OE3 2012 by Offshore.no AS

Nr. 02 >> 2012

>> Leter og bygger for 15 milliarder

BP trenger 50-80 nye medarbeidere Slik gikk den norske oljejakten

Sju funn kan bli ĂŠn storutbygging Venter betydelig vekst innen vedlikehold og modifikasjoner >> LETEVIRKSOMHET

>> RIGMARKED

>> SUBSEA

>> MADE IN NORWAY

www.offshore.no

www.sverdrupsteel.com

Sverdrup Steel is a global supplier of high

SVERDRUP OPENS A NEW

UK BRANCH

performance materials, providing one of Europe’s largest stock holdings in round bars and plates. In August Sverdrup Steel UK opened for business in Sheffield. With the new 2000 square metre warehouse we are able to provide even more of what our customers rely on us for; a large stock selection, high levels of service and know how. Situated in the heart of the modern steel industry’s birthplace, Sverdrup Steel UK offers cost efficient access to services such as heat treatment and boring and access to International transport routes. These advantages coupled with an increased stock selection, will benefit all of our customers, both current and new. We stock a large range of grades both in bars and plates. The majority of our stock grades comply to NORSOK standard.

Stainless Steel Bars

We carry round bars in the following grades; Duplex, Superduplex, 6Mo, Alloy 625, Alloy 718, Alloy 925, Titanium gr.2 and gr. 5 and 17-4 ph, stocked in sizes ranging from from 10mm to 400mm in thickness. We also stock low grade alloys; AISI, 4130, AISI 4140, AISI 4145, AISI 420 and Super 13Cr in a wide range of sizes both as bars and bored bars.

Stainless Steel Plates

Plates are stocked in Duplex, Superduplex and 6Mo from 3 mm up to 50mm plate thickness. Sverdrup Steel – the quality you demand.

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 Mail: inspection@giertsen.no

Testing

•

NDT

•

Certification

•

Engineering

•

Maritim Inspection & Certification

•

Inspection & Service of Lifting Equipment

•

FULL RANGE OF LIFTING APPLIANCES New Sheave- series

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

Test & Inspection

NEW COMPANY IN THE WG GROUP

Co operation with:

•

Mail: services@giertsen.no

Custom Design Available

•

Lift, Handle & Custom Range

•

Optimal weight/ Capacity Ratio

•

Glidebearing/ Rollerbearing

•

Designed to handle sideload

•

ABS, Lloyds, BV design Class feasible

•

Designed in acc. to DnV Lifting Appliances 2.22

•

Test & Inspection •

Inspection & Service of Lifting Equipment

•

Maritim Inspection & Certification

•

Engineering Certification

•

NDT

•

Testing

New Sheave- series

•

Co operation with:

NEW COMPANY IN THE WG GROUP

FULL RANGE OF LIFTING APPLIANCES 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

Sju funn kan bli én storutbygging Wintershalls Skarfjell-funn har åpenbart satt fart i flere utbyggingsplaner i området nord for Troll.

Leter og bygger for 15 milliarder

De neste årene planlegger Wintershall Norge en eventyrlig vekst i sin produksjon i Norge og Storbritannia.

Utsolgt riggmarked kan gi lavere priser Riggmarkedet i Norge koker og prisene holder seg godt, men oljeselskapene får nå en gyllen mulighet.

Slik gikk den norske oljejakten

Markedet som skal doble seg

VARSLER FLERE FUNN RUNDT KNARR

Skrugard-konsept tar form

STATOIL TREDOBLER I ARKTIS

Planlegger titalls mill. i investeringer

5,3 MILLIARDER KONTRAKTSKRONER PÅ VEI

BP trenger 50-80 nye medarbeidere

Rush av nye oljeselskaper

- Kvalitet fortsatt en utfordring

Storfunn i Nordsjøen og Barentshavet har langt på vei revitalisert norsk sokkel de siste to årene. Og nå vil flere være med på oppturen.

Venter betydelig vekst innen vedlikehold og modifikasjoner

FIKK 100.000 JOBBSØKNADER PÅ ETT ÅR

Ser bore-boom neste årene En gjennomgang av over 650 lisenser i Norge og UK viser at det foreligger planer om å bore hele 179 lete- og avgrensningsbrønner.

14 ROCKA LETESUKSESS 15 DEN MOTSATTE STRATEGIEN 16 GEITUNGEN GA 270 MILLIONER FAT 20 KONGEN KAN GI TOMMELITEN NYTT LIV 26 RIGGER I NORGE 32 KLARGJØR SEG FOR RIGG-RUSH 36 BLIR VERDENS STØRSTE OFFSHOREMARKED 46 FIRE SUKSESSER OG ET PAR MILLIARDSLUK 56 HOPPET AV I SVINGEN 70 STATOIL VELGER LNG FORAN RØR FRA NORD

4 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Here

There

Everywhere Rope access technology ensures our highly qualified employees CAN work efficiently anywhere on an oil rig, no matter how hard it is to get there. CAN has been an innovative problem solver for oil and gas companies on the Norwegian continental shelf for almost 20 years. With the help of rope access technology we can suggest, develop and deliver solutions that are safer and more cost-effective than traditional solutions. Our experienced engineers and operators have to date delivered 1,200 successful projects.

Engineering | Maintenance | Modification | Inspection www.can.no

PANTONE CMYK: 75,

PANTONE CMYK: 0, 5

>> REDAKTØREN

EN SYKLISK NÆRING I disse dager er det 30 år siden undertegnede startet det som i dag heter Offshore Media Group, med en avis som ble kalt Offshore i Vest. Årene siden starten i 1982 har vært preget av oppturer og nedturer i en spennende, men akk så syklisk bransje. Vårt lille jubileum skjer i en tid full av paradokser. Mens verden rundt oss opplever ringvirkningene av en global finanskrise, seiler norsk oljeindustri på en all-time-high medgangsbølge. De neste to-tre årene synes alt å vokse, og problemet blir hvor man skal finne kvalifisert arbeidskraft fra til å løse alle utfordringene. Det var ikke alltid slik. Mot slutten av forrige århundreskiftet, snakket oljeindustriens vise menn om en solnedgangsindustri, og skremte en hel generasjon ungdommer bort fra oljerettede studier. Da finanskrisen slo inn for fire år siden, kvittet store oljeleverandører seg med hundrevis av ansatte og eksterne konsulenter, som de gjerne skulle ha hatt til disposisjon i dag. Den høye aktiviteten har fått enkelte samfunnsøkonomer til å foreslå en kø for nye feltbygginger, og økt oljebeskatning. De tar ikke i betraktning at virkeligheten forandrer seg, ofte mye raskere enn noen trodde. Hvem trodde for få år siden at USA gjennom skifergassen skulle gå mot selvforsyning, og dermed dramatisk endre verdens energiforsyning? Dette viser at olje og gassvirksomheten er uhyre syklisk, og at det er nærmest umulig å forutsi når syklusene skifter og hvor store utslagene blir. Oljeselskapene og deres leverandører må leve med disse sykliske svingningene, og da trenger man i det minste politisk stabile rammebetingelser. Hva man kunne se på er en skattereform som beskytter avkastning fra kunnskap, teknologi og organisasjon fra særskatten. Det må bli mer interessant for oljeselskapene å investere i særlig krevende prosjekter som økt utvinning, og ikke bare enkle og

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

store prosjekter. Den største utfordringen tidens høye aktivitetsnivå bringer med seg, er hensynet til sikkerheten. Høyt arbeidspress fører til mer bruk av overtid, og rekruttering av utlendinger som ikke forstår norsk. De store oljeselskapene og deres hovedleverandører må stadig lenger ut i verdikjeden for å finne gode underleverandører. Kommer man for langt ut i denne kjeden, både geografisk og økonomisk, kan en krone spart i anbudsfasen fort vise seg å være en krone tapt i form av mindreverdig kvalitet på utført arbeid. De nærmeste par årene vil være gode for de aller fleste som arbeider i norsk offshoreindustri. Men da kan man tape penger om man ikke følger årvåkent med. Flere bedrifter har doblet omsetningen, og løper dobbelt så fort, men sitter knapt igjen med samme bunnlinje som tidligere. Tretti år er tre fjerdedeler av norsk oljehistorie. For Offshore Media Group var etableringen av www.offshore.no i 1999 et kvantesprang. Nettstedet er med 20.000 daglige lesere Nordens største innen olje og gass, og med fire årlige konferanser og Norges største årlige oljemesse, Offshore Technology Days, står vi bedre rustet enn noensinne. Men om alt i dag virker rosenrødt, har erfaringen fra disse tretti årene lært oss en ting: man vet aldri når neste overraskelse kommer, og den er like gjerne negativ som positiv. Så lykke til med de neste tretti!

Helge Keilen Redaktør

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: Mona Bruvik - mb@offshore.no

Journalister: 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

6 Offshore & EnergI OKTOBER 2012 Svanemerket er det

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

colorlab.no The Norwegian Color Research Laboratory

FROM CONCEPT TO COMPLETION...

...COUNT ON FUGRO Every day, our people, technology, resources and knowledge combine to support major oil and gas, renewable energy and marine projects from concept to completion. The complex positioning, survey, geophysical, geotechnical, metocean and environmental data that we acquire, process and interpret plays a major part in demonstrating the feasibility of new projects, supporting delivery solutions, and informing the construction, installation, operation and eventual decommissioning phases of projects. We make developments safer, more reliable and more profitable by delivering the intelligence and assurance you need - wherever and whenever you need it. Meet us on: Stand 1200, Hall A OTD, Bergen, Norway 17-18 October 2012 Fugro Survey AS Tel: +47 55 34 94 00 www.fugro-survey.no

Fugro - Local Support - Global Reach

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 craftmanship combined with innovation and world-wide service. One system, one supplier, time saving and cost effective.

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

Frank Mohn FlatĂ¸y AS

N-5918 Frekhaug - Norway tel. +47 55 999 400 - fax. +47 55 999 581 oilandgas@framo.com www.framo.com

Visit us at stand 5301

Visit us at OTD 2012

Bergen, 17 - 18. October - Booth # 5201

eMagnum eMagnum

- a major step towards ‘all electric’ As a leading company within subsea electrification, we develop, design and build cutting edge technology. Our new eMagnum Plus ROV heavily reduces the risk of oil spill to sea.

FEATURES Environmentally friendly ‘All electric’ propulsion system Integrates with existing equipment The Magnum® remotely operated vehicle (ROV) represents the backbone of Oceaneering’s fleet of highpowered work class ROV systems with deepwater capabilities. The eMagnum Plus is the latest addition to the Magnum family. It has increased efficiency, and the risk of oil spill is heavily reduced due to the new ‘all electric’ propulsion system.

ROV Operations

Deepwater Technical Solutions

The eMagnum Plus is built on the same frame and with the same components and control system as the reliable and easily maintained Magnum Plus ROV. The eMagnum Plus can easily replace existing Magnum Plus. There is no need to replace any topside equipment.

NCA

Jåttåvågen, Hinna - P.O.Box 8024 - 4068 Stavanger, Norway Phone: +47 51 82 51 00 - www.oceaneering.no

Asset Integrity

Rotator Valves

Umbilical Solutions

YOUR FUTURE LOGISTICS CENTER?

blest reklamebyraa

our LogisticsCenter consists of highly trained and experienced Logistics Professionals combining the different services within NorSeaGroup enabling us to perform as Your Logistics Department. We will plan and execute your logistics, material management, base and marine operations, helicopter and supply services. Using the LogisticsCenter makes it possible for us to be on-site on every occasion, this being in your office, offshore or on the supply base next to our material coordinator. If preferred we can supply an in-house logistics coordinator adding an even higher value to our services. Our tech-wall always shows the latest details and information regarding helicopter flight schedule and status, vessel tracking, road transport and materials tracking using realtime software.

T h e l e a d i n g p r o v i d e r o f s u p p ly b a s e s & lo g i sT i c s o lu T i o n s To T h e o f f s h o r e i n d u sT ry

norseagroup.com

Goodtech Projects & Services AS Goodtech Projects & Services AS er en ledende og uavhengig løsningsleverandør innen elektro, mekanisk, automatisering og integrerte operasjoner. Vi leverer alt fra store og teknisk krevende prosjekter til mindre, lokale løpende oppdrag. Vi tilbyr tjenester til et bredt spekter av disipliner for offshore-industrien og har 1200 høyt kvalifiserte medarbeidere med omfattende erfaring innen engineering, industriell IT, automasjon, elektriske og instrumentelle installasjoner. Har du aldri samarbeidet med oss? Vi er overbevist om at vi er det beste alternativet for deg. Sett oss på prøve allerede i dag.

Automasjon

Driftstøtte, vedlikehold og beredskap

Kraftsystemer

Nødavstengningssystemer (ESD) Prosessavstengningssystermer (PSD) Brann- og gassystemer Energistyringssystemer Plattformkontrollsystemer Hydraulikk- og hjelpesystemer Stabiliserings- og ballastkontrollsystmer  Sikkerhetssystemer – lastebøyer  Levetidsstudier

 24/7 telefonsupport  Automatisk overvåking med alarm-

      

og hendelseslogg  Fjerndrifting  Vedlikehold og utstyrsovervåking  Levetidsstudium og opplæring Intergrerte Operasjoner  PDP - Prosess Data Portal (ta bort

dette som egen rubrik)  Hittil tatt i bruk på 19 driftsteder i

Statoil.

Selskapsfakta Goodtech ASA er notert på Oslo

Finland. Selskapet leverer prosjekter,

infrastruktur, bygg og offentlig

Børs, omsetter for ca NOK 2 milliarder

tjenester og produkter innen elektro-

sektor i Norden. Les mer på

og har ca 1400 medarbeidere på et

og prosessteknikk, miljøteknikk og

www.goodtech.no

40-talls steder i Norge, Sverige og

industriteknikk til energi, industri,

Teori og analyse Kraftverk Transformatorstasjoner SCADA systemer PROMAPS risikoanalyse i kraftnett Kraftsystem olje og gass Industri

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

FMC Technologies’ subsea solutions and experience are leading the way in all-subsea arctic development. And that makes life easier when you’re working offshore in a sea that’s ice-covered up to seven months of the year. Our total solutions include proven subsea processing and pumping, long distance tie-backs and clean, all-electric control systems with robust condition monitoring and flow manager systems. Don’t let the ice freeze you out of the arctic. Talk to us instead.

We put you first. And keep you ahead. www.fmctechnologies.com

Schilling Robotics’ HDTM ROV

sets new remote intervention standards with 1-hour maintenance, industry-leading stability and position control accuracy.

>> letevirksomhet

Men et gigantisk utbyggingsprosjekt fristet ikke, og Faroe byttet derfor bort sin andel til Petoro mot eierskap i de produserende feltene Njord, Brage og Ringhorne Øst. Helge Hammer ønsker å lete og produsere, men ikke bygge ut.

Rocka letesuksess Santana ga selskapet en flying start. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Navnet skjemmer som kjent ingen, ei heller prospektene til Faroe Petroleum. Aerosmith, Zappa, Clapton og Cooper vitner om en rocka tilnærming til leting. Men det er Santanas Maria, Maria som har gjort selskapet til én av de mest suksessrike nykommerne på norsk sokkel. - Musikk er viktig for mange av oss. Men jeg tror det er letesjef Andy Roberts som er selskapets største Santana-fan, sier daglig leder Helge Hammer i Faroe Petroleum Norge.

14 Offshore & Energi OKTOBER 2012

Vil lete, ikke bygge Maria ble i hvert fall en kjempesuksess, både for Santana og Faroe. Selskapet hadde 30 prosent i Wintershall-funnet som er anslått å inneholde opp mot 120 millioner fat olje. Forutsatt en oljepris på 100 dollar fatet, betyr det at Maria kan inneholde olje verdt opptil 75 milliarder kroner. Men et gigantisk utbyggingsprosjekt fristet ikke, og Faroe byttet derfor bort sin andel til Petoro mot eierskap i de produserende

feltene Njord, Brage og Ringhorne Øst. - Selskapet er totalt verdt rundt 3 milliarder kroner, og vår andel av en Maria-utbygging ville potensielt gitt investeringsforpliktelser på over 2 milliarder kroner. Da ville vi ikke lenger vært et leteselskap, sier Hammer til Offshore.no. For det er et leteselskap Faroe ønsker å være - et leteselskap med produksjon. Men utbyggingsfasen ønsker Hammer å hoppe over. - Fordi leting og produksjon har mye til felles - i begge fasene er geologene og undergrunnsfolkene sentrale. I utbygging er det prosjektingeniørene som er viktigst. Samtidig er det en annen kultur. Innen leting trenger man å gi fantasi og kreativitet stort spillerom, noe som ikke nødvendigvis er kvaliteter man ønsker alt for mye av i gjennomføringen av i store industriprosjekter. Faroe Petroleum fikk sin første lisenser på Færøyene i 2003, i Storbritannia i 2005 og i Norge i 2007. Per i dag utgjør den norske virksomheten, med sine 25 ansatte, 60-70 prosent av selskapets verdi. I tillegg til Maria har Faroe vært med på Centrica-funnene Fogelberg og Butch. Alle tre antas å være økonomisk drivverdige. Sistnevnte kan endog ende opp

OFFSHORE & ENERGY

som en selvstendig utbygging. - Butch er per i dag beregnet til å inneholde mellom 30 og 60 millioner fat. Men vi har planer om å bore to letebrønner, Butch sørvest og Butch øst, i jakten på tilleggsressurser. Finner vi mer, kan det bli en egen plattformutbygging. Hvis ikke, kan det bli en satelitt. Det finnes mye infrastruktur i området.

