Offshore & Energy - NO.4-2011 by Offshore.no AS

Nr. 04 >> 2011

>> Fikk 8.066.220.000 igjen på skatten

Røde tall for 31 av 51 oljeselskaper

Fullstendig oversikt: Rigger under bygging

Olje for 200 milliarder ligger klar >> LETEVIRKSOMHET

>> RIGMARKED

>> SUBSEA

>> MADE IN NORWAY

www.offshore.no

INNHOLD

Varsler INvesteringsbonanza Analysebyrå spår voldsom investeringsøkning i Nordsjøen.

I klasse med de største

Aldous/Avaldsnes vokser og vokser. Nå sist gjennom Statoils dobling av reserveanslagene for lisens 265.

Ser stor riggmangel i Norge På grunn av strengere regler her hjemme er norsk sokkel et yndet sted for riggselskapene. Det fører til at de riggene som er kvalifisert for norsk sokkel får lengre kontrakter og bedre betaling.

Slik skal 50milliardersfeltet bygges ut Statoil har tatt konseptvalg og varsler gode muligheter for norske selskaper.

Her er kapitalen brukt opp Fire oljeselskaper med negative egenkapital. 31 av 51 norske oljeselskaper gikk med underskudd i 2010, men for fire selskaper er regnskapene ekstra stygge.

Funnsjanser i fleng på norsk sokkel

Hver nye oljedråpe er dyrere å finne

Fullstendig oversikt: Rigger under bygging

Nå er det budrunder om riggene

Kjemper om gigantiske riggjobber

Derfor kan storfunnet glippe for Statoi

OTD: Bransjen tror på gull-år i 2012

Vil heller ha fastjack

Plattform-pud neste år

Slik skal Heidrun-milliardene sikres

Jeg er privilegert, men jobber hardt

15 Forventer store funn vest i Norskehavet 23 Milliardspill om nye Statoil-kontrakter 34 Statoil kjøper amerikansk oljeselskap 52 Stavanger kan få nytt forskningssenter 60 Røde tall for 31 av 51 oljeselskaper 62 Tvinges til å bygge sammen 70 Sikrer produksjon på Troll til 2063 74 Målrettet rekruttering

Offshore & Energi NOVEMBER 2011

No rig. No riser.

Just a ﬁeld

being revitalized cost effectively. Are you stuck with mature fields producing up to 98% water, because workovers are just too expensive? Now FMC Technologies has the tool – thoroughly field-tested in the North Sea – to boost production using less expensive, monohull vessels. It’s called riserless light well intervention (RLWI), and it can increase oil recovery by up to 46% – at half the usual cost. Discover the full potential of our intervention technologies at www.fmctechnologies.com.

ONS 2010 Innovation Award for the innovative well control system “Through Tubing Rotary Drilling - TTRD”.

>> REDAKTØREN

”SOLNEDGANGEN” AVLYST Oljedirektoratets Ressursrapport, som publiseres annethvert år, gir en oppdatert oversikt over reserver og aktiviteter på den norske kontinentalsokkelen. Årets rapport var mer spennende enn på lenge. For første gang siden 1997 kan nye funn overstige produksjonen, og OD forventer å oppgradere estimatet for Nordsjøen etter det gigantiske Avaldsnes/Aldous funnet. Men for å opprettholde posisjonen ønsker OD aktivitet i Barentshavet sørøst, Barents Nord, Jan Mayen, økt oljeutvinning, utvinning fra basaltlagene I det vestlige Norskehav og fra ukonvensjonelle ressurser. Oppsummert vil Norge fortsette å være en ledende europeisk olje og gassnasjon langt ut i dette århundret. Funnet av Avaldsnes/Aldous har gitt flere positive effekter. Kanskje viktigst er at inntrykket av en ”solnedgangsindustri” er sterkt svekket. Dette har ført til en optimisme både i leverandørindustrien og blant studerende ungdom. Under årets Offshore Technology Days i Stavanger var 1200 siste års studenter samlet, mange fløyet inn fra hele landet, og både studentene og de intervjuende selskapene ga uttrykk for stor optimisme. Dette er bra, men må ikke skjule det faktum at selv et funn på Avaldsnes/ Aldous’ størrelse ikke er nok til å utgjøre den store forskjellen. Som OD påpeker gjelder fortsatt de gamle kampsakene som tilgang til nye arealer, teknologi, skattemessig

Hovedkontor: Solheimsgaten 18, 5058 Solheimsviken Tel: +47 55 20 72 00 Fax: +47 55 20 72 01 redaksjonen@offshore.no www.offshoremediagroup.com Sjefsredaktør: Helge Keilen - hk@offshore.no Redaktør Offshore & Energy: Stein Tjelta - st@offshore.no

rammeverk og mye hardt arbeid. Lofoten/ Vesterålen står fremdeles høyt på agendaen til oljeindustrien. Et annet viktig moment er at de nye funnene avblåser debatten rundt åpen-dør-politikken med skatteincentiver og lisenstildelinger som norske myndigheter introduserte for mindre oljeselskaper ved århundreskiftet. De positive effektene av økt letevirksomhet er direkte målbare, og rapporten refererer til en studie fra OD i perioden 2000-2010. Denne dekker 242 wildcats som avstedkom 149 funn, en funnrate på 62 % som er meget høyt i internasjonal sammenheng. De totale utvinnbare reserver var 736 millioner tonn oljeekvivalenter, eller omtrent et helt Ekofisk-felt. Selv om funnene var relativt små, ble deres totale verdi estimert til 710 milliarder kroner, mens letekostnadene var rundt 200 milliarder kroner. Riktignok inkluderer tallene gamle lisenser og oljeselskaper, men studien viser store innslag fra de nye aktørene i perioden 2003- og 2008-2010. Det Lundin-ledete A/A kan alene være stort nok til å forstumme all kritikk mot myndighetenes åpenhet. Den 23-24. november samles 16 operatørselskaper på norsk sokkel til den årlige Norwegian Operators Conference (NOC) i Stavanger. Det er niende gang konferansen arrangeres siden starten i 2003, da den presenterte mange av nykommerne

på norsk sokkel. Siden er flere av dem forsvunnet, men av dem som er tilbake har to selskaper vist en forbløffende utholdenhet og innsatsvilje. Det norskes Erik Haugane og Lundins Torstein Sannes har vist at det er mulig å gå nye veier, og gjøre alle tips om ”solnedgang” til skamme. Avaldsnes/Aldous er et tilnærmet mirakel og selv Statoils letesjef Tim Dodson innrømmer at man ikke helt skjønner hvordan oljen har migrert dit den har gjort. Men det er dette som er så fasinerende med olje industrien og som gjør at myndighetenes beslutning om å slippe til små og innovative oljeselskaper for mer enn ti år siden nå bringer store ekstrainntekter til den norske Helge Keilen Sjefredaktør

Online redaktør Offshore.no: Stein Tjelta - st@offshore.no

Redaksjonskontorer: Oslo, Bergen, Stavanger, London

Abonnement: redaksjonen@offshore.no

Offshore.no Internasjonal redaktør: John Bradbury - jb@offshore247.com

Nettutgivelser: • offshore.no/international Engelskspråklig dekning av internasjonale nyheter. • www.offshore.no Daglig nyhetsdekning av norsk sokkel.

Layout og design: Pernille Jørgensen - pj@offshore.no

Journalister: Arild Gilja - ag@offshore.no John Økland - jo@offshore.no Glenn Stangeland - gs@offshore.no Daglig leder: Erlend Keilen - ek@offshore.no Distribusjon: 10.600 + online distribusjon, Offshore.no

Kontorer, Norge: Bergen: +47 55 20 72 00 Oslo: +47 22 83 83 68 Stavanger: -47 51 56 42 80 UK - +44 12 24 59 23 33

Offshore & Energi NOVEMBER 2011 Svanemerket er det

Forside foto: Statoil Trykkeri: Merkur-Trykk AS www.merkurtrykk.no

colorlab.no The Norwegian Color Research Laboratory

CAN Weld Welding is sometimes required in difficult and inaccessible areas.CAN Weld is a total concept developed for the performance of hot work in these areas using rope access techniques. The concept covers all the necessary equipment and all the necessary functions needed to implement, monitor and document the welding job. Smart and safe!

Visit www.can.no to see how we do it

With close to 20 years of experience, CAN is currently one of the leading players when it comes to skilled operations combined with rope access technology. All projects are planned by our experienced and operationally oriented engineers based at our office in Stavanger. Together with our highly qualified operators, they have delivered over 1,000 projects, mostly on the Norwegian continental shelf. CAN AS, SLETTESTRANDVEIEN 4, 4032 STAVANGER +47 51 81 18 18

Offshore & Energy er det eneste energi-magasinet i Norge som er medlem av Fagpressen innen kategorien olje og offshore. Gjennom vårt medlemskap i Fagpressen kan våre annonsører være trygge på at vi oppfyller kravene til mediers faglig-etiske standarder, blant annet med tilslutning til Redaktørplakaten, Vær Varsomplakat og Tekstreklameplakaten. Med over 10.000 godkjente adresserte abonnenter, og et distribusjonssamarbeid med Achilles, SPE og NPF, når våre annonsører beslutningstakerne på norsk sokkel. Offshore & Energy kan også leses i sin helhet på Offshore.no - Nordens største nettavis innen olje, gass og energi.

Faste kategorier i Offshore & Energy: • • • •

Letevirksomhet Rigmarked Kontrakter Made in Norway

• • • •

Subsea, Feltutvikling V&M Arbeidsmarked

• • • •

Fornybar Energi HSE Produktnyheter Webguide

kontakt oss for et uforpliktende annonseringstilbud - det kan lønne seg! Salg@offshore.no

Utgiver - Offshore Media Group – Norges største uavhengige nyhetsleverandør og mediehus innen olje, gass og energi. Med avdelinger i Bergen, Stavanger, Oslo og London leverer vi daglig nyheter til opp mot 20.000 lesere fra olje-, gass- og energibransje gjennom kanalene Offshore.no og Offshore247.com. Årlig samler vi over 12.000 bransjepersoner gjennom en rekke konferanser samt messen Offshore Technology Days. Magasinet Offshore & Energy har over 10.000 adresserte abonnenter og distribueres på de fleste større konferanser i Norge samt messene OTD i Bergen, ONS i Stavanger, Offshore Europe i Aberdeen og OTC i Houston.

Your Future Supply Base demands a lot of past experience! Logistics and Harbour • Field support • Material management and cargo handling • 800 mtrs of deep water quays 20-50 mtrs l/t • Loading/offloading of vessels • Coastal transport

Yard Services • Inspection • Repair • Maintenance of Rigs and Vessels

Technical Services • Workshop and technical subsea service • Maintenance, Mob/Demob of subsea equipment • Pressure test, both hydrostatic- and gas (Ni) • LNG, fuel and bulk handling

Property Services Lease of : • Offices • Workshops • Oudoor storage areas • Bulk areas and facilities

P.O.Box 55 N-5347 Kystbasen Ågotnes

Tel: 56 32 30 00 - Fax: 56 33 51 91 www.coastcenterbase.com

>> letevirksomhet

I klasse med de største Kan være tidenes oljefunn på norsk sokkel. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Aldous/Avaldsnes vokser og vokser. Nå sist gjennom Statoils dobling av reserveanslagene for lisens 265. Resultatene fra avgrensningsbrønnen 16/2-10 oppjusterer estimatene for lisensen til å være mellom 900 og 1500 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Dette er en dobling i forhold til tidligere kommuniserte volumer på mellom 400 og 800 millioner fat oljeekvivalenter for lisensen. Selskapet anslår at feltet kan være i produksjon fra 2017 og ha en levetid på over 30 år. Opptil 3,3 milliarder fat Lundin, som er operatør i nabolisensen, har tidligere sagt at Avaldsnes-funnet i lisens 501 kan inneholde mellom 800 millioner og 1,8 milliarder fat olje. Dermed er totalanslaget for funnet per i dag på

8 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

mellom 1,7 og 3,3 milliarder fat. Dersom maksimalanslaget slår til, vil funnet altså være i klasse med de to største oljefunnene på norsk sokkel, Statfjord og Ekofisk. Forutsatt en oljepris på 100 dollar fatet og dagens valutakurs, inneholder altså Aldous/ Avaldsnes olje med en bruttoverdi på inntil 1850 milliarder kroner. - Aldous/Avaldsnes er et gigantfunn og ett av de største funnene på norsk sokkel noensinne. Volumestimatene øker nå ytterligere fordi avgrensningsbrønnen som er boret påviser et sammenhengende, meget godt og tykt reservoar i Aldous Major Sør, sier konserndirektør for leting i Statoil, Tim Dodson. Det skal bores ytterligere avgrensningsbrønner i begge lisensene. Statoil vil avvente resultater fra disse brønnene før selskapet kommer med et

oppdatert, mer nøyaktig volumanslag for det kombinerte funnet. Under ti dollar fatet Og analytiker Jarand Rystad tror oppturen vil fortsette. - Aldous/Avaldsnes kan vise seg å vokse ytterligere, da selskapene selv har kommunisert muligheter for olje i basement. Og Ragnarock er jo et eksempel på at det er mulig å finne slike forekomster i dette området. Det kan føre til at funnet går fra potensielt å være nummer tre på listen over tidenes oljefunn til kanskje å bli det største, sier han - Hvor sannsynlig er det? - Vanskelig å vurdere. Men innenfor det vanlige usikkerhetsspennet i bransjen. Man vil uansett trenge mange brønner før man kan gi sikre svar. - Hvordan ser dere for dere utbyggingen?

OFFSHORE & ENERGI

- Vi ser for oss en faset utbygging, kanskje tre plattformer med to års mellomrom. Da snakker vi om investeringer på 30 milliarder på hver plattformen. En slik utbygging kan best sammenliknes med Gullfaks og Oseberg, og vi tror det er mulig å få til en utbygging til under 10 dollar fatet. Det norske ser stjerner - Aldousfeltet tredobler selskapets totale resursbase og skaper en bunnsolid plattform for videre vekst. Gigantfunnet er gjort på grunt vann i Nordsjøen. Det gjør at verdien av dette feltet blir særdeles høy både for oss og våre partnere, og ikke minst for det norske samfunnet, sier administrerende direktør Erik Haugane i Det norske. Med dagens Brent oljepris på 109 dollar, er salgsverdien av Det norskes andel av oljen i Aldous alene

Åpning av Lofoten og Vesterålen fortsatt viktig Elefantfunnet av begrenset viktighet i seg selv. Signaleffekten er mer sentral, mener oljebransjen selv. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no -Avaldsnes/Aldous-funnet skaper optimisme, men det alene er ikke nok til å stoppe et kraftig fall i Norges oljeproduksjon. Det store funnet i Nordsjøen kan komme i produksjon i 2018, og tidligere har man sett for seg et kraftig fall fra 2020 av, så dette vil bedre dette forholdet, men det vil ikke være nok til å opprettholde det produksjonsnivået vi har i dag, så det er fortsatt behov for å åpne Lofoten og Vesterålen, sier Bjørn Harald Martinsen, fagsjef, økonomi i Oljeindustriens Landsforening, OLF, til Offshore & Energi. Perspektivet Martinsen påpeker at selv om elefantfunnet er gledelig nytt, og skaper ny optimisme, har det i seg selv begrenset viktighet. -Når dette store funnet har nådd platå, vil det kanskje kunne produsere mellom 200- og 300.000 fat per dag. Nå produseres det 1,8 millioner fat olje per dag på norsk sokkel, så det setter det nye funnet litt i perspektiv. I 2015 vil vi ifølge OD være nede i 1,5 millioner fat per dag. Optimismen. I perspektiv Han påpeker også, at selv om optimismen er på topp, vil Aldous/Avaldsnes ikke hjelpe på

forutsigbarheten på resten av sokkelen. Naturlig nok. Funnene i Barentshavet er minst like interessante, mener Martinsen. -For det første er dette et veldig stort funn, et av de tre største. Man har også lenge regnet med at det ikke ville bli flere elefanter på norsk sokkel, men nå ble det gjort. Det har imidlertid også blitt gjort interessante funn i Barentshavet. Men, dette funnet i Nordsjøen gjør det ikke enklere å forutsi funnmulighetene på resten av sokkelen, men OD har antydet at de kan komme til å oppjustere ressursanslaget for Nordsjøen. Det at man har gjort funn i Barentshavet gir optimisme, og at vi har kommet til en enighet rundt delelinjen her gjør dette til et interessant område. Men, vi må ikke glemme at også Lofoten og Vesterålen er svært interessante områder.

er villige til å satse på dypt vann i Norskehavet, deler du denne oppfatningen? -Funnene i år har nok gjort at interessen har øket, så det gjør jeg. Hovedutfordringene for norsk sokkel er todelt, få ut mest mulig av de feltene vi har, og gjøre nye funn, avslutter Martinsen.

God politisk forståelse -Hvordan er den politiske forståelsen for viktigheten av Lofoten/Vesterålen? -Nå har vi fått ny oljemelding, den første på sju år, og bransjen er veldig fornøyd med den, så det har også gitt ny optimisme. -Oljedirektør Bente Nyland mener gigantene

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi

>> letevirksomhet

De store selskapene ivrer for elefantjakt  Oljedirektøren: -Norge kan få høy produksjon til 2038 og gigantene begynner å lete.

tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Bente Nyland, som er sjefen i Oljedirektoratet bekrefter at den senere tids funn i Nordsjøen er gledelig, men forventet.

nye reserver, og mange nye, men mindre funn, føre til en produksjonsøkning i 2017 før den faller til dagens nivå i 2036.

Imidlertid har de nye funnene i Nordsjøen og i Barentshavet har medført ny optimisme på norsk sokkel. Nå mener Oljedirektoratet at de store internasjonale selskapene vil komme tilbake på banen og sette i gang med omfattende letevirksomhet. OD har også lansert nye, og mer optimistiske langtidsscenarioer med store oppsider. Nå ser man for seg høy produksjon til 2038 dersom alt slår til. Tidligere scenarioer stoppet mer opp ved året 2020, men dette fordrer leting og åpning av stengte områder.

Scenario B, som forutsetter store reserver og store funn, føre til enda høyere produksjon før den når dagens nivå i 2038.

-Skal det bli fart på letingen trenger man vel de store internasjonale aktørene. Er de interessert?

Leting og velvilje OD forutsetter altså åpning av stengte områder og omfattende leteaktivitet. De store internasjonale selskapene har i årevis vært tilbakeholdne og letingen har vært dominert av Statoil og de nye selskapene på norsk sokkel.

-Ja. De er interessert. De store selskapene ivrer for elefantjakt, så de er med, sier Nyland til Offshore & Energi. OD har altså presentert fire nye scenarioer, og kort fortalt vil scenario A, som forutsetter store,

10 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

Scenario C er mindre lovende, og inneholder lavere reserver og kun små funn. I dette tilfellet vil produksjonen falle til under dagens nivå i 2030, og rase i 2040. Scenario D forutsetter lave reserver men store funn. Her viser modellen at produksjonen vil holde nivå til 2035, og stupe i 2040.

Bransjen er optimistiske, men Nyland peker på

mulige skjær i sjøen. -Usikkerheten øker   -Det er viktig å nevne at usikkerheten i langtidsprognosen øker på grunn av at uoppdagede ressurser utgjør en gradvis større andel av forventet fremtidig produksjon, og usikkerheten er størst i de områdene som ennå ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet, sier Nyland. En tredeling  Nyland ser tre problemstillinger i fremtiden, hvorav ett avhenger av politisk velvilje: -Hvor viktig er det å få avklaring av stengte områder? -Det kan jeg ikke ta stilling til eller svare på. Vi lager scenarioer, så må det politiske prosesser til for å ta stilling til dette. -Når tid blir det tidskritisk? -Det kan jeg ikke ta stilling til. -Hva er viktigst nå de neste årene?

OFFSHORE & ENERGI -Det er tredelt. En, holde produksjonen oppe. To, gjøre nye funn. Tre, få åpnet nye leteområder. Våre prognoser, som er sikrere enn scenarioer, viser at når vi kommer til 2040, vil produksjonen stupe om stengte områder ikke har blitt åpnet. Store deler av uoppdagede reserver, som vår modell forutsetter skal finnes, finnes i uoppdagede områder. Det raskeste området å utforske er Lofoten. Her er det minst sjanser for tørre brønner, og vi har godt datagrunnlag her. Det er også viktig å huske at fra man beslutter å åpne et område, vil det fort gå ti til 15 år før man har produksjon. På kort sikt er det altså viktig med fokus på å øke utvinningen fra eksisterende felter, men på lengre sikt, må det gjøres funn i stengte områder for å holde produksjonen oppe. Usikkerhet rundt åpning  Det er også knyttet betydelig usikkerhet til tidspunkt for åpning av de stengte områdene.

-Åpningsprosessen av Barentshavet Nord har ennå ikke startet. Dette er en prosess som kan ta fem til seks år. Så skal det letes, og dersom det gjøres funn, vil det også fort kunne ta flere år å få produksjon. Raske utbygginger kan kun gjøres ved virkelig store funn. Dermed kan det gå lang tid å få produksjon fra de nå stengte områdene i Nord. Unntaket er jo Lofoten, der man raskt kunne fått produksjon.

-Der mulighetene er store og usikkerheten størst, og dette gjelder særlig dypvannsområdene i Norskehavet og Barentshavet Nord. -Økt utvinning var veldig i skuddet de siste par årene, men nå kommer også økt fokus på leteaktivitet? -Vi har vært bekymret for nedskrivningene ved de store feltene de siste årene, som Heidrun. Da ønsker vi å få fokus på økt utvinning. Angående leting, har det vært markant økning de siste årene, og det har blitt gjort signifikante funn. Til tross for at mange av funnene er små, blir de rakst bygget ut og faset inn til produserende installasjoner. Så har det blitt gjort større funn i områder der man har lett før, men ikke knekket kodene.

Det er også andre spørsmål som nå er under utredning. Ett av dem er om kapasiteten på Melkøya skal utvides, eller om det skal legges rør fra Barentshavet. Et annet er om kapasiteten på røret fra Luva-området i Norskehavet skal gjøres stor nok til også å kunne ta gass fra Barentshavet. Nyland bekrefter at Gassco, som nå har utredet en ny gassrørledning fra Norskehavet, også har fått i oppdrag å utrede forholdene rundt en eventuell ny rørledning fra Barentshavet.

De virkelig store og ubesvarte spørsmålene Nyland legger til at det tar lang tid fra et område blir åpnet for petroleumsvirksomhet til eventuell produksjon.

Bore-bonanza i Nordsjøen Voldsom leteaktivitet til tross; klarer oljeselskapene å holde sine boreplaner i 2011?

Antallet letebrønner på norsk sokkel

tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Oljeselskaper på norsk sokkel har meldt at de samlet skal bore anslagsvis 60 letebrønner i år. Dette er tett oppunder tidligere rekord på 65 brønner, som ble satt i 2009. Ved utgangen av årets tredje kvartal er antallet brønner oppe i 40, og selskapene har altså 20 brønner igjen å bore i år. Dersom det blir boret nærmere 60 brønner i år, er det en kraftig oppgang fra i fjor, da tallet endte på 46. Fokus på Nordsjøen Av årets brønner, har 27 blitt boret i Nordsjøen, åtte i Norskehavet og fem i Barentshavet. At det store flertallet brønner blir boret i Nordsjøen er ikke nytt, men antallet brønner i nordområdene er betydelig.

