Statoil fant olje etter å ha boret letebrønn 30/9-27 S i Nordsjøen.  Brønnen er boret om lag syv kilometer vest for Oseberg Sør-feltet i nordlig del av Nordsjøen og 150 kilometer vest for Bergen. Brønnen påtraff en oljekolonne på 34 meter i sandstein med moderat til god reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble påtruffet 3242 meter under havflaten. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er på mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil bli utviklet sammen med Oseberg Delta 2-prosjektet som er under utvikling, og rettighetshaverne vurderer en produksjonsbrønn i strukturen som er påtruffet med undersøkelsesbrønn 30/9-27 S. Brønn 30/9-27 S ble boret av boreinnretningen Songa Delta.

Regnskapstallene for 2014 er klare. Her er de ti oljeselskapene som tapte mest på norsk sokkel i 2014. Talisman Energy: -6,9 milliarder kroner Talisman har levert stygge regnskaper siden 2011 og fortsetter i 2014. Yme har ødelagt og ødelegger fortsatt mye. Samtidig tar selskapet store avskrivninger på Brage, Brynhild og Varg, som følge av “fallende oljepris og lavere reserver”. Lundin Norway: -5,14 milliarder kroner På investeringssiden er Edvard Grieg den store driveren, sammen med svært høy leteaktivitet. Alvheim, Volund og Gaupe bidrar med produksjon i 2014 – og helt på tampen av året kom også Brynhild i drift. Når Edvard Grieg (4. kvartal 2015) og Johan Sverdrup (2019) kommer i produksjon, blir selskapet trolig blant landets mest lønnsomme. BP Norge: -5,1 milliarder kroner Har fått Valhall-feltet i full drift etter omfattende reutvikling, men ny innsikt om reservoaret gjør at selskapet velger å skrive ned feltets verdi. Totale nedskrivninger er på 7 milliarder kroner, og ifølge BP skyldes dette først og fremst Valhall. Befinner seg neppe på denne listen i 2015. Lotos: -2,2 milliarder kroner Lotos har i flere år drevet leting uten inntekter og generert store tap. Kjøpte seg inn i Heimdal- og Vale-feltene i slutten av 2013, men inntektene herfra (772 millioner kroner) veier ikke opp tapene fra Yme og selskapets letevirksomhet. BG Norge: -2,2 milliarder kroner Utbyggingen av Knarr-feltet, som kom i produksjon i mars 2015, ble dyrere enn planlagt og tynger selskapets 2014-resultat.  BG har også tatt en betydelig nedskrivning på 1,8 milliarder kroner fra eiendeler på norsk sokkel. Bayerngas: -1,7 milliarder kroner Inntektene fra Oselvar, Trym, Vega og Volve er ikke nok til å dekke kostnadene for utbygging av Ivar Aasen-feltet samt letevirksomhet. En nedskrivning på 500 millioner kroner svekker også resultatet. Tullow Oil: -1,4 milliarder kroner Kjøpte opp leteselskapet Spring Energy i 2012. Har fortsatt minimalt med inntekter og store leteutgifter. Maersk Oil: -1,2 milliarder kroner Det danske selskapet står fortsatt uten inntekter på norsk sokkel, men har store kostnader knyttet til avgrensningsbrønner på Johan Sverdrup-feltet. Når inntektene derfra kommer, i 2018, blir selskapet en pengemaskin. Faroe Petroleum: -1 milliard kroner Aktivt leteselskap med gode resultater. Er blant annet partner i Snilehorn-, Butch- og Pil-funnene. Har tidligere sagt at selskapet primært ønsker å unngå utbyggingsprosjekter. Spesielt Pil er egnet til å generere raske inntekter dersom årets avgrensningsbrønner er vellykkede. Suncor: -1 milliard kroner Hadde sine første inntekter i 2014 – 32 millioner kroner. Det negative resultatet skyldes utgifter til leteboring og en nedskrivning på 459 millioner kroner. Beta Statfjord-funn i Nordsjøen er selskapets viktigste eiendel. Kilder: Brønnøysundregisteret, Offshore.no, Oljedirektoratet, selskapenes nettsider. PS! I artikkelen “De ti største pengemaskinene på norsk sokkel” var Lundin Norway inkludert. Dette var basert på regnskap fra selskapet i 2013. Offshore.no har nå fått Lundins 2014-tall, og disse plasserer i stedet selskapet på 2. plass på listen av de størst tapsslukene på norsk sokkel i 2014. 

