Nr. 03 >> 2011
>> OTD2011 STAVANGER-magasinet
NORGE MANGLER 7000 INGENIØRER Statoil-felt stenges ned neste år
700 millioner fat planlegges utbygd Lederbonuser hindrer økt utvinning-Kortsiktighet belønnes >> LETEVIRKSOMHET
>> RIGMARKED
>> SUBSEA
>> MADE IN NORWAY
www.offshore.no
OTD, hall C, stand 3007. Drop . y b
Things are happening in CAN. More than ever, actually. We are busy and growing rapidly. At OTD we will launch two new products: CAN Prevent Dropped Objects and CAN Drilling Upgrade. Since 1993, we have been an innovative problem solver for oil and gas companies on the Norwegian Continental
Shelf – suggesting and providing solutions that are both safer and more cost-efficient than traditional solutions. Can we aid you in reducing costs? Definitely. Visit us at OTD. In the meantime, you can find more information regarding our products CAN Inspect, CAN Install & Remove, CAN Weld and CAN Rental at www.can.no
I løpet av kort tid har OneCo satt seg i stand til å ta flere «tunge løft» som leverandør av produkter og tjenester til olje- og gassindustrien. Selskapet har allerede etablert seg som en solid leverandør av både tjenester og produkter. Gjennom OneCo Contracting er selskapet nå klar til å ta flere løft i markedet og satser tungt på å tilby multi-disipline / systemintegrerte løsninger for oppgraderingsmarkedet, både for rigger og skip. www.oneco.no
OneCo
- klar for nye løft
Det første utstyret fra Statoil på 450 tonn løftes på plass på OneCo Contractings base i Forsand.
INNHOLD
24
18
Gigantene kommer tilbake på banen Ny optimisme i lete-Norge etter åpning av delelinjeområdet og nye funn i Barentshavet.
Blant tidenes største funn
36
Aldous og Avaldsnes henger sammen og kan dermed være tidens 7. største funn på norsk sokkel.
22
Storfunn sikrer milliardmuligheter Aldous Major Sør og Norvarg gir god grunn til optimisme.
Titalls riggmilliarder på vei til Songa Riggsommeren 2011 stod i Songa Offshores tegn. Selskapet inngikk avtaler med Statoil for riggleie som meget sannsynlig gir nærmere 38 milliarder kroner i inntekter.
42
Gjør seg klar for rigg-boom Nå venter gode tider for verftene som kjemper om rigg-jobber. - - -Markedet for vedlikehold og klassinger av rigger er et svært viktig område for Bergen Group fordi vi ser et vekstpotensiale her, sier divisjonsdirektør Kristin Færøvik.
20
DETTE ER MANNEN BAK STORFUNNET
29
MOT NY FELTUTBYGGING I NORDSJØEN
44
NÅ KOMMER GLUUALDEREN FOR RIGGSELSKAPENE
52
BLI MED PÅ SKIFERGASSEVENTYRET
54
NÅ TRENGER KINESERNE NORSKE LØSNINGER
76
KLAGER IKKE. BORER IKKE
82
MILLIARDRUSH I SUBSEAMARKEDET
88
700 millioner fat planlegges UTBYGD
92
KRAFT FRA LAND BLIR DOBBELT SÅ DYRT
97
LEDERBONUSER HINDRER ØKT UTVINNING
110
NORGE MANGLER 7000 INGENIØRER
26 OLJEPRIS OG LETEAKTIVITET 42 GJØR SEG KLAR FOR RIGG-BOOM 53 DETTE HAR STYRKET MERKEVAREN NORGE 55 60 MARINER-milliarder TILBAKE PÅ SKINNER 62 EN KJEMPEFORDEL Å KOMME FRA NORGE 74 SKATTEREGLER BREMSER NORSK STORSATSING 103 109 FALSKE SERTIFIKATER 114 VIL KOSTE 160 FJERNE ALT
4
Offshore & Energi OKTOBER 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.
www.fmctechnologies.com © 2010 FMC Technologies. All rights reserved.
ONS 2010 Innovation Award for the innovative well control system “Through Tubing Rotary Drilling - TTRD”.
>> REDAKTØREN
KAMPEN MOT DOGMENE Etter at Senterpartiet i seks år har hatt statsråden i Olje- og Energidepartementet, fastslår statsråd Ola Borten Moe at ”miljøbevegelsen aktivt legger hindringer i veien for våre ambisiøse fornybare mål”. Han finner intet motsetningsforhold mellom olje og gass og miljøvennlighet, og er den første som tør å utfordre vår tids selvbestaltede presteskap. Vi har lenge skrevet om oljebransjens redsel for å konfrontere miljøvernere av alle slag med fakta. Storøyd har vi observert hvordan medlemmer fra ulike miljøgrupper har tiltvunget seg – og fått – spalteplass og overdreven oppmerksomhet fra oljeindustrien. Uimotsagt får folk som Bellonas Frederic Hauge slå om seg med kraftuttrykk og personkarakteristikker og med ekstrem selvrettferdighet forlange monopol på moral og forstand. Nå kaller Hauge statsråd Borten Moe for ”en inkompetent løgner” og forlanger ham straks fjernet som olje- og energiminister. VG avslørte at Hauge har villet avsette fem av seks statsråder, og at organisasjonen mottar millionbeløp fra staten. Borten Moes uredde svar var at ”jeg ser ikke bort fra at vi meget vel kan styre energipolitikken uten innspill fra Frederic Hauge”. Dette er så forfriskende at vi knapt kan tro det. Borten Moe blir møtt med et hylekor, både innad i regjeringen og spesielt fra et SV i krisestemning, og fra noen av sine egne i Senterpartiet. Det virker som om kritikerne
Hovedkontor: Solheimsgaten 18, 5824 Solheimsviken Tel: +47 55 20 72 00 Fax: +47 20 72 01 redaksjonen@offshore.no www.offshoremediagroup.com Sjefsredaktør: Helge Keilen - hk@offshore.no Redaktør Offshore & Energy: Stein Tjelta - st@offshore.no
6
går på autopilot. Miljøbevegelsen definerer olje/gass som galt og vindmøller og bioenergi som godt, nærmest uavhengig av koblingen tilbake til klimaet. Dette bygger på så grovt forenklede forutsetninger at de får et nærmest religiøst preg, der kamp mot olje og gass er hovedmålet enten det hjelper klima og miljø eller ikke. Norsk miljøbevegelse er her langt mer dogmatisk enn i de fleste andre land. I deres øyne skal man bare måle klimagassutslipp i Norge uansett hvordan tiltakene virker på resten av verden, noe som vil gjøre alt dyrere og alle målene vanskeligere å nå. Europa er i dag kraftig avhengig av kullkraft for å balansere det fortsatt beskjedne bidraget fra vind og sol. Selv om man holder forbruket av kull konstant, må Europa ha mer gass for å dekke inn enhver reduksjon av atomkraften og for å balansere hver eneste ny vindmølle eller solcelleanlegg. Da hjelper det å vite at norsk olje- og gassproduksjon er den mest miljøvennlige i verden. Skal man nå både verdens klimamål og velferdsmål må man ut av den tankemessige tvangstrøyen der olje og gass er ut og fornybar er inn. Statsråd Borten Moe mener at olje og gass faktisk kan bidra til løse klimaproblemene like godt som det fornybare, og uten de store naturinngrepene. Moe mener dessuten at hvis fornybar energi virkelig fører til en klar reduksjon av klimagassutslipp, eller skaper betydelige positive verdier, må man tåle rimelige
naturinngrep - så lenge man også har klimavirkningen av disse inngrepene med i regnestykket. Det kanskje mest påfallende i denne saken er stillheten fra Arbeiderpartiet. Der er man opptatt av å bygge landet og til dette trengs oljen og gassen. Spør bare LO-sjef Roar Flåthen. Så får Senterpartiet og SV protestere så mye de vil. Velgerne vet nok at disse to partiene, som har vært de største motstanderne mot oljevirksomheten, er blant de ivrigste til å bruke inntektene fra denne. Det er denne virkelighetsfjernheten Borten Moe tar et oppgjør med. Han er en modig mann og det er på høy tid at noen tar bladet fra munnen. Han har en hel oljenæring og trolig mesteparten av velgerne bak seg, så vi kan bare anbefale ham å fortsette kampen mot dogmene! 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 OKTOBER 2011 Svanemerket er det
Forside foto: Statoil Trykkeri: Merkur-Trykk AS www.merkurtrykk.no
colorlab.no The Norwegian Color Research Laboratory
You will find us at stand no. B 2008
Guiding you to a safer future Falck Nutec provides competence in preventing, managing and learning from critical situations. We do this through training, counselling and by giving assistance. Over 30 years of experience from the offshore industries has given Falck Nutec unique expertise that has world-wide demand. Tlf: 02201 or (+47) 55 94 20 00 | companymail@falcknutec.no | falcknutec.no
Utgave nr.4 - 2011 Publiseres 18. november / materiellfrist 26. oktober 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.
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 for gunfloats and tailbuoys for offshore seismic surveys. The system has a high update rate and operates at ranges in excess of Meet us on Stand 3510 OTD, Stavanger, Norway 19-20 October 2011 Fugro Survey AS Tel: +47 55 34 94 00 www.fugro-survey.no
12 kilometres.
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
Meet us at otD2011 hall B, Stand no 2708
Photo: Courtesy of FMC Technologies
We make energy flow STREAM is a leading provider of products, solutions and services in valves, instrumentation and piping for the oil and gas industry.
Instrumentation
Valves
Piping
Teamtrade AS is Norway’s leading total supplier of instrumentation for the oil and gas industry.
Solberg & Andersen AS is a market leading supplier of valves and services for the Norwegian oil and gas industry, and land-based process industry.
Energy Piping AS is one of Norway’s leading suppliers of piping and valves for the oil and gas industry.
OTD FOCUS:
OTD FOCUS:
OTD FOCUS:
World release: Teamtrade´s patented FloWizard - optimal Flow Control Valve Technology.
Introducing VAC Valve Automation Centre and ValveWatch.
Piping products and Clamp Connectors / Spring Support inspection, installation and service.
Visit us in Hall B at stand 2400, 2401 and 2402. WWW.STREAM.NO
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
Besøk oss på stand 2506 i hall B
BARTEC TECHNOR AS - P.O.Box 658, Dusavikveien 39, 4003 STAVANGER - www.bartec-technor.no
MacArtney Norway Offering more services from custom built premises
• • • • • • • • • •
Product development System integration 24-7 service Electronics facilities Fibre optic facilities Test tank Lease equipment Pressure tank Extensive stock equipment Cable and connector moulding
MacArtney Norge AS • Tel.: +47 5195 1800 • mac-no@macartney.com • www.macartney.com
Ingenious solution for cable laying Any ship or barge with sufficient carrying capacity can be converted to cable-layer by Drammen Yard, Norway. The carousels come in sizes from 300 to 9000 tons, fully certified, computer controlled, plug and play. Installation of carousel and laying-gear is undertaken in 3 to 5 days. With use of external crane, the carousel is lifted in place with cable loaded.
Meet us at OTD 2011, Hall B, Stand 2912
Position Vacant Technical Designer. Call +47 32 88 26 30
The Drammen Carousel is an off-the-shelf package with sizes, components and control systems adjusted to clients needs.
Contact us for a free case assessment or more information trond.odden@drammenyard.no Tel.: +47 32 88 26 30 www.drammenyard.no
>> letevirksomhet
Blant tidenes største funn Aldous og Avaldsnes henger sammen og kan dermed være tidens 7. største funn på norsk sokkel. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Det er bekreftet kommunikasjon mellom oljefunnene Aldous og Avaldsnes på Utsirahøyden i Nordsjøen. Samlet kan disse utgjøre en oljestruktur på mellom 500 og 1200 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Selvstendig utbygging Hvis den øvre delen av intervallet slår til, vil funnet være blant de ti største oljefunnene på norsk sokkel. 1200 millioner fat vil plassere funnet på 7. plass, bak Snorre, men foran Heidrun. - Alt ligger til rette for en selvstendig utbygging. Med et funn på denne størrelsen, vil det være naturlig at det går mellom 6 og 8 år fra første funn til produksjon, sier Tim Dodsen, konserndirektør for leting i Statoil, til Offshore & Energi. - Blir Statoil operatør? - Vi har 40 prosent i begge lisensene og dermed klart største eiereandel.
18 Offshore & Energi OKTOBER 2011
I tillegg er vi operatør for lisens 265, så det er svært interessant for oss å bli operatør for en utbygging. - Størst i verden Og oppsidepotensialet er faktisk enda større. Snart skal Aldous Nord bores, og da kan storfeltet vokse ytterligere. - Vi tror på mellom 100 og 300 millioner fat der, og funnsannsynligheten har økt som en følge av suksessen på Aldous. I tillegg kan det være ytterligere potensial rundt kanten av formasjonen, sier Dodson. Det betyr at Aldous/Avaldsnes, dersom alt slår til, etterhvert kan lukte på 5. og 6. plassen over tidenes funn på norsk sokkel. Der finner vi henholdsvis Troll og Snorre, begge med rundt 1,5 milliarder fat. - Det dreier seg om det største funnet som er gjort i hele verden i 2011, sier Dodson.
Tre high impact For Statoil er dette det tredje high impact-funnet som operatør i 2011. I april i år ble oljefunnet Skrugard på cirka 250 millioner fat påvist i Barentshavet og oljefunnet Peregrino Sør på mellom 150 og 300 millioner fat ble påvist i Brasil. - Funnene er et resultat av Statoils letestrategi hvor vi prioriterer high impact-muligheter, samtidig som vi fokuserer i våre etablerte kjerneområder, sier Dodson. I verdensklasse - Som vi sa på kapitalmarkedsdagen i juni, så er norsk sokkel et petroleumsområde i verdensklasse. Aldous/Avaldsnes-funnene er et bevis på at norsk sokkel fortsatt er attraktiv. Å gjøre funn av denne størrelsen i et modent område, viser at leting handler om utholdenhet, kreativitet og innhenting av ny kunnskap, sier Dodson.
OFFSHORE & ENERGY
Aldous Major South ligger i lisens 265 hvor Statoil er operatør (40 prosent), med partnerne Petoro (30), Det norske oljeselskap (20) og Lundin (10). Avaldsnes ligger i lisens 501 hvor Lundin er operatør (40 prosent), med partnerne Statoil (40) og Mærsk (20). Vekker oppsikt Lundins Luno-funn, Det norskes Draupne, Statoils Ragnarock og nå sist Aldous/Avaldsnes vekker oppsikt, også internasjonalt. - Mange vil nok bli svært overrasket over at dette er mulig i modne Nordsjøen. Men dette setter uansett Norge og Nordsjøen tilbake på det globale letekartet. Faktum er at vi ikke helt forstår hvorfor oljen befinner seg der den er. Fellen ligger egentlig på andre siden av formasjonen. Men det betyr jo mindre nå som
Norges største oljefelt, funnår og estimerte reserver angitt i millioner fat oljeekvivalenter: 1. Statfjord 1974 (3.568) 2. Ekofisk 1969 (3.363) 3. Oseberg 1979 (2.373) 4. Gullfaks 1978 (2.298) 5. Troll 1979 (1.573) 6. Snorre 1979 (1.517)
funnet er gjort, sier Tim Dodson.
Snorre, men foran Heidrun.
Tror på nye oppturer - Er det grunn til å tro at det finnes flere slike skjulte skatter i Nordsjøen?
Og oppsidepotensialet er faktisk enda større. Snart skal Aldous Nord bores, og da kan storfeltet vokse ytterligere.
- Ja. Først og fremst i andre og nye typer feller enn dem vi er vant til. Dette funnet er annerledes enn de andre som er gjort på norsk sokkel, og det vil gi oss økt forståelse og kunnskap.
- Vi tror på mellom 100 og 300 millioner fat der, og funnsannsynligheten har økt som en følge av suksessen på Aldous. I tillegg kan det være ytterligere potensial rundt kanten av formasjonen, sier Dodson.
Aldous Nord neste Foreløpig anslår Statoil at Aldous/Avaldsnes inneholder mellom 500 og 1200 millioner fat
Trenger mer areal - Hvordan klarer dere å holde trykk på Lofoten nå som Nordsjøen og Barentshavet blomstrer?
utvinnbare oljeekvivalenter. Hvis den øvre delen av intervallet slår til, vil funnet være blant de ti største oljefunnene på norsk sokkel. 1200 millioner fat vil plassere funnet på 7. plass, bak
- Dette dreier seg om ett funn. Produksjonen på norsk sokkel er fallende, og Aldous/Avaldsnes vil ikke stanse denne utviklingen. Vi gleder oss over oppturen, men trenger mer, sier Dodson.
*. Aldous Major/Avaldsnes 2011 (høyt estimat 1.200)
14. Ula 1976 (581)
7. Heidrun 1985 (1.063)
*. Aldous Major/Avaldsnes 2011 (lavt estimat 500)
8. Valhall 1975 (915)
15. Balder 1967 (438)
9. Draugen 1984 (900)
..
10. Eldfisk 1970 (842)
23. Skrugard 2011 (høyt estimat 250)
11. Grane 1991 (759)
39. Skrugard 2011 (lavt estimat 150)
12. Åsgard 1981 (634) 13. Norne 1992 (587)
(Kilder: Oljedirektoratet og Statoil)
Østraadt Rør Gruppen leverer betong relaterte produkter som: - Betongmatter - Sandsekker - Betongmatter med friksjonsplater - Betonglodd - Krysningsbru - Spesialprodukter etter kundens ønsker Mer produktinformasjon: www.ostraadtror.no
I samarbeid med Mørtelverket Forsand kan vi nå også tilby sandsekker i en mengde størrelers og vekter for stabilisering.
www.forsand-sandkompani.no
OKTOBER 2011 Offshore & Energi 19
>> letevirksomhet
Dette er mannen bak storfunnet Pensjonisten som tar Nordsjøen til nye høyder. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Det var Statoil som traff blink på Aldous Major-prospektet, men nøkkelen som låste opp denne delen av Nordsjøen ble funnet av andre, nemlig Lundins leteteam med Hans-Christen Rønnevik i spissen.
høyden siden TFO-runden i 2004. Vi søkte alene i 2004 og i de tre påfølgende rundene for å bli spleiset med andre eller farmet oss ut eller inn i lisenser til de andeler vi har i dag.
Flere utbygginger Svenskens gjennombrudd på Luno har lagt grunnlaget for at også andre selskaper lykkes i samme område, noe som kan gi flere nye ut- bygginger på
Tror på mer - Finnes det grunn til å tro at det er flere slike skjulte skatter på norsk sokkel?
Utsirahøyden Sør. - Vi har vært med på å endre synet på hva som er mulig å få til. Vi har også vært åpne i miljøet i forhold til letemodellene som er brukt, men da først etter å ha sikret oss de andelene vi vil ha i området. Vi spiller hele tiden sjakk, sier Rønnevik til Offshore.no.
- Ja, vi skal bore flere hull og har betydelige planer rundt Haugalandhøyden. I tillegg vil i bruke samme konseptet andre steder, bygge opp en portefølje og jobbe med helheten i et større område. Av erfaring vet vi at det er viktigere å se på helheten enn å sitte og studere frimerker.
Pensjonist fra Hydro/Statoil Hydro/Statoil-pensjonisten, med fortid i DNO, Saga, Shell, Industridepartementet og Oljedirektoratet, leder nå landets mest suksessrike leteavdeling. - Vi har 35 personer som jobber med undergrunn, og vi har det gøy på jobb. Organiseringen er antibyråkratisk med stor frihet og betydelig lagfølelse. Samtidig er det viktig for oss å dyrke den spisskompetansen som hver enkelt ansatt representerer. Også på dette området, har vi hatt en bevisst strategi over flere år.
Barentshavet og nordlige Nordsjøen Selskapet jobber med en samling lisenser rundt Loppa-høyden i Barentshavet og fant nylig gass på Skalle-prospektet. I tillegg skal Lundin være med på Enis letebrønn på Pulk i lisens 533 og selskapet fikk også operatørskap i lisens 609, øst for Statoils Skrugard-funn, i 21. konsesjonsrunde. - Så skal vi begynne på et nytt område nord i Nordsjøen, der planen er å bore Albert-prospektet i løpet av året. Også her vil vi følge samme strategi, sier Rønnevik.
Kan være topp ti-funn Funnene Aldous Major og Avaldsnes, som trolig henger sammen, har begge et maxanslag for reserver på 400 millioner fat. Tar vi med oppsidepotensialet Statoil har varslet for Aldous Major nord, er det dermed mulig at feltet kan inneholde 1 milliard fat, noe som vil plassere funnet blant de ti største på norsk sokkel noensinne. Ikke et "lucky strike" Men det hele startet altså med Luno. - Der begynte vi å se mulighetene. Det er ikke noe "lucky strike", men hardt geologisk arbeid som ligger bak. Vi har hatt en hypotese som vi har fulgt slavisk. Samtidig har vi hatt evne til ikke å være forutinntatte. Alt handler om tolkning, analyser, innhenting av data, nye tolkninger og analyser og så videre. Vi var blant annet først ute med å ta i bruk nye seismiske 3D-teknikker for å bedre avbildningen av undergrunnen, sier letedirektøren. Fra null til gull Mens området nå er blant de aller mest ettertraktede på norsk sokkel, var historien en helt annen da Lundin kastet sitt blikk på de aktuelle lisensene. - Vi har hatt en klar strategi og har sikret oss areal i området over tid. Dette er vårt kjernekonsept. Vi har bygget opp porteføljen vår rundt Haugaland-
20 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Slik ser Lundin for seg området. - Denne grafikken lå en stund ute på Oljedirektoratets nettside, men ble fjernet da omfanget ikke passet helt med de offentlige ressursanslagene. Etter funnet på Aldous Major, er det vel ingen tvil om at denne illustrasjonen tåler dagens lys, sier Rønnevik.
Foto GettyImages
blir du også litt rørt av å tenke på at 10.100 tonn med jern har lavere marktrykk enn en mann som sitter på en stol? Da er du sikkert en ekte ingeniør! Se det andre ikke ser. Tenke og gjøre slik andre ikke får tenke og gjøre. Modellere, sjekke at det er gjort riktig, lage byggevennlige ting. Være der tingene skjer, midt i Stavanger: Engineering, fabrikasjon, installasjon. Vi kaller det ekte engineering – og det får du bare om du begynner hos oss.
EKTEEnginEEring.no/rosEnbErg
>> letevirksomhet
Storfunn sikrer milliardmuligheter Aldous Major Sør og Norvarg gir god grunn til optimisme. tekst: JOHN ØKLAND & GLENN STANGELAND gs@offshore.no Høsten 2011 startet med meget positive nyheter fra både Nordsjøen og Barentshavet. Med 19 minutters mellomrom ble to storfunn annonsert - og det gir grobunn for spennende tider for en rekke selskaper. Årets største gassfunn Først kom nyheten om at partnerskapet på Aldous Major Sør-prospektet i Nordsjøen hadde gjort et betydelig oljefunn, så fulgte Norvargpartnerne opp med det som trolig er det største gassfunnet på norsk sokkel siden Shells Gro i Norskehavet. Foreløpige volumer på Aldous Major Sør er estimert til å være mellom 200 og 400 millioner fat oljeekvivalenter for denne delen av strukturen i lisens 265, og operatør Statoil forventer ytterligere oppside i lisensen både nord og sør for funnet. Foreløpige beregninger viser at Norvarg-funnet er på mellom 10 og 50 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass, som tilsvarer mellom 63 og 315 millioner fat oljeekvivalenter. (FOTO: Statoil)
Til sammenlikning var fjorårets største gassfunn, BPs Snadd Nord, på mellom 8 og 14 milliarder standard kubikkmeter. Det nest største i år, Skalle, på mellom 2,5 og 8. Totalt ble det funnet mellom 16 og 40 milliarder kubikkmeter gass på hele norsk sokkel i fjor. Det norske feirer De to funnene gir god grunn til å juble spesielt for Det norske. Selskapet eier 20 prosent i begge funnene. Det norske har måttet tåle mye kritikk for manglene leteresultater de siste årene, blant annet fra eierne i Aker ASA. Nå slår selskapet sterkt tilbake, ikke som operatør, men som partner. - Dette er en kjempedag for selskapet, og vi er spente på hvordan aksjemarkedet reagerer. Det dreier seg trolig om to betydelige funn som representerer store verdier for Det norske, sier administrerende direktør Erik Haugane i Det norske. Forutsatt operatørenes anslag for de to funnene, en oljepris på 100 dollar fatet og en dollarkurs på 5,5 betyr dette at Det norskes andeler kan inneholde olje verdt mellom 29 og 78 milliarder kroner brutto. Skulle selskapet ønske å selge sin andel av Aldous Major-funnet, er tommelfingerregelen i Nordsjøen i overkant av fem dollar per fat. Det vil gi en salgsinntekt på mellom 1,1 og 2,2 milliarder kroner. Usikkerhet på Norvarg Siden Norvarg-funnet ligger langt fra land og eksisterende infrastruktur og i et lite utforsket område, er det betydelig større usikkerhet knyttet til disse verdiene. Det er i samme størrelsesorden som Statoils Skrugard, men sentral plassering gjør at Aldous/Avaldsnes kommer vesentlig bedre ut økonomisk sammenliknet med funnet i Barentshavet.
Transocean Leader traff blink på Aldous Major Sør rett vest av Avaldsnes
22 Offshore & Energi OKTOBER 2011
(FOTO: Seadrill)
- Funnet henger sammen med Avaldsnes, og Statoil, som har betydelige andeler i begge funnene, er den naturlige operatøren. Totalt
West Phoenix boret Norvargprospektet og fant store mengder gass.
dreier det seg om en utbygging av et felt på godt over 500 millioner fat. Det har stor betydning for enhetskostnadene, verdien per fat øker betydelig, sier Haugane. - Egen plattform - Hvor raskt kan funnet bli bygd ut? - Vi går ut fra at man vil få avgrenset det hele relativt raskt, kanskje i løpet av neste år, for så å gå rett på konseptfase. - Hvordan ser Det norske for seg at dette vil bli bygd ut? - Det blir en egen plattform. Det vil bli et område med en del felles infrastruktur og samordning, men avstanden til Luno, Draupne og Dagny er for stor til at de kan utvikles sammen. Aldous Major Sør ligger i lisens 265 hvor Statoil er operatør (40 prosent), med partnerne Petoro (30), Det norske oljeselskap (20) og Lundin (10) Operatøren ser nå gode muligheter. - Aldous Major Sør er et betydelig oljefunn i et av Statoils kjerneområder. Sammen med
OFFSHORE & ENERGY
Erik Haugane og Det norske kan feire store funn både i Nordsjøen og Barentshavet. - Det dreier seg trolig om to betydelige funn som representerer store verdier for Det norske, sier han.
Avaldsnes-funnet vil dette kunne gi grunnlag for en ny, selvstendig utbygging i Nordsjøen. Som største ressurseier vil vi ta initiativ til å finne en god områdeløsning som maksimerer verdiskapningen, sier Gro G. Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel i Statoil. Spenning i Barentshavet Rettighetshaverne i PL535 med Norvarg-prospektet ligger er : Total Norge E&P (operatør) 40 prosent
Norvarg er en bekreftelse på selskapets tro på petroleumsforekomster i Barentshavet, sier Erik Karlstrøm, administrerende direktør i North Energy.
Reaksjone fra eierne er naturlig nok også positive etter storfunnet. - North Energy ser positivt på de foreløpige beregningene etter prøveboringen. Nå skal funnet evalueres grundigere av operatør og partnere før vi kan anslå mer eksakte volumer og kommersialitet, men funnet er en bekreftelse på selskapets tro på petroleumsforekomster i Barentshavet sier Erik Karlstrøm, administrerende direktør i North Energy ASA. - Dette er positivt for Rocksource og potensielt for fremtiden i Barentshavet. Regionen er utfordrende, men samtidig meget spennende og vi ser frem mot å delta i den videre evalueringen av volum-potensialet og mulighetene for å kommersialisere dette funnet, sier CEO Trygve Pedersen i Rocksource.
Det norske oljeselskap ASA - 20 prosent North Energy ASA - 20 prosent Rocksource ASA - 20 prosent
OFFSHORE CONTAINERS & BASKETS Euro Offshore specialises in the design, build, rental, servicing and sale of cargo-carrying units for the offshore oil and gas market. We have more than 20 years experience in the design, engineering and manufacture of specialist modules for sales and rental. Through close relationship with our customers, we design and produce offshore units to meet customer requirements. Euro Offshore has an implemented and documented system for quality assurance in accordance with DNV quality management system standard ISO 9001:2008. We are registered and qualified in the Achilles joint qualification system for suppliers to the Oil Industry. SPECIFICATION FOR PRESSURIZED WORKSHOP: • DNV 2.7-1 Certified • EN 12079 Certified • Pressurized system to ISO 15138 and NORSOK H-001 •Pressurized container to NORSOK Z-015 • Fireproof – SOLAS A60/B15 fire panel • All to EX/ATEX requirements Zone I VALVES
CABLE
PIPES AND FITTINGS
THE MAIN CATEGORIES OF CUSTOMIZED UNITS ARE: • Special cargo-carrying baskets • Pressurized modules • Varying types of workshop containers and baskets • Office containers •Cooler and freeze units • Service Cabins • Specialized modules OFFSHORE CONTAINERS
MODULES
VALVES
CABLE
PIPES AND FITTINGS
OFFSHORE CONTAINERS
OKTOBER 2011 Offshore & Energi 23
>> letevirksomhet
Gigantene kommer tilbake på banen Ny optimisme i lete-Norge etter åpning av delelinjeområdet og nye funn i Barentshavet.
tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Oljegigantene i Norge har i mange år holdt lav profil. Ved utgangen av første halvår 2011, hadde de samlet boret èn letebrønn. I 2010 boret de store internasjonale selskapene kun ti prosent av de norske leteog avgrensningsbrønnene.
- Optimismen er tilbake - Sett bort fra verdensøkonomien, som nå er ustabil, har optimismen på norsk sokkel økt det siste året. Det skyldes i stor grad at den politiske situasjonen har bedret seg. Nå har vi, etter å ha ventet i sju år, fått en oljemelding, som stort sett kan oppfattes som et klapp på skulderen til bransjen. Dette er en næring det skal satses på, er gjennomgangstonen i meldingen. Så har vi fått en åpning av nordområdene, også det har medført optimisme, sier Bjørn Harald Martinsen, fagsjef økonomi i OLF, til Offshore&Energi. - Men fortsatt leter ikke de store oljeselskapene? - De vil nok komme mer på banen nå. I nord er det jomfruelige områder, og det er tiltrekkende for de store internasjonale oljeselskapene.
Bruker 180 millioner på seismikk Delelinjeavtalen trådte i kraft 7. juli i år, og denne delen av det sørlige Barentshavet som nå er blitt en del av norsk kontinentalsokkel kan inneholde betydelige oljeog gassressurser. Kunnskapen om slike ressurser er svært begrenset og regjeringen har derfor satt av 180 millioner kroner til seismikkinn-samling i nord i sommersesongene 2011 og 2012.