Årstall

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Antall brønner

Hvem borer hvor?  Det som imidlertid er oppsiktsvekkende, er hvem som borer hvor. Statoil dominerer i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet, men to nykommere, Lundin og Gdf Suez har boret/ borer hver sin brønn i Barentshavet. Det samme er tilfellet i Norskehavet, der Nexen (som nå har trukket seg fra norsk sokkel), østerriske OMV, Det norske og Rocksource har boret hver sine brønner. Nykommere i nord  Det spesielle med at mindre selskaper borer i nordområdene er at det er kostbart å bore her, og funnsjansene er små sammenlignet med de modne områdene i Nordsjøen. Dernest er det lite eller ingen infrastruktur i nord, så dette

krever lange tidshorisonter og økonomisk ryggrad til å stå for lang utbyggingstid. Merk: Det skilles mellom "letebrønn", som er en brønn som bores på et prospekt, altså en struktur der det antas å finnes hydrokarboner. En "avgrensningsbrønn" er en brønn som bores der det allerede har blitt gjort funn av hydro-karboner, eller olje/gass. En avgrensningsbrønn bores gjerne for å få bedre overblikk over reservoaret, og/eller for å få fastslått størrelsen på funnet. Denne oversikten inneholder kun 2011-brønner.  Oljedirektoratets oversikt har med brønner som ble påbegynt før årsskiftet.

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 11

>> letevirksomhet

Funnsjanser i fleng på norsk sokkel Oljeekspert ramser opp funnmulighetene.

-Så har vi prospektet King Lear, som Statoil nå skal bore. Det ligger i samme blokken som Ekofisk og det er en spennende brønn. Det er altså nok av både nye, og gamle områder på norsk sokkel der det kan gjøres nye og store funn.    -Du er optimist?    -Å, ja. Absolutt, men det må letes og tenkes mye og man må være djerve. Noen av disse områdene er high risk områder med store sjanser for å bore tørt. Rammebetingelsene må bli bedre. Ikke minst skattereglene må bedres for å nå regjeringens målsetting.     -AA kan da bli begynnelsen på noe stort?    -Ja, klart det, for dette har gjort et sterkt inntrykk, og dette kan sikkert føre til at mange andre områder som har vært avskrevet blir sett på igjen. Så har vi Jan Mayen, og selv om det er langt nede på oljeindustriens liste, må vi være med. Dette området er også basalt, og langt unna, så dette er et område med stor risiko.     tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Gigantfunnet Aldous/Avaldsnes i Nordsjøen kan gi oljeindustrien den optimismen den trenger for å holde letetrykket oppe. Oljeekspert Hans Henrik Ramm påpeker overfor Offshore & Energi mange funnmuligheter på norsk sokkel, samt setter gigantfunnet i et større perspektiv:    -Dette funnet utsetter produksjonsfallet med noen år men det er ikke slik at norsk sokkel finnes opp på nytt. Men det er jo sånn vi kommer videre, ved å gjøre nye funn som kan skyve den fallende kurven lenger ut i tid. Og til det trenges det selvfølgelig mange nye funn, og gjør man funn i denne størrelsesorden jevnlig, blir det bra.     -Hva er sjansen for det da?    -Jeg tror sjansene for å gjøre større funn er bra, for det er så mange lite eller ikke utforskede områder av norsk sokkel, så dersom man leter nok og hargunstige rammebetingelser,

12 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

finnes det gode muligheter. Skal man nå målene i stortingsmeldingen, må det mye innsats til. De delene av Barentshavet som nå vil bli åpnet kan inneholde store reserver. Også Lofoten-området er særdeles lovende. Ikke minst har vi områdene på dypt vann under basalten vest i Norskehavet samt Barentshavet Nord som vi nesten ikke vet noen ting om. Vi har også området helt nord i Barentshavet Sør, Hoopområdet. Her ble det tildelt to lisenser, og her er det et lovende geologisk område som strekker seg til Svalbardboksen og sikkert inn i den. Det er også andre lite utforskede områder i midtre deler av Nordsjøen, der det allikevel er gjort spredte funn, så man kan ikke utelukke at nye tolkninger der kan gi positive overraskelser slik som med Aldous/Avaldsnes, sier Ramm.     King Lear  Ramm nevner også prospektet King Lear, der Saga i 1989 gjorde et gassfunn, men med påfølgende gassutblåsning, som lovende:

-Jan Mayen har vel ingen infrastruktur?    -Eventuelle funn som skal bygges ut her, blir meget utfordrende. Men islendingene åpner på sin side av Jan Mayen ryggen, så det kan være muligheter her, sier Ramm.    Skattereglene  Ramm ivrer for å endre skattereglene på norsk sokkel. Dette er et komplisert tema, men veldig kort kan det sies at Ramm mener at prosjekter som krever særlig stor innsats av organisasjon og kunnskap i forhold til forventet ny produksjon må skjermes mot særskatten på 50 prosent og bare beskattes med selskapsskatten på 28 prosent. - Slike prosjekter leverer nesten bare kunnskapsrente og ikke ressursrente som er "gitt gratis" fra naturens side, sier han.

Solution provider of Power Motion Control

Med vår moderne maskinpark maskinerer vi alt fra små og store serier, til mere komplekse komponenter. PMC Servi supplies hydraulics, pneumatics, electromechanics, sliding bearings, window wipers to the offshore and marine Industry.

Send oss gjerne en forespørsel!

Due to our extensive product range and long experience, we can meet most requirements cost-effectively by using standard components. When special design is necessary, we have the knowledge and experience to provide customized components and systems. With our 8 branch ofﬁces we are the largest supplier of Power Motion Control in Norway. You can reach us at any time on our 24 h service tel +47 64 97 97 00. See our product range on www.pmckatalogen.no BECHER Maskinering AS

PMC SERVI GRUPPEN + 47 64 97 97 97 www.pmcservi.no www.pmckatalogen.no

Hollundsdalen Industriområde, 5430 Bremnes, Norway Telefon: 53 42 06 77 Telefaks: 53 42 70 90 E-post: post@bechermaskinering.com Web: www.bechermaskinering.com

>> letevirksomhet

Hver nye oljedråpe er dyrere å finne Letekostnaden per nye fat har økt dramatisk.

Foto: Harald Pettersen/Statoil

Hvert nye oljefat funnet på norsk sokkel blir stadig dyrere, viser ODs ressursrapport som bygger på tall til og med 2010

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no ÅR

Mill.Sm3 o.e. per undersøkelsesbrønn5 års glidende snitt

Letekostnad per Sm3 o.e. påvist 5 års glidende snitt

Regner man kostnaden per nye påviste fat olje gir dette tall som vekker oppsikt. I følge Oljedirektoratets ressursrapport for norsk sokkel 2011 har det vært en dramatisk økning innen dette området de seneste årene.

1990

5,8

79,1

1991

4,8

87,3

Riggleie får skylden Rapporten peker på de høye letekostnadene som har preget norsk sokkel og bransjen i en årrekke.

1992

4,4

89,5

1993

3,9

103,5

1994

4,9

75,6

1995

4,9

74,3

1996

4,5

81,0

1997

6,8

50,8

1998

7,4

48,5

1999

6,3

59,2

2000

7,2

54,2

2001

6,8

57,9

2002

2,9

135,8

2003

3,0

116,9

2004

3,2

112,0

2005

3,0

139,4

2006

2,8

194,3

2007

3,2

224,3

De siste årene har det blitt stadig dyrere å finne olje og gass i Norge.

Ifølge Oljedirektoratets tall er det borekostander som utgjør den viktigste enkeltfaktoren i de totale letekostnadene. Innen borekostander er riggleie den viktigste faktoren og her preget høye dagrater bildet på sokkelen. - De siste årene har det skjedd en kraftig økning i riggratene over hele verden. Riggratene er imidlertid fortsatt høyere i Norge enn i andre petroleumsprovinser som det er naturlig å sammenlikne seg med, heter det i rapporten. Stigende - før 2011 En forklaring på de høye riggratene er at Norge er et marked i markedet, med egne sikkerhetsregler - noe som presser ratene opp. Det kreves altså mye av et riggselskap å trekke en rigg inn til Norge da dette er dyrt. Dermed skapes et underskudd på rigger og prisene går opp. Samtidig som riggratene har gått kraftig opp har antall nye store funn, frem til 2011 uteblitt. Dermed blir prisen per funnet dråpe olje meget høy og stigende de siste årene. Hva blir så konsekvensen av høy pris per funnet dråpe? OD skisserer selv en meget viktig problemstilling. - Funnkostnaden er en viktig indikator for selskap som vurderer hvilke petroleumsprovinser de skal investere i.

14 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

OFFSHORE & ENERGI

Forventer store funn vest i Norskehavet OD mener dette kan være det mest prospektive leteområdet på norsk sokkel. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Da Oljedirektoratet onsdag presenterte forventningene til ressursene på norsk sokkel, kom det frem at det knytter seg store forhåpninger til de lite utforskede leteområdene på dypt vann i Norskehavet. - Det har blitt tildelt noen lisenser på dypt vann i Norskehavet. For å utforske dette området planlegget et konsortium av selskaper, kalt Force, å bore en rekke grunne brønner, inntil 200 meters dybde, for å avdekke mulighetene for funn. Vi ser at det finnes hydrokarboner her, men det ligger under lavaen i Norskehavet, såkalt sub-basalt, sier oljedirektør Bente Nyland til Offshore.no i etterkant av pressekonferansen. BG først ut? BG, som ikke er med i Force-samarbeidet, kan

bli første selskap til å bore en letebrønn gjennom laget av lava. Amerikanerne på elefantjakt De siste årene har de amerikanske selskapene ExxonMobil og Chevron sikret seg store områder vest i Norskehavet gjennom tildelinger i 20. og 21. konsesjonsrunde. Duoen har sikret seg to av de største blokkene på norsk sokkel i samme område, henholdsvis lisens 520 (cirka 3000 kvadratkilometer) og 527 (cirka 3600 kvadratkilometer). Til sammenlikning er hele Rogaland fylke rundt 9400 kvadratkilometer. Lunefulle Norskehavet Nyland sa nylig til Offshore.no at det raskeste

området å utforske er Lofoten. - Her er det minst sjanser for tørre brønner, og vi har godt datagrunnlag. Det er også viktig å huske at fra man beslutter å åpne et område, vil det fort gå 10 til 15 år før man har produksjon, sa hun. De største oljeselskapene på norsk sokkel boret en rekke letebrønner i Norskehavet for rundt ti år siden. De aller fleste var store skuffelser, og som en direkte konsekvens, ble ressursgrunnlaget nedskrevet, og det har siden den gang kun blitt boret sporadiske letebrønner. Men, det er altså på dypere vann, lenger vest i Norskehavet man håper å finne de virkelig store reservene.

TGS igangsetter ny innsamling.

Mer letevirksomhet i Barentshavet tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Seismikkselskapet TGS har startet en 3D innsamling i Barentshavet. Innsamlingstoktet er delvis finansiert av flere, ikke navngitte oljeselskaper. Totalt skal TGS dekke 1.500 kvadratkilometer mellom Finnmark-plattformen og Nordkapp-bassenget. -Vi tror innsamlingen vil være viktig for å øke funnsjansene i dette området som strekker seg østover mot grensen av det tidligere omstridte området mellom Norge og Russland, sier Kjell Trommestad, i TGS. Det er fartøyet M/V Polar Duke som står for innsamlingen, og de nye prosesserte dataene vil være tilgjengelige for kundene innen annet kvartal 2012.

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 15

16 Offshore & Energi NOVEMBER 2011 9

21 10

Letebrønner på norsk sokkel i 2011

presenterer:

STATOIL: 2. SKRUGARD - 532 (FUNN) 3. LUNDE - 488 (TØRR)

TOTAL: 1. NORVARG - 535 (FUNN)

>> BARENTSHAVET

OMV: 15. CHAMONIX - 471 (FUNN)

NEXEN EXPLORATION: 14. RONALDO - 434 (TØRR)

MAERSK: 13. T-REX - 431

EON RUHRGAS: 12. SESAM - 350

DET NORSKE: 10. SKAUGUMSÅSEN - 482 (FUNN) 11. DOVREGUBBEN - 468 (TØRR)

BG: 9. GULLRIS - 522 (TØRR)

>> NORSKEHAVET

>> letevirksomhet

24 27

30 52

41 42

32 33

44 45 51 40

13 20 19 15

MARATHON: 35. CATERPILLAR - 340 (FUNN) 36. EARB SØR - 505 (FUNN)

LUNDIN: 31. TELLUS - 338 (FUNN) 32. AVALDSNES - 501 - AVGRENSNING 1 (FUNN) 33. AVALDSNES - 501- AVGRENSNING 2 (FUNN) 34. ALBERT - 519

IDEMITSU: 30. APOLLON - 377(S) (TØRR)

EON RUHRGAS: 29. BREIFLABB - 416 (TØRR)

DET NORSKE: 25. ULVETANNA - 356 26. KALVKLUMPEN - 414 27. STOREBJØRN - 450 28. STEINGEITA - 460

CONOCOPHILLIPS: 24. PEKING DUCK - 301CS (PÅBEGYNT)

CENTRICA: 23. BUTCH - 405 (FUNN)

BG: 22. JORDBÆR VEST - 373S (PÅBEGYNT)

>> NORDSJØEN

GDF SUEZ: 8. HEILO - 530 (TØRR)

DONG ENERGY: 7. ZAPPFE - 518 (PÅBEGYNT)

LUNDIN: 6. SKALLE - 438 (FUNN)

ENI: 4. PULK - 533 5. BØNNA - 529

WINTERSHALL: 52. GNATCATCHER - 378 (TØRR) 53. GROBEAK AVGRENSNING - 378 (FUNN) 54. SKARFJELL - 418

STATOIL: 40. AVALDSNES VEST - 265 (FUNN) 41. ALDOUS NORD - 265 (FUNN) 42. ALDOUS MAJOR SØR - 265 (FUNN) 43. KRAFLA - 272 (FUNN) 44. MCHENRY - 303 (FUNN) 45. DR.NO - 303 (TØRR) 46. RIMFAKSDALEN - 050 (FUNN) 47. 035 (FUNN) 48. BETA VEST - 29/46 (FUNN) 49. DAGNY - 303 (FUNN) 50. KING LEAR - 146 51. THETA NORD ØST -569 (FUNN)

PREMIER OIL: 39. GARDROFA - 406 (PÅBEGYNT)

PETRO-CANADA: 38. BETA BRENT - 375 - AVGRENSNING

NORECO: 37. SVANEØGLE - 545 (FUNN)

TOTAL: 21. ALVE NORD - 127 (FUNN)

STATOIL: 19. SPINELL SØR - 429 (TØRR) 20. NORDTUVA - 312 (TØRR)

WINTERSHALL: 18. MARIA AVGRENSNING - 475BS

RWE DEA: 17. ZIDANE 2 - 435

ROCKSOURCE: 16. PHOENIX - 559 (TØRR)

OFFSHORE & ENERGI

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 17

rigger under bygGing OPERATØR

RIGGNAVN

DESIGN

VERFT

LAND

FERDIG

W.d(ft)

D. d.(ft)

JACK UPS Asia Offshore Drilling Ltd.

Asia Offshore Rig 1

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2012

350

30000

Asia Offshore Drilling Ltd.

Asia Offshore Rig 2

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2013

350

30000

Asia Offshore Drilling Ltd.

Asia Offshore Rig 3

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2013

350

30000

Atwood Oceanics

Atwood Mako

Pacific Class 400

PPL Shipyard

Singapore

2012

400

30000

Atwood Oceanics

Atwood Manta

Pacific Class 400

PPL Shipyard

Singapore

2012

400

30000

Atwood Oceanics

Atwood Orca

Pacific Class 400

PPL Shipyard

Singapore

2013

400

30000

Clearwater Capital Partners LLC

Clearwater jackup TBN 1

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2013

400

30000

Clearwater Capital Partners LLC

Clearwater jackup TBN 2

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2013

400

30000

Dynamic Offshore Drilling

Dynamic Vision

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2013

350

30000

ENSCO

ENSCO jackup TBN 1

KFELS Super A

KFELS

Singapore

2013

400

40000

ENSCO

ENSCO jackup TBN 2

KFELS Super A

KFELS

Singapore

2013

400

40000

ENSCO

ENSCO jackup TBN 3

KFELS Super A

KFELS

Singapore

2014

400

40000

Essar Oilfield Services

Essar Jackup TBN 1

F & G JU 2000 A

ABG Shipyard

India

2011

350

30000

Essar Oilfield Services

Essar Jackup TBN 2

F & G JU 2000 A

ABG Shipyard

India

2011

450

30000

Eurasia Drilling Company

Eurasia jackup TBN 1

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2012

350

30000

Greatship Global

Greatship jackup TBN 1

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2011

350

30000

Gulf Drilling

Gulf Drilling jackup TBN1

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2013

400

35000

Gulf Drilling

Gulf Drilling jackup TBN1

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2014

400

35000

Hercules Offshore

Discovery Offshore jackup TBN 1

KFELS Super A Class

KFELS

Singapore

2013

400

35000

Hercules Offshore

Discovery Offshore jackup TBN 2

KFELS Super A Class

KFELS

Singapore

2013

400

35000

Japan Drilling

HAKURYU-11

KFELS Super B Class

KFELS

Singapore

2013

425

35000

Jasper Investments Ltd

Jasper Adventurer

KFELS B Class

Keppel FELS

Singapore

2013

400

30000

Jasper Investments Ltd.

Jasper Beacon

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2012

400

30000

M/S Drilling & Offshore pte Ltd.

M/S Drilling Jackup TBN 1

JU-2000A-01

ABG Shipyard

India

2014

350

30000

M/S Drilling & Offshore pte Ltd.

M/S Drilling Jackup TBN 2

JU-2000A-01

ABG Shipyard

India

2014

350

30000

Maersk Drilling

Maersk jackup TBN 1

Gusto MSC CJ-70-150MD - enhanced

KFELS

Singapore

2013

150

40000

Maersk Drilling

Maersk jackup TBN 2

Gusto MSC CJ-70-150MD - enhanced

KFELS

Singapore

2014

150

40000

National Drilling

NDC jackup TBN 1

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2012

200

30000

National Drilling

NDC jackup TBN 2

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2012

200

30000

National Drilling

NDC jackup TBN 3

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2014

200

30000

National Drilling

NDC jackup TBN 4

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2014

200

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN1

F&G JU-3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2012

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 2

F&G JU-3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2013

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 3

Friede & Goldman JU3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2013

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 4

Friede & Goldman JU3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2014

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 5

Friede & Goldman JU3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2014

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 6

Friede & Goldman JU3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2014

400

30000 30000

Perforadora Central

TBN

LeTourneau Super 116E

Keppel AmFELS

Brasil

2013

375

Prospector Offshore

Prospector Rig 1

F&G JU2000E

DSIOC

Kina

2012

400

35000

Prospector Offshore

Prospector Rig 2

F&G JU2000E

DSIOC

Kina

2013

400

35000

Prospector Offshore

Prospector Rig 3

F&G JU2000E

DSIOC

Kina

2013

400

35000

Prospector Offshore

Prospector Rig 4

F&G JU2000E

DSIOC

Kina

2013

400

35000

Prospector Offshore

Prospector Rig 5

F&G JU2000E

Shanghai

Kina

2014

400

35000

Prospector Offshore

Prospector Rig 6

F&G JU2000E

Shanghai

Kina

2014

400

35000

Rowan Companies

Joe Douglas

LeTourneau LeTourneau 240C

LeTourneau Shipyard

USA

2011

375

35000

Saudi Aramco

Saudi Aramco TBN 1

KFELS Super B Class

Keppel FELS

Singapore

2012

200

20000

Seadrill

West Telesto

Friede & Goldman JU2000E

Dalian Shipyard

Kina

2012

400

30000

Seadrill

West Castor

Friede & Goldman JU2000E

Jorung Shipyard

Singapore

2012

400

30000

Seadrill

West Oberon

Friede & Goldman JU2000E

Dalian Shipyard

Kina

2013

400

30000

Seadrill

West Tucana

Friede & Goldman JU2000E

Jorung Shipyard

Singapore

2013

400

30000

Seadrill

West Linus

Gusto MSC CJ70 150A

Jorung Shipyard

Singapore

2013

150

40000

Standard Drilling

Standard Drilling Plc Jackup TBN 4

KFELS B-Class

Keppel FELS

Singapore

2013

400

30000

Standard Drilling

Standard Drilling Plc Jackup TBN 5

KFELS B-Class

Keppel FELS

Singapore

2013

400

30000

Standard Drilling

Standard Drilling Plc Jackup TBN 6

KFELS B-Class

Keppel FELS

Singapore

2013

400

30000

Standard Drilling

Standard Drilling Plc Jackup TBN 7

KFELS B-Class

Keppel FELS

Singapore

2014

400

30000

Standard Drilling Ltd

Standard Drilling Ltd TBN 1

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2012

400

30000

Transocean Ltd.

Transocean TBN 1

KFELS super B Class

KFELS

Singapore

2013

350

40000

Transocean Ltd.

Transocean TBN 2

KFELS super B Class

KFELS

Singapore

2013

350

40000

Transocean Ltd.

Transocean TBN 3

KFELS super B Class

KFELS

Singapore

2013

400

30000

Gazflot

Arkticheskaya

CDB CDB Corrall 6500

Severodvinsk Shipyard

Russland

2012

100

22000

KS Energy

Jackup TBN1

LeTourneau 240-C

COSCO

Singapore

2011

400

30000

KS Energy

Jackup TBN2

LeTourneau 240-C

COSCO

Singapore

2014

400

30000

PPL Shipyard

PPL Hull 2035

Baker Marine

PPL Shipyard

Singapore

2013

400

30000

VietSovPetro

Tam Dao 3

LeTourneau LeTourneau Super 116-E

PV Shipyard

Vietnam

2012

300

30000

Transocean

TBN 1

DSME Ultra Deepwater Drillship

Daewoo Shipbuilding

Korea

2013

12000

40000

Transocean

TBN 2

DSME Ultra Deepwater Drillship

Daewoo Shipbuilding

Korea

2013

12000

40000

Boreskip

Atwood Oceanics

Atwood Advantage

Daewoo Shipbuilding

Korea

2013

12000

40000

Atwood Oceanics

Atwood Achiever

Daewoo Shipbuilding

Korea

2014

12000

40000

OPERATØR

RIGGNAVN

DESIGN

VERFT

LAND

FERDIG W.d(ft) D. d.(ft)

Diamond Offshore

Ocean BlackHawk

Hyundai

Korea

2013

12000

35000

Diamond Offshore

Ocean BlackHornet

Hyundai

Korea

2013

12000

35000

Diamond Offshore

TBN3

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Dolphin A/S

Fred Olsen DS TBN1

Hyundai

Korea

2013

12000

40000

ENSCO

ENSCO DS-6

Samsung

Korea

2011

12000

40000

ENSCO

ENSCO DS-7

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Etesco

Etesco VIII

S10000E

Samsung

Korea

2012

10000

35000

Maersk Drillship 1

TBN1

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Maersk Drillship 2

TBN2

Samsung

Korea

2014

12000

40000

Maersk Drillship 3

TBN3

Samsung

Korea

2014

12000

40000

Maersk Drillship 4

TBN4

Samsung

Korea

2014

12000

40000

Noble Corporation

Noble DS TBN 3

Gusto P10000

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Noble Drilling

Noble Bully II

Gusto PRD12000

Gusto Eng./Keppel FELS

Singapore

2011

12000

40000

Noble Drilling

Noble Globetrotter I

Globetrotter Class

STX Shipyard

Kina

2011

10000

40000

Noble Drilling

Noble DS TBN 1

Gusto P10000

Hyundai

Korea

2013

12000

40000

Noble Drilling

Noble DS TBN 2

Gusto P10000

Hyundai

Korea

2013

12000

40000

Noble Drilling

Noble Globetrotter II

Globetrotter Class

STX Shipyard

Kina

2013

10000

40000

Noble Drilling

Noble DS TBN 4

Gusto P10000

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Ocean Rig/Dryships

Ocean Rig Drillship TBN 5

Samsung

Korea

2013

12000

35000

Ocean Rig/Dryships

Ocean Rig Drillship TBN 6

Samsung

Korea

2013

12000

35000

Ocean Rig/Dryships

Ocean Rig Drillship TBN 7

Samsung

Korea

2013

12000

35000

Odebrecht

Norbe X

DSME 10000

Daewoo

Korea

2011

10000

35000

Odebrecht

Norbe XI

DSME 10000

Odebrecht

Odebrecht Drillship TBN 1

Odebrecht

Odebrecht Drillship TBN 1

Odfjell Drilling/Metrostar

Metro II

Gusto Engineering Gusto P10000

Daewoo

Korea

2012

10000

35000

Daewoo

Korea

2013

10000

35000

Daewoo

Korea

2013

10000

35000

Hyundai/Gusto Engineering

Korea

2011

10000

40000

Opus Offshore

Drillship TBN1

CSSC Offshore Tiger Series

CSSC Offshore

Singapore

2014

5000

30000

Opus Offshore

Drillship TBN2

CSSC Offshore Tiger Series

CSSC Offshore

Singapore

2014

5000

30000

Pacific Drilling

Pacific Sharav

S12000

Samsung

Korea

2013

10000

35000

Pacific Drilling

Pacific Khamsin

S12000

Samsung

Korea

2013

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Arpoador

Samsung 10000

EAS Shipyard

Brasil

2015

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Copacabana

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2015

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Grumari

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2016

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Ipanema

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2016

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Leblon

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2017

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Leme

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2017

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Marambaia

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2018

10000

35000

Querioz GOG

Laguna Star

Friede & Goldman

Samsung

Korea

2012

10000

40000

Querioz GOG

Amarlina Star

Friede & Goldman

Samsung

Korea

2012

10000

40000

Rowan Companies

TBN1

GustoMSC 10,000

Hyundai

Korea

2013

12000

40000

Rowan Companies

TBN2

GustoMSC 10,000

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Schahin

Sertao

S10000E

Samsung

Korea

2012

10000

37000

Seadrill

West Auriga

SHI S10000

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Seadrill

West Vela

SHI S10000

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Seadrill

Tellus

SHI S10000

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Stena Drilling

Stena DrillMax ICE

Samsung DP Dual Mast Ice-Class

Samsung

Korea

2011

10000

35000

Ventage Energy Services

Tungsten Explorer

DSME

Daewoo

Korea

2013

12000

40000

Vantage Energy Services

Dalian Developer

MPF 1000 6th Generation

Cosco Shipyard

Kina

2012

10000

30000

Ventage Energy Services

DragonQuest

Daewoo

Korea

2011

12000

40000

Ventage Energy Services

Tungsten Explorer

DSME

Daewoo

Korea

2013

12000

40000

Atwood Oceanics

Atwood Condor

Friede & Goldman F&G Ex-D Millennium

Jurong Shipyard

Singapore

2012

10000

40000

China Oilfield Services

COSLInnovator

GM 4000

Yantai Raffles Shipyard

Kina

2011

2500

25000

Semi submersible

China Oilfield Services

COSLPromotor

GM 4000

Yantai Raffles Shipyard

Kina

2012

2500

25000

China Oilfield Services

COSLProspector

2014

Delba Perf.

