Offshore & Energi - NO.1-2012 by Offshore.no AS

Nr. 01 >> 2012

>> Geologenes skattekart - Alt om leteåret 2012

Mange permitteringer tross boomen Enormt behov for flere rigger

-Det må gjøres veldig mye mer

Havis styrker rørledningsprosjekt fra Barentshavet

40-milliarders avgjørelse til høsten >> LETEVIRKSOMHET

>> RIGMARKED

>> SUBSEA

>> MADE IN NORWAY

www.offshore.no

FULL RANGE OF LIFTING APPLIANCES New Sheave- series

Co operation with:

•

Designed in acc. to DnV Lifting Appliances 2.22

•

ABS, Lloyds, BV design Class feasible

•

Designed to handle sideload

•

Glidebearing/ Rollerbearing

•

Optimal weight/ Capacity Ratio

•

Lift, Handle & Custom Range

•

Custom Design Available

Mail: services@giertsen.no

NEW COMPANY IN THE WG GROUP Test & Inspection •

Inspection & Service of Lifting Equipment

•

Maritim Inspection & Certification

•

Engineering

•

Certification

•

NDT

•

Testing

Mail: inspection@giertsen.no W.Giertsen AS Nygårdsviken 1 N-5164 Laksevåg Bergen, Norway Tel: +47 55 94 30 50 Fax: +47 55 94 31 10 www.giertsen.no

INNHOLD

Mange permitteringer tross boomen -Mer snakk enn oppdrag.

12 16

Modifikasjonsmilliardene står i kø

ConocoPhillips, Statoil og Shell skal i løpet av overskuelig fremtid tildele store kontrakter.

Fra tre til 13 år Statoil-feltet stenger ikke ned likevel. Det Statoil-opererte Glitne-feltet i Nordsjøen skulle etter planene stenge produksjonen i en lengre periode i år.

40-milliardersavgjørelse til høsten Statoil planlegger ny Nordsjøplattform.

Mangler 12.000 Det er betydelig mangel innen flere yrker som er avgjørende for utviklingen av oljeindustrien i Norge. Det viser tall fra NAVs siste bedriftsundersøkelse.

vi fant, vi fant Havis styrker rørledningsprosjekt fra Barentshavet

Kina-rigger i kø mot Norge

Her er 2013-standarden

Enormt behov for flere rigger

Statoil blir operatør i Angola

Patentdatabaser er ikke et kjedelig lager

Skal bygge og lete som aldri før

Titalls milliarder i emning

26 milliarder for 420 millioner fat

Mer lønn og mindre papirmølle

18 Fantastisk interessant område 19 BG dropper banebrytende letebrønn 26 Norge sluker nye rigger 30 Odfjell med historisk avtale verdt minst 7,2 milliarder 32 Sikrer seg årets største riggjobber 54 Lundin skal bygge plattform 57 Knarr-kontrakter til påske 66 Hvor blir det av offshorekvinnene?

Offshore & Energi MARS 2012

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

>> REDAKTØREN

FRA SOLNEDGANG TIL HIMMELS I månedene etter finanskrisen slo inn for tre år siden var norsk oljebransje preget av mismot. Store leverandørbedrifter sa opp hundrevis av ansatte og innleide, og påstander om solnedgangsindustri florerte. Nå skriver vi 2012 og optimismen er nesten grenseløs. Sjelden eller aldri har fremtidsutsiktene vært så lyse. Årsaken til dette er flere. En vedvarende høy oljepris er en klar forutsetning og i skrivende stund tyder lite på at den skal ned mot 30 dollar fatet, slik det plutselig skjedde i 2009, og at den neppe kommer under 80 dollar fatet i overskuelig fremtid. Imidlertid kan det være godt å minne om at det anerkjente økonomiske tidsskriftet The Economist for noen år siden, da oljeprisen var under 10 dollar fatet, konstaterte at oljeprisen ville forbli lav i overskuelig fremtid og at verden svømte over av olje. En annen årsak til optimismen er at storfunnet av Johan Sverdrup, samtidig som oljeselskapene er i ferd med å knekke koden i Barentshavet, har utsatt produksjonsfallet på norsk sokkel med år. Nå planlegges blant annet en gassrørledning fra Barentshavet og sørover for å utløse de gassfunnene som man forventer der oppe i nord, noe som er helt nødvendig for at ikke gassen skal ligge uutnyttet. En tredje årsak er at Norge omsider har fått

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

en oljeminister som virkelig oppfører seg som en sådan, og ikke en forlenget miljøvernminister. Ola Borten Moe har vist et forbløffende politisk mot og klarsyn, når han påpeker det opplagte i at norsk økonomi og følgelig innbyggernes levestandard er nært knyttet opp mot utvinningen av olje og gass. At Borten Moe tør å konfrontere den allvitende og storkjeftede Frederic Hauge, som har fått både oljesjefer og ministre til å skjelve i buksene bare navnet ble nevnt, er så forfriskende at vi nesten ikke har dekkende ord. Samlet gjør dette at den norske befolkningen har et klart mer positivt syn på oljeutvinning enn tidligere, og at miljøbevegelsen kjemper i en tiltagende motvind. De neste tre-fire årene kommer det til å ta virkelig av i norsk oljeindustri. Allerede er så mange prosjekter besluttet og i full gang at selv ikke et verdensomspennende finanssjokk, hvilket blir stadig mer usannsynlig, kan stanse dette. Milliardprosjekter står i kø, enten det er nybygg eller oppgraderinger og vedlikehold, og alt dette krever kvalifiserte medarbeidere. Hvor man skal finne denne ekspertisen blir en tiltagende utfordring, og allerede ser vi at bedrifter tar ingeniører fra UK, Sverige eller Spania, med de kulturforskjeller og HMSvansker dette kan medføre.

For ti år siden åpnet norsk oljepolitikk for at nye aktører skulle kunne komme inn på sokkelen. To av disse selskapene var Revus, som senere ble kjøpt opp av tyske Wintershall, og svenske Lundin. Disse selskapene var vist seg å være, riktignok med tung hjelp av norsk ekspertise, toneangivende bak mange nye og spennende funn. Dette mangfoldet vil bare forsterkes i tiden som kommer. I år er Statoil 40 år, og det er ingen dristig spådom å anta at selskapet skal leve et godt liv på norsk sokkel frem til 2052 – minst! 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 MARS 2012 Svanemerket er det

Forsidefoto: Anne Lise Norheim/ Halliburton Trykkeri: Merkur-Trykk AS www.merkurtrykk.no

colorlab.no The Norwegian Color Research Laboratory

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

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

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

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

Faste kategorier i Offshore & Energy: • • • •

Letevirksomhet Rigmarked Kontrakter Made in Norway

• • • •

Subsea, Feltutvikling V&M Arbeidsmarked

• • • •

Fornybar Energi HSE Produktnyheter Webguide

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

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

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

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

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

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

P.O.Box 55 N-5347 Kystbasen Ågotnes

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

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 2022 EAGE Copenhagen â&#x20AC;&#x2122;12 4 - 7th June 2012 Fugro Survey AS Tel: +47 55 34 94 00 www.fugro-survey.no

12 kilometres.

12 Marc 2014-15 , OD ger M avan at - St s ence t u nfer ee n Co M ficatio

Testing & Inspection | Repair & Maintenance | P & A | Decommissioning

Engineered Composite Solutions NCA perform high quality onsite composite repairs for the oil and gas industry. When you partner with NCA, you gain the rewards of our engineered, innovative and robust approach. Our solutions are cost effective, reliable and come with a lifetime guarantee of up to 20 years.

No plant shutdown required No hot work permit required Lifetime guarantee up to 20 years Temporary and permanent repairs Temperature range -75째C to 220째C Pressures up to 250 bar

ROV Operations

Deepwater Technical Solutions

NCA

Mechanica

NCA AS - Hamrasletta 11, 4056 Tananger, Norway Phone: +47 51 64 91 00 - www.nca-group.com | www.oceaneering.no

Rotator Valves

Umbilical Solutions

>> letevirksomhet

Vi fant, vi fant Olje og gass verdt opptil 2500 milliarder kroner. Alt om leteåret 2011! tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no 2011 er et år for historiebøkene når det kommer til leting på norsk sokkel. Det var året man fant en elefant like utenfor stuedøren og samtidig fikk på plass en viktige brikker i det geologiske puslespillet i Barentshavet. Samtidig var det året da Norskehavet fortsatte å skuffe. Offshore.no sin oversikt viser at det er boret rundt 50 letebrønner på norsk sokkel i 2011. Disse brønnene har levert alt fra elefanter til oljepytter. Samt en god del stein. Lek med tall Totalt er det funnet mellom 2,2 og 4,3 milliarder fat olje på norsk sokkel i år. Forutsatt en oljepris på 100 dollar fatet og dagens valutakurs, betyr dette hydrokarboner verdt opptil 2500 milliarder kroner. Brutto. Til sammenlikning er Oljefondet verdt i overkant av 3000 milliarder kroner. AA og mere til Størst grunn til å juble har selvsagt Aldous/ Avaldsnes-duoen Statoil og Lundin.

12 Offshore & Energi MARS 2012

- Aldous er tykkere, og oljekolonnene er bedre. Avaldsnes har en stor utbredelse, så vi må avgrense dette gigantiske området videre. Det kan altså vise seg å være mer. Oppsidepotensialet er faktisk større, sa driftsdirektør Erik S. Jenssen i Lundin under operatørkonferansen NOC i Stavanger. Kanskje blir 2012 året da Aldous/Avaldsnes tar steget opp til topps på listen over tidenes største oljefunn på norsk sokkel? 11 brønner, ett betydelig funn Men samtidig som Barentshavet og Nordsjøen har levert, har Norskehavet fortsatt å skuffe. Ni selskaper forsøkte seg, totalt 11 brønner ble boret, men bare ett økonomisk interessant funn ble gjort - Totals Alve Nord. Samme selskap fant også betydelige mengder gass på Norvarg i Barentshavet. Det er neppe tilfeldig. Statistikk utarbeidet av Rystad Energy viser nemlig at Total er selskapet som har funnet mest olje av samtlige i verden i år.

Her er oversikten over leteresultatene på norsk sokkel i 2011: Barentshavet Norvarg (535) - Total Årets største gassfunn, rundt 250 kilometer nord for Melkøya. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 63 og 313 millioner fat oljeekvivalenter. Skrugard (532) - Statoil Av mange beskrevet som nøkkelen til denne delen av Barentshavet. Påvist utvinnbare volumer estimert til 250 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter med et oppsidepotensiale på ytterligere 250 millioner, til sammen 500 millioner fat. Skalle (438) - Lundin Moderat debut for Lundin i Barentshavet. Foreløpig beregning av størrelsen er mellom 16 og 50 millioner fat oljeekvivalenter, hovedsakelig gass.

OFFSHORE & ENERGI

Tørre brønner: • Zappfe (518) - Dong; • Heilo (530) - GDF Suez • Lunde (488) - Statoil Norskehavet Alve Nord (127) - Total Eneste suksessen i Norskehavet i år. Olje- og gassfunn nær Nornefeltet. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom mellom 18 og 100 millioner fat. Lisensen vil vurdere funnet sammen med andre funn i området. Skaugumsåsen (482) - Det norske Lite oljeog gassfunn sør for Norne. Størrelsen på funnet er foreløpig beregnet til omtrent 6 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Videre studier og utforskning av tilleggspotensialet kan avklare om funnet har kommersiell interesse. Chamonix (471) - OMV Ikke-kommersielt gassfunn 10 kilometer sørvest for Mikkelfeltet. Tørre brønner: • Spinell Sør (429) - Statoil • Nordtuva (312) - Statoil • Ronaldo (434) - Nexen • Dovregubben (468) - Det norske • Gullris (522) - BG • Phoenix (559) - Rocksource • Sesam (350) - Eon Ruhrgas Nordsjøen Aldous (265) - Statoil Beregnet til å inneholde mellom 900 og 1500 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Henger sammen med Avaldsnes og totalt er funnet per dato beregnet å inneholde mellom 1,7 og 3,3 milliarder fat. Avaldsnes (501) - Lundin Funnet som har revitalisert Nordsjøen. Påvist i 2010, men har i løpet av 2011 vokst til 800 millioner og 1,8 milliarder fat gjennom avgrensninger og nye beregninger. Henger også sammen med Statoils Aldous (265), som er beregnet til å inneholde mellom 900 og 1500 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Krafla (035) - Statoil To brønner, Krafla og Krafla Vest. Funn på mellom 50 og 75 millioner fat oljeekvivalenter 26 kilometer sørvest for feltet Oseberg Sør. Kan gi grunnlag for fasttrackutbygging Butch (405) - Centrica Oljefunn 13 kilometer øst for Ulafeltet. Foreløpige beregninger er mellom 31 og 63 millioner fat utvinnbar olje. Tellus (338) - Lundin Funn av tilleggsressurser til Luno-utbyggingen i samme lisens. Inneholder mellom 11 og 55

millioner fat oljeekvivalenter. Caterpillar (340) - Marathon Lite oljefunn sør for Alvheim. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 5 og 13 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Lisens 050 - Statoil Letebrønn og sidesteg (34/10-52 A og 34/10-52 B) som påviste gass og olje. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 3 og 9 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Lite gassfunn (34/10-53 S) på mellom 2,5 og 7,5 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Gassog kondensatfunn (34/10-53 S) på mellom 19 og 75 millioner fat oljeekvivalenter, som er planlagt knyttet opp til eksisterende infrastruktur i Gullfaks Sør-området.

Grosbeak avgrensning (378) - Wintershall To avgrensingsbrønner, hvorav én var tørr. Vurderes utviklet sammen med andre funn i området. Grosbeak-funnet var, før avgrensingen, anslått å inneholde mellom 50 og 195 millioner fat olje og mellom 0,9 og 4,1 milliarder standard kubikkmeter gass. Theta Nordøst (569) - Statoil Gass/kondensat-funn 16 kilometer nordøst for feltet Sleipner Øst. Rettighetshavere vil vurdere funnet sammen med andre funn i nærheten. Peking Duck (301CS) - ConocoPhillips Gassfunn med dårligere reservoarkvalitet dårligere enn forventet. Videre evaluering av resultatene er nødvendig før funnets størrelse kan beregnes.

Lisens 303 - Statoil To avgrensninger av Dagny-funnet, som nå er beregnet til å inneholde mellom 125 og 251 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Tørt på Dr. No- og marginalt funn på McHenryprospektene. Sistnevnte mellom 1,3 og 6,3 millioner fat.

Earb Sør (505) - Marathon Ikke-kommersielt funn 40 kilometer sør for Heimdal.

Jordbær Vest (373S) - BG BG fant tilleggsressurser til sitt eget Knarr-felt (tidligere Jordbær, red.anm.). Foreløpige beregninger av størrelse på funnet er mellom 9 og 25 millioner fat oljeekvivalenter.

Tørre brønner: • Breiflabb (416) - Eon Ruhrgas • Apollon (377S) - Idemitsu • Gardrofa (406) - Premier • Gnatcatcher (378) - Wintershall

Svaneøgle (545) - Noreco Ikke-kommersielt oljefunn 100 kilometer sørøst av Grane.

MARS 2012 Offshore & Energi 13

>> letevirksomhet

Geologenes skattekart  55-60 letebrønner i 2012.

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Oljeselskapene har planer om å bore opp mot 60 letebrønner på norsk sokkel i år. Det viser Offshore.no sin leteoversikt, som er basert på informasjon fra operatørene selv. Flere ved Oseberg, Snorre og Norne På kartene i denne artikkelen, er 45 brønner plassert. I tillegg til disse vil Statoil bore ytterligere 7-12 brønner. Og Rocksource har varslet én. - 40 prosent av våre brønner blir såkalte ILXbrønner (infrastructure led exploration). Det betyr leting på prospekter som, ved funn, raskt og relativt enkelt kan knyttes til eksisterende infrastruktur med ledig kapasitet. I år vil vi prioritere områder rundt Oseberg, Snorre og Norne, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, Statoils letedirektør for norsk sokkel. Rekorden står trygt 2012 tegner dermed til å bli et nytt heftig leteår, selv om rekorden på 65 letebrønner, fra 2009, ser ut til å stå trygt. Riggkapasitet vil også i år være den begrensende faktoren. Nordsjøen er som vanlig mest populær, og i

14 Offshore & Energi MARS 2012

2012 skal 7 av 10 brønner på norsk sokkel bores nettopp her. Statoil har blant annet to av sine high impact-brønner her, King Lear og Crux. I tillegg skal det bores mange hull rundt elefanten Aldous/Avaldsnes, 11 i tallet, som betyr at 1 av 5 letebrønner på norsk sokkel vil bli boret i dette området. Fem avgrensninger Statoil har planer om to avgrensningsbrønner på Aldous, mens Lundin har ambisjoner om å bore tre på Avaldsnes, som er geografisk større enn Aldous, men med mindre oljekolonner. Anslagene for funnet er per i dag på mellom 1,7 og 3,3 milliarder fat. Men mange, inkludert Lundin, tror at oppsiden er enda større. Det franske petroleumsinstituttet (IFP) mener endog, ifølge Dagens Næringsliv, at funnet kan inneholde så mye som 7 milliarder fat. Isåfall dreier det seg om et av verdens største oljefunn noensinne. - Suksessen i området viser at tålmodighet og

hardt arbeid over tid lønner seg. Funnene av Ragnarock, Luno og Draupne åpnet nye muligheter i området, og Aldous/Avaldsnes har vist at det umulige var mulig, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, Statoils letedirektør for norsk sokkel. Mer til Luno og Apollo Lundin skal samtidig lete etter tilleggsressurser til Luno- og Apollo-funnene sine i samme område. Totalt planlegger selskapet 13 letebrønner på norsk sokkel, ti egen- og tre partneropererte. - Dette er ikke uvanlig mye aktivitet for oss. Allerede i 2011 boret vi ni letebrønner i Norge. Utfordringen er å fornye seg innen leting i tillegg til å avgrense og samtidig fokusere på feltutvikling. Men vi vokser og har ikke problem med å få tak i folk, sier letedirektør Hans Christen Rønnevik.

OFFSHORE & ENERGI

Blant de egenoperete brønnene er det Biotitt (544) i Nordsjøen som har størst potensial, med ressursanslag på 87 millioner fat før boring. Wintershall borer Noor I tillegg til Aldous/Avaldsnes-duoen, skal også Wintershall bore en brønn ved Utsirahøyden, Noor i lisens 457. - Området er spennende, noe Aldous/Avaldsnes har bekreftet. Så vi har forventninger til denne brønnen, sier kommunikasjonssjef Geir Gjervan i Wintershall. Seks brønner i nord Barentshavet har fått en vitamininnsprøytning med Skrugard, Norvarg og nå sist Havis, og det skal i år bores seks brønner i området. Fjorårets funn på Skrugard og Norvarg samt den ferske oppturen på Havis har gitt fornyet tro på mulighetene for å finne store mengder olje og gass i Barentshavet. Havis og Skrugard Statoil anslår volumene i Havis til mellom 200 og 300 millioner fat oljeekvivalenter. Foreløpige volumanslag totalt for Skrugard-

å ligge på utvinnbare oppdaterte og Havis-

funnene ligger i størrelsesorden 400-600 millioner fat. Skrugard-funnet vil selvstendig utbygging, utbyggingsprosjektet Partnerskapet vil avgrensningsbrønn i vurdere ytterlige utvinningstillatelsen.

gi grunnlag for en med Havis-volumene blir enda mer robust. fremover bore en Skrugard-funnet samt oppsidepotensiale i

Statoil vurderer å bygge ut funnene med en flytende produksjonsenhet som vil ha kapasitet til prosessering og transport også fra andre prospekter i området. Produksjonsenheten vil ha eget oljelager og mulighet for offshorelasting med produksjonskapasitet på 95.000 fat olje per dag. Mulighetsstudien innebærer at feltet blir bygd ut med 14 oljeprodusenter på havbunnen og trykkstøtte gjennom injeksjonsbrønner for vann og gass. To fra Eni Eni skal også bore to brønner, Salina sør for Skrugard og Bønna i Barentshavets sørvestligste lisens, 529. - Eni Norge har hatt en langsiktig strategi i

Barentshavet og vært aktive i området siden 80-tallet. Strategien er bekreftet gjennom funn i lisens 532, der vi har 30 prosent andel, og vi ser fram til ytterligere aktivitet dette året, både på letesiden, samt borestart for de første av i alt 22 produksjonbrønner på Goliat, sier kommunikasjonsdirektør Andreas Wulff i Eni Norge. Noreco håper på 310 millioner fat De to siste prospektene som skal bores i Barentshavet i 2012 er Norecos Eik og OMVs Wisting. Noreco har store forhåpninger til sin brønn, vest for Norvarg, og anslår et potensielt volum på mellom 130 og 310 millioner fat. Kjølnet interesse Norskehavet har bydd på mange nedturer de siste to årene, og årets planer tyder på at oljeselskapene i noen grad er i ferd med å miste interessen. I fjor ble det boret 11 brønner, mens det i år er planlagt sju, blant disse er Wintershalls avgrensning av Maria og RWE Deas jakt på tilleggsressurser ved Zidane-funnet.

MARS 2012 Offshore & Energi 15

>> letevirksomhet

Havis styrker rørledningsprosjekt fra Barentshavet Se hva oljeekspertene mener om Statoils nye storfunn. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no I januar meldte Statoil om et nytt storfunn i Barentshavet på prospektet Havis, og sjefen, Helge Lund betegner dette som en bekreftelse på at dette nå regnes som en ny provins. Foreløpige volumanslag totalt for Skrugard- og Havis-funnene i PL532 ligger i størrelsesorden 400-600 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. At det blir en ny feltutbygging er klart. Et annet spørsmål er hvorvidt dette vil påvirke spørsmålet rundt avsetning av gassforekomstene i området. Det jobbes nå med å ta stilling til en utbygging av Snøhvit-anlegget med et såkalt Tog II, eller om det skal legges en ny gassrørledning fra Barentshavet og videre sør. Oljeekspert Hans Henrik Ramm synes dette er det kanskje mest spennende spørsmålet: -Det som jeg er spent på, er hvor mye gass det er i Havis fordi det nå pågår arbeid som skal ta stilling til en ny gassrørledning fra Barentshavet. Og dersom det er nok gass, styrker det planene om en ny rørledning. Her er spørsmålet om man skal samle det som er av gass i området til en nytt Tog II på Snøhvit, eller en ny gassrørledning.