Petroleumstilsynet har gjennomførte tilsyn med BP Norges styring med kran, løfteoperasjoner og styring av vedlikehold på Valhall. Det ble identifisert tre avvik knyttet til: Materialhåndtering Dokumentasjon for løfteutstyr Atkomst Videre ble det identifisert forbedringspunkt knytte til: Planlegging Oppfølging av vedlikehold på midlertidig utstyr Vedlikehold Håndtering av bulkslanger BP Norge har fått frist til 3. september 2015 med å redegjøre for hvordan avvik og forbedringspunkt vil bli håndtert, skriver Ptil på sin nettside.

Premier Oil Norge avslutter boringen av Myrhauk-prospektet, nordøst av Valhall. Hensikten ned brønnen var å påvise petroleum i øvre og midtre jura reservoarbergarter (Ula- og Bryneformasjonen). Brønnen påtraff ikke Ulaformasjonen. Bryneformasjonen ble påtruffet med en tykkelse på om lag 110 meter, hvorav 45 meter med moderat reservoarkvalitet. Brønnen er tørr. Det melde Oljedirektoratet. Brønn 3/7-10 S ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 3.511 og 3.464 meter under havflaten og avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Havdypet er 68,5 meter. Brønnen blir nå plugget og forlatt. Brønnen ble boret av Mærsk Guardian.

Petter Osmundsen, som er professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger, er ikke i tvil om hva som må til for å snu den negative spiralen på norsk sokkel; selskapene må jobbe med kostnadsreduksjon og staten må bidra med målrettede skattelettelser.  – Den norske skattemodellen er i ferd med å gå ut på dato. Den har fungert veldig bra, men nå er norsk sokkel kommet i en fase der spriket i lønnsomhet er for stort. Det er ikke naturlig å kreve samme skattenivå for Johan Sverdrup og Trestakk. Stadig flere prosjekter, både nye utbygginger og tiltak for økt utvinning, har marginal lønnsomhet i selskapenes vurdering selv om den samfunnsøkonomiske verdien er høy. En differensiert beskatning vil sørge for mer aktivitet, mer inntekter til staten og sikre tusenvis av arbeidsplasser. Kort sagt; en mer ordinær beskatning for mer ordinært lønnsomme prosjekter. – Hva bør stimuleres? – Tidskritiske prosjekter som sørger for maksimal utnyttelse av infrastrukturen vi har bygget. I tillegg bør Regjeringen sørge for å finne ordninger som gjør at selskapene finner det verdt å bygge ut funn som Johan Castberg, Alta og Gohta i Barentshavet, og det med utbyggingsløsninger som sikrer høy utvinningsgrad. – Har du eksempler på hvordan dette er gjort i andre land? – Dette er en utfordring som alle land med slike ressurser møter. I UK har man trukket et tydelig skille mellom gamle og nye felt. I tillegg har man forsøkt flere skreddersydde løsninger, noen kanskje i overkant avanserte. Hovedpoenget er at det gjøres – det er flere måter å implementere det på. Men da må man først erkjenne behovet. – Hvorfor kan vi ikke overlate dette til markedskreftene? – Det er nå et betydelig fall i aktivitet og mye ledig kapasitet. Kostnadene faller raskt. Ytterligere nedbygging vil ikke bety mye for kostnadsbildet på kort sikt, men tap av kompetanse og ressurser vil gi sterk kostnadsvekst i neste oppgang. – Hvordan kan du være sikker på at vi skal opp igjen? Dette er en midlertidig konjunkturnedgang, mer enn halvparten av ressursene gjenstår å utvinne, og vi bør utnytte store grunninvesteringer i infrastruktur. Behovet for energi ligger også fast. – Hvordan vurderer du effektene av skatteskjerpelsen som ble gjort i 2013? Det var vel ment som en innstramming da aktiviteten var for høy, men Regjeringen bommet grovt på timingen, og dette har bare forsterket nedgangen. Dette viser at man ikke skal drive skattepolitikk utelukkende basert på konkjunkturendringer. – Men er ikke nettopp det et argument for å unngå skattelettelser nå? – Timingen er riktig nå. Ikke først og fremst på grunn av konjunkturnedgangen, men fordi sokkelen er kommet i en ny fase. Dersom en strukturreform uansett må iverksettes, skader det ikke at den i tillegg er godt timet. Det er mange som ikke synes å forstå dynamikken i oljebransjen. Det er store tregheter ettersom prosjektene tar flere år å gjennomføre. Det er relativt høy aktivitet fortsatt fordi selskapene jobber med prosjekter som ble vedtatt for en tid tilbake. For årene 2017 og utover, er man avhengig av nye prosjekter, og her er situasjonen svært usikker med dagens prisbilde.