Delba IV

Gusto MSC TDS 2500

Abu Dhabi shipyard

India

2013

9000

25000

ENSCO

ENSCO 8505

Dynamically Positioned DP-2

KFELS

Singapore

2012

8500

35000

ENSCO

ENSCO 8506

Dynamically Positioned DP-2

KFELS

Singapore

2012

8500

35000

Industrial Perf. de Campeche

La Muralla IV

Gotaverken GVA-7500

Daewoo

Korea

2011

10000

40000

Island Offshore

Island Innovator

GM4000-WI

Odebrecht

Odebrecht Semisub TBN 1 -

Cosco Shipyard

Kina

2012

10000

26000

Daewoo

Korea

2013

10000

Petroserv SA

SSV Catarina

Gotaverken GVA 7500

DSME

Korea

2012

10000

35000

Saipem

Scarabeo 8

Moss CS 50 MkII

Westcon

Norway

2012

9000

35000

Seadrill

West Capricorn

F&G Ex-D

Jurong Shipyard

Singapore

2011

7500

35000

Seadrill Ltd

West Leo(SD 2)

CS50 MkII

Jurong shipyard

Singapore

2011

10000

35000

Sevan Drilling

Sevan Driller II

Sevan 650

Cosco Nantong

Kina

2012

12500

30000

Sevan Drilling

Sevan Driller IV

COSCO

Kina

2013

12500

40000

Songa Offshore

Statoil CAT D

Daewoo

Korea

2014

4265

27000

Songa Offshore

Statoil CAT D

Daewoo

Korea

2014

4265

27000

Songa Offshore

Statoil CAT D

Songa Offshore

Songa Eclipse

F&G Ex-D Millennium

Daewoo

Korea

2014

4265

27000

Jurong Shipyard

Singapore

2011

10000

40000

>> riggmarked

Nå er det budrunder om riggene Oljeselskapene slåss om å få leie ledige rigger. (FOTO: Seadrill)

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no

Statoil leier West Hercules i fire år, etter at BP lå best an til å vinne budrunden først

Etter det Offshore.no vet skal riggen nesten ha vært signert av BP på en toårskontrakt, før Statoil kom inn i bildet og ønsket blant annet å dra riggen inn til Norge. Statoil sikret seg riggen for 490.000 dollar per dag i fire år. I tillegg kommer 50 millioner dollar i mobiliseringsavgift. Offshore.no har hørt fra flere hold at det tok under et døgn fra Statoil tok kontakt med Seadrill til riggen var sikret. Statoil avviser dette, men svært pålitelige kilder i riggmiljøet peker på at det gikk sjeldent kort tid i denne prosessen. Lete i Norge Det som er helt sikkert er at oljeselskapet nå vurderer hvor de skal bruke riggen til oppdrag i Norge, men også internasjonalt. Riggmarkedet har lenge vært brennhett, men den siste tiden har det blitt enda mer lønnsomt for dem som eier rigger. Få ledige - må by Det er velkjent at mangelen på ledige rigger har gjort at oljeselskapene må vente mange år før en rigg kan skifte leietaker. Dette har gjort at tiden fra man signerer en rigg til man faktisk starter å bore, øker. Det samme gjør dagratene. Oljeselskapene kniver nå så hardt om riggene at det regelrett blir budrunder om de få enhetene som kan leies. - Når vi passerer over 95 prosent utnyttelse av riggflåten fastsettes dagratene etter auksjonsprinsippet. Alt som kan krype og gå er sluttet og da blir det kamp om de få mulighetene som finnes.

- West Hercules skal benyttes til leteoppdrag på norsk sokkel, men den detaljerte planen er fortsatt under utarbeidelse. Vi kan imidlertid avkrefte at riggen skal til Goliat, svarer informasjonssjef i Statoil, Ole Anders Skauby når Offshore.no spør om markedsrykter vedrørende riggen som erstatning for Scarabeo 8. Ble dyrere for BP Samtidig som Statoil kunne planlegge sin 765 millioner dollars-avtale måtte BP gå videre til neste riggselskap. Tirsdag denne uken kunne Maersk melde at de hadde inngått avtale med BP for leie av Maersk Discoverer for fire år. Denne avtalen er verd maksimalt 780 millioner dollar. Riggen får dermed jobben som West Hercules var tiltenkt offshore Egypt.

Det sier rigganalytiker Anders Bergland i R.S. Platou Markets til Offshore.no.

Dette er ikke noe enestående eksempel. Også en annen Seadrill-rigg ble kjempet om nylig.

BP mot Statoil Et eksempel på hvordan det koker i markedet er prosessen rundt Seadrills West Hercules.

I starten av oktober ble det kjent at nybygget West Leo hadde fått en kontrakt med Tullow. Ettårsavtalen gir 510.000 dollar dagen - godt

20 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

over det et annet stort oljeselskap bød for å leie riggen, som kommer fra verftet neste år. - Klart det blir dyrt Borekostnader og høye dagrater får mye av skylden for kostnadsnivået på norsk sokkel. Tilstandene som råder nå, med voldsom optimisme i hele oljebransjen og større etterspørsel enn tilbud på rigg gjør at det trolig ikke er siste gang vi hører om budrunder i denne prisklassen. Olje- og energidepartementet har satt ned et ekspertutvalg som skal se bedre riggkapasiteten i Norge. Forventningene til en rekke eksperter Offshore.no har snakket med er svært lave til dette uvalget - da forklaringen på prisnivået i Norge er rimelig enkel. - Det er veldig strenge regler for å få godkjent en rigg til operasjon på norsk sokkel. En SUTgodkjenning krever ikke bare en teknisk god rigg, men også et mangagement som oppfyller kravene. Da er det klart at det blir dyrt, sier Bergland. - De få riggene som er tilgjengelig kan kreve nesten hva de vil. Ingen skyer på rigghimmelen Selskapene som eier rigger godkjent for Norge har gylne år foran seg. Med så strenge regler vi har i dag bygger nesten ingen uten kontrakt på forhånd. I tillegg består flåten av rigger i Norge av mange eldre rigger med begrenset arbeidsområde. Samtidig vil det kreves mer kapasitet i Barentshavet når det skal gires opp i nord. Og ikke minst; funnene i på Avaldsnes/Aldous skaper en ny iver etter å lete på sokkelen. - Ryktene om Nordsjøens død er betydelig overdrevet. Med dette funnet bør alle arbeidstakere i Norge klappe i hendene, sier Anders Bergland.

>> riggmarked

Bygger seg opp på riggsalg - Vi har ikke noen tradisjon for å drive rigg.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no

Oppskriften til Standard Drilling er enkel. Gå for det kjente.

De er langt fra et standard riggselskap - tross navnet.

- Det er så mye risiko i rigg, så la oss prøve å begrense den. Gå til et kjent verft. Du får så vondt i hodet av de ukjente. Ikke ta et nytt design. Alle som har gjort det har finansielt gått på ra-ta-ta, sier han.

Standard Drilling har, som alle andre riggselskap, kastet seg på bestillings-bølgen som har herjet riggbransjen. Det har gitt svært gode resultater. Siden 2006 har selskapet vært involvert i 24 rigger. Går for det kjente Nå er 17 av disse solgt - 16 av dem har de tjent gode penger på. - Vi har ikke noen tradisjon for å drive rigg, sier Glen Ole Rødland, Director Standard Drilling om alle salgene. Han ivrer for selskapets storbestilling av Jack Up i et kokende marked. Det siste salget er gjort til en ukjent pris, men Standard Drilling skal ha høstet en gevinst på 40 millioner dollar.

22 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

Gunstige betalingsavtaler Riggselskapet var tidlig ute og sikret seg kontrakter med verftet tidlig i den byggesyklusen vi nå er inne i. Sluttregningen blir derfor hyggelig, sett med Standard Drillings øyne, kontra dem som bestiller i dag. Det gjør at de store riggselskapene like godt kan kjøpe en rigg fra Standard Drilling som å sette i gang nye prosjekter selv. Byggekontraktene på riggene er inngått med 20 prosent betaling ved bestilling og 80 prosent ved levering. De bare bestilt en type rigg - og

valgt en vare markedet er kjent med. - Ting tar tid når du utenfor boksen. Selskaper som bygger mye forskjellig og mye ukjent får problemer eller går det konk. Vi satser på et team som har gjort dette før. Du kan ikke betale nok for erfarne folk, understreker Rødland. - Meget hyggelig Den første riggen som er under bygging nå kommer til sommeren 2013 og den siste mai 2014. Med den gunstige 20/80-betalingen til Keppel-verfet i Singapore vil de kunne jobbe videre med å finansiere riggene helt frem til levering. Og skulle de ikke bli solgt, kan de gå rett ut på kontrakt. - Vi ser at ratene nå strammer seg til i Jack Up. Kommer få rigger nå i 2011 og 2012, men i 2013 kommer det flere. Det normale er 27 kontrakter i hvert kvartal, så dette ser meget hyggelig ut.

OFFSHORE & ENERGI

Milliardspill om nye Statoil-kontrakter Her er favorittene til å få bygge to super-rigger for norsk sokkel. Riggselskapene posisjonerer seg nå for å by på rigg tre og fire av typen kategori D for Statoil.

- Kan ikke utelukke noen, men jeg har litt vanskelig for å se hvem det skulle være. To rigger i Norge gir ikke skalafordeler akkurat, poengterer han. Hvem klarer å skaffe lån? Verdien på de to første riggene ble ved tildeling oppgitt til å være 565 millioner dollar per stykk. Dette er penger som skal betales før dagratene begynner å tikke inn og som krever at riggselskapet som vinner får finansieringen på prosjektene. 20 prosent må betales ved bestilling - resten ved levering. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Høstens store tema i riggmarkedet er hvem som får bygge to nye spesialsydde rigger tilpasset modne felt på norsk sokkel. Dette er samme type rigg som Songa Offshore vant kontrakter for i sommer og er best kjent som kategori D-rigger. Viktig strategi for Statoil Statoil har ennå ikke offentlig sagt at de kommer til å bestille rigg tre og fire, men har flagget satsingen høyt. Senest under Oslo Rig Event vektla Torgeir Løland, leder for riggstrategi og anskaffelser i Statoil, hvordan oljeselskapet vil satse videre på sin riggstrategi. Derfor regner alle med at de kommer en ny runde med tilhørende muligheter for riggeierne. Løland sa til Offshore.no at det slett ikke går noen automatikk i at de samme 13 som fikk by sist, vil bli invitert med denne gangen.

Skuffet over prisene Dette kan vanskelig tolkes på en annen måte enn at Statoil var lite fornøyd med anbudene de fikk inn sist.Songa Offshore vant budrunden med dagrater på 423.000 dollar per dag, men de andre selskapene snittet rundt 500.000 om lag 100.000 over det Statoil hadde sett for seg. Med åtte år lange kontrakter skulle det friste til å by seg inn på et lavere nivå enn riggselskapene endte opp med å gjøre.

Med dagens uro i finansmarkedet er det derfor ikke sikkert at alle riggeselskapene klarer å få reist nødvendig kapital - og konkurransen om disse kontraktene kan derfor bli en annen enn sist.

Tror ikke på store kutt Spørsmålet nå er om flere riggselskaper vil senke prisene sine for å vinne rigg tre og fire.

Dette vil gi andre riggselskaper et fortrinn og Lunde trekker da frem Transocean, Seadrill og Fred. Olsen som vil få en positiv effekt, da de i større grad har tilgang til gunstig finansiering.

Rigganalytiker Frederik Lunde i Carnegie tror ikke noe prisras fra riggselskapene i desperasjon etter å sikre seg oppdragene. - Jeg tror ingen vil prise seg ned nå; Songa var mest sultne i forrige runde, men jeg ser ingen grunn til at de andre skal kutte budene betydelig nå, sier han til Offshore.no. Han ser heller ikke for seg noen klare utfordrere til de 13 som fikk by sist.

Transocean favoritt - Det begrenser åpenbart mulighetene for en del mindre selskaper med svak finansiering til å delta, legger Lunde til.

Rykteflommen og spillet om milliardkontraktene er i alle fall godt i gang. Ifølge Upstream skal Statoil ha vendt seg til Transocean og Odfjell Drilling for å forhøre seg om disse kontraktene. Selv om Songa Offshore har opsjoner på to rigger utover nummer en og to, skal Statoil ønske å fordele risikoen nettopp med tanke på uroen i verdensøkonomien.

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI

>> riggmarked

Statoil jakter ny super-rigg Har hatt en dialog med ulike interessenter.

Statoil ønsker å få bygget en enda større Jack Up enn CJ70 - her vist som illustrasjon på Maersk Drillings bestilling av to CJ70 til norsk sokkel.

avklares hvilke verft som er kvalifisert til å bygge riggen, og ikke minst hvilken riggeier som skal få oppdraget. - Dersom vi finner det formålstjenlig vil vi trolig ta ut en anbudsforespørsel i første halvdel av 2012, sier hun. Det er naturligvis alt for tidlig å si hvor mye en slik rigg vil koste. Men da Maersk Drilling i februar bestilte to Gusto MSC CJ-70150MD-rigger fra Keppel FELS i Singapore for norske forhold, var kontrakten verdt 3,4 milliarder kroner per rigg. Deler inn i kategorier Fra før har Statoil utviklet et riggkonsept som fokuserer på mer effektiv bruk av riggene. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Statoil er igjen i markedet for å sikre seg riggkapasitet. Denne gang jaktes det på fremtidens oppjekkbare rigg - større enn noe av det som finnes i dag. - Vi har hatt en dialog med ulike interessenter i dette markedet, men ingen forespørsler er gått ut, bekrefter informasjonssjef Inger Lise Aarrestad Rettedal i Statoil til Offshore.no. - Kan komme i 2015 Selskapet tar dermed styringen på hvordan de ønsker neste generasjons Jack Up skal se ut og oppføre seg. Det skal likevel ikke være snakk om noen helt ny riggtype eller å skreddersy riggen for Norge, i følge Statoil. Likevel vil Statoils ønsker danne grunnlag for å skape en rigg som får maks ut av operasjonene på norsk sokkel. I følge Upstream er det snakk om en CJ80-rigg som kan komme til Norge i 2015. - Hva som kommer til å ligge i en eventuell anbudsforespørsel av tekniske spesifikasjoner og hvem denne vil gå til er ikke konkretisert, vi er som sagt kun i en sonderingsfase, opplyser Aarrestad Rettedal. Anbud alt neste år? Statoil jobber nå videre med å kartlegge situasjonen rundt en slik type rigg. Det må også

24 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

Det betyr at de vil skreddersy nye rigger til ulike formål. De har derfor delt riggene inn i kategorier. Til nå har det vært mye fokus på kategori D-riggene, som skal jobbe på mellom 100 til 500 meters dyp og primært bore produksjonsbrønner og ferdigstille brønner.

Songa Offshore skal bygge to slike enheter for Statoil - og riggene skal inn på sokkelen i 2014. Oljegiganten vurderer nå hvor da skal gjøre videre med denne riggtypen. I avtalen med Songa har Statoil sikret seg opsjoner på to rigger til, men de går også bredt ut og hører med andre selskaper. I første anbudsrunde fikk 13 selskaper med kjennskap til norsk sokkel muligheten til å by seg inn. Men i slutten av september sa Torgeir Løland, leder for riggstrategi og anskaffelser i Statoil, til Offshore.no at det ikke er gitt at de samme får muligheten på rigg tre og fire. Utover dette har Statoil også planer om kategori A-enheter for lettere brønnintervensjon. I tillegg kommer kategori B, for tyngre intervensjon og lettere boring i eksisterende brønner. Sistnevnte ble tidligere i år utsatt noe for å “modne” konseptet.

Med TwoCards er det lett å holde orden Ett kort til jobbutgifter og ett kort til privatutgifter. Les mer om våre andre fordeler på twocards.no

• Priority Pass • Reiseforsikring • Reisebonus

Target reklamebyrå. Foto: Alfred Jacob

VÅRE KUNDER SKILLER LETTERE MELLOM JOBB OG PRIVAT

>> riggmarked

Nok et riggmarked strammer seg til UK-avtale setter ny standard.

setter standarden for de kommende kontrakter innen dette markedet. - Det som er spesielt her er at vi ser en så sterk rate for den første kontrakten som inngås for 2014. Det indikerer at kundene har innsett at her gjelder det å sikre seg boligrigg om man har tenkt å få gjennomført planlagte prosjekter. Må jobbe mer Markedet for boligrigger er i praksis delt i tre geografiske områder. Mexico, Brasil og Nordsjøen. Mens de to første kjennetegnes av stabile rater og lengre avtaler er Nordsjøen i større grad et prosjektmarked. Av hele den globale flåten av flytende hoteller på 21 enheter er 6 rigger i Nordsjøen, og det er kun én enhet, fra Floatel International, som kommer inn i markedet de neste årene. - I 2012 er det i praksis slik at alt er utsolgt, og de neste årene er det et stort fokus på nye utbygninger og ombygging av eksisterende installasjoner i Nordsjøen. Vi venter at dette ikke bare medfører solide dagrater, men også at det blir mer prosjektaktivitet i vinterhalvåret og at boligriggene sånn sett tjener dagrate i flere dager av året, sier Thoresen. Det betyr at hver enkelt boligrigg skaper enda større omsetning for eierne. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Riggeiere verden over har lenge kunne glede seg over full utnyttelse og gode rater innen mange segmenter. Spesielt moderne rigger med dypvannskapasitet har opplevd maks utnyttelse og solid betaling. Men også andre deler av markedet har vært med på bølgen. Offshore.no har blant annet skrevet om kampen om de store Jack Up-ene i Nordsjøen og at det nærmest er venteliste på disse. Nå venter ekspertene også at markedet for floteller blir hett.

26 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

- Veldig sterkt I september inngikk Prosafe en avtale for Safe Caledonia på Golden Eagle-utbyggingen på britisk side av Nordsjøen. Avtalen med Nexen er på 240 dager og betalingen er 74 millioner dollar, noe som gir en dagrate på om lag 300.000 dollar. - Dette er den første slutningen for 2014 og det er ekstremt godt tegn for markedet med en kontrakt til en så god rate som sluttes såpass lang tid i forveien. Dette kan bare tolkes på en måte – dette markedet blir meget stramt fremover, sier rigganalytiker Bjørn Thoresen i First Securities til Offshore.no. Han peker på at denne avtalen på mange måter

OFFSHORE & ENERGI

Ser stor riggmangel i Norge - Norge er et totalt isolert marked. fire til seks rigger, sier han. Ser 600.000 dollar Dette vil holde prisene i sjakk og vel så det. Berglund tror dagratene vil øke og mens de siste avtalene i Norge har vært tett oppunder 500.000 dollar dagen, vil kommende avtaler knuse dette. Han peker oppover mot 600.000 dollar på det beste.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no På grunn av strengere regler her hjemme er norsk sokkel et yndet sted for riggselskapene. Det fører til at de riggene som er kvalifisert for norsk sokkel får lengre kontrakter og bedre betaling. Har det veldig, veldig bra - Norge er et totalt isolert marked fra de andre regionene og de som er på innsiden har det veldig, veldig bra. Men de som er på utsiden ønsker at de hadde vært på innsiden. Det sier rigganalytiker Andreas Bergland i R.S. Platou. Han peker på at det fortsatt vil være et meget stramt marked på norsk sokkel med første ledige rigg først mot slutten av 2012.

- Lead-tiden, altså tiden fra man inngår en kontrakt til den starter på operasjon vil også være lang, sier han. Bergland tror det snart vil komme flere spennende avtaler og at ordrereserven bygget opp i 2006 til 2008 nå snart er spist så pass av at oljeselskapene vil sette seg til forhandlingsboret for å hyre rigger for årene som kommer. Og det vil skje med et bakteppe. Det blir mangel på rigger. - Det er veldig bra utsikter for selskapene som har rigger i Norge. Å ta en rigg til Norge vil koste mellom 50 og 100 millioner dollar, og det har vist seg å ikke alltid gå like bra. Vi har beregnet behovet for rigg i Norge og sammenliknet med den forventede flåten. Da kommer vi til at det vil være en årlig mangel på

Enormt på dypt vann Analytikeren peker også på den voldsomme veksten som er forventet innen segmentet for rigger som kan operere på dyp- og ultradypt vann. Her er det områder som Brasil, Øst-Afrika og Sør-Kinahavet som trekkes frem. Ifølge Bergland er det bygget 79 rigger med denne kapasiteten siden 2008 og 74 er under bygging. I løpet av 2018 vil det være 163 rigger på markedet. Og alle eksperter tror det vil være jobb til alle. - Bare Petrobras alene har allerede bestilt 7 rigger og varslet bestilling på ytterligere 21 stykker. Jeg tror disse blir forsinket og at de må ta noen av de andre enhetene i markedet, som alt er påbegynt. Også borestarten i Mexicogolfen gir grunn til optimisme. Etter Macondo-ulykken vil det være jobb til mange, spesielt de nyeste enhetene. - Nå som det er gitt nye boretillatelser vil nok de mest moderen og high spec-enhetene bli valgt først.

