Leteboringen på Haribo prospektet i produksjonslisens 616 i Nordsjøen er i gang. Prospektet er lokalisert helt sør på norsk sokkel, omkring åtte kilometer sør for Valhallfeltet. Brønnen 2/11-11 blir boret med riggen Transocean Searcher til Hidra-formasjonen, på rundt 3350 meters dyp. Boreoperasjonen er forventet å pågå i cirka  45 dager, og målet med boringen er å påvise hydrokarboner i øvre kritt-karbonater (Chalk) tilsvarende Valhall/Hod-feltene. Partnere i lisensen er Edison (operatør med 25 prosent eierandel), Noreco (20 prosent), Concedo (20 prosent), Lime Petroleum (15 prosent), Skagen44 (5 prosent), og North Energy (15 prosent).

Statoil har fått Ptils samtykke til forlenget bruk av Oseberg C med tilhørende rørledninger frem til mars 2031. «Oseberg C» er en integrert bolig-, prosess- og boreplattform som ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, på rundt 100 meters havdyp. Samtykket gis på bakgrunn av Statoils dokumentasjon av vurderinger som konkluderer med at innretningen kan drives videre sikkerhetsmessig forsvarlig, og i samråd med krav i regelverket, skriver Petroleumstilsynet i et brev til Statoil.

At oppryddingen etter oljevirksomheten på norsk sokkel vil bli langvarig og kostbar, er en kjent sak. Og permanent plugging av alle brønnene som noensinne er boret er blant de store utgiftspostene. Likevel var det ingen, verken norske myndigheter eller oljeselskaper, som hadde oversikten over nøyaktig hvor mange brønner som gjenstår å plugge. Det ønsket de to bachelorstudentene Jon Oscar Spieler og Thomas Øia ved i Universitetet i Stavanger å gjøre noe med. – Bransjen har regnet med at tallet ligger mellom 2000 og 3000 brønner og brønnbaner. Vi ønsket å finne et mer nøyaktig tall. Med god hjelp fra og tett dialog med både Oljedirektoratet, Petroleumstilsynet og de store aktørene på norsk sokkel, har vi kommet fram til et tall som vi er ganske sikre, sier student Jon Oscar Spieler til Offshore.no. Og tallet er: 2552. Dette er altså antallet brønner som gjenstår å plugge på norsk sokkel per 28. februar 2015. – Samtidig er 2078 av disse brønnene fortsatt aktive, så per i dag er det i underkant av 500 brønner som er klare for plugging, sier Øia. Kostbart Norsk olje og gass har tidligere anslått at det vil ta 15 rigger 20 år å plugge 3000 brønner og at regningen vil kunne komme på 360 millioner kroner. Studentene har også anslått kostnadene denne oppryddingen vil medføre for selskapene og AS Norge. De understreker dog at dette tallet er heftet med betydelig større usikkerhet enn antallet brønner. – Det vil, ifølge våre beregninger, koste opp mot 571 milliarder kroner å plugge disse brønnene. Og dette er et anslag basert på best-case-scenario, der operasjonene går smertefritt og det ikke oppstår komplikasjoner. Samtidig har vi lagt inn variabler som værforbehold, nedetid, dollarkus, riggrater og ikke minst varighet av operasjonen i regnestykket, sier Spieler. Øremerket forskning? Staten tar 78 prosent av inntektene fra aktiviteten på sokkelen og må derfor også dekke 78 prosent av kostnadene. Det betyr at AS Norge kan se fram til en pluggeregning på rundt 450 milliarder kroner. – Med dette utgangspunktet, synes vi det er underlig at myndighetene ikke bruker mer enn 305 millioner kroner årlig for å stimulere oljeforskning. Dette gjelder alt fra økt utvinning til boring og P&A. Staten har åpenbart størst insentiv for å kutte kostnader på P&A, og øremerkede midler til P&A-forskning kan dermed være en god idé. – Kan ikke stille oss bak konklusjonene Petroleumstilsynet har fulgt arbeidet til studentene med interesse. – Ptil er kjent med arbeidet og har blant annet bidratt med datagrunnlag til studien. Vi ser det som positivt at plugging av brønner er tema for studenter på UiS. Vi  har fått kopi av rapporten, og fagmiljøet vårt vil lese den med interesse. Ptil vil imidlertid aldri stille oss bak innhold eller konklusjoner som framkommer i denne typen oppgaver, sier pressekontakt Inger Anda i Petroleumstilsynet til Offshore.no.