7 av 77 Hvordan ser letestatistikken ut for de virkelig store gigantene, som ConocoPhillips, Norske Shell, Esso og BP?
Nokså laber. I hele fjor, og i løpet av årets første seks måneder, har disse selskapene til sammen kun boret sju brønner av totalt 77, altså under ti prosent av letebrønnene. Shell boret i fjor tre brønner, mens ConocoPhillips, Esso og BP boret en eneste brønn hver. Hittil i år er samlet antall èn. Av disse gigantene er det altså kun ConocoPhillips som har boret en eneste brønn.
24 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Statoil tilbake på topp I 2010 måtte Statoil se seg forbigått av Det norske i antall brønner. Ved utgangen av årets første halvdel, var det Statoil som hadde boret flest brønner, men nå med Lundin på andreplass.
We delIver the peOple
Spesialist p책 bemanning og tjenester innen olje og gass ISO 9000: 2000 SertIfISert
>> letevirksomhet
Oljepris og leteaktivitet Norsk letevirksomhet er uforutsigbar og følger ikke nødvendigvis oljeprisen.
tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Går man ti og et halvt år tilbake i tid og ser på antallet letebrønner frem til i dag, viser det seg at leteaktiviteten av og til reflekterer oljeprisen, men ikke alltid. Noe vil skyldes etterslep av boreforpliktelser og riggtilgjengelighet, men noe av de tilsynelatende uforutsigbare sammenhengene mellom oljepris og leteaktivitet må også skyldes psykologi. Etter perioder med lave oljepriser, tar det gjerne tid før aktiviteten tar seg opp igjen. Hittil i år har oljeprisen svingt rundt 100 dollar fatet, og det er planlagt rundt 60 letebrønner på norsk sokkel i år. Ved utgangen av første halvdel av 2011 var antallet slike boringer oppe i 31. Det ligger med andre ord an til at det planlagte antallet brønner vil slå til. Markedets psykologi Oljebransjen regnes som en konservativt drevet. Og drevet av flokkmentalitet. Ved siste finanskrise, og oljeprisfall, var det på verdensbasis ett selskap som skilte seg ut ved å ikke kutte i sine investeringer, og det var giganten ExxonMobil. De fleste andre selskapene holdt igjen. Dette var vel og merke på verdensbasis. I annerledeslandet Norge var det andre boller. Iallefall innen leting.
26 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Her er tabell for oljeprisutviklingen:
Oljepristallene er hentet fra BP Statistical Review.
Årstall
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Antall brønner
28,50
24,44
25,02
28,83
38,27
54,52
65,14
72,39
97,26
62,68
79,50
Her er tabell over antall lete/avgrensningsbrønner i samme periode: Årstall
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Antall brønner
24
34
19
22
17
12
26
32
52
65
46
Ser man på utviklingen i oljeprisen fra år 2000 og til og med 2010, er det en mer eller mindre jevn stigning,men en tydelig dipp i 2009. Til tross for at finanskrisen slo til, og oljeprisen raste høsten 2008, og etterdønningene var tydelige i 2009, ble det dette året satt ny leterekord på norsk sokkel med 65 brønner. Året etter, i 2020, falt leteaktiviteten med 20 brønner. En markant nedgang, som nå har snudd, for det ligger an til rundt 60 letebrønner i 2011.
Lete- og avgrensingsbrønner 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 hydrokarboner, eller olje/gass.En avgrensningsbrønn bores gjerne for å få bedre overblikk over reservoaret, og/eller for å få fastslått størrelsen på funnet.
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 Meet us at OTD 19.-20. October in Stavanger. STAND 3602 . PMC SERVI GRUPPEN + 47 64 97 97 97 www.pmcservi.no www.pmckatalogen.no
BECHER Maskinering AS
Hollundsdalen Industriområde, 5430 Bremnes, Norway Telefon: 53 42 06 77 Telefaks: 53 42 70 90 E-post: post@bechermaskinering.com Web: www.bechermaskinering.com
OKTOBER 2011 Offshore & Energi 27
>> letevirksomhet
Disse leter mest på norsk sokkel I fjor ble Statoil forbigått av Det norske. Hvem leter mest i år, og hvor?
tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no 2010 gikk over i historien med 46 letebrønner, og Statoil måtte se seg forbigått av Det norske i antall brønner. Ved utgangen av inneværende års første seks måneder, var antallet oppe i 31 brønner. Statoil på topp igjen I år har Statoil boret de langt fleste brønnene. Dette skyldes ikke minst at Det norske, etter skuffende leteresultater i fjor har lagt om strategien. Nå har selskapet spredd risikoen ved å bore færre egenopererte brønner, men være med som partner i desto flere slike boringer. Nå er det selskapet Lundin, som foruten Statoil, utmerker seg ved et betydelig antall letebrønner. De gamle er fortsatt eldst Leteoffensiven pågår fortsatt i Nordsjøen. Til tross for til dels oppløftende resultater i nordområdene, gjøres det meste av nye funn i den forholdsvis modne Nordsjøen. Men i årets første halvår var nesten halvparten av brønnene boret i Norskehavet og i Barentshavet. Nykommerne viser igjen Tradisjonelt har de nyere, mindre selskapene på norsk sokkel konsentrert seg om Nordsjøen, der funnmulighetene kan være helt opp mot 50 prosent. Her finnes også godt utbygd infrastruktur som muliggjør raske og forholdsvis rimelige utbygginger. Dette passer et mindre selskap, med begrensede økonomiske muskler fint. Tradisjonelt er det altså de større, veletablerte selskapene som har boret i nord, for her regnes funnsjansen typisk til mellom ti og 15 prosent. Men statistikken for 2011 er klar: Nå borer også de mindre selskapene i nord. Nexen (som nå trekker seg ut av Norge) har boret en brønn i Norskehavet. Det har også BG. I Barentshavet har Lundin boret en brønn. Statoil dominerer i nord Statistikken viser også tydelig at det er Statoil som dominerer i nord. Selskapet har boret to brønner i Norskehavet og to i Barentshavet.
28 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Selskap
Totalt antall
Nordsjøen
MND
Kommentar
Statoil
10
6
2
2
Lundin
6
5
0
1
Idemitsu
1
1
0
0
Total
1
0
0
1
Wintershall
2
2
0
0
ConocoPh.
1
1
0
0
BG
3
2
1
0
Nexen
1
0
1
0
Marathon
2
2
0
0
Noreco
1
0
0
0
E.On Ruhrg.
1
1
0
0
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 hydrokarboner, eller olje/gass. En avgrensningsbrønn bores gjerne for å få bedre overblikk over reservoaret, og/eller for å få
fastslått størrelsen på funnet. Oversikten over inneholder kun 2011-brønner Oljedirektoratets oversikt har med brønner som ble påbegynt sent i 2010 og fullført i 2011. Denne oversikten har kun med brønner som har blitt påbegynt i kalenderåret 2011, og har dermed litt lavere antall enn Oljedirektoratets oversikt.
Nymo Rig Harbour Port of Arendal
OFFSHORE & ENERGY
Mot ny feltutbygging i Nordsjøen Wintershall finner mer og utbyggingssannsynligheten øker. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Wintershall har avsluttet en avgrensningsbrønn på funnet Grosbeak. Brønnen påviste mer olje, og selskapet, som har et investeringsbudsjett i Norge og deler av UK på rundt åtte milliarder kroner de neste fem årene, har bekreftet at en av målsetningene er å bygge ut enten Grosbeak eller Maria-funnet i løpet av denne perioden. Rettighetshaverne vil vurdere funnet utviklet sammen med andre funn i området.
NORWAY
-utviklingen av Grosbeak-funnet er under planlegging. Det er imidlertid for tidlig å si noe konkret om hvilket utbyggingskonsept vi ser for oss. I tillegg vil det også være nødvendig å bore ytterligere avgrensningsbrønner for bedre å vurdere størrelsen på funnet, sier informasjonsansvarlig i Wintershall, Verena Cattel, til Offshore.no.
Foster Bay
Baffin
-40 meters oljekolonne Bay -Brønn 35/12-4 S ble boret i den sørøstlige delen av strukturen og påviste en oljekolonne på 40 meter i Brentgruppen i midtre jura reservoarbergarter, og med bedre reservoarkvalitet enn forventet. En vellykket formasjonstest er gjennomført i brønnen. Produksjonsraten var på 800 kubikkmeter olje med assosiert gass per strømningsdøgn gjennom en 44/64 tommers dyseåpning. Maksimum produksjonsrate var på 1250 G R E E N A N D Sm3/ per strømningsdøgn, skriver Oljedirektoratet i enLmelding.
NORWAY
Scoresby Bay
D
i
a
t
a
Basin Cape Farewell
LABRADOR
BERGEN
ia Gulf of Bothn
STOCKHOLM
o Gulf
STAVANGER KRISTIANSAND
Rockall
SEA
HELSIN
OSLO
E
k ARENDAL ra er
S E A
e D
Iceland
SCOTLAND
Bank
Aberdeen
NORTH
Edinburg ULSTER Belfast
COPENHAGEN
B
A
L
RIGA
G. of Gdansk
LITHU
Newcastle Hamburg
Manchester
DUBLIN
IRELAND
SEA
ENGLAND
DENMARK
G R
I C
n
m
a
r
t a i t r
k
S
TRONDHEIM
T
S
• Mobilizing and equip service vessels for subsea pipe laying, module installation, wind turbine installation etc.
SWEDEN
t
r
i s
Brønnene ble boret av riggen Songa Delta.
ARCTIC CIRCLE
NO RW AY
v
ARCTIC CIRCLE
• Repair, outfitting and upgrading of drilling rigs, FPSO, and accommodation vessels.
Sk ag
Endelig funnstørrelse ikke avklart Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Det vil bli gjennomført evalueringer og analyser for å avklare størrelsen og utstrekning av funnet. Ytterligere avgrensning vil sannsynligvis være nødvendig, ifølge Oljedirektoratet.
Nymo provides:
Cape Brewster
WALES Cardiff
LONDON
NETHERLANDS AMSTERDAM
BEL.
CELTIC
BRUSSELS
POLAND
BERLIN
WARSAW
GERMANY
SEA PARIS
F R A N C E
AS NymoSWITZ. PB. 113, 4891 Grimstad ITALY Norway
Part of: Bay of
FRANCE
Biscay
SAN MARINO
N
O
R
T
H
Porto Basin PO RT .
MADRID
PORTUGAL
U.K
A
N
T
I
C
Strait of Gibraltar
RABAT Casablanca
MOROCCO PORTUGAL
Marrakech
TIRANA
ALBANIA
A
M E D I T E R R
ALGIERS MELILLA SPAIN
Oran
Constantine
TUNIS
TUNISIA
N E
CEUTA SPAIN
L
SE A
G
A
GIBRALTAR
AD R IA TIC
S P A I N
LISBON
Seville
T
VATICAN CITY
ANDORRA
Iberian
A
Marseille tel.Gulf+47 37 29 23 00 of Lions nymo@jjuc.no ROME Barcelona www.nymo.no Naples
RO
BELGRA
VALLETTA
MALTA
A N
S Fes OKTOBER 2011 Offshore & Energi 29
E A
TRIPOLI Gulf of Sidra
TELEFON: +47 +47 55 0000 TELEFON: 5530 306060 www.holberg.no www.holberg.no
Member of IMTG International Marine Travel Group Møt oss på vår stand C 3004 på OTD i Stavanger 19.-20. oktober
TELEFON: +47 55 30 60 00 www.holberg.no Bulk loading stations
lifting systems
skidding/handling systems
drill floor equipment
special equipment
Kn ow H ow & innovat ion Spir VNE Systems is a supplier of equipment and services within structural and mechanical design to a range of markets. Deliveries vary from upgrading and modification projects and on to concept studies and special equipment. We can take care of the total process from initial planning, design, manufacturing, testing and all the way to installation, commissioning and training. By combining experience and know - how from many disciplines and a close dialog with the customer, we always aim to find the best and most cost effective solution.
Address:
P.O. Box 349, N-5203 Os, Norway
/ phone:
+47 56 30 32 80
/ FAx:
+47 56 30 32 82
www.spir-vne.no
/ e-mAil:
mail@spir-vne.no
The flexible problem solver For over 20 years IK has supplied pipe and pipeline services, products for sale and rental, calibration services and product development with a high degree of engineering content.
Rental services
Custom built
Tapping soulutions
Equipment for piping and pipeline construction, commissioning, maintenance and inspection.
Specialised tools for repair and modification of piping and pipeline systems, both topside and subsea.
services are executed on onshore and offshore facilities, as well as subsea.
Instrumentation & calibration
Torque tension
Concrete rehabilitation
Services and products for testing, instrumentation and calibration.
Safe and controlled bolting technology and solutions
Safeguarding the resources invested in costly offshore structures.
24 hrs service Call +47 51 44 32 18
www.ik.no
Meet us OTD 2011 - Stand 3207, Hall C
IK, Fabrikkveien 21, Forus, 4033 Stavanger, Norway. Tel +47 51 44 32 00. IK Bergen, Ă…gotnes Industripark, 5346 Ă…gotnes, Norway. Tel +47 56 33 01 00
32 Offshore & Energi OKTOBER 2011 9
17
12
21 10
16
Letebrønner på norsk sokkel i 2011
presenterer:
5
4
2
3
7
8
STATOIL: 2. SKRUGARD - 532 (FUNN) 3. LUNDE - 488 (TØRR)
TOTAL: 1. NORVARG - 535 (FUNN)
>> BARENTSHAVET
6
1.
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
31
47
43
49
26
22
24 27
37
29
30 52
50
23
41 42
32 33
36
28
46
38
44 45 51 40
48
35
34
25
39
54
53
11
18
13 20 19 15
14
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 (PÅBEGYNT) 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
BG: 22. JORDBÆR VEST - 373S
>> NORDSJØEN
GDF SUEZ: 8. HEILO - 530 (PÅBEGYNT)
DONG ENERGY: 7. ZAPPFE - 518
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 41. ALDOUS NORD - 265 42. ALDOUS MAJOR SØR - 265 (FUNN) 43. KRAFLA - 272 (FUNN) 44. MCHENRY - 303 (FUNN) 45. DR.NO - 303 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
PETRO-CANADA: 38. BETA BRENT - 375 - AVGRENSNING
NORECO: 37. SVANEØGLE - 545 (FUNN)
TOTAL: 21. ALVE NORD - 127 (PÅBEGYNT)
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
OFFSHORE & ENERGY
OKTOBER 2011 Offshore & Energi 33
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
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
Great Offshore
Great Offshore V351
LeTourneau 116-E
Bharati Shipyard
India
2011
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 Jackup TBN 2
KFELS B Class
Keppel FELS
Singapore
2013
400
30000
Jasper Investments Ltd.
Jasper Jackup TBN 1
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
Maritime Industrial Services
MIS Jackup (Hull 108)
Momentum Eng.
Friede & Goldman F&G Super M2
UAE shipyard
U.A.E.
2011
300
30000
F&G Super M2
Yantai Raffles
Kina
2011
300
30000
Mosvold Drilling
MEJU Jackup TBN 1
Friede & Goldman F&G Super M2
UAE shipyard
U.A.E.
2011
300
30000
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
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
Singapore
Noble Drilling
Noble jackup TBN 6
Friede & Goldman JU3000N
Jurong Shipyard
Operadora CISCA
Independencia I
F&G JU-2000E
Guadalajara
2014
400
30000
2011
350
30000
Perforadora Central
TBN
LeTourneau Super 116E
Keppel AmFELS
Brasil
2013
375
30000
Petrobras
P59
LeTourneau Super 116E
Brasil Shipyard
Brasil
2011
375
30000
Petrobras
P60
LeTourneau Super 116E
Brasil Shipyard
Brasil
2011
375
30000
PetroVietnam
PetroVietnam Jackup TBN 1
LeTourneau Super 116E
PV Shipyard
Vietnam
2012
300
30000
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 35000
Prospector Offshore
Prospector Rig 5
F&G JU2000E
Shanghai
Kina
2014
400
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
Rowan Companies
Rowan EXL IV
LeTourneau Super 116E
Keppel FELS
Singapore
2012
350
35000
SAAG Drilling
SAAG Jackup TBN 1
MSC CJ46-X100D
Labuan
Malaysia
2011
375
30000
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 Honor
Pacific Class 400
PPL Shipyard
Singapore
2011
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
Yantai Raffles
Yantai Raffles TBN 2
F&G Super M2
CIMC Raffles
Singapore
2011
300
30000
Yantai Raffles
Yantai Raffles TBN 3
F&G Super M2
CIMC Raffles
Singapore
2011
300
30000
Yantai Raffles
Yantai Raffles TBN 1
F&G Super M2
CIMC Raffles
Singapore
2011
300
30000
OPERATØR
RIGGNAVN
DESIGN
VERFT
LAND
FERDIG W.d(ft) D. d.(ft)
Boreskip Aker drilling
TBN 1
DSME Ultra Deepwater Drillship
Daewoo Shipbuilding
Korea
2013
12000
40000
Aker drilling
TBN 2
DSME Ultra Deepwater Drillship
Daewoo Shipbuilding
Korea
2013
12000
40000
Atwood Oceanics
Atwood Advantage
-
South Korea Shipyard
Sør Korea
2013
12000
40000
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
Samsung
Korea
2011
12000
40000
ENSCO
ENSCO DS-7
Samsung
Samsung
Korea
2013
12000
40000
Etesco
Etesco VIII
S10000E
Samsung
Korea
2012
10000
35000
Maersk Drillship 1
TBN1
Samsung
Samsung
Korea
2013
12000
40000
Maersk Drillship 2
TBN2
Samsung
Samsung
Korea
2014
12000
40000
Maersk Drillship 3
TBN3
Samsung
Samsung
Korea
2014
12000
40000
Maersk Drillship 4
TBN4
Samsung
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
Ocean Rig/Dryships
Ocean Rig Mykonos
Saipem 10000 design
Samsung
Korea
2011
10000
35000
Ocean Rig/Dryships
Ocean Rig Poseidon
Saipem 10000 design
Samsung
Korea
2011
10000
35000
Ocean Rig/Dryships
Ocean Rig Drillship TBN 5
Samsung
Samsung
Korea
2013
12000
35000
Ocean Rig/Dryships
Ocean Rig Drillship TBN 6
Samsung
Samsung
Korea
2013
12000
35000
Ocean Rig/Dryships
Ocean Rig Drillship TBN 7
Samsung
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
Daewoo
Korea
2012
10000
35000
Daewoo
Korea
2013
10000
35000
Odfjell Drilling/Metrostar
Metro II
Gusto Engineering Gusto P10000
Hyundai/Gusto Engineering
Korea
2011
10000
40000
Pacific Drilling
Pacific Sharav
S12000
Samsung
Korea
2013
10000
35000
Pacific Drilling
Pacific Khamsin
S12000
Samsung
Korea
2013
10000
35000
Petrobras(Sete Brazil)
Sete Drillship TBN 1
Samsung 10000
EAS Shipyard
Brasil
2015
10000
35000
Petrobras(Sete Brazil)
Sete Drillship TBN 2
Samsung 10,000
EAS Shipyard
Brasil
2015
10000
35000
Petrobras(Sete Brazil)
Sete Drillship TBN 3
Samsung 10,000
EAS Shipyard
Brasil
2016
10000
35000
Petrobras(Sete Brazil)
Sete Drillship TBN 4
Samsung 10,000
EAS Shipyard
Brasil
2016
10000
35000
Petrobras(Sete Brazil)
Sete Drillship TBN 5
Samsung 10,000
EAS Shipyard
Brasil
2017
10000
35000
Petrobras(Sete Brazil)
Sete Drillship TBN 6
Samsung 10,000
EAS Shipyard
Brasil
2017
10000
35000
Petrobras(Sete Brazil)
Sete Drillship TBN 7
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
Cerrado
S10000E
Samsung
Korea
2011
10000
37000
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
TBN1
SHI S10000
Samsung
Korea
2013
12000
40000
Stena Drilling
Stena DrillMax ICE
Samsung DP Dual Mast Ice-Class
Samsung
Korea
2011
10000
35000
Vantage Energy
Cobalt Explorer
DSME
Daewoo
Korea
2012
12000
40000
Vantage Energy Services
Dalian Developer
MPF 1000 6th Generation
Cosco Shipyard
Kina
2012
10000
30000
Ventage Energy Services
Tungsten Explorer
DSME
Daewoo
Korea
2013
12000
40000
Semi submersible 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
China Oilfield Services
COSLPromotor
GM 4000
Yantai Raffles Shipyard
Kina
2012
2500
25000
Delba Perf.
Delba III
Gusto MSC TDS 2500
Abu Dhabi shipyard
India
2011
8000
30000
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
2011
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
Sevan Drilling
Sevan Driller V
-
Songa Offshore
Statoil CAT D
Songa Offshore
Statoil CAT D
Songa Offshore
Songa Eclipse
F&G Ex-D Millennium
COSCO
Kina
2014
12500
40000
Daewoo
Korea
2014
4265
27000
Daewoo
Korea
2014
4265
27000
Jurong Shipyard
Singapore
2011
10000
40000
Petroserv SA
SSV Catarina
Gotaverken GVA 7500
DSME
Korea
2012
10000
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
Titalls riggmilliarder på vei til Songa Brukte sommeren til å fylle ordreboken.
tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Riggsommeren 2011 stod i Songa Offshores tegn. Selskapet inngikk avtaler med Statoil for riggleie som meget sannsynlig gir nærmere 38 milliarder kroner i inntekter.
I sommer fikk Songa Offshore enda flere milliarder i ordrereserve, da Statoil forlenget riggens kontrakt med minst tre år.
Spesialrigger for Statoil Det var knyttet stor spenning til hvem som fikk bygge to spesialrigger til Statoil og i juli ble Songa Offshore annonsert som vinner av anbudsrunden. Kontrakten for de to kategori D-riggene har en dagrate på 423.000 dollar og er inngått over en periode på åtte år. I tillegg kommer opsjoner som kan knytte riggene til Statoil i ytterligere tolv år. Dette betyr at det ligger store muligheter og inntekter for Songa i disse årene. For hvert eneste år vil riggene gi til sammen inntekter på nesten 1,7 milliarder kroner. Regner vi med at Statoil utøver opsjonene vil dette kunne ganges med 20 års leieinntekt, som summerer seg til 34 milliarder kroner. Ikke rart CEO Asbjørn Vavik er fornøyd. - Vi er meget fornøyde med å sikre en kontrakt for to høy-spesifikasjons nybygg for mid-water harsh environment i Nordsjøen. Dette samsvarer med vår strategi for flåtefornyelse. Vi vurderer dette som en eksellent mulighet til å styrke vårt forhold til Statoil og befeste vår posisjon som en ledende tilbyder av rigger til Nordsjø-regionen. Verdien av åtte faste år i kontrakten representerer en betydelig økning i ordrereserven og solide inntjeningsmuligheter, sa han da kontrakten ble annonsert. - En suksesshistorie Statoil på sin side viser til at ideen med spesialsydde rigger har slått an blant riggselskapene. Dette har helt klart vært en anskaffelsesprosess som har skapt stor interesse blant riggentreprenører, kontraktører
36 Offshore & Energi OKTOBER 2011
(FOTO: Songa Offshore)
og investorer. Vi har hatt flere tilbydere i denne prosessen og det har vært hard konkurranse. At vi nå er klare til å sette dette i gang mindre enn to år etter at ideen først ble lansert vil jeg betegne som en suksesshistorie, sier Jon Arnt Jacobsen som er direktør for anskaffelser i Statoil. De spesialdesignede kategori D-riggene skal kunne operere på dyp mellom 100 og 500 meter og bore brønner ned til 8.500 meter. Statoil beskriver den son en “arbeidshest på modne felt”, som primært skal bore
produksjonsbrønner og ferdigstille brønner. Slik kan de og partnerne få ut mer olje fra feltene Skal gi 20 prosent mer Troll blir det første feltet som får de nye spesialdesignede riggene i operasjon. - Vi får nå et verktøy godt tilrettelagt for å utføre de krevende oppgavene vi har foran oss. Riggkapasiteten på norsk sokkel er begrenset og utvidet kapasitet er viktig for å sikre økt utvinning. Målet er at den nye riggen skal utføre arbeidet 20 prosent mer effektivt enn de konvensjonelle riggene og vi ser fram til å få
OFFSHORE & ENERGY
disse i drift fra 2014, sier Hans Jakob Hegge, områdedirektør for drift Nordsjøen Øst i Utvikling og produksjon Norge. Skrogdesigner, flere topside-leverandører, verft og riggentreprenører har vært med på utviklingen av kategori D-konseptet. Songa har gitt DSME i Sør-Korea oppdraget med selve byggingen av riggene. Aker Solutions er valgt som leverandør av boreutrustningen. Mobiliseringen fra verftet i Sør-Korea til Nordsjøen er inkludert i kontraktsverdi og vil bli på rundt tre måneder. Riggene vil etter plan bli levert i andre halvdel av 2014. Statoil vurderer å ta inn ytterligere to kategori D-rigger i sin portefølje. Derfor har Statoil sikret seg mulighet for å utøve opsjon på to slike rigger fra Songa Offshore, men fortsetter også sin evaluering av mottatte tilbud fra øvrige tilbydere. Statoil vil i løpet av siste halvår 2011 vurdere ulike løsninger for å sikre bygging av ytterligere to kategori D-rigger, inkludert da også muligheten for å ta eierposisjon i riggene. Bød inn pakke-løsning Det skal ha vært elleve riggselskap som leverte anbud på riggene. Alle la seg rundt 500.000 dollar i dagrater, mens Songa gikk lavere.
Etter det Offshore.no kjenner til skal det ha vært bydd inn en pakke, hvor Songa også fikk fornyet avtale for Songa Trym. Og det traff de blink med. For bare seks dager etter kategori D-avtalen ble kjent, fikk også Songa Trym kontrakt.
Statoil bestiller to kategori D-rigger til norsk sokkel. Songa Offshore er sikret langsiktige inntekter på flere titalls milliarder kroner.
Denne kontrakten gjelder for en tre år med to opsjoner på ett år hver. Dagraten i alle årene er 355.000 dollar. Dette gir inntekter på 2,5 milliarder kroner bare i den faste delen av avtalene. I tillegg kommer opsjonsmulighetene på 1,4 milliarder kroner. Fra tredje kvartal 2012 skal den settes inn for å bore nye letebrønner. Riggen vil bli vurdert i forhold til flere lisenser, ifølge Statoil. - Riggtilgang er viktig for å kunne opprettholde leteaktiviteten på norsk sokkel. Vi ser fortsatt et stort potensial på sokkelen, både knyttet til nærfeltsleting og nye, mer umodne områder. Denne riggen er et viktig bidrag til å nå Statoil sine leteambisjoner, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, som er Statoils letesjef på norsk sokkel. Songa Trym har vært i bruk på Troll-feltet siden 2005, men skal nå brukes som leterigg igjen.
When the going gets tough Surviving in rough conditions is everyday life when living close to The North Sea. Everything we deliver must endure extreme strain without failure. Scanmatic develops and supplies applications within data acquisition, remote control and surveillance, industrial data communication and hydro acoustics. www.scanmatic.no
If you want to see the tough gets going, come visit our stand No B-2114
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI
37
Tjener 50 prosent mer for arbeid i Norge Store forskjeller i oljebransjen. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no har forsatt ikke blitt levert. Men når de er klare skal inn jobbe på rater rundt 350.000 dollar dagen. Til sammenlikning har den best betalte Jack up-en i UK, Rowan Norway, 250.000 dagen - når den er klar til innsats. Det er altså de nye riggene som får best betalt. I de øvrige landene i vår oversikt topper Noble Lynda Bossler med 105.000 dollar dagen for sitt arbeid i Holland. Flere årsaker Forklaringene på de store prisforskjellen er flere. En gjennomgang av dagratene på leteriggene i vår region viser at det er svært godt betalt å jobbe på norsk sokkel. Offshore.no har gått gjennom kontrakter for alle de aktuelle riggene i Norge, UK, Danmark, Nederland og Tyskland. Flyterne tjener godt På bakgrunn av oppgitte og estimerte dagrater for alle riggene som har kontrakt er det ingen tvil om at ratenivået i Norge holder koken. Vår oversikt viser at en semi submersibles rigg i snitt tjener over 40 prosent mer enn i UK og over 50 prosent mer en riggene i Danmark, Nederland og Tyskland. Toppraten i Norge ligger nå på rundt 570.000 dollar. Det er boreskipet West Navigator som gjør mest, med sine 610.000 dollar, Aker Barents har 570.000 og Seadrills West Phoenix har 547.000 dollar dagen. I UK toppes riktig nok listen av Transocean-riggen Paul B. Lloyd som tjener 510.000 dollar. Men denne riggen representerer ikke flertallet på noen måte. En flyter i UK ligger gjennomsnittlig på rundt 300.000 dollar. Enorme forskjeller på Jack up-er Når det kommer til Jack up-rigger, er forskjellen enda større. Norge ligger i dag 79 prosent over UK-nivå og 278 prosent over Danmark, Nederland og Tyskland. De best betalte Jack up-ene i Norge er de to Seadrill-riggene West Linus og West Elara. Begge riggene har vunnet lange kontrakter og
38 Offshore & Energi OKTOBER 2011
For det første er det overskudd på rigger i andre regioner, mens det i Norge fortsatt er et meget stramt riggmarkedet. I tillegg ønsker riggselskapene å få dekket inn de store utgiftene som er med å få riggene godkjent til arbeid på norsk sokkel. For å bli godkjent må de har godkjenning fra Petroleumstilsynet gjennom en Samsvarsuttalelse. Dette kan koste noen titalls millioner dollar som resulterer i høye rater.
Det er også et faktum at det er store forskjeller når det kommer til drift av riggene. De eldste Jack up-ene som brukes i andre regioner koster om lag en tredel å drifte, sammenliknet med de beste og mest moderne som opererer i Norge. Kvaliteten på utstyret på riggen - og dermed arbeidskapasiteten og effektiviteten vil jo også skille mye. En gammel semi-rigg i UK kan naturlig nok ikke konkurrere med de største gigantene i Norge, som Aker-riggene, West Phoenix eller Deepsea Atlantic. De høye riggratene har blitt kommentert av flere sentrale kilder de siste årene. Petoro-sjef Kjell Pedersen er blant dem som mener at oljeselskapene burde vurdere å eie riggene selv, på grunn av at høye rater kan bremse arbeidet med økt utvinning. I forbindelse med at Statoil bestilt kategori D-rigger sa også de at det kunne bli aktuelt for dem å ta eierposisjon. Nå gjorde de ikke det denne gang, men markedet følger spent med på hva oljegiganten gjør ved neste korsvei.
Slik fordeler gjennomsnittsraten for rigger seg i Nord-Europa.