AGA - meeting your demands. AGA offer industrial, food preserving, medical and specialty gases, gas-related equipment, technical service and audits and safety trainings. We also offer transport and manifold racks in addition to 200 and 300 bar cylinders. Gas-related equipment delivered by AGA is specially designed and approved for offshore applications. This means increased safety. Individual Cylinder Control (ICC) guarantee full traceability. Through our sister companies BOC in United Kingdom and Linde Gas Benelux in Netherlands, AGA can serve offshore customers along the Norwegian coast and in all countries around the North Sea. Therefore, we can promise fast, efficient delivery to all our offshore customers. AGA – ideas become solutions. www.aga.no AGA ad 184_68_UK.indd 1

02/03/11 16.17

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI

>> riggmarked

Kjemper om gigantiske riggjobber Her er hele listen over de største kontraktene frem mot 2017. Polar Pioneer ble klasset i 2009 ved Bergen Group Hanøytangen. Neste klassing blir da i 2014.

CCB har hatt førstnevnte inne før og flere andre rigger fra Dolphin de siste årene og skulle være i god posisjon til å vinne denne. Basen vant også oppdragene på både Songa Delta og Songa Dee, slik at også her er nok CCB en favoritt. Transocean Leader kan godt havne på Hanøytangen. Transocean har hatt en rekke rigger hos Bergen Group og gjennom samarbeidet med Semco Maritime ligger alt til rette for at riggen havner på Askøy - akkurat som Transocean Winner gjorde det. Etter dette kommer storjobbene på løpende bånd. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Hvert femte år må rigger som skal operere på norsk sokkel inn til klassegodkjenning. Dette kalles Special Periodical Survey (SPS) og sammenliknes gjerne med det å gjennomføre EU-kontroll på biler. Hundrevis av millioner kroner Dette er omfattende jobber landligge på et verft i ukevis.

som

krever

Mange riggselskaper benytter også landligget til å utføre andre arbeider når de først har tatt riggen ut av operasjon. Dermed kan et opphold på verft fort vare i opp mot to måneder. Totalverdien på en kontrakt av denne typen passerer ofte 100 millioner kroner og sikre arbeid til hundrevis døgnet rundt i prosjektperioden.

tar blant annet utgangspunkt i når riggen sist var inne og neste klassing blir da fem år etter dette. Det må tas hensyn til at riggeierne ikke har en bestemt dato de må godkjenne riggen på, men et gitt tidsvindu. Det betyr at en rigg som er planlagt klasset mot slutten av et år, kan blir skjøvet til starten på neste år. Stor aktivitet Men det som er helt sikkert er at 2011 har vært et rolig år med tanke på antall klassejobber. Transocean Winner har nylig vært inne til klassing på Bergen Groups verft Hanøytangen, mens Songa Delta er tildelt CCB-basen på Ågotnes utenfor Bergen.

Klassingene og tilhørende oppgaver blir derfor meget ettertraktede jobber for verftene i Norge og alle selskapene som leverer inn til disse prosjektene.

Men allerede nå pågår det en hektisk aktivitet for å sikre seg de kommende storjobbene. Vår oversikt viser at det er fire rigger som skal klasses neste år. Blant disse er Jack Up-en Maersk Giant. Det er vanlig at denne riggtypen klasses offshore, så dermed faller denne utenfor vår liste.

Offshore & Energi har gått gjennom situasjonen for riggene i Norge og kartlagt når disse etter planen skal inn til klassing. Listen vi legger frem

Klare favoritter De tre andre riggene er Bredford Dolphin, Songa Trym og Transocean Leader.

28 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

Toppen kommer i 2014 hvor hele 12 rigger skal klasses, slik status er nå. I disse ligger tre Jack Up-er.

OFFSHORE & ENERGI

Det er i praksis tre store konkurrenter som kjemper om disse klassejobbene. Bergen Group Hanøytangen, CCB på Ågotnes og Westcon i Ølen. Sistnevnte verft har hatt flere Jack Up-er inne i det siste og ikke minst opplever gode tider med ferdigstillingen av Scarabeo 8, som har vist seg å ha et langt større arbeidsomfang enn man trodde da den kom til Norge. Verftet er likevel å regne med når budrunden på kommende klassinger kommer. Her er oversikten over når riggene skal inn til klassing neste gang. Listen er basert på ulike kilder som blant annet informasjon fra riggeierne selv. Har du tips til hvem som vinner disse storjobbene eller andre riggoppdrag? Tips oss på jo@offshore.no.

Rigg

Type

Eier

Bygget

Neste klassing

Bredford Dolphin

Semi

Dolphin

1980

2012

Maersk Giant

Jack Up

Maersk Drilling

1986

2012

Songa Trym

Semi

Songa Offshore

1976

2012

Transocean Leader

Semi

Transocean

1987

2012

Maersk Innovator

Jack Up

Maersk Drilling

2002

2013

Scarabeo 5

Semi

Saipem

1989

2013

West Phoenix

Semi

Seadrill

2008

2013

West Hercules

Semi

Seadrill

2008

2013

Aker Spitsbergen

Semi

Aker Drilling

2009

2015

Aker Barents

Semi

Aker Drilling

2009

2014

Borgland Dolphin

Semi

Dolphin

1999

2014

Bideford Dolphin

Semi

Dolphin

1975

2014

Maersk Reacher

Jack Up

Maersk Drilling

2009

2014

Maersk Gallant

Jack Up

Maersk Drilling

1993

2014

Maersk Inspirer

Jack Up

Maersk Drilling

2004

2014

Deepsea Atlantic

Semi

Odfjell Drilling

2009

2014

West Alpha

Semi

Seadrill

1986

2014

Songa Dee

Semi

Songa Offshore

1982

2014

Transocean Searcher

Semi

Transocean

1983

2014

Polar Pioneer

Semi

Transocean

1985

2014

Transocean Arctic

Semi

Transocean

1986

2014

Ocean Vanguard

Semi

Diamond Offshore

1982

2015

Deepsea Bergen

Semi

Odfjell Drilling

1982

2015

West Venture

Semi

Seadrill

2000

2015

Stena Don

Semi

Stena Drilling

2001

2015

COSL Pioneer

Semi

COSL Drilling Europe

2011

2016

Maersk Guardian

Jack Up

Maersk Drilling

1986

2016

Rowan Stavanger

Jack Up

Rowan

2011

2016

Scarabeo 8

Semi

Saipem

2011

2016 2016

West Epsilon

Jack Up

Seadrill

1993

West Navigator

Drill Ship

Seadrill

2000

2016

Songa Delta

Semi

Songa Offshore

1996

2016

Transocean Winner

Semi

Transocean

1983

2016

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI

>> riggmarked

Skal bore i 2014 må leie rigg nå Oljeselskapene kjemper om rigger tre år frem i tid.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no

Nå strammer det seg til også innen Jack upsegmentet.

Riggmarkedet i Norge fortsetter å holder seg stramt. Mangelen på ledige rigger gjør at oljeselskapene må betale høye dagrater og planlegge langt frem i tid. Spesielt de avanserte nyere riggene er vanskelig å få leid.

- Utbyggingsprosjekter som Hild, Draupne, Dagny og Brynhild vil skape et behov for store Jack up-er fra 2014. Men de riggene vi har i Norge i dag med disse egenskapene er alt leid ut på lange kontrakter, sier rigganalytiker Bjørn Thoresen i First Securities til Offshore.no.

Behov for Jack up De siste årene har det vært spesielt mye fokus på flyterne, altså de halvt nedsenkbare riggene i Norge og boreskipene i hele verden.

30 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

Utleid i lang tid Slik situasjonen er nå gjelder følgende: Seadrill har allerede flere nye Jack up-er på vei inn,

men felles for dem er at de allerede er forpliktet til lange avtaler. West Elara er hos Westcon i Ølen for ferdigstillelse og skal inn på en langtidsavtale med Statoil. Denne avtalen har en fast lengde på fem år fra november. I avtalen ligger også opsjoner frem til november 2018. Riggkjempen har også West Epsilon på kontrakt med Statoil. Denne riggen har en fast avtale ut 2014, men også her ligger opsjoner på to års jobb. I tillegg kommer West Linus som bygges for

OFFSHORE & ENERGI kontrakt med ConocoPhillips til bruk på Eldfisk sør og Ekofisk II. Avtalen er at riggen skal inn på sokkelen fra januar 2014 og har kontrakt ut 2018. Også her er det knyttet opsjoner - faktisk helt frem til 2025. Tre fra Rowan Rowan Drilling har tre rigger som de kjøpte fra Skeie Drilling. Disse tre enhetene er bygget for å kunne jobbe i Norge, men Rowan har allerede avtaler som gir begrensede muligheter - selv fra 2014. Rowan Stavanger er alt leid ut til Lundin i Norge fra 2014. Riggen skal bore 15 brønner etter at nåværende kontrakt med Talisman går ut. Rigg nummer to, Rowan Norway er på kontrakt med Xcite på britisk side og jobber 240 dager på denne kontrakten. Etter dette er det ikke usannsynlig at den blir værende i UK. Også Rowan Viking er leid inn til jobb i UK. Riggen går av sin kontrakt med Total i januar neste år, så spørsmålet er da om noen vil ta riggen til Norge og de kostnader dette medfører.

Ledige Maersk-rigger Men det finnes muligheter for oljeselskapene. Maersk Drilling har to Jack up-er med CJ-70design som bygges for norske forhold. Begge riggene er bestilt uten kontrakt og skal leveres mot slutten av 2013 og vil være klare til arbeid 2014 om alt går etter planen. Den ene av disse riggene er fortsatt ledig for oppdrag. Den andre er leid ut til en ikke navngitt aktør frem til 2018. Maersk betaler 1,2 milliarder dollar for riggene noe som fort kan vise seg å være vel anvendte penger. - De som har enheter å tilby kan få gode rater på disse og jeg ser heller ikke bort fra at det kan bli gitt kontrakter slik at det blir satt i gang bygging av nye rigger til disse jobbene. Det er tid nok til å bestille et nybygg nå og få riggen ferdig til 2014, minner han om.

- Hvor sannsynlig er dette? - Jeg vurderer det slik at det er større sjanse for at det skjer enn at det ikke skjer, sier Thoresen.

West Elara skal inn på langtidskontrakt med Statoil og er ikke mulig å leie i mange år enda.

Vurderer å droppe “norske” riggselskaper Statoil klargjør nye riggbestillinger. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no fordi de hadde kjennskap til operasjoner i Norge og virket selvsagte til å bli tatt med. Flere andre vil by Nå skal Statoil snart bestemme seg for rigg nummer tre og fire - men det kan fort bli en nedtur for de selskapene som trodde de fikk en sjanse til.

Da Statoil gikk ut markedet for å få bygget to kategori D-rigger, spesialrigger for norsk sokkel, kjempet 13 riggselskaper om å vinne kontraktene. Til slutt var det Songa Offshore som vant anbudet, men tilbudene fra de andre riggselskapene lå om lag 20 prosent over det Statoil ønsket. De 13 selskapene som fikk muligheten til å by seg inn var valgt av Statoil

- Det er jo en diskusjon som selvfølgelig tar med det seg de signalene fra første prosess knyttet til hva vi kan forvente hvis vi på ny går ut i markedet. Det kan være om det er et poeng å gå til de samme aktørene igjen. Det er flere vi ikke kunne ta med forrige gang som har vært veldig interesserte etterpå og som vi ser om vi skal teste ut. Det kan være et signal om det nødvendigvis ikke er en mulighet nummer to for de som var med første gangen, sier han til Torgeir Løland, leder for riggstrategi og anskaffelser i Statoil, til Offshore.no. - Så de som var med sist kan ikke forvente å automatisk være med om dere går for de nye rigger? - Det er korrekt. Det er noe vi må ta med oss tilbake igjen. Vi har hatt dialog med alle som bød inn og vi får signaler. De signalene tar vi med oss når vi legger strategien for veien videre.

Alt peker mot flere rigger Hvem de nye beilerne er blir ikke opplyst, men det vil i så fall være duket for nye spillere på norsk sokkel sammenliknet med dem vi allerede har. - Vi sa at vi ønsket å forholde oss til de 13 som har, eller har hatt, erfaring fra norsk sokkel. Vi ønsket å ha fokus på det, for i forbindelse med blant annet design, måtte det da komme et eierskap til hva som var lagt ned i prosjektet. Noen av de aktørene som allerede ikke var involvert ville kanskje trenge noe lenger tid, forklarer han om den forrige prosessen. Det er ennå ikke bestemt om Statoil skal bygge to kategori D-rigger til, men alt tyder på det. Statoil har brukt store ressurser på dette prestisjeprosjektet, så at det kommer en ny anbudsrunde virker sikkert. - Vi har en ambisjon om å fortsette CAT D-satsningen og som det er kjent er det en opsjon inn mot Songa om å bygge to til, det er også en opsjon opp mot verftene inn mot slottene, slik at vi har mulighet til å sikre oss at riggene kommer slik vi ønsker, sent 2014/ begynnelsen 2015, sier Løland.

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI

riglocator NAVN

AKTIVE RIGGER

Type

Sektor

Eier

Leier

Kontrakt til år

mnd

Dagrate

Bideford Dolphin

Semi

Norge

Dolphin

Statoil

2014

$385 000

Borgland Dolphin

Semi

Norge

Dolphin

Consortium

2014

$530 000

Borgsten Dolphin

Semi

Dolphin

Vailant Causeway

2012

$262 000

Bredford Dolphin

Semi

Norge

Dolphin

Lundin/Premier Oil

2013

$333 000

Byford Dolphin

Semi

Dolphin

2013

$324 000

COSL Pioneer

Semi

Norge

COSL Drilling Europe

Statoil

2012

$320 000

Deepsea Atlantic

Semi

Norge

Odfjell Drilling

Statoil

2014

$490 000 $320 000

Deepsea Bergen

Semi

Norge

Odfjell Drilling

Statoil

2015

Energy Endeavour

Jack Up

Danmark

Northern Offshore

Maersk Olie og Gas

2012

$70 000

Energy Enhancer

Jack Up

Northern Offshore

Ithica/Perenco

2012

$94 000

Ensco 100

Jack Up

Ensco

E.On

2012

$130 000

Ensco 101

Jack Up

Ensco

Maersk

2012

$200 000 $200 000

Ensco 102

Jack Up

Ensco

ConocoPhillips

2016

Ensco 70

Jack Up

Danmark

Ensco

Maersk, PA Resources, Tullow, RWE Dea

2013

$80 000

Ensco 71

Jack Up

Danmark

Ensco

Maersk

2012

$80 000 $80 000

Ensco 72

Jack Up

Ensco

RWE/Shipyard/Maersk

2012

Ensco 80

Jack Up

Ensco

Tullow, Wintershall, Dana, Perenco, EOG

2013

$90 000

Ensco 92

Jack Up

Ensco

ConocoPhillips/E.On/RWE Dea

2012

$100 000

GSF Galaxy II

Jack Up

Transocean

GDF Suez

2013

$170 000

GSF Galaxy III

Jack Up

Transocean

Nexen

2012

$144 000 $92 000

GSF Monarch

Jack Up

Danmark

Transocean

Maersk Oil

2012

Maersk Gallant

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

ConocoPhillips

2014

Maersk Giant

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Talisman

2012

$340 000

Maersk Guardian

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Talisman/Lotos

2012

$295 000

Maersk Innovator

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

ConocoPhillips

2017

Maersk Inspirer

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Statoil

2015

Maersk Reacher

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

BP/ Maersk Olje og gass

2014

6 8

Maersk Resilent

Jack Up

Maersk Drilling

ConocoPhillips

2014

Maersk Resolute

Jack Up

Holland

Maersk Drilling

Sterling Resourses

2012

Maersk Resolve

Jack Up

Danmark

Maersk Drilling

Maersk Olje og gass, Noreco, Dong

2012

Noble Al White

Jack Up

Holland

Noble Drilling

Total

2012

Noble Byron Welliver

Jack Up

Danmark

Noble Drilling

Chevron/Centrica

2012

$91 000

Noble George Sauvageau

Jack Up

Tyskland

Noble Drilling

Wintershall

2012

$93 000 $175 000

$100 000

Noble Hans Deul

Jack Up

Noble Drilling

Shell

2013

Noble J. Robertson

Jack Up

Noble Drilling

Centrica

2012

$88 000

Noble Lynda Bossler

Jack Up

Holland

Noble Drilling

Dana (KNOC), Gaz De France

2012

$125 000

Noble Piet van Ede

Jack Up

Holland

Noble Drilling

Gaz de France

2012

$113 000

Noble Ronald Hoope

Jack Up

Holland

Noble Drilling

Gaz de France

2013

$113 000

Noble Tor van Langeveld

Semi

Ocean Guardian

Semi

Falkland

Noble Drilling

Centrica/Maersk

2012

$247 000

Diamond Offshore

AGR

2011

$275 000

Ocean Nomad

Semi

Diamond Offshore

"BG Intl.

2012

$230 000

Ocean Princess

Semi

Diamond Offshore

Enquest

2013

$230 000

Ocean Vanguard

Semi

Norge

Diamond Offshore

Statoil

2013

$350 000

Paul B. Loyd

Semi

Transocean

2013

$508 000

Polar Pioneer

Semi

Norge

Transocean

Statoil

2014

$512 000

Rowan Gorilla V

Jack Up

Rowan

Total

2013

$170 000

Rowan Gorilla VI

Jack Up

Rowan

2012

$200 000

Rowan Gorilla VII

Jack Up

Rowan

Apache

2012

$180 000

Rowan Stavanger

Jack Up

Norge

Rowan

Talisman Norge/Lundin

2016

$340 000

Rowan Viking

Jack Up

Rowan

Total

2013

$220 000

Scarabeo 5

Semi

Norge

Saipem

Statoil

2013

$399 000

Sedco 704

Semi

Transocean

Premier Oil

2011

$253 000

Sedco 711

Semi

Transocean

ADTI

2011

$419 000

Sedco 714

Semi

Transocean

Total

2012

$254 000

Songa Dee

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2015

$345 000

Songa Delta

Semi

Norge

Songa Offshore

Det Norske/Wintershall/Statoil

2015

$448 000 $365 000

Songa Trym

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2015

Stena Carron

Boreskip

Stena Drilling

Chevron

2013

$515 000

Stena Don

Semi

Norge

Stena Drilling

Statoil

2014

$400 000

Stena Spey

Semi

Stena Drilling

TAQA Bratani

2011

$355 000

Transocean Arctic

Semi

Norge

Transocean

Statoil/Rig Management Team

2014

$296 000

Transocean Barents

Semi

Norge

Transocean

Det Norske

2014

$564 000

Transocean John Shaw

Semi

Transocean

Enquest

2011

$253 000

32 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

OFFSHORE & ENERGI

riglocator forts. NAVN

Type

AKTIVE RIGGER Sektor

Eier

Leier

Kontrakt til år

mnd

Dagrate

Transocean Leader

Semi

Norge

Transocean

Statoil

2015

$467 000

Transocean Prospect

Semi

Transocean

Nexen

2013

$243 000

Transocean Searcher

Semi

Norge

Transocean

Statoil/BG

2013

$431 000

Transocean Spitsbergen

Semi

Norge

Transocean

Statoil

2013

$483 000

Transocean Winner

Semi

Norge

Transocean

Lundin/Marathon

2013

$481 000

West Alpha

Semi

Norge

Seadrill

BG consortium/ExxonMobil

2013

$503 000

West Epsilon

Jack Up

Norge

Seadrill

Statoil

2014

$284 000

West Hercules

Semi

Norge

Seadrill

Statoil

2016

$505 000

West Navigator

Boreskip

Norge

Seadrill

Shell

2012

$610 000

West Phoenix

Semi

Norge

Seadrill

Total

2015

$547 000

West Venture

Semi

Norge

Seadrill

Statoil

2015

$440 000

WilHunter

Semi

Awilco Drilling

MPX/Ithacha/Endvaor Int.

2012

$245 000

WilPhoenix

Semi

Awilco Drilling

Hurricane/Antrim Energy AS

2012

$240 000

Sektor

Eier

Leier

Kontrakt til år

mnd

Dagrate $465 000

ANDRE RIGGER NAVN

Type

Deepsea Stavanger

Semi

Angola

Odfjell Drilling

2013

Eirik Raude

Semi

Afrika

Ocean Rig

Tullow/Anadarko

2012

$637 000

GSF Arctic III

Semi

Irland

Transocean

Providence

2011

$248 000

GSF Britannia

Jack Up

Transocean

GSF Galaxy I

Jack Up

Transocean

GSF Labrador

Jack Up

Holland

Transocean

GSF Magellan

Jack Up

Nigeria

Transocean

J W McLean

Semi

Transocean

Jack Bates

Semi

Australia

Transocean

Hess

2012

$380 000

Leiv Eriksson

Semi

Tyrkia

Ocean Rig

Borders & Southern Petroleum

2012

$540 000

Noble Scott Marks

Jack Up

Noble Drilling

Centrica/Saudi Aramco

2014

$213 000

Sedco 712

Semi

Transocean

Transocean Rather

Semi

Angola

Transocean

ExxonMobil

2012

$437 000

COSL Innovator

Semi

Norge

COSL Drilling Europe

Statoil

2019

$335 000

COSL Promoter

Semi

Norge

COSL Drilling Europe

Statoil

2020

$335 000

COSL Prospector

Semi

Norge

COSL Drilling Europe

Island Innovator

Semi

Norge

Island Offshore

JA TBN1

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

JA TBN2

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Total

2013

$376 000

Rowan Norway

Jack Up

Rowan

Xcite Energy

2012

$250 000

Scarabeo 8

Semi

Norge

Saipem

ENI

2014

$460 000

Statoil Cat B 1

Semi

Norge

TBA

Statoil

2014

Statoil CAT D 1

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2022

$428 000

Statoil CAT D 2

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2022

$428 000

West Elara

Jack Up

Norge

Seadrill

Statoil

2016

$359 000

West Linus

Jack Up

Norge

Seadrill

ConocoPhillips

2018

$362 000

* Se offshore.no/riglocator for en daglig oppdatert oversikt!

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI

>> made in norway

Statoil kjøper amerikansk oljeselskap Betaler 24,5 milliarder kroner og tar steget opp på land. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Ulike kilder har estimert de teknisk utvinnbare ressursene til mellom 5 og 24 milliarder fat oljeekvivalenter, over et område på 38.000 kvadratkilometer. - Et større selskap med en større finansiell styrke vil være bedre posisjonert til å utnytte vår store og voksende portefølje i Willistonområdet. Vi gleder oss til at vår portefølje og våre ansatte skal bli integrert med Statoilorganisasjonen og den viktige posisjonen de bygger på land i USA, sier Ben "Bud" Brigham, som er styreleder og administrerende direktør i Brigham Exploration. - Brigham Exploration Company har etablert seg som en ledende operatør med en svært attraktiv posisjon i Williston-området. Strategisk passer selskapene godt sammen, begge satser på teknologi, innovasjon og utvikling. Vi ser fram til å skape verdi og utvikle denne posisjonen videre sammen med våre nye kolleger, sier Statoils konsernsjef Helge Lund. Statoil og Brigham Exploration Company har inngått en avtale der Statoil fremmer et kontanttilbud om kjøp av samtlige aksjer i Brigham for 36,5 amerikanske dollar per aksje. Styret i Brigham Exploration Company har enstemmig anbefalt selskapets aksjonærer å akseptere tilbudet, skriver Statoil i en børsmelding. 4,4 milliarder dollar Totalkostnadene ved transaksjonen representerer om lag 4,4 milliarder dollar, hvilket gjenspeiler en verdi på selskapet på om lag 4,7 milliarder dollar. Brigham Exploration Company, med hovedkontor i Austin Texas, har over 100 ansatte i Austin og Nord Dakota og en sterk posisjon i de attraktive oljeforekomstene Bakken og Three Forks i Williston-området i Nord Dakota og Montana. - USA har betydelige forekomster av ukonvensjonelle oljeog gassressurser og disse utgjør en stadig viktigere del landets fremtidige energiforsyning. Statoil har gradvis styrket sin

34 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

industrielle posisjon innen ukonvensjonelle ressurser gjennom tidlig inntreden i Marcellus og Eagle Ford. Ved å gå inn som operatør i Bakken og Three Forks formasjonene, der det utvinnes lett olje fra tette bergarter, tar Statoil et nytt betydelig skritt. Vi posisjonerer oss nå som en ledende aktør i USAs raskt voksende industri for utvinning av landbasert olje og gass, i tråd med vår strategi, sier Helge Lund, konsernsjef i Statoil. 1500 kvadratkilometer Transaksjonen sikrer Statoil et område på mer enn 1.500 kvadratkilometer i Williston-området, med potensial for oljeproduksjon fra Bakken og Three Forks formasjonene. Brigham Explorations egenproduksjon er i dag på 21.000 fat oljeekvivalenter per dag, mens området har potensial til å øke produksjonen til 60 - 100.000 fat oljeekvivalenter per dag i løpet av fem år. Blant USAs største Oljeforekomstene i Bakken- og Three Forksformasjonene er blant de største i USA.