I Barentshavet I tillegg har Faroe sikret seg store områder i Barentshavet, i området mellom Skrugard og Norvarg. - Dette området er forskjellig fra begge disse funnene. Men man har funnet store oljefelt i liknende type geologi i Sibir. Vi skjøt seismikk i fjor og vil fortsette i sommer. Borebeslutning er ventet neste år.

- Hva så med områdene under lavaen vest i Norskehavet? Med færøysk bakgrunn stiller dere vel sterkt der? - Vi har vært blant de mest aktive selskapene i jakten på olje under basalten på Færøyene, men resultatene har så langt vært skuffende. Men dersom Statoil får et gjennombrudd med sin letevirksomhet i år, er vi klare til å melde oss på igjen, sier Hammer.

Den motsatte strategien

Bernhard Krainer har kjøpt både andeler i både Zidane og Aasta Hansteen. Og har store ambisjoner i Barentshavet i tillegg.

Produserende felter har vi andre steder, som i Østerrike, Storbritannia, Romania og Tunisia. Det var ikke dette som fikk oss til Norge.

OMV lar Nordsjøen være Nordsjøen og hopper rett inn i uutforskede områder i Barentshavet. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no De fleste nykommerne på norsk sokkel begynner oljejakten nær felter som allerede er i produksjon. Dette for å unngå dyre og tidkrevende utbygginger og sikre relativt raske inntekter. Frontier Men østerrikske OMV har valgt en annen strategi - selskapet har latt Nordsjøen være Nordsjøen og hoppet rett inn i uutforskede områder i Barentshavet. - Produserende felter har vi andre steder, som i Østerrike, Storbritannia, Romania og Tunisia. Det var ikke dette som fikk oss til Norge. Vi har fokusert på Barentshavet siden vi kom hit i 2007. Vår globale portefølje manglet i noen grad letelisenser i frontier-områder, og vi har jobbet med liknende geologi siden 80-tallet, blant annet på britisk sokkel vest for Shetland, sier administrerende direktør Bernhard Krainer i OMV Norge til Offshore & Energi.

Selskapet vil bore det egenopererte Wistingprospektet (537) og være med på Statoils Apollo-brønn (615) i Hoop-området i 2013. Begge ligger så langt fra land at de vil kreve store funn for å få økonomi i en eventuell utbygging. - Men vi har identifisert mange potensielle boremål i området. Risikoen er betydelig, men det er også oppsiden, sier Krainer og fortsetter: - Vi ser også muligheter i Hammerfestbassenget, inkludert Ensis-prospektet (393B), som er operert av Statoil, og de store uutforskede områdene i vest, der vi vil være med på Enis Bønna-brønn (529). Beholde, ikke selge - Og hvis dere finner; vil dere selge eller bygge ut? - Vi vil beholde det vi finner, ikke selge ut. Stategien vår er langsiktig. Vi ønsker å bygge en

solid organisasjon i Norge. Per i dag er vi 30 ansatte, men vi vokser stadig. Selskapet vil søke på flere lisenser i Barentshavet i den 22. konsesjonsrunden. Disse rundene, sammen med TFO, står sentralt i selskapets strategi på norsk sokkel. Samtidig viste OMV kjøpsvilje og -evne, da gassfunnet Zidane ble ervervet av Noreco og 15 prosent av Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet av ExxonMobil. - Å kjøpe funn eller tidligproduksjon er et alternativ, sier Krainer. Zidane 1 og 2 har estimerte reserver på mellom 9 og 31 milliarder kubikkmeter gass. Ifølge Oljedirektoratet vurderer operatør RWE Dea og partnerskapet å bygge ut funnet som en subseatilknytning til Heidrun. - Zidane blir trolig vårt første produserende felt i Norge. Partnerskapet er nå i en konseptvalgfase, sier Krainer.

OKTOBER 2012 Offshore & Energi 15

>> letevirksomhet

Geitungen ga 270 millioner fat Henger sammen med Johan Sverdrup. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Statoil og partnere har gjort et oljefunn i Geitungen-prospektet på Utsirahøyden i Nordsjøen. Selskapet anslår nå at volumene i Geitungen til å være på mellom 140 og 270 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Dersom maksanslaget slår til, vil funnet være på samme størrelse som Skrugard- og Havis i Barentshavet, som til sammen er anslått å inneholde mellom 400 og 600 millioner fat. – Et nytt oljefunn i Johan Sverdrup-området i den modne delen av Nordsjøen, styrker Statoils tro på letepotensialet på norsk sokkel. Det viser også at vi leverer på vår strategi om å revitalisere norsk sokkel ved å finne nye, verdifulle ressurser, sier Gro Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel i Statoil. Henger trolig sammen Geitungen ble boret om lag tre kilometer nord for Johan Sverdrup-funnet og var på forhånd definert som et eget prospekt i lisens 265. Brønndata indikerer at det sannsynligvis er kommunikasjon mellom de to funnene. – Geitungen-funnet vil være en del av utviklingsarbeidet for Johan Sverdrup-feltet. Funnet må derfor sees i sammenheng med det pågående avgrensningsarbeidet på Johan Sverdrup for å snevre inn volumspennet og redusere usikkerheten, sier Øivind Reinertsen, Statoils direktør for Johan Sverdrup feltutvikling. - Nye anslag senere Det pågår et omfattende avgrensningsprogram i Johan Sverdrup-funnet, både i lisens 265 der Statoil er operatør, og i 501 der Lundin er operatør. Statoil som pre-unit operatør forventer å formidle et volumspenn for Johan Sverdrup pre-unit på et senere tidspunkt. – Statoil har som mål å realisere det fulle potensialet i Utsirahøydenområdet. I TFO 2011 sikret vi oss nytt og lovende areal både nord og sør for Johan Sverdrup. Vi arbeider nå med å forbedre den seismiske avbildningen av større Utsira-området, og vi har ambisiøse boreplaner med om lag 8-12 brønner i perioden 2012-2014, sier Haatvedt.

Nytt funn nord for elefanten. (Foto: Statoil)

16 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

OFFSHORE & ENERGY

Norwegian oil platforms and the people who work there have to function in one of the worlds harshest environments. As Norway’s leading producer of insulation GLAVA® has the expertise to make it work. This is how we are contributing to higher profits, safer working conditions and a balanced carbon footprint. GLAVA® is the leading Norwegian supplier of thermal, fire and sound insulation products across all domestic and commercial needs. CONTACT: Morten Eriksen, Key Account Manager Marine/offshore Tel: +47 913 46 353 – E-mail: morten.eriksen@glava.no

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 17

FOTO: ØYVIND HAGEN/STATOIL

INNOVATIVE TECHNOLOGY DEMANDS INNOVATIVE INSULATION

>> letevirksomhet

Letebrønner på norsk sokkel i 2012-2013 Funn

TØRR PLANLAGT

Fem betydelige funn så langt i år. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Etter at Skrugard og Johan Sverdrup skapte ny oljefeber på norsk sokkel i 2011, er 2012 blitt det store avgrensningsåret. Likevel har oljeselskapene gjort flere betydelige funn, noen nært knyttet til de to ovennevnte, men også i nye områder. Totalt er det gjort fem betydelige funn så langt i 2012. Tre i Nordsjøen, ett i Norskehavet og ett i Barentshavet; >> Geitungen, Nordsjøen Statoil anslår volumene i Geitungen til å være på mellom 140 og 270 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Dersom maksanslaget slår til, vil funnet være på samme størrelse som Skrugard- og Havis i Barentshavet, som til sammen er anslått å inneholde mellom 400 og 600 millioner fat. Geitungen ble boret om lag tre kilometer nord for Johan Sverdrupfunnet og var på forhånd definert som et eget prospekt i lisens 265.

18 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

OFFSHORE & ENERGY

Brønndata indikerer at det sannsynligvis er kommunikasjon mellom de to funnene. >> Skarfjell, Nordsjøen Wintershall fant olje 17 kilometer sørvest for Gjøa. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 60 og 160 millioner fat utvinnbart olje. Området byr på mange muligheter for utbyggingsløsninger med funn som Astero, Grosbeak og Titan, og nå altså Skarfjell. I tillegg er Gjøa-plattformen bygget med kapasitet til å ta imot tilknytninger, dersom det skulle bli aktuelt. Wintershall melder at Skarfjell har potensial til bli et "knutepunkt" i området. Det kan bety en selvstendig utbygging. >> King Lear, Nordsjøen Et betydelig gass-/kondensatfunn i sørlig del av Nordsjøen. Statoil anslår, ifølge en pressemelding, de samlede volumene i King Lear til mellom 70 og 200 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Framover vil Statoil som operatør arbeide med å finne den optimale utbyggingsløsningen for King Lear og vurdere om funnet bør bygges ut som et selvstendig felt, eller knyttes opp mot infrastruktur i området. Området, som normalt anses som en oljeprovins, kan på bakgrunn av dette funnet og andre gassressurser danne grunnlag for en framtidig gassutbygging. >> Zidane 2, Norskehavet Gassfunn i nærheten av Heidrun. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 4 og 13 milliarder Sm3 utvinnbar gass. Partnerskapet vil vurdere å produsere funnet sammen med Zidane 1, som er estimert til å inneholde mellom 5 og 18 milliarder standard kubikkmeter med utvinnbar gass. >> Havis, Barentshavet Et stort oljefunn like ved Skrugard. Statoil anslår volumene i Havis til å ligge på mellom 200 og 300 millioner fat oljeekvivalenter. Foreløpige volumanslag totalt for Skrugard- og Havis-funnene i lisens 532 ligger i størrelsesorden 400-600 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Havis er det andre betydelige oljefunnet i Barentshavet på ni måneder. Med omtrent samme volumer og reservoaregenskaper, utgjør funnet Skrugards tvilling. Skrugard og Havis åpner en ny petroleumsprovins i nord.

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 19

>> letevirksomhet

Kongen kan gi Tommeliten nytt liv Nytt funn kan være nøkkelen for funn fra 1977. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Statoils storfunn på King Lear kan være nøkkelen til også å få bygget ut ConocoPhillips´ Tommeliten-funn i samme område. "Området kan på bakgrunn av dette funnet og andre gassressurser danne grunnlag for en framtidig gassutbygging", skrev Statoil i sin pressemelding etter King Lear-funnet, men selskapet ønsker, overfor Offshore & Energi, ikke å si noe om hvilke "andre ressurser" de her sikter til. 330 millioner fat Total, som er partner i begge lisensene, bekrefter likevel at en fellesutbygging med Tommeliten er aktuelt og anslår at dette kan være en realitet innen 2020. - Med King Lear, som er et dypt funn i "kjelleren" i Ekofisk-området, og det tidligere Tommelitenfunnet, er utviklingen vi nå ser i dette området spennende, sier pressekontakt Ottar Minsaas i Total Norge. Feltet Tommeliten Alpha, som ble funnet i 1977, er anslått å inneholder rundt 50 millioner fat olje og 12,8 milliarder kubikkmeter gass. Anslagene for King Lear er på mellom 70 og 200 millioner fat oljeekvivalenter, i form av gass og kondensat. Totalt kan altså Kongen og Tommeliten inneholde opptil 330 millioner fat oljeekvivalenter. Og det er identifisert flere prospekter i samme område. - Vi fikk to lisenser i samme området i forrige TFO-runde, og dersom det blir funn her, kan dette åpne enda flere muligheter, sier Minsaas. "Optimal utbyggingsløsning" Statoil har allerede signalisert at det ferske funnet blir bygget ut. Selskapet vil nå jobbe for å finne den "optimale utbyggingsløsningen for King Lear og vurdere om funnet bør bygges ut som et selvstendig felt, eller knyttes opp mot infrastruktur i området."

20 Offshore & Energi OKTOBER 2012

Med King Lear, som er et dypt funn i "kjelleren" i Ekofisk-området, og det tidligere Tommeliten-funnet, er utviklingen vi nå ser i dette området spennende.

OFFSHORE & ENERGY

Skarfjell-funnet ble gjort av Songa Delta.

Mer til Gjøa eller ny hub på Skarfjell?

Vil utløse gigantinvesteringer nord i Nordsjøen.

Sju funn kan bli én storutbygging tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Wintershalls Skarfjell-funn har åpenbart satt fart i flere utbyggingsplaner i området nord for Troll. I et brev Oljedirektoratet har sendt til operatørene Statoil, GDF Suez, Wintershall, RWE Dea og Eni, kommer det fram at diskusjonene om felles utbygging av flere funn allerede er i gang.

Opptil 400 millioner fat Totalt er det i området funnet opptil 400 millioner fat olje og 38 milliarder standard kubikkmeter gass som det forsatt ikke er planlagt utbygd. Dette hvis maksimalanslagene slår til.

Alt til Gjøa? Gjøa tar allerede imot olje fra feltene Vega og Vega Sør, men fortsatt har GDF Suez ledig kapasitet på sin plattform. - Å tenke områdeløsninger, er i tråd med god norsk oljepolitikk. Vi tar gjerne en ledende rolle i samordningsarbeidet og har i etterkant av ODs oppfordring tatt initiativ til et møte med de aktuelle lisensene. Vi har hele tiden kommunisert at vi anser Gjøa som en områdeløsning, og vi har ledig oljeprosesseringskapasitet fra 2013-2014. Gasskapasitet ligger litt lengre fram, sier kommunikasjonssjef Ulf Rosenberg i GDF Suez til Offshore & Energi. - Hvor mye har dere kapasitet til å ta imot?

Funn i området Astero (Statoil) / 39 millioner fat Titan (Statoil) / 5,6-12,5 millioner fat Grosbeak (Wintershall) / 50-195 millioner fat Skarfjell (Wintershall) / 60-160 millioner fat Peon (Statoil) / 15-30 milliarder Sm3 gass Agat (VNG) / 3-8 milliarder Sm3 gass Afrodite (Eni) / ressursestimater ikke oppgitt Fram H-Nord (Statoil) / planlagt hurtigutbygging

- Vi har kapasitet nok til å være et produksjonssenter for hele området, men kan selvsagt ikke ta imot alt på en gang. Spørsmålet blir da hvor raskt man skal bygge ut de enkelte funnene - om man kan vente på ledig kapasitet på Gjøa eller om det er bedre ressursforvaltning å bygge ny infrastruktur i samme område. Det er også viktig å huske at det per i dag er usikkerhet knyttet til både størrelsen på flere av funnene som er gjort og ytterligere letepotensial i området, sier Rosenberg.

- Eller ny Wintershall-utbygging? Samtidig er det naturlig at Wintershall vurderer muligheten for en andre områdeløsning med utgangspunkt i sine funn, Grosbeak og Skarfjell, som har et samlet potensial på mellom 110 og 355 millioner fat. Selskapet anser at sistnevnte har potensial til bli et "knutepunkt" i område, noe som kan bety en selvstendig utbygging og tilhørende investeringer på flere titalls milliarder kroner.

- Wintershall planlegger minst to brønner til på Skarfjell for å skaffe til veie mer detaljert informasjon om reservoaret. Disse brønnene vil tidligst bli boret til neste år. Etter det kan vi vurdere utbyggingsalternativer. Norske myndigheter liker synergier, så vi vil vurdere mulighetene for en områdeløsning sammen med andre rettighetshavere dersom Skarfjell blir en utbyggingskandidat, sier informasjonssjef Verena Sattel i Wintershall.

- Alle må involveres Men samtidig som Oljedirektoratet applauderer samordningsplanene, understrekes viktigheten av at alle lisenser i området involveres. "Oljedirektoratet er informert om at det er tatt et initiativ til å se på felles utbyggingsløsninger for deler av området. OD ser positivt på dette, men basert på informasjon OD har mottatt, omfatter ikke samarbeidet alle relevante utvinningstillatelser. (….) På bakgrunn av dette oppfordrer OD rettighetshaverne til å utvide samarbeidet til å omfatte alle relevante utvinningstillatelser samt formalisere samarbeidet ytterligere, for eksempel gjennom et områdeforum", skriver direktoratet.

Økonomisk drivverdig? Verken Eni, som er operatør for Afrodite-funnet, eller Statoil ønsker å si noe konkret om mulighetene for å bli med på en fellesutbygging. - Vi jobber med ulike alternativer for, om mulig, å finne en løsning som er økonomisk drivverdig, sier kommunikasjonssjef Andreas Wulff i Eni Norge til Offshore.no. - Vi har for tiden høy fokus på dette området for å avklare vår videre satsning, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil.