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
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 39
Target reklamebyrå. Foto: Alfred Jacob
VÅRE KUNDER SKILLER LETTERE MELLOM JOBB OG PRIVAT
Må vente et år på ledige rigger ller betale dyrt for å ta inn nye rigger til Norge.
tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no
Må vente et år på ledige rigger coslpioneer COSLPioneer faste avtale med Statoil går ut neste sommer. Men det ligger inne opsjoner for videre arbeid og det er naturlig at disse blir tatt, slik at heller ikke den riggen blir ledig på lenge.
Riggselskapene med enheter i Norge har det meget godt for tiden. Det blir nemlig stadig tøffere kamp om riggene på norsk sokkel. Akkurat nå det er ikke en eneste ledig rigg før om et år. Den første riggen som går av kontrakt er Maersk Giant som har jobb til sommeren 2012, men da skal den inn på verft. Samtidig går den faste delen av semisuben COSLPioneers avtale med Statoil ut da. Men oljegiganten har sikret seg opsjoner på to pluss to år og disse blir nok tatt, slik at også denne riggen er utilgjengelig for andre selskaper som vil bore. Etter dette følger nok en Maersk-rigg og boreskipet West Navigator ved årsskiftet. Offshore.nos oversikt over situasjonen på sokkelen viser at dersom man tar høyde for at alle opsjoner utøves på eksisterende avtaler, vil den første ledige semisuben er Transocean Searher som er ferdig for Statoil/BG sommeren 2013. - Vi ser nå igjen noe av det samme som vi så i 2007 og 2008. Det er ingen grunn til å tro at det norske riggmarkedet svekkes. Det vil fortsatt være stramt, sier rigganalytiker Frederik Lunde i Carnegie til Offshore.no. Det betyr at man fortsatt kan se gode rater, på linje med Transocean Winners Marathon-avtale på 455.000 dollar fra oktober 2012. - Vi er også veldig spente på hvordan de nye kategori D-riggene til Statoil vil påvirke riggflåten, om de vil bety en reell flåtevekst, sier Lunde. Flere muligheter, men dyrt I løpet av de neste årene kommer det en del nye rigger til Norge, inkludert Statoils D-rigger. Men også Scarabeo 8, to nye semier fra COSL, to Jackup-er fra Maersk, to Jackup-fra Seadrill, Island Innovator og Statoil kategori B. I tillegg skal Rowan Stavanger bore tre brønner før den drar til UK for en jobb der. Oljeselskapene vil nok likevel se på andre muligheter som kommer raskere. På kort sikt finnes det et par muligheter. Ocean Rigs Eirik Raude blir ledig i løpet av senhøsten i Vest-Afrika og kan, etter fornyet SUT og klassing kanskje være klar i midt av 2012. Også Leiv Eiriksson kan være en wwkandidat, når de er ferdig i Tyrkia første kvartal 2012.
40 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Odfjell Drillings Deepsea Stavanger er søster-riggen til Deepsea Atlantic som allerede går på norsk sokkel, for Statoil.
En rekke bransjekilder nevner disse to, pluss Odfjell Drillings Deepsea Stavanger, som potensielle rigger på vei til Norge. Sistnevnte er på kontrakt med BP offshore Angola og det er knyttet opsjoner til videre leie, så den kan bli vanskelig å få tak i. Felles for disse tre kjempene er at de nå går på gode rater. Eirik Raude på hele 655.000 dollar, Leiv Eiriksson 540.000 og Deepsea Stavanger 450.000 dollar. - Dersom disse skal leies inn til arbeid i Norge, må oljeselskapene opp i rater i forhold til Transocean Winner-kontrakten, påpeker Frederik Lunde Statoil i tenkeboksen Den store innkjøperen av rigg i Norge er naturlig nok Statoil. De vurderer nå muligheten for flere spesialrigger. - Vi inngikk kontrakt med Songa Offshore i juli i forhold til to nye spesialtilpassede rigger på norsk sokkel, de såkalte kategori D-riggene. I tillegg skal vi nå fortsette evalueringen av de mottatte tilbudene og vurdere om det er grunnlag for å ta inn ytterligere to kategori D-rigger i denne prosessen. Det vil bli tatt en T Bruvik AS Stamsneset 100 A, 5251 Søreidgrend post@tbruvik.no
Rigg
Type
År
MND
Kommentar
Maersk Giant
Jack Up
2012
6
Verftsopphold etter kontrakt
COSL Pioneer
Semi
2012
6
2+2 års opsjoner
Maersk Guardian
Jack Up
2012
7
West Navigator
Drill Ship
2012
12
West Alpha
Semi
2013
1
Ocean Vanguard
Semi
2013
6
Ett års opsjon
7
Pluss opsjoner på til sammen ti år.
Opsjoner frem til februar 2014.
Aker Spitsbergen
Semi
2013
Transocean Searcher
Semi
2013
7
Bredford Dolphin
Semi
2013
11
Opsjoner til januar 2015
Transocean Winner
Semi
2013
10
Ett års opsjon
Scarabeo 5
Semi
2013
12
Ett års opsjon
avgjørelse på dette i løpet av siste halvår i 2011. Det er for tidlig å si nøyaktig når i løpet av høsten denne avgjørelsen vil bli tatt, sier Inger Lise Aarrestad Rettedal som er Communication Leader, Procurement&Supplier Relation i Statoil. Når det gjelder andre rigger og muligheter i
markedet kan ikke Statoil kommentere dette nærmere. - Riggporteføljen vår til enhver tid vurderes opp i mot det behovet vi har og utover det kommenterer vi ikke eventuelt kommende kontraktstildelinger.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI
41
Gjør seg klar for rigg-boom Nå venter gode tider for verftene som kjemper om rigg-jobber. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no
Divisjonsdirektør Kristin Færøvik i Bergen Group Offshore og daglig leder ved Bergen Group Hanøytangen Stig Trygve Arnesen. (ALLE FOTO: John Økland)
- Markedet for vedlikehold og klassinger av rigger er et svært viktig område for Bergen Group fordi vi ser et vekstpotensiale her, sier divisjonsdirektør Kristin Færøvik til Offshore.no. Hun er sjef for Bergen Groups Offshoreavdeling og besøker konsernets verft på
42 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Hanøytangen utenfor Bergen i slutten av august, da det var rigger inne. Stor klassejobb Den første riggen som kom inn var Transocean Winner. Den gamle kjempen kom inn til femårsklassing. Prosjektet ble gjennomført som
underleverandør til Semco Maritime. Hele prosjektet er oppgitt av Semco til å være verdt 105 millioner kroner, hvorav Bergen Group får noen titalls millioner kroner. Rigg nummer to er Odfjell Drillings Deepsea Atlantic som gikk rett fra funn på Gullfaks til et
OFFSHORE & ENERGY
Transocean Winner er en av de gode gamle riggene på sokkelen og ble bygget helt tilbake i 1983. Riggen klasses nå ved Bergen Group Hanøytangen.
klassing av riggene på norsk sokkel er Coast Center Base, Hanøytangen og Westcon Yard. Bare de siste månedene har det vært hektisk budaktivitet for å kunne vinne jobbene som riggselskapene har lyst ut. Butikken som har gått desidert best er Westcon Yard. Der har arbeidet med ferdigstillingen av Scarabeo 8 pågått for fullt og vil fortsette med dette i lang tid ennå. I tillegg har verftet gjort seg ferdig med Jackup-en West Epsilon og Westcon har også kontrakten på Seadrills nye Jackup West Elara som skal klargjøres for arbeid i Norge.
kortere landligge på Askøy. Her ble det bare gjort noen mindre tilpassninger for Statoil og avtalen betyr opp mot 25 millioner kroner for verftet. - Alt ved disse prosjektene handler om planlegging og prosjektledelse. Spesielt på et kortere landligge som Atlantic må vi levere med stor nøyaktighet. Vi gleder oss over at både Transocean og Odfjell Drilling har vært her med rigger før og kom altså tilbake nå, si daglig leder ved Hanøytangen Stig Trygve Andersen. Gode år i vente Tidligere i år har verftet hatt inne boligriggen Safe Scandinavia og noen seismikk-fartøy, men det er først nå i høst at det blir virkelig travelt. Og bedre skal det bli. Verftene for riggvedlikehold kan vente seg økte muligheter, både på kort og lang sikt. For mens 2009 var ett toppår, 2010 et meget rolig år, kommer det til å ta seg opp fra i høst og årene fremover. Riggene i Norge må inn til klassing hvert femte år og nå kommer en bølge av rigger som må inn til verft i løpet av 2012, 2013 og 2014 hvor det blir en ny topp. Men markedet er større en bare klassing. Det kommer også kortere jobber som verftene kan kjempe om. Det kan oppstå behov for å tilpasse noe av utstyret på riggene, ved skifte av leietaker kan det nye oljeselskapet trenge verftskapasitet for kontraktstilpasninger eller det kan oppstå feil på utstyr som krever landligge. - Vi ønsker å kunne tilby riggselskapene alt de trenger og jobber hardt med å legge til rette for underleverandørene våre. Skal vi bli gode på det vi gjør, er vi avhengige av dem. I tillegg har vi store muligheter inne på verftet, hvor det er
plass til enda flere bedrifter, sier Færøvik.
Hos CCB har man hatt Scarabeo 5 inne til klassing og verftet har også vunnet Songa Delta og Songa Dee. Songa Delta ble klasset i september, men Songa Dee skal gjøre seg klar for arbeid for Statoil på Gullfaks. Songa Dee er ventet inn siste halvdel av året, ifølge Songa Offshore.
- Markedet er preget av at dette går i sykluser, så vi har en liten organisasjon og spisser oss opp mot hvert enkelt prosjekt sammen med underleverandørene, supplerer Andersen.
Dette er bare de bekreftede jobbene. I kulissene jobbes det knallhardt fra alle verftene for å sikre seg flere jobber utover høsten og på nyåret.
Han opplyser at det var om lag 700 arbeidere i sving med Transocean Winner og Deepsea Atlantic. Verftet har sengeplass til halvparten av dem. På de mest hektiske tidspunktene kjøper de det som finnes av ledige rom i lokalmiljøet rundt verftet. På lang sikt planlegger Bergen Group å øke sin hotell-kapasitet til 550, noe de alt har fått løyve til. Enorm tørrdokk gir muligheter De ulike verftene har sine styrker. På Hanøytangen har man en av Nord-Europas største tørrdokker. Den kan bli svært viktig og en døråpner inn et voksende del av riggmarkedet, nemlig arbeid på Jackup-er. Andersen bekrefter overfor Offshore.no at dette er et interessant marked og at tørrdokken vil kunne sikre oppdrag også her. - En annen fordel vi har på vårt anlegg er at vi har tilkomst til riggen fra tre sider. Det gir store fordeler i forhold til tiden riggen må legge ved kai. Vi jobber alltid for at kunden skal få kortest mulig opphold og da er dette et viktig fortrinn for oss, sier Andersen. For det er naturlig nok slik at riggselskapene vi ha høyest mulig oppetid på riggene sine. Med dagrater på 400.000-500.000 dollar er hver eneste time viktig å utnytte når riggen først er tatt til land. Trekløver kniver om millionene De tre største aktørene for riggvedlikehold og
De to riggene ved Hanøytangen skapte stor aktivitet tidligere i høst. Omtrent 700 personer hadde hendene fulle på det meste.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI
43
Nå kommer gullalderen for riggselskapene Riggratene gjør nye byks, selv om markedet fylles med nye rigger.
<<Rigganalytiker Bjørn Thoresen i First Securities ser at riggratene skal opp både her hjemme og verden over.>>
(FOTO: First Securities)
tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Prisene på riggleie er på vei oppover igjen. Etter måneder hvor bestillinger av nye rigger har preget nyhetsbildet, vendes fokuset nå mot ratenivået. For en rekke indikasjoner og nylig inngåtte avtaler gjør at riggselskapene trolig kan forvente enda bedre betaling i tiden fremover. Det ventes oppgang i de fleste deler av markedet - men spesielt riggene med dypvannskapasitet kan forvente spennende tider. Verdens største riggselskap, Transocean, sluttet nylig en kontrakt med BP i USA for boreskipet Discoverer Enterprise med en dagrate på
44 Offshore & Energi OKTOBER 2011
492.000 dollar dagen fra 2013. Dette er et nivå høyere enn tidligere og kommenteres av flere som et meget positivt tegn for riggselskaper med ambisjoner på dypt vann. Like etter at denne kontrakten ble annonsert, offentligjorde Pacific Drilling en treårskontrakt for sitt boreskip Pacific Mistral. Riggen skal jobbe for Petrobras i Brasil til en dagrate på rett under 460.000 dollar. Dette er god betaling for en så lang kontrakt og et tegn på sterke tider for riggbransjen. - Kan få hastverk De siste årene har
utnyttelsesgraden
på
dypvannsrigger vært tilnærmet 100 prosent og slik vil det fortsette fremover. - På et tidspunkt vil oljeselskapene vurdere om det er nok tilgjengelig riggkapasitet til å få gjennomført planene sine. Om de begynner å bli usikre i forhold til å få sikret seg rigg vil det kunne resultere i at flere får hastverk med å slutte kontrakter noe som vil medføre et selgers marked, sier rigganalytiker Bjørn Thoresen i First Securities til Offshore.no. Han peker på at det er svært få ledige rigger resten av året og inn i 2012 i dette segmentet. I tillegg er det nå stor anbudsaktivitet. Bare hos
OFFSHORE & ENERGY
spennende og betydelig nye funn i Vest-Afrika og Sørøst-Asia, sier Thoresen. 60 rigger inn Med andre ord vil det bli høy aktivitet på dypt vann flere steder i verden. I følge Offshore.nos oversikt over rigger under bygging skal det de neste årene leveres rundt 60 rigger med dypvannskapasitet frem til om og med 2014. Spørsmålet er om dette kan være nok når stadig flere land ser oljemuligheter. Discoverer Enterprise inngikk i august en kontrakt tett oppunder 500.000 dollar dagen. (FOTO: James Duncan Davidson)
Transocean rapporteres det nå om at de byr på 26 kontrakter og en rekke av disse er opp mot Petrobras som skal hyre mange rigger til sine behov i årene fremover. - Det er flere viktige drivere som gjør oss sikre på at prisene skal oppover. I tillegg til Petrobras sine forespørsler vil aktiviteten i Mexicogolfen bety mye, nå som selskapene er i gang med sine aktiviteter igjen. Det er også gjort mange
Dermed kan ratenivået være på vei mot “magiske” 500.000 dollar om ikke lenge. Norge har som normalt et svært gode ratenivå, som følge av at bare et fåtall av riggene kan operere her til lands. Dette på grunn av at riggene i Norge må kvalifiseres gjennom SUTordningen til Petroleumstilsynet. Dette innbærer i praksis merkostnader for riggeierne og det får selskapene inn igjen i form av bedre leiekontrakter. I tillegg er Norge et marked i markedet, nettopp på grunn av SUT-ordningen. Alt av riggkapasitet er utsolgt og oljeselskapene må kjempe om riggene. Det alene holder
prisene høye. Norge følger opp Men optimismen er tilstede også her hjemme. Nylig fikk Transocean Winner en kontrakt med Marathon til en dagrate på 455.000 dollar. Dette regnes som god betaling for en tredjegenerasjons semisubmersible rigg. - Denne kontrakten er opp betydelig fra det som har vært nivået for denne type rigger på 340.000- 380.000 dollar og reflekterer at det norske markedet er stramt. En annen Transocean-rigg som også for mer jobb i Norge, er Transocean Arctic. Riggen er utleid til Statoil frem til mai neste år til 300.000 dollar dagen, men etter dette overtas den av et konsortium bestående av Wintershall, VNG og Lundin. Da stiger raten til 390.000 dollar. - Med betydelige planer om utbygging av nye felter i årene fremover, attraktiv økonomi for oljeselskapene med dagens høye oljepris, og den siste tids letesuksess både i Nordsjøen og i Barentshavet, tror vi på et sterkt riggmarked i Norge i årene fremover.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI
45
Bygger seg inn i gigantmarket I årene fremover er det duket for enorm vekst i antall boreskip og behov for disse. Odfjell Drillings Deepsea Metro II. (FOTO: Odfjell Drilling)
tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Aker Drilling har to boreskip av denne typen under bygging og som kommer i 2013.
vann er Odfjell Offshore som er en del av Odfjell Drilling-konsernet. De har sikret seg jobb til begge sine nye boreskip, Deepsea Metro I og Deepsea Metro II. I tillegg jobber selskapet med en opsjon på et boreskip nummer tre. Utviklingen i segmentet følges med stor glede også her. - Vi ser en fortsatt styrking innenfor dypvannsmarkedet som er Odfjell Drillings største satsingsområde. Dette er selvsagt svært positivt for Odfjell Drilling, sier Sunniva L. Seterås, Communications Manager i Odfjell Drilling konsernet til Offshore.no.
Prisene på riggleie er på vei oppover igjen. Riggselskapene verden over gjør seg klar for en meget stor økning i behovet for ultramoderne boreskip. Offshore.no har identifisert over 50 enheter med levering frem til 2018.
vil både kunder og myndigheter ha fokus på både sikkerhet, teknologi og alder på riggene. Derfor vil de nye og moderne enhetene med stor arbeidskapasitet blir foretrukket når det skal velges rigg, sier han.
Toppåret er 2013. Da kommer nesten halvparten av disse ut i markedet.
Typiske arbeidsområder for boreskipene vil bli i Brasil, Afrika, Sørøst-Asia og Mexicogolfen. I alle disse områdene er det gjort store, spennende funn og bransjen rigger seg for en lang rekke av kontrakter i disse regionene.
- Det kommer en del enheter på markedet da, men gitt at makrobildet ikke endres vesentlig, vil det bli høy aktivitet i 2013 og 2014. Det sier Geir Sjøberg, CEO i Aker Drilling til Offshore.no. - Nye rigger blir foretrukket Aker Drilling har to boreskip under bygging og begge disse skal leveres i toppåret 2013. Likevel har riggsjefen stor tro på at timingen på riggene er god. - Mer og mer arbeid vil skje i vankelig tilgjengelige områder, på større havdyp. I tillegg
46 Offshore & Energi OKTOBER 2011
- Etter den lave aktiviteten i Mexicogolfen, som følge av boreforbudet, tar det ser opp igjen nå. Det har oppstått et etterslep i boreprogrammene, men nå er man i gang igjen. Vi tror vårt tidspunkt, med levering i 2013, er timet bra. - Svært positivt Et annet selskap som sikter seg inn mot dypt
Dagratene stiger Dagratene beveger seg nå opp mot 500.000 dollar på dypt vann. Først fikk Transoceanriggen, Discoverer Enterprise en kontrakt til 492.000 dollar dagen. Like etter at denne saken ble publisert annonserte Pacific Drilling en treårskontrakt for sitt boreskip Pacific Mistral. Riggen skal jobbe for Petrobras i Brasil til en dagrate på rett under 460.000 dollar. Dette er god betaling for en så lang kontrakt og et tegn på sterke tider for riggbransjen. Men det er ikke bare internasjonalt butikken vil bli bra. Også her hjemme vil det være gunstig å tilby moderne rigger. Sjøberg forventer at Norge beholder sin posisjon. - Med tanke på at det er gjort en rekke funn, Skrugard, Norvarg og Aldous, og at Statoil varsler aktiv leteaktivitet, har vi tro på et fortsatt godt ratenivå i Norge, sier Sjøberg.
OFFSHORE & ENERGY
2013 er toppåret for levering av rigger. Hele 22 boreskip kommer på markedet da, viser tall fra Offshore.no.
Å slenge en mynt i denne, vil ikke gi din bedrift gratis billetter. BlueBiz vil.
Velkomstbonus kr 1000,- ut året! Bli med i BlueBiz. Den enkleste måten å belønne ditt firma på. BlueBiz er AIR FRANCE og KLMs bonusprogram for bedrifter som regelmessig bestiller reiser med AIR FRANCE, KLM og andre av våre samarbeidende flyselskaper. Registrer bedriften gratis og begynn å samle Blue Credits på hver enkelt reise. Du kan bruke Blue Credits på gratis flybilletter til hvem som helst i bedriften. Ikke nok med det, Flying Blue medlemmer tjener miles i tillegg til Blue Credits. BlueBiz leveres også med tidsbesparende online-verktøy og et bedriftsgjenkjenningssystem som sikrer problemfrie flyvinger for dine forretningsreisende – også i tilfelle forsinkelser eller kanselleringer. For gratis registrering nå, gå inn på www.airfrance.no eller www.klm.no
209x127.indd 3
2011-09-07 14.33
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI
47
riglocator NAVN
AKTIVE RIGGER
Type
Sektor
Eier
Leier
Kontrakt til år/mnd
Dagrate
Kommentar
Aker Barents
Semi
Norway
Aker Drilling
Det norske
2014
7
$520 000
2 years opt.
Aker Spitsbergen
Semi
Norway
Aker Drilling
Statoil
2013
7
$570 000
+ 2 years opt. x 5 1 year opt.
Bideford Dolphin
Semi
Norway
Dolphin
Statoil
2014
1
$385 000
Borgland Dolphin
Semi
Norway
Dolphin
Cons.
2014
1
$530 000
Borgsten Dolphin
Semi
UK
Dolphin
N/A
2011
10
$240 000
one well opt.
Bredford Dolphin
Semi
Norway
Dolphin
Lundin/Premier Oil
2013
11
$333 000
To Lundin jan. 2012
Byford Dolphin
Semi
UK
Dolphin
BP
2013
4
$324 000
COSL Pioneer
Semi
Norway
COSL Drilling Europe
Statoil
2012
6
$320 000
+2+2 years.
Deepsea Atlantic
Semi
Norway
Odfjell Drilling
Statoil
2014
8
$490 000
+1+2 years opts.
Deepsea Bergen
Semi
Norway
Odfjell Drilling
Statoil
2015
6
$320 000
LOI Three to five years from Jun.2012.
Energy Endeavour
Jack Up
Denmark
Northern Offshore
Maersk Olie og Gas
2012
4
$70 000
2 years opts.
Energy Enhancer
Jack Up
UK
Northern Offshore
Ithica/Perenco
2011
11
$70 000
Ensco 100
Jack Up
UK
Ensco
E.On
2012
3
$130 000
Ensco 101
Jack Up
UK
Ensco
Maersk
2012
3
$170 000
Plus one unpriced option
Ensco 102
Jack Up
UK
Ensco
ConocoPhillips
2016
6
$200 000
Plus options.
Ensco 70
Jack Up
Denmark
Ensco
Maersk, PA Resources, Tullow, RWE Dea
2012
10
$80 000
Ensco 71
Jack Up
Denmark
Ensco
Maersk
2012
3
$80 000
1+1+1 years opt.
Ensco 72
Jack Up
UK
Ensco
RWE/Shipyard/Maersk
2012
6
$80 000
1+1+1 years opt. Wintershall Aug. to Dec. 2011
Ensco 80
Jack Up
UK
Ensco
Tullow, Wintershall, Dana, Perenco, EOG
2013
2
$90 000
Ensco 92
Jack Up
UK
Ensco
ConocoPhillips/E.On/RWE Dea
2012
7
$90 000
GSF Arctic III
Semi
UK
Transocean
ExxonMobil/Providence
2011
11
$254 000
GSF Galaxy II
Jack Up
UK
Transocean
GDF Suez
2012
05
$170 000
GSF Galaxy III
Jack Up
UK
Transocean
Nexen
2012
09
$110 000
GSF Monarch
Jack Up
Denmark
Transocean
Maersk Oil
2012
07
$93 000
Maersk Gallant
Jack Up
Norway
Maersk Drilling
ConocoPhillips
2014
4
Maersk Giant
Jack Up
Norway
Maersk Drilling
Talisman
2012
04
$340 000
Maersk Guardian
Jack Up
Norway
Maersk Drilling
Talisman
2012
7
$295 000
Maersk Innovator
Jack Up
Norway
Maersk Drilling
ConocoPhillips
2017
2
Maersk Inspirer
Jack Up
Norway
Maersk Drilling
Statoil
2015
1 6
2 year opt.
2 year opt.
Maersk Reacher
Jack Up
Norway
Maersk Drilling
BP
2014
Maersk Resilent
Jack Up
UK
Maersk Drilling
ConocoPhillips
2014
8
Maersk Resolute
Jack Up
Denmark
Maersk Drilling
Dong
2011
12
Maersk Resolve
Jack Up
Denmark
Maersk Drilling
Maersk Olje og gass, Noreco
2011
10
Noble Al White
Jack Up
Holland
Noble Drilling
Total
2012
10
$100 000
Noble Byron Welliver
Jack Up
Denmark
Noble Drilling
Chevron/Centrica
2012
5
$91 000
1 year opt.
Noble George Sauvageau
Jack Up
Germany
Noble Drilling
Wintershall
2012
12
$93 000
Noble Hans Deul
Jack Up
UK
Noble Drilling
Shell
2013
2
$175 000
Noble J. Robertson
Jack Up
UK
Noble Drilling
Centrica
2012
3
$88 000
Noble Lynda Bossler
Jack Up
Holland
Noble Drilling
Dana (KNOC), Gaz De France,
2012
5
$105 000
Noble Piet van Ede
Jack Up
Holland
Noble Drilling
Gaz de France
2011
12
$86 000
Noble Ronald Hoope
Jack Up
Holland
Noble Drilling
Gaz de France
2011
12
$87 000
Noble Ton van Langeveld
Semi
UK
Noble Drilling
Centrica/Maersk
2012
1
$247 000
Ocean Guardian
Semi
Falkland
Diamond Offshore
AGR, Desire, Rockhopper
2011
11
$270 000
Ocean Nomad
Semi
UK
Diamond Offshore
"BG Intl.
2012
6
$230 000
Ocean Princess
Semi
UK
Diamond Offshore
Talisman/DODI
2013
8
$230 000
Ocean Vanguard
Semi
Norway
Diamond Offshore
Statoil
2013
6
$349 000
Paul B. Loyd
Semi
UK
Transocean
BP
2013
6
$503 000
Polar Pioneer
Semi
Norway
Transocean
Statoil
2014
1
$503 000
Rowan Gorilla V
Jack Up
UK
Rowan
Total
2013
2
$160 000
Rowan Gorilla VI
Jack Up
UK
Rowan
BG
2013
10
$220 000
Rowan Gorilla VII
Jack Up
UK
Rowan
Apache
2012
5
$180 000
Rowan Stavanger
Jack Up
Norway
Rowan
Talisman Norway/Lundin
2016
12
$340 000
Rowan Viking
Jack Up
UK
Rowan
Total
2013
1
$220 000
Scarabeo 5
Semi
Norway
Saipem
Statoil
2013
12
$399 000
Sedco 704
Semi
UK
Transocean
ADTI
2011
9
$417 000
Sedco 711
Semi
UK
Transocean
Shell
2011
10
$419 000
Sedco 714
Semi
UK
Transocean
Total
2012
12
$255 000
Songa Dee
Semi
Norway
Songa Offshore
Statoil
2014
6
$423 000
Songa Delta
Semi
Norway
Songa Offshore
Statoil
2015
2q
$448 000
Songa Offshore
Statoil
2015
7
$365 000
Stena Drilling
Chevron
2013
8
$515 000 $400 000
Songa Trym
Semi
Norway
Stena Carron
Drill Ship
UK
Stena Don
Semi
Norway
Stena Drilling
Statoil
2014
01
Stena Spey
Semi
UK
Stena Drilling
TAQA Bratani
2011
11
$355 000
Transocean Arctic
Semi
Norway
Transocean
Statoil/Rig Management
2014
1
$300 000
Transocean John Shaw
Semi
UK
Transocean
Enquest
2011
10
$246 000
Plus a six month priced opt. Plus opt.
+ opt.
1 year opt.
2x1 year opt.
+ 18 moths opt.
OFFSHORE & ENERGY
riglocator forts. NAVN
AKTIVE RIGGER
Type
Sektor
Eier
Leier
Kontrakt til år/mnd
Dagrate
Kommentar 1 year opt.
Transocean Leader
Semi
Norway
Transocean
Statoil
2015
2
$471 000
Transocean Prospect
Semi
UK
Transocean
Nexen
2013
2
$245 000
Transocean Searcher
Semi
Norway
Transocean
BGw
2013
7
$422 000
Transocean Winner
Semi
Norway
Transocean
Lundin/Marathon
2013
11
$481 000
West Alpha
Semi
Norway
Seadrill
BG consortium/ExxonMobil
2013
4
$503 000
West Epsilon
Jack Up
Norway
Seadrill
Statoil
2014
12
$284 000
West Navigator
Drill Ship
Norway
Seadrill
Shell
2012
12
$610 000
Plus 2 year opt.
West Phoenix
Semi
Norway
Seadrill
Total
2015
1
$547 000
West Venture
Semi
Norway
Seadrill
Statoil
2015
7
$440 000
UKNS from Jan.12 2 x 1 year opt.
WilHunter
Semi
UK
Awilco Drilling
MPX
2011
12
$245 000
plus three well opts.
WilPhoenix
Semi
UK
Awilco Drilling
Hurricane/Antrim Energy
2011
12
$240 000
Four wells + 3 opt. wells
Sektor
Eier
Leier
Kontrakt til år/mnd
Dagrate
Kommentar
ANDRE RIGGER NAVN
Type
Deepsea Stavanger
Semi
Angola
Odfjell Drilling
BP
2013
2Q
$450 000
Eirik Raude
Semi
Africa
Ocean Rig
Tullow
2011
11
$637 000
GSF Britannia
Jack Up
UK
Transocean
Stacked.
GSF Galaxy I
Jack Up
UK
Transocean
Stacked.
GSF Labrador
Jack Up
Holland
Transocean
For sale
GSF Magellan
Jack Up
Holland
Transocean
Stacked.
J W McLean
Semi
UK
Transocean
Jack Bates
Semi
Australia
Transocean
Hess
2012
4
$420 000
Leiv Eriksson
Semi
Tyrkey
Ocean Rig
Borders & Southern Petroleum
2012
3
$540 000
Noble Scott Marks
Jack Up
UK
Noble Drilling
Saudi Aramco
2014
6
$213 000
Sedco 712
Semi
UK
Transocean
Transocean Rather
Semi
Angola
Transocean
ExxonMobil
2012
9
$428 000
West Hercules
Semi
Norway
Seadrill
Statoil
2016
3Q
$499 000
Stacked. Moved to Australia.
Stacked Moved to Angola.
COSL Innovator
Semi
Norway
COSL Drilling Europe
Statoil
2019
11
$335 000
8 X 1 years opt. Under construction.
COSL Promoter
Semi
Norway
COSL Drilling Europe
Statoil
2020
1Q
$335 000
8 years opt. Under construction.
COSL Target
Semi
Norway
COSL Drilling Europe
Island Innovator
Semi
Norway
Island Offshore
Under construction.
JA TBN1
Jack Up
Norway
Maersk Drilling
Del. 4Q 2013
JA TBN2
Jack Up
Norway
Maersk Drilling
Rowan Norway
Jack Up
UK
Rowan
Scarabeo 8
Semi
Norway
Statoil Cat B 1
Semi
Norway
Under construction.