16 Offshore & Energi MARS 2012

Vil influere leteaktivitet Ramm peker på elementet letevilje. Dersom det legges et nytt gassrør, vil det øke leteviljen, for da vil man være sikret transportmuligheter dersom det gjøres nye funn. Dette er et eksisterende problem i Norskehavet, der det finnes en rekke funn som trenger en ny gassrørledning for å kunne bygges ut. -Hadde vi fått en rørledning fra Barentshavet, ville det vært et veldig stort løft som også ville influert videre letevirksomhet i dette området, for det blir mer attraktivt dersom man vet at det er avsetning for nye potensielle ressurser. En beslutning om et nytt gassrør skal fattes ikke så lenge etter nyttår, så det kan være at dette siste funnet vil influere denne beslutningen. -Hva vil Havis-funnet ha å si for leteiveren i området? -Et sånt funn øker jo lysten på å lete, og den var ikke dårlig fra før, så det blir nok mer leting, sier Ramm. -Vil øke presset  Analytiker i Rystad Energy, Knud H. Nørve, mener Havis-funnet er udelt positivt for både

regionen og norsk sokkel, og at det også vil gi oppdrag til de som allerede har etablert seg i nord. -Uansett hvordan man snur og vender på det, er dette positivt for regionen og for norsk sokkel. Etterhvert som avgrensningsbrønner blir boret, har reserveanslagene en tendens til å øke. Men, det er altfor tidlig å si noe om regionale virkninger. Dog vil jeg tro at det vil bli et press på å få noe ny infrastruktur, uten av jeg vil si mer om det. Men, Aibel er allerede til stede i Hammerfest og Aker Solutions vil etablere seg i Tromsø. Når Statoil skal gjøre engineering, vil jeg bli overrasket om ikke noe legges til miljøet i nord. -Hva med avsetningen av gassen? -At Havis er oljefunn er positivt, for det vil gjøre det enklere å bygge feltet ut, men hva man vil gjøre med gassen, gjenstår å se. Mye står og faller med den kommende avgrensningsbrønnen på Skrugard-funnet. Når det gjelder leting, er funnene Skrugard og Havis svært positive, og det vil nok øke letelysten i Barentshavet, sier Nørve.

Kongebrønn kan bli ny utbygging

Slår High-impact brønnen skikkelig til, blir det selvstendig feltutbygging. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Statoil skal sette boret i prospektet King Lear i Nordsjøen i nær fremtid. Brønnen ligger nær Ekofisk-feltet, og Statoil bekrefter nå overfor Offshore. no at resultatet kan bli en ny selvstendig utbygging dersom reservene i reservoaret er store nok: -King Lear er en high impact brønn. Vi har definert en high impact brønn som en brønn som vil, dersom den slår til, inneholde enten over 250 millioner fat eller 100 millioner fat Statoil-andel. Vi har en 77,8 prosents andel i dette prospektet, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby til Offshore.no.

Med vår moderne maskinpark maskinerer vi alt fra små og store serier, til mere komplekse komponenter. Send oss gjerne en forespørsel!

-King Lear-prospektet ligger nær Ekofisk-feltet, hvilken type utbyggingskonsept ser dere for dere dersom boringen slår til og det blir et større funn? -Det kommer an på funnstørrelse, og vil bli bestemt etter påvist volum. Dersom stort nok, vil en selvstendig utbygging bli vurdert, sier Skauby. Nødvendig ny utbygging  Etter det Offshore.no erfarer, er det kapasitetsbegrensninger på Ekofiskfeltet, slik at dersom det blir et større funn, vil det bli nødvendig med en selvstendig utbygging. -Nå prøver vi å kartlegge omfanget av reservoaret, og det vil da bli vurdert slike løsninger. Eventuelle kapasitetsbegrensning på Ekofisk må tas med i dette arbeidet, sier Skauby. Om King Lear  Prospektet ligger i blokk 2/4, altså samme delblokk som Ekofisk. Borestedet ligger rundt 18 kilometer nord for Ekofisk-feltet i den sørlige delen av Nordsjøen. Brønnen hører til lisens 146, og skal bores av riggen Mærsk Gallant. Statoil er operatør og eier 77,8 prosent. Total E&P Norge eier de resterende 22,2 prosentene. Lisensen ble opprinnelig tildelt Saga Petroleum i 1988 i den tolvte konsesjonsrunden på norsk sokkel. Riggen Treasure Saga igangsatte boringen året etter, i 1989 og påviste hydrokarborner, men boringen endte med et ukontrollert brønnspark og påfølgende gassutblåsning.

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

>> letevirksomhet

Fantastisk interessant område Dette blir to av de viktigste brønnene i 2012. Med på det meste Statoil har nå i over 30 år hatt fokus på Barentshavet, og Nygård innrømmer gjerne at dette har medført mange skuffelser til tross for god funnrate. -Som selskap boret vi første brønn i 1980. Nå bores brønn nummer 91, og Skrugard var nummer 87. Statoil har vært med på samtlige leteboringer i Barentshavet fram til og med Skrugard-brønnen. Vi som selskap ser på Barentshavet som et frontierområde og har en rekke lisenser i området. 2011 har vært et godt leteår for Barentshavet. -Dette regnes jo som et uberegnelig område i den forstand at det kan være lekkasjer i undergrunnen?

tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Petoro-sjefen Kjell Pedersen mener området rundt Skrugard-funnet i Barentshavet kan inneholde store mengder olje. Til neste år skal Statoil bore to brønner her, med Petoro som partner.   -Dette er et fantastisk interessant område. I år gjorde Statoil funnet Skrugard som inneholdt olje og til neste år skal de bore en ny brønn her. I tillegg har Statoil prospektet Havis i samme lisens som også skal bores neste år, sa Pedersen under selskapets kvartalspresentasjon. Hva sier operatøren?  -Vi gjorde Skrugard 1. april i år, og det følger vi opp med å bore to brønner i samme lisens. Havis som er nabostruktur til Skrugard, så kommer en brønn til i skrugardstrukturen, sier Knut Harald Nygård, letedirektør for Barentshavet i Statoil til Offshore&Energi. -Regner dere Havis som en high risk/high reward brønn?   -På Skrugard var det kjente geofysiske indikasjoner på hydrokarboner. Vi ser

18 Offshore & Energi MARS 2012

tilsvarende strukturer på Havis-prospektet, så vi er entusiastiske, men vi vet aldri sikkert før vi har boret ferdig og analysert dataene.   Hvordan er området?

kommersialiteten

Skrugard-

-Det vi ser er at annen hver letebrønn i Barentshavet har resultert i funn, og hver fjerde letebrønn har hatt kommersielle volumer (ref. ODs brønndata). Men, Barentshavet har ikke levert i forhold til forventningene, for vi har sett store strukturer som ikke stod til forhåpningene. Skrugard har vært i denne sammenheng en døråpner, for de andre kommersielle funnene er gjort i Hammerfest-bassenget, og Skrugard er gjort utenfor dette bassenget.

Nygård regner Skrugard og omliggende områder som lovende, men understreker at dette er et for tidlig tidspunkt til å være kategorisk:

Ting tar tid  Nygård poengterer at ting tar tid, men etter det Offshore.no erfarer, kan det foreligge noen svar allerede i løpet av neste år.

Skurgardfunnet har påvist utvinnbare volum estimert til 250 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter med et oppsidepotensiale på ytterligere 250 millioner, til sammen 500 millioner fat. Havis kan være en bidragsyter til dette oppsidepotensialet, og vil gjøre Skrugard enda bedre i forretnsingøyemed. Når det gjelder kommersialiteten i området, har vi god tro på området. Men vi er i en letefase, så det er for tidlig å si noe om det, understreker Nygård.

-Dersom leteresultatene slår til, vil det komme noen slags utbyggingsplan til neste år?

-Har dere begynt å se på mulige utbyggingsløsninger? -Det er mange muligheter som skal utredes, og vi har ennå ikke fått alle data som vi trenger i disse vurderingene.

- Gitt et funn tar vi med oss de brønndata vi får og ser hva som blir veien videre, men alt må tolkes, analyseres og kvalitetssikres, et arbeid som tar tid, sier Nygård. Optimisme i området. Og ny konsesjonsrunde  Funnene på Skrugard og Norvarg har gitt ny optimisme i Barentshavet. I løpet av de neste 15 månedene er det planlagt en rekke nye letebrønner. I dag ble det også kjent at Olje- og energidepartementet har startet 22. lisensrunde, en runde som stort sett inneholder jomfruelige områder nettopp i Norskehavet og Barentshavet.

OFFSHORE & ENERGI

-Får stjerner i blikket Første bildene fra området ved delelinjen. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no - Disse bildene er slike som geologer får stjerner i blikket av. Ikke fordi vi ser at det er olje og gass der, men fordi vi ser at det kan være olje og gass der, sier Nyland, som selv er geolog. Bildet hun refererte til, var en presentasjonen av Sokkelåret 2011.

del

- Dette er kjent geologi, med strukturer og feller som vi ser andre steder på norsk sokkel. Nå er det bergartene som er det store spørsmålet, sier Nyland.

Oljedirektoratet har samlet inn betydelige mengder seismikk fra områdene vest for delelinja i Barentshavet. Nå begynner de første bildene å tikke inn, og oljedirektør Bente Nyland letter litt på sløret.

Den delen av det sørlige Barentshavet som i fjor sommer ble 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 seismikkinnsamling i nord i sommersesongene 2011 og 2012. - Vi fortsetter å samle seismikk i sommer, og håper å ha skaffet oss et godt bilde av geologien i området innen utgangen av 2012, sier Nyland.

Nyland legger også til at Oljedirektoratet følger spent med på hva som skjer på russisk side av grensen. - Her er Rosneft tildelt hele området, og vi er spent på utviklingen i området.

BG dropper banebrytende letebrønn Leverer tilbake lisensen. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no BG kunne, sammen med partnerne Eon, Ruhrgas og Spring, blitt det første selskapet til å bore en letebrønn gjennom lavaen vest i Norskehavet, såkalt sub-basalt. Men selskapet har nå besluttet å levere tilbake lisens 388, som ble tildelt i 19. konsesjonsrunde i 2006. De vulkanske bergartene maskerer de underliggende nivåene og gjør seismisk avbildning utfordrende. Ingen letebrønner har til dags dato blitt boret gjennom de vulkanske bergartene i vest. Derfor er det store forventninger knyttet til arbeidet som gjøres i området. - Hva ligger bak beslutningen om å levere tilbake lisensen?

- Etter å ha vurdert resultater fra tekniske studier, besluttet et enstemmig partnerskap seg for å levere tilbake lisensen. Vi ser ikke tilstrekkelig prospektivitet til å forsvare en letebrønn i denne blokken akkurat nå, sier kommersiell direktør Marianne Eide i BG til Offshore.no. Eksperter fra 18 oljeselskaper jobber samtidig, gjennom samarbeidsprosjektet Force, med å finne ut hvilke muligheter som ligger skjult under lavaen i Norskehavet. Force har langsiktige planer om å bore en testbrønn i området, men det ligger fortsatt et godt stykke fram i tid.

MARS 2012 Offshore & Energi 19

Vestlandshallen, Bergen 17 - 18 October 2012

NORWAYS LARGEST ANNUAL OIL, GAS AND ENERGY EXHIBITION Over 330 suppliers of the latest technology and service development covering every discipline will exhibit at OTD2012 BERGEN

Organised by:

Official Media Partners:

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.

rigger under bygGing OPERATØR

RIGGNAVN

DESIGN

VERFT

LAND

FERDIG

W.d(ft)

D. d.(ft)

JACK UPS VietSovPetro

Tam Dao 3

LeTourneau LeTourneau Super 116-E

PV Shipyard

Vietnam

2012

300

30000

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

Dynamic Offshore Drilling

Dynamic Vision

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2013

350

30000

ENSCO

ENSCO jackup 120

KFELS Super A

KFELS

Singapore

2013

400

40000

ENSCO

ENSCO jackup 121

KFELS Super A

KFELS

Singapore

2013

400

40000

ENSCO

ENSCO jackup 122

KFELS Super A

KFELS

Singapore

2014

400

40000

Essar Oilfield Services

Essar Jackup TBN 1

F & G JU 2000 A

ABG Shipyard

India

2012

350

30000

Essar Oilfield Services

Essar Jackup TBN 2

F & G JU 2000 A

ABG Shipyard

India

2012

450

30000

Eurasia Drilling Company

Eurasia jackup TBN 1

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2012

350

30000

Gazflot

Arkticheskaya

CDB CDB Corrall 6500

Severodvinsk Shipyard

Russland

2012

100

22000

Greatship Global

Greatship Chaalay

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2012

350

30000

Gulf Drilling

Gulf Drilling jackup TBN1

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2013

400

35000

Gulf Drilling

Gulf Drilling jackup TBN1

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2014

400

35000

Hercules Offshore

Discovery Offshore jackup TBN 1

KFELS Super A Class

KFELS

Singapore

2013

400

35000

Hercules Offshore

Discovery Offshore jackup TBN 2

KFELS Super A Class

KFELS

Singapore

2013

400

35000

Japan Drilling

HAKURYU-11

KFELS Super B Class

KFELS

Singapore

2013

425

35000

Jasper Investments Ltd

Jasper Adventurer

KFELS B Class

Keppel FELS

Singapore

2013

400

30000

Jasper Investments Ltd.

Jasper Beacon

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2012

400

30000

Jindal Drilling & Industries

Jindal JA TBN1

LeTourneau LTI Super 116E

Lamprell Shipyard

U.A.E.

2013

350

30000

KS Energy

Jackup TBN1

LeTourneau 240-C

COSCO

Singapore

2011

400

30000

KS Energy

Jackup TBN2

LeTourneau 240-C

COSCO

Singapore

2014

400

30000

KS Energy Services

KS Energy JA TBN1

LeTourneau 240-C Class

COSCO

Kina

2012

400

35000

KS Energy Services

KS Energy JA TBN2

LeTourneau 240-C Class

COSCO

Kina

2014

400

35000

M/S Drilling & Offshore pte Ltd.

M/S Drilling Jackup TBN 1

JU-2000A-01

ABG Shipyard

India

2014

350

30000

M/S Drilling & Offshore pte Ltd.

M/S Drilling Jackup TBN 2

JU-2000A-01

ABG Shipyard

India

2014

350

30000

Maersk Drilling

Maersk jackup TBN 1

Gusto MSC CJ-70-150MD - enhanced

KFELS

Singapore

2013

150

40000

Maersk Drilling

Maersk jackup TBN 2

Gusto MSC CJ-70-150MD - enhanced

KFELS

Singapore

2014

150

40000

National Drilling

NDC jackup TBN 1

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2012

200

30000

National Drilling

NDC jackup TBN 2

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2012

200

30000

National Drilling

NDC jackup TBN 3

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2014

200

30000

National Drilling

NDC jackup TBN 4

LeTourneau Super 116E

Lamprell

U.A.E.

2014

200

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN1

F&G JU-3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2012

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 2

F&G JU-3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2013

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 3

Friede & Goldman JU3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2013

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 4

Friede & Goldman JU3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2014

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 5

Friede & Goldman JU3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2014

400

30000

Noble Drilling

Noble jackup TBN 6

Friede & Goldman JU3000N

Jurong Shipyard

Singapore

2014

400

30000

Pemsa

MIS Jackup

Friede & Goldman Super M2

MIS Marine

U.A.E.

2012

300

30000

Perforadora Central

TBN

LeTourneau Super 116E

Keppel AmFELS

Brasil

2013

375

30000

PPL Shipyard

PPL Hull 2035

Baker Marine

PPL Shipyard

Singapore

2013

400

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

Prospector Offshore

Prospector Rig 5

F&G JU2000E

Shanghai

Kina

2014

400

35000

Prospector Offshore

Prospector Rig 6

F&G JU2000E

Shanghai

Kina

2014

400

35000

Saudi Aramco

SAR 202

KFELS Super B Class

Keppel FELS

Singapore

2012

200

20000

Seadrill

West Telesto

Friede & Goldman JU2000E

Dalian Shipyard

Kina

2012

400

30000

Seadrill

West Castor

Friede & Goldman JU2000E

Jorung Shipyard

Singapore

2012

400

30000

Seadrill

West Oberon

Friede & Goldman JU2000E

Dalian Shipyard

Kina

2013

400

30000

Seadrill

West Tucana

Friede & Goldman JU2000E

Jorung Shipyard

Singapore

2013

400

30000

Seadrill

West Linus

Gusto MSC CJ70 150A

Jorung Shipyard

Singapore

2013

150

40000

Standard Drilling

Standard Drilling Plc Jackup TBN 4

KFELS B-Class

Keppel FELS

Singapore

2013

400

30000

Standard Drilling

Standard Drilling Plc Jackup TBN 5

KFELS B-Class

Keppel FELS

Singapore

2013

400

30000

Standard Drilling

Standard Drilling Plc Jackup TBN 6

KFELS B-Class

Keppel FELS

Singapore

2013

400

30000

Standard Drilling

Standard Drilling Plc Jackup TBN 7

KFELS B-Class

Keppel FELS

Singapore

2014

400

30000

Standard Drilling Ltd

Standard Drilling Ltd TBN 1

KFELS B Class

KFELS

Singapore

2012

400

30000

Transocean Ltd.

Transocean TBN 1

KFELS super B Class

KFELS

Singapore

2013

350

40000

Transocean Ltd.

Transocean TBN 2

KFELS super B Class

KFELS

Singapore

2013

350

40000

Transocean Ltd.

Transocean TBN 3

KFELS super B Class

KFELS

Singapore

2013

400

30000

TS Drilling

TS Drilling Jack Up TBN1

GustoMSC GustoMSC CJ46-X100D

CMHI Shenzhen Mahou

Kina

2013

375

30000

TS Drilling

TS Drilling Jack Up TBN2

GustoMSC GustoMSC CJ46-X100D

CMHI Shenzhen Mahou

Kina

2013

375

30000

OPERATØR

RIGGNAVN

DESIGN

VERFT

LAND

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

Boreskip Atwood Oceanics

Atwood Advantage

Daewoo Shipbuilding

Korea

2013

12000

40000

Atwood Oceanics

Atwood Achiever

Daewoo Shipbuilding

Korea

2014

12000

40000

Diamond Offshore

Ocean BlackHawk

GustoMSC Gusto P10000

Hyundai

Korea

2013

12000

35000

Diamond Offshore

Ocean BlackHornet

Hyundai

Korea

2013

12000

35000

Diamond Offshore

Ocean Black Rhino

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Dolphin A/S

Bolette Dolphin

Hyundai

Korea

2013

12000

40000

ENSCO

ENSCO DS-6

Samsung

Korea

2011

12000

40000

ENSCO

ENSCO DS-7

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Maersk Drillship 1

TBN1

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Maersk Drillship 2

TBN2

Samsung

Korea

2014

12000

40000

Maersk Drillship 3

TBN3

Samsung

Korea

2014

12000

40000

Maersk Drillship 4

TBN4

Samsung

Korea

2014

12000

40000

Noble Corporation

Noble DS TBN 3

Gusto P10000

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Noble Drilling

Noble DS TBN 1

Gusto P10000

Hyundai

Korea

2013

12000

40000

Noble Drilling

Noble DS TBN 2

Gusto P10000

Hyundai

Korea

2013

12000

40000

Noble Drilling

Noble Globetrotter II

Globetrotter Class

STX Shipyard

Kina

2013

10000

40000

Noble Drilling

Noble DS TBN 4

Gusto P10000

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Ocean Rig/Dryships

Ocean Rig Drillship TBN 5

Samsung

Korea

2013

12000

35000

Ocean Rig/Dryships

Ocean Rig Drillship TBN 6

Samsung Samsung

Samsung

Korea

2013

12000

35000

Ocean Rig/Dryships

Ocean Rig Drillship TBN 7

Samsung

Korea

2013

12000

35000

DSME 10000

Odebrecht

Norbe XI

Daewoo

Korea

2012

10000

35000

Odebrecht

Odebrecht Drillship TBN 1

Daewoo

Korea

2013

10000

35000

Odebrecht

Odebrecht Drillship TBN 1

Daewoo

Korea

2013

10000

35000

Opus Offshore

Drillship TBN1

CSSC Offshore Tiger Series

CSSC Offshore

Singapore

2014

5000

30000

Opus Offshore

Drillship TBN2

CSSC Offshore Tiger Series

CSSC Offshore

Singapore

2014

5000

30000

Pacific Drilling

Pacific Sharav

S12000

Samsung

Korea

2013

10000

35000

Pacific Drilling

Pacific Khamsin

S12000

Samsung

Korea

2013

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Arpoador

Samsung 10000

EAS Shipyard

Brasil

2015

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Copacabana

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2015

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Grumari

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2016

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Ipanema

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2016

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Leblon

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2017

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Leme

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2017

10000

35000

Petrobras(Sete Brazil)

Marambaia

Samsung 10,000

EAS Shipyard

Brasil

2018

10000

35000

Querioz GOG

Laguna Star

Friede & Goldman

Samsung

Korea

2012

10000

40000

Querioz GOG

Amarlina Star

Friede & Goldman

Samsung

Korea

2012

10000

40000

Rowan Companies

Rowan Renaissance

GustoMSC 10,000

Hyundai

Korea

2013

12000

40000

Rowan Companies

Rowan Reliance

GustoMSC 10,000

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Rowan Companies

Rowan Resolute

GustoMSC 10,000

Hyundai

Korea

2014

12000

40000

Schahin

Sertao

S10000E

Samsung

Korea

2012

10000

37000

Seadrill

West Auriga

SHI S10000

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Seadrill

West Vela

SHI S10000

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Seadrill

West Tellus

SHI S10000

Samsung

Korea

2013

12000

40000

Stena Drilling

Stena DrillMax ICE

Samsung DP Dual Mast Ice-Class

Samsung

Korea

2012

10000

35000

Transocean

TBN 1

DSME Ultra Deepwater Drillship

Daewoo Shipbuilding

Korea

2013

12000

40000

Transocean

TBN 2

DSME Ultra Deepwater Drillship

Daewoo Shipbuilding

Korea

2013

12000

40000

Vantage Energy

Cobalt Explorer

DSME

Daewoo

Korea

2012

12000

40000 30000

Vantage Energy Services

Dalian Developer

MPF 1000 6th Generation

Cosco Shipyard

Kina

2012

10000

Ventage Energy Services

DragonQuest

Daewoo

Korea

2012

12000

40000

Ventage Energy Services

Tungsten Explorer

DSME

Daewoo

Korea

2013

12000

40000

Atwood Oceanics

Atwood Condor

Friede & Goldman F&G Ex-D Millennium

Jurong Shipyard

Singapore

2012

10000

40000

China Oilfield Services

COSLPromotor

GM 4000

Yantai Raffles Shipyard

Kina

2012

2500

25000

Semi submersible

China Oilfield Services

COSLProspector

GG 5000

Yantai CIMC Raffles Offshore

Kina

2014

4921

25000

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

2012

Island Offshore

Island Innovator

GM4000-WI

Cosco Shipyard

Kina

North Sea Rigs

North Dragon

GM4D

Cosco Shipyard

Kina

10000

26000

4000

26000

Odebrecht

Odebrecht Semisub TBN 1 DSME 1000

Daewoo

Korea

2013

10000

32000

Odfjell Drilling

Deepsea Aberdeen

Daewoo

Korea

2014

10000

37000

Gotaverken GVA7500

Petroserv SA

SSV Catarina

Gotaverken GVA 7500

DSME

Korea

2012

10000

35000

Saipem

Scarabeo 8

Moss CS 50 MkII

Westcon

Norge

2012

9000

35000

Seadrill

West Capricorn

F&G Ex-D

Jurong Shipyard

Singapore

2012

7500

35000

Seadrill Ltd

West Leo(SD 2)

CS50 MkII

Jurong shipyard

Singapore

2012

10000

35000

Sete Brasil

Sete semi

Keppel Fels DSS 38E

Keppel Fels

Brasil

2015

10000

32000

Sevan Drilling

Sevan Driller III

Sevan 650

Cosco Nantong

Kina

2012

12500

30000 40000

Sevan Drilling

Sevan Driller IV

COSCO

Kina

2013

12500

Songa Offshore

Statoil CAT D

GVA 4000

Daewoo

Korea

2014

4265

27000

Songa Offshore

Statoil CAT D

GVA 4000

Daewoo

Korea

2014

4265

27000

Daewoo

Korea

2014

4265

27000

F&G Ex-D Millennium

Jurong Shipyard

Singapore

2011

10000

40000

Songa Offshore

Statoil CAT D

Songa Offshore

Songa Eclipse

>> riggmarked

Kina-rigger i

kø mot Norge COSL Drilling Europe er i ferd med å egenhendig sørge for en kraftig fornyelse av riggflåten på norsk sokkel. COSLInnovator blir den andre COSL-riggen i Norge. Her fra navneseremonien

Rigg to snart ferdig COSL har planer om fire rigger i Norge i løpet av 2015. Allerede er tre identiske rigger på kontrakt med Statoil. COSLPioneer er i gang, mens den neste riggen som kommer er COSLInnovator. Denne er nå på vei til Norge etter navneseremoni og forberedelser til Statoilkontratken. Når COSLInnovator nå skal inn på sokkelen vil Arnesen bruke den erfaringen selskapet har fått av arbeidet med å få COSLPioneer i operasjon. Han peker på at det helt konkret er en rekke små og praktiske ting som i sum skal bli mer effektivt. - I tillegg har vi lært at vi bør gjøre mest mulig ferdig på verftet i Kina og ikke ta riggen til et verftsopphold i Norge. Det er kostbart både i forhold til dyrere rotasjonsordninger og priser ved verftene, sier han.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Selskapet fikk sin første rigg i Norge i operasjon i 2011 og nå kommer minst to til. Imponerte på Dr.No COSLPioneer startet med å bore en letebrønn for Statoil i fjor høst, men Dr. No-prospektet vest for Sleipner Vest viste seg å være tørr. For riggselskapet var den første letebrønnen på norsk sokkel uansett en milepæl. Det er nemlig vanlig at nye rigger trenger noe tid på før den yter opp mot sitt potensial, men COSLPioneer leverte glimrende resultater på sin første jobb. Resultatene fra boringen viser blant annet at jobben ble ferdigstilt 21 dager før budsjettert tid og at den gule arbeidshesten var blant de mest effektive riggene som Statoil

24 Offshore & Energi MARS 2012

bruker i sin første måned på sokkelen. - Dette er over all forventning. Selv om vi fortsatt har et forbedringspotensial, er vi veldig tilfreds med å score så høyt på den første brønnen, sier administrerende direktør Jørgen Arnesen. God planlegging Også Statoil gleder seg over resultatene, tross tørr brønn. - Det meste forløp i henhold til plan gjennom hele operasjonen. COSLPioneer svarer absolutt til forventingene. Det gode resultatet er også et bevis på at hele boreteamet har gjort en god planleggingsjobb i forkant, og vært tett på i gjennomføring av boreoperasjonene, sier Thor Emil Bensvik, leder for leteboring på norsk sokkel.