Petroleumstilsynet har ført tilsyn med Statoils Åsgard A. Målet var å verifisere at Statoil sin styring og oppfølging av barrierer er i henhold til selskapets og myndighetenes krav. Det ble identifisert åtte avvik knyttet til: Risikostyring Prinsipper for risikoreduksjon Risikoanalyse og beredskapsanalyse Brannskiller Avviksbehandling Brannbeskyttelse Tennkildekontroll Gassdeteksjon Videre ble det identifisert syv forbedringspunkt knyttet til: Beslutningsgrunnlag Formidling av informasjon Barrierestyring Gassutslippsystem Dokumentasjon Kompetanse, trening og øvelse Evakueringsvei og utstyrsskap til innsatslag Statoil har fått frist til 10.7.2015 med å redegjøre for hvordan avvik og forbedringspunkter vil bli håndtert.

Wintershall borer tørt i Nordsjøen. Selskapet har avsluttet boringen av Crossbill-prospektet i lisens 378 sørvest av Gjøa. Brønn 35/12-5 S påtraff om lag 10 meter sandstein i Heatherformasjonen, 35 meter sandstein i Sognefjordfomasjon og 32 meter sandstein Fensfjordformasjonen, alle med god reservoarkvalitet. Det ble også påtruffet 9 meter sandstein av dårlig reservoarkvalitet i Etiveformasjonen. – Brønnen er tørr, melder Oljedirektoratet. Det er utført datainnsamling og prøvetaking. Dette er den femte letebrønnen i utvinningstillatelse 378. Tillatelsen ble tildelt i TFO 2005. Brønn 35/12-5 S ble boret til et vertikalt dyp på 3369 meter og et målt dyp på 3570 meter under havflaten og ble avsluttet i Osebergformasjonen i midtre jura. Havdypet er 353 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt. Brønn 35/12-5 S ble boret av Trancocean Arctic som nå skal bore undersøkelsesbrønn 6406/12-4 S i utvinningstillatelse 586 i Norskehavet der VNG Norge AS er operatør.

Det ferske oljeselskapet Tellus Petroleum kjøper andeler i Maria, Knarr, Ivar Aasen og Veslefrikk for 4,7 milliarder kroner av Wintershall Norge. Selskapet blir samtidig en del av Sequa Petroleum Group. I transaksjonen inngår 20% i Knarr-feltet, 15% i Maria, 6,5% i Ivar Aasen og 4,5% i Veslefrikk.   Avtalen inkluderer også 10 % i Yme og syv letelisenser, skriver kjøper i en pressemelding. Ifølge Oljedirektoratet inneholder feltene i transaksjonen til sammen 59 millioner fat sikre og sannsynlige reserver og samlet produksjon er forventet rundt 15.000 fat oljeekvivalenter per dag, hovedsakelig olje. Kjøpesummen er 602 millioner US dollar, noe som gjør det til det største oppkjøpet på norsk sokkel så langt i år. Tellus vil videre gi en ekstra kompensasjon på opp mot 100 millioner US dollar avhengig av oljeprisen i perioden mellom 2016 og 2019. Effektiv dato for transaksjonen er 1. januar 2015. Samtidig med Wintershall-transaksjonen har Tellus Petroleum inngått avtale med Sequa Petroleum N.V. hvor Tellus blir et datterselskap av Sequa. De nåværende eiere/management i Tellus får oppgjør i kontanter og aksjer i Sequa og vil fortsette arbeidet i Tellus, og organisasjonen vil bli ytterligere forsterket. – Dette er en viktig milepæl for Tellus Petroleum og gjør oss til et fullverdig oljeselskap og gir oss en god plattform for å utvikle selskapet til å spille en viktig rolle på norsk sokkel som et supplement til de store etablerte internasjonale aktørene og mindre leteselskap. Porteføljen er en god match med vår strategi om å bidra i sentrale områder på norsk sokkel og modne funn frem mot produksjon. Tellus ser frem til å samarbeide med Wintershall og de andre operatørene/lisenspartnerne og leverandørindustrien for å utvikle verdiene. Vi ønsker også Sequa velkommen som ny eier og vi ser frem til at Tellus blir en del av Sequa-gruppen, sier Fridtjof Jebsen, administrerende direktør i Tellus Petroleum. Tellus Petroleum ble etablert i 2012 som et uavhengig norsk olje- og gasselskap med fokus på norsk sokkel av en gruppe gründere med lang erfaring. Målet er å etablere en portefølje av olje og gassfelt og videre øke verdien av en portefølje av andeler i produserende felt og små og mellomstore funn / utbygginger. I samarbeid med operatørene og de andre partnerne vil Tellus utvikle eierinteressene teknisk og kommersielt, inkludert å modne eksisterende funn til utbyggingsprosjekter, arbeide med tidskritiske satellittfelt til eksisterende infrastruktur og bidra til bedre områdeløsninger. Sequa Petroleum er et olje- og gasselskap notert på Euronext Marché Libre som fokuserer på å utvikle eksisterende olje- og gassfunn fra avgrensnings til produksjon. Hovedaksjonær i Sequa er Sapinda Holding BV.