Del. 4Q 2013 Xcite Energy
2012
6
$250 000
Saipem
ENI
2014
10
$460 000
TBA
Statoil
2014
Yard stay until 4Q 2011.
Statoil CAT D 1
Semi
Norway
Songa Offshore
Statoil
2022
$428 000
Del. 2014
Statoil CAT D 2
Semi
Norway
Songa Offshore
Statoil
2022
$428 000
Del. 2014
West Elara
Jack Up
Norway
Seadrill
Statoil
2016
10
$359 000
Four year otps.
West Linus
Jack Up
Norway
Seadrill
ConocoPhillips
2018
3Q
$362 000
Del. 3q 2013
* Se offshore.no/riglocator for en daglig oppdatert oversikt!
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI
49
r 06 Octobe 9 2 0 dB tan r • 19-2 S t Visi vange Sta D T O
Anchors, Chain, Buoys, Wire...
...Moor Equipment.
www.iosintermoor.no
Did you know? InterMoor has the largest stock of mooring equipment in the world. InterMoor has developed and patented the Inter-M® Swivel. InterMoor has introduced in-line tension monitoring with the Inter-M® Pulse. InterMoor, an Acteon company, is the leading global mooring, foundations and subsea service company providing innovative solutions for rig moves, mooring services and offshore operations including engineering and design, survey and positioning, fabrication and subsea installation.
Visit us at OTD2011 Stavanger Hall B Stand 2911
Providing offshore containers & baskets around the world • Dry goods containers • Mini containers • Half height containers • Cargo baskets • Open top containers • Closed mud skips • Tubular transportation frames Built to DNV 2.7-1 / EN12079 Standard Make us your first choice. Contact Morten Smith:
Tel: +47 51 64 79 00
Ferguson Norge AS Bygg 11 c/o Norsea Base 4056 Tananger Norway Email: ferguson@fergusonnorge.no
Norway: www.fergusonnorge.no UK: www.fergusonseacabs.com Australia: www.fergusonseacabs.com.au Singapore: www.fergusonseacabs.com.sg
BS EN ISO 9001 BS EN ISO 14001 OHSAS 18001
>> made in norway
Bli med på skifergasseventyret
Intsok og Statoil vil ha offshoreleverandører med seg opp på land. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Norsk leverandørindustri har en utenlandsomsetning på over 115 milliarder kroner i året og har en markedsandel i det globale offshoremarkedet på imponerende 14 prosent.
vil være viktig for Statoil, så det bør også være viktig for norske leverandører. Dette er nå man må hoppe ombord, sier John Hurter, som er Intsoks rådgiver i området.
Og nå kan Statoils satsing på skifergass i USA åpne enda et nytt marked. Sammen med Intsok, inviterer selskapet nemlig interesserte leverandører opp på land.
Statoil har de siste årene bygget en solid gassposisjon gjennom sin deltakelse i skifergassområdet Marcellus i det nordøstlige USA og Eagle Ford i Texas. Ifølge Bill Maloneys presentasjon på selskapets kapitalmarkedsdag, er de to prosjektene blant de aller mest kostnadseffektive skifergassprosjektene i USA.
- Statoil skal delta på et nettverksmøte i regi av Intsok i Houston i august. Vi vil der presentere vår strategi innenfor skifergass, hvordan vi ser utviklingen og hvilke krav og muligheter vi mener utviklingen kan innebære for leverandørindustrien, sier informasjonssjef Bård Glad Pedersen i Statoil til Offshore.no. - Dette er en gylden mulighet for norsk industri til å lære mer om mulighetene som finnes i skifergass. Skifergass vil være viktig for USA, det
52 Offshore & Energi OKTOBER 2011
- Statoil øker produksjonen fra skifergass og vi forbereder oss for å kunne ta operatøransvar i Eagle Ford-området innen et par år. Vi mener det er positivt at norsk leverandørindustri, som er i verdensklasse innenfor en rekke områder, viser interesse for å være med å utvikle også skifergassindustrien videre, sier Glad Pedersen.
Dette har styrket merkevaren Norge Hva har endret seg i Mexicogolfen? - Alt, ifølge Intsoks mann i Houston. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Offshoremarkedet i Mexicogolfen er blitt hardt rammet, først av finanskrisen, så av Deepwater Horizon-ulykken. Dette førte til nær en halvering av investeringer, fra 190 milliarder kroner i 2008 til rundt 100 milliarder i 2010. 260-milliardersmarked - Men nå ser vi at veksten er tilbake, og det er venter at markedet vil øke til 170 milliarder i år og helt opp til 260 milliarder kroner i 2015, sier Intsoks John Hurter, som ser størst vekst innen boresegmentet - på grunn av flere subsea- og dypvannsbrønner. Så hva har endret seg siden Macondo-brønnen løp løpsk? Alt, skal man tro Intsoks mann i Houston. - Alt stoppet opp og industrien måtte finne nye
18-20. D T O n o Visit us tand C-3111. r, s Octobe
måter å tilnærme seg aktiviteten på. Først var alle opptatt av å finne årsaken til hendelsen, for så å få på plass nye metoder og prosedyrer som gjorde at man kunne komme i gang med boringen igjen. Dette har blant annet ført til en reorganisering av myndighetenes reguleringssystemer og nye krav til metoder, prosedyrer og utstyr som i sin tur vil endre hele verdikjeden, sier Hurter til Offshore.no. Styrket merkevaren Norge Flere enn 30 norske selskaper deltok i oppryddingen, både den praktisk og formelle, i etterkant av Macondo-ulykken. Hurter mener dette arbeidet har styrket den norske merkevaren i USA. Ett eksempel er DNVs rolle som støttespiller til amerikanske myndigheter. Dette arbeidet har
vært ekstremt verdifullt, både for USA og industrien som helhet, sier han. Krisesenter til Stavanger Beslutningen om å legge et globalt krisesenter til Stavanger, underbygger Hurters oppfatning. Som et direkte resultat av fjorårets storulykke, går nemlig ni selskaper sammen om å utvikle utstyr for å stenge blåsende brønner så raskt som mulig og for å se nærmere på ulike oppsamlingsløsninger. - Prosjektet blir drevet fra Stavanger og vil ha rundt 50 ansatte, sier kommunikasjonsdirektør Svein Ildgrubben i Shell til Offshore.no. Brønnresponsprosjektet er et samarbeid mellom BG Group, BP, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, Petrobras, Shell, Statoil and Total.
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.com
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 53
>> made in norway
Nå trenger kineserne norske løsninger Dypt vann, mer subsea og ambisiøse verft. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Det kinesiske offshoremarkedet er i endring. For norske leverandører er det spesielt tre endringer som åpner nye muligheter; økt utvinning, dypere vann og vekst blant kinesiske offshoreverft. Alle disse områder er i vekst og gir interessante muligheter for norske leverandører. - Kinas offshorevirksomhet består per i dag i hovedsak av enkle installasjoner og FPSO-er på grunt vann. Utvinningsgraden er ikke spesielt høy, noe som delvis skyldes at det dreier seg om fragmenterte reservoarer samt tung olje, som er dyr å hente opp. Norsk leverandørindustri har teknologi i verdensklasse innenfor økt utvinning. Dette gir oss muligheter til å få innpass hos CNOOC, som fortsatt styrer store deler av offshorevirksomheten. Når industrien beveger seg over på dypere vann, vil det oppstå et større behov for subsea- og FPSO-løsninger, sier Håkon Skretting, Intsoks regiondirektør for Kina, til Offshore.no. 137 milliarder på fire år Ifølge tall fra Rystad Energy er det ventet at det kinesiske offshoremarkedet vil være på rundt 137 milliarder kroner i perioden 2011-2014. Samtidig begynner offshoreverftene å konkurrere om internasjonale prosjekter, sammen med selskaper som for eksempel WorleyParsons og Technip. - Kina har et mål om å konkurrere med Korea om nybygg, og selv om man fortsatt er langt unna en slik posisjon, er det store og moderne verft som nå bygges opp og utvikles. De viktigste verftene ligger i Dalian, Yantai, Nantong og Shanghai. Her vil det være et marked for veldig mange norske leverandører mot flytere og rigger, for eksempel innen boreutstyr, vinsjer, pumper, livbåter og så videre. I oktober tar vi med oss rundt 20 norske bedrifter for å presentere disse for noen av de mest interessante kinesiske verft, sier Skretting.
54 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Behov for spesialutstyr - Hvilke deler av norsk leverandørindustri har størst mulighet til å lykkes i Kina? - Teknologiselskapene som produserer spesialutstyr som kineserne ikke lager selv. Pumpene fra Framo er et godt eksempel, men Allign, TTS, Jotun, Glamox, Aker Solutions og Autronica er også blant selskapene som gjør det bra i dette markedet. Språk og kultur - Hva er de største utfordringene for norske selskaper som vil inn i Kina? - Språk. Nordmenn er generelt dårlige i kinesisk. Og hos kineserne er engelskkunnskapene varierende. CNOOC har en del personer som behersker engelsk, men nedover i systemet er det verre. Samtidig er bedriftskulturen annerledes. I Vesten vil den som kan levere den beste løsningen til den laveste prisen, oftest vinne en anbudsrunde. I Kina er det ikke nødvendigvis slik. Tillit, relasjoner og tilstedeværelse kan være vel så avgjørende. Kineserne vil handle med folk de stoler på. Mener kopifrykten er overdrevet - Er det grunn til å frykte re-engineering og teknologikopiering? - Ja, men denne frykten er likevel betydelig overdrevet. Dersom en forholder seg til oljeselskapene og de store verftene, er frykten relativt ubegrunnet. Oljeselskapene vil produsere olje, ikke kopiere teknologi. Verftene er i hovedsak opptatt av å sveise store konstruksjoner. Derimot kan enkle produkter lett kopieres dersom en lar private leverandørbedrifter få innsyn i produktene. Men det tar tid og ressurser å kopiere komplisert teknologi, og da faller mye av hensikten bort. Men det er samtidig viktig å være klar over at man kan trå feil og at det finnes noen som kanskje ønsker å kopiere. Mest utsatt er enkle produkter som selges i stort antall. Kompliserte produkter og integrerte løsninger er normalt ikke noe problem, sier Skretting.
OFFSHORE & ENERGY
Kaster seg på kinesisk verftsbølge Kina vil utfordre Korea på nybygg. Da kan det dryppe på flere enn Sub Sea Services. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Det familieeide Stavanger-selskapet har sikret seg leveranser av sin ROPS-teknologi, som fjerner behovet for ridebelteoperasjoner i moonpool-området, til to rigger som skal bygges ved det kinesiske Cosco-verftet. - Det er sluttkunden som vil ha vår teknologi på riggen. Og her ligger både vår utfordring og vår sjanse; dersom alt er opp til verftet, blir alltid den billigste løsningen foretrukket, ikke den beste, sier hovedaksjonær og driftsdirektør Jostein Kvamme til Offshore.no.
Technip og kanskje også Aker. - Kina har et mål om å konkurrere med Korea om nybygg, og selv om man fortsatt er langt unna en slik posisjon, er det store og moderne verft som nå bygges opp og utvikles. Her vil det være et marked for veldig mange norske leverandører mot flytere og rigger, for eksempel innen boreutstyr, vinsjer, pumper, livbåter og så videre, sier sier Håkon Skretting, Intsoks regiondirektør for Kina, til Offshore.no.
Sub Sea Services er dermed tidlige ute i et marked som kan vise seg å bli gull for norske leverandører.
Sub Sea Services har siden oppstarten for 22 år siden bygget seg opp som en problemløser og partner for boreselskaper på jakt etter løsninger og teknologi som kan gi bedre HMS, mindre nedetid og mer effektive operasjoner. Nå er Bernt Arne Breistein hentet fra Acergy for å ta selskapet opp og ut.
- Offshoreverftene i Kina begynner å konkurrere om internasjonale prosjekter, sammen med selskaper som WorleyParsons,
- Vi har lenge hatt planer om å hente en ny daglig leder som har spisskompetanse innen kommuniksjon og ledelse. Vi som har vært
lenge i selskapet er nok i overkant knyttet til teknikken og produktene, sier Kvamme. - Vi er på jakt etter større markedsandeler og har planer om å etablere oss i Mexicogolfen og Brasil, der teknologien vår og behovet for service og vedlikehold av denne allerede er. I tillegg skal vi vokse hjemme og er på jakt etter rundt femti nye ansatte fordelt på våre kontorer i Stavanger, Kristiansund og Bergen. Det dreier seg kort sagt om å finne de rette folkene og de rette samarbeidspartnerne, sier den nye direktøren. - Frykter dere kopiering av teknologien når dere nå skal ut i større målestokk enn tidligere? - Det er alltid en generell bekymring som ikke bare gjelder i Kina. Men vi må bare sørge for å løpe fortere slik at vi ikke blir tatt igjen. Samtidig er det ingen grunn til å tro at et verft har en slik agenda, sier Breistein.
60 Mariner-milliarder tilbake på skinner Stor plattformleverandør i kundedisputt. Rammer også Yme-feltet i Nordsjøen. tekst: ARILD GILJA ag@offshore.no Feed-kontrakten til Aker Solutions markerer at Statoils omfattende Mariner-utbygging er tilbake på sporet igjen. Det var i slutten av mars at Statoil satte bremsene på i utviklingen av det britiske Mariner-prosjektet etter at myndighetene økte skattene betydelig. - Det er investeringene på feltene Mariner og Bressay sørøst av Shetland som nå legges på is. Her har Statoil planlagt investeringer på mer enn 60 milliarder kroner, sapressetalsmann Bård Glad Pedersen i Statoil den gang. Endret skattereglene Men forrige uke løsnet det, da det britiske finansdepartementet lettet på skattereglene.
- I forrige uke fikk vi beskjed fra de britiske myndighetene om at den negative virkningen av skatteøkningen var nøytralisert, sier informasjonsdirektør, Jannick Lindbaek til Offshore International idag.
presenterer en spennende mulighet på britisk sokkel, som passer vår strategi om å øke vårt nærvær i Storbritannia ytterligere, sier Valborg Lundegaard som er executive vice president i Aker Solutions engineering-business.
Feed-kontrakten Kontraktsverdien på topside-feeden er 125 millioner kroner og innebærer front-end engineering og design for Statoil på Marinerfeltet på britisk sokkel.
Oslo-arbeid Engineering og design arbeid vil bli utført av Aker Solutions ingeniør-hub i Oslo, sammen med ingeniører fra den boreteknologiske virksomheten i Kristiansand.
Studien vil bli levert sommeren 2012, da Statoil etter planen vil fortsette med den endelige investeringsbeslutningen.
Øker i London Aker Solutions vil også å styrke sin britiske ingeniørkapasitet, ansette erfarne ingeniører til London-kontoret, som kan tilby framtidig støtte til Mariner-prosjektet.
- Vi er glade for å ha vunnet enda en topside feed-studie fra Statoil. Mariner-feltet
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 55
>> made in norway
Ikke økonomi til å beholde forspranget Norsk sokkels posisjon som verdens teknologilab utfordres.
tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Norske leverandører eksporterer teknologi og tjenester for over 110 milliarder kroner hvert år, og økningen har vært eksplosiv. Men posisjonen som giganteksportør og verdens teknologiklekkeri, vil bli vanskelig, for ikke å si umulig, å beholde. Les også: Skal bli like store ute som hjemme http://www.offshore.no/nyheter/sak. aspx?id=29686 - Det er rett og slett ikke økonomisk ryggrad i prosjektene til å bære den videre teknologiutviklingen på den måten vi for eksempel har sett på Ormen Lange, Åsgard, Troll med flere, sier teknologidirektør Roy Ruså i Petoro til Offshore.no. Og han får langt på vei støtte fra Intsok organisasjonen som hjelper norske leverandører ut i de internasjonale markedene og dermed har hånden på pulsen til petroleumsindustrien globalt. - Mange av de teknologigapene som skal lukkes i årene framover, skal lukkes andre steder enn på norsk sokkel. Og norsk industri vil møte økt internasjonal konkurranse fra selskaper som er til stede der dypvannsteknologien brukes, sier Gudbrand Wangen, Intsoks administrerende direktør. Les også: - Produksjonen må flyttes ut http://offshore.no/sak/-_ Produksjonen_m%C3%A5_flyttes_ut Norsk leverandør- og serviceindustri hadde i 2009 en andel på 14 prosent i verdens offshoremarkeder, og det er innen seismikk og reservoaranalyse vi gjør det aller best. Intsok har satt som ambisjon at den internasjonale omsetningen i 2012 skal være like stor som omsetningen på norsk sokkel. - Vi må i størst mulig grad ta vare på det
56 Offshore & Energi OKTOBER 2011
forspranget vi allerede har og selge på de teknologigapene som vi har tettet. Det gjør vi best ved å bygge organisasjoner som kan introdusere og selge teknologien i prioriterte markeder, sier Wangen. Både han og Petoros teknologidirektør påpeker viktigheten av å finne nisjer - teknologi tilpasset norsk sokkel slik den framstår drøye 40 år etter funnet av Ekofisk, moden, utfordrende, men med betydelige muligheter. - Vi kan fortsatt bli ledende på utvalgte teknologiområder. Eksempler på det kan være
løsninger for å gjøre boremål med små volumer lønnsomme, EOR eller havbunnsprosessering. På andre områder, så som dypt vann er det grunn til å tro at det er Brasil eller Mexicogulfen som vil dra denne utviklingen videre for de norske aktørene, ikke den hjemlige sokkelen, sier Ruså. Og; - Vi må heller ikke glemme at det fortsatt kan skje spennende ting i Norge, for eksempel i Barentshavet, som kan legge grunnlaget for nye teknologisprang, påpeker Wangen. agenda, sier Breistein.
Meet IFS at Offshore Technology Days 2011, 19-20 October in Stavanger. Visit us at stand 2702 in hall B.
GET CONTROL OF YOUR PROJECTS IN REAL TIME.
When managing projects, one requirement becomes apparent—the ability to instantly act on changes in the marketplace and within your ongoing projects. That’s why IFS Project-Based Solutions is a complete, integrated solution providing you with access to all information that is relevant today—not as it was reported two weeks ago. IFS Project-Based Solutions gives you total control of your projects, manages change and risk efficiently, and provides real-time visibility into every detail of your projects.
IFS—FOR AGILE BUSINESS www.IFSWORLD.com
IFS is one of the world’s leading providers of business software to the Oil & Gas industry. Today, more than 400 project-oriented companies use IFS Applications. IFS offers flexible, component based projectdriven business solutions that manage the entire lifecycle of contracts, projects, assets and services. Customers include Technip, Semco Maritime, Hertel, Grenland Group, Babcock Engineering Services, Heerema Fabrication Group, Seadrill, Yantai Raffles, Archer, Apply Sørco, Reinertsen Engineering, APL, Bergen Group Rosenberg, BWO Offshore, STX Europe, and Hamworthy Gas Systems.
>> made in norway
Krever 90 prosent lokalt innhold Norske leverandører kan vente seg strengere krav, tror Brasil-ekspert.
- Norske bedrifter må etablere seg i Brasil for å kunne konkurrere i dette markedet, sier Brasil-ekspert Erik Hannisdal.
tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Brasil er stedet alle i oljebransjen drømmer om å bli stor i. En rekke storfunn gjør at det nå kappes om å vinne andeler i et marked med enorme muligheter. Men myndighetenes krav om lokalt innhold gjør det tøft for norske leverandører, så vel som for lokale selskaper. - Må etablere seg i Brasil - Myndighetenes uttalte mål er å bringe lokalt innhold opp til 90 prosent innen 2020. Selv om en pragmatisk tilnærming til dette vil være uunngåelig på grunn av kapasitetsbegrensninger i det brasilianske markedet, er det liten tvil om at stadig flere utenlandske leverandører vil bli nødt til å starte produksjon i Brasil for å kunne være konkurransedyktige.
58 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Det sier Erik Hannisdal Managing Partner i Inventure Management til Offshore.no. Han jobber med å gi råd til selskaper som ønsker å vinne frem i Brasil og forteller at det foregår sterke diskusjoner for å få opp andelen av lokalt innhold i oljekontraktene. - Det politiske presset er sterkt for å øke andelen varer og tjenester produsert i Brasil, og kravene til lokalt innhold er ambisiøse og voksende. Men det er Brasils eget, delvis statseide oljeselskap Petrobras som har vært den største synderen med tanke på å bryte kravene til lokalt innhold. Krangler om bøter Hannisdal viser at reguleringsmyndigheten ANP (Det Nasjonale Petroleumsbyrået) har nettopp
ilagt Petrobras en bot på nesten 20 millioner dollar på grunn av for lavt lokalt innhold på prosjektene som ble utbygget i forbindelse med konsesjonsrunde 4 og 5, prosjekter som nå ferdigstilles. Petrobras, på sin side, hevder at boten må “reklassifiseres”, siden det ikke fantes noe godt system for monitorering av lokalt innhold da kontraktene ble inngått. - Dette, og andre hendelser, viser at regelverket fortsatt er umodent og uoversiktlig. Vi følger problematikken rundt lokalt innhold på nært hold fra Brasil, og vår oppfatning er at Petrobras vil komme til å måtte betale denne boten i en eller annen form, hvordan den nå enn “reklassifiseres”. Hvis det skjer, er det sannsynlig at Petrobras vil innskjerpe sine krav
OFFSHORE & ENERGY Graf som beskriver utviklingen i local content committment i lisensrundene fra 1999 (1ste runde) og fram til i dag: utenlandske leverandører til å etablere seg i Brasil for å muliggjøre en raskere oppbygning av en kapabel leverandørsektor til oljeindustrien. Det politiske presset for lokalt innhold vil sannsynligvis øke i takt med utviklingen av brasiliansk industri, sier Hannisdal. Men løsninger finnes på lang sikt. Han lister opp fire punkter til hvordan kapasiteten til brasiliansk industri og tjenesteleverandører kan nå målene. •
Stabile juridiske og økonomiske rammefaktorer
•
Massiv satsing på utdannelse (stor mangel på kvalifisert arbeidskraft)
•
Reform av import/skattesystem
•
Forenkling av håndteringen av sertifisering for lokalt innhold
Det er fortsatt ikke mye uavklart når det gjelder å gjøre Brasil til oljenasjon. Det er blant store forskjeller på hvor mye lokalt innhold som kreves fra lisensrunde til lisensrunde.
til dokumentering av lokalt innhold fra sine leverandører og underleverandører, deriblant mange norske virksomheter, sier Hannisdal. Brasils Gruve- og Energidepartement, som er ansvarlig for oljeproduksjonen, har uttalt at de arbeider med et system som i tillegg til bøter for manglende lokalt innhold, kan gi bonus til leverandører som oppnår høyere lokalt innhold enn kravene.
Det kan være en gulrot for å få andelen opp til ønsket nivå på sikt. - Ingen enkle løsninger Men å finne en kortsiktig løsning på problemene er det ingen som kan. - Det finnes ingen raske løsninger. Kapasiteten i den brasilianske industrien må bygges ut, og dette vil ta tid. Incentivene vil være sterke for
Det som er sikkert er at myndighetene vil gjøre alt for å nå sitt ambisiøse mål om 90 prosent i 2020. - Økende grad av lokalt innhold kreves etter hvert som brasiliansk industri utvikles og kan håndtere produksjonen. Hver auksjonsrunde for lisenser til oljeproduksjon har hatt høyere krav for lokalt innhold enn de foregående. Myndighetenes mål er altså 90 prosent lokalt innhold i 2020, så kravene vil fortsette å øke, sier Erik Hannisdal.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 59
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
60 Offshore & Energi OKTOBER 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
OFFSHORE & ENERGY
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.
navlestrengen til Popeye-feltet. 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.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 61
>> reportasje
En kjempefordel å komme fra Norge Hundrevis av norske selskaper dominerte Europas største oljemesse. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Årets oljemesse SPE Offshore Europe i Aberdeen ble en kjempesuksess for de norske selskapene som deltok. Norge var det landet med tredje flest ustillere, kun UK og USA hadde flere stander. Over 150 norske selskaper hadde stand, men totalt dro flere tusen nordmenn for å besøke messen og pleie kontaktnett. Alle med mål om å vinne markedsandeler i utlandet. Et av de norske selskapene var Norske Ventiler. De landet en storkontrakt med FMC under messedagene. - I dag eksporterer vi om lag 50 prosent av vår omsetning på 40 millioner kroner. Vi har et mål om å doble omsetningen på fem år og opplever det som en kjempefordel å komme fra Norge. Alle standarder i Norge er internasjonalt godkjent og nordmenn har et godt rykte med tanke på høy moral, at vi hardtarbeidende og at vi holder det vi lover, sier managing director Kjell-Rune Brunborg til Offshore.no.
Kjell-Rune Brunborg fra Norske Ventiler
62 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Siemens var representert med en spektakulĂŚr stand. Her representert ved Henrik Madsen.
OFFSHORE & ENERGY
Henriette Fennely, Frank Soltvedt og Bjørnhild Haraldsvik fra Bring.
OKTOBER 2011 Offshore & Energi 63
>> reportasje
FAKTA •
SPE Offshore Europe arrangeres annet hvert år
•
Er Europas største oljemesse
•
Messen ble besøkt av 48.575 personer
•
Over 1.500 utstillere totalt
•
Over 150 norske selskaper
Sal Hug
Åsbjørn Dysvik, General Manager i Rena Technology AS presenterte ny teknologi under messen.
64 Offshore & Energi OKTOBER 2011
OFFSHORE & ENERGY
les and market manager go Ă&#x2DC;yen i Aker Midsund.
OKTOBER 2011 Offshore & Energi 65
>> reportasje
Mike Pedersen, Managing Director i Norway2UK har laget en app til Iphone og Ipad som skal knytte norske og britiske selskaper sammen.
66 Offshore & Energi OKTOBER 2011
OFFSHORE & ENERGY
Alf Johannes Hansen i CAN Technology er forhandler av Belzona-produkter i Norge og ser et stort marked i Norge.
OKTOBER 2011 Offshore & Energi 67
.no
the global oil and gas network
Samarbeidspartnere:
Registrer deg i nettverket p책 offshore.no
Marinteknologi NPF konferanse 10. til 11. november
Sikkerhet
Macondo-ulykken påvirker også norsk oljeog gassvirksomhet. Mange er skeptiske til industriens evner til å ta tilstrekkelig vare på miljøet, noe som kommer særlig til uttrykk ved åpning av nye områder med sårbar natur. Hvordan reagerer vi som industri på dette? Hva har vi lært og hvordan påvirker ulykken
leteboring, sikkerhet, anvendelse av ny teknologi, prosjekter og marineoperasjoner? Velkommen til to interessante konferansedager der disse problemstillingene står sentralt. Henrik Hannus Leder av programkomiteen
Detaljert program og påmelding: www.npf.no
>> MØT OPERATØRENE PÅ NORSK SOKKEL
Norwegian Operators Conference ble startet i 2003 og er bevisst lagt til slutten av november, da de fleste operatørselskapene på norsk sokkel har utarbeidet sine budsjetter og er klar til å presentere planer for det kommende året. Over halvannen dag får man dermed en konsentrert fremstilling over utfordringer og muligheter på norsk sokkel. I år er konferansen definitivt i optimismens tegn, med storfunnene Avaldsnes og Aldous Major South og sine kanskje over 1.2 milliarder fat olje som bakteppe. Interessant er at både Statoil og Lundin skal holde innlegg på konferansen, og det samme skal partnerne Petoro og Det norske. Kanskje får man en frisk diskusjon om operatørskap? NOC konferansen trekker vanligvis rundt 300 deltagere på meget høyt nivå i oljeselskaper og leverandørindustri, og er betraktet som et must for alle som vil følge med hvilke forretningsmuligheter som presenterer seg på norsk sokkel i tiden som kommer KONFERANSEN GÅR 23-24.NOVEMBER PÅ SCANDIC STAVANGER FORUS, OG ER I SIN HELHET PÅ ENGELSK.
THE 9TH NORWEGIAN OPERATOR'S CONFERENCE IN STAVANGER 23 - 24 NOVEMBER 2011
For informasjon og påmelding: www.offshore.no/noc
P.O. BOX 220 N-4098 TANANGER, NORWAY
Offshore Containers & Modules
Uniteam is an international company originating from Norway. Uniteam Group has its headquarters in Norway, with offices in Sweden, the Netherlands, Poland, China, and India, as well as agents in a number of other countries. Our products includes offshore and onshore containers as well as turn-key solutionssuch as H2S Shelters. We provide standard, specialized and tailored containerscertified in accordance to DNV 2.7-1 or EN12079 to clients worldwide.Uniteam’s pressurized modules is built in according to standard DNV 2.7-1 and DNV 2.7-2,with A 60 fire rated panel and ex-proof apparatus for working in hazardous Zone I/II.ndards. Our quality control team follows up suppliers and the production to ensure that the products are compliant with technical standard required.
Uniteam Vest - Norway Uniteam.indd 1
www.uniteamoffshore.com +47 406 46 383 23.09.11 16.34
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
Essential guide to OTD2011 Stavanger
NORWAYS LARGEST ANNUAL OIL, GAS AND ENERGY EXHIBITION Over 320 suppliers of the latest technology and service development covering every discipline will exhibit at OTD2011 Stavanger
Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com
Organised by:
Official Media Partners:
Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com
NORWAYS LARGEST ANNUAL OIL, GAS AND ENERGY EXHIBITION OTD2011 STAVANGER exhibition attracts audience of engineers, technical specialist, industry leaders and experts to share ideas and innovations from the Norwegian continental shelf. In 2011 the Offshore Technology Days is held for the 11th consecutive year. Over the last four years the exhibition has been the largest annually Norwegian oil show. With a maximum capacity of 320 stands the exhibition has been completely sold out and with long waiting lists. OTD2011 STAVANGER is a mulitfaced event for continues learning, showcasing and innovation, solutions and tools required to complete in an accelerating technology race in an increasingly complex business.
Over 320 suppliers of the latest technology and service developments covering every discipline will exhibit at OTD2011 STAVANGER over 110 suppliers of Drilling/Subsea and Completions products and solutions over 60 suppliers of Modification and Construction products and solutions over 80 suppliers of Operations and Production products and solutions over 50 suppliers of Engineering and Personnel products and solutions
Meet an international base of suppliers presenting proDucts and solutions • • • • • • •
Austria Belgium Brazil Canada China Denmark England
• • • • • • •
Finland France Germany India Iran Italy Malaysia
• • • • • • •
The Netherlands Nigeria Norway Poland Scottland Singapore South Africa
• • • • • • •
Spain Sweden Switzerland Turkey Ukraine United Kingdom United States
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
Expected Visitors*
Exhibitors With Stands*
(19,3% increase since 2010)
(53% increase since 2010)
Network and Technical Sessions*
Young Professionals Attending*
15-20.000 320 35-40
850
(32% increase since 2010)
(32% increase since 2010)
OTD2010 Bergen was the largest in OTD`s history. It saw record breaking attendance and over 210 exhibiting companies and over 25 co events.
