Edisons Haribo-prospekt i Nordsjøen ble ingen lykke for eierne av lisensen. Haribo har blitt boret uten å møte hydrokarboner og brønnen vil nå bli plugget og forlatt. Brønnen 2/11-11, som ble påbegynt 21. juni, ble boret av Transocean Searcher omkring åtte kilometer sør for Valhallfeltet i den norske delen av Nordsjøen. Partnere i lisensen er Edison Norge (operatør 25 prosent eierandel), Noreco Norway (20 prosent), Concedo (20 prosent), Lime Petroleum Norway (15 prosent),  Skagen44 (5 prosent) og North Energy (15 prosent).

Wintershall har fått Ptils tillatelse til å bore letebrønnen 35/11-18 Syrah i PL 248 i Nordsjøen. Planlagt oppstart for boringen er i august 2015 og er beregnet å vare i 48 dager, avhengig av funn. Brønnen skal bores av semien Borgland Dolphin. Wintershall er operatør i PL 248 med en eierandel på 60 prosent. Petoro eier de resterende 40 prosentene av lisensen.

Lundin har fullført installeringen av topside-modulene på Edvard Grieg-feltet. Alle de fire modulene som utgjør plattformdekket på Edvard Grieg er løftet på plass på stålunderstellet. Totalt er mer enn 22.000 tonn installert. Løfteoperasjonen ble utført med Heeremas tungløftfartøy Thialf. Dette er verdens største løftefartøy målt i løftekapasitet. Hoveddekksmodulen, prosessmodulen, flammetårnet og den kombinerte utstyrs- og boligkvartermodulen er i løpet av de siste dagene installert som om det skulle vært gigantiske legoklosser. Nå utgjør modulene en komplett plattform. Dette er en viktig milepæl for Lundin Norway. Edvard Grieg er selskapets første egenopererte offshoreinstallasjon, og bidrar til å gjøre oss til et fullverdig integrert oljeselskap i Norge, med aktiviteter innen leting utbygging og drift. Arbeidet med å klargjøre plattformen for produksjon, den såkalte hook up og comissioning-fasen, er allerede i gang. Fra før er to produksjonsbrønner boret og komplettert, og er klare til å kobles opp til prosesseringsanlegget på plattformen. Produksjon er ventet å starte i fjerde kvartal i år. Lundin Norway er operatør for Edvard Grieg med en eierandel på 50 %. Partnere i lisensen er OMV med 20 %, Wintershall Norge med 15 % og Statoil med 15 %.  

Wintershall er i ferd med å avslutte boring av undersøkelsesbrønn 10/4-1. Brønnen er tørr. Brønnen er boret om lag 35 kilometer sørøst for Yme-feltet i Nordsjøen.   Det er utført datainnsamling og prøvetaking. Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 734. Tillatelsen ble tildelt i TFO 2013. Brønnen ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin, og blir nå permanent plugget og forlatt.

Har besluttet å klage på deparetementets avgjørelse.  Det norske oljeselskap klager på Olje- og energidepartementets fordeling av eierandelene på Johan Sverdrup-feltet. Departementet foretok fordelingen etter at selskapene ikke klarte å bli enige seg imellom. Det norske oljeselskap ble tildelt 11,57 prosent, en mindre andel enn i det opprinnelige forslaget der selskapet var tildelt 11,9 prosent. – For Det norske har det vært et avgjørende prinsipp at eierandelene på Johan Sverdrup må fordeles etter en kombinasjon av både volum og verdier. Vi kan ikke se at dette prinsippet er reflektert i Olje- og energidepartementets vedtak om eierfordelingen, sier administrerende direktør Karl Johnny Hersvik i en pressemelding. Onsdag publiserte selskapet resultatene for andre kvartal. Driftsresultatet (EBIT) endte på 990 millioner kroner, mot 162 millioner i andre kvartal i fjor. Driftsinntektene var på 2,74 milliarder kroner i andre kvartal 2015, mot 600 millioner samme periode i 2014. Forskjellene mellom årets og fjorårets resultat skyldes blant annet oppkjøpet av Marathon Oil i 2014.