Etter dette kommer også rigg nummer tre, COSLPromoter. Den har, i likhet med COSLInnovator en åtteårskontrakt med Statoil som også inneholder en rekke opsjoner på videre leie. COSLPromoter får sin dåp i mars og leveres neste år. Kopierer D-rigger Den fjerde riggen som COSL har i ermet er COSLProspector, tidligere COSLTarget. Denne skiller seg fra de tre andre enhetene da den er noe større og skal vinteriseres. - COSLProspector vil ha bortimot tilsvarende tekniske spesifikasjoner som Statoils kategori D-rigger. I tillegg tilpasser vi riggen arktiske strøk og norsk sokkel. Slik det ser ut nå vil riggen leveres sent 2014 eller tidlig 2015, sier Jørgen Arnesen. Så langt er COSLProspector uten kontrakt.

OFFSHORE & ENERGI

Regalias avtale med Shell setter standarden for 2013.

(Foto: Prosafe)

Her er 2013-standarden Riggavtale godt over ekspertenes forventninger.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Det er nå så hett i olje-Norge at prisene stiger mot nye høyder. Dette avspeiler seg først i riggmarkedet, hvor boreriggene for lengst har fått svært gode avtaler. Nå kommer markedet for boligrigger etter. Meget god Draugen-avtale For listen over planlagt vedlikehold, modifikasjoner og annet arbeid offshore er lang og da koster det å leie boligenheter. Man må også være tidlig ute. Sent i fjor inngikk Prosafe en utleieavtale med Shell på Draugen verdt 55,1 millioner dollar. Shell har sikret seg Regalia i 150 dager. Med fratrekk av mobiliseringskostnader blir dagraten sterke 340.000 dollar. - Dette er en rate som er bedre enn vi ventet. Vi lå inne med et estimat på 300.000 dollar dagen for sommerarbeid på NCS i 2013, så dette bekrefter vårt positive syn på markedet for boligrigger, spesielt i Nordsjøen, sier rigganalytiker Sondre Dale Stormyr i Swedbank First Securities. Til sammenlikning vil en annen Prosafe-rigg,

Safe Scandinavia, jobbe på 300.000 dollar dagen på norsk sokkel i andre kvartal 2012, så Regalia kontrakten er et markant steg opp. Utsiktene er veldig gode Dette var den første kontrakten i Nordsjøen for Prosafe i 2013 og setter standarden for både dette selskapet og andre aktører med boligrigger som kan jobbe i Norge og UK. - Det er nå en lang portefølje med vedlikehold og oppgraderingsprosjekter de neste årene, både i Norge og på britisk sektor, som vil ha behov for boligrigger. Mens mye av 2012 er booket, er boligriggselskapene i økende grad positive til utsiktene også for 2013-15. De forteller at oljeselskapene allerede nå forhører seg om ledig kapasitet lenger frem i tid, bekrefter Stormyr.

Av hele den globale flåten av flytende hoteller på 21 enheter er 6 rigger i Nordsjøen, og det er kun to enheter, som kommer inn i markedet de neste årene. De ene er fra Floatel International og det andre fra Prosafe. Floatel bygger sin tredje rigg på Keppel FELS i Singapore. Floatel Victory skal leveres tidlig i 2014. Den halvt nedsenkbare bolig-enheten til Prosafe skal bygges ved Jurong-verftet i Singapore og skal leveres andre kvartal 2014. Riggen får GVA300E-design og utstyres blant annet med DP3, dynamisk posisjoneringssystem og skal bli den mest avanserte boligriggen i verden.

I oktober i fjor ble standarden for 2014 satt, da Safe Caledonia fikk en meget god avtale på Golden Eagle i UK.

Denne riggen skal til Norge, men det kan også være gode penger å tjene på britisk side. For det kreves SUT-godkjenning for å jobbe i Norge, noe som driver prisen opp. Ikke alle riggene vil ta denne regningen og går heller til britisk side.

To nye i 2014 Markedet for boligrigger er i praksis delt i tre geografiske områder, Brasil, Mexico og Nordsjøen.

- Ratene er noe høyere i Norge, men det er også kostnadene, så EBITDA- bidraget fra en kontrakt kan bli svært bra for boligrigger med norsk SUT også i UK, minner Stormyr om.

MARS 2012 Offshore & EnergI

>> riggmarked

Norge sluker nye rigger Riggutleie på norsk sokkel er ikke bare gullkantet butikk i form av god betaling. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no

(Foto: Westcon Yard) West Elara er den nyeste super-Jack Up-en som Seadrill leverer til Norsk sokkel. Her fra verftsoppholdet i Ølen.

Det er også slik at de riggene som er ledige eller under bygging har meget gode kort på hånden. Alle riggene som er i Norge er utleid i lang tid, mens så godt som alle nybygg på vei inn på sokkelen allerede er sikret gode avtaler. Offshore & Energi har gått gjennom listen over rigger som bygges for norske forhold nå. Investerer 7 milliarder Maersk Drilling har to CJ70 ultra harsh environment-rigger under bygging i Singapore. Disse riggene koster til sammen over 7 milliarder kroner. Begge riggene skal leveres i 2014 og er sluttet til arbeid på norsk sokkel.

Begge Maersk Drillings to ultramoderne CJ70 Jack Up-er går rett i arbeid på norsk sokkel. (Illustrasjon: Maersk Drilling)

26 Offshore & Energi MARS 2012

Den første av de to kjempene ble leid ut til Totals Hilds-prosjekt. Denne avtalen strekker seg over fire år og er verdt 3 milliarder kroner. Rigg nummer to er hyret inn av Det norske for arbeid på Draupne. Denne avtalen er verdt 2,3 milliarder over tre år.

Fire ganger COSL COSL Drilling Europe har allerede sikret seg tre Statoil-kontrakt på sine Norges-rigger. COSLPioneer er allerede godt i gang på sokkelen. Samtidig er COSLInnovator og COSLPromoter i rute for sine oppdrag i Norge. De to sistnevne, som altså ennå ikke har ankommet Norge har kontrakter til 2019 og 2020. I tillegg har COSL en fjerde rigg - COSLProspector - i løypen mot Norge. Denne riggen er planlagt levert mot slutten av 2014 og så langt uten kontrakt. Problem-riggen Scarabeo 8 har det vært snakket mye om. Offshore.no har skrevet om store forsinkelser og problemer etter opphold på verft i Italia. Etter at riggen kom til Norge og Westcon i Ølen har stadig mer arbeid dukket opp. Når denne blir ferdig er usikkert, men den er uansett på

OFFSHORE & ENERGI

Saipems nye semi-rigg, Scarabeo 8 skal bore for ENI på Goliat. Her ligger den i Ølen til ferdigstilling.

COSLPinoneer er den første av tre rigger COSL Drilling Europe har kontrakt på i Norge. Selskapet bygger også en fjerde rigg for norske forhold.

(Foto: Westcon Yard)

kontrakt med ENI fram til slutten av 2014 for boring av produksjonsbrønner i nord. Skreddersydde rigger Statoils CAT D-rigger er selvsagt også sikret en trygg oppstart. Riggene bygges av Songa Offshore og skal inn på kontrakter frem til 2022 når de leveres i 2014. Her ligger det også opsjoner som kan forlenge leieforholdet til 20 år. Disse riggene koster 565 millioner dollar per stykk å bygge. Samtidig har avtalene en verdi på 2,5 milliarder dollar på den faste delen.

Seadrills nye Jack Up West Elara i Ølen. (Foto: Westcon Yard)

Lange avtaler Seadrill bidrar også til flere rigger inn på sokkelen. Både West Elara og West Linus går rett på jobb når de er klare. West Elara jobber for Statoil frem til tidligst høsten 2016. I tillegg kommer West Linus i 2013, som skal direkte i arbeid for ConocoPhillips. Denne riggen koster 2,9 milliarder kroner å bygge. Femårsavtalen gir en omsetning på 3,8 milliarder kroner. To ledige I tillegg til COSLProspector er bare Island Innovator uten kontrakt. Sistnevnte skal være levert om et år, men er så langt arbeidsledig. Tidligere i høst tok Odfjell Drilling over ansvaret for å selge riggen inn for arbeid i Norge eller internasjonalt. Det er ennå ikke meldt om noen avtale her og det virker stille rundt riggen akkurat nå, etter det våre kilder opplyser.

(Foto: COSL Drilling Europe)

MARS 2012 Offshore & EnergI

>> riggmarked

Enormt behov for flere rigger Boring på nye felt som skal bygges ut, skaper et stort behov for enda flere flyter-rigger med dypvannskapasitet. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no

Per i dag er det over 70 flytere under bygging som skal inn i dette markedet, men behovet vil samlet sett være mer enn 170 innen 2020. Den nye driveren Aktiv leting har gitt mange funn verden over og de neste årene er det duket for rikelig arbeid til riggselskapene som har kapasitet å tilby. Antall letebrønner kommer til å øke det neste tiåret, men den store driveren fremover vil være produksjonsboring på de nye feltene som skal settes i produksjon. I dag er fordelingen mellom de to arbeidsoppgavene 50/50, men ifølge en markedsrapport fra Nordea Markets vil produksjonsboring skyte i været fremover. Over 100 nye felt Den store økningen i behovet for rigger til produksjonsboring kommer fra velkjente områder som Brasil, Vest-Afrika, Australia og Mexicogolfen. Bare de fem neste årene er det minst 114 prosjekter som vil holde etterspørselen høy. Ifølge Nordea Markets vil disse gi 6,9 millioner fat per dag. Hoveddelen av disse prosjektene er nye felt, om lag 100, mens de resterende er på felt med fallende produksjon. Her trengs rigger for å bore

28 Offshore & Energi MARS 2012

nye produksjonsbrønner, men også injeksjonsbrønner. Prisene stiger Så lenge markedet trenger flere rigger enn det finnes tilgjengelig stiger naturligvis prisene. Etter at riggratene fikk seg en knekk i 2009, skyter de nå i været på nytt. Mens avtalene bare for noen måneder siden ble sluttet opp til 470.000 dollar per dag - passeres 500.000 og vel så det i dag. Nivået vil holde seg høyt fremover, forventer alle riggeksperter. Avhengig av nye bestillinger Tiden fra man inngår en leieavtale for en rigg til man faktisk får overta den har også økt de siste månedene. Det betyr at oljeselskapene må planlegge enda bedre og langt frem i tid. For på kort sikt er det nesten håpløst å finne ledige rigger. I 2012 er det 18 rigger av denne typen uten kontrakt nå, men de fleste av disse er trolig i sluttfasen på kontraktsforhandlinger og således låst. Bare om lag fire rigger er ledige i år. I 2013 er bildet mye det sammen, mens årene etter vil bli påvirket av hvor mange rigger man starter å bygge de nærmeste månedene og som da blir ferdig sent 2014 og fremover.

Velkommen til

Bransjens viktigste møteplass Kunnskap dobles når den deles

NPFs konferanser har en betydelig posisjon innen norsk petroleumssektor. Konferanseprogrammet bestemmes av fagkomiteer sammensatt av representanter fra bransjen selv. Dette sikrer det best mulig faglige innhold og de beste foredragsholderne. Konferansene gir stor tilgang til informasjon om oljeog gassbransjen, og er en viktig møteplass for diskusjoner og meningsutveksling om petroleumsrelaterte spørsmål. Om lag 3.000 personer deltar årlig på NPFs konferanser – noe som gjør disse til en viktig møteplass for nettverksbygging.

Konferanser 2012 Januar

Oljeindustripolitisk seminar Feltutviklingskonferansen

Sandefjord Sandsli

Februar

Decommisioning conference

Solstrand

Mars

Biennial Geophysical Seminar Oil & Finance

Kristiansand Oslo

April

Business opportunities Norsk Petroleumsvirksomhet

Stavanger Harstad

Juni

Field Reservoir Management Conference

Stavanger

August

ONS

Stavanger

September

Landanleggskonferansen, Kristiansandkonferansen innen bore- og brønnteknologi Solstrandseminaret om olje og økonomi

Sandefjord Kristiansand Solstrand

Oktober

Offshore Drift og Vedlikehold Offshore rørledninger/stigerør Norsk Petroleumsvirksomhet

Bergen Trondheim Stavanger

November

International Petroleum Tax Marinteknologi Prosessteknologi Ung Energi

Oslo Stavanger Oslo Stavanger

Desember

Vin & Geologi

Stavanger

Detaljert konferanseoversikt, program og påmelding på www.npf.no

Foto: Bjørn H Stuedal og Dreamstime • stuedal.no

Norsk Petroleumsforening (NPF) er en den viktigste medlemsorganisasjonen for deg med interesse for norsk petroleumsvirksomhet. Med vår uavhengighet og vårt omfattende bransjenettverk gir vi deg bransjens viktigste møteplass for faglige diskusjoner og utveksling av ny kunnskap – uavhengig av økonomiske og politiske interesser.

>> riggmarked (Foto: COSL Drilling Europe)

Odfjell med historisk avtale verdt minst 7,2 milliarder Odfjell Drilling er tildelt en større kontrakt med BP, for levering av en ultradypvannsrigg i 2014.

Den nye super-riggen fra Odfjell blir søster til Deepsea Stavanger. (Foto: Odfjell Drilling)

innsats for BP i Nordsjøen, og med Deepsea Stavanger offshore Angola, sier Jim Cowie, BP Vice President for Wells. Søterrigg Den nye ultramoderne riggen skal bygges i SørKorea av Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME). - Den nye riggen til BP er basert på GVA7500designet, som er spesielt utviklet for krevende værforhold. Riggen blir en søsterrigg til Deepsea Atlantic og Deepsea Stavanger, begge levert fra verftet fra DSME. Vi er glade for å kunne videreføre samarbeidet med DMSE, sier Lieungh. Prosjekteringsarbeidet er allerede i gang, og kjølen skal etter planen strekkes i mars 2013.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Offshore.no meldte om kontrakten alt før jul, men noen uker senere ble den offisielt bekreftet. Quad 204 Kontrakten er verdt 1,2 milliarder dollar før opsjoner og er dermed den største i Odfjell Drillings historie. Den nye enheten skal delta i boringen på Schiehallion- og Loyal-feltene og vil være en viktig del av Quad 204-utbyggingen. Kontrakten, som skal godkjennes av Quad 204-partnerskapet i løpet av første kvartal 2012, har en varighet på syv år, og forventet oppstart er fjerde kvartal 2014. Sikrer videre vekst - Kontrakten med BP er svært viktig. Den gir et kraftig bidrag til selskapets videre vekst og bekrefter Odfjell Drillings posisjon som en

30 Offshore & Energi MARS 2012

anerkjent, internasjonal boreentreprenør. Vi har en solid merittliste når det gjelder levering av nybygg til rett tid og innenfor budsjettrammene, og dette nybygget for BP blir selskapets femte nye dypvannsenhet. Vi verdsetter forholdet vårt til BP svært høyt og ser fram til å bygge videre på dette i årene som kommer, sier Simen Lieungh, konsernsjef i Odfjell Drilling i en melding. - Quad 204-partnerskapet foretar denne store investeringen i visshet om at vi i tiden framover vil få en kraftig økning i etterspørselen etter borekapasitet vest for Shetland, og fordi vi har et ønske om å investere i det siste og nyeste utstyret for å oppfylle målene i forretningsplanen. Investeringene utgjør en spennende utvikling, noe BP har understreket den siste tiden vedrørende sine investeringer i Nordsjøen. Odfjell Drilling er en trygg, effektiv og innovativ boreentreprenør som gjør en god

Bygger verdens mest moderne bolig-rigg for 2 milliarder kroner Prosafe har bestilt en meget spennende boligrigg til bruk på norsk sokkel. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Den halvt nedsenkbare bolig-enheten skal bygges ved Jurong-verftet i Singapore. - Verdens mest moderne Det er planlangt at den skal leveres andre kvartal 2014. Riggen får GVA300E-design og utstyres blant annet med DP3, dynamisk posisjoneringssystem og skal bli den mest avanserte boligriggen i verden, meldte Prosafe i desember. Kan bli tre stykker Boligenheten kan huse enmannslugarer.

450

personer

Prosafe opplyser at riggen koster 350 millioner dollar, eller rett over 2 milliarder kroner. Ved signering av kontrakten må Prosafe betale 20 prosent av dette - resten ved levering. Kontrakten inkluderer også opsjoner på ytterligere to enheter. Disse opsjonene må utøves innen om lag 12 og 18 måneder. - Riggen er bestilt med bakgrunn i de positive markedsutsiktene. Majoriteten av installasjonene i Nordsjøen er i en moden fase. På samme tid vil mange av de større feltene forventes å forlenge sin produksjonstid langt forbi opprinnelig anslått levetid. Denne utviklingen bygger opp under det langsiktige behovet for rigger og tjenester relatert til vedlikehold, modifikasjon og utbygginger. I tillegg vil de store oljefunnene i Norge og høy leteaktivitet gi høy etterspørsel, kommenterer Prosafe.

Solid ståldesign Enerpacs hydrauliske muttertrekker med firkant-drivtapp i S-serien er en profesjonell løsning for firkanttrekking. Det konstante trekkeresultatet garanterer en nøyaktighet på +/- 3 % gjennom hele slaget. Trekkeren i S-serien har en 360 graders påklikkbar reaksjonsarm med flere posisjoner og en knapp for frigjøring av firkant-drivtappen for rask veksling mellom stramming og løsning. Designet er kompakt og konstruksjonen i én enhet er sterk og gir liten operasjonsradius.

S-serien, Muttertrekker med liten operasjonsradius Optimalt forhold mellom vekt og kraft

www.enerpac.com

OSLO: Stålfjæra 11, P.b. 21 Kalbakken, 0901 Oslo - Tlf. 22 90 02 00 - Fax. 22 90 02 01 • BERGEN: Midttunhaugen 17, 5224 Nesttun - Tlf. 55 22 63 00 - Fax. 55 22 63 90 ÅLESUND: Mausavågvegen 16, 6036 Mauseidvåg - Tlf. 70 19 18 00 - Fax. 70 19 18 01 • Mail: firmapost@mklsm.no

MARS 2012 Offshore & EnergI

>> riggmarked

Sikrer seg årets største riggjobber En lang rekke svært viktige riggjobber ved norske verft er alt fordelt og den store vinneren er Coast Center Base (CCB).

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no De virkelige verdifulle oppdragene er når riggene skal inn til hovedklassing, dette skjer hvert femte år for riggene i Norge. SPS-klassing er riggenes “EU”-kontroll og gir ofte verftene en omsetning på i størrelsesorden 100 millioner kroner. Tre verft - tre klassing De seneste årene er det tre verft som i praksis har kjempet om de virkelig store verftsjobbene; Coast Center Base, Westcon Yard og Bergen Group Hanøytangen.

32 Offshore & Energi MARS 2012

I 2012 er det tre semi-rigger som skal klasses og allerede nå er det klart at CCB-basen utenfor Bergen ligger svært godt an. De har nemlig vunnet klassejobben på både Bredford Dolphin og Songa Trym.

overraskende, med tanke på at Dolphin Drilling har valgt CCB ved en rekke klassinger og riggjobber de seneste årene. Likevel må det pekes på at verftene kjemper en knalltøff kamp for hver eneste rigg-jobb.

- Vi er ydmyke og takknemlige for at store kunder som Dolphin Drilling og Songa Offshore har tildelt oss disse store oppdragene. CCB vil gjøre sitt ytterste for å levere i henhold til de forventninger som riggselskapene har, sier prosjektdirektør Ronny Haufe.