Lave CO2-utslipp Olje fra tette bergarter blir utvunnet på lignende måte som skifergass og væske, med lange sidegrensbrønner og hydraulisk frakturering, og har tilsvarende produksjonsprofil. Kommersiell utvinning av olje fra tette bergarter er en relativt ny aktivitet som har vokst raskt gjennom de siste årene.Oljen som produseres fra Bakken og Three Forks har en lett råoljekvalitet. Oljeproduksjonen fra Brighams operasjoner i Bakken har lave CO2-utslipp. Brigham har vist at de er en ledende operatør ved å ta i bruk ny teknologi innen horisontal boring og hydraulisk frakturering for utvinning av olje fra tette bergarter i Williston-området. - Vi er imponert av Brighams resultater og medarbeidernes teknologiske ekspertise, og ser fram til videre, ansvarlig utvikling av disse førsteklasses posisjonene. Vi vil bygge videre på selskapets gode dialog med myndigheter og befolkningen i Williston-området, sier Bill Maloney, konserndirektør for Statoil i Nord Amerika.

OFFSHORE & ENERGI

Slik skal 50-milliardersfeltet bygges ut Statoil har tatt konseptvalg og varsler gode muligheter for norske selskaper. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no og GLENN STANGELAND gs@offshore.no

Konseptet som er valgt for tungoljeprosjektet Mariner på britisk sokkel omfatter en produksjons-, bore- og boligplattform med et stålunderstell og en flytende lagerenhet.

utviklingsstudier av forskjellige operatører.

First oil i 2016 Statoil forventer at en endelig investeringsbeslutning vil bli tatt sent i 2012 og oppstart av oljeproduksjon sent i 2016.

Seks milliarder pund Mariner- og Bressay-prosjektene vil innebære en samlet investering på rundt 6 milliarder britiske pund, eller rundt 51 milliarder kroner.

Statoil har omfattende erfaring med tungolje, blant annet den vellykkede utbyggingen av Grane-feltet i Norge og Peregrino-feltet i Brasil.

på Mariner som er mellom 300 og 500 millioner fat utvinnbar olje. For Bressay anslår de mellom 200 og 300 millioner fat. Dette prosjektet ligger et år bak Mariner. Det er planlagt å bore i alt 145 reservoarmål for produksjon eller injeksjon på Mariner-feltet. Istedenfor mange brønnslisser på plattformene vil utfordringene bli løst ved bruk av

- Vi vet at norske selskaper er konkurransedyktige fra samarbeid mange andre steder og her ligger gode muligheter for dem hvis det blir besluttet å bygge ut disse feltene, sier Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon internasjonalt, Peter Mellbye til Offshore.no. Framdriften i tungoljeprosjektene Mariner og Bressay på britisk sokkel ble presentert på en pressekonferanse under SPE Offshore Europe 2011 i Aberdeen i dag. Der ble det blant annet opplyst at Statoil er glad for være tilbake på sporet, etter at prosjektene ble satt på hold i seks måneder på grunn av en mulig skatteendring. Nå er floken løst og arbeidet med å vurdere utbyggingsmulighetene fortsetter. - Vi opplever dialogen rundt disse reglene som meget faktabasert og kvaliteten på diskusjonene var gode, forteller Mellbye. - Etter en periode med uvisshet er jeg stolt over å kunne si at de to viktige utbyggingsprosjektene Mariner og Bressay er tilbake på sporet. Det at vi kan gjenoppta utviklingen av disse prosjektene er viktig for Statoil og våre partnere, i tillegg til Storbritannia og Aberdeenregionen, sier han. Grane og Peregrino Utbyggingen av disse feltene med ekstra tung olje vil kreve nyskapende teknologi. Siden Mariner-feltet ble oppdaget for 30 år siden har det vært gjenstand for en rekke

Ifølge Statoils beregninger vil det bety fast arbeid for minst 700 personer, hovedsakelig lokalt ansatte, som vil bli direkte involvert i driften av feltene, og etablering av et nytt driftssenter i Aberdeen. I tillegg kommer den indirekte sysselsettingen av mange andre personer i forsynings- og servicebransjene. Statoil har et ressursanslag

flergrensteknologi, sidesteg og gjenbruk av slisser, opplyser Statoil. FEED-studien er allerede tildelt Aker Solutions og nå som prosjektet er tilbake på sporet igjen, nærmer det seg investeringsbeslutning med påfølgende kontraktsmuligheter. Tildeling av de store kontraktene ventes i fjerde kvartal 2012 med jacket-installasjon i 2015 eller 2016 og topside i 2016.

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 35

>> made in norway

Derfor kan storfunnet glippe for Statoil Har, sammen med ExxonMobil, investert 1,7 milliarder kroner. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Amerikanske myndigheter har trukket tilbake tre av fem lisenser som omfatter Statoil og ExxonMobils Julia-funn i Mexicogulfen, et funn man antar kan inneholde "milliarder av fat" olje. Myndighetene mener selskapene ikke har gjort nok for å få fortgang i utviklingen av funnet. Forklaringen ligger trolig i partnerskapets strategi for utbygging. Vil bygge stegvis - Vi ønsker å gjennomføre en stegvis utvikling av feltet. Planen er å investere milliarder for å produsere bare en brøkdel av oljen, for så å bruke innsikten dette gir oss til å utvikle feltet videre, skriver Ken Cohen, ExxonMobils direktør for myndighetskontakt, i selskapets offisielle blogg. - Vi har verktøyene og erfaringen som skal til for å få tilgang på disse fjerntliggende ressursene. Men vi vet at vi må gå varsomt og

36 Offshore & Energi november 2011

målbevisst fram. Vi må være sikre på at vi har de riktige planene, de riktige verktøyene og de riktige sikkerhetstiltakene. Det er en tilnærming som myndighetene bør sette pris på, ikke motarbeide, fortsetter han. 1,7 milliarder allerede ExxonMobil opplyser videre at partnerskapet har brukt rundt 1,7 milliarder kroner på å finne og utvikle funnet allerede. ExxonMobil har ikke kommet med noen anslag for størrelsen på Julia, men har brukt ordet "betydelig". Samtidig ble formuleringen ”milliarder av fat” brukt i forbindelse med søksmålet fra selskapet som ble innlevert i slutten av august. Den betydelige usikkerheten kommer som følge av at oljen er tykk og at funnet er gjort på ultradypt vann, noe som vil gjøre en feltutbygging teknisk og kommersielt utfordrende.

Statoil avventer - I 2008 søkte Exxon om forlengelse av lisensperioden på 5 år. Denne søknaden ble overraskende avslått, og Exxon fikk i første runde medhold i sin anke. Imidlertid ble også denne beslutningen anket til Department of Interior, som besluttet å opprettholde beslutningen om ikke å forlenge lisensperioden. Exxon og Statoil mener det ikke er grunnlag for dette og har besluttet å bestride denne beslutningen i rettssystemet. Vi avventer nå den videre prosessen i amerikansk rett, sier informasjonssjef Bård Glad Pedersen i Statoil til Offshore.no. Obama-administrasjonen har kritisert oljeselskaper for å sitte på store funn uten å utvikle dem og dermed snyte USA for tilhørende skatteinntekter. Likevel anses tilbaketrekkingen av partnerskapets lisenser som et drastisk steg.

Made in Norway - norsk oljei Sørøst-Asia, India og Australia Omsetning 2007: 24 mrd. Omsetning 2009: 33 mrd. Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 165 mrd. dollar (Australia, India, Indonesia og Malaysia). Antallet bedrifter med leveranser: 64 "Norske" prosjekter: Mye av omsetningen er knyttet opp mot leveranser av borepakker og annet utstyr til rigger og FPSO-er som bygges og konverteres, for eksempel Goliat FPSO. Statoil har andeler i dypvannsblokkene Kuma og Karama utenfor Indonesia. Tre forpliktelsesbrønner er ventet boret innen utgangen av 2011. Aker Solutions leverer subsea-kontrollkabler og tilhørende utstyr verdt 550 millioner kroner til Gorgon-prosjektet utenfor kysten av Australia. Angola, Nigeria og resten av Vest-Afrika Omsetning 2007: 7,5 mrd. Omsetning 2009: 12,7 mrd. Antallet bedrifter med leveranser: 48 Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 120 mrd. dollar (Angola og Nigeria). "Norske" prosjekter: Statoil er partner i åtte felter som bidrar med rundt 170.000 fat egenproduksjon per dag, hvilket i 2009 utgjorde 37 prosent av selskapets utenlandsproduksjon. FMC leverer subseautstyr og -systemer verdt 3,1 milliarder kroner til Totals Clov-prosjekt.

60-milliardersprosjektene Mariner og Bressay på grunn av nye skatteregler. Selskapet er partner i de produserende feltene Schiehallion, Jupiter og Alba i tillegg til flere letelisenser. Agora Oil & Gas har en andel på 15 prosent i det spennende Catcher-funnet. Aker Verdal bygger Clair Ridge-understell for BP verdt 1,7 milliarder kroner. USA og Canada

UK og Nordsjøen, utenom Norge

Omsetning 2007: 15,5 mrd.

Omsetning 2007: 21,5 mrd.

Omsetning 2009: 10,6 mrd.

Omsetning 2009: 11,5 mrd.

Antallet bedrifter med leveranser: 60

Antallet bedrifter med leveranser: 114

Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 107 mrd. dollar (Mexicogolfen).

Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 91 mrd. dollar (UK). "Norske" prosjekter: Statoil har utsatt sin investeringsbeslutning på

38 Offshore & Energi november 2011

"Norske" prosjekter: Statoil er en av de største lisenshaverne i dypvannsområder i Mexicogolfen og produserer 65.000 fat oljeekvivalenter per dag. Aker

Solutions leverer rundt 40 kilometer med elektrohydraulisk stålrør til Shells Popeye- og Europa-feltutviklinger. Installerer også navlestrengen til Popeye-feltet.

OFFSHORE & ENERGI

industri i utlandet Statoil er operatør på det brasilianske Peregrino-feltet, der blant andre FMC og Subsea 7 har sikret seg betydelige kontrakter. Solstad Offshore er blant supplyselskapene som har sikret seg flere langtidskontrakter med Petrobras. Russland, Aserbadsjan og Kasakhstan Omsetning 2007: 13,5 mrd. Omsetning 2009: 4 mrd. Antallet bedrifter med leveranser: 29 Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: 28 mrd. dollar (Russland). "Norske" prosjekter: Statoil er partner på det russiske Kharyagafeltet og i fase 1 av Shtokman, samt flere felter i aserbajdsjansk sektor av Kaspihavet. FMC leverer undervannssystemer verdt 1,2 milliarder kroner til Kirinskoye-prosjektet, et subsea-til-land gass- og kondensatfelt utenfor Russlands stillehavskyst. Kina Omsetning 2007: Omsetning 2009: 3,3 mrd. Antallet bedrifter med leveranser: 28 Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: 24 mrd. dollar. "Norske" prosjekter: Statoil har et kontor som jobber for å utvikle nye kommersielle muligheter i landet. Aker Solutions signerte i fjor sin første subseakontrakt med CNOOC, det statlige kinesiske oljeselskapet, for et subsea produksjonssystem til gassfeltet Yacheng. FMC leverer subseatrær og tie-back verdt 480 millioner kroner til Liuhua 11-1-feltet i det sørlige Kinahavet. Brasil, Venezuela og Mexico Omsetning 2007: 7,5 mrd. Omsetning 2009: 10,2 mrd. Antallet bedrifter med leveranser: 60

Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 165 mrd. dollar (Brasil og Mexico). "Norske" prosjekter: Tre av fire Intsok-partnere vurderer Brasil som sitt viktigste utenlandsmarked.

Fakta: Glenn Stangeland Kilder: Menon Business Economics, Intsok, Rystad Energy, statoil.com, offshore.no.

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 39

>> reportasje

OTD: Bransjen tror på gull-år i 2012 Stor optimisme under OTD 2011. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Norsk oljebransje har aldri vært preget av mer optimisme, viser en fersk spørreundersøkelse rettet mot deltakerbedriftene ved den årlige oljemessen OTD, som i oktober fant sted i Stavanger. Hele 74 prosent av de spurte bedriftene sier at Avaldsnes-funnet har endret deres syn på Norges fremtid som oljenasjon. Nesten 90 prosent tror på høyere innvesteringer på norsk sokkel i årene som kommer, viser den ferske spørreundersøkelsen. OTD ble åpnet av Stavanger-ordfører Christine Sagen Helgø. Messen har vært i Bergen de siste ti årene, men avholdes i år for første gang i Stavanger. Arrangørene har spurt 85 av sine deltaker-selskaper om synet på dagens og fremtidens marked. Høyere omsetning Og optimismen kunne knapt vært større. Hele 78 prosent tror på rekordhøy omsetning i eget selskap til neste år, mens marginale to prosent tror omsetningen vil falle. At tidene i utgangspunktet er gode, fremgår av at bare tre prosent av de spurte bedriftene opplever lavere omsetning i år enn de hadde i fjor. Blant selskapene som har svart på undersøkelsen finner vi de største oljeselskapene, små- og mellomstore bedrifter, leverandører og servicebedrifter. I helhet representerer de og deres svar synspunktet til norsk oljebransje. - Vi visste at det ville bli rekordinvesteringer i 2012, 2013 og kanskje 2014, men Avaldsnesfunnet har gitt hele bransjen tro på at det også i

40 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

årene som kommer er mulig å gjøre store funn i Nordsjøen, et område alle nå trodde var i ferd med å tømmes, sier OTD-general Helge Keilen. Avaldsnes gir ny optimisme Når den norske oljebransjen denne uken samles til treff på Norges største årlige oljemesse OTD, er det med fornyet tro på fremtiden. Avaldsnes-funnet har pumpet ny optimisme inn i norsk næringsliv, noe som tydelig fremgår av spørreundersøkelsen rettet mot oljebransjen. 74 prosent av de spurte selskapene oppgir at elefant-funnet helt eller delvis har endret deres syn på Norges fremtid som oljenasjon. 67 prosent tror Avaldsnes-funnet vil skape høyere aktivitet for egen bedrift i årene som kommer, mens 37 prosent rangerer Avaldsnes som den viktigste begivenheten i norsk oljehistorie siden Ekofisk-funnet. Også Statistisk Sentralbyrå opererer med rekordhøye investeringsanslag, på 172 milliarder kroner som anslag for samlede investeringer i norsk oljeog gassvirksomhet i 2012, noe som er det høyeste investeringsanslaget siden Statistisk Sentralbyrå startet investeringstellingen i 1985.

FAKTA Fakta OTD

•

Offshore Technology Days er Norges største årlige oljemesse

•

OTD har vært arrangert i Bergen ti år på rad

•

Ved å flytte til Stavanger har OTD i år økt med 52 prosent.

•

330 Stands/utstillere

•

40 arrangementer og tekniske foredrag.

•

Har i år påmeldte deltakere fra 31 land.

Highly skilled engineers Design & Manufacture Wide range of products

ROV Operations

Remote Intervention Technology

Rental & Maintenance

Subsea All Electric

Dredging & Decommissioning

Rotator Valves

Umbilical Solutions

>> reportasje

Helge Keilen, Offshore Media Group gründer og eier; åpnet OTD2011 Stravanger sammen med Stavangers nye ordfører, Christine Hlegø Sagen.

42 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

OFFSHORE & ENERGI

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 43

>> reportasje

FAKTA •

OTD2011 Stavanger hadde 20 583 besøkende over to dager

•

OTD2011 Stavanger var spredt utover 10.000 kvm utstillerområde

•

OTD2012 Bergen holdes i Vestlandshallen, 17. - 18. oktober

•

Allerede over 100 påmeldte utstillere til neste års OTD

44 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

OFFSHORE & ENERGI

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 45

>> reportasje

46 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

OFFSHORE & ENERGI

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 47

>> reportasje

48 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

OFFSHORE & ENERGI

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 49

>> reportasje

50 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

OFFSHORE & ENERGI

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 51

>> reportasje

Nymo Rig Harbour Port of Arendal

Stavanger kan få nytt forskningssenter Olje- og energiministeren åpner for senter for økt utvinning. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Olje- og energiminister Ola Borten Moe presenterte i oktober statsbudsjettet i Petoros lokaler i Stavanger. Her gikk han langt i å indikere at et nytt forskningssenter for økt utvinning av modne felt kan komme til å bli plassert i Stavanger. -Vi har ikke ennå bestemt hvor dette senteret skal ligge, men det som er viktig for meg er at det skal ligge et sted der man kan benytte eksisterende kompetanse og de rette offentlige instansene, sa han.

NORWAY

Det er kun Stavanger som passer denne beskrivelsen, da de fleste oljeselskspane, de store oljeservice-selskapene samt Petroleumstilsynet og Oljedirektoratet holder til her. I tillegg er det fra Stavanger-området de fleste modne felteneBaffin har sine forsyningsbaser.

Foster Bay

To forskningssentreBay I budsjettet går det frem at man ønsker å utrede mulighetene for to nye forskningssentre – ett knyttet til petroleumsvirksomhet i arktiske områder og ett for forskning på økt utvinning, og det er dette siste som etter statsrådens signaler å dømme vil havne i Stavanger.

Nymo provides:

Cape Brewster

i s

Basin

SEA

Aberdeen

ULSTER Belfast

WALES Cardiff

LONDON

ia Gulf of Bothn

RIGA

G. of Gdansk

LITHU

BRUSSELS

POLAND

BERLIN

WARSAW

GERMANY

SEA PARIS

F R A N C E

AS NymoSWITZ. PB. 113, 4891 Grimstad ITALY Norway

Part of:

SAN MARINO

Marseille tel.Gulf+47 37 29 23 00 of Lions nymo@jjuc.no ROME Barcelona www.nymo.no Naples VATICAN CITY

ANDORRA

Porto Iberian Basin PO RT .

MADRID

PORTUGAL

MELILLA SPAIN

MOROCCO

Fes

Oran

Constantine

TUNIS

TIRANA

ALBANIA

TUNISIA

N E

RABAT Casablanca Marrakech

SE A

U.K

Strait of Gibraltar

PORTUGAL

AD R IA TIC

M E D I T E R R

ALGIERS

CEUTA SPAIN

BELGRA

S P A I N

LISBON

GIBRALTAR

NETHERLANDS AMSTERDAM

BEL.

CELTIC

Biscay

COPENHAGEN

Hamburg

Manchester

Bay of

DENMARK

G R

Newcastle

DUBLIN

IRELAND

SEA

ENGLAND

Seville

NORTH

Edinburg

Hva sier miljøet? FRANCE Petoro-sjefen, Kjell Pedersen uttrykker seg slik:

k ARENDAL ra er

SCOTLAND

I forslaget legges det opp til å bruke 234,8 millioner kroner - mot 232 millioner i 2011. Bevilgningene til petroleumsforskning har gått ned de siste årene, fra 291 millioner kroner i 2006 til 232 millioner kroner i 2011.

-Jeg kan ikke se dette på annen måte enn at økningen til neste år er positiv. Pengene skal brukes til å sette i gang N forskjellige O R tiltak T vi H har etterlyst penger til. Penger til økt utvinning er viktig, understreket Pedersen overfor Offshore & Energi.

o Gulf

STAVANGER KRISTIANSAND

Bank

Økning, men nedgang Regjeringen legger i neste års statsbudsjett opp til en økning i støtten til petroleumsforskning.

HELSIN

OSLO STOCKHOLM

Rockall

-Jeg har ikke tallene her, men det er vel alltid slik at det er et visst sprik mellom det man ønsker, og det man får, sa Borten Moe til Offshore & Energi.

BERGEN

S E A

Iceland

-Det er imidlertid en nokså liten økning til forskning og Petoro men store Cape summer til karbonfangst. Er dette et politisk korrekt Farewell statsbudsjett, for det er LABRADOR er viktig, og hvor stort er spriket i slik at mer penger til forskningsmiljøet forhold til det de fikk, og det de ønsket?

2011 52 Offshore & Energi NOVEMBER A

TRONDHEIM

I C

t a i t r

-Et visst sprik -Vi øker forskningsinnsatsen. Dette er en viktig satsing for oss. Neste års økning til Petoro er omvendt i forhold til mange andre departementer, mitt eget departement inkludert, og dette er viktige signaler fra oss, sa Borten Moe.

• Mobilizing and equip service vessels for subsea pipe laying, module installation, wind turbine installation etc.

SWEDEN

ARCTIC CIRCLE

NO RW AY

ARCTIC CIRCLE

• Repair, outfitting and upgrading of drilling rigs, FPSO, and accommodation vessels.

Sk ag

Regjeringens aktive satsing på kartlegging og åpning av nye havområder G R E E N L A N D for petroleumsvirksomhet i nord, krever oppbygging og utvikling av ny kunnskap. Regjeringen vil derfor i 2012 utrede mulighetene for å etablere et forskningssenter rettet mot petroleumsvirksomhet i arktiske områder, sa Borten Moe i en pressemelding torsdag.

NORWAY

Scoresby Bay

VALLETTA

MALTA

A N

S E A

TRIPOLI Gulf of Sidra

Oljetørsten avtar - Verdens oljeetterspørsel vil avta i 2030. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Statoils avdeling for makroøkonomi og markedsanalyse presenterte i høst makro- og markedsutsiktene frem mot 2040, og hovedtematikken var: Økonomisk vekst og utvikling gir økende globalt energiforbruk. Økende energiforbruk gir utfordringer knyttet til ressurstilgang og miljø/klima. Oppsiktsvekkende konklusjon Oppsiktsvekkende nok har selskapet konkludert med at oljeetterspørselen vil nå toppen i 2030, for deretter gradvis å avta i perioden frem til og med 2040. Verdens gassetterspørsel vil også avta, men vil, i motsetning til oljeetterspørselen fortsatt øke i perioden 2030-2040, men i et lavere tempo. Hovedårsakene til fallende/minkende etterspørsel er bedre energiutnyttelse i fremtiden drevet av politiske vinder, priser og teknologi. -I fremtiden vil vi være betydelig mer energieffektive enn vi er nå. Etterspørselen etter olje vil øke til en topp i 2030 men den vil deretter være synkende fordi vi da vil bruke mindre av den i OECD-land, sa Klaus Mohn, sjeføkonom i Statoil. Økt forbruk Imidlertid vil verdens samlede energibehov ha økt med mellom 25-40 prosent i 2040, og veksten kommer i det fjerne østen. Men det forutsettes at store deler av dette dekkes av såkalt grønn energi, som vannkraft og atomkraft. Mens verdens økonomimiks nå består av 80 prosent fossil energi, vil dette i IndependantOilTools_184x108mm.pdf

29-04-08

08:55:01

2040 ha sunket til 70 prosent, ifølge Statoil. - Høy oljepris på lang sikt Imidlertid vil oljeprisen holde seg høy på lang sikt: - Vi regner med at oljeprisene på lang sikt vil være høye, sa Eirik Wærness, sjefanalytiker i Statoil. De store usikkerhetsmomentene Nord-Amerikanske forekomster av skifergass har ført til at gassprisene har sunket. Econ Poyry har regnet ut at Norge vil tape 900 milliarder kroner på lang sikt på grunn av lavere gasspriser. Statoils analytikere sa da også at et stort usikkerhetsmoment er at også Kina kan komme til å produsere både skifergass og skiferolje og at dette vil kunne gi uforutsigbare energipriser. -Men det tar tid å bygge dette ut, så landet vil fremt til 2030-2040 være avhengige av import av olje og gass, sa Wærness. Gassprisene? Statoil ville ikke kommentere fremtidige gasspriser, og nøyde seg med å konstatere at prisene nå er lave: - Dagens gasspriser er lave i historisk sammenheng. LNG-markedet vil øke, og derfor vil gassprisene bli mer regionalt styrt enn oljepris, som er globalt styrt, sa Wærness. Han la til at på sikt vil gassprisene jevne seg ut.