92%
have exhibited for more than 5 years in a row
84%
believe that the OTD fair is visited by qualified visitors
80%
made new â&#x20AC;&#x2039;â&#x20AC;&#x2039; contacts through the OTD exhibition and the OTD Network events
54% expect sales of specific leads from the OTD exhibition
FACTS AND FIGURES Description from OTD2011 STAVANGER Total area, sq.m Exhibiting companies Non-Norwegian exhibitors Visiting contries Expected number of visitors
10.000 320 27 31 15 - 20.000
Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com
OTD OVERALL PROGRAM TUESDAY THE 18th OCTOBER OTD OPENING CEREMONY
20.00-22.00 Hall Toll Stavanger Centrum
WEDNESDAY THE 19 th OCTOBER OTD EXHIBITION
09.00-17.00 Stavanger Forum
OTD YOUNG PROFESSIONALS
OTD YOUNG PROFESSIONALS
OTD SEMINARS
OTD RECRUITMENT LOUNGE
OTD GUIDED TOURS
FMC SUBSEA SCHOOL
09.00-16.00 Stavanger Forum Conference Center Hall K
10.00-15.00 Stavanger Forum Conference Center Hall K
09.00-15.00 Stavanger Forum Conference Center Hall A
THURSDAY THE 20 th OCTOBER OTD EXHIBITION
09.00-15.00 Stavanger Forum
OTD YOUNG PROFESSIONALS
OTD YOUNG PROFESSIONALS
OTD YOUNG PROFESSIONALS
OTD RECRUITMENT LOUNGE
OTD STUDENT SEMINARS
OTD SPEED INTERVIEW
09.00-15.00 Stavanger Forum Conference Center Hall K
10.00-15.00 Stavanger Forum Conference Center Hall A
10.00-15.00 Stavanger Forum Conference Center Hall A
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
Exhibition show hours Wednesday, 19 October 09.00-17.00 Thursday, 20 October 09.00-15.00
OTD SEMINARS
OTD SEMINARS
Total E&O Norge AS AND Achilles JQS 10.00-11.30 Stavanger Forum Conference Center Hall A
Stavanger Chamber of Commerce and Fornybar Stavanger 13.00-14.30 Stavanger Forum Conference Center Hall A
OTD YOUNG PROFESSIONALS
OTD SEMINARS
OTD GUIDED TOURS
FMC SUBSEA SCHOOL
10.00-15.00 Stavanger Forum Conference Center Hall K
09.00-15.00 Stavanger Forum Conference Center Hall A
OTD OCTOBERFEST
OTD NIGHT SESSION
18.30-23.00 Stavanger Forum Hall E
22.00-02.30 Hall Toll Stavanger Centrum
OTD CLOSING CONSERT
19.00-02.30 Hall Toll Stavanger Centrum
Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com
OTD EXHIBITION Over 300 suppliers of the latest technology and service developments covering every discipline will exhibit at OTD2011 STAVANGER.
Visitorâ&#x20AC;&#x2122;s objectives in attending OTD2010 BERGEN 75% 57% 43% 39% 36% 26%
keep up to date with the industry/Whatâ&#x20AC;&#x2122;s new maintain network/acquire new contacts meet the entire industry/get a total overview keep up to date with technical solutions become inspired and get new ideas meet current suppliers
Exhibition show hours Wednesday, 19 October 09.00-17.00 Thursday, 20 October 09.00-15.00
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
many of the Norwegian Continental Shelf`s Majors such as • • • • • • •
Schlumberger Statoil Lubricants Siemens Conoco Phillips DNV Gdf Suez Total
• • • • • • •
Fabricom Weatherford FMC Technology Total Halliburton ABB Aibel
• • • • • • •
Aker Solutions Bergen Group CAN COSL Drilling ENI Norge Gassco Grenland Group
• • • • • • •
Subsea 7 Apply Technip AGR Wärtsila Oljedirektoratet Oceaneering AS
Statistics from OTD2010 BERGEN tells us the following about the exhibitor 92% 84% 80% 54% 76% 84%
has been exhibitors for more than 5 years thinks that their stand was visited by relevant people acquired new and relevant contacts at the show expects sales from concrete leads is very/quite satisfied with the show is very/quite satisfied with the Octoberfest
Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com
OTD NETWORKING - we are hosting 7000 in 3 days
The combination professional content and social gathering is important in order to do business in Norway. Therefore the networking part of OTD is very important.
OTD OPENING CEREMONY
OTD OCTOBERFEST
More than 750 guests will attend the OTD Opening Ceremony.
More than 2,300 guests will attend the 11th Octoberfest, a traditional Bavarian event.
We are the NCS - Opening Ceremony is a network event for exhibitors and anyone related to the oil-, gas- and energy industry.Offshore Media Group and partners invite exhibitors and others to a networking event in a quiet environment the evening before the OTD show starts. Participants will be offered food and drinks. Everything has been facilitated to ensure a great networking event, and a calm start to a busy week. We are the NCS - Icebreaker was first held in 2009, and was a great success.
The Octoberfest is the legendary party on the evening between the two exhibition days, and is reserved for exhibitors and invited guests only. In a festive atmosphere the participants will be served beer, traditional German food and excellent entertainment. However, the program is as always a secret.
Wednesday the 19th October 18.30-23.00
Tuesday the 18th of Oct. 20.00-22.00
OTD NETWORKING IS PROUDLY PRESENTED BY Organised by
Opening Ceremony sponsor
.no
the global oil and gas network
Octoberfest sponsors
Night Session sponsor
OTD Closing Consert
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
OTD NIGHT SESSIONS
OTD CLOSING CONSERT
More than 1,700 guests will attend the Night Session, Lounge and Concert.
More than 1,700 guests will attend the 6th OTD Concert.
A networking event in the wake of the OTD Octoberfest. Here you will be able to continue the good dialogue in the lounge in a quiet environment, or you can choose to attend the concert.
Wednesday the 19th October 22.00-02.30
For the sixth consecutive year there will be a concert marking the end of OTD. This is where you meet old friends, colleagues and your new contacts for the legendary ending to OTD.
Thursday the 20th October 19.00-02.30
At OTD2011 STAVANGER you will get the opportunity of participating in different networking events. For three entire evenings you will be able to enjoy fantastic culinary experiences, music and entertainment provided by top Norwegian and International artists. The events have a high quality in general, and attract between 250 and 2300 participants.
Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com
OTD YOUNG PROFESSIONALS Offshore Technology Days (OTD) is Norway’s largest annual trade show within oil, gas and energy, with around 270 exhibiting companies and between 15-20,000 visitors. The show has a national focus and works under the slogan “We are the Norwegian Continental Shelf”. OTD is held for the 11th time in a row and cooperates this year with, among others, Greater Stavanger, Stavanger Næringsforening (Stavanger Chamber of Commerce & Industry) and University of Stavanger, in order for the event to become as good as possible. OTD Young Professionals and Offshore Technology Days (OTD) will be arranged at Stavanger Forum the 19th-20th of October 2011. OTD YOUNG PROFESSIONALS’ vision is to build bridges between companies within the oil-, gas- and energy sector, and students with relevant education for this industry. The recruitment event is limited to 34 participating companies. Between 600 - 850 participating students from the entire Norway are expected. The event will focus on graduating students within relevant fields of study, but will also be open for young employees within the oil-, gas- and energy sector.
Participation For Student We wish to invite graduating students to be a part of OTD Young Professionals and participate in Norway’s largest recruitment arena within oil, gas and energy. By participating you will be able to attend several optional activities.
Stavanger University SPE Student Chapter
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
Recruitment Lounge During OTD YOUNG PROFESSIONALS a separate area will be dedicated to giving students and current employees in the industry the opportunity of introducing themselves to the companies. The lounge will be divided into stands which will create the right atmosphere in the nation’s largest recruitment arena within oil, gas and energy. Recruitment Lounge will be open to all visitors during OTD,
but the focus should be directed towards students and young employees. When Wednesday 19th October, 09.00- 15.00 Thursday 20th October, 09.00 - 15.00
Student Seminars Student seminars are professional seminars where students and young employees are introduced to what it is like to work within the different fields after completed studies. The professional seminar is not a recruitment arena, but should be based on technical content, experiences and advice connected to study options.
introduction to the Petroleum industry. The speaker for this presentation is not jet decided. After This session there will be room for 10 sessions of a 20-25 minute length. The ordering of the topics will be made in such way that it follows a natural or chronologic development. The presentations may as well be shorter that 20 minutes, therby adding room for questions to the speaker.
The seminars will open with a double session with an
Guided Tours Students within relevant fields of study will be divided into groups and lead to companies which are exhibiting at the OTD show or the Recruitment Lounge. Here companies will be able to show technical solutions used in operations
and/or present projects of great current interest. This way the companies will get the opportunity to present themselves as an attractive future employer for tomorrow’s assets.
Speed Interview During the Recruitment Lounge the companies will be able to arrange speed interviews with potential candidates. There will be designated rooms where the companies can reserve space for carrying out interview rounds related to summer jobs, Bachelor-/Master-/PhD theses, trainee
IN DNV OUR MAIN ASSET IS OUR PEOPLE Marianne Hauso is Regional Manager in DNV. She also heads up DNV Energy Solutions which is DNV’s consulting unit in Norway. Marianne Hauso speaks with enthusiasm about the development of DNV, DNV’s role in the oil & gas industry and why DNV is main sponsor for OTD Young Professionals:
programs and/or new employments. Example of requirements: Last year student, studies mechanical or petroleum engineering, min. average grade C.
DNV proudly presents young professionals
DNV started out in 1864 with a mandate to ensure safety in the Norwegian Merchant Fleet. From this starting point DVV has developed into a leading provider of services for managing risk with 300 offices in 100 countries. We are one of the biggest classification societies both for ships and for offshore rigs as well as a major player in management system certification across industries.
Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com
EXHIBITION, SEMINARS & HOTELS
Networking
OTD OPENING C OTD NIGHT SES OTD CLOSING C
Place: Hall Toll, S
Exhibition Opening hours:
To E39 / Cit
19 October: 09:00 - 17:00 20 October: 09:00 - 15:00
OTD YOUNG PROFESSIONALS
OTD SPEED NETWORKING
OTD ROLLUP PARK
OTD SEMINARS HElICOpTER lANdING
ENTRA REGIST
STAVANGER FORUM pRESS CENTRE
OTD OCTOBERFEST OTD ORGANIZATION PARK
To Stavanger Airport, Sola / Tananger
Rica Forum Hotel
R
H
BUS
TAXI
EXHIBITIO OUTdOOR EXHIBITION EXHIBITION
OUTdOOR EXHIBITION
Main sponsor
Organised by
Supporters
Opening Ceremony sponsor
Octoberfest sponsors
Night Session sponsor
Young Proffesional sponsor
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
g events:
P
CEREMONY: 18 October 20:00 - 22:00 SSION: 19 October 23:00 - 02:30 CONCERT: 20 October 19:00 - 02:30
Networking events: ONS OTD OPENING CEREMONY: 18 October 20:00-22:00 FESTIVAL OTD NIGHT SESSION: 19 October 23:00-02:30 OTD CLOSING CONCERT: 20 October 19:00-02:30
B D
Skansengaten 2, 4006 Stavanger Centrum
Place: Hall Toll, Skansengaten 2, 4006 Stavanger Centrum
ty centre
E
X I
Mosvatnet
A Comfort Square Hotel B Victoria Hotel C Myhregaarden Hotel D Skagen Brygge Hotel E Comfort Hotel Stavanger F Thon Hotel Maritim G Park Inn Stavanger H Rica Park Hotel I Radisson Blu Atlantic Hote J Clarion Hotel K RadissonBlu Royal Hotel L Rica Forum Hotel M Solborg B&B N First Hotel Alstor O Viste Strand Hotel P M/S Gann Q Smart Hotel Forus R Hotel Sverre S Quality Hotel Residence T Thon Hotel Sandnes U Sola Strand Hotel V NMS Strandleiren W Quality Airport Hotel X Rica Aioort Hotel Y St.Svithun Hotel Z Hummeren Hotel
ANCE / TRATION
Rogaland Art Museum
Sandnes Exhibition Opening hours: 19 October: 09:00 - 17:00 20 October: 09:00 - 15:00
First Hotel Alstor
ENTRANCE / REGISTRATION
X
ON
Accommodation
ONS Comfort Square Hotel FESTIVAL
A B S D E F G H I J K L M
Victoria Hotel Myhregaarden Hotel Skagen Brygge Hotel Comfort Hotel Stavanger Thon Hotel Maritim Park Inn Stavanger Rica Park Hotel Radisson Blu Atlantic Hotel Clarion Hotel RadissonBlu Royal Hotel Rica Forum Hotel Solborg B&B
N O P Q R S T U V W X Y Z
First Hotel Alstor Viste Strand Hotel Hall Toll Smart Hotel Forus Hotel Sverre Quality Hotel Residence Thon Hotel Sandnes Sola Strand Hotel NMS Strandleiren Quality Airport Hotel Rica Aioort Hotel St.Svithun Hotel Hummeren Hotel
X
A Comfort Square Hotel B Victoria Hotel C Myhregaarden Hotel
OTD EXHIBITOR LIST* EXHIBITORS HALL B, C & OUTDOOR STANDS
1STOPGROUP
A AAK Group AS
ABB AS Acapo AS Achilles ACO Adept Solutions AS ADVANCED TECHNOLOGY VALVE SpA Advantec AF Decom Offshore AGA AS AGR Aibel AS Air Liquide Offshore AS Aker Drilling Aker Solutions Drilling Technologies Aker Solutions/Aker Subsea AS Albatross Services Alf I Larsen AS Alfsen & Gunderson Alvøen AS Amitec AS ANSYS Sweden AB Apply Capnor AS Apply Sørco AS Arvid Nilsson AS ASEON ASK Safety AS Astrup AS Autronica Fire & Security AS AxFlow as
B Balseal Engineering Europe Bandak Group BARTEC TECHNOR AS Becher Maskinering Bergen Group Rosenberg Bergen Næringsråd BIS Industrier Bredengen Bring Cargo AS Bsafe AS Busch Vakuumteknikk AS Business Region Bergen
C CAN AS
CAN Technology AS Cargotec Norway AS. Carl Stahl AS Castrol Offshore Cavotec Norge AS CERTEX NORGE AS Concept Steels Ltd Consult Supply AS Cosalt Offshore Norway COSL Drilling Europe AS
D DACON AS
Dacon AS Danfoss Power Electronics A/S Danish Marine & Offshore Group Data Respons AS Dataplan Group AS
Deif Delfi Data AS Dell A/S Depro as DGS as Drammen Yard AS
E E Innovation
EDR Eide Marine Tech AS Elteco AS EMS Konsult Endress+Hauser as ENERGY PIPING AS Eni Norge AS EQHUB Essenticon Euro Offshore AS
F Falck Nutec AS
Ferdinand Motor AS Ferguson Norge AS Flex Coil Fluid Control AS Fluidhouse OY FMC Technologies AS Folk AS Forus Elektro Automatikk AS Franzefoss Gjenvinning AS Fuglesangs Ltd. AS Fugro Survey AS Furmanite as
G GASSCO
GENERAL INDUSTRY SYSTEMS Glynwed GMC HVAC Goodtech Projects & Services GPA Flowsystem Greater Stavanger Grenland Group Grove-Knutsen & Co AS
H Hamilton People
Handelshøyskolen BI HBC Radiomatic Norge AS Headhunt Oil & Gas recruitment Helimesh A/S Hexagon Metrology Services Ltd Hinna Base AS Hitec Products/Anzett AS Holberg Travel AS HVAC Solutions HydraTight Norge AS Hydraulikk Competance AS Hyptech AS Hytech Personnel AS Hytorc Norge AS
IIFS
IK Stavanger as IKM Testing
IMC Diving AS Imenco AS InControl AS Industriutvikling Vest AS Ingeniør Compagniet / Adecco Innovar Solutions Innovasjon Norge Rogaland Inspecta AS Inventas Produktdesign AS IOS InterMoor AS
J James Walker SPS
Jergo AB John Crane Norge
JSC Hampidjan Baltic
K K.Lund Offshore
KAEFER ENERGY Kjættingfabrikken AS KNM hydraulikk as Kolberg Caspary Lautom AS Kongshavn Industri AS Kystdesign AS
L Langset as
Leica Geosystems AS Lekang Maskin AS LEMO Norway AS Levator OY Lewa AS Logi Trans Logi Trans Lönne Scandinavia AS
M MacArtney Norge AS
Maritim Service AS Maritime Colours AS Marwin Group Maskin K Lund Maximator As Mechanica AS Mento AS MERA AS Meteco Oy Metier AS Module Solutions & Systems AS Mongstadbase AS Multconsult AS Multicontrol AS Mundal Subsea AS
N NATIONAL INSTRUMENTS NORGE AS NCA NECON NG INDUSTRI NORDISK HØJTRYK A/S NORGREN A/S NORSAFE AS NORSKE BACKER AS NORWEGIAN PIPING AS NOSEFO NSE GRUPPEN
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
NTOS AS NURMI CYLINDERS OY
O Ocean Riser Systems AS
Oceaneering AS Odda Plast AS OEM AUTOMATIC AS Offshore Denmark Offshore Media Group Olympus Norge AS OME AS /KOSO Kent Introl OMNI SA Onix AS ONS OPTIPUMP AS Orange Offshore Otto Olsen
P Panasonic
Parker Hannifin AS Parker Hannifin AS Patentstyret Pepperl+Fuchs as Phoenix Contact as Pinovo AS Pipeline Service Operations AS Plexx AS PMC Servi Pon Power Scandinavia Promineo AS Proserv AS Prosessmetall AS Pump Supply as Pump Tech AS
Q Q-STAR ENERGY A/S
Quickflange Norway AS
R R. Teige Elektro AS
RadøyGruppen AS RecondConcept AB Red Rooster Norge AS Rena Technology AS RK Offshore Rolfsen & Juell AS Ross Offshore Rufo Transportkasser as
S Safran Software Solutions AS
Scan Tech AS SCANDINAVIAN FITTINGS & FLANGES A/S Scanel International A/S Scanmatic AS Seal-Jet Norge AS SEC AS Sepro Technology AS ShoreConnection international AS SI-KA-TEC GmbH engineering coating Siemens SIMEX AS SMB Odda Smed T. Kristiansen AS
SOLBERG & ANDERSEN AS Solid Vedlikehold as SoluDyne sp-tools as Stahl-Syberg AS Stangeland Glassfiber Produkter AS Statoil Lubricants Staubo Elektro-Maskin AS Stavanger Chamber of Commerce Stokvis Tapes Norway Strukturplast AS Sub Sea Services AS Subsea 7 Sulzer Pumps Norway AS SVAFAS Sverdrup Hanssen Spesialstål AS SystemTeknik
T T Bruvik AS
AIBEL AKER SOLUTIONS A PRESSEN ARCHER
B BERGEN GROUP C CONOCOPHILIPS D DET NORSKE VERITAS F FABRICOM GDF SUEZ
FMC KONGSBERG SUBSEA AS
Teamtrade AS Technia / Dassault Technip Norge Teksal TESS as TOOLS VEST AS Torgy Mek. Industri AS Trac ID Systems Tranberg AS Trelleborg Offshore Norway AS Trio Oiltec Services Tyco Valves & Controls Norway
G GDF SUEZ E&P
U Umoe Schat Harding Services AS
MI SWACO
V Vest Næringsråd
Vestpak as Vestteknikk AS VICTORIA AS Viking Moorings Vink Norway AS VisCo AS Visma Services Norge AS VOCA AS
W Wago Norge
Wärtsila Norway AS Watech as WellPartner AS Wenaas as Westcon Group AS Winding Technology AS
X XAIT AS EXHIBITORS OTD YOUNG PROFESSIONALS HALL K
GE OIL&GAS
H HALLIBURTON
HEADHUNTER AGENCY
IINGENIØR COMPAGNIET KAEFER ENERGY M MOLLIER O OCEAN INSTALLER
OCEANEERING ODFJELL DRILLING OLJEDIREKTORATET
S SAFETEC NORDIC AS
SCHLUMBERGER SIEMENS AS SINTEF PETROLEUM RESEARCH SMITH SERVICES SONGA OFFSHORE SUBSEA 7
T TECHNIP NORGE TOTAL TRELLEBORG
W WEATHERFORD
A ABB
AGR PETROLEUM SERVICES
*EXHIBITOR LIST CORRECT AT TIME OF PRINT
Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011
WELCOME TO STAVANGER AND THE 11TH OTD It is a pleasure for me to greet all Norwegian and international delegates to the 11th Offshore Technology Days in Stavanger October 18th -20th 2011. Being Norway´s indisputable oil capital, Stavanger has welcomed the oil industry since its early start in the 1960´s and is in its sixth decade still a driving force, facilitating among other things one of the largest global oil shows; the bi-annual Offshore Northern Seas (ONS). This year Stavanger is proud to be housing the annual Offshore Technology Days for the very first time. The exhibition covers some 10.000 sqm in Stavanger Forum. An estimated 12.-15.000 visitors is expected to visit the 300 exhibitors, who range from large oil companies to the smallest of niche suppliers. OTD 2011 will also host several conferences, also comprehensively involving oil expertise and student organizations; the young generation that will make to next steps into the future of energy. We hope that all delegates will enjoy the show and its many attractions, including the legendary OctoberFest Wednesday in the OTD week. We hope that you have some prosperous and wonderful days in our great city.
Leif Johan Sevland Mayor of Stavanger
Main sponsor
Organised by
Opening Times
Exhibition
Seminars
Young Professionals
Wednesday 19th October
09.00 - 17.00
09.00 - 15.00
09.00 - 16.00
Thursday 20th October
09.00 - 15.00
09.00 - 15.00
09.00 - 15.00
Opening Ceremony sponsor
Supporters
Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com
Octoberfest sponsors
Night Session sponsor
Young Proffesional sponsor
Fremtiden starter n책! stand no.: 2205
Tlf: 51715400 - www.hytorc.no
>> subsea
<< Statistisk sett vil plattformløsninger føre til høyere utvinningsprosenter enn subsea-løsninger.>>
Petoro vil ha hodet over vannet Subsea-utbygginger kan være utilstrekkelig for økt utvinning. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Petoro som opererer statens eierandeler på norsk sokkel, som er medeier i 38 produserende felter, ser absolutt verdien av subsea-utbygginger i mange tilfeller, men mener at bruk av enkle plattformer som løfter brønnhodet over vannet, kan være et bedre alternativ for mange store, modne felt. Det er flere grunner til det. Mer brønner Først og fremst må det bores mange flere produksjonsbrønner ifølge Petoro, som er den fremste pådriveren for økt utvinning på norsk sokkel. Det må bore to til tre ganger flere brønner enn hva tilfellet er i dag. Problemet, foruten mangel på rigger og høye riggrater, er at borekapasiteten på de stasjonære boreanleggene på eksisterende plattformer kan være sprengt. Det er ofte ikke nok brønnslisser eller dekksplass. Derfor jobbes det med erstatninger i form av nye brønnhodeplattformer, som kan bore mer brønner, og her er vi ved det Petoro anser som i alle fall noe av sakens kjerne: Så mange brønner som mulig må kompletteres konvensjonelt, og altså ikke som subsea-
72 Offshore & Energi OKTOBER 2011
brønner fordi det da er mye lettere og rimeligere å utføre brønnvedlikehold og sikre vedvarende høy produksjon. Mer lønnsomt med plattform Her er Petoro helt i tråd med Petter Osmundsen, professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger som mener at plattformutbygginger kan være mer lønnsomme på sikt enn subsea-løsninger selv om dette i utgangspunktet er dyrere. Ifølge Osmundsen og Petoro er driftskostnadene lavere enn ved subsea-løsninger. I tillegg kan plattformløsninger utstyres med boretårn, og det kan også føre til store besparinger på sikt, fordi det er mye billigere å bore brønner fra faste installasjoner enn fra mobile rigger, sier Erik Søndenå i Petoro til Offshore&Energi. Åtte eller mer Ifølge Søndenå kan man generelt si at dersom man har åtte brønner eller mer, og dersom de ligger konsentrert, innen 6,5 kilometers radius, vil det lønne seg å ha en brønnhodeplattform. Nøkkelordene er altså rimeligere vedlikehold, og det er mye enklere å bore flere brønner.
Dyrt vedlikehold Osmundsen har overfor Offshore.no påpekt at subsea-løsninger kan vise seg å være dyrere enn konvensjonelle løsninger på sikt, og i verste fall føre til lavere utvinningsprosent enn ved konvensjonell plattformutbygging. -Statistisk sett vil plattformløsninger føre til høyere utvinningsprosenter enn subsealøsninger, sier han. Størrelsen avgjør Statoil er ikke uenige med Osmundsen, men presiserer at dette kun stemmer dersom et feltutbyggingsprosjekt har en viss størrelse: - Plattformløsninger med egen boreutrustning er økonomisk realiserbart når reservoarene er store slik at et større antall brønner kan nås fra en lokasjon og produksjon kan opprettholdes over lengre tid. Hovedmengden av reservoarene som er bygget ut de siste årene og som vil bli bygget ut framover er forholdsvis små, ligger spredt og kan kun la seg realisere med undervannsløsninger, sa Sissel Rinde, Statoils informasjonssjef innen teknologi og ny energi til Offshore&Energi.
signatur.no - Foto: Samfoto
Skape sikkerhet med tape?
www.signatur.no
Hovedkatalog, 1. utgave
– no problem!
HOVEDKATALOG
1. utgave
Skip o gO Fornyb ffshore ar Ene Effektiv rgi e løsnin ger på morge
nsdage
ns utfo
rdringe
r
I mer enn 25 land løser Stokvis Tapes de mest krevende oppgaver med tape og selvklebende produkter. Vi er spesialister innen beskyttelse, forsegling, tetting, isolering, klebing, montering, maskering og emballering. Snakk med oss, både om standard volumvarer og spesialtilpassede selvklebende løsninger – eksakte bredder eller utstansede deler etter dine spesifikasjoner. Les mer om mulighetene i våre kataloger, eller ring oss for et utforpliktende møte.
info@stokvistapes.no – www.stokvistapes.no – +47 67 17 79 00
Besøk oss på Offshore Technology Days i Stavanger 19.–20. oktober, stand nr. C 3603
100810_Stokvis_annonse.indd 1
24.08.11 15.04
>> subsea
Skatteregler bremser norsk storsatsing Små eller krevende prosjekter blir ikke gjennomført.
tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Norges kanskje fremste oljeekspert, Hans Henrik Ramm, mener norsk petroleumsbeskatning hindrer gjennomføring av små prosjekter og prosjekter som på andre måter er krevende i forhold til verdien etter skatt. Det bremser også de store internasjonale selskapenes satsing på norsk sokkel. -Vi må ha med oss alle disse prosjektene og alle typer selskaper hvis vi skal nå den optimistiske utviklingsbanen i den nye petroleumsmeldingen. Skatteregimet, der selskapene må skatte 78% av sine overskudd og får trukket fra utgifter med samme prosentsats, medfører at alle prosjekter ”krympes”. En for stor andel av dem faller da under grensen for hva oljeselskapene vil bruke sin organisasjon og kunnskap på. Ordningen med refusjon av skatteverdien for leting har virket positivt fordi vi har fått inn mange nye selskaper og gjort det lettere for små selskaper å finansiere leting. Den har sørget for like vilkår, men ikke bedre vilkår, og har ingen betydning for etablerte selskaper som allerede har inntekter og kan trekke fra utgiftene med en gang. Hovedsystemet er særlig en hindring for større internasjonale selskaper som velger bort mange norske prosjekter fordi de har stor tilgang på bedre muligheter andre steder, men også generelt fordi det motvirker realisering av små eller krevende prosjekter uansett, og typisk prosjekter for økt utvinning, sier Ramm til Offshore.no.
Høyere særskatt Ved høyere særskatt slipper selskapene med lavere investeringer etter skatt, men det spiller liten eller ingen rolle for større selskaper fordi de sjelden er kapitalbegrenset, ifølge Ramm. -Den begrensende faktoren er kunnskap og organisasjon som har høy verdi, fordi de kan brukes andre steder der man tillates å ta en større del av investeringen. Ramm mener at oljeselskaper foretrekker å investere mer kapital hvis de først skal engasjere seg i prosjektet.
Materialitet Nøkkelen til forståelse av skattesystemet ligger i begrepet ”materialitet”, fremhever han.
-Det er stor forskjell mellom å investere 100 kroner og få 15 kroner i årlig avkastning, og å investere 1000 kroner og få 150 kroner tilbake, som han poengterer.
-Selskapsskatt, særskatt og statsdeltakelse (SDØE) virker alle slik at investeringer, andre utgifter og inntekter "deles" mellom selskapet og staten. Skattene alene betyr at staten betaler (grovt sett) 78% av alle utgifter og tar like stor del av alle inntekter. Jo høyere særskatt, jo mer vil prosjektet bli ”krympet” økonomisk sett, sett fra selskapenes side. Samtidig endres ikke prosjektenes (for eksempel forventede funn) fysiske egenskaper og dermed ikke hvor mye innsats av organisasjon og kunnskap som trengs for å utvikle dem. ”Materialitet” er uttrykk for hvor stort utbytte regnet i nåverdi man venter seg sett i forhold til innsats av organisasjon og kunnskap, sier Ramm.
Ifølge dette resonnementet vil det derfor hjelpe lite at den relative avkastningen - forholdet mellom inntekter og utgifter etter skatt - fortsatt kan være høy med høy særskatt.
74 Offshore & Energi OKTOBER 2011
-Faktisk kan den være høy selv ved nesten null overskudd etter skatt. Men oljeselskaper er ikke banker som kan leve av prosenter på mange små utlån. Deres begrensede organisasjon må fordeles på de prosjekter som til sammen gir flest kroner (nåverdi), sier Ramm, og legger til at selskapene setter både nedre og øvre skranker på sine eierandeler før skatt, i for eksempel leteprosjekter.