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 21

>> letevirksomhet

Wintershall Norge lanserte sine store planer for norsk sokkel på årets oljemesse i Stavanger. (Foto: John Økland)

Bredford Dolphin brukes til å bore en avgrensningsbrønn på Skarfjell-funnet. (Foto: Dolphin)

Wintershall skal tidoble produksjonen innen 2015. Og nå bygger de snart ut Maria-funnet.

produksjon.

tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no De neste årene planlegger Wintershall Norge en eventyrlig vekst i sin produksjon i Norge og Storbritannia. Selskapet investerer om lag 15 milliarder kroner i leting og feltutbygging, mesteparten av dette vil skje i Norge.

Elleve brønner Selskapet varsler at de vil delta på seks letebrønner i Norge i år, fem neste år. I år er de operatør eller deltar på Skarfjell, Kakelborg, Beta, Asha/Noor og avgrensning på Maria-funnet.

- Et av de viktigste nåværende målene til Wintershall Norge er å utnytte våre betydelige funn de siste årene. Vi ønsker å ta steget over til produksjon så raskt og effektivt som mulig, forklarer Bernd Schrimpf, administrerende direktør i Wintershall Norge. I Norge kommer de til å konsentrere feltutbyggingen om Knarr og Edvard Grieg og i Storbritannia om Catcher og Cladhan. Wintershall har som mål å øke den daglige produksjonen til over det tidobbelte, tilsvarende 50.000 fat innen 2015.

Bestemmer seg neste år

I tillegg er det med på det Statoils-opererte Lupin hvor boringen startet tidlig september.

Et av de viktigste prosjektene som må levere for å klare dette er Maria-funnet fra 2010. Maria-funnet regnes som et av de største funnene i Norge i 2010 med et anslag på mellom 60–120 millioner fat olje samt 2–5 milliarder standardkubikkmeter (sm3) utvinnbar naturgass. Avgrensningsbrønnen i mai bekreftet funnets øvre ressursanslag.

Neste år skal det bores to avgrensninger på Skarfjell-funnet, i tillegg til nye letebrønner på Rodriguez i lisens 475, Mjøsa i lisens 511 og Åmodt i lisens 457. Wintershall skal bruke Bredford Dolphin på den ene av Skarfjell-brønnene, Transocean Arctic borer den andre og resten på listen.

- Vi vurderer nå om vi skal bygge ut funnet som en subsea tie-back til Heidrun eller Kristin - eller om det blir en selvstendig utbygging med FPSO. Konseptvalg er planlagt i starten av 2013, med first oil 2017, sier prosjektleder for Maria Hugo Dijkgraaf.

Vil produsere snart

For å nå sine mål girer selskapet nå opp og skal øke sin bemanning i Stavanger fra 200 til 300 innen slutten av 2013.

Samtidig med et intensivt leteprogram gjør de seg nå klar for å feltutbygging og

22 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Logistikk & transport for olje- og gassindustrien Vi har spesialister på frakt for olje- og gasselskaper, deres leverandører, oljeanlegg, kjemisk industri, energi, tungindustri, Constructions, mv. Du får en kundekontakt som sikrer at dine sendinger kommer frem til rett tid over hele verden. 2000 kontorer i 130 land står klare til å hjelpe deg. For mer info se www.dbschenker.com/no

Ring 07500 – be om tilbud fra vår Prosjektavdeling!

1006 - OTD2012

OKTOBER 2012 Offshore & Energi 23

>> letevirksomhet

Alt ligger til rette for høy aktivitet både på norsk og britisk sokkel. 179 lete- og avgrensninger brønner er bestemt skal bores. (Foto: Statoil)

Ser bore-boom ne Planlegger å bore 179 brønner tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no En gjennomgang av over 650 lisenser i Norge og UK viser at det foreligger planer om å bore hele 179 lete- og avgrensningsbrønner. Undersøkelsen er foretatt av Wittemann E&P Consulting Norway, som vektlegger at dette alene betyr høy aktivitet de neste to årene.

Mange flere mulige - I tillegg skal det tas avgjørelse for 277 brønner i eksisterende lisenser og 224 av disse skal avgjøres i løpet av 2014. Videre kan vi legge til borebeslutninger på funn som ennå ikke er gjort og nye tildelinger, heter det i rapporten. Hvor mange avgrensingsbrønner dette kan bety vil i første omgang være avhenging av funnraten i de letebrønnene som

24 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

bores. Men det som er helt sikkert, er at nytt leteareal garantert gir nye brønner. Gjennom den 27. runden i UK, pluss TFO 2012 og 22. runden her hjemme tror Wittemann på over 200 nye lisenser - med tilhørende brønnmuligheter.

Stor spenning i Barentshavet Den 22. konsesjonsrunden på norsk sokkel ga 86 blokker eller deler av blokker, fordelt 14 i Norskehavet og 72 i Barentshavet. - Barentshavet er spennende og selvsagt mye fokus rundt Skrugard. Jeg synes det er nesten enda mer spennende med Barentshavet sørøst der Rosneft/Eni

og etter hvert Statoil skal lete i enorme lisenser helt inntil nye grenselinjen. Her skal ny seismikk samles inn og bores først innen 2020. Jeg blir ikke overrasket hvis boring kommer mye tidligere, kanskje to-tre år. Det er ikke mange blokker i 22. runde i den østlige delen og ei heller inntil grenselinjen, de vil muligens komme i en av de neste rundene, sier strategikonsulent Anders Wittemann.

Kapasitets-utfordringer Planer om minst 179 nye brønner vil gi høy aktivitet, det er utvilsomt. Men spørsmålet er om det er nok kapasitet i markedet - om det for eksempel er nok rigger til å bore disse. - Ja, jeg tror det er nok riggkapasitet, spesielt på

OFFSHORE & ENERGY

Det er fortsatt et spørsmål om å prioritere mellom leting og produksjon. >> Lisenser med boreplaner (lete- og avgrensningsbrønner) UK: 95 Norge: 84

este årene mellomlang sikt. Det er allerede mange rigger i markedet, flere kommer. Det er fortsatt et spørsmål om å prioritere mellom leting og produksjon. Statoil virker å ha tatt godt grep på sin riggstrategi og bringer flere rigger i drift blant annet løftes de inn i markedet gjennom de nye utbyggingene, forklarer Wittemann. Bare i Norge vil antall rigger øke med seks frem til og med 2014, slik bildet ser ut nå. Etter dette kommer enda flere inn i markedet, blant annet de fleste av Statoils nye super-rigger, gjennom de ulike riggkonseptene B, D og J. Da er analytikeren mer spent på andre bremseklosser i systemet. - Geologi-ressurser og modning av prospekter for borebeslutninger er kanskje en viktigere flaskehals. Vi ser at selskaper dropper lisenser noen ganger fordi de ikke har klart å modne fram prospekter for borebeslutning i tide; det kan selvsagt også være at prospektiviteten ikke er god nok. Vi ser for eksempel at mange lisenser får utsatt sin drill-or-drop frist. I tillegg kommer den, kanskje, aller største faktoren som alltid påvirker beslutningene i oljebransjen; oljeprisen. - Nå som oljeprisen er blitt synlig flyktig og budsjetter skal legges vil kontantstrøm og finansiering kunne bli en flaskehals, dette påvirker nok borebeslutninger som skal tas i 2013. Vi ser fra tidligere at leteaktivitet følger oljepris, typisk med ett års forsinkelse.

>> Lisenser med borebeslutning nært forestående UK: 135 før slutten av 2014 + ytterligere 36 deretter, totalt 171 Norge: 89 før midten av 2014 + ytterligere 27 deretter, total 106

>> Antall lete- og avgrensningsbrønner årlig: År 2008 2009 2010 2011 Snitt

UK 76 40 48 30 39

Norge 43 47 38 39 42

* Sidesteg er ikke inkludert i oversikten

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 25

>> rigmarked

Rigger i Norge

Bideford Dolphin

Borgland Dolphin

Bredford Dolphin

COSLInnovator

COSLPioneer

COSLPromoter

Type: Semi Eier: Dolphin Kunde: Statoil Kontrakt til: Jan. 2014 Dagrate: $385.000

Type: Semi Eier: Dolphin Kunde: Rig Mangament Norway Kontrakt til: Mars 2017 Dagrate: $530.000

Type: Semi Eier: Dolphin Kunde: Lundin Kontrakt til: Mars 2015 Dagrate: $333.000

Type: Semi Eier: COSL Drilling Europe Kunde: Statoil Kontrakt til: Jun. 2020 Dagrate: $335.000

Type: Semi Eier: COSL Drilling Europe Kunde: Statoil Kontrakt til: Aug. 2014 Dagrate: $320.000

Type: Semi Eier: COSL Drilling Europe Kunde: Statoil Kontrakt til: Jun. 2020 Dagrate: $335.000

Deepsea Atlantic

Deepsea Bergen

Island Innovator

Leiv Eiriksson

Maersk Giant

Maersk Guardian

Type: Semi

Eier: Odfjell Drilling

Eier: Island Offshore

Kunde: Statoil

Kunde: Lundin

Kontrakt til: Aug. 2014

Kontrakt til: Jun. 2017

Kontrakt til: Mar. 2015

Dagrate: $490.000

Dagrate: $339.000

Dagrate: Privat

Type: Semi Eier: Ocean Rig Kunde: Rig Mangament Norway Kontrakt til: Mar. 2016 Dagrate: $545.000

Type: Jack Up Eier: Maersk Drilling Kunde: Det norske/Dong/ Repsol/Centrica Kontrakt til: Aug. 2014 Dagrate: Privat

Type: Jack Up Eier: Maersk Drilling Kunde: Det norske/Faroe/ Lotos/Lundin Kontrakt til: Mar. 2014 Dagrate: Privat

Maersk Innovator

Maersk Inspirer

Maersk Gallant

Ocean Vanguard

Polar Pioneer

Rowan Gorilla VI

Type: Jack Up Eier: Maersk Drilling Kunde: ConocoPhillips Kontrakt til: Mar. 2017 Dagrate: Privat

Type: Jack Up Eier: Maersk Drilling Kunde: Statoil Kontrakt til: Jan. 2016 Dagrate: Privat

Type: Jack Up Eier: Maersk Drilling Kunde: ConocoPhillips/Statoil Kontrakt til: Apr. 2016 Dagrate: $312.000

Type: Semi Eier: Diamond Kunde: Statoil Kontrakt til: Feb. 2015 Dagrate: $354.000

Type: Semi Eier: Transocean Kunde: Statoil Kontrakt til: Feb. 2014 Dagrate: $519.000

Type: Jack Up Eier: Rowan Drilling Kunde: ConocoPhillips Kontrakt til: Jul. 2017 Dagrate: $350.000

Rowan Norway

Rowan Stavanger

Scarabeo 5

Scarabeo 8

Songa Dee

Songa Delta

Type: Jack Up

Type: Semi

Eier: Rowan Drilling

Eier: Saipem

Eier: Songa Offshore

Kunde: ConocoPhillips

Kunde: Talisman/Lundin

Kunde: Statoil

Kunde: ENI Norge

Kunde: Statoil

Kontrakt til: Jul. 2016

Kontrakt til: Nov. 2017

Kontrakt til: Jan. 2014

Kontrakt til: Jul. 2017

Kontrakt til: Jul. 2016

Dagrate: $350.000

Dagrate: $399.000

Dagrate: $460.000

Dagrate: $423.000

Dagrate: $448.000

26 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

OFFSHORE & ENERGY

Songa Enabler

Songa Encourage

Songa Endurance

Songa Equinox

Songa Trym

Statoil CAT B

Type: Semi Eier: Songa Offshore Kunde: Statoil Kontrakt til: Sep. 2023 Dagrate: $450.000

Type: Semi Eier: Songa Offshore Kunde: Statoil Kontrakt til: Jul. 2023 Dagrate: $450.000

Type: Semi Eier: Songa Offshore Kunde: Statoil Kontrakt til: Feb. 2023 Dagrate: $428.000

Type: Semi Owner: Songa Offshore Customer: Statoil Contracted to: Nov.2022 Day rate: $428.000

Type: Semi Eier: Songa Offshore Kunde: Statoil Kontrakt til: Jul. 2015 Dagrate: $365.000

Type: Semi Eier: Aker Oilfield Services Kunde: Statoil Kontrakt til: Sep. 2023 Dagrate: Privat

Statoil CAT J 1+2

Stena Don

Transocean Arctic

Transocean Barents

Transocean Leader

Transocean Searcher

Type: Jack Up Eier: Ikke tildelt Kunde: Statoil Kontrakt til: Ikke tildelt Dagrate: -

Type: Semi Eier: Stena Drilling Kunde: Statoil Kontrakt til: Feb. 2014 Dagrate: $400.000

Type: Semi Eier: Transocean Kunde: Statoil/Rig Management Norway Kontrakt til: Mar. 2014 Dagrate: $423.000

Type: Semi Eier: Transocean Kunde: Det norske Kontrakt til: Jun. 2016 Dagrate: $570.000

Type: Semi Eier: Transocean Kunde: Statoil Kontrakt til: Apr. 2015 Dagrate: $409.000

Type: Semi Eier: Transocean Kunde: BG Kontrakt til: Jun. 2016 Dagrate: $394.000

Transocean Spitsbergen

Transocean Winner

West Alpha

West Elara

West Epsilon

West Hercules

Type: Semi Eier: Transocean Kunde: Statoil Kontrakt til: Jul. 2015 Dagrate: $500.000

Type: Semi Eier: Transocean Kunde: Lundin/Marathon Kontrakt til: Okt. 2013 Dagrate: $487.000

Type: Semi Eier: Seadrill Kunde: ExxonMobil Kontrakt til: Apr. 2016 Dagrate: $476.000

Type: Jack Up Eier: Seadrill Kunde: Statoil Kontrakt til: Apr. 2017 Dagrate: $358.000

Type: Jack Up Eier: Seadrill Kunde: Statoil Kontrakt til: Jan. 2015 Dagrate: $283.000

Type: Semi Eier: Seadrill Kunde: Statoil Kontrakt til: Des. 2016 Dagrate: $495.000

West Linus

West Navigator

West Venture

XL Enhanced I

XL Enhanced II

XL Enhanced III

Type: Jack Up Eier: Seadrill Kunde: ConocoPhillips Kontrakt til: Mai 2019 Dagrate: $361.000

Type: Drillship Eier: Seadrill Kunde: Shell Kontrakt til: Jul. 2014 Dagrate: $609.000

Type: Semi Eier: Seadrill Kunde: Statoil Kontrakt til: Jun. 2015 Dagrate: $435.000

Type: Jack Up Eier: Maersk Drilling Kunde: Total Kontrakt til: Okt. 2017 Dagrate: $377.000

Type: Jack Up Eier: Maersk Drilling Kunde: Det norske Kontrakt til: Nov. 2017 Dagrate: $377.000

Type: Jack Up Eier: Maersk Drilling Kunde: Statoil Kontrakt til: Jul. 2019 Dagrate: $397.000

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 27

>> rigmarked COSLPioneer har levert svært gode resultater og fortsetter å bore for Statoil, frem til minst august 2014.

Utsolgt riggmarked kan gi lavere priser Riggmarkedet i Norge koker og prisene holder seg godt, men oljeselskapene får nå en gyllen mulighet. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Riggmarkedet i Norge koker og prisene holder seg godt. Akkurat nå er det i praksis utsolgt ut neste år og i 2014 er det svært begrenset antall muligheter. Mange inngåtte avtaler Siden april har en rekke opsjoner blitt utøvet, slik at markedsbildet på norsk sokkel for flytere fortsatt er stramt. Rigger hvor opsjon er tatt: COSLPioneer - Statoil - 2 år

28 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Transocean Spitsbergen - 2 år Ocean Vanguard - Statoil - 20 måneder Transocean Searcher - BG - 1 år Andre avtaler som er inngått i perioden: Island Innovator - Lundin - 2 år West Alpha - ExxonMobil - 2 år Det er nå flere konkrete prosjekter i Norge med behov for rigg de neste årene.

Shell trenger en rigg til Linnorm, Statoil på Skrugard - mens Rig Management Norway skal være på jakt etter enda en rigg på vegne av et nytt konsortium. Dette skal gjelde en potensiell treårskontrakt i Norge og vil gi mulighet til en del mindre oljeselskaper å kjøpe seg inn i boreprogrammet til den aktuelle riggen. Få muligheter Stena Dons kontrakt med Statoil gå ut ved årsskiftet 2013/2014. Av andre muligheter snakkes det stadig om at Ocean Rigs Eirik

Pumping Systems

OFFSHORE & ENERGY

- to the world oil & gas industry...