Independent Oil Tools AS Rental of drillpipe, tubing and accessories Make/break services. Nordtest test centre. Telephone: +47 51 81 94 00 / Telefax: + 47 51 81 94 99 E-mail: iot@independent.no / Web: www.independent.no

NOVEMBER 2011 Offshore & Energi 53

>> subsea

Vil heller ha fastjack “Fasttrack kan bli dyrere og gi lavere utvinning på sikt”, mener Petoro.

Boreanlegget på brønnhodeplattformen, Sleipner B er fjernstyrt fra morplattformen, Sleipner A.

tekst: ARILD GILJA ag@offshore.no “Statoil og partnerne må tenke seg om to ganger, før de velger fasttrack subsealøsninger fremfor brønnhodeplattformer”, sier direktør for modne felt i Petoro, Grethe K. Moen. Statoil har igangsatt en rekke fasttrackprosjekter eller hurtigutbygginger de siste årene. Samtidig er flere nye hurtigutbygginger med standardiserte, billige løsninger på trappene. Men Statoils viktigste partner på sokkelen, Petoro er ikke ubetinget tilhenger av de undervanns billigløsningene. “Det er en del områder hvor brønnhodeplattformer er et alternativ. I slike tilfeller, må Statoil tenke seg om to ganger”, forteller Moen. Dyrere og mindre utvinning Skrittvise subseautbygginger kan nemlig gi for høye borekostnader for mange av de boremålene som Petoro og partnerne har identifisert. En slik strategi kan også gi lavere utvinningsgrad, mener hun. Forklaringen er at det er mye dyrere å utføre brønnvedlikehold senere på grunn av de høye riggratene. Hun vil likevel presisere at Petoro støtter fast-track, men at støtten er betinget. Må vurdere hvert case “Vi må vurdere fra case til case, om den løsningen vi velger på kort sikt, vil erodere grunnlaget for en større løsning på lengre sikt. Man kan ende opp med å spise av inntektsgrunnlaget som kunne realisert for eksempel en brønnhodeplattform”. Ifølge direktøren for modne områder, er det fullt mulig å lage enkle, faste installasjoner. Hun ser gjerne for seg brønnhodeplattformer med boreanlegg og enkle prosessanlegg og at disse igjen kan være knyttet opp til en hovedplattform. “Kommer man opp i 12-15 brønner, vil det lønne seg med en fast installasjon, fremfor mange

54 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

subsealøsninger”, mener hun.

i fast track-konseptet.

Moen advarer oljeselskapene mot å tenke for defensivt.

“Jeg introduserer herved fastjack-konseptet”, proklamerte hun under sitt ODV-foredrag nylig.

“Vi må ikke spørre i lisensen hva som skal til for å bevise at brønnhodeplattform er ulønnsom, men hva som skal til for å gjøre den lønnsom.”

På spørsmål fra Offshore&Energy om hvor mange fat olje de 12-15 brønnene må inneholde, for at brønnhode skal være mer lønnsom enn subsealøsninger, svarte hun at dette hadde ikke Petoro ennå regnet på.

Grethe K. Moen kom fra stillingen som direktør for undersøkelse og produksjon i Shell og ulike ledende stillinger i Statoil, før hun ble leder for den nyopprettede avdelingen for modne felt i Petoro. Foreslår fast jack Hun tror her er et stort potensiale i å tenke effektivisering av også en brønnhode-prosess, slik man har gjort med standardiserte løsninger

“Er det noen av de allerede igangsatte fasttrackprosjektene som heller burde hatt brønnhodeløsning?” “Det er noen av disse prosjektene hvor vi har gjort en ekstra runde for å sjekke om brønnhodeplattform burde vært valgt, men vi har endt opp med å støtte prosjektene.”

BARTEC TECHNOR har lang erfaring med elektriske produkter for bruk i Ex-områder, og kan tilby et bredt spekter av topp kvalitet, til konkurransedyktige priser. • • • • • • • • • • • • • • • • • •

PC‘er og monitorer Bærbare terminaler Mobilkommunikasjon PA-systemer Automatiseringsprodukter Analyseutstyr Heat Tracing Kontrollutstyr Betjeningsmateriell Elektromotorer Gruveutstyr Belysning Signal- og varslingsutstyr Koblingsbokser Kapslinger Styrepaneler Spesialkabel Konnektorer

BARTEC TECHNOR AS- P.O.Box 658, Dusavikveien 39, 4003 STAVANGER -www.bartec-technor.no

>> feltutvikling

Varsler investeringsbonanza

Analysebyrå spår voldsom investeringsøkning i Nordsjøen. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no

Ifølge EIC Consult, skal det på norsk og britisk side av Nordsjøen investeres 179 milliarder dollar, hvorav brorparten på norsk sokkel. Ifølge EIC ligger det an til investeringer på 106 milliarder dollar i Norge, og 72,75 milliarder på den andre siden av grensen. Fast track  Statoils hurtigutbygginger (fast track) vekker internasjonal oppsikt, og rapporten fra EIC nevner spesielt selskapets planlagte Krafla-utbygging, og Totals Atla-funn, som også skal bygges ut som en hurtigutbygging. De estimerte utbyggingskostnadene er på henholdsvis 200 millioner dollar og 260 millioner dollar. Rapporten viser også til kommende vekst i subsea-markedet generelt, og markedet innen flytende produksjonsenheter spesielt. -Storsatsing på flytende produksjonsenheter  -Subsea-markedet vil være sterkt i de kommende årene, men markedet for flytende produksjonsenheter (FPSO) vil komme spesielt sterkt, og vi har identifisert 11 slike kommende utbygginger offshore Norge, og 20 slike på britisk side av Nordsjøen. Totalt ligger det an til investeringer i størrelsesorden 22,5 milliarder dollar på norsk side og 28 milliarder dollar på britisk side, sier EIC i en rapport som har blitt presentert på Offshore Europe-messen i Aberdeen denne uka.

56 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

De feltutbyggingsprosjektene som blir nevnt spesielt i rapporten er Skarv, Snadd, og Idun, estimert til å koste 6,5 milliarder dollar totalt og Lundins Greater Luno utbygging til 3,4 milliarder dollar. Statoil viser igjen i Storbritannia  På britisk side er også Statoil en stor aktør, og selskapets feltutbyggingsprosjekter Mariner og Bressay, vil ifølge rapporten kreve investeringer på 10 milliarder dollar. Begge disse feltene skal benytte faste plattformer med flytende lagringsenheter (FSU). Aker Solutions har allerede sikret seg kontrakten for ingeniørarbeidet i forkant av selve utbyggingen. Denne rapporten skal ifølge rapporten leveres Statoil neste sommer, og det ventes at endelig investeringsbeslutning vil komme kort tid etter dette. En annen større feltutbygging som blir fremhevet er BP Quad 204 utbygging, som medfører at den flytende produksjonsenheten Schiellaion blir byttet ut. Skjær i sjøen  Men det advares mot skjær i sjøen, for asiatiske leverandører som Keppel FELS, Hyundai og Samsung er på hugget og stikker ofte av med de helt store kontraktene som inkluderer nybygg.

OFFSHORE & ENERGI

Plattform-pud neste år BP kan tildele kontrakten til sommeren.

tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no BPs Hod-plattform produserer stadig mindre, og det er behov for en ny plattform på feltet. I sommer har selskapet satt store ressurser inn på å komme frem til en utbyggingsløsning, og er nå inne i den såkalte ”definefasen”. -Som ledd i videreutviklingen av Hod vil vi søke om forlengelse av lisensen i november i år og regner med at levering av plan for utbygging og drift (PUD) vil komme neste år. Det pågår nå prosjektarbeid både her hos oss på Forus og hos partneren Hess, sier Jan Erik Geirmo, informasjonssjef i BP Norge. Selve kontraktstildelingen med påfølgende byggestart kan komme så tidlig som midten av 2012, med sannsynlig installasjon i løpet av første halvår 2014 etterfulgt av oppstart i fjerde kvartal samme år. Tredobling Hod hadde ifølge Geirmo en stødig produksjon frem til år 2000, men så falt trykket i brønnene og gassløft ble installert og produksjonen

startet opp igjen, men reservoartrykket fortsatte å falle. Han poengterer at de kun har tatt opp ti til 15 prosent av ressursene på Hod. Den langsiktige målsetningen er å klare 40-45 prosent. Inn i tiden Etter det Offshore & Energi erfarer, blir det mest sannsynlig snakk om en ubemannet brønnhodeplattform (WHP). Dette er den mest sannsynlige løsningen for en rekke modne felter på norsk sokkel, som ofte har behov for boring av en rekke nye brønner. Og det er stort behov for å bore både injeksjonsbrønner og nye produksjonsbrønner på mange felt. Slike boringer kan ofte foretas både raskere og rimeligere ved egne installasjoner. En ”håndfull” nye  Petoro har tallfestet behovet, og ser klart behov for en 200-300 prosents økning i slike boringer. Problemet er begrensninger med hensyn til riggkapasitet og riggkostnader, og Petoro mener derfor at det trenges en ”håndfull” nye brønnhodeplattformer på norsk sokkel.

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 57

>> feltutvikling

Her er kapitalen brukt opp Fire oljeselskaper med negative egenkapital. Ett selskap forlater norsk sokkel med tap på 450 millioner. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no 31 av 51 norske oljeselskaper gikk med underskudd i 2010, men for fire selskaper er regnskapene ekstra stygge. Skeie Energy, Edison, Nexen og OMV hadde alle negativ egenkapital ved årsskiftet. Solide mødre i ryggen Nexen har allerede valgt å droppe sin videre satsing i Norge, men de to andre internasjonale selskapene på listen avviser at de går samme vei. - Dette er snakk om regnskapstekniske detaljer. Vårt morselskap i Østerrike stiller opp med den kapitalen vi trenger for å gjennomføre våre planer på norsk sokkel, sier administrerende direktør Bernhard Krainer i OMV Norge til Offshore.no. - Alt er finansiert av vårt hovedkontor i Italia.

58 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

Dette er regnskapsteknisk og dreier seg om lån fra morselskapet, opplyser Edisons finansavdeling.

Regnskapene til selskapets norske datter, Nexen Exploration Norway, viser at norsk sokkel har vært et tapssluk.

OMV har nettopp boret tørt på Chamonixprospektet, men selskapet går likevel på med friskt mot.

Inntektene har vært fraværende, som naturlig er for et rent leteselskap. Og i perioden 2006-2010 har selskapet et samlet resultat før skatt på minus 1,6 milliarder kroner. Men det gunstige letefradraget gjør at selskapets tap etter skatt bare er på 454 millioner.

- Vårt hovedfokus er i Barentshavet der vi jakter prospekter med høy risiko og ditto oppside. I tillegg er vi interessert i prospekter i Nordsjøen og Norskehavet som kan sikre oss produksjon på mellomlang sikt, sier Krainer til Offshore.no. Nexen har tapt 453 millioner Nexen Inc. bestemte seg tidligere i år for å stenge sitt norske kontor, som var lokalisert i Stavanger. Grunnen var at selskapets letelisenser ikke nådde opp i den globale kampen om de interne investeringskronene.

Siste selskap på listen, Skeie Energy, har ikke svart på Offshore.no sine henvendelser. Negativ egenkapital ifølge 2010-regnskap • Nexen – 454.286.000 • OMV – 161.511.000 • Edison – 76.066.000 • Skeie Energy – 35.627.000

Fikk 8.066.220.000 igjen på skatten Og fant olje verdt flere hundre milliarder.

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no 31 oljeselskaper gikk med et samlet underskudd på 11,7 milliarder kroner i 2010. Disse fikk til sammen tilbake 8 milliarder kroner på skatten. Hovedårsaken til at dette er mulig er det såkalte letefradraget, som tillater oljeselskaper uten inntekter å trekke fra 78 prosent av letekostnadene sine på skatten. Letefradraget kritisert I slutten av forrige uke ble det for nok en gang satt kritisk søkelys på dette fradraget. Da gjennom leserbrevet ”Tappekran i Oljefondet” som ble skrevet av daglig leder Anders Bjartnes i Norsk Klimastiftelse og trykket blant annet i Aftenposten. ”Det må likevel være legitimt å spørre om det er riktig at en gruppe bedrifter – ulønnsomme oljeselskaper – skal tilføres milliarder i subsidier, og det uten at støtten gis over statsbudsjettet,” skriver Bjartnes. Hva med inntektene? AS Norges kostnader knyttet til fradraget er uomtvistelige, men hva så med inntektene? Tre av de fire største funnene på norsk sokkel i 2010 ble gjort av operatører som gikk med underskudd. Centrica fant på Fogelberg, PetroCanada på Brent og Wintershall på Maria. Totalt dreier det seg om volumer på mellom 182 og 470 millioner fat. Forutsatt en oljepris på 100 dollar fatet og dagens valutakurs dreier det seg altså om bruttoverdier for opptil 270 milliarder kroner. Og da er både partneropererte brønner, avgrensninger av tidligere funn og selve diamanten, Avaldsnes, der nykommeren Maersk er partner, utelatt fra regnestykket. - De som kritiserer letefradraget har ikke gjort hjemmeleksen sin, sa analytiker Jarand Rystad til Offshore.no tidligere i år. Les også: Har gitt Norge 130 milliarder kroner 6 av 10 kroner fra skatter og avgifter Inntektene som de øvrige 20 selskapene genererer til statskassen er en annen side av saken. Statens kontantstrøm blir i Nasjonalbudsjettet 2012 anslått til 341 milliarder kroner, hvorav 210

er skatter og avgifter, 118 kommer fra Petoroporteføljen og 13 fra Statoils utbytte. I fjor betalte de 20 pengemaskinene på norsk sokkel totalt 173 milliarder kroner i skatt, med Statoil som den naturlige eneren med sine 89 milliarder. Norsk sokkel består per i dag av over 50 selskaper med vidt forskjellig perspektiv og tilnærming, alt fra små leteknøtter til gigantiske produsenter. - Mangfoldet av aktører som finnes på norsk sokkel er en ønsket utvikling etter at politikken ble omlagt i 2000. Regjeringen ønsker å opprettholde et stort mangfold av selskaper på norsk sokkel også i fremtiden, sier Håkon Smith-Isaksen i Olje- og energidepartementet til Offshore.no. Offshore.no sin gjennomgang av regnskapene

viser, som en kuriositet, at Shells skatt alene dekker fradraget for samtlige 31 oljeselskaper med lave eller ingen inntekter. De fem største skatteyterne på norsk sokkel • • • • • •

Statoil Petroleum - 89.858.000.000 Total - 20.184.000.000 ConocoPhillips - 13.881.000.000 ExxonMobil - 12.956.000.000 Shell - 8.737.000.000 Dong Energy - 1.755.974.000

De • • • • •

fem som fikk mest igjen på skatten BG Norge – 1.539.673.000 Det norske – 1.171.891.000 Noreco – 903.780.000 Wintershall – 694.281.000 Bayerngas – 693.736.000

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 59

>> feltutvikling

FAKTA Største underskudd før skatt i 2010

•

BG Norge Ltd. 2.025.828.000

•

Det norske - 1.735.860.000

•

Bayerngas - 896.282.000

•

Noreco - 869.356.000

•

Wintershall - 824.017.000

Størst overskudd før skatt i 2010

Røde tall for 31 av 51 oljeselskaper

•

Statoil - 118.004.000.000

•

Total - 29.539.000.000

•

ExxonMobil - 21.750.000.000

•

ConocoPhillips 18.370.000.000

•

Norske Shell 13.245.000.000

Men ett selskap leverer overskudd på direkten. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no De fleste nykommerne blør økonomisk, og 31 av 51 lisenseiere på norsk sokkel leverte røde tall i 2010. Det viser en gjennomgang Offshore.no har foretatt av regnskapene til samtlige rettighetshavere på norsk sokkel. Det finnes likevel mange solskinnshistorier, også for selskaper med relativt kort historikk på norsk sokkel. Blant selskapene som har kommet til de siste ti årene og allerede leverer overskudd, er Eon Ruhrgas, GDF Suez, Lundin og Talisman. Spring selger seg til overskudd Og lille Spring Energy, som hadde et positivt resultat før skatt på 412 millioner kroner. Bare tre år etter oppstarten tidlig i 2008. - Vi kom tidlig i posisjon med en god portefølje med brønner og vi jobber kontinuerlig med å fylle opp nye brønner på prospekt vi har god tro på. Så langt har vi boret åtte og vært med på fem funn. Av disse fem har vi solgt Beta,

60 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

Grosbeak og Maria til finansielt sterkere aktører som vil være med å bringe disse til produksjon, sier Roar Tessem, konsernsjef i Spring Energy, til Offshore.no. De ansatte er medeiere Han tror det er flere grunner til at selskapet har hatt suksess - Vi har et team med lang fartstid på sokkelen kombinert med en god forretningsplan, god finansiering fra HitecVision og vilje til å satse. I utførelsen av evalueringen vår jobber vi multidisiplint med alle fagområder. Samtidig utfører vi blant annet testprosessering av seismiske data og noe bassengmodellering internt. Jeg tror også det er viktig at alle ansatte er aksjonærer i selskapet, sier Tessem. 11,7 mrd minus, 243 mrd i pluss Endringene som ble innført i skattesystemet i 2000 har ført til en solid oppblomstring av nye oljeselskaper på norsk sokkel de siste 11 årene, men regnskapstallene viser at mange fortsatt sliter økonomisk.

31 selskaper står totalt for et underskudd før skatt på 11,7 milliarder kroner, mens de øvrige 20 skapte et overskudd før skatt på 243 milliarder, viser Offshore.no sin gjennomgang. - Petroleumsbransjen er en bransje med lang tidshorisont med gjennomsnittlig ledetid fra funn til produksjon på 11 år. Dette gjør at det tar tid før selskaper blir etablerte på norsk sokkel og således får positivt resultat, sier Håkon Smith Isaksen i Olje- og energidepartementet. Store investeringer Noen av selskapene med størst underskudd, er, paradoksalt nok, blant selskapene som har lyktes best med sin letevirksomhet i Norge. Dermed blir investeringene intensivert før inntektene er på plass. Eksempler på dette er BG og Wintershall, som i 2010 hadde negative resultater før skatt på henholdsvis 2 og 0,8 milliarder kroner. Les også: Utbyggingsrush på rekordtid

OFFSHORE & ENERGI

- Kan ramme utbygginger og økt utvinning Det koster en halv milliard å bore en brønn. 11 oljeselskaper har mindre enn 50 millioner i egenkapital.

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no I tillegg til fire selskaper med negativ egenkapital, finnes det ytterligere sju selskaper med egenkapital på 50 millioner kroner eller mindre. Til sammenlikning koster en letebrønn på norsk sokkel i snitt rundt 500 millioner kroner. Utfordringer Petter Osmundsen, som er professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger, sier at dette potensielt kan skape problemer for framdriften i enkelte prosjekter. Manglende finansiell kapasitet for enkeltselskaper kan gå ut over staten og andre deltakere i den enkelte lisens. Problemet er størst innen utbygging. Et selskap som mangler tilstrekkelig finansiering kan eksempelvis ønske å utsette utbygginger eller jobbe for rimelige og lite fleksible utbyggingsløsninger - som gir lav utvinningsgrad. Det kan også skape problemer for samordning mellom felt for å realisere

stordrifts- og samdriftsfordeler innen utbygging - da samordning normalt gir en viss utsettelse av oppstart, sier Osmundsen til Offshore.no. I et perfekt fungerende marked, skal dette ikke være noe stort problem. - Et selskap som sliter med finansiell kapasitet kan eksempelvis selge seg ned i noen felt eller funn. Likviditeten i annenåndsmarkedet for lisensandeler har imidlertid vist seg å svinge mye, og den er typisk svak når selskapene trenger penger, sier UiS-professoren. Et kriterium ved lisenstildelinger Finansiell styrke er ett av kriteriene som blir vurdert når Olje- og energidepartementet tildeler nye lisenser. Blant annet vurderes egenkapital, kredittverdighet og garantier fra eventuelle morselskaper. Mange av selskapene på norsk sokkel er datterselskaper av store finansielt sterke internasjonale selskaper, sier

informasjonsrådgiver Håkon Smith-Isaksen i OED til Offshore.no. - Petroleumsbransjen er en bransje med lang tidshorisont med gjennomsnittlig ledetid fra funn til produksjon på 11 år. Dette gjør at det tar tid før selskaper blir etablerte på norsk sokkel og således får positivt resultat, legger han til.

FAKTA Selskapene med lavest egenkapital

•

Dana Petroleum 46.086.000

•

4sea Energy - 46.000.000

•

Front Exploration 26.417.000

•

Skagen 44 - 39.925.000

•

Repsol (2009-regnskap) - 38.689.000

•

Core Energy - 3.235.400

•

Bridge Energy - 19.143.000

•

Skeie Energy - Minus 35.627.000

•

Edison - Minus 76.066.000

•

OMV - Minus 161.511.000

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 61

>> feltutvikling

Tvinges til å bygge sammen Olje- og energidepartementet svarer på tiltale, og to storutbygginger blir én. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no og STEIN TJELTA st@offshore.no Olje- og energidepartementet har bedt rettighetshaverne for Draupne-feltet og Luno-feltet om å samordne utbyggingen av de to feltene. Begrunnelsen er at det for samfunnet og rettighetshaverne er forventet betydelige besparelser med en samordnet utbyggingsløsning. Dette til tross for at selskapene tidligere har kommet til at en samordning vil bli dyrere enn to enkeltutbygginger. I april anslo Det norske kostnadene for utbyggingen av Draupne til mellom 16 og 20 milliarder, mens kostnadsanslaget var 17-20 milliarder ved en samordning. Vil ikke godkjenne PUD Det er åtte kilometer mellom de to feltene. Departementet har gjort rettighetshaverne i lisens 001B (Draupne) og lisens 338 (Luno) oppmerksom på at de ikke kan påregne departementets godkjennelse av plan for utbygging og drift (PUD) uten at gevinstene av samordning er realisert. Administrerende direktør Erik Haugane i Det norske sier i en kommentar at

62 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

en samordnet utbygging kan gjøre prosjektene mer lønnsomme og redusere risiko for alle rettighetshaverne. Varsler PUD før nyttår Lundin har, som en del av planleggingen av Luno-utbyggingen, tatt høyde for en mulig samutbygging med Draupne, skriver selskapet i en børsmelding. Selskapet står samtidig på målet om PUD innen utgangen av året og første olje i 2015. - Vår utbyggingsløsning gir muligheter for å bygge Luno ut sammen med Draupne, med dette utgangspunktet, jobber vi nå for å komme fram til kommersielle løsninger med partnerne i Draupne-lisensen, sier konsernsjef Ashley Heppenstall i Lundin ifølge meldingen. Wiborg etterlyste tvang Samordningskravet fra OED kommer bare dager etter at Rolf Wiborg satte fokus på manglende bruk av lovverket til nettopp denne typen beslutninger.