- Vi har valgt CCB ut fra en total kvalitetsvurdering og fordi samarbeidet på

Fungerer godt sammen Tildelingen av Bredford Dolphin kommer ikke

tidligere prosjekter har vært meget bra. Teamene våre fungerer godt sammen og gjennomføring i forhold til sikkerhet har vært god. Avtalen inngått på et fornuftig nivå for begge parter, sier daglig leder i Dolphin Drilling Joakim Kleppe. I tillegg til klassing av riggen,

OFFSHORE & ENERGI skal det også gjennomføres en del jobber i etterkant. Varigheten er derfor på omtrent 40 dager. Vinner to rigger til CCB har ikke bare sikret seg klassingen av Songa Trym. Den første riggen som kommer inn er Songa Dee. Riggen startet på en fireårskontrakt med Statoil på Gullfaks august i fjor. I denne forbindelse vil det bli gjennomført et verkstedsopphold i første kvartal av 2012 for kontraktstilpassinger. Songa Delta kommer også tilbake til CCB, da den vil avslutte sitt engasjement for DNO/Wintershall-konsortiet i 2. eller 3 kvartal 2012, avhengig av boreprogram. Deretter skal riggen starte på en treårskontrakt med Statoil på Fast Track-prosjekter. - I denne forbindelse vil det bli gjennomført et verkstedsopphold etter endt kontrakt med DNO/Wintershall-konsortiet for å gjøre tilpasninger for ny Statoil-kontrakt, opplyser Technical Manager, Norway/UK Operations Jørn Mathisen i Songa. Blir leterigg Men største jobben blir naturlig nok klassingen av Songa Trym. Songa Trym vil avslutte sitt engasjement for Statoil på Troll feltet 2. eller 3. kvartal 2012, avhengig av boreprogram. Deretter vil Songa Trym starte på en treårs-kontrakt med Statoil for å drive med leteboring. Songa Trym kommer til verft etter endt engasjement på Troll. Arbeidsomfanget er fornyelse av hovedklasse-sertifikater, oppgraderinger for å tilfredsstille nye

myndighetskrav og tilpasninger for den nye Statoil-kontrakten. Mathisen opplyser også at sammenfallende med verkstedoppholdene for Delta og Trym vil Songa vil overta rig management fra Odfjell Drilling. Transocean Leader neste mulighet Den siste riggen som skal klasses i år er Transocean Leader. Dette oppdrag er ennå ikke spikret. Så her er det fortsatt flere titalls millioner kroner å kjempe om. - Vi har ennå ikke tildelt denne jobben, men har som mål å gjøre dette i løpet av mars, sider prosjektsjef Jarle Lerstøl i Transocean til Offshore.no. Han opplyser videre at Transocean Leader skal inn en gang i tidsvinduet 1.juni til 31.august. Bedre enn ventet i år Tre stor riggjobber - og to av dem til CCB, så langt. For bare noen måneder siden virket det som om disse tre jobbene omtrent var det man kunne forvente seg av muligheter i 2012. Dette har nå endret seg og det dukker også opp noen mindre oppdrag i år. - Det kommer til å bli noe høyere aktivitet i 2012 enn tidligere antatt og det er naturligvis gledelig for oss å registrere. At vi blir tildelt oppdrag håper jeg viser at CCB kan tilby et attraktivt verftsopplegg og en gjennomføring som bidrar til at våre kunder ønsker å komme tilbake. CCB vil gjøre sitt beste for å være proaktiv og forhåpentligvis vinne ytterligere oppdrag i tiden fremover og i den sammenheng er også CCB i gang med å utvide kaikapasitet, sier Haufe.

Ingen tid å miste

Pakkeavtale med Schenker Vi mener det er avgjørende for næringslivet å ha en god pakkeavtale. Vår pakkeavtale bygger på vårt nettverk i Norge, men inkluderer også at DB Schenker har 2000 kontorer over hele verden, og 720 bare i Europa. Våre 91.000 ansatte sørger for at pakkene dine blir levert i rett tid – enten kundene dine er bedrifter eller privatpersoner, og uansett om pakken skal hentes i Kina eller leveres et eller annet sted i Norge. Vi leverer naturligvis også på kveldstid. For mer info se www.dbschenker.com/no

Det handler om å vinne. Om og om igjen. pakke _a5_ny tekst.indd 1

24.01.12 13.49

MARS 2012 Offshore & EnergI

riglocator NAVN

AKTIVE RIGGER

Type

Sektor

Eier

Leier

Kontrakt til år

mnd

Bideford Dolphin

Semi

Norge

Borgland Dolphin

Semi

Norge

Borgsten Dolphin

Semi

Bredford Dolphin

Semi

Norge

Byford Dolphin

Semi

COSLPioneer

Semi

Deepsea Atlantic Deepsea Bergen

Dagrate USD

Dolphin

Statoil

2014

385,000

Dolphin

Konsortium

2014

530,000

Dolphin

Vailant Causeway

2012

262,000

Dolphin

Lundin/Premier Oil

2013

333,000

Dolphin

2013

324,000

Norge

COSL Drilling Europe

Statoil

2012

320,000

Semi

Norge

Odfjell Drilling

Statoil

2014

490,000

Semi

Norge

Odfjell Drilling

Statoil

2015

320,000

Energy Endeavour

Jack Up

Danmark

Northern Offshore

Maersk Olie og Gas

2012

70,000

Energy Enhancer

Jack Up

Northern Offshore

Ithica/Perenco

2012

94,000

Kommentar

Ensco 100

Jack Up

Ensco

E.On

2013

150,000

Ensco 101

Jack Up

Ensco

Maersk

2012

200,000

Ensco 102

Jack Up

Ensco

ConocoPhillips

2016

200,000

Ensco 70

Jack Up

Danmark

Ensco

Tullow/Rwe Dea

2013

80,000

Til Rwe Dea mars

Ensco 71

Jack Up

Danmark

Ensco

Maersk/verft

2013

110,000

Verft 3.kvartal 2012

Ensco 72

Jack Up

Ensco

RWE/Verft/Maersk

2012

80,000

Ensco 80

Jack Up

Ensco

Dana, Perenco, EOG

2013

90,000

Ensco 92

Jack Up

Ensco

RWE Dea

2012

100,000 280,000

GSF Arctic III

Semi

Transocean

Nexen

2012

GSF Galaxy II

Jack Up

Transocean

GDF Suez

2013

190,000

GSF Galaxy III

Jack Up

Transocean

Nexen

2013

140,000

GSF Monarch

Jack Up

Danmark

Transocean

Maersk Oil

2012

92,000

Maersk Gallant

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

ConocoPhillips

2014

Maersk Giant

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Talisman, verft, TBN , Dong

2012

340,000

Maersk Guardian

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Det norske/Faroe/Lotos/Lundin

2014

295,000

Maersk Innovator

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

ConocoPhillips

2017

Maersk Inspirer

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Statoil

2015

Maersk Reacher

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

2014

Maersk Resilent

Jack Up

Maersk Drilling

ConocoPhillips

2014

Maersk Resolute

Jack Up

Nederland

Maersk Drilling

Total/verft/Dong

2014

Maersk Resolve

Jack Up

Danmark

Maersk Drilling

Verft/ConocoPhillips

2012

101,000

Noble Al White

Jack Up

Holland

Noble Drilling

Total

2012

Noble Byron Welliver

Jack Up

Danmark

Noble Drilling

Centrica

2013

91,000

Noble George Sauvageau

Jack Up

Tyskland

Noble Drilling

Wintershall

2012

115,000 175,000

Noble Hans Deul

Jack Up

Noble Drilling

Shell

2013

Noble J. Robertson

Jack Up

Noble Drilling

Centrica

2013

118,000

Noble Lynda Bossler

Jack Up

Holland

Noble Drilling

Dana/Gaz De France

2013

105,000

Noble Piet van Ede

Jack Up

Holland

Noble Drilling

Gaz de France

2012

113,000

Noble Ronald Hoope

Jack Up

Holland

Noble Drilling

Gaz de France

2012

113,000

Semi

Noble Drilling

Centrica/Maersk

2012

247,000

Noble Ton van Langeveld

Til Itacha september 2012

Til Perenco mai 2012, til EOG aug. 2012

TBN juli - sept, Dong sept. des.

Ocean Guardian

Semi

Falkland

Diamond Offshore

AGR/Desire/Shell/verft

2014

275,000

Ocean Nomad

Semi

Diamond Offshore

"BG Intl.

2012

230.000

Ocean Princess

Semi

Diamond Offshore

Enquest

2013

230,000

Ocean Vanguard

Semi

Norge

Diamond Offshore

Statoil

2013

350,000

Paul B. Loyd

Semi

Transocean

2013

343,000

Polar Pioneer

Semi

Norge

Transocean

Statoil

2014

519,000

Rowan Gorilla V

Jack Up

Rowan

Total

2013

200,000

Rowan Gorilla VI

Jack Up

Rowan

2012

200,000

Rowan Gorilla VII

Jack Up

Rowan

Apache

2012

180,000

Rowan Norway

Jack Up

Rowan

Xcite Energy/ConocoPhillips

2016

250,000

$350.000 fra desember 2012

Rowan Stavanger

Jack Up

Norge

Rowan

Talisman Norge/Lundin

2016

340,000

Til Lundin juni 2014. Ledig fra juni 2013

Rowan Viking

Jack Up

Rowan

Total

2013

220,000

Scarabeo 5

Semi

"Norge

Saipem

Statoil

2013

399 000

Sedco 704

Semi

"UK

Transocean

Premier Oil/Sterling/Talisman

2012

270 000

Sedco 711

Semi

Transocean

ADTI/Talisman

2013

264,000

Sedco 714

Semi

Transocean

Total

2012

254,000

Songa Dee

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2016

423,000

Songa Delta

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2015

448,000

Songa Trym

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2015

365,000

Stena Carron

Boreskip

Stena Drilling

Chevron

2013

515,000

Stena Don

Semi

Norge

Stena Drilling

Statoil

2014

400,000

Stena Spey

Semi

Stena Drilling

TAQA Bratani/Enquest

2012

355,000

Transocean Arctic

Semi

"Norge

Transocean

Statoil/Rig Management Team

2014

296 000

Transocean Barents

Semi

Norge

Transocean

Det norske

2014

564,000

34 Offshore & Energi MARS 2012

Verft mars til juli 2012, Shell $263.000

Til Talisman juli 2012

riglocator forts. NAVN

Type

AKTIVE RIGGER Sektor

Eier

Leier

Kontrakt til år

mnd

Dagrate USD

Transocean John Shaw

Semi

Transocean

Taqa

2012

274,000

Transocean Leader

Semi

Norge

Transocean

Statoil

2015

403,000

Transocean Prospect

Semi

Transocean

Nexen

2013

242,000

Transocean Searcher

Semi

"Norge

Transocean

Statoil/BG

2014

431,000

Transocean Spitsbergen

Semi

Norge

Transocean

Statoil

2013

495,000

Transocean Winner

Semi

Norge

Transocean

Lundin/Marathon

2013

481,000

West Alpha

Semi

Norge

Seadrill

BG consortium/ExxonMobil

2013

509,000 289,000

West Epsilon

Kommentar

Til Marathon oktober 2012

Jack Up

Norge

Seadrill

Statoil

2014

West Hercules

Semi

Kina

Seadrill

Husky/Statoil

2016

515,000

Til Norge sept. 2012, $500,000

West Navigator

Boreskip

Norge

Seadrill

Shell

2014

618,000

587.000 fra 2013

West Phoenix

Semi

Seadrill

Total

2014

445,000

West Venture

Semi

Norge

Seadrill

Statoil

2015

444,000

WilHunter

Semi

Awilco Drilling

Ithacha/Endevaour Int./Suncor

2012

255,000

WilPhoenix

Semi

Awilco Drilling

Hess

2012

255,000

ANDRE RIGGER NAVN

Type

Sektor

Eier

Leier

Kontrakt til år

mnd

Dagrate USD

Deepsea Aberdeen

Semi

Odfjell Drilling

2021

470,00

Deepsea Stavanger

Semi

Tanzania

Odfjell Drilling

Ophir Energy / BP

2013

450,000

Eirik Raude

Semi

Africa

Ocean Rig

Tullow / Anadarko/Ophir

2012

637,000

GSF Galaxy I

Jack Up

Transocean

Ingen kontrakt

J W McLean

Semi

Transocean

Ingen kontrakt

Leiv Eriksson

Semi

Tyrkia

Ocean Rig

Borders & Southern Petroleum/

2015

540,000

Kommentar

Til Ophir, 60 dager i Ekvatorial-Guinea, fra arpil - $700.000

Til Norge 4.kvartal 2012 - $560.000

Rig Management Norway Sedco 712

Semi

Transocean

Ingen kontrakt

COSLInnovator

Semi

Norge

COSL Drilling Europe

Statoil

2019

335,000

COSLPromoter

Semi

Norge

COSL Drilling Europe

Statoil

2020

335,000

COSLProspector

Semi

Norge

COSL Drilling Europe

Ingen kontrakt

Island Innovator

Semi

Norge

Island Offshore

Ingen kontrakt

Under bygging. Leveres 4.kvartal 2012

Maersk XL Enhanced I

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Total

2018

376,000

Under bygging. Leveres 4.kvartal 2013

Maersk XL Enhanced II

Under bygging. Leveres i 2014

Jack Up

Norge

Maersk Drilling

Det norske

2017

377,000

Under bygging. Leveres 4.kvartal 2013

Scarabeo 8

Semi

Norge

Saipem

ENI

2014

460,000

Under bygging. Leveres 2012

Statoil CAT D 1

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2022

428,000

Under bygging. Leveres 2014

Statoil CAT D 2

Semi

Norge

Songa Offshore

Statoil

2022

428,000

Under bygging. Leveres 2014

West Elara

Jack Up

Norge

Seadrill

Statoil

2016

365,000

Under bygging, Leveres 2014

West Linus

Jack Up

Norge

Seadrill

ConocoPhillips

2018

367,000

Under planlegging

Scarabeo 8

Semi

Norway

Saipem

ENI

2014

460 000

Statoil Cat B 1

Semi

Norway

TBA

Statoil

2014

Statoil CAT D 1

Semi

Norway

Songa Offshore

Statoil

2022

428 000

Leveres 2014

Statoil CAT D 2

Semi

Norway

Songa Offshore

Statoil

2022

428 000

Leveres 2014

Statoil CAT D 3

Semi

Norway

Songa Offshore

Statoil

2023

450 000

Leveres 2015

Statoil CAT D 4

Semi

Norway

Songa Offshore

Statoil

2023

450 000

Leveres 2015

West Elara

Jack Up

Norway

Seadrill

Statoil

2016

359 000

West Linus

Jack Up

Norway

Seadrill

ConocoPhillips

2018

362 000

Leveres 3q 2013

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

MARS 2012 Offshore & EnergI

>> made in norway

Statoil blir operatør i Angola - Tidlig tilgang i dette nye leteområdet gir oss en betydelig mulighet for økt verdiskaping.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no • Statoil blir operatør for blokkene 38 og 39 og deltakelse på blokkene 22, 25 og 40 i Kwanza-bassenget offshore Angola.

Blokk 38 - Partnere er Sonangol P&P og China Sonangol med andeler på henholdsvis 30 og 15 prosent.

•

Dette er konklusjonen etter den internasjonale begrensede budrunden som Sonangol har arrangert for tilgang til pre-salt-områder i Kwanza-bassenget utenfor kysten av Angola.

Blokk 39 - Partnere er Sonangol P&P og Total med andeler på henholdsvis 30 og 15 prosent.

Statoil blir partner på følgende blokker, med en andel på 20 prosent:

Viktig milepæl - Tildelingen av to operatørskap i Angola er en viktig milepæl for Statoil. Vi mener de angolanske presaltforekomstene tilsvarer presaltområdene i Brasil der det er gjort store funn de siste årene. Tidlig tilgang i dette nye leteområdet gir oss en betydelig mulighet for økt verdiskaping dersom potensialet bekreftes, sier Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil i en melding. Statoil blir operatør på følgende blokker, med en andel på 55 prosent:

36 Offshore & Energi MARS 2012

•

Blokk 22 - Repsol er operatør med en andel på 30 prosent, og Sonangol P&P er partner med en andel på 50 prosent.

•

Blokk 25 - Total er operatør med en andel på 35 prosent, og BP og Sonangol P&P er partnere med andeler på henholdsvis 15 og 30 prosent.

•

Blokk 40 - Total er operatør med en andel på 50 prosent, og Sonangol P&P er partner med en andel på 30.

OFFSHORE & ENERG1

De øvrige partnerne bærer Sonangols eierinteresse på 30 prosent gjennom letefasen. Statoil vil påta seg en økonomisk forpliktelse på om lag 1.400 millioner amerikanske dollar knyttet til den ovennevnte tildelingen, inkludert signaturbonus og minimum forpliktet arbeidsprogram. Skal lete mye Arbeidsprogrammet består av innsamling av 3D-seismikk over et område på 18.400 kvadratkilometer og deltakelse i til sammen åtte letebrønner samt bidrag til utvikling av Sonangols forsknings- og teknologisenter, samfunnsprosjekter og opplæring av ansatte i Sonangol. Statoils tekniske ekspertise og undergrunnskompetanse, erfaring fra leting på store havdyp internasjonalt og resultater innenfor planlegging og gjennomføring av store komplekse prosjekter til havs, utgjør en verdifull erfaring for å realisere letepotensialet i pre-saltområdene i Angola.

EPCI(M) leverandør av inntak- og avgass-system for gassturbiner I samarbeid med vårt datterselskap, TechPart gjennomfører Nymo prosjekter som inkluderer: - studier - engineering - leveranse av utstyr og materiell - fabrikasjon - installasjon - inspeksjon - vedlikehold

Foto: Statoil ASA

AS Nymo PB. 113, 4891 Grimstad tel. +47 37 29 23 00 nymo@jjuc.no www.nymo.no

TechPart AS

MARS 2012 Offshore & EnergI 37

AVANSERT TEKNOLOGI KREVER AVANSERT ISOLASJON

Norske oljeplattformer og de som jobber der skal fungere i et av verdens tøffeste miljø. Vi har ekspertisen som skal til for at det skal gå. GLAVA® er Norges ledende leverandør av teknisk isolasjon til norsk industri. Slik bidrar vi til økt lønnsomhet, et godt arbeidsmiljø og et forsvarlig klimaregnskap.

38 Offshore & Energi OKTOBER 2011

FOTO: ﾃ郎VIND HAGEN/STATOIL

GLAVAﾂｮ er totalleverandﾃｸr av isolasjon og lydregulerende lﾃｸsninger til hjem, arbeidsplasser og tekniske installasjoner.

OKTOBER 2011 Offshore & EnergI 39

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

40 Offshore & Energi MARS 2012

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

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

OFFSHORE & ENERGI

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

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

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

MARS 2012 Offshore & EnergI 41

>> subsea

Patentdatabaser er ikke et kjedelig lager Mange utstyrsleverandører til oljeindustrien effektiviserer sin produktutvikling. Da er kunnskap om patentdatabaser et nyttig redskap.

Anne Nævestad, konsulent hos Plougmann & Vingtoft, mener et kvalifisert innblikk i patentdatabaser gir et bedre grunnlag for investeringer.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Med økende konkurranse må mange subseabedrifter effektivisere sin produktutvikling. Å benytte seg av kunnskapene som finnes i patentdatabaser kan være et nyttig redskap. Som en guide - Slike databaser gir innblikk i hva konkurrenter og andre virksomheter har utviklet. Denne informasjonen kan brukes som en guide i produktutvikling og/eller for å finne samarbeidspartnere. Rettigheter knyttet til patenter setter naturligvis grenser for hvordan du kan bruke kunnskap fra patenter og patentsøknader. Dette er ikke et argument for å holde seg uvitende om innholdet i databasene – snarere tvert imot. Ordene tilhører Ivar Wergeland og Anne Nævestad, konsulenter hos Plougmann & Vingtoft. Effektivisering av produktutvikling medfører gjerne at det ikke er plass i budsjettet til risikofylte forsknings- og utviklingsprosjekter. Utfordringen er ofte at det er vanskelig å vurdere risikoen i nye ideer med hensyn til suksess eller fiasko. Beslutninger om investeringer i slike aktiviteter tas ofte på magefølelsen, men det bør man forsøke å unngå, mener de to.

42 Offshore & Energi MARS 2012

Sjekk konkurransen - Ved et kvalifisert innblikk i patentdatabasene lar det seg gjøre å få et bedre grunnlag for slike investeringer. En bearbeiding av kunnskapen som ligger der kan allerede i en tidlig fase kaste lys over konkurransen innenfor området den nye prosjektideen er en del av. Ved å analysere patentaktiviteten innenfor ideens teknologiske område – og nært beslektede områder – er det mulig å identifisere eventuelle konkurrenter i det aktuelle området og deretter vurdere deres styrke og interesse i dette. Benytter man seg av de riktige IT-verktøyene og teknologiske kompetansene i idé-fasen kan man raskt få svar på blant annet: • hva de største aktørenes geografiske fokus er • hvor attraktiv din virksomhets teknologi er, sett fra et patentmessig synspunkt • om det er risiko for at din bedrift blokkeres av andres (patent) rettigheter. Kan disse være mulige samarbeidsparter? • hvilke aktører som er/blir dine konkurrenter • om bildet av markedet kan utvides og derfor kan hjelpe deg med å velge de riktige (investerings) prosjektene - Sammen med en seriøs risikovurdering kan man ved en sjekk av patentaktiviteten identifisere potensielle samarbeidspartnere og teknologier. Dette kan produktideen dra nytte av. For et slikt formål skal man ikke nødvendigvis måtte gå igjennom et omfattende analysearbeid. Med litt hjelp fra patentkyndige kan man finne frem til relevante oppfinnelser og forskningsresultater, sier Wergeland og Nævestad. Omfattende muligheter Gjennom en samtale med en som har teknologisk innsikt og kunnskap om patentdatabaser, kan et nytt prosjekt oversettes til anvendelige søketermer med tilhørende søkeprofil. Deretter kan man gjennom søking,

filtrering og sortering av resultatene, finne den mest relevante informasjonen. På denne måten vil patentdatabasene fremstå som noe mer enn et kjedelig lager. Mulighetene for å hente informasjon fra patentdatabasene er omfattende og bruksområdene er mange. Mange vil oppdage at patentdatabasene er en gullgruve av opplysninger som raskt kan bidra til å bringe bedriftens produktutvikling i riktig retning. Ideer kan kjøpes Lykke kan ikke kjøpes for penger. Det kan derimot ideer – andres gode ideer vel å merke. Dette hevdet Berlingske Tidende (BT) 6. desember 2011, hvor de viser til at omsetningen av slike teknologier har økt fra 27 milliarder dollar til 180 milliarder dollar de siste 20 årene. Sammen med adm. dir. Jon Wulff Pedersen i tto a/s i København har BT sett nærmere på dette. tto a/s har nettopp kjøp og salg av teknologiske ideer som forretningsområde. - Med den hurtigheten subseamarkedet tar i bruk ny teknologi, vil leverandørene kunne ha mye å tjene på å benytte seg av de mulighetene som ligger i å bruke patentdatabaser og kombinere dette med assistanse hos teknologer som tilrettelegger for kjøp eller leie av ideene man kommer over.

Sverdrup Steel Formerly Sverdrup Hanssen

www.sverdrupsteel.com

new name new vision new era... W

e've now entered our 20th year of trading and are pleased to launch our new vision for Sverdrup Steel. Moving forward we will build upon our successes and further improve our service levels and results that have made us one of Europe's leading high performance steel suppliers. In addition to carrying significant stocks of steel we are able to source all your metal requirements through our trusted network. Our 20th anniversary brings with it a new brand identity and a new vision that underpins our commitment to further enhance our business. Sverdrup Steel - a global supplier of NORSOK approved materials.

Stainless steel alloy round bars, sheets & plates

Sverdrup Steel stock consists of a wide range of NORSOK approved stainless steel alloys. Our main export grades are Duplex, Super Duplex, 6Mo, Alloy 625, Alloy 718, and Titanium Grade 2 and 5. We stock a wide range of AISI 4130, AISI 4140, AISI 4145 and AISI 420 and also provide NORSOK approved forgings.

00 47 51 81 69 00

e mail@sverdrupsteel.com Sverdrup Steel • Strandsvingen 2 • 4032 Stavanger • Norway fax: 00 47 51 81 69 10 email: mail@sverdrupsteel.com please visit our new website: www.sverdrupsteel.com

Global suppliers of:stainless steel / duplex / superduplex / 6mo nickel alloys / nitronic / titanium / low alloy material

Oil & Finance conference LYSEBU – OSLO

MARCH, 14 - 15

Revival of the North Sea?