BP Norge skriver ned verdien av eiendelene sine på norsk sokkel med 7,1 milliarder kroner og leverer et underskudd på minus 5 milliarder kroner i 2014. Nedskrivningene er, ifølge regnskapet, gjort på grunnlag av endringer i det kortsiktige prisnivået, tekniske revisjoner av reservene og økning i estimatene for fremtidige fjerningsforpliktelser. Mindre olje Hovedforklaringen er, ifølge selskapet, ny innsikt i Valhall-feltet. – Valhall er et stort og komplekst felt. I slutten av 2015 vil Valhall og Hod ha produert nær 1 milliard fat siden produksjonen startet i 1982. Arbeidet for bedre å forstå reservoarene, integriteten og levetiden til eksisterende brønner og framtidige kostnader for å plugge disse brønnene har ført til at BP har justert ned reserveestimatene, skriver pressekontakt Jan Erik Geirmo i en e-post til Offshore.no. Hess beholder verdien Selskapet opplyser videre at det er behov for ny og forbedret teknologi dersom disse ressursene i framtiden skal bli bokført som påviste reserver igjen. Medeier Hess har, på sin side, ikke sett behovet for å skrive ned verdien på feltene Valhall og Hod. Dette ifølge selskapets regnskaper. Andre oljeselskaper med betydelige nedskrivninger på norsk sokkel i 2014: AS Norske Shell – 3,5 milliarder kroner Talisman Energy – 1,9 milliarder kroner BG Group – 1,8 milliarder kroner Dong E&P – 1,5 milliarder kroner.

Søndag ble ståljacketen på det Statoil-opererte Mariner-feltet på britisk side sluppet i sjøen. Enheten hadde da reist fra Dragados Offshore-verftet i Spania 10.august og tilbrakt en uke i Boknafjorden i påvente av at tungløftfartøyet Saipem 7000 skulle ankomme feltet. På morgenkvisten 30.august var Skandi Iceman, som slepte S44-lekteren med jacketen, og Saipem 7000 på plass omtrent 150 kilometer øst av Shetland. Operasjonen ble også assistert av fire andre fartøy. På kvelden, klokken 20.25 ble jacketen sluppet i sjøen fra lekteren. Dagen etter ble den plassert i sin endelige posisjon. Tirsdag forsetter arbeidet med å få på plass 24 pæler på sjøbunnen for å sikre understellet. Hver enkelt pæle er 65 meter lang og veier 250-300 tonn. Disse vil gi et fotavtrykk på 88×62 meter, er strukturen er det største stålunderstellet bygget for Statoil noen gang. Arbeidet ventes å forsette i opp til 14 dager, ifølge Statoil. Mariner-feltet vil bidra med mer enn 250 millioner fat reserver med en gjennomsnittlig platåproduksjon på omkring 55.000 fat per dag. Feltet vil levere en langsiktig kontantstrøm gjennom feltets levetid på 30 år. Produksjonen forventes å starte i 2017.

Faroe Petroleum kjøper seg opp i Blane og Enoch, på britisk sokkel. Etter transaksjonen sitter de på 13,86 prosent og 30,5 prosent av eierandelene. De betaler totalt 37 millioner doller for 2 millioner fat oljeekvivalenter. Dette gir, en pris for 2P-reserver på mellom 8,3 og 9,8 dollar fatet. Blane, som ligger på grensen mellom norsk og britisk sokkel, produserte totalt 4.070 fat per dag i 2014. Enoch er nedstengt nå, men ventes å komme tilbake i produksjon snarlig.

Statoil har boret tørt på Knappen-prospektet,10 kilometer øst for Sleipner A-plattformen i midtre del av Nordsjøen. Det melder Oljedirektoratet. Brønnen ble boret av Songa Trym som nå skal bore undersøkelsesbrønn 25/11-28 i midtre del av Nordsjøen i utvinningstillatelse 169, der Statoil er operatør.

Lundin har snart fullført en avgrensning på Edvard Grieg. Resultatene så langt viser at utvinnbare oljeekvivalenter kan oppjusteres med opptil 50 millioner fat i denne delen av feltet. Før boringen var Lundins anslag 188 millioner fat. Brønnen 16/1-23 S påtraff en total oljekolonne på 67 meter i konglomeratiske sandsteiner med moderat til god reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble påtruffet 1933,5m under havflaten, som er 5,5 meter grunnere enn kontakten i resten av feltet. – Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. I alt fem småskala formasjonstester (mini-DSTer) er gjennomført i olje og vannsonen, med test-produksjon av en-meters intervaller inn gjennom borestrengen. Testene i oljesonen viste gode strømningsegenskaper, mens i vannsonen var strømningsraten moderat, heter det. Avgrensningsbrønn 16/1-23 S er boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 2130 og 2043 meter under havflaten og er avsluttet i granittisk grunnfjell. Brønnen blir permanent plugget og forlatt. Havdypet er 108 meter. Brønnen ble boret av Rowan Viking, som nå skal fortsette med å bore utvinnings- og injeksjonsbrønner på Edvard Grieg-feltet.