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

Frank Mohn FlatĂ¸y AS

N-5918 Frekhaug - Norway tel. +47 55 999 400 - fax. +47 55 999 581 oilandgas@framo.com www.framo.com

Visit us at stand 5301 OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 29

>> rigmarked Raude som kan være en aktuell rigg til arbeid på norsk sokkel igjen. Riggen jobber nå i Ghana, men er ferdig på våren 2013 og må så til Norge for å fornye sin godkjenning for arbeid i Norge (SUT). Dermed er det en mulighet for at riggen kan starte operasjoner i Norge mot slutten av neste år. Det er også flere andre rigger under bygging nå som kan tenkes vil gå til Norge: North Atlantic Drilling: West Mira (2014) og West Rigel (2015) Dolphin: Nybygg levert i 2015 COSL Drilling Europe: COSLProspector (2014) Men samtidig er det også andre oljeselskaper som jakter på disse. Chevron har ute en forespørsel etter rigg til Rosebank (Shetland), mens Husky jakter en “moderne rigg” øst for Canada. Dermed vil fort deler av eller hele denne kapasiteten spises raskt opp. Nybygg endrer markedet Slik situasjonen er nå må oljeselskapene se mot 2015 og årene etter. Det kan faktisk gi en positiv effekt for dem. - Når oljeselskapene må se så langt som tre år frem i tid, kan også riggeierne bestille nye rigger mot kontrakter. Det kan gi god avkastning for riggselskapene, selv med lavere rater enn leie av eksisterende rigger ville ha oppnådd. Det sier rigganalytiker Bjørn Thoresen i Swedbank First Securities til Offshore.no. Han peker på flere gode eksempler på dette. Både Songa Offshore CAT D-rigger, Maersk Drillings nye Jack Up-er og Odfjell Drillings Deepsea Aberdeen fikk lange avtaler, men noe hyggelige rater for oljeselskapene. Spesielt gjelder dette for CAT D-riggene som fikk åtte år lange kontrakt, med rater fra 428.000 til 455.000 dollar. - Dette er noe som vi normalt kan se når markedet blir så stramt som det er nå. For riggeierne handler jo bestilling av nye rigger om en avveining mellom risiko og avkastning. Med en langtidskontrakt i bunn, kan man gå inn på avtaler med lavere rater. - Holder variabler nede Dette ble også bekreftet da Offshore.no intervjuet Odfjell Drilling-sjef Simen Lieungh om Deepsea Aberdeen-avtalen. Denne avtalen har alene en verdi på minst 7 milliarder kroner. I første omgang er avtalen på syv år, men opsjoner gjør at den kan bli til ti år. Avtalen har en dagrate på om lag 470.000 dollar, noe enkelte eksperter peker på som noe under forventningene. - Vi hadde veldig lyst på en lang avtale og heller få en litt lavere dagrate. Jeg liker å holde antall variabler nede når man er i en vekstfase. Nå får vi en god bunndrift gjennom en lang og god

30 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

kontrakt, sa Lieungh. Riggen som Odfjell skal bygge skal inn på Quad 204 i UK og leveres i mai 2014, med oppstart sent samme år. Noen bremser? Med det trykket som er i riggmarkedet nå, kan det fort se ut som det ikke finnes grenser for hvor mange rigger som trengs. Thoresen ser optimistisk på det korte bildet, men peker på at det finnes usikkerhetsmomenter knyttet til markedet på noe lengre sikt. - Det er allerede kontrakter fra 2015 i markedet, så det er få skjær i sjøen akkurat nå. På lang

sikt vil jo både verdensøkonomien og oljeprisen påvirke aktiviteten. Det kan gi lavere aktivitet og ikke like stort behov for rigger.

ad. moment. foto: ntB Scanpix: Peter Christopher

An eye for offshore

rig & drilling modification We are a leading EPCI supplier to the offshore market. Our service area is mainly inspection, repair and modification of drilling rigs and mobile/floating installations on the Norwegian Continental Shelf. Albatross Services operates within the following market areas: 1. Engineering, scanning, design and calculation 2. Modification and maintenance of drilling rigs and mobile/floating installations 3. Participate in Special Periodic Survey (SPS) 4. Modification and installation of third-party equipment 5. Installation and replacement of drilling and pipe-handling equipment on drilling rigs and fixed installations 6. Service, repair and upgrading of drilling equipment on fixed and floating platforms 7. Mechanical fabrication work 8. Development and delivery of smaller “custom-made” products for the drilling operation

Challenge meets experience www.albatross-services.no

Albatross Service AS • Hammaren 23, N-4056 Tananger Albatross Service AS • CCB, Ågotnes, Hall VE 25, N-5347 Kystbasen Ågotnes

• •

Tel. +47 40 00 77 00 Tel. +47 56 32 30 98

>> rigmarked

Klargjør seg for rigg-rush Westcon kjemper i milliardmarkedet for kontrakter på riggvedlikehold. Verftet har nå foretatt store investeringer for å kunne sikre seg viktige oppdrag innen Jack Up-markedet. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Klassing og vedlikehold av borerigger som opererer på norsk sokkel, eller skal inn på sokkelen, er big business. Bare klassing av en enkelt rigg kan bety kontrakter på over 100 millioner kroner. 7,5 milliarder kroner Offshore.no har tidligere identifisert hele 73 klassejobber frem til 2020 - noe som gir en samlet verdi på omtrent 7,5 milliarder kroner. Det inkluderer mange nye rigger som skal inn på kontrakter i Norge.

32 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

- Når vi går fra om lag 25 rigger til over 40 på kort tid, sier det seg selv at det er mange prosjekter på gang nå. Jeg tror at Westcon og de andre aktørene i dette markedet vil klare å håndtere dette, sier Øystein Matre, konsernsjef i Westcon Group administrerende direktør i Westcon Yard. En av de aller største verftene i Norge for dette er nemlig Westcon Yard i Ølen. De rigger seg nå for en bølge av nye rigger som skal klargjøres for oppdrag i Norge, pluss alt arbeid som skal

utføres på dagens riggflåte. Med tre kaifronter vil verftet være fleksible opp mot riggselskapene. Det er ofte slik at tidspunkt for kailigge endres gjentatte ganger etter at avtalene er inngått. Med flere kaier unngår de at å måtte si nei til en jobb, for så å stå med tom kai når dagen for det avviste oppdraget kommer. Nytt stort marked Tradisjonelt har det vært flyter-riggene som har

OFFSHORE & ENERGY Konsernsjef i Westcon Group Øystein Matre ser for seg gode tider i årene som kommer. - Vi skal klare å håndtere det, sier han. (Foto: Øyvind Sætre)

TOTALT ANTALL KLASSINGER I NORGE INK. NYGYGG

kommet til kai ved norske verft, stort sett. Men nå satser Westcon på også å konkurrere om de store nye oppjekkbare riggene, som har gått til Danmark eller Nederland. - Vi har sprengt ut og lagt en dyne som disse riggene kan stå på. Da kan riggene ligge til kai på 22 meters vanndybde. Dette vil gi oss gode muligheter til mange viktige oppdrag. Denne høsten er det en rekke rigger inne eller på vei. COSL Drilling har hatt flere rigger inne, West Alpha og Deepsea Bergen har alle avtaler hos Westcon Yard nå. I tillegg kommer Leiv Eiriksson på nyåret. Men det er fortsatt ledig kapasitet utover høsten, opplyser de. - Vi har et stabilt og rutinert verftsmiljø med en sterk prosjektorganisasjon som har jobbet mange år. På riggoppdragene klarer man kanskje å definere 50 prosent av arbeidsoppgavene og vi må kunne snu oss rundt når det endrer seg fort. Det skal vi ha et team som klarer.

Kilde: Offshore.no

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 33

>> rigmarked

Nye prishopp i r Moderne oppjekkbare super-rigger koster snart 2,5 millioner hver dag. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Å leie rigg til boring på norsk sokkel blir bare dyrere og dyrere. Både for flytere og oppjekkbare rigger peker prispilene mot nye høyder. Øker mest Det er sistnevnte som ventes å øke mest de kommende årene, i følge ekspertene. Den siste tiden har flere riggavtaler bekreftet trenden; oppjekkbare rigger er det kamp om og det betyr økt dagrate. Her er noen eksempler som bekrefter trenden. Lundin har leid den tidligere Skeie-riggen Rowan Stavanger til boring i Norge. Denne avtalen ble inngått for om lag et og et halvt år siden. Oljeselskapet må betale mellom 340.000 og 350.000 i dagrater for riggen. Sammenlikner man dette med de nye Maersk-riggene, som i november og desember i fjor fikk kontrakter med Totalt og Det norske, så er prisen opp noe her. XL Enhanced I og II har avtaler med dagrater på om lag 377.000. Da Statoil inngikk avtale om leie av XL Enhanced III til Dagny i mai i år, var prisen steget til 397.000 dollar. Gallant prishopp Statoil sikret seg også leieavtale for Maersk Gallant. Riggen går i dag på en avtale med ConocoPhillips som skal innebære en dagrate på 312.000 dollar, men når den skifter til Statoil øker leieprisen til hele 389.000 dollar. Det skjer i andre kvartal 2014 eller 2015, avhengig om ConocoPhillips utøver en ettårig opsjon på videre leie. - Bygging av flytere for værharde områder som Norge har vært trenden tidligere. Men, det er ikke sikkert at alle disse riggene kommer til Norge siden det er, og det er forventet å være, et underskudd på denne typer rigger i nær fremtid. Dette har vi ikke sett når det kommer til markedet for harsh environment Jack Up-er. Våre estimater tilsier at veksten i etterspørselen for Jack Up-er vil være høyere enn for flytere.

34 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Det sier rigganalytiker David Bhatti i Nordea Markets. Lavere fortjeneste Det er også slik at de moderne nye Jack Up-ene er omfattende byggeprosjekter som innbærer en stor finansiell risiko for riggselskapene. Det må de få igjen gjennom gode rater. Maersk-riggene koster 650 millioner dollar per stykk. Da settes også standarden for dagrater. - En del av problemet er at dagrater under 400.000 dollar gir lavere fortjeneste enn hva man kan forvente i forhold til å investere i rigger for ultradypt vann. Når det er sagt, så har lange kontrakter, få konkurrenter og

OFFSHORE & ENERGY

riggmarkedet

stabile rater fanget interessen til enkelte selskaper - som har ført til investeringer innen dette segmentet. Spenning rundt Statoil-rigger I løpet av andre halvdel av 2012 skal Statoil, etter planen, dele ut kontrakter for bygging og levering av to CAT J-rigger. Dette er en helt ny type Jack Up som skal sikre økt utvinning, blant annet. Avtalene på disse riggene vil gi nok en indikasjon på hvor sterkt Jack Up-markedet står i dag.

Maersk bygger tre identiske rigger som skal inn til Norge. Rigg nummer tre får vesentlig bedre betalt enn de to første, som ble leid ut først. (Illustrasjon: Maersk Drilling)

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 35

>> made in norway

Blir verdens største offshoremarked Brasil går forbi Norge og blir verdens største offshoremarked i perioden 2013-2016. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Det viser en fersk rapport utarbeidet av Rystad Energy for Intsok. Mens investeringene på norsk sokkel er beregnet til 1066 milliarder kroner i perioden, anslås tilsvarende tall for Brasil til 1125 milliarder kroner. På de neste plassene følger USA, Storbritannia og Australia. Krevende byråkrati Det er gigantfunn i de såkalte pre-saltområdene som er i ferd med å snu opp-ned på brasiliansk petroleumsvirksomhet. Totalanslaget for reservene i området er på over 50 milliarder fat. Til sammenlikning var landets kjente reserver på 14 milliarder fat før pre-salt ble oppdaget. Man snakker om 1000 brønner, 500 supplybåter og 28 FPSO-er, for å nevne noe. - Brasil og Australia peker seg ut som de raskest voksende markedene. Brasil er et spennende marked som mange norske leverandører jobber mot allerede. Men landet har sine utfordringer for norske leverandører, spesielt et krevende byråkrati og kravene til lokalt innhold, sier regiondirektør Håkon Skretting i Intsok til Offshore & Energi. Aker Solutions er blant selskapene som har fått kjenne utfordringene på kroppen. De tapte i fjor 600 millioner kroner på grunn av forsinkelser og kvalitetsproblemer knyttet til selskapet leveranser av subseautstyr til brasilianske Petrobras. Verden rundt Skretting opplever at det australske markedet passer norske leverandører som hånd i hanske. Det er et marked med høyere kostnader enn i Norge - blant annet dyrere ingeniørtjenester - noe som gjør at norske leverandører stiller sterkt. Samtidig er mange av utfordringene de samme som på norsk sokkel, med mange subseautbygginger på dypt vann. Men det krever at man er tilstede. Både her og der. - Norske selskaper blir stadig mer profesjonelle og flinkere til å posisjonere seg overfor de

36 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Statoil er i ferd med å bli en betydelig aktør i Brasil. Her fra Peregrino-feltet. (Foto: Statoil)

viktigste aktørene i industrien. Å vokse internasjonalt, stiller samtidig krav til organisasjonen. Ta Shells Prelude-prosjekt i Australia som eksempel. Her ledes prosjektet fra Perth, mens betydelige deler av Shells teknologikompetanse sitter i Haag. Technip, som er engineeringspartner, har hovedkontor i Paris, mens byggingen skjer ved Samsung-verftet i Korea. Oljeindustrien er en internasjonal arena - der må norske leverandører være tilstede, sier Skretting. Sikter mot 200 millioner Utenlandsomsetningen for norske leverandører er nå på rundt 170 millioner kroner i året. Og Intsok regner med at man vil passere 200 i

løpet av relativt kort tid. Samtidig er det rekordhøy aktivitet på norsk sokkel. - Klarer bedriftene å levere både på hjemme- og bortebane? - Mye av veksten kommer gjennom internasjonal ekspansjon - selskapene øker kapasiteten utenfor Norge. Norsk teknologi vil aldri bli billigst på markedet. Derfor er det viktig å stadig utvikle seg og finne bedre løsninger. Et av våre største fortrinn, er at det er kort vei fra idé til kunde i Norge. Vi slipper det enorme hierarkiet. Har du én god idé, finner du alltid noen som kan tegne den. Og har du tegninger, finner du alltid et verksted i området som som kan lage produktet. Der har vi en stor fordel.

Subsea-eventyr

på Jæren

Større og større konstruksjoner blir produsert, sammenstilt og testet på Jæren. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no ”Consider it done” er mottoet til Jærbedriften Depro Development, Engineering & Project Management, som holder til på Bryne, to mil utenfor industriområdet Forus. De lokale kaller gjerne dette industriområdet for ”Forus II”. Startet i 2005 Daglig leder Kåre Stokkeland sier selskapet startet i 2005, og er i dag 37 ansatte, men målsettingen er å ansette ytterligere 20-30 innen 2015. -Det er målsettingen ja, men som regel bommer jeg, for jeg har tatt for lite i, sier Stokkeland. En annen målsetting er å komme opp i 200 millioner i omsetningen innen 2015. -Våre kunder har behov for at vi øker såpass, og vi har derfor kjøpt en ny tomt på 14,4 mål og nye kontorer, test fasiliteter og verksted skal være på plass våren 2014. Hva gjør de? Depro driver med engineering, project management, sammenstilling og testing. -Vi driver også med produktutvikling for det er mange kunder som kommer til oss og trenger hjelp til dette. Samtidig utvikler vi også egne produkter som kommer på markedet i nær fremtid for topside,,nedihull og subsea. Dette er ikke utstyr som konkurrerer med utstyret til våre kunder. -Dere har altså god ingeniør- og produksjonskompetanse på huset? -Ja, det har vi og vi er løsningsorienterte. Vi selger på grunn av kvalitet og leveranser. Vi leverer kvalitet og til rett tid. Våre to største kunder er GE og National Oilwell og de har strenge dokumentasjonskrav, noe vi leverer. Vi kjøper store deler av det vi leverer fra underleverandører, så vi sammenstiller og tester og leverer ferdige produkter til kundene. -Hvem er underleverandører?

Depro er bygget opp etter det jærske mottoet ”stein på stein”, som betyr at bedriften bygges opp trinnvis ettersom oppdragene øker, vel og merke uten å pådra seg mye gjeld underveis.

-Vi bruker mange lokale, men vi har også samarbeid med et indisk selskap som vi kjøper ingeniørtjenester fra, for å ta toppene. Dette har vi gjort for å sikre oss nok kapasitet, sier Stokkeland, og legger til at Depro nå har sin største ordrereserve. -Hvor er det største markedet? -Vi leverer 90 prosent til norske kunder, men store deler av dette eksporterer så våre kunder til sine prosjekter i utlandet, som Australia, Singapore, Angola for å nevne noen land. Stein på stein Depro er bygget opp etter det jærske mottoet ”stein på stein”, som betyr at bedriften bygges opp trinnvis ettersom oppdragene øker, vel og merke uten å pådra seg mye gjeld underveis. -Vi tjente penger i begge de to nedgangsårene, sier Stokkeland. -Hva er oppskriften på deres suksess? -I 2008/2009 var det trange tider, og mange nedbemannet da, men vi gjorde det motsatte. Vi både investerte i nye lokaler og var ute i markedet og håndplukket folk, for vi var sikre på en ny oppgang. En annen suksessfaktor er at vi er opptatt av trivsel. Vi har det sosialt på jobb og er opptatt av at de ansatte engasjerer seg og er opptatt av det vi driver med.