Several and large discoveries have been made during 2011, and the view on resource potential is now more optimistic. However, the capital market is still waiting. The programme for the 2012 Oil & Finance Conference will explore this topic in detail. It will also give relevant industry perspectives on E&P companies’ challenges on financing their activities.

CONFERENCE COMITTEE Morten E. Lindbäck Chair of the conference committee Erlend Bakken Arntzen de Besche Thomas Bjørgo Core Energy AS Harald Erichsen ABG Sundal Collier Knut Evensen Det Norske

Birgitte Franing Arctic Securities ASA Halvor Haukvik Total E&P Norge AS Espen-Andreas Hauge Norwegian Ministry of Petroleum and Energy

The NPF Oil & Finance Conference is a unique opportunity to learn from acknowledged experts in the oil and finance field on current industry trends and challenges. The NPF Oil & Finance Conference is a also great networking opportunity, gathering more than 100 professionals from all over Europe.

John A. Schj. Olaisen Carnegie Tore Orm Sitje BNP Paribas, Oslo

Morten E. Lindbäck Chair of the conference committee

For more information and signup: www.npf.no

stuedal.no • Photo: Dreamstime

The 4th

HOURS

6000 FULL PRODUCT WARRANTY*

6000 hours on stirling cooler*

* After product registration on www.flir.com

>> feltutvikling

Skal bygge og lete som aldri før Her er oljeselskapenes planer for 2012. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no og JOHN ØKLAND jo@offshore.no Skrugard og Aldous/Avaldsnes har gitt hele norsk sokkel en solid vitamininnsprøytning, og operatørene som var på NOC-konferansen i november meldte om bygge-og leteplaner vi aldri har sett maken til. Her er oversikten over det viktigste som skjer. Statoil: Tror på 6 milliarder fat innen 2020 Det er knyttet store forventninger til de neste årene på norsk sokkel når det kommer til leting. I front står Statoil som har regnet seg frem til et håp om at industrien kan påvise 6 milliarder fat innen 2020 fra hele industrien. - Vi tror det kan bli funnet om lag 2 milliarder fat i Nordsjøen, 2 milliarder fat i Norskehavet og 2 milliarder fat i Barentshavet.

grunnlag for å spre stor optimisme for årene som venter på norsk sokkel. Endrer seg over natten Mens en hel bransje var i ferd med å konkludere at norsk sokkel var i solnedgangen, traff Statoil og Lundin blink på Aldous/Avaldsnes. - Ting kan endre seg over natten, det er helt sikkert, sier Statoils letedirektør. Han lag vekt på at norsk sokkel fortsatt er et svært viktig og interessant leteområde for selskapet, men at funn av denne typen ikke akkurat var ventet. - Det kom som en stor overraskelse på oss. Størrelsen og kvaliteten kom vel overraskende på oss alle.

Statoil er naturlig nok den mange ser til når det kommer til slike forventninger.

En døråpner Også Statoils spennende Skrugard-funn i Barentshavet har manges øyne på seg. Tim Dodson peker på at funnet ikke bare er bra som enkeltfunn.

De enorme oljefunnene i Nordsjøen gir Statoil

- Det er ikke bare et nytt funn, men en døråpner

Det sier letedirektør Tim Dodson til Offshore og Energi.

46 Offshore & Energi MARS 2012

i Barentshavet. Vi har flere spennende prospekter i området, sier han. En avgrensning av Skrugard første kvartal 2012, vil gi økt forståelse for området. 1.600 milliarder Ifølge Rystad Energy skal Statoil bruke 1.600 milliarder kroner på norsk sokkel de neste ti årene. Statoil gjør dette blant annet fordi de tro på å gjøre mange store funn, men Dodson understreker at oljeselskapene trenger hjelp. - Norsk sokkel er ryggraden i vår virksomhet og skal fortsette å være det. Men, det er fortsatt behov for nye leteområder. I fjor høst ble det kjent at Statoil selger seg ned eller ut av åtte lisenser på norsk sokkel. Selskapet fikk over ni milliarder kroner fra Centrica etter transaksjonen. - Dette bekrefter verdien av eierandeler på norsk sokkel, kommenterer Dodson.

OFFSHORE & ENERGI

Lundin: Store felter er alltid større Lundin, som er operatør på Avaldsnes-funnet, tror elefanten i Nordsjøen vil vise seg å vokse ytterligere. Toppanslagene for Avaldsnes/Aldous plasserer funnet i klasse med Statfjord, og det er før vi har fullført avgrensningsprogrammet og startet produksjonen. Det er et uttrykk som sier at "store felter er alltid større", sa driftsdirektør Erik S. Jenssen i Lundin under operatørkonferansen NOC i Stavanger. Funnet strekker seg over to lisenser, 265 og 501, og de to har betydelig forskjellige egenskaper. - Aldous er tykkere, og oljekolonnene er bedre. Avaldsnes har en stor utbredelse, så vi må avgrense dette gigantiske området. Det kan altså vise seg å være mer. Oppsidepotensialet er faktisk større, fortsetter Jenssen. Pengemaskin Statoil anslår Aldous til å inneholde mellom 900 og 1500 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, mens Lundin tror på mellom 800 millioner og 1,8 milliarder fat i Avaldsnes. Dermed er totalanslaget for funnet per i dag på mellom 1,7 og 3,3 milliarder fat. Dersom maksimalanslaget slår til, vil funnet altså være i klasse med de to største oljefunnene på norsk sokkel, Statfjord og Ekofisk. Beliggenheten og reservoaret vil etter alt å dømme gjøre Aldous/Avaldsnes til en pengemaskin for alle involverte. Funnet er gjort midt i hjertet av Nordsjøen, bare 35 kilometer fra Grane, som har en kapasitet på rundt 300.000 fat per dag. Dybden er ikke større enn at man kan bruke en jack-up, så det dreier seg om en straight-forward-utbygging, som vil gi en lav kostnad per fat produsert olje. Forutsatt en oljepris på 100 dollar fatet og dagens valutakurs, inneholder altså Aldous/Avaldsnes olje med en bruttoverdi på inntil 1850 milliarder kroner. En ekstra utfordring Men størrelsen kan også bli en hvilepute i jakten på de mest kostnadseffektive utbyggingsløsningene, frykter Jenssen. - Det blir tunge investeringer. Og det er en fare for at økonomien i prosjektet er så god at presset for å finne de beste løsningene ikke er stort nok. Funn i ni av ni brønner Selskapet har befestet posisjonen som norsk sokkels beste leteselskap. Faktisk fant Lundin funnet hydrokarboner i alle selskapets ni brønner på verdensbasis i 2011, selv om det fortsatt er usikkert om alle funnene er kommersielle. - Vi planlegger åtte lete- og fire avgrensningsbrønner i 2012, tre av disse på Avaldsnes.

Statoil og Lundin er fortsatt ikke blitt enige om hvem som skal være operatør, men Statoil har en eierandel på 40 prosent i både Aldous og Avaldsnes. Samtidig kniver selskapet om retten til å være operatør for Luno- og Draupnefunnene, som Olje- og energidepartementet har krevd utbygget i fellesskap. Skal øke med 200 ansatte Uansett utfall; selskapet skal vokse voldsomt. - Vi går inn i en ny fase for selskapet. Vi startet med åtte personer og en hund, vil være 104 innen utgangen av året, 168 i slutten av 2012 og 300 når Luno kommer i produksjon om noen år. Det blir selvfølgelig en utfordring i et presset arbeidsmarked, sier Jenssen. Lundin har planer om å etablere et driftssenter i Lysaker og en supplybase i Stavanger. Det norske: - Håper å finne 1,8 milliarder fat Det norske fortsetter sin aggressive leting på norsk sokkel. Selskapet er med på 13 planlagte brønner fra nå og ut 2012. Oversikten over de planlagte brønnene viser et totalanslag med håp om å kunne finne opp mot hele 1,8 milliarder nye fat på 11 letebrønner. I tillegg kommer avgrensingsbrønner på Aldous Major Sør og gassfunnet Norvarg i Barentshavet. Her er selskapets boreprogram for senhøsten og hele 2012. Det norske er operatør på fire av de 13 brønnene i listen: • • • • • •

Ulvetanna Kalvklumpen Storebjørn Guarantiana Clapton Geite

• • • • • • •

Aldous Major Nord Aldous Major Sør (avgrensning) Ogna Isbjørn Salina Norvarg (avgrensning) Greip

Offshore og Energi har gått gjennom listen og summert anslagene oppgitt på hvert prospekt. Legger man laveste anslag til grunn viser listen håp om å finne 540 millioner fat, mens høyt anslag altså gir 1,8 milliarder fat. Etter å ha boret seks tørre brønner i 2010 har de seneste syv Det norske-brønnene gitt suksess, sa Erik Haugane, Managing Director i Det norske på NOC-konferansen i Stavanger. - Det er nå bevist at Norge er det beste leteområdet i verden, sa han. Det norske har 20 prosent i funnet på Aldous Major sør. Det har gjort selskapet gull verdt også en mulig oppkjøpskandidat. - Verdien av Det norskes andel i Aldous Major Sør er høyere enn selskapets verdi på Oslo Børs. Grunnen til at vi ikke er solgt og slaktet er at vi har en eier med et langt industrielt perspektiv. Det norske var også med på gassfunnet på Norvarg i Barentshavet, der Total er operatør. Selskapet har 20 prosent andel i lisensen. Sammen med Aldous Major Sør og Norvarg vil de 1,8 milliarder fatene blir vesentlig høyere når disse legges til. - Vi skal fortsette å vokse og kommer til å ha to tredeler av vår leteaktivitet i Nordsjøen, og den siste tredelen delt på Norskehavet og Barentshavet.

MARS 2012 Offshore & EnergI 47

>> feltutvikling

brønner i Valhall-området, og skal i tillegg bygge nye plattformer på Hod og vestflanken, sier Sigmund Prestegaard, business manager for Valhall i BP. BP regner med at levering av plan for utbygging og drift (PUD) for Hod vil komme i år. Selve kontraktstildelingen med påfølgende byggestart kan komme så tidlig som midten av 2012, med sannsynlig installasjon i løpet av første halvår 2014 etterfulgt av oppstart i fjerde kvartal samme år. 50-60 milliarder kroner Skarv FPSO og Valhall Redevelopment representerer investeringer på 50-60 milliarder kroner, og disse to prosjektene skal sikre at BP dobler produksjonen på norsk sokkel i løpet av det neste året. Begge er ventet fullført i 2012. Får til kraft fra land BP har også fått til noe få andre ser ut til å lykkes med.

Wintershall: Leteboom Wintershall bruker over halvparten av sitt letebudsjett i Norge og UK i 2011 og 2012. Dermed er det duket for fem letebrønner på norsk sokkel til neste år; Noor, Skarfjell, Kakkelborg, Mjøsa og Maria avgrensning. - I tillegg skal vi samle seismikk i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet, sier administrerende direktør Bernd Schrimpf i Wintershall Norge. Maria som companymaker Men Wintershall har allerede gjort funn som skal bygge selskapets norske datter. Spesielt Maria nord i Nordsjøen. Funnet skal avgrenses i løpet av kort tid, men vil trolig bli utbygd uansett resultat for denne brønnen. Utvinnbare ressurser er per i dag estimert til mellom 60 og 120 millioner fat. Avgrensningen vil være med på å avgjøre om Maria blir utviklet som en subsea-tilknytning eller om det blir en utbygging med en FPSO. - Vi har økt fra 25 til 50 prosent i Maria gjennom transaksjoner med Concedo og Spring. Nå har vi et sterkt partnerskap med Petoro og Centrica på laget og jobber mot PUD i 2013 og første olje i 2016, sier Schrimpf. Wintershall har i 2011 boret en avgrensningsbrønn på Grosbeak, men denne var, ifølge Schrimpf, noe skuffende. Funnet vurderes likefullt utviklet sammen med andre funn i området.

48 Offshore & Energi MARS 2012

250 mann i 2014 Wintershall er i ferd med å bygge seg opp fra et lite leteselskap til en betydelig produsent. I 2010 var det negative resultatet før skatt på 800 millioner kroner. Dette fordi selskapet har funnet mye og investeringene blitt intensivert før inntektene er på plass - en naturlig utvikling for en nykommer i utvikling. Og veksten fortsetter. - Vi skal opp i 250 mann i 2014, og det er en betydelig utfordring. Det er ikke nok folk til å utføre alle oppgavene, og alle selskapene fisker i samme dam og tar ansatte fra hverandre, sier direktøren. - Er dere klare? Han avsluttet sitt foredrag under NOCkonferansen med en utfordring til leverandørindustrien; - Dere må øke kapasiteten med 50 prosent de neste fem årene. Er dere klare for det? Blir det utsettelser? Blir det en ny kostnadsspiral? BP: To nye plattformer BP leter lite, men i det stille har selskapet bygget og reutviklet sine nøkkelområder på norsk sokkel. Og investeringene fortsetter i årene som kommer. To nye plattformer - Aktiviteten vår er konsentrert rundt Skarv, Ula og Valhall. Vi planlegger mellom 100 og 200 nye

Elektrifisering er vurdert og funnet ikke økonomisk bærekraftig for utbyggingene Ekofisk reutvikling, Valemon, Gudrun, Bøyla og Knarr. Men BP har klart det få av de andre operatørene har fått til - å få god økonomi i kraft fra land. - Det viste seg å være riktig for Valhall, men er ikke nødvendigvis riktig for alle. Vi hadde kunnskapene i selskapet og implementerte elektrifisering fra starten av. Det har gitt reduserte 15 prosent reduksjon i investeringskostnader og driftskostnadene blir rundt 40 millioner kroner lavere per år. En annen konsekvens var at vi kunne få fiberoptikk nærmest gratis, sier Prestegaard. Revurdering av strategi BP fant mellom 8 og 14 milliarder standard kubikkmeter gass på Snadd Nord-prospektet i fjor, men boret ingen letebrønner i 2011. BP var ikke blant de 43 selskapene som søkte om areal i fjorårets TFO-runde. Ei heller var selskapet blant dem som fikk andeler gjennom den 21. konsesjonsrunden. - Mange savner BP i TFO- og konsesjonsrundene? - Som sagt, vi konsentrerer oss om de tre hovedområdene. Men når disse prosjektene er sluttført i løpet av 5-6 år, er jeg sikker på at denne strategien vil bli vurdert på ny, sier Prestegaard. Rystad Energys spådommer Aldous/Avaldsnes, Skrugard og Norvarg har sendt norsk sokkel til himmels. Og til topps på listen over verdens største funnasjoner i 2011. - Norge er nummer to på listen over land der man har funnet mest siden 2008. Foran Australia, USA, Iran, Saudia Arabia og Russland.

OFFSHORE & ENERGI

Og bare i Brasil er det funnet mer olje. Men i 2011 er Norge på topp med over 2500 millioner fat olje. Hakk i hæl følger Mosambik og Aserbajdsjan, sa analytiker Jarand Rystad i Rystad Energy.

Det sa Jan Narvestad, Director development & Technology under NOC-konferansen i Stavanger.

- Noen selskaper oppdager trolig at man har underinvestert i leting på norsk sokkel. Statistisk sett har en dollar investert gir statistisk sett fem dollar tilbake, sier Rystad.

Marulk, Salina og Bønna ENI jobber også videre med sitt første egenopererte feltet de får i Norge - Marulk. Gassfeltet skal settes i produksjon i år. Marulk ligger sørvest av Norne og er et av mange marginale felt i området. Produksjonsstart er satt til andre kvartal og blir en tie-in til Norne FPSO, nesten 30 kilometer unna.

20-25 plattformer Rystad Energy regner med at det skal bygges 20-25 nye plattformer og 60-70 subseatilknytninger på norsk sokkel fram til 2020. Planer for utbygging av Gudrun, Valemon, Eldfisk 2 og Ekofisk sør er allerede levert. I tillegg er Hild og Luno/Draupne varslet innen relativt kort tid, og Statoil nærmer seg også beslutning på Luva. Reutvikling av gamle kjemper kan gi flere nye plattformer, blant annet på Snorre og Gullfaks. Og i tillegg kommer diamanten Aldous/Avaldsnes. Blant flere. En milliard fat i året Rystad Energys beregninger viser at det i perioden fram til 2020 skal det bygges ut felt med én milliard fat i ressurser i året. Pågående feltutbygginger har, ifølge selskapet, en snittkostnad på 16 dollar fatet (13 dollar for tieins, 15 dollar for FPSO/semi og 20 dollar for plattformer). - Med en snitt pris på 17 dollar per fat fremover, blir det snakk om investeringene på rundt 95 milliarder kroner årlig. Dette kommer på toppen av investeringer og driftskostnader som i år er på 220 milliarder kroner. Markedet for leverandørene vil kunne være på rekordhøye 340 milliarder i 2016. (Investeringer pluss driftskostnader minus interne kostnader i oljeselskapene, red. anm.), sier Rystad. Eni: Deler ut 50-Goliat-kontrakter ENI Norges prestisjeprosjekt i Barentshavet, Goliat, gir enorme muligheter i form av viktige kontrakter. Første oljefelt Nå starter prosessen med å tildele 50 store kontrakter til det første produserende oljefeltet i Barentshavet. Ifølge selskapet skal kontrakter for vedlikehold og modifikasjoner (M&M) og kontrakt for operasjonell støtte (O&M) nå. Strategien bak tildelingen deles inn i flere elementer. Kontraktene skal deles inn i mindre deler, det kreves lokal tilstedeværelse og man skal se mot industrielle allianser. - Vi har nå startet denne prosessen og de som vil delta må være kvalifisert gjennom Achilles. Vårt mål er å ha disse klar til produksjon.

Kontraktene har en lengde på 3+2+2 år innen begge segmenter.

ENI skal også ut på leting. Selskapet gjennomfører to letebrønner år. Både oljeprospektet Salina og gass-prospektet Bønna er nå modne for dette. Bønna blir den første og ifølge Narvestad spudes prospektet 2.kvartal 2012. Shell: Sikler på Barentshavet Shell har latt seg begeistre av de store funnene på norsk sokkel. Og spesielt utviklingen i Barentshavet følges nøye av giganten. - Vi har et aktivt program i arktiske områder i USA og Canada. Og vi håper å legge til Norge på den listen, sa forretningsdirektør Børre

Jacobsen i Shell. Ormen, Linnorm og Draugen Shell har opplevd nedtur etter nedtur i Norskehavet de siste årene. I 2010 skuffet både letebrønnen på Dalsnuten og avgrensningen på Gro-funnet kapitalt, og i sommer leverte selskapet tilbake Gro-lisensen. I tillegg boret Shell en tørr avgrensningsbrønn på Ormen Lange-feltet, omtrent 12 kilometer nordvest for hovedproduksjonsområdet, tidligere i år. Selskapet vil neppe bore mange letebrønner i Norskehavet de neste årene, men heller konsentrere seg om Ormen Lange-feltet og en eventuell utbygging av Linnorm-funnet og tilhørende modifikasjoner på Draugen. - Disse tre prosjektene vil gi investeringer på 70 milliarder kroner. Piloten for subseakompresjon på Ormen Lange testes nå i Nyhamna, mens investeringsbeslutning trolig kommer i slutten av neste år, med mulig "first gas" 2016-2017, Ikke et drømmereservoar Men Linnorm er på ingen måte en enkel nøtt å knekke. - Dette er ikke enhver geologs drøm, det er et komplekst reservoar og ingen nærliggende infrastruktur. Derfor har det tatt lang tid. Større modifikasjoner på Draugen vil også være påkrevd, og da snakker vi om en tilnærmet total make-over av topsiden, sier Jacobsen. Total: Verdens beste på leting Total gjorde funn på begge sine letebrønner på norsk sokkel i 2011. Det er neppe tilfeldig. Selskapet befinner seg nemlig helt øverst på listen over hvem som har funnet mest olje i verden i år. Det viste statistikken Rystad Energy presenterte på operatørkonferansen NOC i Stavanger. Norvarg og Atla De norske bidragene er Norvarg i Barentshavet, med 10 og 50 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass, og Alve Nord i Norskehavet, med 19-100 millioner fat oljeekvivalenter. - Spennet i Norvarg-anslagene er stort, og vi må bore en avgrensing for å få en bedre forståelse av området, sa prosjektdirektør Øyvind Fjellvang i Total. Garantiana Og navnevalget på et av årets leteprospekt, tyder på at selskapet forventer at suksessen vil fortsette. - Vi vil bore Garantiana-prospektet nord for Visund med Borgland Dolphin. - Hvem finner på disse navnene? - Noen med stor tro på prospektet. Så vi håper på en ny suksess, humrer Fjellvang.

MARS 2012 Offshore & EnergI 49

>> feltutvikling

To år fra funn til produksjon Men det er ikke bare innen leting, selskapet markerer seg. Total er nemlig i gang med en hurtigutbygging med stor H. Selskapet fikk i 2011 godkjent PUD for sitt Atlafelt, tidligere David, av Oljeog energidepartementet. Denne utbyggingen vil koste rundt 1,5 milliard kroner, og funnet skal produseres med en havbunnsinnretning som skal kobles på en eksisterende rørledning mellom Heimdal og Skirne. Produksjonsstart kan komme under to år etter funn. Partnerskapet har tatt risiko ved å ta svært tidligere beslutninger, og myndighetene har gitt oss anledning til å tildele kontrakter før PUD. Disse elementene har gjort prosjektet til en suksess, sier Fjellvang. Hild får kraft fra land Total skal også bygge ut Hild-feltet i Nordsjøen med en prislapp på 20-25 milliarder kroner. Konseptet vil bli en havbunnsinnredning og en flytende lagringsenhet (FSO). Det sannsynlige utbyggingskonseptet blir altså en plattform koblet opp til en FSO. Konseptvalget skal godkjennes i partnerskapet, og i løpet av første kvartal i år, tar selskapet sikte på å tildele kontrakten for stålunderstellet til plattformen, så kommer kontrakten for topside og FSO i annet halvår 2012.

- Vi håper på gode nyheter fra disse områdene de kommende årene.

De håper de kan ligge enda mer olje i dette området.

Det sa Fredrik Sønstabø, Operations Superintendent, North Sea Production i ExxonMobil.

GDF Suez: - Lærte mye av Heilo

- Det er ikke en miljøbeslutning, men en økonomisk beslutning, sier Fjellvang.

Det som er helt sikkert at det er knyttet store forventninger om å kunne gjøre gode funn i området. Sønstabø bekreftet dette.

ExxonMobil: Grunn til å smile

- Potensialet er der. Derfor er vi med.

Partner i Heilo, Rocksource, som benytter elektromagnetisk teknologi i sin leting, mente det var 50 prosent funnsjanse og at Heilo kunne inneholde 200 millioner fat oljeekvivalenter.

Håper på gode nyheter fra Norskehavet. Tross sin lange historie på norsk sokkel oppfattes ikke ExxonMobil som et spesielt aktivt leteselskap. Men nå girer de opp og en hel bransje venter i spenning på utviklingen i tre lisenser vest i Norskehavet.

Borer ved Balder ExxonMobil er en gigant - både på norsk sokkel og i verden.

Det var ikke riktig. Brønnen, som ble boret av Aker Barents, ble meldt tørr i oktober, til stor skuffelse.