Statoil er i full gang med å legge om seilingsrutene til installasjonene i Nordsjøen, noe som gir økt aktivitet på Mongstad. Statoil kutter kostnader og CO2-utslipp ved å legge om seilingsrutene til selskapets installasjoner i Nordsjøen. Omleggingen til nye seilingsruter er i full gang, og fører til økt aktivitet på Mongstad. I begynnelsen av mars 2015 ble forsyningen til Troll A-plattformen flyttet fra Ågotnes til Mongstad. Fra 1. juni går all forsyning til Veslefrikk, Huldra, Kvitebjørn og Valemon fra Mongstad, og fra 30. november skal også forsyningen til Statfjord og Gullfaks flyttes fra Ågotnes til Mongstad. Mens forsyningen samles på Mongstad vil Ågotnes være spesialbase for undervannsutstyr. Kortere distanser, lavere utslipp I begynnelsen av juni seilte forsyningsskipet Havila Foresight for første gang på den nye seilingsruta fra Mongstad. De nye seilingsrutene gir kortere seilingsdistanser, noe som fører til mindre bruk av drivstoff, lavere utslipp fra forsyningsfartøyene og lavere kostnader, sier Astrid Sørensen, som leder Fellesoperasjoner i Statoil. Omleggingen av seilingsmønsteret vil gi 20.000 tonn lavere utslipp av CO2 per år, og spare Statoil for 250 millioner kroner i året. – Vi produserer olje og gass fra norsk sokkel med nesten halvparten så lavt karbonavtrykk per fat som gjennomsnittet i verden, og vi er på jakt etter områder der vi kan kutte enda mer på egne utslipp. Egentlig er det fantastisk at vi kan kutte både utslipp og kostnader ved å tenke nytt om hvilke ruter forsyningsskipene våre skal gå, sier Sørensen. De gamle seilingsrutene har sitt utspring fra en tid da det var de tre selskapene Hydro, Saga og Statoil som forsynte installasjonene. CCB overtar Mongstad er en viktig forsyningsbase for Statoil, og i løpet av 2015 vil omleggingen til nye seilingsmønstre føre til flere anløp til basen. Fra 1. juli overtar Coast Center Base (CCB) ansvaret for levering av basetjenester på Mongstad, etter at de vant anbudskonkurransen for baseleveranse på Mongstad i januar. CCB har sitt utspring på Ågotnes, og mister forsyning på Ågotnes etter omleggingen av seilingsruter. Samtidig får CCB nå ansvaret for levering av basetjenester på Mongstad.