OFFSHORE & ENERGY
Rammer i alle faser Ramm fremhever at materialitetstap rammer i alle faser, fra leting til økt utvinning, ved at små eller krevende prosjekter presses under grensen for hva oljeselskapene vil velge å engasjere seg i, selv om de er samfunnsøkonomisk lønnsomme. -Dette er dokumentert for små leteprospekter, sett i forhold til det gamle skattesystemet i Storbritannia. Nå faller leteaktiviteten i Storbritannia fordi skattesatsen økes fra 50 til 62 prosent. I Norge har vi kommet opp på et brukbart letenivå sett i forhold til vår egen historie. Det skyldes ved siden av høyere oljepris refusjonsordningen, som har brakt inn mange nye aktører, men det betyr likevel ikke at det letes nok. Vi ser at særlig de store internasjonale selskapene søker veldig selektivt i konsesjonsrunder og leter lite. Dette er svært uheldig, fordi det er disse som har den sterkeste og bredeste kunnskapen, og dessuten økonomiske muskler til å investere tungt i langsiktige prosjekter og i frontområdene, og som derfor behøves på norsk sokkel. Dessuten trenger Statoil mer konkurranse av selskaper på dets eget nivå. Vi kan heller ikke i lengden vente at Statoil vil oppføre seg annerledes enn andre store selskaper. Feltutbygginger -For noen år siden gikk det langsomt med å få i gang ny feltutbygging. Nå går dette bedre, mens det er påvist svære etterslep for økt utvinning (IOR), og for Statoils vedkommende også vedlikehold. Hele tiden er det prosjektene med lavest materialitet som velges bort, men hvor de er kan variere. IOR er et godt eksempel. Her er avkastningen usikker og kortsiktig, men det trengs stor innsats av kunnskap for å få frem ny teknologi. Selv nye produksjonsbrønner krever stor innsats, ikke minst for å garantere sikkerheten. Det har vi særlig sett gjennom problemene på Gullfaks. Naturlig nok blir de mest produktive og enkleste brønnene boret først, sier Ramm. Hva kan gjøres? Ramm har konkrete forslag til hva som kan og bør gjøres. Det høye særskattenivået har sin begrunnelse i å sikre staten en høy del av verdiene i olje og gass som kan bli veldig store ved høye oljepriser og rike felt. Derfor er det ifølge Ramm ikke noen god idé å redusere særskatten. -Problemet er at systemet ”krymper” alle prosjekter like mye. For store, rike, og lite krevende felt og prosjekter er det greit nok, men
det blir for mye for små, marginale og krevende felt og prosjekter. Vi må derfor søke etter en annen løsning som går mer direkte på å belønne innsatsen av kunnskap og organisasjon, også kalt kunnskapskapital, som i dag er anerkjent som en type kapital som skaper selvstendige verdier på linje med finanskapital, sier Ramm, som mener at den beste tilnærmingen til dette er et fradrag mot særskatt som ikke er avhengig av finansinvesteringen og heller ikke av oljepris, fordi variasjoner i oljeprisen fører til endringer i avkastningen som ikke har noe med kunnskapsinnsatsen å gjøre. Ifølge Ramm bør dette fradraget beregnes som kroner per produsert enhet, og som kan differensieres ut fra objektive kriterier for prosjektets vanskelighetsgrad, som havdyp og avstand fra infrastruktur. -Et produksjonsfradrag vil gi et tilskudd til nåverdien og derfor styrke materialiteten. Samtidig vil det bare avhenge av produksjonen og derfor virke direkte inn på det viktigste, som er best mulig ressursutnyttelse og høyest mulig utvinningsgrad. Det vil utvilsomt føre til økte samlede skatteinntekter, men hvis man ikke er helt sikker på det, kan det f. eks. utbalanseres med en royalty som utløses ved svært høye priser. Begge disse ordningene har vi hatt før og er derfor vel kjent. Utvidet refusjonsordning? Dagens refusjonsordning for leteutgifter har
etablert en jevnhet mellom gamle og nye selskaper. Den har skapt økt mangfold i letefasen ved at også mindre selskaper uten inntekt, altså uten egenproduksjon får tilbake 78 prosent av sine utlegg, men dette har fortsatt ikke trengt særlig inn i utbygging og drift, mener Ramm. - Inntektene kommer ikke før i driftsfasen, som betyr at nye selskaper fortsatt stiller svakere enn gamle i utbyggingsfasen. Dette kan forsinke utbygging eller gi et insentiv til å selge unna til større selskaper, og det vil svekke mangfoldet. Det er derfor mye som taler for å la refusjonsordningen fortsette inn i byggefasen. Det finnes også omtrent likeverdige alternativer. Like vilkår Ramm mener løsningen vil være å skape like vilkår mellom selskapene. Men, sier han, man må ikke tro at dette vil gjøre hovedsystemet noe bedre fordi alle gode selskaper vil etter hvert få inntekter og kvitte seg med kapitalbegrensningene. Dermed vil de også tilpasse seg skattesystemet på samme måte som de gamle selskapene: -Det er jo det vi håper. Vi ønsker ikke selskaper som går med underskudd i evigheter. Det har heller ingen hensikt, og er neppe mulig, å satse på stadig tilførsel av nye kapitalfattige selskaper. Følgelig vil betydningen av refusjonsordningene falle bort etter hvert, sier Ramm avslutningsvis.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 75
>> subsea
Klager ikke. Borer ikke Kommentar: Oljegigantene i Norge holder lav profil. Èn boret letebrønn i år og 10 prosent av lete og avgrensningsbrønnene i 2010 er resultatet.
tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no At de internasjonale oljegigantene ikke borer letebrønner på norsk sokkel er ikke nytt. Oljeeksperten Hans Henrik Ramm mener at dette hovedsakelig skyldes at våre skatteregler langt på vei favoriserer mindre aktører. Det høye skattenivået virker som en hemsko på store aktørers innsatsvilje, fordi de får for lite igjen for investeringene. At de også får trukket fra samme prosentsats, 78 prosent, for sine utlegg, bryr de seg mindre om, ifølge dette resonnementet. På den annen side fører disse reglene til at mindre selskaper risikerer mindre, fordi de får nesten 80 prosent av sine utlegg refundert. Holder dette stikk? Men stemmer Ramm´s resonnement eller vil oljeselskapene bekrefte, eventuelt avkrefte hans teori? Statistikken underbygger Ramms påstander, som vi snart skal se. Men hva med oljeselskapene, vil de uttale seg? Offshore.no har mange ganger forsøkt å få dem på banen, men gjennomgangstonen, eller skal vi si standardsvaret, er alltid: -Vi forholder oss lojalt til de til enhver tid gjeldende lover og regler, sånn cirka. – Jeg forholder meg til det styret som til enhver tid befinner seg på plass, sa Statoils Helge Lund til Offshore.no tidligere i år. Litt statistikk I 2010 ble det boret 46 letebrønner. Ved utgangen av inneværende års første halvdel var tallet 31 slike brønner. Det ligger med andre ord an til et godt leteår i år. Så langt er alt vel. Men en sjekk på hvem som faktisk borer viser at
76 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Her er en oversikt over antallet lete/avgrensningsbrønner i første halvdel av 2011:
Selskap
Totalt antall
Nordsjøen
Norskehavet
Statoil
10
6
2
2
Lundin
6
5
0
1
Idemitsu
1
1
0
0
Barentshavet
Total
1
0
0
1
Wintershall
2
2
0
0
ConocoPh.
1
1
0
0
BG
3
2
1
0
Nexen
1
0
1
0
Marathon
2
2
0
0
Noreco
1
0
0
0
E.On Ruhrg.
1
1
0
0
Ramm må ha mer enn rett: I 2010 måtte Statoil se seg forbigått av Det norske i antall brønner. Ved utgangen av årets første halvdel, var det Statoil som hadde boret flest brønner, men nå med Lundin på en tett andreplass. Labert Hva da med de virkelig store gigantene, som ConocoPhillips, AS Norske Shell, Esso og BP? Vel, det er nokså labert: I hele fjor, og i løpet av årets første seks måneder, har disse selskapene til sammen kun boret sju brønner av totalt 77, altså under ti prosent av letebrønnene. Shell boret i fjor tre brønner, mens ConocoPhillips, Esso og BP boret en eneste brønn hver. Hittil i år er samlet
antall èn. Av disse gigantene er det altså kun ConocoPhillips som har boret en eneste brønn. Statoils viktighet For å sette det litt mer i perspektiv, så la oss regne Statoils bidrag i denne perioden på halvannet år, og la oss deretter ta den vekk, for da vil letebidraget til nykommerne vise tydelig: Totalt ble det altså boret 77 lete/ avgrensningsbrønner. De internasjonale gigantene boret sju av disse. Da er det 70 brønner igjen, og Statoil stod for 19 av disse. Da blir svaret at nykommerne på halvannet år har boret 51 brønner. Og hvis ikke dèt setter de internasjonale selskapenes innsats, og/eller skatteregimet i et dårlig lys, vet vi ikke hva som skal til for å gjøre det!
dESiGN www.orangeriet.no
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.
stuedal.no • Foto: Dreamstime
Den 27de
Offshore drift og vedlikehold GRIEGHALLEN – BERGEN
18. - 19. OKTOBER
Økt utvinning og levetidsforlengelse
Å heve gjennomsnittlig utvinningsgrad på norsk sokkel med ett prosentpoeng, fra 46 til 47 prosent, vil gi 270 milliarder kroner i økte inntekter. Ett prosentpoeng høres lite ut, men det er krevende å oppnå. Mer olje og gass ut i fra alle felt betyr enormt både for statskassen og aktivitetsnivået på sokkelen, men er også teknologidrivende i retning av smartere, raskere, bedre og billigere.
TIRSDAG 18. OKTOBER
ONSDAG 19. OKTOBER
Store muligheter på norsk sokkel
Nye prosjekter og nye trender
• Hva gjør myndighetene for å stimulere haleproduksjon? • Økt utvinning og levetidsforlengelse på norsk sokkel • Fremtid for de modne oljefeltene • Petroleumsmeldingen – nye muligheter?
• Norsk sokkel inn i fremtiden
Effektiv drift og vedlikehold med økt produksjon • Kunnskap, motivasjon / incentiver etc. • Hvordan kan leverandørindustrien bidra og hva skal til? • Hvordan møter vi utfordringene i de nye kontraktsmodellene?
• Oppstart, drift og vedlikehold av Gjøa – noen erfaringer så langt • Mål om 70% tilstandsbasert vedlikehold på Nyhamna • Nedbygging i driftsfasen
Hvordan unngå storulykker • Håndtering av stor ulykkesrisiko i drift og vedlikeholdsarbeid • Hva gjør næringen etter Macondo • Medspiller og konkurrent – felles mål
Ny teknologi • Subsea compression Ormen Lange • EOR • Kalde reparasjons- og installasjonsmetoder
Levetidsforlengelse • Levetidsforlengelse av eksisterende offshorekonstruksjoner • Strukturen, fra olje til gass • Vedlikehold og oppgradering av boreanlegg • Effektiv drift og veien videre
På vegne av ODV: Velkommen til Bergen 18.-19. oktober 2011! Gunnar Ervik Leder av programkomiteen
Detaljert program og påmelding: www.npf.no
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 ÂŤCompanyÂť 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
>> subsea
Gasskompresjon gir 50-milliardersgevinst Teknologisk kvantesprang sørger for inntektsboost på Åsgard.
tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Offshore.no har fått tilgang til, er det ventet at prosjektet vil gi en netto kontantstrøm på 52,2 milliarder 2011-kroner. "Investeringskostnadene er foreløpig beregnet til 12,5 milliarder kroner, fordelt over 4-5 år. Samlede inntekter av produksjonen som følge av gasskompresjonen er beregnet til 81,7 milliarder kroner, fordelt over vel 20 år. Kostnadene ved denne produksjonen er beregnet til 29,6 milliarder inklusive investeringer, drift og tariffer", skriver Statoil, som er operatør på feltet. 9800 årsverk Produksjonsperioden på Åsgard vil samtidig forlenges fra 2019 til 2025.
Gasskompresjon på undervannsinstallasjoner, slik det planlegges på Åsgard og eventuelt Ormen Lange, representerer et betydelig teknologisprang for industrien. Med denne teknologien på plass, kan utvinningsgraden og levetiden for flere gassfelt økes i betydelig grad. Investeringer på 12,5 milliarder Det betyr store merinnekter for oljeselskapene. Og for Staten. Ifølge den ferske konsekvensutredningen, som
80 Offshore & Energi OKTOBER 2011
I konsekvensutredningen blir den norske andelen av investeringskostnadene anslått til å bli på rundt 62 prosent, hvilket betyr rundt 7,8 milliarder kroner. Det anslås samtidig at prosjektet vil sysselsette 9800 årsverk i Norge under utbyggingen. Prestisjekontrakt Aker Solutions har blitt tildelt kontrakten for å levere subsea gasskompresjonssystemet til Åsgard. Kontraktsverdien er på rundt 3,4 milliarder kroner og avtalen markerer et kvantesprang for undervannsteknologi. Ved å installere kompressor mellom reservoaret og mottakende plattform vil trykket bli lavere
der gassen kommer inn til kompressoren, og det vil resultere i større produksjon fra feltet siden trykkforskjellen mellom reservoar og mottaksinstallasjonen på havbunnen blir større. Gjennom kompresjonsprosessen får gassen nok trykk til transporten videre til plattformen. Alternativet til kompresjon på havbunnen på Åsgard-feltet ville vært å bygge ny plattform med konvensjonell kompressor.
•
Åsgard ligger på Haltenbanken på havdyp mellom 240 og 310 meter.
•
Midgard- og Mikkelreservoarene inneholder gass og kondensat som transporteres gjennom rørledninger til Åsgard B-plattformen.
kentintrol
25 YEARS SINCE OUR FIRST SUBSEA CHOKE PROJECT, STILL THE RIGHT CHOICE We designed and manufactured our first subsea choke back in 1985, and have produced over 800 subsea chokes for customers around the world since then. Today, our subsea product range covers a wide variety of applications including single or multiphase production, water, chemical or gas injection, artificial gas lift, anti-surge or closed loop flow control. All our choke and control valves can be provided as non-retrievable or insert retrievable designs.
Tested to API 6A PR2 standards for hyperbaric depths of 2400m (designed for 3000m), with 1 million step tests at 3,000 and 5,000 psi LP system pressures, our subsea valves are manufactured to API 6A material class EE, FF and HH and to temperature classes L to U (-46 to 121 oC.)
In September 2008, Koso Kent Introl appointed OME as our representative in the Norwegian territory. OME is operated by two qualified valve engineers with extensive knowledge of the Kent Introl product range and the specialised requirements of the customers in Norway.
KOSO KENT INTROL LIMITED ARMYTAGE ROAD BRIGHOUSE WEST YORKSHIRE HD6 1QF UK TELEPHONE +44 (0)1484 710311 FACSIMILE +44 (0)1484 407407 EMAIL info@kentintrol.com WEBSITE WWW.KENTINTROL.COM
Koso Kent Introl is part of the KOSO Group of companies.
Co to usme and stan in Ha talk d ll B o n o. Off Daysshore Te2806 at tn h 19-2 Show, Schnolog e 0 Oc tava y tobe nger r 201 1
Add to this the ability of our highly skilled, dedicated teams to support bespoke applications from design, through manufacture, to on- and off-shore handling and aftercare, and you’ll understand why, 25 years on, we’re still the right choice.
>> subsea
Milliardrush i subseamarkedet Gullalderen for subsea-aktørene kommer nå. Copyright UTC/Photo: Elin Andersen & Gunn Elisabeth Hauge
Jarand Rystad i Rystad Energy ser svært gode tider i subsea-markedet i årene fremover.
tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Etter en down de seneste årene, vil det nærmest ekspoldere i subseamarkedet i årene fremover. I følge Jarand Rystad i Rystad Energy er det duket for et meget stort oppsving med tilhørende milliardmuligheter. Dobler seg For subsea-markedet vil vokse fra 39 milliarder dollar i inneværende år, til 80 milliarder i 2016. Han deler subsea-segmentet inn i tre underkategorier og bryter veksten ned per kategori. De tre kategoriene og vekst-anslagene er : SURF= Subsea installasjon, umbilicals, risere og flowlines – 15 prosent Subsea-utstyr – 14 prosent Subsea-tjenester – 12 prosent - Dette gir kjempemuligheter for de norske spillerne, som har et kraftig hjemmemarked og som vil få dette på sikt utenlands. Den store utfordringen vil bli leveransedyktighet i forhold til å bygge skip med nok kapasitet samt å klare og bemanne dem, sier Rystad til Offshore.no. Australia og Brasil Under sitt foredrag på UTC-konferansen i Bergen dro Rystad også frem et annet viktig poeng, nemlig hvor veksten stammer fra. Det er uten tvil subsea tie-back som driver oppgangen. Men det kommer også mange nye spennende land og muligheter inn på banen i årene fremover. Så utbygging av frittstående felter vil gi rikelig med sjanser for dem som vil inn i markedet.
82 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Både Australia og Brasil ble naturlig nok nevnt gjentatte. I følge INTSOKs annual market report 2010-2014, laget av Rystad Energy vil Australia være det desidert største subsea-markedet fra 2013. Fra 2010 til 2018 vil antall installerte juletrær nesten tredobles og danne grunnlaget for enorme forretningsmuligheter på havbunnen i denne regionen. En av utfordringene i Australia er at man fortsatt ikke har formalisert retningslinjer for lokalt innhold ennå. En annen er at de fortsatt lever godt på gruveindustrien og oljeindustrien får en tøff kamp om de kloke hodene. I Brasil har Petrobras enorme anslag for hvor stort offshoremarkedet totalt sett vil bli. Dette gjelder også Subsea, naturligvis. At det vil ta noe lengre tid å få satt all olje i produksjon i tråd med optimistiske tidsplaner, er noe en samlet bransje virker enige om. Utfordringene med krav om meget høyt lokalt innhold gjør ikke saken bedre for dem som vil ha produksjonen raskt i gang. Kan teknologiutvikling Men mulighetene er mange for de norske selskapene og dem som alt har levert til norsk sokkel. For er det noe vi kan – så er det subsea og videreutviklingen av en verdensledende teknologi. - Mange av våre felt er jo kommet inn i en moden fase og vi har kommet langt i arbeidet med å få ut mer av disse. Se for eksempel på utviklingen av kompressjons-løsningen til Åsgard. Det gir jo en fordel å bruke det som vi kjenner andre steder, sier Rystad.
Is this you the night before deadline?
Do you want a change?
See how XaitPorter can help you meet your deadline at www.xaitporter.com
Get professional looking documents You control how the document should look. Let your contributors focus on content.
Work together on the same document Log onto one document via the Internet. Let everyone work on the same document at the same time.
No more ruined numbering Organize your outline with a drag-and-drop tool. Numbering is automatically updated.
Almost finished before you start Pick the sections you want to reuse from other documents, XaitPorter takes care of the rest.
No installation, no internal servers Just start your web browser and log on. XaitPorter is 100% web based, and Xait can host it for you.
www.xaitporter.com
Your documents have never been this secure You control who can see the different sections. Everything is tracked in case you need to do an audit.
tel: +47 51 95 02 00
Produce one file, ready for print Stop juggling several Word files. XaitPorter brings all your content together automatically.
See if people follow your plan With a built-in workflow, you can at any time easily check the progress.
Which document do you want to deliver? In the end it’s all about the audience. Make it easy for them.
>> subsea
Verdens dypeste grenkryss på Oseberg Sør I oktober 2010 ble tidenes dypeste Technology Advancement for Multi-Laterals (TAML) nivå 5 tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Statoil har kjørt og installert omlag 140 av Halliburtons FlexRite® grenkryss til dags dato, med brorparten av disse på Troll Olje. Brønn F-9 på Oseberg Sør var først planlagt med et 9 5/8” FlexRite ICI-system, men denne løsningen hadde ikke tilstrekkelig trykkrating i forhold til forventet differensialtrykk senere i brønnens levetid. Valget falt derfor på FlexRite LA-systemet som er testet og kvalifisert til 370 bar. FlexRite LA som et helhetlig kompletteringssystem, samt alle dets delkomponenter, har gjennomgått et omfattende testprogram for å bli kvalifisert for bruk på Statoils lisenser. Høyrisiko Felles for disse FlexRite-systemene er at de alle benytter et pre-kuttet vindu som installeres som en del av en 9 5/8” eller 10 ¾” liner. Dette medfører at lineren må orienteres på plass for å posisjonere vinduet i riktig retning. På F-9 skulle dette utføres på over 7000mMD, noe som tidlig ble identifisert som høy risiko. En avart av FlexRite-systemet – ReFlexRite – ble identifisert og kvalifisert for bruk som backupsystem i tilfelle orientering av lineren skulle feile. ReFlexRite ble utviklet for bruk i eksisterende brønner uten benyttelse av et pre-kuttet vindu, men hadde før F-9 kun blitt brukt en gang tidligere og i en annen størrelse (Troll H-2 i 2005). Basert på erfaringer fra installasjonen i 2005, så ble en 10 ¾” ReFlexRite Generation 2 utviklet. Landestrengen røk Som primærløsning så ble et 10 ¾” pre-kuttet vindu kjørt som en del av 10 ¾” lineren. Planen var å benytte dette vinduet på tilsvarende måte som utføres på samtlige grenbrønner på Troll Olje (9 5/8” størrelse). Under installeringen av 10 ¾” lineren gikk en stuck, noe som videre førte til at landestrengen røk og lineren deretter raste ned de siste 1000m til bunns. Det pre-kuttede vinduet endte altså opp på riktig dyp, men hadde feil orientering og kunne dermed ikke benyttes som planlagt. 8 ½” hovedløpet ble så boret til TD, 8582mMD, og en 7” liner ble installert. Etter sementering og perforering av denne så startet MLT- operasjonene med installering av en packer over det pre-kuttede vinduet, som videre fungerte som et ankerpunkt i brønnen.
84 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Et Latch Interface Assembly (LIA) ble installert i toppen av packeren. LIA muliggjør både midlertidig og permanent installasjon av utstyr i brønnen, og ble videre brukt både i forbindelse med milling av vindu i casingen samt etterfølgende komplettering av grenkrysset. Individuell kontroll Selve millingen av vinduet ble utført i to steg. Først ble et 10 ¾” MillRite® system kjørt og låst inn i LIA, for så å nærmest frese ut et spor i casingen. MillRite-systemet ble trukket ut og en whipstock installert i LIA før et konvensjonelt millerun utføres for å åpne opp vinduet til 8 ¾”. Bruken av MillRite-systemet sørger for at en får et helt rett vindu med kjent geometri i forhold til et kjent datumpunkt i brønnen, hvilket er kritisk når en senere skal komplettere selve grenkrysset. Et 8 ½” sidesteg ble boret til TD, 8258mMD, og deretter komplettert med 5 ½” sandskjermer som ble droppet av i åpent hull, cirka 400 meter fra vinduet. Whipstocken ble trukket ut av brønnen og en kompletterings deflector ble installert i LIA. En seal stinger under deflector sørget for å knytte hovedløpet opp til grenkrysset. Deretter ble FlexRite LA krysset satt på plass i deflector samtidig som en åpenhulls seal stinger entret sandskjermene i sidesteget. Dette sørget for at begge løpene ble knyttet sammen. Kontrollventiler ble kjørt sammen med den øvre kompletteringen for å kunne kontrollere produksjonen fra de to løpene individuelt.
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
Besøk oss på stand 2506 i hall B
BARTEC TECHNOR AS - P.O.Box 658, Dusavikveien 39, 4003 STAVANGER - www.bartec-technor.no
>> feltutvikling
Statoil-felt stenges ned neste år Nordsjø-feltet stopper produksjonen store deler av 2012. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Det er det Statoil-opererte Glitne-feltet i Nordsjøen som neste år må stenge produksjonen store deler av året på grunn av at den flytende produksjonsenheten Petrojarl 1 skal inn på et lengre verkstedsopphold. -7.000 fat per dag -Glitne er et felt i haleproduksjon som var forventet å stenge ned i 2010. Nå har vi klart å forlenge levetiden på felten, men det betyr også at det må gjøres oppgradering på PetroJarl 1. Glitne produserer i snitt cirka 7.000 fat pr dag, sier Ola Anders Skauby, informasjonssjef i Statoil til Offshore.& Energi. Ifølge Skauby, eier Statoil nesten 59 prosent av feltet, og får altså samme prosentsats av den daglige produksjonen på rundt 7.000 fat.
Halvert reparasjonstid Petrojarl 1 skulle opprinnelig ligge ved verft i 12 måneder, og eieren av enheten, Teekay, skulle tilby en annen produksjonsenhet. Dette har nå ifølge Skauby blitt endret, og verkstedsoppholdet neste år kan bli halvert.
Mot slutten Glitne er et oljefelt i den midtre delen av Nordsjøen, 40 kilometer nord for Sleipnerområdet, på 110 meters havdyp. Petrojarl 1 er knyttet til seks horisontale produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn.
-Hvor lenge skal Petrojarl 1 være ute av drift?
-Glitne er et felt i haleproduksjon som var forventet å stenge ned i 2010. Nå har vi klart å forlenge levetiden på felten, men det betyr også at det må gjøres oppgradering på PetroJarl (som følgelig var planlagt til å gå av jobben i 2010), disse er planlagt utført i 2012. I utgangspunktet blir ikke båten erstattet i oppgraderingsperioden, og produksjonen følgelig utsatt i denne perioden, sier Skauby.
-Mellom seks til åtte måneder, muligens kortere. Ifølge Skauby har selskapet tatt høyde for dette i sine årsregnskap, så det vil dermed ikke slå negativt ut. Petrojarl 1 er bygget i 1986 og er altså 25 år gammelt. Etter det Offshore.no erfarer, skal det under verkstedsoppholdet både bygges om på grunn av strukturproblemer og også installeres en helt ny boligmodul.
Stor plattformleverandør i kundedisputt. Rammer også Yme-feltet i Nordsjøen.
Taper penger på prosjekterutvinning tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Single Buoy Moorings, mest kjent som SBM, varsler nettotap for årets første halvår på grunn av kostnadsoverskridelser og påfølgende disputter med kundene EnCana og Talisman. SBM har levert produksjonsenheter for feltene Deep Panuke, som ligger offshore Canada og Yme, som ligger i Nordsjøen. Feltene er operert av henholdsvis EnCana og Talisman. SBM melder det har fremstilt krav på 450 millioner dollar i forbindelse med kostnadsoverskridelsene, som verken EnCana eller Talisman vil dekke. SBM mener kundene har forlangt endringer i designet/
86 Offshore & Energi OKTOBER 2011
arbeidsprosessene som har ført til store kostnadsendringer.
-Du kan ikke si hva slags beløp det er snakk om?
MOPUstor plattformer De flytende produksjons- og lagringsenhetene SBM har levert til EnCana og Talisman, er av designet MOPUstor.
-Nei, men det er snakk om et begrenset omfang.
Ikke svar SBM svarer ikke på våre henvendelser. Det gjør derimot Andreas Middelthon, informasjonssjef i Talisman, men også han er rimelig ordknapp: -Dette er en privat sak, og det er snakk om voldgift, et enkeltstående krav fra 2010, og det er alt jeg kan si om den saken, sier Middelthon.
-Det er også snakk om forsinkelser. Hvor mye forsinket blir Yme? -Vi planlegger produksjonsstart annet kvartal 2012. Altså en forsinkelse på tre til seks måneder, svarer Middelthon. Talisman har hatt mye ekstraarbeid på plattformdekket, som har ligget til kai i Stavanger. Blant annet har det blitt avdekket dårlige sveisesømmer.
an Oceaneering company
ROV Operations
Remote Intervention Technology
Rental & Maintenance
Subsea All Electric
Dredging & Decommissioning
Rotator Valves
Umbilical Solutions
>> feltutvikling
700 millioner fat planlegges utbygd De 16 neste utbyggingene som er planlagt på norsk sokkel kan gi nesten 700 millioner fat olje og 500 milliarder kroner i inntekter. Under kan du lese oversikten over de seksten utbyggingene, rangert etter størrelse. Offshore.no vil komme tilbake med en tilsvarende liste over de åtte gassfunnene som er planlagt utbygd. Liste over planlagte utbygginger av oljefelt: >> 1. 16/1-8 Luno •Utvinningstillatelse: 338 •Operatør: Lundin Norway AS •Ressurser: Olje: 22,0 millioner Sm3, Gass: 1,9 milliarder Sm3, * Inkluderer ikkje Ressurser i 16/1-12 (Luno Extension), RK7F
tekst: ARILD GILJA ag@offshore.no Nesten halvparten vil komme fra trioen Luno, Draupne og Dagny. Olje- og energidepartementet venter å motta plan for utbygging og drift for 16 nye oljefelt fremover. Dette er funn som er kjente og der operatør har signalisert ønske om å bygge feltet ut, men hvor planene ennå ikke har materialisert seg i en søknad. 700 millioner fat Totalt summerer oljeressursene på de 16 feltene seg til oppunder 700 millioner fat. I tillegg er det en del tilliggende gassforekomster. Salgsinntektene fra feltet vil beløpe seg til oppunder 500 milliarder kroner hvis man legger dagens priser til grunn. Til sammenligning er det utvunnet nesten seks ganger så mye, i overkant av fire milliarder fat, fra Statfjord. Lundin på toppen Det er Lundins Luno som klart troner på toppen av listen når det gjelder mengde olje som skal
88 Offshore & Energi OKTOBER 2011
utvinnes. Om lag 80 milliarder kroner kan svenskene selge oljen for, hvis man kalkulerer med en dollarkurs på 5,6, oljepris på 100 og gasspris på to kroner per kubikkmeter. Til grunn for regnestykket ligger salgsinntektene for 138 millioner fat olje og 1,9 milliarder kubikkmeter gass. Se tabell under i saken for mer detaljer. Draupne På en god andreplass ligger Det norskes Draupne med antatte utvinnbare 94 millioner fat olje og 3,5 milliarder kubikkmeter gass. Salgsummen kan bli totalt 60 milliarder kroner med dagens prisnivå. Det Norske melder til Offshore.no idag at ressursestimatene per idag for Draupne sammen med de mindre feltene Hanz og West Cable ligger på mellom 112 og 170 millioner fat oljeekvivalenter. Dagny Statoils Dagny ligger på tredje når det gjelder forekomst av olje, men tar en klar førsteplass på grunn av gassmengden man tror kan utvinnes. Like under 94 millioner fat olje og 19,5 milliarder kubikkmeter gass kan gi hele 91 milliarder i salgsinntekter.
16/1-8 (Luno) blei påvist i 2007, om lag 35 kilometer sør for Grane og Balder. Luno er per idag planlagt utbygd som bunnfast plattform, en såkalt P(d)Q med stålunderstell som betyr en plattform med prosess anlegg (P), tørre brønnhoder med ekstern jack-up drilling (d) samt boligkvarter (Q). PUD vil etter planen bli levert til myndighetene i 2011. Tidligst produksjonsstart er ventelig 2014. >> 2. 16/1-9 Draupne •Utvinningstillatelse: 001B •Operatør: Det norske oljeselskap ASA •Ressurser: Olje: 15,0 millioner Sm3, Gass: 3,5 milliarder Sm3, NGL: 0,8 millioner tonn 16/1-9 (Draupne) ble påvist i 2008, om lag 30 kilometer sør for Grane og Balder. En avgrensingsbrønn og et sidesteg, 16/1-11 og 16/1-11A, er boret på funnet i 2010. Rettighetshaverne vurderer en selvstendig utbygging med en flytende innretning. PUD vil etter planen bli levert til myndighetene i 2011. >> 3. 15/5-1 Dagny •Utvinningstillatelse: 029, 029B, 048, 303 •Operatør: Statoil Petroleum AS •Ressurser: Olje: 14,9 millioner Sm3, Gass: 19,5 milliarder Sm3, NGL: 2,4 millioner tonn 15/5-1 Dagny er et olje- og gassfunn påvist i 1978, som ligger om lag 30 kilometer nord for
OFFSHORE & ENERGY
Sleipner A-innretningen. Den planlagte utbyggingsløsningen er en brønnhodeinnretning. Oljen er planlagt lastet på lagerskip. Våtgassen er planlagt transportert i rørlendning til Slenpner A for videre prosessering. Rettighetshaverne planlegger konseptvalg i september 2011, og PUD i desember 2012.