Bare se på investeringsnivået de skisserte på NOC-konferansen. De neste fem årene skal de investere 165 milliarder dollar på 130 prosjekter. Det er 500 millioner kroner hver eneste dag.

- Vi håpet på et nytt Skrugard, det skjedde ikke, men vi lærte svært mye. Det sa Atle Sonesen, GDF Suez sin nye sjef i Norge.

Og feltet følger skal etter planen drives med kraft fra land.

Forbereder boring I 21. konsesjonsrunde ble de tildelt eierskap i følgende tre lisenser; 596 (Møre Vest), 598 (Ygghøyden) og 218 (B/Luva). ExxonMobil er operatør i førstnevnte lisens og partner i de to andre. Det er vulkansk aktivitet som gjør geologien i området særs utfordrende med hensyn til seismisk avbildning. Ingen letebrønner er boret gjennom de vulkanske bergartene i vest. ExxonMobil har hentet inn seismikk fra lisens 520, og denne brukes nå for å forbedre verktøyene selskapet bruker. Selskapet jobber nå med forberede seg på å starte boring, selv om tidspunkt ikke er opplyst.

50 Offshore & Energi MARS 2012

Selskapet opererer Ringhorne, Balder, Jotun og Sigyn. De har produsert om lag 500 millioner fat olje siden 1999 - er partner i 22 felt og 50 lisenser. - Vi har deltatt i en tredel av funnene i Norge fra 2007 til 2010. ExxonMobil er den tredje største produsenten i Norge - med ni prosent av produksjonen. I tillegg til områdene vest i Norskehavet jobber de også med flere prosjekter på eksisterende felter. Tre brønner skal bores på Balder andre halvdel neste år. Rigg er sikret og brønnene er finansiert. De skal også skyte mer seismikk rundt Balder og Ringhorne.

Tidlig i 2011 boret GDF Suez sin første egenopererte brønn i Barentshavet, Heilo.

Han la vekt på at selskapet har mye spennende på gang i Barentshavet og gir ikke opp, selv etter den store skuffelsen. - Vi er fornøyd med gjennomføringen. Dette er den raskeste brønnen boret i Barentshavet. Men husk at dette er bare starten. Vi er her for å finne - vi er her få å bli, understreket han. For etter å ha blitt tatt opp i elitedivisjon blant oljeselskaper som har operatørskap på norsk sokkel, har GDF Suez staket ut kursen fremover. - Vi har tre operatørskap og vil gjøre det som kreves. Vi skal skyte mer seismikk og bore i 2013, og er forberedt på 22.runde. GDF flaggskip så langt er denne kjempen nord i Nordsjøen - Gjøa. Feltet feirer ett år i fjor høst

OFFSHORE & ENERGI

og gradvis har produksjonen økt. Selskapet skal har håp om å finne mer olje i Gjøa-området på egen hånd, men har lenge snakket om at Gjøa kan bli en ny hub i regionen.

- Det ligger ikke bare hos operatørene. Det handler om hele partnerskapet, sa hun. Moen pekte på at ulik oppfatning av mulighetene kan bli en bremse i denne type prosjekter.

- Vi håper Gjøa kan gi økt leting i området og det er flere spennende prospekter som kan knyttes til plattformen. Det er ledig oljekapasitet i 2014, gass i 2017-2018. Så dere er velkommen.

- Dette handler om hvordan de vurderer potensialet og inntektsmuligheten. Er du ikke enig om potensialet er det vanskelig å bli enige om investeringene.

Petoro: - Undervurderer kostnadene av å gjøre ingenting Økt utvinning og forlenget levetid fra eksisterende felter har vært et gjennomgangstema fra Petoro.

En annen utfordring er at det tenkes med for kort horisont.

Direktør for modne felter i Petoro, Grethe Moen, pekte på at man ikke bare kan peke på operatørne i de ulike lisensene når ansvar for beslutninger skal plasseres.

- Målet er å få produksjonen opp på platå og så holde den så høy som mulig fra dag til dag, fra måned til måned. Jeg kjenner til denne måten å tenke på, jeg har vært der selv. Men de må tenker mer langsiktig. Jeg sier ikke at oljeselskapene ikke gjør dette, men at de utsetter avgjørelser som er tidskritiske.

For bakteppet er at oljeproduksjon fra modne felter faller raskt. Produksjonen om 15 år vil komme fra de ti største feltene i 2010, ifølge Petoro. Da må det også tenkes på nye måter å få opp oljen på. Bruk av brønnhodeplattformer kan være veien å gå. Petoro har beregnet et potensial på 1 milliard fat i økt utvinning i tre ikke-navngitte felter. Forutsatt en oljepris på 100 dollar fatet, betyr det verdier for rundt 560 milliarder kroner. Selskapet anslår at det er behov for to-tre ganger så mange produksjonsbrønner per år som det bores i dag, for å sikre de antatte reservene. Lønnsom bruk av brønnhodeplattformer kan bidra til betydelig økning av antall produksjonsbrønner.

Norges Varemesse, Lillestrøm

Velkommen til Eliaden 2012 Automatisering og instrumentering er et av ni fagområder og er en viktig del av årets utstilling. Kom og se spennende nyheter og løsninger. Treff kolleger og knytt verdifulle kontakter. Interessante seminarer og fokus på faglig innhold. Vel møtt på Eliaden 2012 – Norges største og viktigste møteplass for elektro-, energi- og automatiseringsbransjen.

4. juni – 7. juni 2012, Lillestrøm Åpningstider: Mandag 4. juni kl. 1000 – 1700. Tirsdag 5. juni til torsdag 7. juni kl. 0900 – 1700

MARS 2012 Offshore & EnergI 51

>> feltutvikling

Verdens største vil koste 34 milliarder Åpner for investeringer på over 60 milliarder kroner på dypt vann. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no

foreløpig beregnet til rundt 34 milliarder kroner. Feltet er foreløpig anslått til om lag 47 GSm3 gass og 0,8 GSm3 kondensat, og med planlagt oppstart i fjerde kvartal 2016, vil hovedtyngden av investeringene komme i årene 2014–2016. Store muligheter for regionen "Utbyggingen av Luva-feltet vil kunne gi store positive ringvirkninger for Nordlandsregionen. Det er viktig for prosjektet å ha god kontakt med regionalt næringsliv og fylkeskommunale og kommunale myndigheter gjennom hele prosjektperioden og videre i driftsfasen. Når det gjelder lokal infrastruktur, er det basetilbudet som forventes å gi de største lokale ringvirkningene. Både forsyningsbase og helikopterbase vil derfor bli analysert med henhold på kapasitet, regularitet og sysselsettingsmessige ringvirkninger", skriver Statoil.

Luva blir Norges første Spar-plattform.

Luva blir etter alt å dømme Statoils neste store utbyggingsprosjekt på norsk sokkel, og de totale investeringskostnadene for utbyggingen er

52 Offshore & Energi MARS 2012

Valgte bort havbunnsløsninger Produksjonsstart er planlagt til 2016, med en antatt produksjonsperiode på åtte år. Feltet er planlagt utbygd med en flytende produksjonsenhet med kondensatlagring og lossing. Flyteren skal omfatte boligkvarter, skrog, prosessområde, bruksområde og

stigerør. Selskapet har vurdert flere utbyggingsalternativer, men valgte til slutt bort ulike havbunnsløsninger. "På grunn av økonomi og robusthet i forhold til reservoarforhold har det blitt konkludert med å gå videre med dypvannsflyter plassert på feltet. Dette konseptet innebærer også en bedre posisjonering i forhold til fremtidige forretningsmuligheter." Gassrør til Nyhamna Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI) har valgt et konsept for gasstransport som inkluderer en 480 kilometer lang rørledning på 30–36 tommer. Rørledningen vil etter planen gå fra Luva til landanlegget Nyhamna i Møre og Romsdal med forbindelse til Linnorm-feltet og tilknytning til Zidane-feltet. Mulig forbindelse til Åsgard Transport via Kristin-plattformen og mulighet for tilknytning til nye felt og funn inngår også i planleggingen. Konseptet inkluderer utvidelse av Ormen Langefeltets Nyhamna-anlegg som etter ombyggingen vil få status som gass-terminal. Disse avgjørelsene kan med andre ord utløse investeringer på anslagsvis 60-70 milliarder kroner; Luva (34 milliarder), Linnorm (10 mrd.), Zidane (10 mrd.), rørledning (12-16 mrd.). Uten kraft fra land Det er også klart at Luva-feltet blir bygget uten kraft fra land. - Luva er et marginalt felt, som ligger langt fra land, cirka 300 kilometer, utenfor etablert infrastruktur og på dypt vann, cirka 1300 meter. Vanndyp og avstand fra land gjør at det må en teknologikvalifisering til som vi ikke har løsning på i dag, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Offshore.og Energi.

OFFSHORE & ENERGI

Kopi til 20 milliarder Neste Statoil-plattform i Nordsjøen. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no For å effektivisere sine utbygginger, har Statoil hatt som mål å kopiere flest mulig av løsningene som blir benyttet på Gudrun-feltet. Valemon var første forsøk, og nå er det duket for en andre kopi når Dagny-feltet skal bygges ut. - Det blir en utbygging lik Gudrun og Valemon. Investeringsbeslutning skal tas i slutten av 2012, sier Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutvikling i Norge, til Offshore.no. Det betyr en enkel, bunnfast brønnhodeplattform med en prislapp på rundt 20 milliarder kroner. 250 millioner fat Dagny ble påvist på 1970-tallet like nord for Sleipner Vest. Funnet ble videre avgrenset i 2007 med en avgrensning på Ermintrude. I fjor fullførte Statoil et ytterligere avgrensningsprogram, og per i dag er funnet beregnet til å inneholde mellom 125 og 250 millioner fat oljeekvivalenter. - Men det dreier seg om et komplekst reservoar. Det er ikke uten grunn at det har ligget siden

70-tallet, sier Aasheim, og legger til at Eirinfunnet også vil bli en del av utbyggingen, opplyser Aasheim. Seks utbygginger i løypen Statoil har seks store feltutbygginger på sin arbeidsliste. Gudrun og Valemon er allerede under bygging. Så kommer Luva og Dagny, før selskapet tar fatt på ferske Skrugard og Aldous/

Avaldsnes. Når det kommer til elefanten i Nordsjøen, innrømmer feltutviklingsdirektøren at størrelsen og omfanget er egnet til å fremkalle "åndenød". - Det blir et feltsenter kombinert med ytterligere brønnhodeplattformer eller subseatilknytninger. Utbyggingen vil koste mye penger, men nøyaktig hvor mye, er altfor tidlig å si.

MARS 2012 Offshore & EnergI 53

>> feltutvikling

Lundin skal bygge plattform Elefanten ble for stor. Men Lundin skal likevel bygge stort. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no og STEIN TJELTA st@offshore.no Olje- og energiminister Ola Borten Moe har mottatt planene for utbygging og drift (PUD) for feltene Hild og Luno, der operatører for feltene er henholdsvis Total og Lundin. Selv om OED har krevd en samordnet utbygging av Lundins Luno og Det norskes Draupne, betyr ikke det at dagens PUD omfatter sistnevnte. - En samordnet utbygging betyr ikke et felles operatørskap, sier informasjonssjef Torgeir Anda i Det norske til Offshore & Energi. Selskapet kommer derfor til å levere en egen plan for sitt Draupne-funn. Lundin og Det norske har tidligere beregnet at en samordning vil bli dyrere enn to enkeltutbygginger. I april anslo Det norske kostnadene for utbyggingen av Draupne til mellom 16 og 20 milliarder, mens kostnadsanslaget var 17-20 milliarder ved en samordning. Etter det Offshore.no erfarer, viser nye beregninger at det er mellom 6 og

54 Offshore & Energi MARS 2012

10 milliarder å spare på å bygge de to sammen. 25,6 milliarder kroner Hild skal bygges ut med en ny plattform og et nytt lagringsskip. Prislappen ser ut til å havne på 25,6 milliarder kroner. Hild ble funnet for rundt 30 år siden, og ha en estimert levetid på 30 år. Ifølge Totals beregninger, vil 6,4 av de totale kostnadene på 25,6 milliardene gå til boring av ti produksjons-og en injektorbrønn. Feltet vil sannsynligvis få kraft fra Kollsnes-anlegget og være i produksjon i 2016. I utbyggingsfasen regner selskapet med det vil gå 16100 årsverk. Plattformen vil ta form av en brønnhodeplattform med et boligkvarter til 95 personer. Understellskontrakt er varslet tildelt i løpet av januar, mens anbudsprosessen for topside starter til høsten. Tildeling av fabrikasjonskontrakter er varslet i 2013 og borekampanje starter i 2014.

OFFSHORE & ENERGI

Shell går videre med Linnorm Norskehavsutbyggingen tar form. Åpner for titalls milliarder i investeringer. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no AS Norske Shell, som er operatør for funnet Linnorm i Norskehavet, har sammen med partnerne bestemt seg for å gå videre og vil fatte investeringsbeslutning om et år. Av største viktighet er det at Linnorm, sammen med Statoils gassfunn Luva regnes som bærebjelker i en storstilt satsing på ny infrastruktur i Norskehavet. Linnorm-konseptet Utbyggingskonseptet for Linnorm har partnerskapet imidlertid blitt enige om, og det blir en subsea-utbygging knyttet opp til feltet Draugen. Kommunikasjonsrådgiver i Shell, Kim Bye Bruun bekrefter overfor Offshore & Energi planene: -Partnerskapet har gjort et konseptvalg, og partnerne enige om at man skal gå vider med Linnorm. Utbyggingskonseptet blir subseabrønner knyttet opp til feltet . Utbyggingskonseptet innebærer en 16 tommers 50 kilometer lang rørledning mellom feltene. Draugen-installasjonen må også bygges ut. Anlegget skal etter ombygging prosessere en daglig mengde på 15 millioner kubikkmeter gass. Dette vil kreve flere nye moduler for prosessering og kompresjon av gassen.

Ny rørledning Linnorm-gassen trenger avsetning i form av en ny gassrørledning og Nyhamna, ilandføringsanlegget for Ormen Lange, er identifisert som det optimale ilandføringsstedet. -Arbeidet med en ny gassrørledning er ledet av Statoil, og prosjektet heter Norwegian Sea Gas Infrastructure, sier Bye Bruun. Statoil har også interesser her, for det har gassfunnet Luva, også det i Norskehavet. Luva og Linnorm regnes som bærebjelkene for de nye store investeringene i Norskehavet. Offshore & Energi har tidligere vært i kontakt med kilder nær prosjektet, og fått bekreftet at det er snakk om svært store investeringer, dersom det blir gitt grønt lys. Store investeringer - Selve utbyggingen av Luva, inkludert flyter og subsea-fasiliteter anslår vi internt til mellom å koste mellom 18 til 20 milliarder kroner. I tillegg er det rimelig å anta at de øvrige utbyggingene Linnorm, Victoria og Asterix hver vil koste rundt 10 milliarder kroner, sa en sentral kilde til Offshore.no høsten 2011. I tillegg vil rørledningen fra Luva til Nyhamna komme på rundt 10 milliarder. Så vil det beløpe seg omkostninger for ombygging av

mottaksanlegget på Nyhamna på ”flere miliarder kroner”, etter det Offshore & Energi erfarer. Bakgrunn: Det er gjort en rekke funn i Norskehavet de siste årene, men en utbygging har latt vente på seg delvis fordi enkeltfunnene har vært for små eller det er gassfunn som er avhengig av en transportløsning i rør. Det finnes per i dag to større gassrørledninger fra Norskehavet: Langeled og Åsgard Transport, men det er for liten kapasietet, og nå jobbes det for bedre utnyttelse av disse rørledningene. Det er altså Luva og Linnorm som er bærebjelkene i dette prosjektet. Det sannsynlige oppstartsåret er 2016.

Subsea Lifting Equipment MARS 2012 Offshore & EnergI 55

>> feltutvikling

Titalls milliarder i emning Total-sjefen letter på sløret.

Mer på vei Hild skal bygges ut med en ny plattform og et nytt lagringsskip for olje. Imidlertid vil hele infrastrukturen bli designet for å kunne håndtere omkringliggende satellittfelter. - Hild ble funnet for rundt 30 år siden, og ha en estimert levetid på 30 år. Nøkkelen til å bygge ut Hild er ny teknologi og nye seismiske metoder og en brønn vi boret i 2010, som la grunnlaget for videre planer for dette 30 år gamle funnet. Vi har muligheter for å bore omkringliggende prospekter fra Hild fordi vi med en samlet kapasitet på 21 brønner på plattformen har tatt for nye brønner i framtiden. I november samlet vi mer seismiske data i området rundt Hild, og vi mener det er muligheter for å gjøre flere funn i området som kan knyttes opp mot Hild, sier Tiffen. - Anser dere Hild som et fremtidig feltsenter? - Feltsenter blir kanskje litt feil begrep når vi kan bore og produsere fra Hild, men vi kan ha omkringliggende satellitter, ja. - Hvor mange omkringliggende prospekter har dere identifisert?

tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Total leverte nylig plan for utbygging og drift (PUD) for feltutbyggingsprosjektet Hild. Anslåtte kostnader er 25,6 milliarder kroner, og kontraktene vil i løpet av året og neste år komme som perler på snor. Norgessjefen i Total, Martin Tiffen, bekrefter overfor Offshore & Energi at den første kontrakten ut er for understellene på feltet. Så følger de andre kontraktene: - Vi har nå et samarbeid med Aker Solutions Oslo om ingeniørtjenester (basic engineering) for de ulike delene av utbyggingen og en

56 Offshore & Energi MARS 2012

kontrakt med Mærsk om en ny, oppjekkbar borerigg som skal bore brønnene på feltet. I løpet av 2012 og 2013 kommer det en rekke kontrakter. Den første blir for stålunderstellet, etterfulgt av kontrakter for topside. Deretter skal også kontraktene for en flytende lagringsenhet, FSO, rørledninger og utstyr på havbunnen bli tildelt, sier Tiffen. - Har dere utarbeidet en oversikt foretrukne leverandører, en shortlist? - Vi er i dialog med markedet. - Det vil være internasjonal konkurranse? - Ja.

over

- Det er for tidlig å si et antall, men det er flere interessante prospekter rundt som vi kan nå fra Hild, bekrefter Tiffen. Her er foreløpige investeringsberegninger Ifølge Totals beregninger, vil 6,4 av de totale kostnadene på 25,6 milliardene gå til boring av ti produksjons-og en injektorbrønn. Feltet vil få kraft fra Kollsnes-området via en ny, 170 kilometer lang vekselstrøm-kabel fra land og være i produksjon i 2016. Over feltets levetid regner selskapet med det vil gå 16.100 årsverk. Plattformen vil ta form av en brønnhodeplattform med et boligkvarter til 95 personer. Under normal drift planlegger operatøren å ha rundt 20 personer på feltet, mens det vil være mer personell til havs i forbindelse med vedlikeholdskampanjer.

OFFSHORE & ENERGI

Knarr-kontrakter til påske BG tildeler to store kontrakter innen utgangen av mars. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no BG Norge skal totalt investere anslagsvis drøyt 11 milliarder kroner på feltubyggingene Knarr sentral og Knarr vest. Nå bekrefter operatøren overfor O&E at to større kontrakter vil bli tildelt innen utgangen av mars. Surf og rør Ifølge prosjektleder for Knarr, Marianne Eide, er det snakk om de to kontraktene for levering av surf-utstyr og kontrakten for gasseksportrøret på 100 kilometer som skal tildeles. -Vi tar sikte på å tildele disse kontraktene innen utgangen av mars i år. Vi har gått ut med en anbudsinvitasjon og venter nå inn anbudene, sier Eide. -Er det både norske og internasjonale tilbydere med i runden?

-Det er mange forskjellige og også utenlandske selskaper med i anbudsrunden.

feltet til FMC under en rammekontrakt de har med BG.

-Hvor mye kan disse kontraktene være verdt?

FMC ble nylig tildelt en kontrakt verdt 760 millioner kroner. Leveransen omfatter tre undervanns-ventiltrær for produksjon og 3 undervanns-ventiltrær for vanninjeksjon samt 6 kontrollmoduler, fem brønnhoder, to manifolder og tilhørende utstyr. Leveransene vil skje fra våren 2013.

-Det er tidlig i løpet ennå og det er ikke så mye mer å si på dette tidspunktet, sier Eide. Ny FPSO I tillegg til de 11 milliardene, kommer leiekostnader til en planlagt flytende produksjonsenhet (FPSO) som skal plasseres på feltet før planlagt produksjonsstart i 2014. Teekay inngikk i sommer en kontrakt med BG for levering av en ny FPSO. Avtalen er på minimum seks år pluss opsjoner. Subsea-kontrakten allerede tildelt  BG har allerede tildelt sunsea-kontrakten for

Et langt liv på havet er over

eksisterende

Knarr Olje- og energidepartementet opplyste ved godkjennelsen av plan for utbygging og drift (PUD) at de utvinnbare ressursene er anslått til mellom 8 og 25 millioner kubikkmeter oljeekvivalenter og at driftsfasen er anslått å vare mellom 6 og 20 år.

FORCE Technology er en internasjonal rådgiver og tilbyder av spesialteknologi og spesialkunnskap til olje&gass - og landbasert industri. FORCE Technology Norge AS har operert innen olje&gass relatert industri i mer enn 20 år og tilbyr ’world class’ kunnskap til sine kunder. 1200 ansatte i Norge, Danmark, Sverige, USA og Russland, Kina og Singapore representerer et multidisiplinært fagmiljø.

Fra vugge til grav - vi har stilt vår spesialkunnskap til rådighet hele veien:

FORCE Technology Norway AS Claude Monets allé 5

• • • • • • • •

Konseptutvikling, design og 3. parts verifikasjon av offshore strukturer Avansert analyse og simulering av marine operasjoner Risikobasert inspeksjonsplanlegging (RBI) Vedlikeholdsplanlegging (RCM) Materialvalg og korrosjonsanalyser Inspeksjon og spesialiserte NDT tjenester (Non Destructive Testing) Subsea monitorering av strukturer, rør og stigerør NDT opplæring og sertifisering.

1338 Sandvika Tel. +47 64 00 35 00 forcetechnology.com info@forcetechnology.no

MARS 2012 Offshore & EnergI 57

>> v & m

Modifikasjonsmilliardene står i kø ConocoPhillips, Statoil og Shell skal i løpet av overskuelig fremtid tildele store kontrakter. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Statoils milliardprosjekter i 2015-2016 Den planlagte vedlikeholdsstansen i 2013 for Ekofisk-området blir en av de største siden overgangen til Ekofisk II i 1998. Det skal gjennomføres rundt 200 000 installasjonstimer offshore på de 14 plattformene som er i drift i Ekofisk-området. I tillegg til inspeksjon, vedlikehold og modifikasjonsaktiviteter inngår også forberedende arbeid for installering av de tre nye plattformene som skal være med på å gi feltene nye 40 år. I mai i fjor tildelte ConocoPhillips Aibel rammeavtalen for vedlikehold og modifikasjoner i Ekofisk-området. Avtalen varer i fem år, med opsjon i tre pluss tre år. Aibel regner med at avtalen er verdt rundt fire milliarder kroner før opsjoner. Aibel har hatt rammeavtalen for vedlikeholdsog modifikasjonsarbeid for ConocoPhillips siden 2002, og i dag er cirka 800 ansatte engasjert i kontrakten, og hvert år gjennomføres 200 modifikasjonsprosjekt i varierende størrelse på installasjonene på Ekofisk. Det er installering av disse innretningene som skal klargjøres: • •

•

Ekofisk 2/4 L, hotell- og feltsenter for Ekofisk-senteret. Ekofisk 2/4 Z, brønnhodeplattform (36 brønnslisser) og sjøbunnsramme for åtte vanninnsprøytingsbrønner. Eldfisk 2/7 S, Integrert brønnhode, prosess -og boligplattform (40 brønnslisser og 152 senger).

