Når oljeprisen faller, forsvinner også de økonomiske insentivene til å presse ut de siste dråpene av olje- og gassfelt. Løsningen blir i mange tilfeller å stenge ned produksjonen, heller enn å produsere med tap i påvente av høyere priser.

Veslefrikk (Statoil)
Statoil planlegger å stenge ned Veslefrikk-feltet i 2018, hvilket betyr at den forventede levetiden til feltet er redusert med to år. Forventet tidspunkt for nedstenging av Veslefrikk har endret seg fra 2020 til 2. kvartal 2018, og da eventuelt i forbindelse med en planlagt revisjonsstans på Oseberg, viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til.

Statoil har overfor Olje- og energidepartementet opplyst at årsaken til dette er «usikkerhet om produksjonsvolumer og økonomiske forutsetninger». Selskapet understreker samtidig at lav produksjon kan føre til at feltet stenges enda tidligere, mens høy produksjon kan føre til at kranene ikke stenges før i 2019. Ifølge Oljedirektoratets faktasider utgjorde gjenværende reserver i feltet 33,6 millioner fat oljeekvivalenter per 31.12.2014.

Oselvar (Dong Energy)
Da Dong Energy startet produksjonen på Oselvar i april 2012, var det forventet at feltet skulle ha en levetid på 20 år. Men ifølge dokumenter Offshore.no har fått tilgang til, planlegger eierne nå for en nedstenging av feltet mye tidligere. Mest sannsynlig i løpet av 2018, skriver Dong i et brev til Olje- og energidepartementet.

Gjenværende reserver på cirka 5 millioner fat olje per 31.12.14. «Hovedutfordringen på feltet er at reservoartrykket synker raskere enn forventet. I tillegg er en brønn innestengt på grunn av høyt vannkutt. Resultatet er en betydelig reduksjon i utvinnbare ressurser», skriver OD på sine faktasider.

Varg (Repsol)
Repsol har søkt myndighetene om tillatelse til å plugge åtte brønner og stenge ned Varg-feltet i Nordsjøen. Petrojarl Varg skal etter planen forlate feltet 1. august 2016, viser dokumenter Offshore.no har fått tilgang til. Feltet inneholder fortsatt rundt 8,5 millioner fat olje, og Varg har, ifølge Oljedirektoratet, kapasitet til å produsere helt fram til 2021, men det forutsetter boring av nye produksjonsbrønner.  Ifølge operatøren har dog feltet gått med tap siden august i fjor og videre investeringer er ikke vurdert lønnsomme.

Jotun (ExxonMobil)
ExxonMobil planlegger å gjennomføre et omfattende pluggeprogram på 22 brønner på Jotun-feltet, med oppstart i april 2016 og ferdigstillelse i løpet av 2017. Ifølge en konsekvensutredning planlegger partnerskapet å avslutte produksjonen på Jotun-feltet i Nordsjøen og sluttdisponere feltinnretningene. Konsekvensutredningen omfatter brønnhodeplattformen Jotun B, et flytende lager og produksjonsskip, Jotun A, samt tilhørende rørledninger og infrastruktur.

Feltet kom i drift i 1999 og har hatt avtagende produksjon i de senere år etter hvert som reservoarene tømmes for utvinnbare ressurser.

Jette (Det norske)
Det norske har planer om å stenge ned produksjonen på Jette etter bare tre år. Hovedforklaringen er ExxonMobils planer om å skrape vertsplattformen Jotun B, ifølge Upstream.

Skirne og Atla (Total)
Total har levert avslutningsplan for de to subseafeltene som er knyttet til Heimdal. Permanent plugging av brønnene er forventet gjennomført i 2019. Disponeringsarbeidet offshore og på land vil da bli gjennomført i 2020. Dette er, ifølge Total, i tråd med forventet levetid for feltene.  Det kan være av interesse å gjenbruke deler av Atla-innretningen, som har vært i drift i bare tre år.

Gaupe (BG Norge)
Subseafeltet som produseres via den britiske Armada-plattformen var nedstengt, men ble startet opp igjen i april 2015. Ifølge partner Lundin vil feltet produsere i intervaller dersom dette er økonomisk gunstig.

Volve (Statoil)
Stenges ned i henhold til godkjent avslutningsplan innen 2018. I den forbindelse skal Statoil permanent plugge og forlate totalt 9 brønner på feltet. Pluggejobben skal utføres av ”Mærsk Inspirer,” etter plan i løpet av inneværende år. Feltet er bygget ut med den oppjekkbare prosess- og boreriggen Mærsk Inspirer samt lagerskipet Navion Saga for oljelagring.