•Operatør: Statoil Petroleum AS
>> 4. 6608/10-12 Skuld •Utvinningstillatelse: 128
>> 13. 34/8-13 A Titan •Utvinningstillatelse: 120
•Operatør: Statoil Petroleum AS
•Operatør: Statoil Petroleum AS
•Ressurser: Olje: 1,9 millioner Sm3, Gass: 1,6 milliarder Sm3, NGL: 0,2 millioner tonn 15/3-4-funnet (Sigrun) ble gjort i 1981 om lag 10 kilometer sørøst for Gudrunfeltet. Den planlagte utbyggingsløsningen er en havbunnsramme knyttet til Gudrun.
•Ressurser: Olje: 11,7 millioner Sm3, Gass: 0,8 milliarder Sm3, NGL: 0,1 millioner tonn
>> 8. 6407/8-5 S Hyme •Utvinningstillatelse: 348
6608/10-12 Skuld ble påvist i 2008 og forekomsten 6608/10-14 S (Fossekall) ble påvist i 2010. Begge funnene ligger om lag 25 kilo meter nord for Nornefeltet. Begge funnene vil bli bygd ut med havbunnsrammer knyttet til Norne FPSO. PUD vil etter planen bli levert andre halvår 2011, og planlagt produksjonstart er 4.kvartal 2012.
•Operatør: Statoil Petroleum AS
>> 5. 25/11-16 Svalgin •Utvinningstillatelse: 169, •Operatør: Statoil Petroleum AS •Ressurser: Olje: 9,8 millioner Sm3, Gass: 0,3 milliarder Sm3 25/11-16 Svalgin blen påvist i 1992, 8 kilometer sørvest vest for Granefeltet. Funnet inkluderer 25/11-25 S-funnet som ble gjort i 2008. Utbyggingsløsningen blir mest sannsynlig havbunnsrammer knyttet til Grane. PUD skal etter planen bli levert til myndighetene i 2011, og det er ventet at funnene kommer i produksjon i 2014.
•Ressurser: Olje: 4,8 millioner Sm3, Gass: 0,8 milliarder Sm3, NGL: 0,2 millioner tonn 6407/8-5 S Hyme ble påvist i 2009 og ligger om lag 19 kilometer nordaust for Njordfeltet og om lag 10 kilometer vest for Draugen. Utbyggingsplanen innebærer produksjon fra enn produksjonsbrønn samt enn vanninjektor knyttet til Njordfeltet. Produksjonen kan starte i 2012. >> 9. 7/7-2 Nemo •Utvinningstillatelse: 148 •Operatør: Lundin Norway AS •Ressurser: Olje: 3,2 millioner Sm3 7/7-2-funnet (Nemo) blei gjort i 1992, og ble avgrenset med flere brønner i 1993 og 2008. Funnet ligger 43 kilometer nordvest for Ulainnretningen. Utbyggingsløsningen blir trolig en havbunnsramme knyttet til en moderinnretning i britisk sektor.
•Ressurser: Olje: 1,7 millioner Sm3, Gass: 0,3 milliarder Sm3 34/8-13 A (Titan) ble påvist i 2009 like øst for Visundfeltet innenfor Visund avtaleområde. Man vurderer å byggje ut den nordlige delen av Visund på nytt etter at havbunninnretningen ble stengt ned i 2006. 34/8-13 A Titan kan da bli knyttet til en ny havbunninnretning her, og/eller bli utviklet gjennom brønner boret fra Visund A-plattformen. >> 14. 6/1-7 •Utvinningstillatelse: 001B, 242 •Operatør: Det norske oljeselskap ASA •Ressurser: Olje: 1,4 millioner Sm3, Gass: 0,2 milliarder Sm3, NGL: 0,1 millioner tonn 16/1-7 ble påvist i 2004, om lag 30 kilometer sørvest for Balder og 10 kilometer fra 16/1-9 (Luno). Funnet kan bygges ut med en havbunnsinnretning som skal knyttes til en utbygging av funnene 16/1-8 eller 16/1-9. >> 15. plass: 31/2-N-11 H •Utvinningstillatelse: 054 •Operatør: Statoil Petroleum AS
>> 6. 35/11-13 Astero •Utvinningstillatelse: 090 B
>> 10. 24/9-9 S Bøyla •Utvinningstillatelse: 340
•Operatør: Statoil Petroleum AS
•Operatør: Marathon Petroleum Norge AS
•Ressurser: Olje: 6,2 millioner Sm3, Gass: 2,2 milliarder Sm3
•Ressurser: Olje: 3,1 millioner Sm3, Gass: 0,2 milliarder Sm3
35/11-13 (Astero) ble påvist i 2005, og ligger rett nord for Framfeltet, på 360 meters havdyp. Utbyggingsløsningen blir ventelig havbunnsrammer knyttet opp mot Troll B eller Gjøa.
4/9-9 S (Bøyla) ble påvist i 2009. Funnet ligg om lag 28 kilometer sør for Alvheimfeltet. Havdypet er om lag 120 meter. Funnet er planlagt utbygt med en havbunnsinnretning knyttet til Alvheim.
>> 16. plass: 1/5-2 Flyndre •Utvinningstillatelse: 018 C, 297
>> 7. 17/12-1 Bream •Utvinningstillatelse: 407
>> 11. 2/12-1 Mjølner •Utvinningstillatelse: 113
•Operatør: BG Norge
•Operatør: Hess Norge AS
•Ressurser: Olje: 5,8 millioner Sm3
•Ressurser: Olje: 3,0 millioner Sm3, Gass: 0,8 milliarder Sm3 og NGL: 0,1 millioner tonn.
1/5-2 Flyndre ble påvist i 1974, og ligger på begge sider av grenselinjen mellom norsk og britisk sektor i Ekofiskområdet. En PUD skal etter planen leveres til britiske og norske myndigheter innen september 2011. Den planlagte utbyggingsløsningen er en havbunnsramme på britisk side knyttetet opp til moder-plattform på britisk side. Produksjonsstart er ventet i 2013.
17/12-1 Bream ble påvist i 1972 i utvinningstillatelse 016. Funnet ligger på om lag 110 meters havdyp i den sørøstlige delen av Nordsjøen, om lag 50 kilometer nordvest for Ymefeltet. Flere mulige utbyggingsløsninger blir vurdert, inkludert FPSO, brønnhodeplattform og havbunnsutbygging med tilknyting til Yme. Assosiert gass skal etter planen reinjiseres.
2/12-1 Mjølner ble påvist i 1987 og ligger nær grenselinjen mellom dansk og norsk sektor. Den planlagte utbyggingsløsningen er en havbunnsramme knyttet til Vallhall.
•Ressurser: Olje: 0,4 millioner Sm3 31/2-N-11 H-funnet ble gjort i 2005 i den nordlige delen av Troll Vest. Oljen vil bli produsert med en havbunnsinnretning knyttet til Troll C.
•Operatør: Maersk Oil PL 018 C Norway AS •Ressurser olje: 0,2 millioner Sm3
>> 12. 15/3-4 Sigrun •Utvinningstillatelse: 025, 187
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 89
>> feltutvikling
Luno gjør Draupne dyrere Og Statoil er en joker i milliardspillet om utbyggingen av området. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no - Vi jobber intensivt med å få planen klar og vurderer ulike utbyggingskonsept, men nå er det mest sannsynlige en brønnhodeplattform. Men, det finnes flere alternativer, og det kan endre seg frem mot levering av PUD, sier informasjonssjef Maria Hamilton i Lundin til Offshore.no. Slike uttalelser er alt annet enn musikk i ørene til Oljedirektoratet, som har ivret for mest mulig samarbeid. - OD ønsker ikke på kommentere andre aktørers utspill i media, men vil påpeke at det er viktig at det avsettes tilstrekkelig tid til vurdering av de ulike alternativene før det konkluderes. Samordning i området kan være alt fra å utnytte felles infrastruktur for oljetransport, gasstransport, felles logistikktjenester og så videre til en felles samordnet utbygging med felles innretning, sier pressekontakt Eldbjørg Vaage Melberg i OD til Offshore.no.
Når Det norske anslår kostnadene for utbyggingen av Draupne, er det grunn til å legge merke til at en fellesløsning med Lundins Luno kommer dårligere ut økonomisk enn en selvstendig utbygging. "De totale investeringskostnadene for Draupneprosjektet er foreløpig beregnet til 16-19 milliarder kroner, avhengig om det blir en leiet løsning av feltsenter eller en lisensbygd og eiet løsning som velges. Foreløpig kostnadsanslag for Draupne-prosjektet ved en samordnet utbygging med Luno er 17-20 milliarder kroner", skriver Det norske i sitt konsekvensutredningsprogram. - Brønnhodeplattform mest sannsynlig Lundin har, på sin side, signalisert at det kan gå mot en selvstendig utbygging av deres Lunofunn. Og etter det Offshore.no kjenner til, har også svensene kommet til at en egenutbygging er det billigste alternativet.
90 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Lisens 265 meldte seg ut Statoil er operatør for den nærliggende lisensen 265, det skal bores to letebrønner i år. Partner Det norske har tidligere sagt at selskapet tror fjorårets største funn, Avaldsnes, strekker seg inn i Statoil-opererte Ragnarrock i lisens 502, samt at den største oljekolonnen er ventet å ligge i lisens 265, noe som støttes av Statoils storfunn på Aldous Major-prospektet. Men av konsekvensutredningsprogram framgår det at partnerskapet i 265 tidlig trakk seg ut av samarbeidsdiskusjonene. ”Da lisens 265 ikke kunne forplikte seg til å ta del i investeringene, ble Draupne/Hans/West Cable og Luno lagt til grunn for felles evaluering av samordningspotensialet”, skriver Det norske. Møter med Statoil Offentlige dokumenter viser også at det har vært møteaktivitet mellom Oljedirektoratet, Oljeog energidepartementet og Statoil der Draupneog Luno-utbyggingene har vært tema.
- Hvilken rolle ser OD for seg at Statoil skal spille i dette området? - Hvilken rolle Statoil skal spille i en slik fellesutbygging, er ikke en del av vår vurdering. Statoil er en av flere rettighetshaver i området. OD har utfordret rettighethavergruppene til å vurdere samordnet utbygging i et brev fra januar 2010, og har etter det hatt løpende kontakt med rettighethaverne om den beste utbyggingsløsningen samlet sett for området. OED er selvsagt også en del av den dialogen, sier Vaage Melberg. 16-20 milliarder Det norske står foran mange viktige valg når selskapet nå forebereder utbygging av funnene Draupne, Hanz og West Cable. Ifølge selskapets konsekvensutredningsprogram, vil investeringene beløpe seg til mellom 16 og 20 milliarder kroner. Totalt utvinnbare oljeekvivalenter etter 15 års produksjon forventes å være 23 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Forutsatt en oljepris på 120 dollar fatet, betyr dette verdier for opptil 146 milliarder kroner.
OFFSHORE & ENERGY
Alternativene Utbyggingsalternativer som skal studeres for Draupne-prosjektet fram til konseptvalg er følgende: 1. FPSO og tilknytning til brønnhodeplattform (WHP). 2. Bunnfast plattform med prosessering og boligkvarter, oljeeksport med ny rørledning til Grane, oljerør og videre transport til Sture. 3. Bunnfast plattform med prosessering, boreanlegg og boligkvarter, og oljeeksport som alt. 2. Dersom det blir besluttet å gjennomføre en samordnet utbygging med Luno-feltet hvor Lundin er operatør, vil det bli etablert et felles områdesenter. Det skal studeres følgende alternativer: 1. FPSO 2. Bunnfast plattform, både med og uten
borefasiliteter. "Foreløpig konseptvalg innebærer boring av totalt 15 brønner, hvorav 8 oljeprodusenter og 7 vann-injeksjonsbrønner. I tillegg er det planlagt for 5 reserve brønnslisser. Boring er planlagt
med bruk av vannbasert borevæske i de øverste seksjonene, og oljebasert borevæske i de nederste seksjonene", skriver Det Norske i konsekvensutredningsprogrammet. PUD er planlagt innlevert i september.
146 millioner per dag Totalt skal Statoil investere 140 milliarder kroner i perioden 2011 til og med 2014. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no 35 milliarder i året Det er her snakk om så store tall, at det blir i overkant fristende å sette de i perspektiv. Altså, totalt er det snakk om 140 milliarder kroner. Dette blir årlig 35 milliarder, 2,9 milliarder per måned eller 146 millioner kroner per arbeidsdag. Til sammenligning koster det nye operahuset i Oslo 4,1 milliarder kroner. -140 milliarder under gjennomføring -Vi har prosjekter for vel 140 milliarder kroner under gjennomføring. Disse fordeler seg relativt jevnt på følgende tre hovedporteføljer: 1 Green field, eller nye feltutviklinger (f.eks Gudrun og Valemon). Altså fordeles dette på relativt få prosjekter. 2. Brown field projects, eller modifikasjonsprosjekter. Her er det snakk om ganske mange prosjekter. 3 Subsea- prosjekter, f.eks fast track prosjekter, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby til Offshore&Energi.
Ifølge Skauby vil disse investeringene være i perioden 2011-2014. Gudrun og Valemon Feltutbyggingsprosjektet Gudrun har en estimert prislapp på 21 milliarder kroner og Valemon har omtrent samme utbyggingspris. Gudrun er et olje- og gassfelt i Sleipnerområdet. Produksjonsstart er planlagt til første kvartal 2014. Vedlikehold Totalt koster V&M-prosjekter oljeselskapene anslagsvis mellom 20-25 milliarder kroner per år, og selskapet har tidligere varslet de helt store investeringene i kommende år. Fast-track Statoil planlegger investeringsbeslutninger på rundt 30 milliarder kroner bare i år. Siden januar har selskapet levert planer for utbygging og drift av hele fire felter, Visund sør, Vigdis nordøst, Katla og Hyme. I tillegg er det ventet investeringsbeslutninger
for ytterligere fire prosjekter, FossekallDompap, Visund nord, Gamma-Harepus og Snorre B template i løpet av det neste året. Vilje sør kommer også inn som et tilleggsprosjekt i eksisterende infrastruktur. - I tillegg har vi seks andre funn og prospekter som vi jobber konkret med å få inn i porteføljen. Ambisjonen er å jobbe med 15 prosjekter parallelt slik at vi kan få fem nye i produksjon hvert år, sier Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutvikling på norsk sokkel. SSB-tallene Investeringene til olje- og gassvirksomheten for 2011, inkludert rørtransport, blir nå anslått til 148,8 milliarder kroner av Statistisk sentralbyrå. Dette vil i så fall være13 milliarder mer enn i toppåret 2009 og dermed all-time-high for investeringer på norsk sokkel. SSB støtter dermed oppunder en rapport fra Rystad Energy som sier det ikke vil bli investert mer penger noe annet sted enn på norsk sokkel de fire neste årene.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 91
>> feltutvikling
Kraft fra land blir dobbelt så dyrt Tidligere rapporter bommer grovt, viser en gjennomgang Offshore.no har gjort av nye utbyggingsplaner. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no 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. Hva er så årsaken til at Oljedirektoratet bommet såpass grovt da kostnadene ble beregnet så
92 Offshore & Energi OKTOBER 2011
seint som i 2008? Sjefingeniør Arne Nilsen i OD mener svaret er åpenbart. - Beregningene i rapporten forutsetter at man ser på områdeløsninger, altså at flere felter slår seg sammen for å finne felles løsninger. Men dette er komplisert materie og krever kommersielle forhandlinger mellom lisensene. De nevnte feltene ligger langt fra land og beregningene er gjort uten tanke på samordning, ikke engang på Ekofisk har man sett på behovet for en fellesløsning, sier Nilsen til Offshore.no. Ifølge planene for utbygging og drift av Ekofisk sør og Eldfisk 2, ble det utredet en felles løsning med BPs Ula. Men denne fellesstudien ble avsluttet da BP fant ut at det var teknisk mulig å øke levetiden på kraftgenereringspakken på Ula fram til 2028. - Hva må til for at kraft fra land skal være et reelt alternativ? - Kostnadene må ned, og det må være et åpenbart behov for ny kraft eller for å skifte ut gamle turbiner. Nybygg nær land, som Goliat og Gjøa, er mest aktuelle for elektrifisering, da disse kan få kraft ut via vekselstrømanlegg og dermed slipper store omformerstasjoner og
tilhørende utgifter, sier Nilsen. Fremskrittspartiets energipolitiske talsmann, Ketil Solvik Olsen, mener disse tallene viser at målene som er satt for elektrifisering av sokkelen er urealistiske. -Jeg tror også det reflekterer at det politiske målet har vært for sterkt førende for de konklusjoner man kommer med i rapporter. Situasjonen skaper store utfordringer fordi man politisk har lagt seg på en linje som ikke er gjennomførbar, men hvor slike dogmatiske standpunkt fastholdes alt for lenge med bakgrunn i enkeltrapporter, sier han og legger til at han mener at elektrifisering bør være et tiltak initiert av oljeselskapene, ikke av myndighetene. Tidligere anslag for elektrifiseringskostnad 1350-3100 kroner: Klimakur 2020. (2010) 1600 kroner: Studie utarbeidet av Oljedirektoratet sammen med Norges vassdrags- og energidirektorat, Statens forurensningstilsyn og Petroleumstilsynet. (2008). 981 kroner: Studie utført av OD og NVE for sørlige Nordsjøen (2002). 200-250 kroner: Bellona (2007).
taking it further subsea
Technology-driven global solutions from the world’s leading subsea contractor Within the domain of subsea hydrocarbon field development, Technip’s activities cover the design, manufacture and installation of rigid subsea pipelines and umbilicals. Technip is a key player on this market thanks to its first-class range of subsea pipe technologies and industrial and operational assets. The Group has three flexible pipe manufacturing plants, three umbilical production units, five reeled rigid pipe spoolbases and a constantly evolving fleet strategically deployed in the world’s major offshore markets. Meet us at Hall B / Stand 2310 & Young Professionals
www.technip.com
>> feltutvikling
Vi trenger en håndfull nye plattformer Her er oppskriften på Olje-Norges største problem. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no tre ganger flere brønner enn hva tilfellet er i dag. Dette er ikke nytt. Dette har Petoro brukt nær sagt hver eneste anledning til å fremheve de siste partre årene. Problemet er mangel på rigger og svært høye riggrater. Nå er riggene så dyre å ha i drift at det skal svært høye oljepriser til for å forsvare mange nye brønner. Nå er ikke lenger oljeprisen et problem. Den er høy nok, så nå stopper det ofte på kapasitet, både på riggfronten og på de stasjonære boreanleggene på eksisterende plattformer. Det er ofte ikke nok brønnslisser eller dekksplass. Men første bud er å bore to til tre ganger flere brønner enn hva vi gjør i dag, og så langt ligger vi dårlig an.
Petoro som opererer statens eierandeler på norsk sokkel, som er medeier i 38 produserende felter, er den fremste pådriveren for økt utvinning. Åm-utvalget kom til at det kan hentes ut reserver verdt 7.000 milliarder kroner ved rette utvinningsgrep, et tall Petoro stiller seg bak. Det største problemet er ifølge Petoro at det bores alt for få brønner. Det må bore to til
94 Offshore & Energi OKTOBER 2011
- Halvparten av det vi kan oppnå ved IOR tror vi vil komme fra boring av flere produksjonsbrønner. Med dagens boretempo, vil det ta så lang tid at dagens installasjoner vil være for gamle. Som vi har sagt mange ganger før; antallet brønner må dobles eller tredobles, ellers vil man faktisk ikke engang få ut de reservene vi har regnet med, sier Erik Søndenå i Petoro til Offshore.no. Brønnhodeplattformer letter trykket Det finnes ikke nok borekapasitet til å komme i
nærheten av dette målet. Petoro, som styrer statens direkte økonomiske investering, SDØE, på sokkelen, og som er medeier i 38 felt, anslår at det på disse feltene alene må bores 1100 brønner. Og det i løpet av overskuelig fremtid. - I vår SDØE-portefølje må det bores 1100 brønner. Vi er inne i 38 felter, men 800 av disse brønnene må bores på de største åtte feltene, sier Søndenå, og henviser til feltet Snorre, der det jobbes med å få på plass en til to nye brønnhodeplattformer for å øke borekapasiteten. - Hva skjer med Snorre og to foreslåtte nye brønnhodeplattformer? - Det har vi vært en ivrig pådriver for, for dette kan bidra til å få bore flere nye brønner. Husk vi må doble eller tredoble antallet produksjonsbrønner på norsk sokkel. På mange eksisterende plattformer er det ikke ledig borekapasitet. Det jobbes konkret med nye brønnhodeplattformer, så i løpet av det neste året, vil det skje mye spennende. Dette vurderes også på alle større felt. Enorme investeringer Ifølge Petoro er det behov for flere slike nye plattformer på norsk sokkel. ConocoPhillips regner med investeringer på mellom 60-70 milliarder kroner, inkludert boring, for to slike plattformer på Ekofisk, så det er snakk om svært store investeringer. Men antall plattformer vil ikke Søndenå spekulere for mye i: - Hvor mange brønnholdeplattformer snakker vi om? - Jeg vil ikke ut med antallet, men det er snakk om en håndfull, sier Søndenå. Han vil ikke konkretisere antallet videre, men med en stykkpris på mellom 20 og 30 milliarder, inkludert borekostnader, kan fort beløpet komme opp i et hundretalls milliarder kroner.
Finding the right solution has been our driving force for 10 years. MSS provides future-oriented, environmentally friendly and weight-saving modules, access solutions, passive fire & blast protection and well servicing rental units to the oil and gas industry. We have specialised expertise in the design and fabrication of all types of modules and in walkways and access solutions made of composites. MSS is co-owner of the companies Albatross Services (with its subsidiary Albatross OIS Verksted) and RK Offshore. The company group provides complete EPCI projects within the disciplines of mechanical, structural, piping, HVAC, refrigeration and electro, in addition to the repair and upgrade of drilling equipment. At present, the group employs more than 120 people at its locations in Stavanger, Bergen and Kristiansund.
Module Solutions & Systems AS Skvadronvegen 22 NO-4050 Sola Tel. +47 51 71 69 20 www.modulesolutions.no
>> feltutvikling
BP planlegger ny plattform Selskapet har store investeringsplaner på norsk sokkel.
tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Det er revitalisering av gamle felt og utbygging av Snadd Nord-funnet ved Skarv som vil kreve milliarder i investeringer. -En prosjektgruppe er i arbeid for å se på mulighetene for en videreutvikling/redevelopment av Hod-feltet. Det vil kunne utløse milliardinvesteringer, men utredningsarbeidet er ikke ferdig og alle beslutningene er heller ikke tatt per dags dato, sier pressetalsmann i BP Norge, Jan Erik Geirmo, til Offshore.no. -Fra 15 til 45 prosent Hod produserte ifølge Geirmo 2000,men så ble det problemer brønnene og gassløft ble produksjonen startet opp reservoartrykket fortsatte å falle.
godt frem til med trykket i installert og igjen, men
-Vi har kun tatt opp ti til 15 prosent av ressursene på Hod. Den langsiktige
målsetningen er å klare 40-45 prosent. Det er et stort prosjekt som vi regner med vil føre til en bruttoproduksjon på 100 millioner fat olje. I august 2009 ble det etablert en prosjektgruppe for å se på mulighetene for at Hod kunne revitaliseres. Flere alternativer ble vurdert og vi er i gang med å utrede ett av disse, som innebærer en ny plattform og boring av 12 til 16 brønner, sier Geirmo. Beslutning i høst BP er nå i en utredningsfase og vil gå inn i defineringsfasen i løpet av høsten 2011. -Vi er nå i ”select”-fasen og vil gå videre inn i ”define”-fasen i løpet av sommeren. Selve byggingen, kan komme i gang midten av 2012, med sannsynlig installasjon i løpet av første halvår 2014 etterfulgt av oppstart i fjerde kvartal samme år. Boringen ventes ferdig medio 2017, sier Geirmo.
BP og Hess Hod-prosjektet styres fra BP-hovedkvarteret på Forus i tett samarbeid med partneren Hess. - Hver fase i prosjektet skal formelt godkjennes og vil trolig ende opp i ferdig plan for utbygging og drift første halvår 2012. Vi har tre fokusområder i samarbeid med følgende bedrifter: modifikasjoner: Aker Solutions, bygging av ny plattform: KBR Kellog Brown & Root i Storbritannia, og rørledningene på havbunnen i samarbeid med selskapet Genesis. Skarv BP har tidligere påvist nye reserver i nærliggende Snadd Nord funnet og det regnes også som sannsynlig at det finnes betydelige reserver i tilstøtende lisenser. -Dere har tidligere snakket om at det skal bores en rekke brønner på Skarv, og at håpet er å påvise mer reserver i området, og at Skarv skal bli et feltsenter i området. Hva er status her nå? -Nå borer vi nye brønner, og i fase 1 skal det bores 16 brønner totalt. Vi har riggen Borgland Dolphin som avløses av boreriggen Polar Pioneer i løpet av juni. Boringen skal være ferdig i løpet av fjerde kvartal 2012. I fjor gjorde vi et funn på Snadd Nord-prospektet, som påviste produserbare ressurser på mellom 50 til 100 millioner fat oljeekvivalenter, et av de større funnene på norsk sokkel i fjor. Dette funnet er viktig for oss og vil bidra til å få bedre utnyttelse av kapasiteten i prosessanlegget på Skarv, testproduksjonen fra Snadd Nord vil starte senere i år, sier han. Optimisme i Norskehavet Ifølge Geirmo var funnet av Snadd Nord veldig positivt, og selskapene er også optimistiske med hensyn til andre, ikke oppdagede ressurser i noenlunde samme området. -Det er også andre prospekter enn Snadd Nord både i lisensen, og utenfor, så vi er optimistiske. Gassbehandlingsanlegget ombord Skarv vil være fullt opptatt i de neste fem årene, men etter hvert vil det kunne være kapasitet til andre reserver, sier han.
96
Offshore & Energi OKTOBER 2011
OFFSHORE & ENERGY
Lederbonuser hindrer økt utvinning Kortsiktighet belønnes. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Oljeselskaper som belønner ledere basert på kortsiktige produksjonsmål er med på å hindre økt utvinning på norsk sokkel. Det mener Petter Osmundsen, som er professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger. - Lederbonuser basert på kvartals- eller årsproduksjon på enkeltfelt hemmer behovet for økt utvinning. Et slikt belønningssystem, som er relativt vanlig på norsk sokkel, er ikke forenelig med selskapets og reservoarets behov for langsiktighet. Dette er en utvikling som er blitt intensivert de siste fem årene, og den kan også være til hinder for samarbeid mellom lisenser og faktisk også samarbeid internt i enkelte selskaper, sier Osmundsen til Offshore.no. Både selskaper og myndigheter - Oljeindustrien har behov for langsiktighet, men per i dag er det altfor mange som tenker kortsiktig, både blant selskaper og myndigheter. Hvis man utelukkende belønner korttidsproduksjon, vil det ramme langtidsproduksjonen. Åm-utvalget mener AS Norge kan gå glipp av 15 milliarder fat olje eller verdier for om lag 7000
milliarder kroner hvis man ikke tar de rette grepene, og petroleumsprofessoren delte sine tanker om økt utvinning på første dag av NPFs feltreservoar-konferanse i Stavanger i går. Pisk og gulrot Osmundsen mener at oppskriften for å stimulere selskapene til økt utvinning er å bruke både pisk; - Dersom et selskap ikke lykkes med å oppfylle sine planer, for eksempel ikke klarer å bore så mange brønner som man har varslet i PUD, må det få konsekvenser, blant annet i form av lisenstildelinger. Dette må imidlertid balanseres mot ønsket om å tildele lisenser til selskap med erfaring, kompetanse, og gode søknader. Og gulrot; - Skattelette har gitt gode resultater på leting, og bør også være aktuelt for å stimulere til økt utvinning. Erfaring viser at selskapene er svært mottakelige for denne typen tiltak og at belønningen ikke nødvendigvis trenger å være så stor for at man skal få til en endring. Osmundsen tar også til orde for å styrke Petoro. - Petoro må oppbemannes og få anledning til å
handle med lisenser. Selskapet har per i dag en altfor spredt portefølje. Selskapet forvalter alle statens lisenser og hadde i 2009 et budsjett på 260 millioner kroner. Til sammenlikning fikk et enkeltselskap en bonus på over 500 millioner kroner i forbindelse med forvaltning av oljefondet.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 97
AAK is a total service provider of inspection and repair solutions • Engineering
• Decommissioning
• Inspection & Integrity
• Workshop Services
• Rope Access
• Fabrication
• Installation & Modification
• Courses & Training
www.aak.no BERGEN • STAVANGER • KRISTIANSUND • TØNSBERG • ÅNDALSNES
Adv Gas_GFcombi306_320_210x144.indd 1
5/9/11 4:48 PM
D E V E LO P E D BY A R R O W, D E L I V E R E D BY ACO
ECAD Environmental Cleaner and Degreaser Developed by Arrow to meet the stringent environmental requirements of HOCNF and OCNS for use offshore on board ships and drilling platforms
Meet us at OTD 2011. Hall C, stand 3501
in the North Sea, ECAD is an exceptionally versatile cleaning and degreasing solution.
www.acobergen.no
>> feltutvikling
Utbyggingsrush på rekordtid BG har vært blant de mest suksessrike nykommerne på norsk sokkel, men selskapet opplever også voksesmerter. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no BG etablerte seg i Norge så seint som i 2004, men står allerede foran to utbygginger, Gaupe og Knarr. I tillegg har selskapet ambisjoner om å levere plan for utbygging og drift av et tredje felt, Bream, i løpet av de neste 12 månedene. Det betyr at selskapet er blant de aller mest vellykkede i rekken av nykommere som de siste seks-sju årene har etablert seg i Norge. Gaupe Første funn i 2008, men PUD er allerede godkjent. Gassfelt med planlagt produksjon fra to brønner. Produksjonen går i rørledning til den britiske Armada-plattformen. De totale investeringene er beregnet til 2,7 milliarder kroner. Målet er å være i produksjon bare 18 måneder etter innsendelsen av PUD.