Oppgraderer nettet betydelig, men det koster.  13. august overtar Telenor-eide Maritime Communication Partner (MCP) driften av mobilbase-stasjonene i Nordsjøen og Norskehavet. Og med det skrus prisene opp. I dag er prisen den samme for bruk av mobiltelefon på fastlandet og på norsk sokkel. Ettersom de fleste har inkluderte ringeminutter og SMS-er i sine mobilabonnementer, er bruken så og si gratis. En betydelig oppgradering – Det er riktig at vi overtar Telenors basestasjoner. Dette inngår som en del av en storstilt utbygging av 4G-nett offshore. Utbyggingen omfatter både et dedikert 4G-nett for Statoil, samt et allment tilgjengelig 4G-nett for alle som jobber offshore. Det betyr at all maritim trafikk vil ha nytte av et topp moderne mobilnett, sier Tom Løwher i MCP til offshore.no. 4G-nettet bygges ut både i Norskehavet, Nordsjøen, og MCP ser også på mulighetene i Barentshavet. Oppgraderingen har allerede startet og vil for en stor del være gjennomført innen utgangen av 2015. Ytterligere utvidelser av nettet vil pågå i 2016. – Kapasiteten ute i havet blir veldig høy i forhold til tilsvarende antall mennesker på land. Det dreier seg om rundt 25.000 oljearbeidere. Sånn sett er det et nisjeområde. Investeringene våre er massive. Dette gjelder både de fysiske installasjonene på plattformene, transmisjon fra basestasjon til land, vedlikehold, samt kjøp og leie av frekvenser offshore, sier Løwehr. Ikke lenger gratis MCP har fått mange positive tilbakemeldinger på at dekningen offshore nå blir betraktelig bedre. Men ikke alle setter like stor pris på tjenesten nå må betales for. – Det er aldri populært å ta betalt for noe som før har vært gratis. Men jeg vil understreke at det som vi nå skal tilby, heller aldri har vært tilgjengelig før. Tale og SMS har fungert greit, men 2G-nettet har store begrensinger for datatrafikk. Skal vi bygge ut, må vi ta betalt for det. Så enkelt er det, sier Løwehr. De høye kostnadene skyldes i hovedsak dyr transmisjon fra plattformene til land, men også kostnadsnivået man generelt har offshore. Den nye prislisten blir som følger: 0,99 kroner per minutt både å ringe og motta samtaler. SMS vil koste 0,99 kroner å sende. Det vil koste 1,99 kroner både å sende eller motta en MMS. Data vil koste 1,49 kroner per MB.

DEA Norge utsatte Zidane-utbyggingen i Norskehavet på ubestemt tid da eierne ikke maktet å komme til enighet med Heidrun-lisensen om vilkårene for en tilknytning. Nå henter selskapet planene ned fra hyllen igjen og vil trolig levere en utbyggingsplan i løpet av 2016, skriver Upstream. Planen for Zidane var å bygge ut feltet med en havbunnsramme med tilknytning til Heidrun-plattformen, der gassen ville bli prosessert og eksportert videre til markedet gjennom Polarled-rørledningen. Da utsettelsen ble kjent i oktober i fjor, meldte operatør DEA følgende: “Zidane- og Heidrun-partnerne har vært i forhandlinger om tilknytning av Zidane til Heidrun, men har så langt ikke kommet frem til en avtale som er akseptabel for alle parter.” – Et prosjekt på 18 milliarder kubikkmeter gass lokalisert 15 kilometer fra eksisterende infrastruktur burde fly. Vi sa ja til å investere i Polarled for å være med på dugnaden for å åpne dette området. Men prosjektet lider av manglende konkurranse, både blant leverandører og tilknytningsalternativer. Da blir det for dyrt, sa administerende direktør Hugo Sandal i det som da het RWE Dea.

Statoil ønsket å utsette utbyggingen av Trestakk-prosjektet, men det fikk norske myndigheter til å se rødt. Oljedirektoratet mente at Statoils plan om å utsette prosjektet brøt med petroleumsloven. “OD ser ingen grunner til at Trestakk-prosjektet skal utsettes. Trestakk tenkes produsert inn mot Åsgard A. Verdiskapingen er sårbar for den tekniske og økonomiske levetiden til Åsgard A, og utvinning av ressursene i Trestakk er å anse som tidskritisk”, skrev direktoratet i et dokument Offshore.no fikk tilgang til. Trestakk er et funn som Oljedirektoratet vurderer som tidskritisk å realisere for å unngå at samfunnsverdier går tapt. – Rettighetshaverne har utsatt beslutninger som kan bringe funnet nærmere realisering ved en rekke anledninger, og Oljedirektoratet har derfor intensivert pådrivet for å sikre at funnet blir utviklet i tide. Dette er i hovedsak knyttet til usikkerhet med hensyn til gjenværende levetid for eksisterende infrastruktur, sier pressekontakt Astri Sivertsen i OD til Offshore.no. – Investeringsbeslutning i 2016 Opprinnelig plan for Trestakk-prosjektet var å ta en beslutning om videreføring (DG2) i mars 2015 for å oppnå en produksjonsstart i 2018. I februar informerte operatøren om at DG2 var utsatt med bakgrunn i utviklingen i oljepris og et behov for å omprioritere prosjekter og skyve på investeringer. Nå varsler Statoil at de to neste viktige avgjørelsene vil bli tatt innen utgangen av 2016. – Vi planlegger fremdeles DG2 i slutten av året, investeringsbeslutning neste år, og forventer fremdeles at levetid på Åsgard A vil kunne forlenges, sier informasjonssjef Morten Eek i Statoil til Offshore.no. Lover tett oppfølging Trestakk ligger i Norskehavet, rett sør for Åsgard-feltet, på 300 meters havdyp. Planlagt utbyggingsløsning er subsearammer knyttet til eksisterende infrastruktur. – I møtet med operatøren 11. juni informerte Statoil om det planlagte tidsløpet for prosjektet, samt om arbeid som er gjort for å optimalisere utbyggingsløsningen fram mot konseptvalg høsten 2015. Oljedirektoratet har uttrykt klare forventninger til rettighetshaverne om at det nå må fattes beslutninger som sikrer at alle lønnsomme ressurser i Trestakk blir realisert. Oljedirektoratet vil fortsette sin tette oppfølging av prosjektet fram mot konseptvalg og innlevering av Plan for Utbygging og Drift (PUD), sier Sivertsen.