Dolphins nye høykapasitets 3D seismikkskip, Polar Empress, har startet sitt første oppdrag i Barentshavet. Polar Empress har kapasitet til å betjene opptil 22 seismiske streamere, total motorkapasitet på 22800 KW, slepekraft på over 275 tonn og en topp transitthastighet på over 20 knop. Det er under to uker siden seismikkskipet ble levert fra Kleven verft. I slutten av juni vil skipet mobilisere for en eksklusiv kontrakt med varighet utover tre måneder.

BP og Hess må investere i både teknologi, boring og reutvikling av feltet for å få beholde Hod-lisensen i Nordsjøen. I forrige uke skrev Offshore.no at BP og Hess hadde fått forlenget lisensen sin for Hod-feltet til utgangen av 2021, men at Olje- og energidepartementet til gjengjeld krever at selskapene får fortgang i videreutviklingen av feltet. Nå bekrefter BP hvilke konkrete krav departementet har stilt. – Lisensforlengelsen forutsetter; ny seismikk, ny avgrensningsbrønn og beslutning om innsending av Plan for utbygging og drift (PUD). Ytterligere lisensforlengelse etter 2021 vil bli besluttet i forbindelse med  godkjenningen av PUD, opplyser pressekontakt Jan Erik Geirmo i BP Norge overfor Offshore.no. Hod er per i dag en enkel, ubemannet brønnhodeplattform, som fjernstyres fra Valhall 13 kilometer unna. Men alle brønnene på plattformen er stengt i påvente av permanent plugging og fjering. Feltet produserer nå fra brønner boret fra Valhalls flanke sør-plattform. De to eierselskapene har tidligere vurdert å bygge en ny brønnhodeplattform for å sikre utvinning av ressursene i Hod-feltet, men disse planene ble lagt på is i 2013. De har også vurdert å reutvikle feltet ved å gjenbruke den gamle plattformen, men dette alternativet ble ikke funnet økonomisk forsvarlig.

Plugging av brønner (Plugging & Abandonment, P&A) offshore representerer en betydelig kostnad for operatørselskaper og nasjonale myndigheter. Bare på norsk kontinentalsokkel er det beregnet at kostnadene vil beløpe seg til 870 milliarder kroner de neste 40 årene. I en ny guideline fra DNV GL vil man istedenfor å fortsette dagens preskriptive praksis ta i bruk en risikobasert tilnærming. De anslår at dette, kombinert med optimalisering av prosjekter og tilføring av ny teknologi, kan redusere P&A-kostnadene med 30–50 %. Det er ca. 2350 brønner på den norske kontinentalsokkelen som en dag vil måtte plugges og forlates. Ytterligere 3000 brønner er planlagt boret. I Storbritannia er det nærmere 5000 brønner som vil måtte plugges og forlates. – Kostnadene vil bli enorme. Med dagens metoder vil vi på norsk kontinentalsokkel trenge 15 rigger i drift på heltid de neste 40 årene for å plugge disse brønnene. Basert på 2013- kostnader tilsvarer dette over en tiendedel av verdien av oljefondet i dag, sier Per Jahre-Nilsen, overingeniør i DNV GL – Oil & Gas. Den viktigste barrieren mot endring på dette feltet er dagens praktisering av regelverket, som er en konservativ tolkning basert på tidligere erfaring. I tillegg varierer praksisen fra land til land. I sin kommende P&A-guideline vil DNV GL bruke velkjente og aksepterte metoder for risikostyring der miljø- og sikkerhetsaspekter vil stå sentralt. DNV GL har gjennom samarbeid med internasjonale operatører allerede utviklet et første sett kriterier, som vil bli styrket ytterligere gjennom samarbeid med myndigheter og olje- og gassindustrien. Den nye guidelinen fra DNV GL er under utvikling og vil bli utgitt i andre halvår 2015. – Dette betyr at komplekse brønner får den oppmerksomheten de fortjener, og at mindre komplekse brønner kan stenges permanent uten altfor lange riggtider og høye utgifter. Bare på norsk kontinentalsokkel kan vi få til besparelser på mer enn 260 milliarder kroner. Problemstillingen er like relevant globalt, hvor kostnadene er store, men dette er det ikke satt tall på, legger Jahre-Nilsen til.