Administrerende direktør Vince Graham i BG Norge.
godkjenning fra myndighetene tidlig juni. Investeringene knyttet til Knarr er anslått til 6,3 milliarder kroner ved utbygging av Knarr sentral og 11,2 milliarder kroner ved utbygging av både Knarr sentral og Knarr vest. I tillegg kommer leiekostnader til flyteren. Planlagt produksjonsstart er 2014. Bream - Her er partnerskapet i innspurten av konseptvalgfasen. Vi venter å levere PUD i løpet av det neste året, sier Graham. Men suksess har også sin pris. Og veien fra et reint leteselskap til et leteog produksjonsselskap har i noen grad vært kronglete. - Denne overgangen byr på både utfordringer og muligheter, sier Graham. Selskapet har hatt skuffende resultater på to letebrønner der forventningene var høye - Mandarin i 2010 og Gullris nå nylig. Og BGs norske leteavdeling, lokalisert i Stavanger, har mistet flere av sine nøkkelmedarbeidere det siste året. Men norgesdirektøren avviser at dette er et uttrykk for at leting blir nedprioritert på bekostning av utbygginger:
- Dette vil bli BGs første produserende felt i Norge og vil gjøre oss til den niende produserende operatøren på norsk sokkel, sier administrerende direktør Vince Graham i BG Norge til Offshore.no.
- Vi har økt bemanningen i Norge fra 70 til rundt 200. Og våre geologi- og undergrunnseksperter vil fortsatt ha fokus på mulighetene for å videreutvikle de nye produksjonssentrene som vi nå bygger ut, sier han.
Knarr Utbyggingsplanen er anbefalt av Regjeringen, og BG håper på endelig
I den 21. konsesjonsrunden måtte selskapet nøye seg med én lisens, 40 prosent andel og operatørskap i 599, vest i Norskehavet.
100 Offshore & Energi OKTOBER 2011
300 BAR Industrial Gases and Equipment Solutions
The value of international expertise to support your operations in: Construction and Maintenance
Subsea works
Support services and Living quarters
Well services
Onboard analysis and Process control
On-site nitrogen generation
Visit our website www.airliquide.no Contact us at sales@aloffshore.com or tel +47 56 33 44 33
>> v & m
Lugardeling gir milliardgevinst Men Ptil endrer ikke praksis. Statfjord A, Statoil
tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Petroleumstilsynet og tillitsvalgte sa nei, men Statoil fikk likevel dispensasjoner fra Arbeidsdepartementet til å la offshoreansatte dele lugarer i forbindelse med revisjonsstansen på Statfjord A. - Døgndeling på Statfjord A reduserer således både inntektstapet ved revisjonsstans og er videre en bidragsyter til forlenget levetid på feltet, som bidrar til målsettingen om høyest mulig utvinningsgrad og bevarer arbeidsplassene, sier Ola Anders Skauby, informasjonssjef i Statoil, til Offshore.no. Statoil er fornøyd med beslutningen og mener også at AS Norge har grunn til å glede seg. Lugardeling kan nemlig, ifølge selskapets beregninger, redusere tapet som følge av revisjonsstanser med inntil 15 prosent. - Ut fra dagens omfang av revisjonsstanser, vil dette på felt operert av Statoil kunne gi en forbedring som tilsvarer en nåverdi på inntil 3 milliarder kroner. Det aller meste av dette er inntekter som ville tilfalt fellesskapet gjennom skatter og eierutbytte, sier Skauby. - Ingen endring av regelverket Petroleumstilsynets avgjørelse om å nekte Statoil lugardeling på Statfjord A ble altså satt til side av Arbeidsdepartementet. Det betyr ikke at tilsynet nå vil gi grønt lys for liknende søknader i tiden framover.
102
Offshore & Energi OKTOBER 2011
- Vi tar departementets avgjørelse til etterretning, men vår fortolkningen av regelverket forblir uendret. Vil fortsette å håndheve regelverket inntil det eventuelt skulle foreligge en endring i dette, sier pressekontakt Inger Anda i Ptil til Offshore.no. 23 stanser i år Til sammen skal Statoil innen oktober gjennomføre 23 revisjonsstanser på de installasjoner og anlegg på norsk sokkel. - Revisjonsstanser er den største enkeltstående bidragsyter til tapt/utsatt produksjon og innebærer dermed betydelige reduksjon av inntekter for rettighetshaverne og for staten. De senere årene har regularitetstapet knyttet til revisjonsstanser på Statoil-opererte felt vært 3 til 4 prosent. Varigheten av en revisjonsstans er i så måte av stor økonomisk betydning. Ved mer fleksibel utnyttelse av boligkvarterene, selvsagt gitt tilfredsstillende bomiljø, vil tapet kunne reduseres, sier Skauby. - Departementet har lagt vekt på at feltet er inne i haleproduksjon. Forsinkelser i reduksjonen av trykket vil kunne påvirke trykkfallet i hele Statfjordfeltet og dermed den langsiktige produksjonen til alle tre Statfjordplattformene. Dette vil kunne vanskeliggjøre en fornuftig ressursutnyttelse og medføre at arbeidsplasser forsvinner tidligere enn nødvendig, sier arbeidsminister Hanne Bjurstrøm til Offshore.no.
109 falske sertifikater funnet Totalt skal 26 leverandører og underleverandører ha fått leveranser fra Special Forged Products, og ni av de 109 sertifikatene tilhørte leveranser til Statoil. Sju av disse var endekoplinger på fleksible stigerør. - Ingen økt risiko Rev, Visund, Snorre, Veslefrikk, Norne, Marulk, Åsgard og Gjøa er blant installasjonene der man har funnet avvik. Men etter gjennomgang og testing av de aktuelle komponentene, har Statoil kommet fram til at disse ikke utgjør noen stor sikkerhetsrisiko.
Statoil i ferd med å avslutte saken. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Etter at det i midten av februar ble avdekket at komponenter levert av smia Special Forged Products ikke hadde samme kvalitet som angitt i sertifikatene, er det jobbet hardt for å få oversikt over omfanget av saken.
- Vi har tatt en grundig gjennomgang og er i ferd med å avslutte saken fra vår side. Konklusjonen er at de forfalskede sertifikatene ikke har noen konsekvenser for risiko og barrierer, sier Ola Anders Skauby, Statoils informasjonssjef for norsk sokkel, til Offshore. no. Knyttes til enkeltpersoner I en presentasjon Statoil har holdt for Petroleumstilsynet, kommer det fram at Special
Unik LASERTEKNOLOGI SPESIALSVEISING på
Steel Group, som er morselskapet til Special Forged Products, har dokumentert at avvikene kun kan knyttes til to enkeltpersoner som jobbet i smia, ikke selskapets enheter for testing og varmebehandling. Petroleumstilsynet har fulgt saken tett. - Statoils konklusjon er at dette omhandler endekoblinger i karbonstål og at det ikke er noen signifikant økt risiko for at alvorlige hendelser skal inntreffe som følge av dette. Vår oppfatning er at Statoil har hatt en god oppfølging og har kontroll. Alle leveranser med forfalskede materialsertifikater til Statoil er innenfor internasjonale standarder og dermed i tråd med vårt regelverk, sier pressekontakt Ole-Johan Faret i Petroleumstilsynet. Ingen sammenheng med Visund-lekkasjen Det ble i en periode spekulert i at de forfalskede sertifikatene hadde spilt en rolle da et stigerør sprang lekk på Visund i april. Det viste seg å være feil. - Det er en annen type stigerør, en helt annen problemstilling og en annen leverandør, så sakene kan på ingen måte relateres til hverandre, sier Faret.
myeimedia.no - MYME0003
26 leverandører Totalt er 745 mulig falske sertifikater undersøkt. 109 av disse hadde uregelmessigheter.
NYTT I NORGE
• Sterk beskyttelse, lengre levetid • Høykvalitets slitasjebeskyttelse • Avansert teknologi • Miljøvennlig • Effektiv
Helgeland offshore AS Tlf. +47 99 23 78 72
www.helgelandoffshore.no
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 103
>> v & m
Norge kan hente ut store merverdier Ny teknologi under utvikling og testing.
tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no en oljepris på 100 dollar, vil man altså ha et nettoutbytte på 90 dollar. Per fat. -Totale tall for norsk sokkel? -Nei, det vil vi ikke gå ut med nå. Jeg se resultatet av pilotbrønnene først. man har sagt, at dersom man kan prosent eller to på enkelte felt, vil enorme verdier.
vil gjerne Men det få ut en det bety
-Vil dette lette trykket på antallet produksjonsbrønner? Totale gjenværende reserver i norske felt, funn og uoppdagede ressurser ifølge Oljedirektoratets ressursregnskap 16,9 milliarder fat olje. En ny teknologi under utvikling og testing gjør at man kan øke utvinningen på flere norske felt med en til to prosent, eller mellom 169 til 338 millioner fat olje ekstra. Legger man en oljepris på 100 dollar fatet og en valutakurs på 5,5 kroner til grunn betyr det merverdier for mellom 92,9 milliarder til 185,9 milliarder kroner. Men. Og det er et men her: Den nye teknologien kan så langt ikke brukes på alle felt, og det forskes det på nå: Smart vann Statoil og partnere har med hell testet såkalt ”smart vann” på Heidrun-feltet, og håpet er at dette kan på flere felt på norsk sokkel, og at det vil resultere i èn til to prosents økt utvinning på disse feltene. Men, før man vet dette med sikkerhet, må det testes videre, og det er det konkrete planer om. Sjefsingeniør i Petoro, Erik Søndenå, bekrefter overfor Offshore.no at smart vann kan føre til store verdiøkninger gjennom økt utvinning, men han vil ikke ut med noen tall ennå: -I en del tilfeller kan man få mye ekstra olje ut av en brønn ved injeksjon av smart vann som å bore en ekstra produksjonsbrønn. Ved bruk av smart vann, er kostnaden ti dollar per fat. Ved
104
Offshore & Energi OKTOBER 2011
-Nei, dette er et tillegg, ingen erstatning, sier Søndenå. Petoro fremhever ofte at det må bores to til tre ganger, altså mellom 200 og 300 prosent flere produksjonsbrønner på norsk sokkel enn hva som gjøres nå, ellers kan det få alvorlige konsekvenser i form av at flere modne felt vil måtte stenge før tiden. Dette vil i tilfelle få alvorlige økonomiske konsekvenser for våre oljeinntekter. -Hva er smart vann? -Smart vann vil si at man gjør noe med injeksjonsvannet i reservoaret . Dette er egentlig en enkel metode. Vanlig vanninjeksjon gjør at vannet går der det er enklest å strømme hvilket medfører at en del områder med olje ikke blir flømmet. Smart vann som kan beskrives som popcorn, der nanopartiklene vil kunne ”poppe” opp som popcorn og stenge de letteste veier for vann slik at det går i uflømmede områder, sier Søndenå. Mye forskning Ifølge Søndenå har det vært en mye forskning på dette økt utvinning på norsk sokkel på 19801990 tallet. -Staten og oljeselskaper investerte den gang store summer på forskning innen dette området. På 1990-tallet kom man så langt at forskningen resulterte i pilotprosjekter. Så falt oljeprisen
drastisk, og forskningen ble lagt brakk i lange tider fra slutten av 1990-tallet av. Fagfolkene som jobbet med dette fant seg i stor grad andre jobber og forsvant fra miljøet. -Og statsmidlene ble også mindre? -Ja, det stoppet opp stort sett, og EORprogrammene ble lagt ned på 1990-tallet. Forskningen fortsatte i USA Ifølge Søndenå holdt forskningsmiljøet seg bedre i USA, mye i kraft av universitetsforskning. -Under en konferanse i Tulsa, USA i 2008, opplevde vi en ny vår innen EOR. Her ble vi presentert for en del ny og spennende teknologi som ikke fantes på 1990-tallet. De som lå lengst fremme, var BP som hadde forsket on- og offshore. Det var spesielt to teknologier vi bet oss merke i, det ene var avsalting av vannet. Det andre var ”bright water”. En fordel med smart vann er at det ikke trengs store investeringer. . Det spesielle med avsalting er at det er miljøvennlig. Det brukes ikke kjemikalier, men avsalting krever til dels store anlegg, og det kan bli et problem med plass. Omtrent på samme tid begynte også Statoil å se på dette i laboratorieforsøk, så ble dette testet ut på feltene Heidrun og Snorre. På Heidrun fikk det godt resultat, men ikke på Snorre. Heidrun ja. Snorre nei. Grunnen til at resultatene ikke ble gode på Snorre-feltet var at undergrunnen og oljen er av en annen sammensetning. -Et problem med å teste dette i praksis, er at det kan ta lang tid å få konklusive resultat på et felt. Det BP gjorde, og det vi i Petoro oppfordret Statoil til å gjøre, var å teste denne prosessen på enkeltbrønner. Da får man raskere svar, og i praksis fikk man på Heidrun faktisk bedre resultater enn hva man hadde oppnådd under laboratorieforsøk, sier Søndenå.
OFFSHORE & ENERGY
Fart, presisjon og smidighet Slik kan oljebransjen unngå store varelager i nord. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Mer og mer oppmerksomhet og aktivitet flyttes mot nord og det kommer av og til bekymringer fra bransjen i Stavanger om at byen skal miste sin sentrale posisjon som oljehovedstad. Ordføreren i byen, Leif Johan Sevland, har tidligere sagt til Offshore.no at han overhodet ikke frykter en slik utvikling. Fra fraktbransjen har det blitt hevdet at hurtige leveranser nordover direkte vil kunne motvirke en slik utvikling for det overflødiggjør store varelager i nord. -Bring-konsernet har det siste tiåret kjøpt opp flere små og store selskaper, som så ble Bring, som ble lansert i 2008. Vår Prosjekt avdeling, en avdeling bestående av 30 medarbeidere, som
har vært involvert i de fleste større prosjekter for oljeindustrien i Norge siden tidlig på 1970-tallet, sier Frank Soltvedt, salgssjef i Bring til Offshore.no. Globalt nettverk Gjennom selskapets globale nettverk tilbyr vi alle disse tjenester over hele verden. Supply Base Services er Bring Cargos system for spedisjon og transport for olje- og gassindustrien. Supply Base Services er etablert på alle norske forsyningsbaser og er bygget opp rundt "Oljeekspressen" som består av ca 50 semitrailere som går i rute mellom samtlige oljebaser i Norge.
NDT og mer Med overtakelse av ANKOs NDT-virksomhet har StS gruppens datterselskap StS engineering utviklet seg til et inspeksjonsselskap i øverste divisjon og med betydelig kapasitet. Spisset kompetanse og mangeårig erfaring fra olje og gass industrien gir bedriften en unik forståelse av kundenes utfordringer, forventninger og krav. StS engineering tilbyr et omfattende tjenestespekter innen inspeksjon samt ingeniørtjenester relatert til ISOfagene:
www.stsgruppen.com
NDT Sveiseinspeksjon Prosjektstøtte Teknologi & Utvikling
Med fremtiden i sikte With the future in mind
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 105
Din totalleverandør innen avfallsbehandling Franzefoss Gjenvinning AS tilbyr tankrengjøring av alle typer tanker på skip, oljerigg og landbaserte virksomheter flere steder langs kysten. Vi utfører: Gassmåling. Rengjøring ved høytrykksspyling. Tørking etter behov Fjerning og rensing av avfallsvann For skip kan våre tjenester også utføres ved våre egne ISPS godkjente kai anlegg. Kontakt oss: Espen Fjell +47 952 96 233 Epost: esfj@franzefoss.no
VÅR GULLSTANDARD BYGGER PÅ FLEKSIBILITET, PRESISJON OG FART Hinna Base AS er blitt en del av EMAS AMC, og vi er spesialisert for å serve olje- og gassindustrien i Nordsjøen. Vi har en ideell lokasjon og unike fasiliteter. Pluss personell med enestående kompetanse og erfaring. Vi tilbyr: mobilisering og demobilisering av fartøy, fleksible fasiliteter, unikt konsept for testing av subsea-utstyr, utleie av utstyr, vedlikehold, testing og sertifisering av utstyr, lagring og preservering av utstyr, logistikktjenester, tollklarering og ISPS.
Melvær&Lien Foto: O. Furenes
“Emas” er malaysisk og betyr gull. Vi i Hinna Base har laget vår egen gullstandard. Den bygger på fleksibilitet, presisjon og fart. Dét er standarden vi alltid strekker oss etter – og sammen med kundene leverer vi!
Hinna Base: Together we deliver
BLACKHALL
With a broad base of expertise, particularly within the water, power, oil and gas, and cryogenics industries, Blackhall is able to apply its innovation and experience into virtually any industry. The overriding feature of Blackhall's profile is their ability to listen to specific application problems and apply their innovative design skil s to produce a product that provides the solution. For more info about Blackhall , please vissit : www.blackhall.co.uk
TriCon Series Butterfly Valves / Check Valves - Metall to Metal Sealing - Zero Leakage.
ZWICK
Maximum performance with know-how â&#x20AC;? made in Germanyâ&#x20AC;?. Tripple offset valves demands a high level of expertise and a high quality of machining. With over 20 years of experiance in research, development and manufacturing we ensure the TRI-CON series wil meet or exceed the specification required by the industy standards. For more info about Zwick, please vissit : www.zwick-gmbh.de
wwww.hse.as
quality in the way we do business, quality in the way we deal with our suppliers and partners, and quality in the way we treat our custommers.
HSEngineering
Diverter Valves - Cryogenic Valves - Control Valves - Pump Protection - Valve Refurbishment.
>> v & m Derfor var det ekstra viktig for Statoil å bli enig med partnerne om å bore omstridt brønn.
Risikerer milliardsmell på Veslefrikk
tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no
Lisensflertallet sa opprinnelig nei til å investere 230 millioner kroner i en ny brønn på Veslefrikk, og fagforeningen Industri Energi fryktet at dette kunne medføre at feltet ble nedstengt lenge før planlagt. Men nå er lisensen kommet til enighet om å bore den omstridte brønnen. - Veslefrikk har for tiden til behandling en søknad om forlenget levetid hos Olje- og energidepartementet. Vi skal være best på drift av felt i haleproduksjon. Veslefrikk er i så måte et godt eksempel på at vår strategi fungerer, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Offshore.no. Erstatningsolje til Petro Canada For Statoil, som er operatør og eier 18 prosent av feltet, er enigheten internt i lisensen gode nyheter - i dobbel forstand. Selskapet har nemlig garantert for størrelsen på Veslefrikk og må, som en del av en byttehandel fra 1996, levere erstatningsolje til Petro Canada dersom de utvinnbare reservene på feltet er mindre enn et tidligere ”spesifisert volum”.
108
Offshore & Energi OKTOBER 2011
Garanti på 1,7 milliarder ”Per 31. desember 2010 er verdien av gjenværende volum som dekkes av garantien beregnet til 1,7 milliarder kroner, basert på gjeldende markedspriser. En avsetning på 0,3 milliarder kroner er regnskapsført ved årsslutt 2010 knyttet til denne garantien.” I praksis betyr dette at selskapet per i dag forventer å måtte ut med 300 millioner kroner til Petro Canada på grunn av denne garantien. Avtalen ble inngått i 1996, da kanadierne byttet til seg 9 prosent av Veslefrikk fra det som da var Norsk Hydro. Selskapet beholdt andelen fram til 2001, da den ble overtatt av Paladin Resources, som senere ble kjøpt opp av nåværende partner Talisman. 45 millioner fat gjenstår Ifølge Oljedirektoratets tall gjenstår rundt 45 millioner fat oljeekvivalenter av reservene på Veslefrikk-feltet, som opprinnelig inneholdt rundt 377 millioner fat. - I 2008 viste Veslefrikk sin økonomi
nedadgående tendenser og ville gått mot røde tall. En ny strategi ble utarbeidet der fokus var på kostnader, produksjon og effektivisering av måten organisasjonen arbeidet på. Resultatet ble reduserte kostnader, økte inntekter som følge av økt produksjon gjennom god reservoarstyring og planlegging av brønner og bedre samhandling mellom hav og land. I tillegg har HMS resultatene vist en positiv forbedring, sier Skauby. Endring av stemmeregler? Det var Talisman, RWE Dea og Wintershall som opprinnelig gikk imot operatør Statoil og Petoros ønske om å investere 230 millioner kroner i en ny brønn på feltet. Selv om Statoil og Petoro til sammen eier 55 prosent av Veslefrikk, kunne de tre andre eierne altså stoppe planene. Dette er blant annet problematisert i Åm-utvalget. - Dersom er medeier i et selskap der John Fredriksen eier 50 prosent pluss én aksje, vet du hva du har å forholde deg til, sier utvalgsmedlem Rolf Wiborg for å illustrere.
OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 109
>> arbeidsmarked
Norge mangler 7.000 ingeniører << Vi opplever at ingeniørene strømmer til oss fordi vi har iverksatt en rekke strategiske rekrutteringstiltak. Man må våge å tenke nytt, >> sier Leikvoll Gundersen. Men her strømmer de til. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Oljebransjen er klar for en ny opptur, men mangel på ingeniører er blant de største utfordringene. Nå er det tallfestet hvor stor mangelen er på arbeidskraft i norske bedrifter. Mangler 7.000 Den store bedriftsundersøkelsen fra NAV viser at mangelen på arbeidskraft estimerer seg til 61.000 personer. Dette er en økning på 19 prosent og av det totale antallet er det klar flest ingeniører. Bedriftene har oppgitt at de kommer til å mangle 7.000 ingeniører i år. En rekke av disse kunne gått rett inn i oljebransjen. Mens svært mange selskaper sliter med å skaffe nye hoder, finnes det dem som har lykkes med å sikre seg ønsket arbeidskraft. Konsulentselskapet NECON har så langt i år ansatt nesten 100 nye ingeniører. Og målet er å doble dette tallet i løpet av 2011.
110 Offshore & Energi OKTOBER 2011
Klar strategi - Vi er foreløpig godt fornøyde med rekrutteringen i 2011, spesielt med tanke på at vi har strenge krav til nyansatte når det gjelder kompetanse, erfaring og personlig egnethet. Vi har en klar vekststrategi om å ansette kvalitet framfor kvantitet. 100 nyansettelser forteller oss at vi langt på vei har lyktes med å etablere oss som en attraktiv arbeidsgiver i markedet, sier administrerende direktør i NECON, Aslak Leikvoll Gundersen. For å kunne oppnå sine mål om å hente opp mot 200 nye personer i år, har selskapet jobbet nøye med sin tilnæring til rekrutteringen. De har også lykkes så langt. - Vi opplever at ingeniørene strømmer til oss fordi vi har iverksatt en rekke strategiske rekrutteringstiltak. Man må våge å tenke nytt, sier Leikvoll Gundersen. Et av tiltakene er høye krav til medarbeidere, som gjør selskapet mer attraktivt. Når
silingsprosessen er streng, ender man opp med de beste, og blir dermed mer attraktiv for nye medarbeidere enn det konkurrentene klarer. Kvalitet skal være langt viktigere enn kvantitet. Fond og stipend Et annet av tiltakene NECON har satt i verk er opprettelsen av et internt kompetansefond der to millioner kroner skal fordeles på medarbeidere med etterog videreutdanningsønsker. Alle ansatte har mulighet til å søke fondet om midler. Det er også opprettet et samarbeid med Høgskolen i Bergen som har bidratt til høyere synlighet og tettere relasjoner med ingeniørstudentene. Et eget mattestipend deles ut til de beste mattestudentene hvert år. - Vi synes det er svært positivt at bedrifter som NECON tar initiativ til å gjøre ingeniørstudiet ved Høgskolen i Bergen mer attraktivt for
studentene, sier rektor Høgskolen i Bergen.
Eli
Bergsvik
ved
Stian Walderhaug, som nylig ble ansatt i selskapet direkte fra Høgskolen i Bergen, trekker fram kompetansefondet som en viktig grunn til at han valgte NECON som arbeidsgiver. - For meg representerer støtten fra fondet en verdifull mulighet til å bygge videre på min egen kompetanse. sier Walderhaug. - Tenker langsiktig En annen NECON-ansatt som har brukt kompetansefondet til å videreutdanne seg er Stavanger-baserte Øyvind Kvie. Han fikk nylig innvilget søknaden sin om å få dekket kursavgiften på kurset “Master of Management” på BI. - Fondet viser at NECON satser på de ansatte og tenker langsiktig. Dette er motiverende og sender gode signaler om at selskapet verdsetter de ansatte. Det var også kjennskapen min til kompetansefondet som trigget lysten min til å få med meg dette kurset, sier Kvie.
Yrkesgrupper det er størst mangel på: programmerere
•
7 000 ingeniører
•
3 050 sjåfører (bil-, drosje-
•
1 950 sykepleiere
og varebilførere)
•
1 550 dør- og telefonselgere
•
2 850 tømrere
•
1 300 elektrikere
•
2 400 lastebilsjåfører
•
1 250 frisører
•
1 250 snekkere
•
1 250 hjelpepleiere
•
1 200 kokker
(vogntog) •
2 150 rørleggere
•
2 050 systemutviklere og
I NAVs bedriftsundersøkelse har 14.300 bedrifter svart og undersøkelsen ble gjennomført i februar og mars.
YOUR DREAM JOB Executives today have to think differently. They have to be innovative and constantly embrace change, as markets and industries become more complex and increasingly globalised. BI Norwegian Business School offers you and your company programmes to help you manage the ever-changing demands of the domestic and international markets.
Our programmes will develop your management skills and leadership potential, and challenge you to think differently and learn. We offer Master of Management, Executive Short Programmes and 3 different Executive MBA degrees. Meet us at stand 4006 - Area 6 for more information.
BI Norwegian Business School www.bi.no BI Oslo 46 41 00 05 BI Stavanger 98 25 17 00
DECEMBER 2010 Offshore & Energy 111
HVEM BURDE VITE AT DU HAR FÅTT NY JOBB? Nyansatt - eller ny ansatt? Presenter det for bransjen 1
Gå inn på offshore.no's "Nytt om navn".
2 Fyll inn navn,
arbeidsgiver, bilde og informasjonstekst.
3 Publiseres på norges
mest leste nettavis innen olje og gass bransjen.
4 Din status er oppdatert
for dine gamle og nye kontakter.
Foto: OLF/Tom Haga
dESiGN www.orangeriet.no
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.
www.hr-maskin.no
LUFTDREVNE KJERNEBORMASKINER
Landsdekkende forhandlernett
Norges største lager av kjernebor 12 - 200mm
DET ULTIMATE ALTERNATIV TIL SIKKER BORING I VANSKELIGE MILJØER .
34-10
ATEX godkjente luftdrevne kjernebormaskiner med manuell magnet. Dette er maskiner for bruk i eksplosjonsfarlige miljøer. Se vår hjemmeside, eller kontaktn oss. Flere modeller, også i Zink utførelse. Slugger KPRO35 - eneste lavtbyggende godkjente maskin på markedet!
:: KJERNEBORSPESIALISTEN - 69 22 70 60
Innovative Suppliers Offshore Denmark is a unique network of more than 450 Danish companies joined to give the customer the ultimate product covering all aspects within the marine/offshore industry. The flexibility of the Danish offshore and energy industry and its innovative ability explains why Danish equipment, products and know-how are well-known and have been respected in the market for several years. Visit www.offshore-denmark.dk
Danish Offshore Solutions
- meet us at Offshore Technology Days 2011 booths 2508-2511 The members of Offshore Denmark represent: • Great expertise in the manufacture of innovative and competitive products. • The power to offer complete turn key solutions with a strong supporting service industry. • A competent technological skilled industry with highly motiovated employees. • Sustainable production and unique concepts.
OFFSHORE DENMARK Offshore Denmark ApS • Norremarksvej 27 • DK-9270 Klarup • Denmark • Phone +45 98 31 77 11 • Fax +45 98 31 77 55 • info@offshore-denmark.dk
www.offshore-denmark.dk - Your key to Danish offshore suppliers! ScanOil&Gas_OTD11_178x124.indd 1
25-08-2011 15:52:07
Mento – 40 års erfaring
1971
1969
1971 etableres Mento Oilfield Services som personlig selskap av Bjørn Dahle og Randulf Hana. 1975 Mento AS.
Ocean Viking. Lille julaften 1969 visste mange at det var gjort et gigantisk oljefunn.
artdirector.no
Faksimile
Første felt på norsk sokkel. Produksjonen på Ekofisk-feltet startet 9. juni 1971, etter at feltet ble oppdaget høsten 1969. Utbyggingen av området har skjedd i flere faser. Feltet med sentrale behandlingsanlegg ble bygget ut tidlig på 1970-tallet.
RA 1972
400
300
200
100
1978 1979 1987 1990
4
1975
MENTO
KEY FIGURES
NOK Mill 167
368 265
54 1985
2002
2006
2010
Olje- og energidepartementet opprettes 1978. 1979: Arbeidsmiljøloven gjøres gjeldende på norsk sokkel. Statfjordfeltet settes i produksjon. Feltet har på det meste stått for mer enn halvparten av Norges totale oljeproduksjon. 1987: Seks innretninger på Ekofisk jekkes opp seks meter, et industrielt vågestykke av format. 1990-tallet er kjempenes tidsalder på norsk sokkel. I denne perioden gjøres en rekke store funn, og industrien blomstrer gjennom gigantiske og stadig mer avanserte utbygginger.
2000
2000-tallet: Forventningene for Barentshavet bygger seg opp. Norsk Agip finner olje i den såkalte Goliat-strukturen, og det spekuleres i ekteskap mellom Snøhvit og Goliat. I nord venter manspent på det første faste punktet i Barentshavet. Norge borer for første gang nord for 62. breddegrad. 2011: Enighet om delelinjen i Barentshavet. En 40 år gammel grensetvist er løst, Norge og Russland har blitt enige om et kompromiss om delelinjen i Barentshavet. Løsningen innebærer at et området på omkring 175.000 kvadratkilometer deles i to tilnærmet like deler. gjelder fra 7. juli 2011.
2011
Mento AS er en norskeiet handelsbedrift som ble stiftet i Stavanger den 27. august 1971. Selskapets formål er å drive handel innen utleie, produksjon, testing og service av slanger og kuplinger, ventiler, filter, rør og boreteknisk utstyr. I tillegg har vi salg av miljøprodukter og forbruksmateriell hovedsakelig til offshorerelatert virksomhet. Det er vår kvalitetsmålsetting å kunne påta oss oppgaver som vi har økonomiske, administrative og tekniske ressurser til å gjennomføre i samsvar med kundens krav. Dette krever at en må gjennomgå alle forespørsler og kontrakter grundig, og oppklare uklarheter straks. Det er videre vår målsetting å oppnå og opprettholde et sunt omdømme innenfor vårt kompetanseområde. Våre produktet og tjenester skal leveres til avtalt tid og sted uten fare for ulykker eller negative helse- og miljøpåvirkninger iht. gjeldene lover og regler. Det gjøres ingen kompromiss på dette.
| STAVANGER | BERGEN | KRISTIANSUND | HAMMERFEST | MENTO SERVICE | Telefon +47 51 64 86 00. Epost: post@mento.no. www.mento.no
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
122 Offshore & EnergI MAi 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
MAi 2011 Offshore & EnergI 123
Returadresse: Offshore Media Group AS, Postboks 2318, 5824 Solheimsviken
Langset is a group of companies providing products and services to the Oil & Gas, Ship & Maritime and Process Industry. Langset´s head office is situated in Molde, with workshops and offices from Singapore in south to Hammerfest in north. In addition to projects, workshop services, engineering services and manpower solutions, Langset is a well recognized supplier of advanced heat exchangers and pressure vessels to the Oil & Gas industry.
www.langset.no