av en pressemelding fredag. – Vi tror Shells globale erfaring og kapasitet i hele verdikjeden vil være nyttig i forbindelse med operasjoner i nord, sier administerende direktør Tor Arnesen i Norske Shell. Shell mener de har relevant erfaring for alle de identifiserte HMS-utfordringene i Barents Sør-området fra operasjoner i Alaska, Sakhalin og Grønland samt erfaring fra andre fjerntliggende og utfordrende områder. Shell ønsker å være operatør på lisensene selskapet har søkt på og har ambisjoner om å komme i gang med leteboring i 2017. – Vi ser frem til å dele relevant erfaring og samarbeide med industrien og andre blant annet gjennom Barents Sea exploration Collaboration (BaSec) som er etablert mellom flere selskaper for å adressere alle relevante HMS spørsmål, sier Arnesen.

Vil lete etter mer olje i Barentshavet – håper å kunne bore allerede i 2017. Statoil har levert sin søknad i 23. konsesjonsrunde på norsk sokkel til norske myndigheter. Det forventes at Olje- og Energidepartementet vil kunngjøre tildelingene sent i første halvdel av 2016. Runden representerer første åpning av nytt areal på norsk sokkel siden 1994. Statoils søknad tar sikte på å bidra i betydelig grad til selskapets ambisjoner for 2030 og senere. Barentshavet Arealet som utlyses i denne runden omfatter Barentshavet sørøst, et område som ble definert som norsk territorium etter grenseavtalen med Russland som trådte i kraft i 2011. I tillegg utlyses areal i Hoop-Wisting-området, som ble åpnet i 22. runde. – Statoil har vært garantist for leting og utvikling i Barentshavet siden midten av 1980-årene, og vi har en klar ambisjon om å forbli i den rollen. Arealet som utlyses er interessant og viktig, og vi håper å få mulighet til å bore allerede i 2017, sier Jez Averty, direktør for Statoils letevirksomhet på norsk sokkel i en melding torsdag. – Arealet i 23. runde har et betydelig volumpotensial, men ikke desto mindre foregår det en debatt der noen sier at disse ressursene ikke vil være drivverdige. Vi er av en annen oppfatning, noe søknaden vår er et bevis på. Statoils forberedelser for søknaden i 23. runde har omfattet utvikling av teknologiske løsninger som vil redusere nullpunktsprisen per fat for de betydelige funnene vi håper å gjøre i Barentshavet. 16 selskaper samarbeider I forkant av denne konsesjonsrunden har det foregått et unikt samarbeid i bransjen. I prosjektet Barents Sea Exploration Collaboration samarbeider 16 selskaper for å finne felles løsninger for letevirksomhet i Barentshavet og for å sikre kostnadseffektivitet og gode sikkerhetsstandarder. I 2014 var Statoil operatør for en gruppe på 33 selskaper som samarbeidet om seismikkundersøkelser i områder som inngår i denne konsesjonsrunden. Norsk sokkel utgjør en bærebjelke for Statoil, og selskapet har ambisjoner om å opprettholde produksjonen på dagens nivå fram til 2025-2030, og videre.

North Energy ASA har signert en salgs- og kjøpsavtale med Lime Petroleum Norway AS, der North Energy selger sin 10 prosent andel i produksjonslisens (PL) 707 Seiland Vest til Lime. Transaksjonen er en del av North Energys pågående strategiske prosess, med fokus på kostnadseffektivisering og optimalisering av lisensporteføljen. Lisensen vil etter gjennomføring av avtalen bestå av Edison Norge AS, operatør med 50 prosent eierandel, PGNiG Upstream International AS 30 prosent og Lime Petroleum Norway AS 20 prosent eierandel.