Norske myndigheter har gitt klar melding til Statoil og de andre partnerne i Snorre-feltet – bygg ut feltet, eller mist lisensen. Videreutviklingen av Snorre-feltet er allerede ti år forsinket, og tiden er i ferd med å fly fra prosjektet. Så sent som i mars ble en viktig beslutningsmilepæl (DG2) på Snorre 2040 utsatt med et drøyt år. Nå skal kostnadskutt og forenkling få prosjektet tilbake på skinner. Ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, er målet å spare 30 prosent på investeringer og drift og samtidig øke produksjonen med 20 prosent. Dette skal, ifølge dokumentene, skje ved: ?    Vurdere alternative forretningsløsninger. ?    Ny gjennomgang og optimalisering av prosjektet. ?    Økt bruk av industristandarder. ?    Vurdere alternative gjennomføringsmodeller. Det fremkommer også at partnerskapet vil se til Mexicogulfen for bedre å forstå områdets modell for “prosjektgjennomføring, innkjøp og fabrikasjon”. – Sikre utnyttelsen Myndighetene har lenge ivret for å få fart på utbyggingen, og nå har Olje- og energidepartementet satt hardt mot hardt og forlangt at prosjektet besluttes. – Det er betydelige ressurser igjen i Snorre-feltet. Departementet har nylig forlenget konsesjonstiden til den ene utvinningstillatelsen i Snorre-feltet, til slutten av 2016. En videre forlengelse utover dette forutsetter at rettighetshaverne gjennomfører de nødvendige tiltak for å sikre optimal ressursutnyttelse for Snorre, sa kommunikasjonssjef Håkon Smith-Isaksen i Olje- og energidepartementet til Offshore.no i mai. Det betyr i klartekst at eierselskapene risikerer å miste Snorre-lisensen dersom de fortsetter å utsette videreutviklingen av feltet og ikke tar avgjørelser som myndighetene vurderer å være i tråd med petroleumsloven. Ny plattform er plan A Det er usikkert hvilken fleksibilitet oljeselskapene har til å endre innholdet i “Snorre 2040?, men ifølge Statoil består prosjektet per i dag av følgende: ?    Forlenge levetiden for eksisterende plattformer Snorre A og Snorre B helt frem til 2040. Dette bidrar til å øke utvinningen fra Snorre-feltet. ?    Import av gass fra nærliggende felt til injeksjon i reservoaret for ytterligere økning av utvinningen. ?    En ny plattform for å øke borekapasiteten og dermed utvinningen på Snorre-feltet. Plattformen er en minimum prosessplattform av typen tension leg (TLP) – tilsvarende Snorre A- og Heidrun-plattformene. Rettighetshaverne i Snorre-lisensen er Statoil, Petoro, ExxonMobil, Idemitsu, RWE Dea og Core Energy.

Forsterker sin tilstedeværelse i Barentshavet.  E.ON E&P har byttet 25 prosents eierandel i Salander (PL650) mot en 15 prosents eierandel i PL722 i Barenshavet med Tullow Oil Norge AS. – Vi er svært fornøyd med avtalen, som både gir oss andeler i en svært attraktiv lisens i Barentshavet og gir oss en solid partner i Salander-lisensen, sier Haakon Haaland, EVP Exploration and Business Development i E.ON E&P. Salander-prospektet i PL650, 200 kilomter vest av Brønnøysund, skal etter planen bores i sommer. E.ON E&P har med avtalen med Tullow redusert eierandelen i lisensen fra 60 prosent til 35 prosent. Statoil har 40 prosents eierandel i lisensen. – Lisensbyttet er en del av vår langsiktige satsing i Barentshavet. PL722 en svært attraktiv lisens, beliggende i Hoop-området og nær funnene Wisitng og Hansen. Med byttet forsterker vi vår tilstedeværelse i Barentshavet, sier Haaland.