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> made in norway

Kan han gjenta gigantsuksessen? Hans forrige idé tok verden med storm. Nå vil Rune Freyer gjøre det igjen. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Han har allerede oppfylt alle oppfinneres store drøm. Idéen hans ble et produkt som ble en gigantsuksess som nå øker utvinningen fra brønner over hele verden. - Det produseres nå 5000 swellpackere i måneden og produktet er kopiert og leveres av alle de store serviceselskapene, sier Rune Freyer til Offshore & Energi. I 2005 solgte han selskapet sitt Easy Well Solutions til Halliburton for flere hundre millioner kroner. Men Freyer er ikke typen som hviler på laurbærene. Svellende gummi er nå erstattet av fiskebein, men ambisjonen er fortsatt å skape et produkt som både er enkelt og gir stor økonomisk gevinst for kundene. - Vi mennesker ønsker oss en enkel hverdag. Og folkene som jobber i operatørselskapene er ikke annerledes skrudd sammen enn deg og meg. Et enklere produkt krever mindre integrasjon og er mer engineeringvennlig. Men det kan ligge mye arbeid og teknologi bak en enkel brukeropplevelse. Apple er et godt eksempel på det, sier Freyer. 12 meter lange "nåler" Nå jobber han og de seks andre ansatte i

selskapet Fishbones for å skape et fullverdig alternativ til hydraulisk frakturering. Enkelt sagt skal dette gjøres ved bruk av opptil 200 "nåler" på 12 meter i hver brønn som brukes til å lage ekstra sidegrener og dermed gi mer olje for pengene. Og Freyer tror teknologien har alle forutsetninger for å bli en ny kjempesuksess. - Fishbones er en enklere, mer nøyaktig og mer kontrollert måte å stimulere reservoaret på enn tradisjonell frakturering. Hvis du knuser en vindusrute, har du liten kontroll på hvor stor sprekken blir, slik er det også med hydraulisk frakturering. Den kontrollen får man ved å bruke vår teknologi. Da kan man unngå å komme i kontakt med uønskede deler av reservoaret, som produserer vann og gass. Industrien har hatt en byggeteknisk tilnærming til brønnarbeid. Vi ønsker å ta ut rallaren ut av reservoaret og sette inn ingeniøren. Giganter på laget Da Easywell utviklet sin gummiteknologi, var Hydro en viktig samarbeidspartner. Nå har Freyer BP, Lundin og Statoil med på laget. Teknologien hans er per i dag spisset inn mot

kalkreservoarer og har potensial til å øke utvinningen og spare kostnader på felter som for eksempel Valhall og Ekofisk. Planen er nå å få på plass en pilot - helst i løpet av det neste halve året. - Man snakker hele tiden om hva selskapene gjør og ikke gjør, men min erfaring er at det meste handler om enkeltmennesker. Folk som våger å ta aktive valg, som har forståelse for både utfordringer og muligheter og som er interessert i å være med og utvikle de beste løsningene. - Mange teknologihuller Han er blitt en rik mann. Men det er ikke penger som er drivkraften hans. Ei heller å bygge opp en gigantkonsern. Derfor sier han at det føltes like naturlig å selge Easywell til Halliburton som det føltes å starte selskapet. Derfor har han allerede ansatt en daglig leder i Fishbones. Slik at han kan konsentrere seg om det han liker best, det han synes er kjekkest og det han sannsynligvis også er flinkest til - å finne opp og utvikle teknologi.

Berghagan 4, N-1405 LANGHUS Tlf: 64 85 86 00, Faks: 64 85 86 01, www.hydac.no

38 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Vil tette Statoils skattehull Regjeringen lei av å finansiere kostnader og tap i utlandet. Kan bety halv milliard ekstra i skatt. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Statoil har gått fra å være en norsk gigant til å bli en betydelig internasjonal aktør, og rundt halvparten av selskapets letevirksomhet foregår nå utenfor Norge. Statoil har opprettet en flora av norske selskaper for de enkelte prosjektene og regionene, og bare for virksomheten i Angola har selskapet opprettet ti norske aksjeselskaper knyttet til forskjellige blokker. På denne måten kan et selskap få fradragsført utgifter fra aktivitet i utlandet uten at AS Norge kan regne med å få skatteinntekter fra samme virksomhet. Denne praksisen ønsker Regjeringen nå til livs. "Med dagens regler vil oljeselskapene systematisk kunne få fradrag for store deler av kostnadene ved utenlandsaktiviteten i norsk skattegrunnlag. (…..) Dette er prinsipielt uheldig og det vil på litt lengre sikt få svært store økonomiske konsekvenser dersom dagens regler ikke endres. Det legges opp til at regelendringen gis virkning fra og med inntektsåret 2013", skriver Regjeringen i et notat. Bakgrunnen for forslaget, som nå er sendt på høring, er å hindre at skattesystemet subsidierer petroleumsvirksomhet i utlandet. Skattesubsidieringen av utenlandsvirksomheten forutsetter at skattyter både har landbasert aktivitet i Norge og også driver petroleumsutvinningsaktivitet i utlandet gjennom

norske selskaper. I prinsippet kan dette utnyttes også av utenlandskeide oljeselskaper som har norsk landaktivitet. Regelendringen er generelt begrunnet, men Statoil og DNO er nevnt spesielt. Disse to selskapene er også de eneste som regnes som høringsinstanser. "Oljeselskapene vil ha et sterkt incitament ved skatteoppgjøret i Norge til å skyve kostnadene bort fra produksjonsfasen og i størst mulig grad føre dem til fradrag i lete- og utbyggingsfasen eller nedstengingsfasen."

- Vi mottok denne informasjonen på fredag. Før vi har sett oss inn i dette, ønsker vi ikke å kommentere saken, sier Fredrik Normann, kommunikasjonsrådgiver i Statoil, til Offshore & Energi.

Statoil får fradragsført utgifter fra aktivitet i utlandet uten at AS Norge kan regne med å få skatteinntekter fra samme virksomhet.

Berghagan 4, N-1405 LANGHUS Tlf: 64 85 86 00, Faks: 64 85 86 01, www.hydac.no

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI 39

>> reportasje

Rekord for ONS 2012 Årets internasjonale oljemesse i Stavanger ga rekordbesøk. ONS er dermed verdens nest største oljemesse.

Besøkende fra 109 land

40 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

59.913 besøkende

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> reportasje

1.264 utstillere

Utstillere fra 34 land

42 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

DECK EquipmEnt

Meet us at OTD Bergen 17-18 Oct, Stand no. 7314

For demanding conditions Photo: Rune Johansen, Statoil.

NDM has long and extensive experience in delivering equipment for the oil and gas segment. We specialize in custom built mechanical equipment ranging from winches, BOP cranes and bulk loading stations on to spooling systems and various transport and handling equipment.

www.ndm.no

Bulk loading stations

BOP Cranes

Constant tension winches

Address: Ulvenvegen 34, N-5200 Os, Norway

Umbilical Winches

Phone: +47 56 30 32 80

Cable baskets

Skidding & handling Systems

Fax: +47 56 30 32 82

Spooling systems

E-mail: office@ndm.no

200 NYE ARBEIDSPLASSER PÅ 24 TIMER I olje og offshore skjer ting fort. Har du en leverandør som kan snu seg like raskt? En av våre kunder har i 2012 vunnet flere store kontrakter, noe som har ført til mange ansettelser på kort tid. Kinnarps bidro til å finne lokaler og tegnet løsninger for over 200 medarbeidere. Alt i løpet av 24 timer. Raskt nok. Kinnarps AS Tlf 67 16 71 00 www.kinnarps.no

Kinnarps annonse Offshore&Energy 209x127mm 120913.indd 1

13.09.2012 15:34:19

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> reportasje

Under ONS undertegnet Statoil og Rosneft aksjonær- og samarbeidsavtaler for leting og utvikling av de fire russiske lisensområdene utenfor kysten av Russland som inngikk som en del av rammeavtalen mellom selskapene.

Rush av nye oljeselskaper Noen giganter, men de fleste er små og norske. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Storfunn i Nordsjøen og Barentshavet har langt på vei revitalisert norsk sokkel de siste to årene. Og nå vil flere være med på oppturen. Internasjonale giganter som Lukoil og Rosneft er på vei inn, men det er de nye norske myggene som dominerer. De nye norske Totalt er åtte nye norske selskaper prekvalifisert eller har søkt om å bli prekvalifisert som lisenseier på norsk sokkel de siste to årene. De fem norske selskapene som har fått adgang til sokkelen siden 2010 er Agora Oil & Gas (2010), Fortis Petroleum (2011), Core Energy (2011), Explora Petroleum (2012) og Petrolia Norway (2012). I tillegg har Emergy Exploration, Spike Exploration og Inov8 Energy søknader liggende inne hos Oljedirektoratet. - De siste årene har det vært en blanding av store og mellomstore internasjonale selskaper og små norske som er kommet til. Det er naturens lov som gjelder. Noen får det til og overlever eller blir kjøpt opp, andre kommer til kort, sier sjefingeniør Ståle Thorsen i Oljedirektoratet til Offshore.no.

44 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Letefradraget, som ble gjort tilgjengelig for selskaper uten inntekter i 2005, har ført til en betydelig oppblomstring av nye oljeselskaper. Siden toppårene 2006 og 2007, da henholdsvis 17 og 13 nye selskaper ble godkjent som lisenseier eller operatør på norsk sokkel, har antallet flatet ut. Nå peker pilene oppover igjen, med delelinjeavtalen og de nye storfunnene i Nordsjøen og Barentshavet, Skrugard/Havis og Johan Sverdrup, som åpenbare grunner til at interessen øker. Ikke rene finansiell aktører Men Oljedirektoratet gir ikke grønt lys til alle som vil være med på festen. - Vårt krav er at selskapene skal bidra til verdiskapning. Vi ønsker ikke rene finansielle aktører som lisenseiere på norsk sokkel. De må med andre ord ha kompetanse og kapasitet, spesielt på undergrunn. Samtidig har Petroleumstilsynet sine minimumskrav til HMS som må være oppfylt, sier Thorsen. Russisk og japansk OD har også gitt grønt lys til Lukoil og Tullow Oil, samt mottatt søknader om prekvalifisering fra russiske Rosneft, japanske Moeco og Isle of

Man-baserte Lime Petroleum. KazMunayGas ligger formelt inne som søker, men Oljedirektoratet har ikke hørt fra selskapet på flere år. For de to førstnevnte dreier det seg hovedsakelig om å få tilgang på vårt geologiske datamateriale. - Vi er på jakt etter interessante lisenser over hele verden, og denne søknaden er en del den nødvendige prosedyren for å få tilgang til data knyttet til norske lisenser, sier kommunikasjonssjef George Cazenove i Tullow Oil til Offshore.no. Også Lukoil understreker tilgangen som nøkkelen til eventuelt videre engasjement på norsk sokkel. - Pre-kvalifiseringen er et viktig steg, men likevel det første steget. Per i dag vet vi ikke hvor veien går videre. Denne avgjørelsen vil vi ta etter å ha fått tilgang på geologisk informasjon fra norske myndigheter, sier Vladimir Semakov, fra Lukoils kommunikasjonsavdeling.

DEN VIKTIGSTE MØTEPLASSEN Utsikten er den perfekte møteplassen for samlinger, event og kurs. Vi har en av Norges vakreste golfbaner og et topp moderne Kunstsenter. Maten er fra “Listers Kjøkken”, og er alene verdt et besøk. Utsikten er plassen for inspirasjon, store vyer, god mat og rekreasjon. For bestilling ring 38 35 88 00 eller gå inn på www.utsikten.no

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> reportasje

Fire suksesser og et p tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Veien fra forretningsidé til produksjon av olje og gass er lang og krevende. Skal man lykkes på norsk sokkel, krever det enorme investeringer, tålmodige investorer og et leteteam som ser det andre ikke ser. Blant annet. 22 norske nykommere fått grønt lys og blitt lisenseier på sokkelen siden 2002. Noen er blitt kjempesuksesser, andre ingenting. Noen har funnet, andre har boret tørt. Men felles for de fleste er at de leter for å selge. Fire oppturer…. De fire største suksessene, Petoro ekskludert, har alle vist at dette er den mest åpenbare veien å gå. Spring Energy og Concedo har begge klart å generere inntekter tidlig ved raskt å selge de funnene man vært med på. Og i tilfellene Revus og Agora er hele selskapene blitt kjøpt opp av store internasjonale lete- og produksjonskonsern, henholdsvis av Wintershall for 5 milliarder kroner og av Cairn Energy for 2,5 milliarder. Verdt å merke seg i den sammenhengen, er det også at Agora i stor grad er bygget på et fundament lagt i nettopp Revus. …. og noen nedturer Av selskapene som fortsatt eksisterer og ikke er kjøpt opp av globale aktører, har bare nevnte Spring og Concedo klart å unngå rød bunnlinje i perioden 2007-2011 sett under ett. På motsatt side står North Energy, Discover Petrolem/Front Exploration, Rocksource og Noreco for de største tapene i samme periode, totalt rundt 2 milliarder etter skatt. Disse selskapene har heller ikke nevneverdige leteresultatet å vise til, og samtlige er nylig blitt tvunget gjennom økonomiske hestekurer. Front Exploration meldte oppbud tidligere i sommer, men er nå overtatt av Dong Energy. North Energy, Rocksource og Noreco har hatt ryddesalg og de to sistnevnte har også byttet ut flere nøkkelpersoner både i styre og ledelse. Ikke store nok til å bygge Samtidig er det ikke nok å se på regnskapenes bunnlinje når man skal skille de vellykkede fra de mindre vellykkede. Velger man å gå fra å være et leteselskap til å bli et lete- og produksjonsselskap, må horisonten være betydelig lenger en et par år, siden det i snitt tar 11 år fra et funn blir gjort til det kommer i

46 Offshore & Energy OKTOBER 2012

produksjon. Men dømt utifra aktiviteten og den økonomiske situasjonen til de norske nykommerne per i dag, er det ingen av dem som har kommet til siden 2002 som posisjonerer seg for å drive med utbygging og produksjon. Bare ett selskap har egenkapital på over én milliard kroner, men Noreco har vært tydelige på at selskapets kapital først og fremst skal brukes til leting. Agora har egenkapital på over 750 millioner kroner, men selskapet ble i april kjøpt opp av britiske Cairn Energy og har på

denne måten sikret seg kapital til å kunne ta steget til å bli en utbygger og produsent på norsk sokkel, slik Revus ble gjennom Wintershall. Dersom dette er Cairns ønske og plan for Agora, vel å merke. Hvem får hva? Tildelingene, TFO og konsesjonsrundene, er langt på vei nøkkelen dersom både penger og kompetanse er på plass. Selskapene nominerer først og søker deretter på lisensene de helst vil ha. Så deler Olje- og energidepartementet ut lisensene etter gitte kriterier, som for eksempel

OFFSHORE & ENERGY

par milliardsluk

Energy har tidligere frontet kritikk mot disse tildelingskriteriene, som de mente gjorde oljejakten på norsk sokkel unødig vanskelig for små selskaper. Man kan være enig eller uenig, men faktum står uansett fast; et lite selskap vil i de fleste tilfeller slite med å få de åpenbart beste lisensene. Da er det viktig å ha undergrunnsfolk som ser det andre ikke ser og som på denne måten kan skaffe selskapet det som i mange tilfeller framstår som et nødvendig konkurransefortrinn.

økonomisk soliditet. Offshore.no skrev tidligere denne uken at Discover Petroleum var eneste søker til Skrugard-området i den 19. konsesjonsrunden, men at selskapet ble veid og funnet for lett og lisensene derfor ikke tildelt. I en slik sak er det enkelt å forstå både Fronts frustrasjon over en avgjørelse som viste seg å bli et være-ellerikke-være og myndighetenes beslutning om ikke å gi lisensen til et selskap uten leteresultater å vise til og uten nødvendige finansielle muskler. Selskaper som Det norske, Sagex og North

Samfunnsøkonomi Hva har så disse norske nykommerne bidratt med i et samfunnsøkonomisk perspektiv? En gjennomgang av regnskapene for de siste fem årene viser et samlet underskudd før skatt på rundt 7 milliarder kroner, Petoro ekskludert. Av dette har staten dekket rundt 6 milliarder i form av skattefradag. Til gjengjeld har selskapene vært med på å booste antallet letebrønner, fra 12 i 2005 til 65 i toppåret 2009. De har også vært med på flere funn som enten er eller vil bli kommersialisert og på denne måten vært med å generere inntekter til fordel for statskassen. Blant disse Luno, Knarr, Maria og Grosbeak, for å nevne noen. Forutsatt dagens oljepris og valutakurs er de fire nevnte funnene anslått å inneholde olje til en bruttoverdi av rundt 240 milliarder kroner.

Såoljeleting framstår fortsatt som god butikk for AS Norge. Åtte nye Totalt er åtte nye norske selskaper prekvalifisert eller har søkt om å bli prekvalifisert som lisenseier på norsk sokkel de siste to årene. Drømmen om å få ta del i oppturen lever for mange, og bare historien vil vise hvem som har det som skal til. PS! Denne gjennomgangen omfatter utelukkende norske oljeselskaper som er kvalifisert for norsk sokkel siden 2002. Nykommere med internasjonale lete- og produksjonsselskaper i ryggen, som for eksempel Lundin Norway, BG Norge, Wintershall Norge med flere er ikke vurdert.