OFFSHORE & ENERGI

20 milliarder kroner til våren Nytt feltutbyggingsprosjekt i Nordsjøen tar form. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Total jobber med utviklingen av feltutbyggingsprosjektet Hild i Nordsjøen. De tar sikte på å levere plan for utbygging og drift (PUD) rundt årsskiftet og den første store kontrakten kommer allerede i løpet av første kvartal, etter alt å dømme. Informasjonssjef i Total E&P Norge, Leif Harald Halvorsen, bekrefter overfor Offshore & Energi disse planene. -Vi har nå startet en basic engineering fase, som vil på frem til sommeren 2012. I denne forbindelse har Aker Solutions fått en kontrakt. Konseptet vil bli en havbunnsinnredning og en flytende lagringsenhet (FSO). Det sannsynlige utbyggingskonseptet blir altså en plattform koblet opp til en FSO. -Når tid første kontrakter? -Løpet videre blir at konseptvalget skal godkjennes i partnerskapet. Men i løpet av første kvartal neste år tar vi sikte på å tildele kontrakten for stårlunderstellet til plattformen,

så kommer kontrakten for topside og FSO i annet halvår 2012. 20 milliarder kroner Halvorsen ønsker ikke å spekulere i utbyggingskostnadene, men etter det Offshore. no erfarer fra kilder nær prosessen, vil konstnadene være i størrelsesorden 20 milliarder kroner. -Målet er å ha første produksjon fra feltet i 2016, sier Halvorsen. Det sannsynlige konseptet Hild skal etter alt å dømme bygges ut med egen prosessplattform, med oljeog kondensateksport via FSO til St. Fergusterminalen i Skottland. Understellet skal klargjøres for 21 brønnslisser. Boligkvarteret skal ha minst 68 sengeplasser. Plattformen skal også designes med mulighet for fjernstyrte operasjoner fra land. Om Hild Hild regnes som det tredje største uutbygde

gassfunnet på norsk sokkel. Det ligger i blokknummer 30/7-6, har utvinningstillatelsene 040, 043. Operatør er Total E&P Norge. •Ressurser: Olje: 5,1 millioner Sm3, Gass: 16,3 milliarder Sm3, NGL: 0,2 millioner tonn, Kondensat: 3,0 millioner Sm3. Hild ble påvist i 1978 og ligger nær delelinjen til britisk sektor, om lag 42 kilometer vest for Oseberg.

Olje for 200 milliarder ligger klar Fem prosent av reservene er ikke besluttet utbygd. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Under Oljedirektoratets pressekonferanse om ressursregnskapet i høst, sa oljedirektør Bente Nyland at reserver tilsvarende fem prosent av Norges uoppdagede ressurser ikke har blitt besluttet utbygd. Dette dreier seg om funn som har blitt gjort, men som kommer som fremtidige feltutbygginger. Mange små funn er ikke besluttet utbygd. Det dreier seg om nesten 30 millioner kubikkmeter i Nordsjøen, over 20 millioner kubikkmeter i Norskehavet, og rundt 5 millioner kubikkmeter oljeekvivalenter i Barentshavet. Totalt dreier det seg altså om nær 350 millioner fat olje, som med en oljepris på 100 dollar fatet og dagens valutakurs, har en bruttoverdi på rundt 200 milliarder. Mye på gang  Nyland påpekte at dette er et av flere viktige satsningsområder, men er ikke bekymret for

fremgangen. - Er det stor nok interesse blant oljeselskapene for å bygge disse reservene ut? -Det er relativt stor aktivitet her. Men det er en del diskusjoner rundt utbyggingsløsninger. Høy oljepris gir nok at dette er i fokus, sier Jan Bygdevoll til Offshore & Energi. - Flere større på gang  Bente Nyland sier at det kommer flere større feltutbygginger. - Vi ser at det kommer mange, vi har behandlet mange, og ser at flere større er på gang. Eksempelvis kommer Luno/Draupne, Hild og Avaldsnes/Aldous. Funnstørrelse  Ifølge Oljedirektoratets oversikt, er den gjennomsnittlige størrelsen på funn som ikke er besluttet

utbygd betydelig mindre enn størrelsen på de funnene som er bygd ut de siste årene. - De største funnen bygges normalt ut først. De små funnene krever ofte andre betingelser for realisering enn de store. De fleste funnene ligger i Nordsjøen, men de er jevnt over små, skriver OD. Men, med mange store utbygde felt, altså vel utbygd infrastruktur, gir dette imidlertid muligheter for innfasing av funnene til eksisterende produksjonsanlegg. Avstand  Funn som ligger opp til ti kilometer fra et feltsenter, kan nå, med ny teknologi nås med langtrekkende brønner, mener OD. For større avstander er faste innretninger eller havbunnsbrønner knyttet opp til eksisterende infrastruktur de mest aktuelle løsningene.

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 63

>> feltutvikling

Kraft fra land vraket på Luva For dyrt. Og mangler teknologien som kreves. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no

på i dag, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Offshore.no. Over 1500 kroner per tonn Norske oljeselskaper er pålagt å vurdere elektrifiseringskostnadene for alle nye feltut-bygginger. Ifølge dokumenter Offshore. no har fått tilgang til, har Statoil kommet fram til at den billigste løsningen for kraft fra land til Luva vil være på 1360 kroner per tonn redusert CO2. Men dette forutsetter en elektrifiseringsløsning for hele området samt produksjon på 30 millioner kubikkmeter per dag. Statoil har besluttet å droppe videre arbeid med elektrifisering av feltet da kostnaden, med en dagsproduksjon på 20 millioner kubikkmeter, vil "overstige 1500 kroner per tonn CO2. Elektrifisering av sokkelen er en het potet blant oljeselskaper og norske politikere og myndigheter. Luva blir etter alt å dømme Statoils neste store utbyggingsprosjekt på norsk sokkel, men feltet blir bygget uten kraft fra land. Les også: Aldous kan få kraft fra land - Luva er et marginalt felt, som ligger langt fra land, cirka 300 kilometer, utenfor etablert infrastruktur og på dypt vann, cirka 1300 meter. Vanndyp og avstand fra land gjør at det må en teknologikvalifisering til som vi ikke har løsning

64 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

- Utbyggingskonseptet bygger foreløpig på en løsning med flyter og i overgangen mellom kabel og installasjon krever en løsning som vi ikke har i dag. Prosesseringsog transportkapasitet er ikke endelig besluttet, konseptvalget gjøres ved årsskiftet. Dette vil også ha betydning for endelig kostnad, sier Skauby. Dobbel pris I 2008 viste en studie utarbeidet av Oljedirektoratet at elektrifisering av installasjoner på norsk sokkel ville koste 1600 kroner per tonn redusert CO2.

Offshore.no har gått gjennom utbyggingsplaner som er levert inn siden dengang, og oljeselskapene egne beregninger viser at kostnadene i snitt er dobbelt så høye som anslått av OD. Her er prisene som operatørene selv har kommet fram til: • Ekofisk (ConocoPhillips) - 3585 kroner per tonn. •

Valemon (Statoil) - 3110 kroner per tonn (beregnet av OD).

•

Gudrun (Statoil) - 5500 kroner per tonn.

•

Bøyla (Marathon) – 2457 kroner per tonn.

•

Knarr (BG) – kostnad ikke oppgitt, men kraft fra land vurdert som "ikke hensiktsmessig".

•

Goliat (Eni) - kostnad ikke oppgitt, men kraft fra land er valgt som delløsning, noe som vil redusere utslippene med 115.000 tonn CO2 årlig.

an Oceaneering company

ROV Operations

Remote Intervention Technology

Rental & Maintenance

Subsea All Electric

Dredging & Decommissioning

Rotator Valves

Umbilical Solutions

>> v & m

2 milliarder gir gammel kjempe nytt liv Vil kunne øke produksjonen fra feltet med tre milliarder kubikkmeter gass.

Foto: Statoil

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Statoil vil komprimere gass på havbunnen for å øke utvinningen. I sommer ble havbunnskompresjon valgt som konsept på Gullfaks, og investeringene blir på 2 milliarder kroner. Det fremkommer i selskapets søknad om fritak for plan for utbygging og drift (PUD). – Gasskompresjon på havbunnen er et viktig teknologisprang, og Statoil går nok en gang i front for å utvikle ny teknologi. Dette er et av våre viktigste tiltak for å øke utvinningen fra eksisterende felt, sa Siri Espedal Kindem, teknologidirektør i Statoil, da havbunnskompresjon ble valgt. 74 prosent utvinning Dette vil kunne øke produksjonen fra feltet med tre milliarder kubikkmeter gass, noe som betyr en økning i utvinningen med seks prosent. I dag er utvinningsgraden på feltet allerede på 62 prosent. Kombinasjonen av havbunnskompresjon og konvensjonell lavtrykksproduksjon i en seinere fase, vil kunne løfte den til 74 prosent. "Den ekstra kompresjonen vil gi to års forlenget platåproduksjon av gass for Gullfaks C, og økt gassproduksjonsrate på L- og M-rammene i perioden 2019-2020. Estimert økt utvinning som følge av prosjektet er 3,5 millioner kubikkmeter oljeekvivalenter i perioden 2015-2026. Prosjektet er ikke

Offshore & Energi NOVEMBER 2011

antatt å bidra til forlenget økonomisk driftsperiode for plattformen", skriver Statoil i sin søknad. Det fremkommer også at ekstravolumene vil være innenfor opprinnelig PUD og tidligere anslag for totale utvinnbare volumer på feltet. I dokumentene Offshore.no har fått tilgang til, er valgt leverandør unntatt offentlighet. Men Statoil har siden 2008 hatt et samarbeidet med Framo Engineering om å utvikle teknologi for kompresjon av våtgass på havbunnen. Ikke bare Gullfaks Statoil jobber i dag med tre havbunnskompresjon-prosjekter i tidlig fase. På Åsgard-feltet er valgt konsept en havbunnsløsning som vil kunne bidra til å øke trykket fra reservoarene Mikkel og Midgard. Det vil kunne øke utvinningen med 28 milliarder kubikkmeter gass og 14 millioner fat kondensat. – Dette er bare begynnelsen, havbunnskompresjon kan øke utvinningen på flere små og mellomstore felt framover. Statoil har identifisert enda flere kandidater, sier Espedal Kindem. I dag kommer nær 50 prosent av Statoils produksjon fra til sammen 488 havbunnsbrønner.

OFFSHORE & ENERGI

Vi må ta store beslutninger innen fire år Modne felt krever enorme investeringer. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Petoro-sjefen Kjell Pedersen er både overrasket og begeistret over året Avaldsnes/ Aldous-funn i Nordsjøen. Men han er opptatt av å sammenligne reservene i dette gigantfunnet med potensialet som finnes i en håndfull modne felt på norsk sokkel: -Som et eksempel, vil høy grad av økt utvinning samt gjenværende reserver i tre modne felt tilsvare rundt 2 milliarder fat olje. Avaldsnes/ Aldous inneholder mellom 1,7-3,3 milliarder fat, og denne sammenligningen viser hvor viktig det er å satse på økt utvinning, sa han under Petorors pressekonferanse i Stavanger i høst, der selskapet som opererer statens direkte økonomiske interesser la frem tredje kvartalsresultatene. -Så økt utvinning fra en håndfull modne felt tilsvarer A/A-funnet? -Ja, og det er viktig å huske at dette er tidskritiske beslutninger som må tas. Vi har mellom to og fire år på oss til å fatte viktige beslutninger på en rekke modne felt, sier Pedersen til Offshore.no. -Ellers har toget gått?-Toget tøffer og går allerede, men, ja, det kan bli slik.

-Disse store beslutningene innebærer store investeringer?

er det høyeste tallet siden 2003, da Ormen Lange ble besluttet utbygd.

-Ja, det kan det bli. Skal det for eksempel bygges nye brønnhodeplattformer, blir det store investeringer.

Halvert oljeproduksjon Petoros kommunikasjonssjef, Sveinung Sletten påpeker at norsk oljeproduksjon er halvert siden toppåret 2001.

20 milliarder Selskapet anslår at det er behov for to-tre ganger så mange produksjonsbrønner per år som det bores i dag, for å sikre de antatte reservene. Lønnsom bruk av brønnhodeplattformer kan bidra til betydelig økning av antall produksjonsbrønner. Statoils Valemon-utbygging, der utbyggingskonseptet er en brønnhodeplattform, kostet i størrelsesorden 20 milliarder kroner. Petoros kommunikasjonssjef, Sveinung Sletten, påpeker at norsk oljeproduksjon er halvert siden toppåret 2001. - Dette er et viktig perspektiv å ha med seg i denne sammenheng, sier Sletten. Opp 426 millioner fat Hittil i år har man øket reservene med 426 millioner fat, hovedsaklig gjennom beslutninger om kompresjon på feltene Troll og Åsgard. Det

-Dette er et viktig perspektiv å ha med seg i denne sammenheng, sier Sletten. Hittil i år, har man øket reservene i eksisterende felt med 426 millioner fat, hovedsaklig gjennom beslutninger om kompresjon på feltene Troll og Åsgard. -Det er potensial for nær to milliarder fat olje i form av gjenværende reserver og økt utvinning på Petoros tre prioriterte felt, Gullfaks, Snorre og Heidrun. Selskapet anslår at det er behov for to-tre ganger så mange produksjonsbrønner per år som det bores i dag, for å sikre de antatte reservene. Lønnsom bruk av brønnhodeplattformer kan bidra til betydelig økning av antall produksjonsbrønner per år.

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 67

>> v & m

Slik skal Heidrun-milliardene sikres Fire konkrete tiltak for å unngå tapte reserver verdt milliarder av kroner.

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no forventer at boreanlegget kan være operativt betydelig flere år enn først

Da det i fjor høst ble kjent at Statoil hadde skrevet ned reservene på Heidrun med 100 millioner fat, ble feltet selve symbolet på risikoen ved ikke å fokusere nok på utvinning fra eksisterende felter. Partner Petoro fryktet endog at feltet måtte stenges ned 15 år før planlagt. Les også: Frykter Heidrun stenger 15 år før tiden

http://www.offshore.no/sak/31068_petoro_ frykter_heidrun_stenger_15_aar_foer_tiden De fire tiltakene Nå tyder alt på at alle involverte parter har fortsatt alvoret. Og i et brev Oljedirektoratet har sendt Statoil, kommer det tydelig fram hvilke grep som skal tas. "Det er ODs vurdering at de foreliggende planer gir grunnlag for å kunne snu Heidrunfeltets utvikling i en positiv retning. En viktig utfordring vil være å omsette de skisserte planene til konkrete og omforente beslutninger i partnerskapet", skriver Oljedirektoratet i brevet Offshore.no har fått tilgang til. I dokumentet henviser OD til fire nøkkelpunkter som skal sikre maksimal ressursutnyttelse på det omdiskuterte feltet: Boring av flere brønner Boreanlegget viser en positiv utvikling med hensyn til både effektivitet og regularitet. Statoil

Offshore & Energi NOVEMBER 2011

antatt og uten større oppgraderinger. OD anser det som positivt at rettighetshaverne ønsker å teste ut ny bore- og brønnteknologi på Heidrun. Produksjonsutviklingen på Heidrun er meget avhengig av at eksisterende boreanlegg fungerer som forventet. OD etterlyser derfor fremdeles alternative planer for boring og brønn dersom det skulle vise seg at boreanlegget ikke leverer som forventet. Bedre samsvar mellom statisk og dynamisk reservoarmodell OD er fornøyd med at det er nedsatt en egen gruppe for å arbeide med reservoarmodeller, og forventer at dette arbeidet fortsatt vil ha høy prioritet. OD understreker viktigheten av at de dynamiske modellene er i samsvar med den geologiske forståelsen. Spesielt viktig er det å få en tilfredsstillende forståelse av strømning i reservoaret på tvers av antatte segmentgrenser. EOR i revidert dreneringsstrategi Operatøren jobber aktivt med å kvalifisere avanserte utvinningsmetoder (EOR) til bruk på Heidrun. OD anser det som viktig at de avanserte utvinningsmetodene det arbeides med integreres i ny dreneringsstrategi for Heidrun. OD er imidlertid bekymret for at enkelte avanserte utvinningsprosjekter kan bli gjenstand for for hard risking. Vanninjektorer i nedre Tilje og Åre Trykkutviklingen i nedre Tilje og Åre har vært en hovedbekymring for OD med tanke på at Heidrun kan tape reserver. Operatøren har i møter med OD uttrykt at de deler ODs

bekymring. Videre har operatøren presentert en revidert dreneringsstrategi hvor det legges større vekt på vanninjeksjon og trykkvedlikehold i Nedre Tilje og Åre.

OFFSHORE & ENERGI

www.pon-cat.com

PON POWER SCANDINAVIA Using Cat and MaK offshore applications you are guaranteed efficient and reliable power for all kinds of conditions. Pon Power Scandinavia supply applications covering the entire product range from 6,4 to 16.200 kW, primarily utilized as propulsion engines, auxiliary engines and for the supply of primary or emergency power. In addition we supply engines for fire-fighting pumps and cranes on offshore installations. Furthermore we are renowned for our efficient 24-hour service and rapid delivery of spare parts, wherever they are needed.

Mer kvalifiserte muskler StS gruppen tar sikte på en fagarbeiderandel i alle ISO-fag på minst 70%. Bedriften rekrutterer målrettet fagpersoner fra beslektede yrker, motiverer og tilrettelegger gjennom veiledning og opplæring. Som resultat av det strategiske arbeidet skal i desember 60 medarbeidere i bedriften ta teoretisk eksamen og melde seg opp til fagprøven. Med de nye fagarbeiderne i sine rekker er StS gruppen godt på vei mot målsettingen: Fagarbeiderandelen innen isolering blir økt til 64 %, innen stillas til 66 % og innen overflatebehandling til 70 %.

www.stsgruppen.com O&E 2011-04.indd 1

Med fremtiden i sikte With the future in mind

31.10.11 10.58

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 69

>> v & m To nye kompressorer er siste del av de planlagte kapasitetsutvidelsene på Troll A.

Sikrer produksjon på Troll til 2063 tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Statoil og partnerne i Troll-lisensen har besluttet å investere 11 milliarder norske kroner i to nye kompressorer på Troll A-plattformen. Kompressorene vil gjøre det mulig å produsere gass fra feltet helt fram til år 2063, skriver Statoil.com. To nye kompressorer er siste del av de planlagte kapasitetsutvidelsene på Troll A. – En tredjedel av all gasskapasiteten på sokkelen produseres fra Troll A, noe som gjør Troll til en hjørnestein for gassforsyningen til kontinentet. Slik vil det være i mange år framover, sier områdedirektør for Nordsjøen Øst, Hans Jakob Hegge. Den store muskelen på sokkelen Troll som gassprodusent har en produksjonskapasitet og en levetid som langt overstiger alle andre felt på norsk sokkel. De

Offshore & Energi NOVEMBER 2011

nye kompressorene legger også til rette for inntrekning av gass fra Troll vest etter at oljeproduksjonen er ferdig. – Troll-feltet er den store muskelen på norsk sokkel, og viktig for Norges posisjon som en trygg leverandør av gass til kontinentet. Troll A har kapasitet til å levere mer gass enn det Trolleierne selv planlegger å eksportere, og kan derfor levere når andre felt må holde tilbake produksjon. På den måten sikrer Troll leveringsforpliktelsene fra andre felt, sier Hegge. 120 millioner kubikkmeter per dag Troll A-plattformen er bygget ut i flere trinn. De to siste kompressorene, som kommer i drift i 2015, vil gjøre Troll A i stand til fortsatt å produsere 120 millioner kubikkmeter per dag fram til 2018, og sikre at vi kan produsere 30

milliarder kubikkmeter per år fram til 2024. – Som en del av denne feltutviklingen legger vi i tillegg en ny strømforsyningskabel til hjelpesystemene på Troll A, slik at regulariteten til plattformen blir forbedret, sier Hegge. 48 prosent av norsk gass De nye kompressorene vil bli drevet med kraftforsyning fra land. Kompressorene er nødvendig fordi trykket i reservoaret synker ettersom gassen tas ut, og de sørger for at gassen fra Troll transporteres inn til prosessanlegget på Kollsnes. Der i fra sendes gassen videre til kontinentet. Troll leverer gass tilsvarende ti millioner europeiske husholdninger sitt årlige forbruk. Reservene på dette store feltet utgjør 48 prosent av gjenværende gassreserver på norsk sokkel.

THE FRAME AGREEMENT THAT COVERS THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF

BLEST REKLAMEBYRAA

With 10 strategically located supply and support bases, NorSeaGroup and its associated companies offers a unique flexibility of operating within a network covering all offshore areas of Norway. be able to operate from Farsund in the south to Kirkenes in the north. The contract will allow for flexibility ranging from a Total Integrated Logistics type contract to a tailor-made contract mixing NorSea Group services with «Company» provided services and 3rd party services.

T H E L E A D I N G P R O V I D E R O F S U P P LY B A S E S & LO G I ST I C S O LU T I O N S TO T H E O F F S H O R E I N D U ST RY

norseagroup.com

>> arbeidsmarked

Jeg er privilegert, men jobber hardt

Oljenæringen bruker store ressurser på å rekruttere de beste studentene. Hvert år ansetter Statoil flere hundre nyutdannede med universitetsgrad fra utlandet. Briten, Benjamin Hogdins får fullfinansiert sin mastergrad fra Statoil. Etterpå kan han gå til hvem han vil. tekst: ARILD GILJA ag@offshore.no Velrennomerte London Imperial College ligger i det eksklusive ambassadestrøket, Kensington. Her henter studenter og akademisk ansatte inspirasjon mellom fasjonable bygninger i viktoriansk stil. På trappen til hovedinngangen ser man rett over på Royal Albert Hall og bak universitet ligger de kjente museene, Natural History Museum og Science Museum. Jeg treffer masterstudenten, Benjamin Hogdins en varm oktoberdag der solen skinner adskillig sterkere enn det den gjør hjemme i Norge senhøstes. Ett av verdens beste “Ja, jeg er ganske fornøyd med å ha kommet inn

72 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

her. Kurset jeg går på, regnes som ett av verdens beste for geovitenskap, forteller Anthony Hodgins som tar mastergrad i geovitenskap.

5000 pund i året. I tillegg ytes 11-12000 pund til livsopphold.

Hogdins føler seg priveligert som har vunnet et industristipend fra Statoil. I likhet med 15 andre av de femti masterstudentene på kullet, kan han glede seg over å få dekket skolepenger og penger til livsopphold. Også andre større oljeselskaper som Shell og BP deler ut stipender etter konkurranse.

Kan begynne hvor han vil Men selv om Statoil investerer mye i Benjamin, er det full frihet begge veier.

Statoil betaler alt Statoil betaler både skolepenger på ca 9000 pund og feltarbeidskostnader på oppunder

Så selv om Statoil betaler hele masterutdannelsen, kan Benjamin velge å begynne i BP eller Total om han skulle ønske det

- Ja, dette er ganske store penger, så Statoil gjør en stor investering i meg.

- Oljeselskapene kan ikke legge bindinger på stipendene de deler ut. Det er slik ordningen med universitetet er.