I tillegg skal gasskompresjonsplatformen B-11 fases ut og den 36 tommer store gasseksportlinjen til Emden legges rundt plattformen. Statoils milliardprosjekter i 2015 og 2016 Statoil tildelte I 2010 en rekke store rammeavtaler innen V&M, eller vedlikehold og modifikasjon samt innen ISO, eller isolasjon, stillas og overflatebehandling, med virkning på 4+4 år. V&M rammekontraktene er tilsammen verdt rundt 49 milliarder kroner, og ISOrammekontraktene er tilsammen verdt 12 milliarder kroner. Det var selskapene Aibel,

Offshore & Energi MARS 2012

Aker Solutions, Reinertsen, Fabricom og Apply Sørco som fikk dele de store V&M kontraktene mens de største ISO-kontraktene gikk til aktørene Kaefer Energy og BIS Industrier, med avtaler verdt om lag 610 og 550 millioner kroner årlig, mens Beerenberg Corp. og Linjebygg Offshore ble tildelt avtaler verdt omtrent mellom 200 og 140 millioner kroner årlig. Det blir en stund til disse kontraktene samlet skal ut på markedet igjen, samtidig vil noen av dem potensielt gå ut i nær fremtid, og det utfallet er uvisst. Shells milliardutbygginger AS Norske Shell, som er operatør for funnet Linnorm i Norskehavet, har sammen med partnerne bestemt seg for å gå videre og vil fatte investeringsbeslutning om et års tid. Linnorm, sammen med Statoils gassfunn Luva regnes som bærebjelker i en storstilt satsing på

ny infrastruktur i Norskehavet. Utbyggingskonseptet for Linnorm blir en subsea-utbygging knyttet opp til feltet Draugen. Utbyggingskonseptet blir subsea-brønner knyttet opp til feltet. Draugen-installasjonen må også bygges ut. Anlegget skal etter ombygging prosessere en daglig mengde på 15 millioner kubikkmeter gass. Dette vil kreve flere nye moduler for prosessering og kompresjon av gassen. Store investeringer Linnorm -gassen trenger avsetning i form av en ny gassrørledning og Nyhamna, ilandføringsanlegget for Ormen Lange, er identifisert som det optimale ilandføringsstedet. Etter det Offshore&Energi erfarer, vil det beløpe seg omkostninger for ombygging av mottaksanlegget på Nyhamna på ”flere milliarder kroner”.

Åpen invitasjon til ‘‘La Liga” - Solastranden Offshoreliga i golf

Pris: kr. 4.900,- pr lag Solastranden Golfklubb inviterer alle oljeog offshorerelaterte bedrifter til å delta i en egen Offshoreliga i golf hvor lagspill og det sosiale står i fokus. Hvert lag består av to til åtte personer hvorav to representanter spiller kamp mot et annet lag en gang i uken (stableford match play). Lagmedlemmene trenger ikke jobbe for samme selskap, slik at det er mulig å invitere med kunder og forretningsforbindelser. Dette er en ypperlig mulighet for relasjonsbygging, både innad i laget og med andre lag fra samme bransje. Ligaen starter tidlig i mai, og går over hele sesongen (med et lite opphold i fellesferien).

Vårkampanje fra Solastranden Golfklubb - 18-hullsbanen med lengst sesong i Norge Kr. 9.500,-

Kr. 14.500,-

Kr. 19.500,-

Kontakt:

Profilering på Driving Range

Profilering på Nærspillområdet

Emil Aarthun

1 lag ”La Liga”

Tlf: 97 58 58 58

10 stk greenfee pass

1 stk range kort á 50 klipp

1 stk range kort á 100 klipp

emil@solastranden.no

20 stk greenfee pass

30 stk greenfee pass

www. solastranden.no

>> v & m

Mange permitteringer tross boomen Mer snakk enn oppdrag. tallstørrelser enn reelle forespørsler selv om det i løpet av året riktignok også har blitt tildelt en del større m o d i f i k a sj o n s ko n t ra k te r. Aktivitetsnivået i tilknytning til løpende V&M avtaler opplevdes derimot fortløpende å øke. For Fabricom var det veldig viktig å vinne frem i konkurransen om en av Statoils V&M rammeavtaler som ble tildelt i 2010. Statoil er i denne sammenheng en krevende kunde men dette har også medført at vi har oppnådd betydelige forbedringer i forhold til hvordan vi tidligere løste denne typen oppgaver. Har oljeselskapene nok kapasitet? Sem stiller spørsmål til oljeselskapenes kapasitet til å modne frem nye prosjekter, for 2011 ble ikke så hektisk som forespeilet. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Bransjen venter fortsatt på effektene av den meldte investeringsboomen. Vedlikehold og modifikasjonsmarkedet er verdt anslagsvis opp mot 25 milliarder kroner per år på norsk sokkel Men, en rekke norske leverandører har fortsatt ledig kapasitet på konstruksjonspersonell i påvente av nye oppdrag. Blant Norsk Industris medlemsbedrifter er det nå 2.000 permitterte, får O&E opplyst fra forbundet. -Mer snakk enn oppdrag Lars Sem, direktør for Salg & Tilbud i Fabricom bekrefter overfor O&E at de har ledig kapasitet blant sitt konstruksjonspersonell som til vanligvis utfører arbeid på offshore installasjoner og landanleggene. Paradoksalt nok jobbes det samtidig hardt med å bygge ut ingeniørkapasiteten i selskapet. -I 2011 har det har det nok vært mer snakk om

Offshore & Energi MARS 2012

-Selv om omfanget av forespørsler nok ikke ble helt som forventet i 2011 opplever vi klare tegn på aktivitetsnivået er på vei til å øke, blant annet gjennom omfanget av studieforespørsler. Spørsmålet blir da hvilken kapasitet operatørselskapene og deres støttespillere har til å modne disse oppgavene på en god måte, sier Sem. -Har dere nok ingeniørkapasitet til å ta del i den forventede økende oppdragsmengden? -Ingeniør og ledelsesressurser er nok en knapp ressurs i mange selskap og det jobbes aktivt for løpende å øke kapasiteten. I denne sammenheng er det viktig at vi klarer å bringe inn ny kapasitet og ikke som i perioden 200609 ensidig sloss om de samme ressursene med det resultat av kostnadene økte betydelig mens kvaliteten på leveransene generelt ble svekket. I Fabricom jobber vi med å øke kapasiteten i Norge hvor vi bl.a. har som mål å doble vår ingeniørbemanning ved vårt Trondheimskontor. Videre jobber vi med å videreutvikle vår

ingeniørkapasitet i India, samt å ta ut potensialer som ligger i GDF Suez konsernet. I forhold til sistnevnte har vi gjennom noen år jobbet nært med et av våre søsterselskap i Newcastle, Fabricom Offshore Services. Går til Tsjekkia Fabricom har identifisert muligheter for godt skolerte og erfarne ingeniører i Tsjekkia som har kompetanse som er forenlig med oljeindustrien. -Vi jobber også med å implementere et samarbeid med et annet GDF Suez selskap, Tractebel Engineerings virksomhet i Tsjekkia som besitter høyt kvalifiserte ingeniører som vi erfarer er veldig anvendbare i vår industri. Fabricom operer i et markedssegment med to dominerende konkurrenter. For å kunne utvikle vår konkurranseposisjon her fordrer dette også evne til nytenkning blant annet i form av å kunne utvikle nye samarbeidsløsninger som vil fremstå som robuste over tid sier Sem. -Hvordan ser du på fremtiden? -Vi søker å utvikle og vedlikeholde en oppgaveportefølje som omfatter en balansert blanding av V&M, EPCI og studieoppdrag. Mulighetene bør være mange i tiden fremover men konkurransen vil forbli tøff avslutter Sem.

-Det må gjøres veldig mye mer Se oljedirektørens forslag til oljeselskapene. undervannskompletterte brønner. Nå brukes i stor grad borerigger til dette arbeidet. Det er en knapphet på rigger, og det er også svært kostbart å bruke rigger til dette arbeidet, så her må man vurdere å bruke lettere interventionfartøyer, sier lederen av Oljedirektoratet, Bente Nyland til O&E i etterkant av mandagens pressekonferanse, Sokkelåret 2011, som ble avholdt i Stavanger. Mens Petoro over flere år har påpekt at det må bores mellom 200 og 300 prosent flere produksjonsbrønner enn hva tilfellet er, vil ikke Nyland gi noe tall. -Petoro sier det må bores mellom 200 til 300 prosent flere produksjonsbrønner enn nå. Er du enig i dette?

tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no -De siste ti årene har det vært et dramatisk fall i oljeproduksjonen på norsk sokkel. Vi må bore flere produksjonsbrønner. Det må gjøres veldig mye mer. Vi har nå en situasjon der vi har stort behov for å vedlikeholde eksisterende

40 år

-Jeg vil ikke si noe om antallet brønner som kreves for å hindre produksjonsfallet, men at boring av produksjonsbrønner er det viktigste enkelttiltaket for å få mer ut av eksisterende felter er riktig, sier Nyland til Offshore.no. Halvert oljeproduksjon på ti år  I 2001-2002 lå norsk oljeproduksjon på 3,2 millioner fat per dag. I 2012, altså ti år senere, er tallet halvert. Oljedirektoratet anslår nå at daglig

oljeproduksjon på norsk sokkel vil være 1,6 millioner fat per dag i 2012. Dette er selvsagt svært alvorlig, men det kanskje mest oppsiktsvekkende er sammenhengen mellom antall produksjonsbrønner som ble boret for ti år siden og det som ble boret i 2011. I årene 2000 og 2001 ble det boret rundt 200 slike brønner. I fjor var tallet sunket til godt under 150 produksjonsbrønner. Antallet produksjonsbrønner har sunket jevnt siden toppårene 2000 og 2001, men med en topp i 2009, da tallet oversteg 150. Det er her viktig å merke seg at nettopp antallet produksjonsbrønner er den mest effektive måten å øke produksjonen på, ifølge Petoro, som styrer statens andeler, og Oljedirektoratet. Faller 100.000 fat i året  Produksjonen av olje i 2011 ble 1,7 millioner fat per dag mot 1,8 millioner fat per dag året før fra 62 felt. -Oljeproduksjonen i 2011 ble i underkant av én prosent lavere enn de anslagene Oljedirektoratet utarbeidet høsten 2010. For 2012 anslår Oljedirektoratet at oljeproduksjonen vil bli 1,6 millioner fat per dag.

Med fremtiden i sikte 15. mars 1972 ble StS gruppen oppført i Bergen Handelsregister - den gang under navnet AS Stillasservice. Med 40 år er StS gruppen faktisk den ISO-bedriften i Norge med lengst fartstid. Allerede i 1973 hadde bedriften sitt første offshore relaterte oppdrag, og i 1977 fulgte den første turen ut i Nordsjøen. For å møte morgendagen har StS gruppen alltid hatt fokus på kompetansebygging og endring i takt med tiden. I rundt 20 år har bedriften nå vært en av de ledende aktører i ISO-bransjen.

www.stsgruppen.com MARS 2012 Offshore & EnergI

>> v & m

Fra tre til 13 år Statoil-feltet stenger ikke ned likevel.    tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no

<< Vi har nå fått levetidsforlengelse for Glitne. Levetiden vi ser på nå er slutten av 2014. >> Ikke på akkord med sikkerheten  Petrojarl I er 25 år gammel, og den skal altså nå få foretatt vedlikehold på lokasjon, men Almelid understreker at sikkerheten går foran alt: -Vi hadde aldri gått på akkord med sikkerheten, men vi ser at vi nå i stedet for å sette FPSOen i tørrdokk, kan utføre dette på stedet ved hjelp av dykkere. Det skal gjøres en del klassearbeid frem til slutten av levetiden (en klassing går ut på at skipet tilfredsstiller "klassens" krav til bl.a. sjødyktighet, sikkerhetsutstyr etc), og av de store oppgavene er å skifte ut sjøskiste/ bunnventiler på Petrojarl I. Det vil også bli et omfattende inspeksjonsprogram i tiden frem til slutten av 2014.» I tråd med OD og Petoro  OD og Petoro har nå i flere år gjentatt at boring av flere produksjonsbrønner er det viktigste for å øke utvinningen på modne felter i Nordsjøen. Og det er akkurat denne oppskriften som har gjort at feltet har fått sin levetid så kraftig forlenget.    -Dere har altså gjort som OD ønsker på Glitne? -Ja. Rett og slett det har vi, og det er de fornøyd med, sier Almelid. -Hvor går Petrojarl etterpå?

Det Statoil-opererte Glitne-feltet i Nordsjøen skulle etter planene stenge produksjonen i en lengre periode i år på grunn av at den flytende produksjonsenheten på feltet, Petrojarl I, skulle inn på et lengre verkstedsopphold, men nå skal feltet produsere for fullt ut 2014. Nå skal det i stedet foretas noe vedlikehold på lokasjon slik at det kan operere på feltet ut 2014.   -Vi har nå fått levetidsforlengelse for Glitne. Levetiden vi ser på nå er slutten av 2014. Fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2001, var forventet levetid levetid tre år, og feltet skal altså

Offshore & Energi MARS 2012

produsere ti år mer enn forventet. Det har vi oppnådd ved å koordinere forskjellige tolkningene. Blant annet har vi brukt 4D, som er dypere seismiske data enn 3D, sier Johnny Almelid, ansvarlig for Glitne i Statoil til Offshore&Energi. Mer enn vi trodde  Ifølge Almelid ble det funnet mer reserver på feltet etter boring av flere brønner i 2004.   -I 2004 fant vi ut at det var mer reserver her enn vi opprinnelig trodde, da vi boret flere brønner på feltet.

-Det må Teekay, som eier, svare på. Den går mest sannsynlig av kontrakt med oss mot slutten av 2014.    Petrojarl 1 er bygget i 1986 og er altså 25 år gammelt. Etter det Offshore&Energi erfarer, skal det under verkstedsoppholdet både bygges om på grunn av strukturproblemer og også installeres en helt ny boligmodul.   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.

Plattform-pud i år Til sommeren. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no BPs Hod-plattform produserer stadig mindre, og det er behov for en ny plattform på feltet. I sommer har selskapet satt store ressurser inn på å komme frem til en utbyggingsløsning, og er nå inne i den såkalte ”define-fasen”.

og gassløft ble installert og produksjonen startet opp igjen, men reservoartrykket fortsatte å falle. Han poengterer at de kun har tatt opp ti til 15 prosent av ressursene på Hod. Den langsiktige målsetningen er å klare 40-45 prosent.

-Som ledd i videreutviklingen av Hod vil vi søke om forlengelse av lisensen i november i år og regner med at levering av plan for utbygging og drift (PUD) vil komme neste år. Det pågår nå prosjektarbeid både her hos oss på Forus og hos partneren Hess, sier Jan Erik Geirmo, informasjonssjef i BP Norge til Offshore & Energi.

Inn i tiden Etter det Offshore.no erfarer, blir det mest sannsynlig snakk om en ubemannet brønnhodeplattform (WHP).

Selve kontraktstildelingen med påfølgende byggestart kan komme så tidlig som midten av 2012, med sannsynlig installasjon i løpet av første halvår 2014 etterfulgt av oppstart i fjerde kvartal samme år. Tredobling Hod hadde ifølge Geirmo en stødig produksjon frem til år 2000, men så falt trykket i brønnene

riggkapasitet og riggkostnader, og Petoro mener derfor at det trenges en ”håndfull” nye brønnhodeplattformer på norsk sokkel.

Dette er den mest sannsynlige løsningen for en rekke modne felter på norsk sokkel, som ofte har behov for boring av en rekke nye brønner. Og det er stort behov for å bore både injeksjonsbrønner og nye produksjonsbrønner på mange felt. Slike boringer kan ofte foretas både raskere og rimeligere ved egne installasjoner. En ”håndfull” nye Petoro har tallfestet behovet, og ser klart behov for en 200-300 prosents økning i slike boringer. Problemet er begrensninger med hensyn til

INNOVATION AS

STANDARD Hydratight sets international standards in joint integrity on a global scale. With a team of over 1,200 employees operating from 35 global locations, Hydratight has the engineering technology and expertise to offer safe, fast, accurate leak-free connections and pipeline integrity solutions.

To find out more visit

www.hydratight.com

4357 Offshore_energy_resize.indd 1

63 MARS 2012 Offshore31/01/2012 & EnergI10:59

>> v & m

40-milliardersavgjørelse til høsten Statoil planlegger ny Nordsjø-plattform.

tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Statoil og partnerne på Snorre-feltet vil til høsten foreta konseptvalg for videreutvikling av feltet. Etter det O&E erfarer, regner man med investeringer i størrelsesorden 40 milliarder kroner for en ny flytende plattform og boring av produksjonsbrønner. - Partnerne er blitt enige om å fortsette Snorre 2040-studiene mot et konseptvalg senhøstes 2012. Et av fokusområdene er å legge til borekapasitet på Snorre-feltet. Hensikten med dette er å akselerere produksjonen og øke reservene ved å bore flere injeksjons- og produksjonsbrønner. De to konseptene som vurderes er flere subsea brønnrammer og en mindre prosessplattform med borerigg, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til O&E. Økt utvinning  Ifølge Skauby er det fortsatt mange ubesvarte spørsmål knyttet til Snorrefeltet; - Økt gassinjeksjon vil også øke reservene, og ulike løsninger vil bli studert fram mot konseptvalg, inkludert gassimport fra andre felt. Prosjektet ser også på mulige løsninger for å forlenge levetiden på Snorre A og Snorre B-plattformene til 2040, inkludert bruk av Gullfaks A for endelig

Offshore & Energi MARS 2012

behandling. Framtidige oljeeksportløsninger blir også adressert i studiene, sier Skauby, som forøvrig ikke vil kommentere investeringstallene. Ikke overrasket Knud H. Nørve, analytiker i Rystad Energy, er ikke overrasket over en mulig prislapp pålydende 40 milliarder kroner. - Snorre er et av de feltene med mest gjenværende olje. For å ta ut restoljen er man avhengig av mange dreneringspunkter, altså produksjonsbrønner. Men det må skje til lavest mulig pris. Det er dumt å fjerne de plattformene man allerede har. Fjerner man dem, vil feltet måtte stenge produksjonen til nye installasjoner på plass. Men, vil man ha Snorre A og B dersom man får inn en ny plattform? Det blir høye vedlikeholdskostnader, så man vil nok se på muligheten for å fjerne en av disse på sikt, sier han. - I bransjen spekuleres det i investeringer på 40 milliarder kroner. Høres det fornuftig ut? - Det er vanskelig å si, men det blir fort dette nivået når man skal installere i en ny flyter og bore nye brønner. Samtidig kan dette være vel anvendte kroner dersom man bare får opp nok olje, sier Nørve.

26 milliarder for 420 millioner fat Økt utvinning tilsvarende et Balder-felt. Statoil har modnet frem mer reserver i økt utvinning enn Skrugard og Havis-funnene til sammen i 2011. Nå øker Statoil satsingen på økt oljeutvinning ytterligere. - 2011 vil alltid bli husket for de store funnene på norsk sokkel, samtidig har vi også hatt et veldig godt år i forhold til økt utvinning. Vi har modnet frem mer volumer i økt utvinning enn Skrugard og Havis-funnene til sammen, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for norsk sokkel, ifølge Statoil.com. Statoil leverte seks planer for utbygging og drift og modnet frem rundt 560 millioner fat oljeekvivalenter Statoil-andeler for de store prosjektene på norsk sokkel i løpet av 2011. Av disse volumene er 420 millioner fat oljeekvivalenter fra økt utvinning alene.

gi plass til Norges største senter for økt utvinning.

26 milliarder kroner Totalinvesteringene på Troll og Åsgard subsea kompresjon utgjør 26 milliarder kroner.

• Seismisk avbildning og tolkning. • Reservoarkarakterisering og utvinning • Boring og brønnkonstruksjon • Undervannsproduksjon og prosessering Reduserte borekostnader Teknologi for bedre reservoarforståelse kan alene bidra til 1,5 milliarder fat oljeekvivalenter i reserver i økt utvinning i vår globale portefølje innen 2020.

- Åsgard havbunns gasskompresjon vil bli verdens første undervannskompressor og er et godt eksempel på hvordan banebrytende teknologi kan bidra til forlenget levetid på våre eksisterende felt på sokkelen. Vi vil ha flere teknologigjennombrudd og trapper nå opp teknologisatsingen, sier Siri Espedal Kindem, teknologidirektør i Statoil. 2,8 milliarder til forskning Forskningsinnsatsen i Statoil øker med 27 prosent til 2,8 milliarder kroner 2012. I tillegg har Statoil planer for å utvide forskningssenteret på Rotvoll i Trondheim for å

Økt utvinning er også sentralt i Statoils nye teknologistrategi, hvor fire prioriterte teknologiområder er identifisert:

- I tillegg skal vi jobbe med teknologi som reduserer boretiden med 30 prosent og borekostnader med 15 prosent innen 2020. Dersom vi lykkes med å utvikle en undervannsfabrikk, vil det føre til økt utvinning, reduserte kostnader og lavere energiforbruk i videreutviklingen av norsk sokkel, sier Kindem.

www.kurergrafisk.no

- Statoils største prosjekter for økt utvinning i 2011 var Troll 3 & 4 kompressor og Åsgard havbunns gasskompresjon. Disse sto for 350 millioner fat oljeekvivalenter i økt utvinning

alene for Statoil. I tillegg kommer volumene fra boring og brønn-aktiviteten i Statoil og økt utvinning fra små og store modifikasjonsprosjekter på installasjonene våre på sokkelen, sier Michelsen.

ModifikASjoNSkoNferANSeN 2012 StANd Nr. 8

Høy kvalitet - konkuransedyktige priser - kort leveringstid ta kontakt med oss! Vi har over 40 års erfaring med produksjon av varme-elementer i Norge. Norske Backer AS Norske Backer AS Jostein Svendheims vei 8-10, 2212 Kongsvinger

Telefon: 62 82 88 28 Fax: 62 81 74 56 marked@norskebacker.no www.norskebacker.no

MARS 2012 Offshore & EnergI 65

>> arbeidsmarked

Hvor blir det av offshorekvinnene? Den siste mannsbastionen. Kvinneandelen offshore er den samme som for 25 år siden.