OKTOBER 2012 Offshore & Energy 47

>> reportasje

Slik gikk den norske oljejakten 22 norske nykommere på ti år - hvor er de nå? 22 norske oljeselskaper er kvalifisert som lisenseiere siden 2002. Noen har vært kjempesuksesser, mange har slitt og flere er blitt overtatt av konkurrenter. Her er en gjennomgang av dagens status for disse selskapene: Explora Petroleum (2012) Ingen regnskaper tilgjengelige. Nystiftet selskap med fokus utelukkende på norsk sokkel. Har inngått en farm-in-avtale med Lundin for 30 prosent i lisens 544, der Biotitt-prospektet er planlagt undersøkt i 2013. Ledes av John Pickard og har blant fått med tidligere Noreco-sjef Scott Kerr i styret. Finansiert av private equityfondet Warburg Pincus. Petrolia Norway (2012) Ingen regnskaper tilgjengelig. Nystiftet selskap som satser på "innovativ leting og økt utvinning i modne områder" på norsk sokkel. Eier 10 prosent i én lisens, 356, der Det norske skal undersøke Ulvtanna-prospektet i tredje kvartal i år. Ledes av Vidar Bergo Larsen og eies av børsnoterte Petrolia ASA.

norsk og britisk sokkel, sistnevnte gjennom datterselskapet Fortis Petroleum Corporation. Forløperen Flying High brukte fly og elektromagnetisk teknologi i sin jakt på olje og gass.

Spring Energy (2008) Omsetning: 841,5 millioner kroner. Driftsresultat: 283,9 mill. Egenkapital: 384,2 mill. Årsresultat: 591,6 mill.

Agora Oil & Gas (2010) Omsetning: 0. Siste tilgjengelige regnskap: 2011. Driftsresultat: - 52,9 millioner kroner. Egenkapital: 763,2 mill. Årsresultat: -1,9 mill. Selskapet, som ble startet av tidligere Revusansatte, med Svein Ilebekk i spissen, lyktes mer eller mindre på direkten. Catcher-funnet har vært selskapets companymaker, men var også med på det spennende Skarfjell-funnet til Wintershall. Ble tidligere i år solgt til Cairn Energy for rundt 2,5 milliarder kroner. Investorene, RIT Capital Partners og Lord Rothschild, stilte i 2009 1,1 milliarder kroner til disposisjon. Så langt har selskapet brukt rundt 750 millioner kroner, noe som betyr en gevinst på rundt 1750 millioner kroner.

North Energy (2008)

Har rukket å være med på tre betydelige funn, Wintershalls Maria og Grosbeak og Suncors Beta. De to sistnevnte ble solgt til Talisman for opptil 800 millioner kroner, mens selskapets andel i Maria ble kjøpt av operatøren. Spring Energy har en portefølje på 31 lisenser, fem som operatør. Selskapet har planer om å være med på ti brønner i løpet av de neste 18-24 månedene.

Skeie Energy (2008)* Omsetning: 1,1 millioner kroner. Driftsresultat: -60,6 mill. Egenkapital: -35,6 mill. Årsresultat: -18,8 mill. Fokus på å utvikle mindre funn på norsk sokkel. Har andeler i de relativt små funnene Lundins Krabbe og Maersks Flyndre, som begge er planlagt utbygd, og har i tillegg solgt sin andel i BGs Bream til Premier Oil.

Omsetning: 0. Core Energy (2011)* Omsetning: 0. Driftsresultat: - 2,37 millioner. Egenkapital: 32,4 mill. Årsresultat: -0,6 mill. Har kjøpt andeler i de produserende feltene Snorre og Brage, samt utbyggingsprosjektet Hyme. Fokuserer først og fremst på modne områder, men vil også delta i feltnær leting. Finansiert av HitecVision.

Fortis Petroleum (2011, tidligere Flying High Norway) Siste tilgjengelige regnskap: 2011.

Driftsresultat: -433 millioner kroner. Egenkapital: 371,5 mill. Årsresultat: -109,2 mill. Har hatt et samlet driftsresultat på minus 1,1 milliarder kroner siden 2007. Fant gass på Fogelberg og Norvarg, men har også vært med på en del tørre brønner, blant annet på Heilo og Zappfe i Barentshavet og Storebjørn i Nordsjøen. Medeier i 23 lisenser og skal være med på fire letebrønner innen utgangen av 2012, blant annet Kakelborg, som bores nå. Hentet tidligere i år inn 235 millioner kroner gjennom en rettet emisjon og salg av Fogelberg, og har nylig inngått en intensjonsavtale med de utenlandske selskapene Lime Petroleum og Rex Oil & Gas om salg av deler av flere lisenser. Børsnotert.

Skagen 44 (2007) Omsetning: 6,8 millioner kroner. Driftsresultat: -109,4 mill. Egenkapital: 73,5 mill. Årsresultat: -27,4 mill. Har bygget seg opp en portefølje på 15 lisenser gjennom TFO-runder. Var med på et lite funn på Skaugumsåsen og en tørr brønn på Phoenixprospektet. Har planlagt to brønner sør i Nordsjøen, Skagen og Isbjørn. Hentet inn rundt 50 millioner kroner i to rettede emisjoner i slutten av fjoråret.

Flying High (2007) Se Fortis Petroleum.

Omsetning: 78.000 kroner. Driftsresultat: -111,1 millioner kroner. Egenkapital: -51,8 mill. Årsresultat: -36,3 mill. Har anskaffet seg andeler i fem lisenser i Nordsjøen, tre gjennom farm-in-avtaler, to via TFO-runden i 2011. Fokus på modne områder på

48 Offshore & Energy OKTOBER 2012

4sea Energy (2008) Overtatt av North Energy i 2010 for vederlagsaksjer til en samlet verdi av 50 millioner kroner. Fortsatt registrert som eier av tre lisenser.

Concedo (2007) Omsetning: 463 millioner kroner. Driftsresultat: 297,2 mill. Egenkapital: 593,3 mill. Årsresultat: 468,5 mill.

OFFSHORE & ENERGY Sagex (2007) Overtatt av britiske Valiant Petroleum i 2011.

Pertra (2002)

Aker Exploration (2007)

Etablert av PGS, solgt til Talisman i 2005. Like etter etablerte ledergruppen i Pertra et nytt selskap, Pertra Management, og kjøpte tilbake noen av lisensene. "Nye Pertra" ble slått sammen med den norske delen av DNO og skiftet navn til Det

Fusjonerte med Det norske i 2009.

Noreco (2006) Rocksource (2007) Omsetning: 186 millioner kroner. Driftsresultat: -480,3 mill. Egenkapital: 408,2 mill. Årsresultat: -178,3 mill. Boret tørt i tre av fire brønner på norsk sokkel i 2011. Solgte 13 av sine 20 prosent i Norvarg-funnet i Barentshavet samt deler av sine andeler i ytterligere 12 letelisenser til Valiant. Har vært gjennom en tung periode rent økonomisk, men satser på å gjenoppta et aktivt leteprogram på 3-4 brønner i året fra og med 2013.

Discover Petroleum (2007)* Omsetning: 369.000 kroner. Driftsresultat: -122,6 millioner kroner. Egenkapital: 26 mill.

Omsetning: 831 millioner kroner Driftsresultat: -1,06 mrd.

Petoro (2002)

Egenkapital: 3 mrd.

Omsetning: 188,8 milliarder kroner.

Årsresultat: -859,1 mill. Stor ryddejobb gjennomført i 2011. Omfattet salg av eiendeler for 2 milliarder kroner, en reduksjon av investeringsforpliktelser på 2 milliarder kroner og gjeldsreduksjon på 1 milliard kroner samt flere utskiftninger i styre og ledelse. Svake leteresultater de siste årene, men har en portefølje på 55 lisenser og skal etter planen delta i boringen av åtte letebrønner i løpet av de neste to årene, blant annet Lundins Albert, som bores nå.

Driftsresultat: 135 mrd. Årsresultat: 133,7 mrd. Statens eget oljeselskap, som forvalter Norges

eierandeler i lisensene på norsk sokkel, overførte i løpet av sine første 10 år over 1000 milliarder kroner til statskassen.

OER Oil (2002) Kjøpt opp av Endeavour i 2004. Hadde da andeler i Brage og Njord.

Altinex (2005) Kjøpt opp av Noreco i 2007.

* Siste tilgjengelige regnskap er fra 2010.

Årsresultat: -61,9 mill. Har boret den ene tørre brønnen etter den andre, nå sist Eik-prospektet i Barentshavet. Samlet driftsunderskudd på over én milliard kroner i perioden 2006-2010. Byttet navn til Front Exploration i 2010. Ble besluttet avviklet og deretter overtatt av Dong Energy tidligere i sommer.

norske i 2007.

Revus (2003)

Regnskapene som her er refert kan derfor i noen tilfeller gi et ufullstendig bilde av selskapets økonomiske aktivitet.

Børsnotert i 2005 og solgt til Wintershall for rundt 5 milliarder kroner i 2008 etter å ha vært med på blant annet Luno- og Jordbær-funnene. Hadde da også sikret seg betydelig produksjon gjennom kjøp av lisenser og kjøpte også det britiske selskapet Palace Exploration i 2007.

(Kilder: Offshore.no, Brønnøysundregistrene, selskapenes egne nettsider, presentasjoner og årsrapporter, Wikipedia, Oljedirektoratet) Noen av selskapene har skilt ut deler av virksomheten sin i datter- og søsterselskaper.

Selvlukkende sikringsgrind - en rimelig livsforsikring! - Alltid stengt - Vedlikeholdsfri - Enkel installasjon - Varer lenger enn stål

- Enkel eller dobbelgrind - Åpning fra 120-940 mm - Utmerket fallsikring - Testet med kraft på 180 KG

Tlf: 51 63 00 00 - www.systemsikring.com hjelseth.com

Børsnotert leteselskap som har gjort som Spring Energy, funnet og solgt før feltutviklingen begynner, slik forretningsstrategien er. Har vært med på funnene Maria, Gygrid og Galtvort og deretter solgt til henholdsvis Wintershall og Statoil. Sikrer seg nye lisenser både gjennom TFO og ordinære konsesjonsrunder og har som mål å gjøre 2-3 kommersielle funn i løpet av 6-7 år.

OKTOBER 2012 Offshore & Energy 49

>> reportasje

Skrugard glapp var for små Tøft å være liten og norsk. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Å starte et norsk oljeselskap uten et større internasjonalt lete- og produksjonskonsern på laget, har for mange vist seg å bli en kamp med ryggen mot veggen. Så også for Discover Petroleum, som senere skiftet navn til Front Exploration. Etter flere tørre brønner og et samlet underskudd etter skatt på rundt 390 millioner kroner perioden 2006-2010, ble selskapet avviklet tidligere i sommer, og danske Dong Energy overtok lisensporteføljen og de ansatte. Kunne hatt Skrugard Men når tidligere Front-direktør Yngve Vassmyr skal gjøre opp status etter drøyt åtte års drift, er det én hendelse som peker seg ut som et stjerneeksempel på hva som kunne vært. - Vi var eneste søker til Skrugard-området i den 19. konsesjonsrunden, men myndigheten unnlot å tildele området. Vår historie ville vært en kjempesuksess dersom vi hadde vært et større og mer robust selskap på det tidspunktet. Og historien gjentok seg; - Vi opplevde det samme med blokker rundt Skrugard i 21.runde. Myndigheten valgte nok engang ikke å tildele blokkene. Nå er blokkene lyst ut i 22. runde og konkurransen blir svært stor, sier Vassmyr til Offshore.no. Hva med historikk og evnen til å finne olje? Bør

50 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Skrugard kunne vært vårt, mener tidligere direktør i Front Exploration, Yngve Vassmyr.

ikke den veie tungt? - Vi fikk flere ganger signaler om at vi var konkurransedyktige på den tekniske biten, men at vi ikke var solide nok økonomisk. Der er det et balansepunkt. Når blir man en virkelig spiller? Vi nominerte blokkene vi ville ha og blottla dermed vår strategi, og når de store kom inn var det vanskelig å konkurrere. Det slo negativt ut for oss, sier Vassmyr, og legger til: - Eiere med finansielle muskler er selvsagt også viktig dersom det skulle skje en ulykke, slik at ikke de store selskapene blir sittende med hele risikoen. Derfor er det i noen grad forståelig at man heller vil ha store enn små selskaper som partnere i lisensene sine. Fem tørre Front Exploration og Discover rakk å være med på fem letebrønner. Alle var tørre. Sist Eikprospektet i Barentshavet med Noreco som operatør. Da viste det seg vanskelig å få investorene til å ta nye tak. - Kapital er en nøkkelfaktor. Som nystartet norsk oljeselskap må man ha nok kapital til å bore minimum 8-10 brønner. Investorer må tåle å bore 4-5 tørre brønner på rad. Det er det flere av selskapene som nå betegnes som suksesser som også har gjort. Man må ha et tiårsperspektiv som eier, og denne horisonten må etableres tidlig, noe som skaper ro i organiasjonen, sier Vassmyr, som var direktør i Front Exploration fram til 27. juni, men som nå altså jobber i Dong. Fra Stavanger til Nord-Norge Discover Petroleum sprang ut av Stavangerselskapet Offshore Resource Group, men fra 2009 var Sparebank1 Nord-Norge og Troms

Kraft de største eierne. Da ble også fokuset på nordområdene geografisk spisset. - Disse to kom inn litt ufrivillig og hadde ikke erfaring med denne typen virksomhet. Da blir det vanskelig, selv om intensjonene er de beste. Å eie et oljeselskap krever langsiktighet og vilje til å ta høy risiko. Man må ha kompetanse og forstå bransjen, og da er det kanskje bedre at Dong, som har solid erfaring både innen leting og utbygging og stiller med en klar ambisjon om å utvide virksomheten sin nordover, tar over stafettpinnen, sier Vassmyr. - Ser du noen fellesnevner for de norske oljeselskapene som har lyktes? - De har alle eiere som vet hva businessen går ut på. Det krever mye og tålmodig kapital å være med på det antallet brønner som skal til for å skape verdier. Denne langsiktigheten gjør også at man får på plass et attraktivt team. Og da er du også en reell spiller i tildelingene. - Hva opplever du som fordelene til små selskaper kontra de store? - Store selskaper har mye ressurser og kompetanse, mens mindre ofte er mer lettbeinte, nytenkende og kreative. I mindre selskaper slipper man tunge prosesser og førende strategier som i mange tilfeller gjør det vanskelig nå fram for enkeltindividet. - Hvor går veien videre for Dong i nord? - Nå er det fullt fokus på nye tildelinger, først TFO 2012 og deretter den 22. konsesjonsrunden. Første brønnen som skal bores er Eni-opererte Bønna.

Visit us at OTD 2012

Bergen, 17 -18. October - Booth # 5201

an Oceaneering company

The dependable subsea valve specialist Setting the standard in fluid control Premium quality products Quality without compromise Oceaneering Rotator - a premier designer and manufacturer of subsea and topside hydraulic control valves, subsea chemical injection valves and speciality control systems to the international oil and gas industry.

ROV Operations

Deepwater Technical Solutions

NCA

J책tt책v책gen, Hinna - P.O.Box 8024 - 4068 Stavanger, Norway Phone: +47 51 82 51 00 - www.oceaneering.no

Electric Remote Operated Retrievable CTV

Asset Integrity

Rotator Valves

Umbilical Solutions

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> subsea

Markedet som skal doble seg - Subsea har gått fra å være en nisje til å bli hovedbeinet i oljen Små og store subsea-relaterte bedrifter står foran en gigantisk opptur de neste årene. Ifølge tall fra Rystad Energy skal markedet nesten doble seg frem til og med 2015. tekst: JOHN ØKLAND jo@offshore.no Rystad Energy deler opp subsea-markedet i tre deler. Det første segmentet er SURF-markedet. Dette er i grove trekk installasjon av utstyr som umbilicals, risers og flowlines. Segment nummer to kalles Subsea Equipment, mens den siste delen er Subsea Services, som omfatter tjenester innen IRM og ettermarkedet. Samlet er det ventet at oljeselskapenes innkjøp innen disse tre områdene vil ha en global vekst fra 33 milliarder dollar i 2011 til 61 milliarder dollar i 2015. Oppgitt i milliarder dollar - Det er forventet klar vekst i alle disse tre segmentene, men med relativt størst vekst i de utviklingsorienterte segmentene SURF og Subsea Equipment. Her ligger det an til en vekst på mellom 60 og 70 prosent. Dette forklares med en solid global utviklingsagenda på dypt vann fremover, mens det driftsrealterte Subsea Service-segmentet avhenger mer av det som alt er installert enn nyutvinning. Vi venter sterk vekst her også, men mer langsiktig og ikke høyere enn de to andre. Slik forklarer Erik Holm Reiso, partner i Rystad Energy markedstallene presentert her. Mange oppstarter fremover Aktørene som leverer inn til en eller flere deler av subseamarkedet kan forvente seg en bratt stigning i utvikling av nye subsea-felt, eller felt med flytende produksjon med subsea-brønner, de neste årene. Slik Rystad Energy definerer subsea-felt vil totalt 61 felt få oppstart i 2012. Dette øker til hele 91 i 2015. I Norge vil felt som Knarr, Stjerne, Skuld og Goliat bli satt i drift. Internasjonalt finnes også store - For ti år siden var subsea en nisje. Nå ser du utstyret overalt, sier Svenn Ivar Fure i Aker Solutions. (Foto: John Økland) muligheter gjennom CLOV og PSVM i Angola, Papa Terra og Lula Fase 1 i Brasil, og Jack/St. Malo og Tubular Belles i den amerikanske delen av Mexicogolfen. 348 til 465 milliarder dollar over perioden 2012-2015, noe som gir gode - Alle de viktige markedene er i kraftig vekst fremover. Både Norge, eksportmuligheter for norske leverandører, sier Reiso. Angola, Mexicogolfen, Brazil og Australia. Det er generelt sterk vekst innen Dette betyr at det forventes oppstart av en lang rekke subsea juletrær. subsea i de fleste dypvannsregioner og det er dermed spennende Beregninger viser antall treoppstarter skal øke fra 375 i 2012 til 530 i muligheter i mange markeder. Offshore E&P innkjøpsnivå globalt vil øke fra 2015.