OFFSHORE & ENERGI

<< Jeg vil jo merke om Statoil vil ha meg eller ikke i løpet av denne perioden. >> etter avsluttet eksamen. Omvendt kan Statoil kapre studenter som andre har betalt for. Benjamin legger ikke skjul på at han gjerne jobber i Statoil når han er ferdig med eksamen, men han velger å være realistisk og tar utgangspunkt i at Statoil ikke nødvendigvis vil tilby han jobb etter avsluttede studier. - Jeg vil jo merke om Statoil vil ha meg eller ikke i løpet av denne perioden. Hvis jeg ikke gjør noen tilsynelatende bommerter, så vil dette kanskje lede til en jobb i Statoil, men det er ingen garanti i dette. Jeg er derfor svært åpen med hensyn til hvor jeg vil begynne. Arbeidsmarkedet er såpass stramt at man må vurdere nøye alle tilbud som kommer. Uansett stiller nok Benjamin og hans medstudenter sterkere enn de mange studentene innen humanistiske og samfunnsvitenskapelige fag, tror han. “Kursene vi tar er svært yrkesrettede, og vi merker stor interesse fra oljeselskapene, som i tillegg til industristipendene, arrangerer jevnlige karrieredager der rekruttering står i sentrum. Siden Imperial College har så godt rykte, rekrutteres en rekke studenter til oljebransjen.” London til sommeren Som en del av avtalen med Statoil skal Benjamin skrive sin masteroppgave på Statoils Londonkontor neste sommer. Denne sommeren var han også på et to måneders praksisopphold på Forus i Stavanger. Her jobbet han i avdelingen, Global New Ventures and Global Screening. Han likte seg godt og ble fascinert av hvordan man jobbet. Likte menneskeorienteringen “Det er interessant at selskapene i Norge er mye mer menneskeorientert enn tilsvarende selskaper i andre land.” Dette inntrykket fikk han både av egen erfaring og gjennom samtaler med andre i Statoil som også hadde jobbet i andre selskaper. “Det er også mitt inntrykk at Statoil som arbeidsgiver ønsket at de ansatte skulle være komfortable i sin arbeidssituasjon. Derfor var for eksempel jeans helt ok som arbeidsantrekk, noe det ikke er hjemme, der det forventes at

man går i slips og skjorte.“ Han mener at mange av egenskapene ved arbeidsituasjonen gjør det attraktivt å jobbe i den norske sektoren. “Det er klart at Statoil ivaretar sine ansatte i Norge på en svært god måte. Det blir derfor interessant å se hvordan det blir i Statoils, London-kontor. Skinner selskapets etos og kultur like sterkt ute som hjemme?” Rekruttering Hogdins forteller at det er en god internasjonal miks av studenter på kursene han tar. Mange av hans medstudentene har allerede en god del internasjonal erfaring. “Det er en internasjonal industri. Derfor er det naturlig at oljeselskapene også ønsker en global miks i sin arbeidsstokk. Internasjonal erfaring gjør deg også rundere og letter å omgås”, mener Benjamin. Hogdings hadde selv fått betydelig internasjonal erfaring før han begynte å studere. Som informasjonmedarbeider i Royal Airforce var han både i Qatar og Afganistan. Han tror ikke det er en ulempe med en slik bakgrunn. Han har opplevd mye og har fått mye større erfaring enn mange av sine medstudenter. “Det gjør meg mer attraktiv, tror jeg. Men det viktigste i dette er hardt arbeid. Jeg har jobbet hardt på alle fagene og det har gitt gode resultater.” Siden Benjamin ikke er sikret jobb i Statoil, er strategien hans å søke i flere oljeselskaper. Han vil gjerne inn på selskapenes traineeprogrammer. Da får han en grundig og omfattende opplæring i et oljeselskaps ulike aktiviteter. “Men opptakene til disse er kun en gang i året. Kommer man ikke inn da, så må man vente enda et år. Derfor er timingen viktig.”

- Ikke en utdøende industri I det vi passerer Natural History Museum med den gigantiske dinosauren i inngangspartiet, spør jeg om han ikke gjør et bomskudd når han satser på petroleumsfag. “Nei, olje og gass kommer til å være en sentral del av verdens energiforsyning i mange, mange år ennå. Petroleum brukes ikke bare til drivstoff til transport og til å lage elektrisitet i kraftverk, men også til dagligdagse produkter som plastikk. Prøv å forestille deg en verden uten plastikk? Jeg prøver, og kommer ikke langt. “Det som vi produserer av alternativ energi som vindkraft utenfor kysten, er i så lite omfang at det ikke kan erstatte olje og gass på lenge.” Men han mener at også England i likhet med andre land rundt Nordsjøbassenget, har et stykke vei å gå når det gjelder å fremme naturfag blant de unge. “Mitt inntrykk er at Statoil er et kjent og attraktivt selskap i Norge og mange unge ønsker å få jobb der, mens det for eksempel BP her hjemme, er annerledes. BP er selvfølgelig godt kjent og attraktiv i min gruppe, men ikke blant unge generelt. Selskapet er også mer et multinasjonalt selskap med virksomhet i svært mange land, fremfor å være et britisk selskap. Selskapet ønsker for eksempel ikke lenger å bli kalt British Petroleum, men kun BP.” Fotball og cricket Benjamin er født og oppvokst i Halifax og tok sin bachelor i geologi ved universitetet i Liverpool. Som svært mange andre britiske unge menn, er han opptatt av fotball og cricket. “Men det blir på tv. Studiene tar all tid, så jeg har ikke anledning til å spille selv”, avslutter Benjamin som ser frem til et spennende år med mye god jobbing og viktige karrierevalg.

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 73

>> arbeidsmarked

Målrettet rekruttering Internasjonal erfaring er viktig når Statoil rekrutterer. Halvparten av selskapets om lag 1500 nyansatte hvert år er utenlandske statsborgere.

tekst: ARILD GILJA ag@offshore.no “I tillegg til å sikre fremtidig rekruttering til Statoil, gjør vi dette for å få adgang til forskning i verdensklasse og for å bygge et sterkt kompetansemiljø i Norge.”

universitet i en rekke land.”

“Hvorfor har dere traineeprogram for nyansatte?”

“Statoil vil sjekke bakgrunnen på alle aktuelle søkere. Dersom det er et universitet vi ikke kjenner til, vil vi undersøke nærmere kvaliteten på dette. Dermed kan vi også si noe om resultatene kandidaten har oppnådd.”

“Vi mener et godt introduksjonsprogram skaper en felles kultur i selskapet, som vil bidra til at ansatte raskere leverer resultater og blir fortere integrert. Et godt program vi også øke attraktiviteten ute, fordi vi vet studentene er opptatt av hvilken utvikling de kan få i selskapet. Internasjonal erfaring et pluss Ikke uventet bekrefter Statoil at internasjonal erfaring er en fordel når man skal søke seg dit. “Tyve prosent av de rekrutterte, er nyutdannede, og halvparten av disse igjen er utenlandske. Men dette er gjennomsnittstall, og de kan variere etter behov og over tid, forteller Tone Rognstad som er direktør for rekruttering og profilering i Statoil. Ifølge Rognstad rekrutterer Statoil de fleste fra USA, Canada, Storbritannia og Sverige, men det ansettes folk også fra Russland, Kina, Nigeria og Brasil. - Men vi har ingen sperre med hensyn til nasjonalitet. Vi ansetter nye medarbeidere fra absolutt hele verden, forsikrer hun. Betydelige støtte Statoil har ikke oversikt over hvor mye de bruker på stipender og rekrutteringsprogram, men Rognstad bekrefter at selskapet årlig bevilger et utstrakt beløp til master- og doktorgradsprogrammer.

74 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

“Ja, det er en styrke i seg selv, om du har internasjonal erfaring eller har studert utenfor ditt eget hjemland.” Men det er ikke hvilket som helst universitet som gjør at du automatisk havner på topp i bunken. “Vi anbefaler at studentene velger et anerkjent universitet. Disse finner man ved å se på samarbeidspartnere til norske universiteter eller på ulike rankinglister. De bør være godkjent av NOKUT.” Favoritt-universiteter Rekrutteringssjefen har flere favoritter. “Vi har målrettet rekruttering mot utvalgte universitet i utlandet. Jeg kan nevne Delft i Nederland, Chalmers i Sverige, University of Texas og Imperial College i London, som eksempel. Samtidig er det slik at vi får søkere fra hele verden, og det finnes meget gode

Rogntad lover at selv om man ikke har studert ved ett av de anbefalte universitetene, så er mulighetene åpne.

Ifølge rekrutteringsdirektøren er også universiteter og høyskoler i Norge aktuelle.

alle

Leverandørenes rekruttering Også leverandørindustrien i Norge rekrutterer aktivt fra utlandet, men har ikke like store ressurser å sette inn. “Norske ingeniørstudenter er alltid interessante for oss. Men utover å delta på utvalgte ANSAmesser som promoterer studier i utlandet, har vår norske virksomhet ingen spesifikke aktiviteter rettet mot norske studenter i utlandet. Delvis fordi det har vist seg vanskelig å få en samlet oversikt, og delvis fordi vi opplever stor geografisk spredning blant ingeniørstudentene”, forteller kommunikasjonssjef, Endre Johansen i Aker Solutions. “Kompetanse og kvalitet er driverne” Utenlands jobber Aker Solutions mer direkte mot skolene. “Derimot jobber våre utenlandske kontorer tett mot deres lokale utdanningsinstitusjoner. Men også der rekrutterer vi uavhengig av nasjonalitet. Kompetanse og personlige kvaliteter er alltid driverne, avslutter han.

Vil presse lønnen oppover Geolog-mangelen vil koste oljeselskapene dyrt.

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Investeringsboom i feltutbygging, stor leteinteresse og et voldsomt behov for økt utvinning fra eksiterende felter er blant årsakene til at geologer og geofysikere, ifølge NAVs bedriftsundersøkelse, er landets mest ettertraktede yrkesgruppe. - Dette fører til at denne typen arbeidskraft blir dyrere, en utvikling vi også ser i Teknas lønnsstatistikk. NAVs tall viser at det mangler 500 geologer og geofysikere, og de tallene stammer fra før de siste store funnene ble gjort på norsk sokkel. I Tekna tjente geologer innen petroleum om lag 15 prosent over snittet for våre medlemmer i privat sektor i fjor. Den økte aktiviteten vi nå ser vil selvsagt presse lønningene oppover, sier Erik Strøm, direktør for samfunnspolitikk i Tekna, til Offshore.no.

join the best 26. – 30. mars 2012

Ifølge fagforeningen er snittlønnen for en Tekna-medlem i privat sektor med ti års erfaring rundt 660.000 kroner. Hvis en geolog ligger 15 prosent over dette, tilsvarer det en lønn på rundt 760.000 kroner. Oljeselskapene avdramatiserer Til tross for at tallene fra NAV viser at norske bedrifter mangler 500 geologer, opplever ikke oljeselskapene at dette er et stort problem. - Knapphet på geologer og geofysikere er ikke noe nytt fenomen i oljeog gassindustrien. Vi opplever at markedet er noe stramt, men ikke på langt nær på det nivået vi var på før finanskrisen. Vi har inntrykk av at bedriftene får tak i de de trenger, men at det er utfordrenede å rekruttere seniorgeologer med erfaring fra norsk sokkel, sier informasjonssjef Eli Ane Nedreskår i Oljeindustriens Landsforening. Rammer ikke prosjekter - Fører dette til en runddans av ansatte der selskapene stadig overbyr hverandre? Det er mulig bedriftene overbyr hverandre i kampen om de mest erfarne geologene, i det lange løp vil de muligens ødelegge for seg selv, sier Nedreskår, og legger til at OLF ikke kjenner til at prosjekter på norsk sokkel blir liggende på grunn av mangel på geologer og geofysikere. Partene er imidlertid enige om at flere studieplasser er veien å gå for å sikre undergrunnskompetansen i årene som kommer. - Det utdannes for få innenfor denne yrkesgruppen. Vi ser at studentkullene øker, men bare i begrenset grad. Det tror vi skyldes at næringen tapper utdanningsinstitusjonene for lærekrefter, sier Teknadirektøren.

Düsseldorf, Tyskland

Plant and Machinery

Profiles

Pipe and Tube Processing Machinery

International Tube and Pipe Trade Fair www.tube.de

Tube Trading and Manufacturing

Tube Accessories

Bending and Forming Technology

Industry Partner:

Tube 2012: Focus on Innovations Velkommen til verdens ledende messe for rørindustrien! Her vil du møte internasjonale experter, spesialister og markedsledere fra industrien. Bli informert om den siste utvikling og trends for maskiner og anlegg innen rørfremstilling, bearbeiding, tilbehør og handel. På Tube 2012 er det spesielt lagt fokus på: Profil teknologi, den siste utvikling innen OCTG, plastrør og bøylige rør. Sett av dagene på din kalender og besøk Tube 2012 i Düsseldorf.

Behov for forskning og studieplasser Han får i noen grad støtte av Gunn Mangerud, som leder av institutt for geovitenskap ved Universitetet i Bergen. - Vi har hatt en kraftig økning i antallet studenter de siste årene og hadde i år 150 studenter som tok første emne i geologi. Vi føler vi har imøtekommet behovet så langt, men har nok nådd taket for antallet studenter nå, både på grunn av behovet for dyrt felt- og laboratoriearbeid og antallet undervisningsstillinger, sier hun. - Det er klart at flere vitenskapelige stillinger hadde gitt både mer forskning og flere studieplasser innen geofag. Da kunne vi oppfylt to store behov for industrien.

Int. Ex. AS International Exhibition and Export Services P.O.B. 3434 Bjølsen 0406 Oslo Telefon: 22 33 73 33 e-mail: janicke@int-ex.no website: www.int-ex.no

tub1202_93x266_NO.indd 1

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 17.10.117516:23

>> arbeidsmarked

På hodejakt - Vi nærmer oss toppårene før finanskrisen.

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Rekruttering står sentralt for mange av selskapene på OTD i Stavanger. For mange er kontraktene sikret, og nå trenger man folk til å gjøre jobben. - Det er fantastisk trøkk i markedet, og behovet begynner å nærmer seg toppårene før finanskrisen. Da er utfordringen å skaffe nok arbeidskraft, sier direktør Anita Myking i Ingeniør Compagniet til Offshore.no. - Hvor er behovet størst? -Innen struktur, seniorpersonell, teknisk

76 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

sikkerhet og så videre. Det er stort sett de samme områdene som er utfordrende hver gang markedet strammes til. Kundene vil stort sett ha folk med erfaring, men vi ser også betydelig etterspørsel etter yngre ingeniører.

sanke stemmer for sitt bidrag.

Sosiale medier Necon er blant selskapene som tenker nytt for å skaffe seg et fortrinn i jakten på de gode hodene. Selskapet har allerede nådd målet om nærmere 200 nyansatte ingeniører i 2011, og denne uken lanseres en kampanje på web og sosiale medier der deltakerne skal finne fram til og laste opp merkelige patenter og deretter

- Bruk oss For en måned siden skrev Offshore.no om oljeselskapenes desperate jakt på én spesiell yrkesgruppe.

- Vi forsøker å henge med i nye medier, som for eksempel LinkedIn, og legger ut våre stillinger på ulike webportaler, sier leder Terje Seim i Necon Rogaland.

Investeringsboom i feltutbygging, stor leteinteresse og et voldsomt behov for økt utvinning fra eksiterende felter er blant

OFFSHORE & ENERGI

hovedfokus er på ingeniører og prosjektledere, og vi bruker mesteparten av energien der, sier han. - Hva er ditt beste rekrutteringsråd? - Bruk et rekrutteringsfirma. Vi har tilgang på kandidater som ikke nødvendigvis er på jobbjakt, men som holder seg oppdatert på mulighetene sine. I tillegg er vi eksperter på å kvalitetssikre matchen mellom kandidat og selskap, slik at sjansen for feilansettelser reduseres betydelig. årsakene til at geologer og geofysikere, ifølge NAVs bedriftsundersøkelse, er landets mest ettertraktede yrkesgruppe. Terje Helland i Headhunter Agency melder at kartet stemmer overens med terrenget. - Vi opplever markedet som spennende, men med til dels store utfordringer, spesielt når det kommer til geologer og geofysikere. Vårt

Se til utlandet Mangelen på norske ingeniører og behovet for å styrke konkurranseevnen, ved å redusere kostnader, er hovedgrunnene til at samtlige av de store leverandørselskapene de siste årene har knyttet til seg større eller mindre ingeniørmiljøer med base i utlandet. Aker Solutions har vært en foregangsbedrift på området og har per i dag over 2000 utenlandsbaserte ingeniører. Folk ber selskaper

på jakt etter gode hoder se til utlandet. - Siden Norge har stor mangel på ledig ingeniørkompetanse, råder vi selskaper til i enda større grad å benytte seg av de ingeniørressurser som finnes utenfor Norges grenser, sier partner Tone Hundvin til Offshore. no. - Hva er deres beste råd til folk som er på jakt etter ny jobb? - Det er kun toppen av isfjellet - cirka 20-30 prosent - av ledige stillinger som blir utlyst av selskapene selv. Resten videreformidles via konsulent- og rekrutteringsselskaper. Et av rådene vil derfor være å ta kontakt med seriøse rekrutteringsbyrå - gjerne noen som har spesialisert seg innenfor ditt favgfelt.I tillegg er det fortsatt en stor fordel å gjøre en god jobb med CV og være aktiv i oppfølgingen av de søknadene du har sendt. Her ser vi fortsatt et forbedringspotensial, sier hun.

lufthansa.com

Networking

Et produkt fra Lufthansa.

Rafnert service med Lufthansa. Vi yr deg som jobber innen oljeog energibransjen eller den maritime sektoren til 50 pulserende storbyer rundt om i verden. For mer informasjon og bestilling besøk lufthansa.com

LH_39L_Business_Talk_OffshoreEnergy_209x127.indd 1

Kunde/client Lufthansa

Objekt/object Anzeige

Motiv/motif Business Talk Norway Werbeträger/media

Offshore & Energy

11.04.11 11:28

Anlage (B x H)/layout (w x h) Beschnitt/bleed

Format (B x H)/format (w x h) 209x127mm Info/info

Farbe/colours CMYK

DU/material deadline 20.04.2011

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 77

Farbprofil/colour profile / ,62FRDWHGBY BHFL

ET/insertion date 22.05. .2011

>> arbeidsmarked

Ingen er mer ettertraktet Norske bedrifter på desperat jakt etter denne yrkesgruppen.

FOTO: OLF

Sortert etter stramhetsindikator - forholdet mellom antallet personer som virksomhetene mangler og antallet personer som er sysselsatt i yrket. Kilde: NAV tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Investeringsboom i feltutbygging, stor leteinteresse og et voldsomt behov for økt utvinning fra eksiterende felter er blant årsakene til at geologer og geofysikere nå er landets mest ettertraktede yrkesgruppe. Det er også verdt å legge merke til at for bare ett år siden viste tilsvarende undersøkelse at mangelen på geologer og geofysikere i norske bedrifter var lik null. Blant selskapene som nå er på jakt etter disse ansatte finner vi GDF Suez, Statoil og ConocoPhillips. Førstnevnte kjenner seg ikke igjen i statistikken fra NAV. - Vi får gode kandidater til de stillingene vi har, og vårt inntrykk er at markedet er noe enklere i år enn i fjor høst. Det er fortsatt krevende å finne kandidater til seniorstillinger, men søkere med tre til fem års erfaring er det flere av, sier kommunikasjonsdirektør Ulf Rosenberg i GDF Suez til Offshore.no. Selskapet ble i fjor kåret som den mest attraktive arbeidsgiver innen oljeog gassindustrien. Rosenberg tror det er en del av forklaringen. - For eksempel hadde vi nylig 140 søkere til en teknikkerstilling offshore, sier han. NAVs undersøkelse viser at den estimerte mangelen på arbeidskraft er på 61.000 personer. Det er 9700 flere enn på samme tid i fjor. Verst er situasjonen i Oslo, Rogaland og Hordaland. Det mangler totalt 2950 sivilingeniører og geologer.

78 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

FAKTA Her er de 10 yrkene med mest presset arbeidsmarked 1. Geologer og geofysikere - 500 personer (20) 2. Dør- og telefonselgere - 1550 personer (17) 3. Anleggsgartnere - 600 personer (16) 4. Bil-, drosje- og varebilførere - 3050 personer (15) 5. Instrumentmakere og -reperatører - 300 personer (15)

6. Sivilingeniører (elektronikk og tele) - 650 personer (14) 7. Overflatebehandlere og lakkerere - 500 personer (12) 8. Andre ingeniører og teknikere - 1100 personer (12) 9. Platearbeidere - 550 personer (12) 10. Rørleggere og VVS-montører - 2150 personer (12)

WHEN ASSET TRACKING

COUNTS...

...COUNT ON FUGRO Know where you are and keep track of your assets! The Fugro StarTrack system provides reliable and precise positioning system has a high update rate and operates at ranges in excess of 12 kilometres.

Fugro Survey AS Tel: +47 55 34 94 00 www.fugro-survey.no

Sperremann – for rask og enkel avsperring!

Sperremann er et mobilt redskap for rask og effektiv opp- og nedrigging av sperringer og som oppfyller krav om opplysningsskilting i forbindelse med avsperringer. Anvendelse

Sperremann er alltid oppdresset og klar til bruk. Han har 15 meter rød og hvit plastkjetting i hver ”lomme”, samt skråstilt lomme med pleksiglass for vindsikker lagring og bruk av opplysningsskilt. Sperremann har hjul, samt håndtak, og kan derfor raskt og effektivt trilles på plass på ønsket område. Sperremann er like anvendelig på landanlegg og verft som offshore.Sperremann har meget lavt tyngdepunkt pga innstøpt betong i nederste del av røret. Totalvekten er 40 kg og Sperremann står derfor stødig selv i sterk vind.

Produktbeskrivelse

Produsert i aluminium EN-AW-6060/6082, og er pulverlakkert. Høyden er 1 meter. Sokkelplaten er 450x450 mm og har gummiknotter under.

Bruksanvisning

Ved bruk trilles Sperremann raskt på plass og sperrekjettingene trekkes ut av lommen og festes. Riktig skilt for info om årsaken til avsperringen hentes frem i skiltlommen (ikke inkludert), og ønsket område er forskriftsmessig avsperret. Må ikke løftes med kran og lignende.

HSE Products A/S may change specifications, color and equipment without further notice.

Hovlandsveien 160, N-4370 Egersund post@hseproducts.com, www.hseproducts.com

80 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

PROFESJONELL RÅDGIVNING

KONTRAKT •  Kontraktsstrategi •  Administrasjon •  Garan2krav •  Tvisteløsning •  Prosjektrisiko

FORSIKRINGSPRODUKTER •  Bankgaran2er •  Produktsgaran2er •  Produktansvar •  Internasjonalt ansvar •  Styreansvar •  Bedri=spakker

FORSIKRING •  Forsikringsanalyse •  Design av forsikringer •  Skadebehandling •  ProsjekDorsikring •  Formidling

Hieronymus Heyerdahlsgate 1 0160 Oslo, Norway Phone. (+47) 90 18 61 90 E-mail: hmk@nav-con.no www.nav-con.no

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 81

webguide www.ntos.no

www.can.as

www.fugro.com

Your Rental Supplier for the Oil- and Gas Industry

www.westcon.no

RENTAL - SALES - SERVICE

www.hed.no

Call us at: +47 51 81 50 00

www.sharecat.com

www.hed.no

www.oceaneering.com

www.apply.no

www. uniteam.no

www.semcomaritime.no

www.yardstick.no

www.www.langset.no

www.dgs-as.no

www.nli.no

www.x-noise.no

82 Offshore & Energi NOVEMBER 2011

webguide www.visma.no

www.solidtech.no

www.mudenia.no

www.bis-industrier.no

www.goodtech.no

www.solid-vedlikehold.no

www.aibel.no

www.aconawellpro.com

www.bennex.no

www.lbo.no

www.flir.com

www.technip.com

www.tsgroup.com

NOVEMBER 2011 Offshore & EnergI 83

dESiGN www.orangeriet.no

Returadresse: Offshore Media Group AS, Solheimsgaten 18, 5058 Bergen

IntellIgent solutIons for the harshest envIronments Beerenberg is an international technology group that has been delivering intelligent and innovative solutions to the oil and gas sector for more than 30 years. We are a leading supplier of maintenance and modification services, and we have developed and patented 13 different product and service solutions in recent years. These products and solutions provide a challenge for the industry and facilitate the production of oil and gas in the harshest environments

BERGEN - STAvANGER - HAuGESuNd - HAmmERfEST uSA - KAzAKHSTAN - RuSSiA

www.beerenberg.com

CREATE Smarter solutions within architecture,

outfitting and engineering.

CHANGE Environmentally friendly tools for surgical cutting within the modification and decommissioning area. REACH Beerenberg will find the best access method for the customer, whether it is Rope Access Techniques or Scaffolding. PROTECT Protection for maximum security and long life. Benarx`s innovative product line, Passive Fire Protection, Habitat-solutions, Surface Treatment, Insulation and Subsea Insulation.