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Hvorfor er under 1 av 10 offshorearbeidere kvinner? Hvorfor er dette tallet det samme som for 25 år siden? Hvordan kan bransjen leve med å rekruttere fra bare halve befolkningen? Hvilke holdninger møtes kvinner med i utdanningen? På plattformen? Som ledere? Disse og mange andre spørsmål knyttet til kvinner i petro-maritim industri har vekket interessen til to nysgjerrige forskere, førsteamanuensis Lise Langåker ved Høgskolen Stord/Haugesund og professor Wencke Fugelli Mühleisen ved Universitetet i Stavanger. Forsvinnende lite forskning - Vi fattet interesse for denne problemstilling for flere år siden. Det gikk opp for oss at det var noe pussig i denne industrien i forhold til resten av landet. At petro-maritm industri på mange måter var en siste mannsbastion. Samtidig ser vi at det er er gjort forsvinnende lite forskning om tematikken, og at det som finnes, er gammelt. Det har gjort oss nysgjerrige og sikre på at det her er behov for mer kunnskap, sier Langåker. Det er cirka 20 prosent kvinner i oljeog gassindustrien totalt sett, og majoriteten av disse jobber på land. Offshore er andelen i underkant av 10 prosent, hvor de fleste er å finne innenfor forpleining. Men, det er store forskjeller, og kanskje særlig mellom selskapene. Ingen utvikling på 25 år - Utviklingen over tid av antall kvinner i industrien er på en måte positiv, flere kvinner går inn i ulike stillinger i flere organisasjoner som nevnt innenfor HR, juss, finans, kommunikasjon. Ser vi offshore, er kvinneandelen under 10 prosent, og den har nesten ikke beveget seg de siste 25 årene, sier

66 Offshore & Energi MARS 2012

OFFSHORE & ENERGI

kompetansefagsjef Thina Hagen Oljeindustriens Landsforening til OLF.

- Hvorfor er det viktig for industrien å gjøre noe med dette? Industrien har et stort behov for kvalifisert arbeidskraft, kvinner dominerer på universitet og høgskoler, verdiene, interessene, erfaringene og tilnærmingene som kvinner bringer inn i realfagene, er forskjellige fra menns, og kan føre industrien og teknologien i nye retninger og det moderne arbeidsliv er opptatt av mangfold. Skal vi være en aktør på arbeidsmarkedet, må vi ta dette på alvor, sier Hagen. Hvem skal betale? Men til tross for at utfordringene er reelle og hullene i forskningen gapende, har de to forskerne opplevd det som vanskelig å sikre finansiering for prosjektet. - Når det gjelder finansiering gjennom tradisjonelle forskningskanaler, som for eksempel Forskningsrådet og ulike forskningsfond, ser det ut som om vi faller mellom alle stolene som finnes. Nå driver vi lobbyvirksomhet mot det politiske miljøet og håper det kan gi resultater, sier Langåker. - Er det aktuelt å ta imot støtte fra industrien? - Absolutt. Vi har god kontakt med både OLF, Statoil og Maritimt Forum. Vi har ikke bedt dem om penger, men de bidrar med støtte og kompetanse og kan være med og utvikle ideene videre. Vet for lite Thina Hagen mener synlighet og informasjon er viktige stikkord i arbeidet med å få flere kvinner inn i industrien. - Vi jobber i forhold til jenter, rådgivere og skoler for å avmystifisere industrien – vise at det ikke er noe med arbeidsoppgavene som skal løses som handler om kjønn. Rollemodeller er svært viktig. Og dialog med skoler og foreldre. Vi ønsker å fokusere på at

kjønnsdefinerte arbeidsmarked handler om ungdoms valg av utdanning. Det er lite bakgrunnskunnskap ungdom har i dag de bruker når de velger utdanning – og da blir det vår jobb å informere dem om hvordan arbeidsmarkedet har endret seg, sier hun. Når alt dette er sagt, opplever Lise Langåker at petroleumsindustrien likevel er hestehoder foran maritim sektor;

<< Når det gjelder finansiering gjennom tradisjonelle forskningskanaler, som for eksempel Forskningsrådet og ulike forskningsfond, ser det ut som om vi faller mellom alle stolene som finnes. >> - Mitt inntrykk er at petroleumsindustrien har litt mer fokus på tematikken, og at det er enda mer å gå på i maritim sektor. Men selskapene er på jakt etter nye hoder, og industrien trenger all den kompetansen den kan får. Faktum er at man i dag går glipp av viktig kompetanse fordi mange flinke kvinner, av ulike årsaker, ikke finner disse næringene relevante for dem. Her er noen av temaene som forskerne ønsker å se nærmere på:

Rekruttering Det er nødvendig med en kartlegging av kjønnsbalansen ved relevante fagskoler, høgskole- og universitetsstudier. Det er også forskningsmessig interessant å finne ut hva som får jenter til å søke seg til disse utdanningene. Videre er det relevant å skaffe fram kunnskap om hvilke barrierer som eventuelt hindrer dem i å søke seg til aktuelle petro-maritime utdanninger. Kvinner i utdanning Studiekulturen må kartlegges og analyseres og blant annet sees i lys av hvilke holdninger til kjønn som manifesteres, både i den daglige studiehverdagen og i retorikken som omgir studiene. Dette innbefatter studier av mannlige medstudenters og undervisningspersonalets holdninger og handlinger i forhold til kvinnelige studenter. Kvinner på plattform Det er også viktig å skaffe fram kunnskap om hvordan kvinner om bord og på plattform opplever sin arbeidssituasjon samtidig som det er viktig å få innsikt i hvordan menn opplever å være i en kjønnsmessig majoritetssituasjon. Relevante begreper i delprosjektet kan være opplevd virkelighet, organisasjonskultur, holdninger, egne og andres forventninger, struktur, arbeidsmiljø, arbeidstidsordninger, ledelse, diskriminering, seksuell trakassering og ulike minoritetsdimensjoner. Kvinner som ledere Det har vært forsket en god del omkring kvinnelige ledere og oftest mangelen på slike både i offentlig og privat sektor, og dette forskningsfeltet vil være nyttig som bakteppe og teorigrunnlag i en studie med fokus på petromaritim sektor. Faktorer som vil måtte berøres er blant annet spørsmål om karriereutvikling, motivasjon for ledelse, betydningen av rollemodeller og forekomsten av mulige strukturelle og kulturelle barrierer som kvinner med ledelsesambisjoner i sektoren møter.

MARS 2012 Offshore & EnergI 67

>> arbeidsmarked

Mer lønn og mindre papirmølle Derfor er disse oljeselskapene vinnerne i kampen om de beste hodene. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no

De vellykkede nykommerne er nå de mest populære selskapene blant jobbsøkerne innen oljeog gassindustrien. Det sier direktør Knut Øritsland i rekrutteringsselskapet Scouting til Offshore.no. - Vi ser at nykommerne som har bygget seg opp solide posisjoner og som vokser på norsk sokkel nå scorer høyest. Nye mindre selskaper må tilby høyere lønn for å få tak i de riktige kandidatene fordi risikoen kan, fra arbeidstakerens side, oppleves som større og de interne karrieremulighetene som færre. Mange velger likevel slike selskaper fordi de har mindre byråkrati internt, sier han. GDF Suez best i test Scouting har siden oppstarten i 2007 gjort

68 Offshore & Energi MARS 2012

grundige analyser og hatt fingeren på pulsen til arbeidsmarkedet innen olje og gass i Norge. Selskapet har også kåret landets mest attraktive oljeselskap å jobbe for de siste tre årene. GDF Suez har tatt to stikk, i 2008 og 2010, mens StatoilHydro kom best ut av undersøkelsen i 2009. - Før finanskrisen var nykommerne svært populære, men da den økonomiske uroen slo inn for fullt ble Statoil ansett som en trygg havn av mange jobbsøkere, sier Øritsland. Øritsland holder kortene tett til brystet før årets kåring, men det er grunn til å tro at han snakker om selskaper som Wintershall, BG, Centrica, Lundin, Det norske, GDF Suez, Eni og Eon Ruhrgas. For å nevne noen.

LinkedIn som database Scouting er et lite selskap som har valgt en spisset satsing på olje og gass og som setter kvalitet over kvantitet. En av spisskompetansene er bruk av sosiale medier, og da spesielt LinkedIn. - Bruk av LinkedIn i rekrutteringen har vært en del av vår strategi fra dag 1, og gjennom dette har vi per i dag tilgang på over 10 millioner fagfolk og ledere hvorav rundt 13 prosent jobber innen olje og energi. Dette er mennesker som du aldri vil få til å legge inn CV-en sin i en tradisjonell database. Dette er informasjon som er tilgjengelig for dem som investerer tid og lykkes i sosiale medier, men vi har også spisskompetanse når det kommer til å

OFFSHORE & ENERGI

manøvrere seg fram til de rette menneskene i et hav av informasjon, sier Øritsland. Hodejegeren mener sosiale medier åpner nye muligheter for selskaper som ønsker å stå for rekrutteringen selv. Men advarer mot én felle: - Sosiale medier er et verktøy som må brukes fornuftig. Dersom man bombarderer brukerne med tilbud, vil man raskt bli valgt bort av brukerne. Derfor er en profesjonell tilnærming en svært viktig suksessfaktor. - Risikosport Norsk sokkel står foran en byggeboom av dimensjoner, og kampen om de kloke og erfarne hodene er betydelig. Mangelen på norske ingeniører og behovet for å styrke konkurranseevnen ved å redusere kostnader, har ført til at de fleste store leverandørselskapene de siste årene har knyttet til seg større eller mindre ingeniørmiljøer med base i utlandet. Også oljeselskapene ser nøkkelstillinger skal fylles.

til

utlandet

når

- Ansettelser er risikosport, både for selskapet og den som blir ansatt. Å rekruttere ledere og fagspesialister fra utlandet til Norge, er ikke enkelt. Dette dreier seg om personer som har mange valgmuligheter. De kan stort sett bestemme selv om de vil jobbe i Perth, Houston, Rio, Singapore og så videre. Hvorfor skal de da velge Norge generelt og Stavanger spesielt? Vi må bare erkjenne at for mange er Norge en bydel i Stockholm. Vi opplever dette som en utfordring i vårt arbeid, og skulle gjerne sett at det ble gjort en grundig analyse av norsk sokkels attraktivitet for utenlandske arbeidstakere. Vi tror nemlig det er et stort sprik mellom hvor attraktive vi oppfatter oss selv og hvor attraktive vi faktisk er i det internasjonale arbeidsmarkedet, sier Scouting-direktøren og fortsetter; - Vi forsøker å finne kandidater som har en relasjon til Norge. Da er sjansen betydelig større for at de velger å ta den risikoen knyttet til å skifte jobb og flytte til et nytt land. Bare erfarne, ikke nyutdannede En internasjonal undersøkelse viser at cirka 14 prosent av arbeidsstyrken er aktivt jobbsøkende, mens ytterligere 36 prosent kan være villige til å vurdere et jobbskifte dersom muligheten åpner seg. Det er disse 36 prosentene, de som ikke søker jobber eller leter etter nye stillinger, men trenger litt annen stimuli, som selskapet primært sikter seg inn mot. - De 14 prosentene som er aktive søkere, vil kundene våre uansett få tilgang til, mens vi samtidig må respekt for at nær halvparten av alle ansatte er fornøyde der de er. Å rekruttere nyutdannede og erfarne er to vidt forskjellige

ting. Vi jobber utelukkende med sistnevnte. Både fordi de nyutdannede er aktive jobbsøkere og fordi de ikke har karriereresultater å vise til. - Hvilke selskaper vil, på generelt grunnlag, slite med rekrutteringen? - Det er et godt spørsmål, men det finnes ikke et enkelt svar. I samtaler med kandidater kartlegger vi både barrierer og motiver for å bytte arbeidsgiver. Disse er svært forskjellige fra person til person. For noen vil dårlig finansiering øke barrieren, men andre kan leve med en større grad av usikkerhet. Uklar strategi, negativ eller ingen omtale, rykter og ingen industrielle resultater gjør rekrutteringsarbeidet som regel vanskeligere. Byråkratiske prosesser øker heller ikke motivasjonen, og unormal høy turn-over skygger de fleste unna. Arbeidsgiver må derfor kartlegge hvilke barriere de kan bygge ned og hvilke motiver de kan spille på. De fant, kjøpte og vant Lundin, Centrica og Wintershall er oljeselskapene norske arbeidstakere helst vil jobbe for. Samtidig topper Spring Energy listen i klassen for nye norske selskaper. Det kommer fram i rekrutteringsselskapet Scoutings årlige bransjeundersøkelse. Her er de fire mest attraktive arbeidsgiverne sammen med Scoutings begrunnelse: Lundin Da bransjeundersøkelsen ble utført for første gang i 2008 viste Lundin gode takter. Det var tydelig at hovedstaden hadde fått en ny yndling, men fremdeles lå selskapet et godt stykke bak mer kjente og profilerte selskaper i Stavanger. Utenfor bransjen var Lundin et relativt ubeskrevet blad inntil storfunnene i fjor. Oppskriften og letemodellen bak Luno-funnet var nøkler til suksess på Aldous/Avaldsnes. Storfunnet har fått navnet Johan Sverdrup. Her stemmer alt. Funnet er i et modent område. Volumene er formidable og

reservoarkvaliteten er førsteklasses. I tillegg er vanndypet beskjedent, og dette gir lave utbygningskostander og god økonomi. 2011 var et fantastisk lete-år, og Lundin skal ha mye av æren. Centrica Siden 2006 har Centrica bygget opp en interessant portefølje på norsk sokkel, og når Centrica kjøper norsk gass til sine britiske kunder snakker vi om store penger. 100 milliarder kontrakten med Statoil sier sitt. Letesuksess og produksjon fra Statfjord- og Heimdal-området er en god kombinasjon som gir ansatte spennende muligheter i et selskap i vekst. Dette har bransjefolk lagt merke til. Fra relativt beskjedne plasseringer foregående år er Centrica nå i helt i toppen. Det er imponerende. Wintershall Wintershall både forsvarer og styrker fjorårets posisjon. Selskaper leter aktivt på norsk sokkel og deltar i blant annet Knarr-utbygningen. De er også partner i Luno hvor PUD nettopp er levert. Wintershall er operatør for Maria, og dette blir selskapets første egenopererte utviklingsprosjekt og svenneprøve. Porteføljen er interessant og dekker hele verdikjeden, og Norge framstår som et viktig området i selskapets strategi. Spring Energy Oljefolkene sa også sitt om det mest attraktive nye norske selskapet. I denne klassen er det mange kandidater, men etterdønningene av finanskrisen og mange tørre letebrønner har gjort «myggene» mindre attraktive sammenliknet med toppåret 2008. Spring Energy er likevel et leteselskap som skiller seg positivt ut fra massen. Allerede i 2010 hadde selskapet solide finansielle resultater. Fra kontoret i Oslo finner ansatte olje som de selger før den er produsert. Strategien er vellykket, og resultatene i bransjeundersøkelsen er inspirasjon til ytterligere fokus og vekst.

MARS 2012 Offshore & EnergI 69

>> arbeidsmarked

Mangler 12.000 Her er det størst behov for hoder og hender.

FAKTA Her er den estimerte mangelen på arbeidskraft for utvalgte yrker i oljeindustrien: •

4100 - ingeniører og teknikere innen olje, bergverk og metallurgi.

•

1550 - stillasbyggere

•

1450 - sivilingeniører (geofag, petroleumsteknologi, metallurgi o.l.)

•

1100 - isolatører og kapslere

er noe strammere enn for et par år siden, men så langt har vi fått tak i de folkene vi ønsker oss og har behov for, sier kommunikasjonssjef Endre Johansen i Aker Solutions.

•

1000 - sveisere

•

750 - sivilingeniører (kjemi)

Han tror krevende prosjekter er mye av forklaringen på selskapets rekrutteringssuksess.

•

750 - industrimekanikere

Ingeniører og sivilingeniører er spesielt ettertraktede. Det er ikke rart. Norske bedrifter mangler nemlig 16000 slike, 5500 innen olje, bergverk og metallurgi. Det er en voldsom økning i forhold til for ett år siden, da bedriftene i industrien oppga et udekket behov på 1500 stillinger.

De krevende teknologiprosjektene, som for eksempel Ekofisk, Åsgard undervannskompressjon og Statoils hurtigutbygginger, gir oss mye drahjelp. Ingeniører ønsker å jobbe med de krevende teknologiene og de store prosjektene for å få faglige utfordringer, sier Johansen.

•

650 - dataingeniører og

Kjenner oss ikke igjen Men ingeniørmangelen til tross; ikke alle kjenner seg igjen i en slik virkelighet.

4 av 10 ungdommer kan tenke seg oljejobb Rett før helgen offentliggjorde OLF en undersøkelse som viste at ungdommen på ingen måte er tapt for industrien, og at så mange som 4 av 10 sier at de kan tenke seg en jobb innen petroleum.

tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Det er betydelig mangel innen flere yrker som er avgjørende for utviklingen av oljeindustrien i Norge. Det viser tall fra NAVs siste bedriftsundersøkelse.

Vi leser også skriveriene om ingeniørmangelen, men kjenner oss ikke igjen i det som står. I 2011 ansatte vi 2500 nye medarbeider, hvorav 1100 i Norge. Med slike tall, blir det lite troverdig for oss å snakke om ingeniørmangel. Vi merker selvsagt at markedet

70 Offshore & Energi MARS 2012

– At fire av ti unge kan tenke seg å jobbe i oljeog gassindustrien, gir grunn til optimisme. Med flere funn den siste tiden har nok ungdommen

-teknikere •

450 - sivilingeniører (maskinog marinteknikk)

•

200 - geologer og geofysikere

fått øynene opp for at det vil være spennende og viktige oppgaver i norsk oljeog gassnæring i mange tiår fremover, sier administrerende direktør Gro Brækken i OLF.

GEVIR 30967

Otera er blant landets største tekniske entreprenører innen elektro og energi. Hovedkontoret ligger i Kristiansand, men du finner oss også i Arendal, Bergen, Drammen og Oslo, og ellers ute på oppdrag over hele landet. Otera har i tillegg virksomhet i Sverige. Vi er 750 ansatte, omsatte for mer enn 1,4 milliarder i 2011 og har ambisjoner om vekst. Vi jobber med prosjektering, utbygging, drift og vedlikehold av elektroinstallasjoner og teknisk infrastruktur. Otera har sterke fagmiljøer for entreprenørtjenester innen elkraft, industri, telecom, samferdsel, offshore/marine, bygg og service samt beredskap. Otera er et selskap i Agder Energi-konsernet og er en IA-bedrift.

HAR DU KRAFTEN I DEG?

Vi elektrifiserer samfunnet Det norske markedet innen energi og infrastruktur er i betydelig endring og vekst. Otera forstår markedets behov, og gjennom partnerskap og allianser leverer vi tekniske tjenester som hele tiden er i samsvar med denne utviklingen. Otera har lang erfaring og tung kompetanse innenfor marine- og oljebransjen. Vi tilbyr alt av engineering, elektro, automasjon og instrumenteringsløsninger. Vi designer og produserer tavler og vi utfører inspeksjon, idriftsettelse og service. Våre kunder sier vi leverer de mest kostnadseffektive løsningene og prosjektmodellene. Vi er kjent for å rykke ut på kort varsel og jobber raskt og målrettet for å minimere nedetiden på skipet eller riggen.

- Livet er enklere når alt fungerer

www.otera.no

Finn din leverandĂ¸r i OffshoreX-nettverket!

Samarbeidspartnere: 72 Offshore & Energi MARS 2012

CAN løser problemer ”der ingen skulle tro at noen kunne komme til.” I bransjen er CAN kjent som en ledende aktør innen tilkomstteknikk. Men ikke alle kjenner til at selskapet også utvikler skreddersydde løsninger for sine kunder. Vi slo av en prat med Jon Svendsen, leder for CANs nyopprettede avdeling for teknologi og utvikling.

Aller først Jon, hva gjør CAN?

jeg å kalle kollegene mine. Ikke bare fordi de rykker inn og løser kompliserte oppdrag

alvorlige ulykker knyttet til tilkomstteknikk.

Vi er en tjeneste leverandør innen engineering, vedlike

på de minst tilgjengelige steder, men også fordi jeg mener vi faktisk har bransjens mest kompetente stab.

Helt til slutt Jon, hvorfor bør kunder velge CAN som samarbeidspartner? Fordi vi alltid tilbyr trygge og effektive

hold, modifikasjon og inspeksjon. Kort fortalt løser vi alle

Tilkomstteknikk, hvordan vil du definere det? Tilkomstteknikk er en samlebetegnelse

løsninger – uansett hvor stort eller utilgjengelig problemet er! Og så har vi en ukuelig vilje til å stadig bli bedre. To ferske

tenkelige og uten kelige problemer for våre kunder. Og vi

for komplekst arbeid som utføres i tau, og brukes kun når man ikke kan utføre arbeidet fra et fast dekke.

eksempler er at CAN i 2012 for første gang har en egen utviklingspost på budsjettet, og at vi nylig deltok i et innovasjonsprogram

jakter alltid den beste løsningen, den som ivaretar våre høye krav både til effektivitet og sikkerhet. Hvor store er dere? I dag er vi 95 ansatte, de fleste operatører og ingeniører. ”Nordsjøens elitestyrke” liker

ledet av NTNU. Der fikk vi hjelp til å spisse Det høres nokså farlig ut? Hva gjelder grad av fare, utlignes denne av

vår kompetanse i å skreddersy innovative, teknologiske løsninger tilpasset våre kunders

at vi alltid, alltid setter sikkerheten først. I CAN

behov. Er det rart vi gleder oss til å gyve løs

kan vi nå se tilbake på 3 år uten person skader. Mens bransjen vår etter mer enn 20 års aktivitet på norsk sokkel aldri har hatt

på komplekse oppdrag fra både gamle og nye kunder i tiden som kommer, avslutter en smilende Jon Svendsen.

Fakta om CaN Med nær 20 års erfaring er CAN i dag en av Norges fremste aktører når det gjelder dyktig fagutførelse kombinert med tilkomstteknikk. Målet vårt er; ”CAN skal fortløpende utvikle spisskompetanse for å være den foretrukne entreprenør i høyden.” For å nå dette målet har vi samlet en stab av dyktige medarbeidere med høy arbeids moral. Alle er valgt ut fordi de faglig, erfaringsmessig og ikke minst menneskelig kan bidra til at vi lykkes. Våre ingeniører og operatører har så langt levert over 1000 prosjekter, de fleste på norsk sokkel. www.can.no

kontakt CaN: Jon Svendsen, Leder teknologi og utvikling • Tlf: +47 479 00 388 • E-post: Jon.svendsen@can.no

PANTONE 36 CMYK: 75, 0,

PANTONE 14 CMYK: 0, 57,

webguide

www.westcon.no

www.aibel.no

www.sharecat.com

www.oceaneering.com

www.apply.no

www. uniteam.no

www.aveva.com

www. mento.no

www.cmacontiki.com

www.stsgruppen.com

www.nli.no

www.offshorex.no

74 Offshore & Energi MARS 2012

webguide

www.solidtech.no

www.offshoremediagroup.com

www.lbo.no

www.bring.no

www.can.as

www.fugro.com

www.framo.com

www.goodtech.no

www.bis-industrier.no

www.flir.com

www.adima.no

www.tsgroup.com

MARS 2012 Offshore & EnergI 75

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

Pumping Systems - to the world oil & gas industry... In the international oil and gas industry Frank Mohn AS - Oil & Gas are recognised as a leading designer, manufacturer and supplier of complete pumping systems for both onshore and offshore applications. Keywords are solid craftmanshipcombined with innovation and world-wideservice. One System, one supplier, time saving and cost effective.

- Firewater Pumps - Seawater Lift Pumps - Water Injection Pumps - Crude Offloading Pumps

Frank Mohn AS - Oil & Gas

N-5918 Frekhaug - Norway tel. +47 55 99 94 00 - fax +47 55 99 95 81 oilandgas@framo.com www.framo.com

Please visit us at our stand L26 at the Commercial Norwegian Pavilion