52 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Et langt liv på havet er over

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

Meet us at OTD, stand no: 3105

OKTOBER 2012 Offshore & Energy 53

>> subsea

Nærmer seg 60 prosent Over 53 prosent av produksjonen i Norge i dag kommer fra subsea-felt. Dette venter Reiso at vil stige vesentlig i årene fremover. Han anslår at dette tallet vil være 55 prosent i 2015 og hele 58 prosent i 2020. Det skal også brukes enda mer penger på subsea-utbygginger sammenliknet med andre typer utbyggingsløsninger. Slik analyseselskapet definerer et subsea-felt vil 108 milliarder dollar i 2012 bli til 169 milliarder i 2015. For alle andre typer summert er tilsvarende tall 131 milliarder dollar i 2012 til 159 milliarder i 2015. Klargjør seg for boomen Bransjen selv er nå rigger for oppturen, blant dem Aker Solutions. - Bare se ti år tilbake da vi gikk her, da var det svært lite. Nå ser du subsea-utstyr overalt og det reflekterer den veksten vi har sett. Subsea har gått fra å være en nisje til å bli hovedbeinet i oljen. Det sier Svenn Ivar Fure, direktør for Strategi og Forretningsutvikling, når vi treffer ham under oljemessen i Stavanger i august. Subsea er mye Han peker også på at det ikke bare er installasjon av nye juletrær som er en god målestokk på hvor mye markedet vokser, men også en hel rekke av mindre og mer ukjente prosjekter. Her handler det om for eksempel oppgraderingsprosjekter, intervensjonsmarkedet, tie-in-markedet og ikke minst oppdrag innen kontrollsystemer. Det mange ikke vet, er at Aker Solutions har levert 30 prosent av alle kontrollsystemer på verdensbasis. 100.000 søknader Og de vil vokse enda mer, på alle områder. Det er allerede bestemt å investere en halv milliard kroner for å doble kapasiteten i Tranby og Malaysia. Bare i fjor ansatte de 2.700 mennesker - 1.100 av disse er i Norge. I år skal nye 3.000 hentes inn på verdensbasis. Og enda flere vil være med på oppturen.

I 2011 mottok Aker Solutions hele 100.000 jobbsøknader, i følge selskapet selv. Nest størst i Norge Her hjemme er de nummer to når det kommer til leverte juletrær og manifolder på norsk sokkel. I følge tall fra Offshore.nos feltsider har nemlig FMC 44 prosent og Aker Solutions 32 prosent av dette. Fure understreker at selv om de planlegger å bli større, er det ikke viktig i seg selv å bli nummer en. - Vi skal jobbe videre for å bli best mulig på de kontraktene vi allerede har. For oss er det ikke noe poeng i seg selv å bli nummer en - vi gjør det vi er gode på, det er det beste i det lange løp.

54 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

OFFSHORE & ENERGY

Several contributors â&#x20AC;&#x201D; One Document

47 of 51

oil companies in Norway use XaitPorter.

4 of the 6 largest oil service companies in the world use XaitPorter globally.

Visit us at stand 7100 at the Offshore Technology Days 2012 to learn more

XaitPorter is a cloud-based collaborative writing software, that enables some of the largest companies in the world to work more efficiently. Writing together has never been easier! www.xait.com

OKTOBER 2012 Offshore & Energy 55

>> feltutvikling

Hoppet av i svingen To oljeselskaper trakk seg ut etter at utbyggingsplan var levert. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Dana Petroleum og Bridge Energy trakk seg begge ut av Jette-prosjektet etter at planene for utbygging og drift var levert til myndighetene. Det bekrefter Det norske overfor Offshore & Energi. Dermed er Det norske og partner Petoro tvunget til å dra lasset alene. - Ingen forutsetning Nå har sistnevnte økt sin andel til 30 prosent, mens operatøren har redusert fra 88 til 70 prosent. - Vi har hele tiden være klare på at vi ønsket å redusere vår andel, men det har tatt noe tid, sier kommunikasjonssjef Torgeir Anda i Det norske. - Var dette en forutsetning for å få gjennomført utbyggingen? - Nei, på ingen måte. Men vi har nå fått på plass en mer balansert fordeling av eierskapet i Jette. "Begrenset oppside" Bridge meldte i november at selskapet anså

56 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Bridge meldte i november at selskapet anså Jette som et "marginalt prosjekt med betydelig nedside og begrenset oppside."

Jette som et "marginalt prosjekt med betydelig nedside og begrenset oppside." Men Petoro tror de har gjort en lønnssom investering. - For Petoro er dette en investering i en lønnssom utbygging, selv om Jette er et lite felt i Petoro-målestokk. Størrelsen på feltet gjør samtidig at dette ikke er et prosjekt Petoro vil prioritere når det kommer til oppfølging av utbygging og drift. Første olje i 2013 Jette, som blir en subseatilknytning til Jotun B, inneholder rundt 14 millioner fat oljeekvivalenter, basert på 30 prosent utvinningsgrad. Produksjonen per dag fra Jette vil det første året være omlag 14.000 fat. Utbyggingen er beregnet å koste rundt 2,5 milliarder kroner. Feltet kan med dagens oljepriser gi brutto inntekter på åtte milliarder kroner, og skal etter planen være i produksjon fra første kvartal 2013.

Advanced FRP Handrails for a range of applications > Weight Saving > High Safety > Corrosion Resistant > Advanced Phenolic FRP > Simple Onsite Fabrication

Strongwell® SAFRAIL® & EXTREN® Profiles

MARRS® TRCU

MARRS® ACU

Get a grip... We understand the importance of a good grip in harsh environments. MSS provides future-oriented and environmentally friendly solutions 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. The MARRS® (Multi Angle Rapid Railing Systems) are entirely unique, low weight, corrosion resistant Fibre Reinforced Polymer (FRP) handrails specifically designed for a range of applications. Manufactured by Pipex px® in advanced Phenolic Composite materials, Pipex px® MARRS® are ideal for new build or retrofit installation on offshore platforms, FPSO’s, wind farms and other harsh environments. Pipex px® Offshore Products Pipe Systems, Pressure Vessels, Handrails, Ladders and Gates, Grating and Flooring Systems, Bridge Products, Structures, Platforms and Architectural Products, Protection Systems & Bespoke Fabrications.

Module Solutions & Systems AS Skvadronvegen 22 NO-4050 Sola Tel. +47 51 71 69 20 www.modulesolutions.no

>> feltutvikling

Her fant ExxonMobil 120 mill. fat ekstra - Økt forståelse av undergrunnen er kjernen i det arbeidet som er gjort. Mer seismikk, spesielt 4D, gode verktøyer for prosessering og folk som forstår hva de ser har lagt grunnlaget for IOR-resultatene på Balder og Ringhorne, sier Kristin F. Kragseth, kommunikasjonsdirektør i ExxonMobil.

Og nå kan området bli reutviklet for å booste tallene ytterligere. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no ExxonMobils Balder og Ringhorne er i eliteklassen når det kommer til økt utvinning. Totalt har reserveestimatene for disse feltene økt med cirka 120 millioner fat i perioden 2008-2011. Målt i prosentvis økning, er det best på norsk sokkel. Det viser en gjennomgang Offshore & Energi har tatt av reserveutviklingen på samtlige felter på norsk sokkel. - Økt forståelse av undergrunnen er kjernen i det arbeidet som er gjort. Mer seismikk, spesielt 4D, gode verktøyer for prosessering og folk som forstår hva de ser har lagt grunnlaget for IOR-resultatene på Balder og Ringhorne, sier Kristin F. Kragseth, kommunikasjonsdirektør i ExxonMobil. Forlenget levetid I henhold til Plan for utvikling og drift som ble sendt inn i 1995, skulle Balder FPSO tas ut av drift i 2012 og markere slutten på de første operasjonene på norsk sokkel. Men ExxonMobil fortsetter imidlertid å avdekke nytt ressurspotensial i lisens nummer 1 - det første oljefunnet på norsk kontinentalsokkel. Det betyr større investeringer, økt utvinning og videre forlengelse av feltets levetid, langt utover 2025. Selskapet har identifisert potensial for å produsere ytterligere reserver på opp til 100 millioner fat olje, noe som skaper behov for å forlenge levetiden på installasjonene.

58 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Mulig reutvikling Produksjon av gjenværende ressurser i området kan fremskyndes med en ny utbygging, men reservene kan også produseres fra eksisterende infrastruktur - bare med en lengre produksjonshorisont. Spørsmålet er altså hvordan og når ressursene skal produseres. Konseptvalg, som altså kan ende opp med en betydelig reutvikling av feltet og påfølgende investeringer i mangemilliardersklassen, forventes å være klar i andre kvartal 2013. - Vi gjør nå et studie for å avdekke potensialet i området og mulighetene dette potensialet gir oss. Det kan bli et stort prosjekt eller det kan bli litt mindre, men vi vil bruke den tiden vi trenger for å kunne ta den riktige avgjørelsen, sier Kragseth. Lærer av hverandre - Hva kan andre selskaper lære av dere når det kommer til økt utvinning? - Vi jobber kontinuerlig med økt utvinning for å få maksimalt ut av både på egne og partneropererte felter. Samtidig har vi et godt samarbeid med våre partnere, og selskapene plukker gode idéer fra hverandre.

1987-2012

Save Space & Weight in Offshore Applications Visit Booth #3311 at OTD Bergen

Miniature, NACE Compatible Valves, Restrictors, Plugs and Screens for: • Smart Well Systems • Downhole Tools • Subsea Production/Drilling Control Systems • Subsea ROVs

Innovation in Miniature

Westbrook • London • Paris • Frankfurt • Milan • Stockholm Lee_OTD_OilAd_8-12.indd 1

The Lee Company Scandinavia Ab email: sales@theleeco.se tel. +46-8-579 701 70 www.theleeco.se 9:59 AM OKTOBER 2012 Offshore & 8/9/12 EnergI 59

>> feltutvikling

Fem store feltutbygginger er i eller nærmer seg innspurten. Fire av dem blir mye dyrere enn beregnet. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no

Sprekk, sprekk, sprekk, sp Fire av fem prosjekter er blitt betydelig utsatt og sprekker med over 24 milliarder kroner tilsammen, mens ett faktisk blir billigere enn først antatt. Oppstart i løpet av 2012 Det er åpenbart ikke enkelt å kalkulere kostnadene for storutbygginger på norsk sokkel. Skarv, Valhall, Goliat og Yme har tilsammen sprukket med over 24 milliarder kroner. BP har operatøransvaret for de to førstnevnte, som begge er ventet å komme i produksjon innen utgangen av 2012. - BP har nå stengt ned produksjonen på den gamle produksjonsplattformen (PCP) og er i gang med å flytte alt over til den nye PH-plattformen. Feltet vil komme i produksjon igjen innen utgangen av året. Stengingen av PCP-plattformen markerer starten på en ny og enda lengre levetid for Valhall-feltet, som med den nye PH-plattformen i drift ventes å produsere til 2050, sier pressetalsmann Jan Erik Geirmo i BP til Offshore & Energi. Siste oppdatering for investeringstallene på Skarv og Valhall kommer fra Statsbudsjettet 2012, publisert i oktober i fjor. - Oppdaterte tall kommer i Statsbudsjettet til høsten. Vi går ikke ut med tallene før det, sier Geirmo.

Endring: + 6,8 milliarder kroner Hele Valhall videreutvikling er kostnadsberegnet til 43 milliarder kroner, 18,6 milliarder mer enn estimert i PUD. Dette representerer feltutviklingen frem til 2028 og omfatter flere brønner, kostnader for ny plattform samt andre innretninger og annet utstyr. Kostnadsestimat for PH-plattformen (prosess- og boligplattformen) i PUD var 15,4 milliarder kroner i 2011-kroner. Dette har økt til 22,2 milliarder kroner, i hovedsak som følge av økt arbeidsomfang og kostnadsøkning i industrien. Ett av problemet for videreutviklingen av Valhall har vært at havbunnen synker etter hvert som reservoaret tømmes. Dette har ført til utfordringer med designet og byggingen av prosess- og boligplattformen. Et annet fordyrende element har vært at leverandørselskapet SLP Engineering, som har hovedkontrakten for levering av boligmodulen, ble satt under administrasjon på grunn av svært anstrengt økonomi. >> Skarv (BP) Siste anslag: 38,5 milliarder kroner (Statsbudsjettet 2012) PUD-estimat: 34,6 milliarder kroner

>> Valhall prosess- og boligplattform

Endring: + 3,9 milliarder kroner

Siste anslag: 22,2 milliarder kroner (Kilde: BP)

For Skarv er planlagt oppstart utsatt fra august 2011 (PUD) til 4. kvartal 2012. I Statsbudsjettet var kostnadsanslagene på 38,5 milliarder kroner, 3,9 milliarder over det opprinnelige estimatet. Dette skyldes primært utsatt

PUD-estimat: 15,4 milliarder kroner

60 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Yme hadde allerede doblet prisen til 9,6 milliarder kroner i oktober 2011. Siden det har det meste gått galt.

Goliat har sprukket med 6 milliarder. (Foto: Eni)

Statoils Gudrun er unntaket og ligger faktisk an til å bli 2 milliarder billigere enn selskapet først beregnet. (Foto: Statoil)

prekk, Gudrun oppstart og generell kostnadsøkning i industrien. >> Goliat (Eni) Siste anslag: 36,7 milliarder kroner (Kilde: Eni) PUD-estimat: 30,5 milliarder kroner Endring: + 6,2 milliarder kroner Eni Norge har besluttet å utsette produksjonsstart på Goliat med et snaut år, til tredje kvartal 2014. Prosjektet har møtt uforutsette utfordringer, i hovedsak relatert til teknologiske nyvinninger knyttet til produksjonsplattformen. Kostnadene for Goliat er nå estimert til omlag 36,7 milliarder kroner. Opprinnelig kostnadsanslag, som også var gjeldene da Statsbudsjettet 2012 ble lagt fram i oktober, lå på 30,2 milliarder kroner. >> Yme (Talisman) Siste anslag: 12,2 milliarder kroner (Kilde: Teknisk Ukeblad) PUD-estimat: 4,8 milliarder kroner Endring: + 7,4 milliarder kroner Yme hadde allerede doblet prisen til 9,6 milliarder kroner i oktober 2011. Siden det har det meste gått galt.

Oppstarten er utsatt på ubestemt tid, og Talisman har flyttet alt personell fra plattformen etter at det ble gjort funn av sprekker i bærestrukturen. Siste kostnadsanslag er, ifølge Teknisk Ukeblad, på 12,2 milliarder kroner. Men det er samtidig ikke gitt at prosjektet blir fullført. >> Gudrun (Statoil) Siste anslag: 18 milliarder kroner. (Kilde: Statoil) PUD-estimat: 20,3 milliarder kroner. Endring: - 2,3 milliarder kroner. Statoils Gudrun er unntaket og ligger faktisk an til å bli 2 milliarder billigere enn selskapet først beregnet. - Allerede nå ligger vi på mellom 1,5 og 2 milliarder i kostnadskutt. Dette er resultatet av god timing, ved at kontraktene ble tildelt i et gunstig marked, rett etter finanskrisen, samtidig som det er jobbet hardt med forenkling og standardiseringsarbeid. Prosjektet ligger per i dag på plan tidsmessig, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Offshore.no.

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> feltutvikling

Varsler flere funn rundt Knarr

Blir en ny hub nord i Nordsjøen. tekst: GLENN STANGELAND gs@offshore.no Etter å ha gjennomført tidenes raskeste utbygging, fra PUD til produksjon, og blitt den 11. produserende operatøren på norsk sokkel, er BG nå godt i gang med sin andre utbyggingen, Knarr-feltet i Nordsjøen. - Knarr blir vårt flaggskip og produksjonssenter i området. Knarr Vest, som faktisk ble godkjent av myndighetene før vi hadde gjort funnet, skal knyttes til, og vi har flere prospekter som vil gi nye funn i samme område, sier administrerende direktør Vince Graham i BG Norge til Offshore & Energi. Beta til Knarr? Det finnes også andre funn i området som potensielt kan bli bygget ut ved å knyttes opp til Knarr-skipet. Suncors Beta-funn, det det ble boret en tørr avgrensningsbrønn tidligere i sommer, ligger i nærheten. Det samme gjør Statoils Peon og VNGs Agat. Investeringene på Knarr ble i utbyggingsplanen estimert til 11,2 milliarder kroner. Prosjektet er i rute tidsmessig, med planlagt oppstart i andre kvartal 2014. Totalbudsjettet for utbyggingen er fremdeles innenfor PUD estimatet. Dog har vi i likhet med industrien generellt opplevd en økning i subseakostnader, men dette er oppveiet av videre optimalisering av vårt utbygningskonsept. Bygges i Korea FPSO-en som skal brukes på Knarr bygges av Teekay Petrojarl i Korea og vil bli leid av partnerskapet. Prosjektet ledes fra Stavanger og Florø er valgt som base for forsyninger og drift av FPSO’en. Bream blir også en FPSO, trolig Petrojarl 1 som nå er på Glitne. Totale investeringer er anslått til å bli på 7,4 milliarder kroner, inkludert leie av flyter, og BG sikter mot produkssjonsstart i tredje kvartal 2015. Tre utbygginger på rekordtid Det betyr at selskapet, som etablerte seg i Norge i 2004, har funnet Knarr-feltet, revitalisert tidligere funn på Gaupe og Bream og gjennomført tre utbygginger med en samlet kostnad på over 20 milliarder kroner i løpet av et drøyt tiår på norsk sokkel. Det er oppsiktsvekkende raskt med tanke på at gjennomsnittet fra funn til produksjon er på 11 år.

BG, som etablerte seg i Norge i 2004, har funnet Knarr-feltet, revitalisert tidligere funn på Gaupe og Bream og gjennomført tre utbygginger med en samlet kostnad på over 20 milliarder kroner i løpet av et drøyt tiår på norsk sokkel.

- Vi har gått fra å være et leteselskap til å bli et lete- og produksjonsselskap og har nå rundt 200 ansatte i Norge. Vi har langsiktige ambisjoner her og er svært tilfreds med rammevilkårene, både for leting og utbygging. Norsk sokkel har stempel som et høykostområde, men gunstige skatteregler, stabilitet og forutsigbarhet veier, etter vår mening, mer enn opp for dette, sier Graham, som også varsler at selskapet vil fortsette å lete - både i uutforskede områder og nær eksisterende infrastruktur. - Derfor deltar vi aktivt både i årets TFO-runde og i den 22. konsesjonsrunden, sier han.

62 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Safety is in our DNA Visit us at OTD2012 and see a demo of our Interactive safety course. Participate in our safety quiz - you might win an Ipad.

stand

8217

Yara Praxair offer a full range of industrial, medical and specialty gases adapted to the specific requirements of our customers in the offshore industry. We supply both gaseous and liquid gases in cylinders or in vaccum insulated tanks.

www.yarapraxair.no

The first choice for finishing solutions. Call Osborn first! For 125 years, Osborn has been the global leader in surface treatment and finishing solutions. Welders and fabricators around the world rely on our experienced engineers and application technicians. Whether it’s decreasing downtime, increasing parts per brush or training your people, the Osborn team will provide the right solutions to your metals cleaning and prepping challenges … with more than 10,000 standard products backed by expert local support. When you start with Osborn, you finish first.

Osborn International GmbH · Ringstraße 10 · 35099 Burgwald/Germany · PHONE: +49 (64 51) 5 88-0 · FAX: +49 (64 51) 5 88-206 For more information visit: www.pipelinebrushes.com

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> feltutvikling

Skrugard-konsept tar form Ett av tre utbyggingskonsepter. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no

Etter det Offshore & Energi erfarer, ligger det an til at utbyggingskonseptet av funnene Skrugard og Havis i Barentshavet blir en flytende produksjonsenhet i form av: 1. Skipsformet FPSO (flytende produksjons- og lagringsenhet 2. Sylindrisk FPSO 3. Halvt nedsenkbar plattform (semisubmersible). Det ble tidlig klart at en løsning med en flytende produksjonsenhet vil gi en rask og kostnadseffektiv utvikling av funnet. Statoil tildelte i juni i år kontrakten for tidligfasestudier til Aker Solutions for utviklingen av Skrugard og Havis i Barentshavet og Johan Sverdrup i Nordsjøen.

-Vi har fått 1.600 søknader fra ingeniører til våre stillinger i Tromsø.

Lokale ringvirkninger -Det var tidlig et uttalt mål at lokale ringvirkninger for industrien i nord var viktig. Hvor skal infrastrukturen bygges? -Vi har dessverre ikke anledning til å gå i detaljer på konseptene vi jobber med, men kan avsløre at de ligger midt i vår kjernekompetanse. Vi står for ingeniørarbeidet, ikke konstruksjonsarbeidet, så det vet vi ikke på dette tidspunktet. En del av studiene på Havis/Skrugard er å kartlegge potensielle leverandører og ringvirkninger i Nord-Norge, sier Kjell-Are Vassmyr, Vice president region Nord-Norge Aker Solutions til Offshore & Energi. Lokale krefter Ifølge Vassmyr har Aker Solutions etablert flere ingeniøravdelinger i nord i forberedelse for mer arbeid: -Vi har etablert en ingeniøravdeling i Tromsø, og før vi gjorde det, snakket vi med oljeselskapene og spurte hva de syntes. Vi har ingeniøravdelinger i Tromsø, Hammerfest, Narvik og Sandnessjøen. Avdelingen i Tromsø vil bli den største avdelingen, med mellom 200 og 300 ingeniører innen 2015. 1.600 søknader Aker Solutions har allerede fått inn 1.600 søknader til de utlyste stillingene i Tromsø, så å få tak i gode folk vil ikke by på problemer. -Vi har fått 1.600 søknader fra ingeniører til våre stillinger i Tromsø. Vi har ansatt 55 til nå. Vi regner også med at vi får en mer stødig arbeidsstyrke som ikke bytter arbeidsgiver så ofte. Omtrent 50 prosent av de nyansatte, kommer opprinnelig fra nord men bodde lenger sør, og nå har mange altså benyttet sjansen til å ta med familien og flytte hjem igjen. I Tromsø har vi sett at det er viktig at arbeidsoppgavene må være interessante, og at det må være muligheter for ektefellene, sier Vassmyr. Foto: OLF/Anne Lise Norheim

64 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

OFFSHORE & ENERGY

Offshore Technology Days Invitation Come and visit our stand and get to know the best one-stop-shop offer of industrial gases to the Oil & Gas Industry. From October 17th to 18th, at stand number 4100 in Vestlandshallen, Bergen.

GAS SOLUTIONS Construction and maintenance Subsea works Well services (N2 and CO2) Support services and living quarters Analytical and process control On-site nitrogen generation

Air Liquide Offshore

Bleivassvegen 73, 5347 Ă&#x2026;gotnes For more information call us at +47 56 33 44 33 or visit www.aloffshore.com

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> feltutvikling

Statoil tredobler i Arktis Trapper opp leteboring og teknologiutvikling. Foto: OLF/Vidar Dons Lindrupsen

Statoils letesjef Tim Dodson sa i en pressekonferanse under ONS i Stavanger at de vil øke sin virksomhet i arktiske strøk og vil bore ni brønner i den norske delen av Barentshavet i 2013. -Vi vil tredoble budsjettet for teknologiutvikling for arktiske strøk, fra 80 millioner kroner i 2012 til 250 millioner kroner i 2013 sa Dodson. 89 av 94 Statoil har vært involvert i 89 av de 94 letebrønnene som er boret i Barentshavet. Selskapet vil begynne boringen av prospektet Nunatak i Skrugard-området i desember, så bore ytterligere fire brønner i samme området de neste seks månedene. -Disse brønnene er tidskritiske, siden eventuelle tillegg av ressurser vil gjøre Skrugard-utbyggingen ennå mer robust, sa Dodson. Hoop-området Statoil skal så fortsette leteaktiviteten med boring av to til tre brønner i det ukjente leteområdet Hoop lenger nord i Barenshavet i løpet av sommeren 2013. Så skal det bores flere brønner i Hammerfest-bassenget nær feltene Snøhvit og Goliat. -Prospektene i Hoop-området er de nordligste som noensinne er boret på norsk sokkel, og dette mener vi er det neste frontier-området. Her ligger reservoarene forholdsvis grunt på kun 600 meter under havoverflaten. West Hercules Statoil har sikret seg en femårskontrakt med Seadrill for bruk av boreriggen West Hercules. -Riggen blir nå tilpasset arktiske forhold, og vil kunne brukes til å bore kontinuerlig i regionen i årene framover. Bred leteerfaring fra Barentshavet og tilgjengelig riggkapasitet gjør at Statoil er godt forberedt for den 22. lisensrunden på

66 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no norsk sokkel. Arktisk boreenhet I tillegg til å øke sin borevirksomhet har Statoil utformet et teknologisk veikart for å forberede seg for aktiviteter i ennå mer værharde områder enn Arktis. Dette omfatter foruten tredobling i budsjettet også modning av et arktisk boreenhetskonsept: -Arbeidet med den framtidige boreenheten er basert på Statoils erfaring med utvikling av spesialiserte kategori-rigger for norsk sokkel. Enheten vil være i stand til å bore på svært forskjellige havdyp i arktiske områder, og vil omfatte integrerte operasjoner i drivis, sa Margareth Øvrum, Statoils konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.

OFFSHORE & ENERGY

Kontrakt for integrerte boretjenester til Baker Hughes Statoil tildelte nylig Baker Hughes en kontrakt for leveranse av integrerte boretjenester til 25 felt på norsk sokkel. Tjenestene skal bidra til å møte Statoils målsetning om styrket boreinnsats og kvalitet på boretjenestene. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Kontrakten med Baker Hughes omfatter leveranse av retningsboring, måling under boring (MWD), logging under boring (LWD), slamlogging, inkludert støtte og boreteknikktjenester på land hele døgnet. -Avtalen bidrar til utvikling av økt boreeffektivitet som sikrer kostnadseffektiv boring gjennom satsing på kvalitet innenutstyr, tjenester og personell. Hvis vi skal oppnå våre langsiktige produksjonsmål, må vi bore mer kostnadseffektive brønner. Dermed må vi forbedre boreframdriften og redusere nedtid under operasjonene. Ved å tildele denne kontrakten til Baker Hughes kan Statoil dra fordeler av selskapets faglige kompetanse og omfattende erfaring fra norsk sokkel, og vi ser fram mot å fortsette vårt langvarige samarbeid med denne leverandøren, sa direktør for boring og brønn i Statoil, Øystein Arvid Håland ved tildelingen. -Det beste tilbudet - Baker Hughes er tildelt kontrakten fordi de leverte det beste kombinerte tilbudet faglig og kommersielt. Dette vil øke arbeidsmengden for leverandøren betraktelig. Vi er også tilfreds med å se at oppdrag for Statoil skaper positive ringvirkninger og lokalt innhold på steder der vi har

virksomhet. sa direktør for drift sør i Utvikling og produksjon Norge i Statoil, Bente Aleksandersen. Leverandøren er nå etablert flere steder i Norge, bl.a. Stavanger, Gulen, Bergen, Kristiansund og Sandnessjøen. I januar 2013 skal Baker Hughes også åpne en base i Hammerfest for å støtte aktiviteter i Barentshavet. Den faste toårige delen av kontrakten har en samlet verdi på rundt 3 milliarder kroner. Kontrakten har også to opsjoner på to ganger to år som ikke inngår i den anslåtte kontraktsverdien. De integrerte boretjenestene vil bli utført på installasjonene Brage, Dagny, Eirin, Grane, Heidrun TLP, Heidrun SS, Kristin Kvitebjørn, Njord, Norne, Morvin Oseberg B/C/ Sør, Oseberg Øst, Sleipner, Skuld, Snøhvit, Tyrihans, Troll, Volve, Vega, Veslefrikk, Aasta Hansteen og Åsgard. Arbeid under kontrakten begynner i tredje kvartal 2012.

GRETTE og NITO holder kurs i praktisk kontraktshåndtering i offshoreprosjekter Kurset vil følge fremdriften i et prosjekt, fra kontraktsinngåelse til sluttoppgjør samt eventuelle tvister etter levering. Fokus er praktisk håndtering for å skape et best mulig prosjekt, med tips og eksempler knyttet til typiske kontraktsvilkår.

Tid og sTed Oslo 14. - 15. november

Kurset tar utgangspunkt i NTK 07 og NF 07, men behandler også vanlige avvik fra standardkontraktene.

Kurset holdes av gReTTes egne advokater som er erfarne kurs- og foredragsholdere.

Påmelding og nærmere informasjon: www.grette.no, www.nito.no/offshorekontrakt

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> feltutvikling

Planlegger titalls milliarder i investeringer Statoil har utarbeidet planer og investeringstall for Mariner feltet på britisk side av Nordsjøen. Mariner er et tungoljefelt under utvikling, og planene innebærer en ny boligplattform og opptil 50 brønner og 50 milliarder kroner i investeringer, alt inkludert. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no

Foto: Harald Pettersen / Statoil

For Mariner alene, anslår Statoil investeringer på £2,4 milliarder for anlegget, £1,8 milliard for boring, og £102 million i året til operative utgifter. Videre vil prosjektet kreve en ny operasjonsbase i Aberdeen, med en stab på mellom 200 og 300, pluss 500 offshorearbeidere. Høyt antall brønner Statoil har indikert at de vil bore 50 brønner, pluss ytterligere 92 sidesteg og ytterligere fire brønner for å få tilgang til Mariner East-feltet, som ligger fem kilometer fra hovedfeltet. Det høye antallet brønner skyldes det faktum at hver brønn vil bare være i stand til å drenere en liten del av reservoaret, heter det i selskapets konsekvensutredning, ifølge Offshore.no/

68 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

International. Ny plattform Det planlegges en ny plattform med produksjonsanlegg, borerigg og boligkvartaler bygget på stålunderstell som skal feste til havbunnen med 24 peler - samt en flytende lagrings- og lossing enhet. Plattformen skal baseres på Statoils Grane-fasiliteter. I tillegg skal en rekke av brønnene på feltet bores av oppjekkbar borerigg som skal være på feltet mellom fire og fem år. Boring av Mariner East brønnene vil kreve en halvt nedsenkbar rigg på grunn av vanndybden i området. Arbeidet starter i 2015 Arbeidet offshore er planlagt å starte i tredje kvartal 2015, og første olje er planlagt for første

kvartal 2017 fra hovedfeltet, og fra Mariner East i 2019. Til sammen er levetiden for feltet 40 år. FEED til Aker Solutions Kontrakten for ingeniørarbeidet på topside, gikk til Aker Solutions for en tid tilbake og var verdt 125 millioner kroner. Forrige måned satte Statoil i gang anbudsrunden for selskapets utbygging av Marine feltet. Mariner Mariner ligger i Storbritannia blokk 9/11a og Mariner East i blokk 9/11b, i den britiske delen av Nordsjøen, 130 kilometer offshore fra kysten av Storbritannia. Mariner ble oppdaget i 1981. Mariner-prosjektet vil bli operert av Statoil som eier 65 prosent av feltet, og partnere er Eni 29 prosent og Nautical Petroleum seks prosent.

OFFSHORE & ENERGY

Vestlandshallen, Bergen The 14 Offshore Technology (16)-17-18 October Days 2012

Bergen, Norway (16)-17-18 October 2012 The 14 Offshore Technology Days Bergen, Norway (16)-17-18 October 2012

(16)-17-18 October 2012, Bergen Norway

New IKEA

exhibition opening hours:

(16)-17-18 October 2012, Bergen Norway

564

New IKEA

17 October: 09:00 - 17:00 18 October: 09:00 - 16:00

564

17 October: 09:00 - 17:00 18 October: 09:00 - 16:00

E39 & E1

exhibition opening hours:

OTD2012

To E 16 & E39 / City centre

OTD2012

7 26

Vestlandshallen

To E 16 & E39 / City centreOTD2012

ENTRANCE B FASTLANE OTD ORGANIZATION PARK

Old IKEA

nte

BUS

se ENTRANCE ne B FASTLANE Åsa

OTD PRESS CENTER

H TAXI

BUS

Vestlandshallen OTD2012

Åsane Center

OTD ORGANIZATION PARK

ENTRANCE A REGISTRATION/ FASTLANE

7 26

Old IKEA

eg ENTRANCE A alsv REGISTRATION/ Myrd TAXI FASTLANE

E39 & E1

Old IKEA

ge sve

al yrd

ter

en es

Åsa

HELICOPTER LANDING

Old IKEA

Åsane Center

OTD SEMINARS

HELICOPTER LANDING

OTD PRESS CENTER

OTDH RIG

OTD SEMINARS

E39 to Bergen City centre

OTD ROLLUP PARK

OTD YOUNG PROFESSIONALS

OTD ROLLUP PARK

E39 to Bergen City centre

OTD RIG

OTD YOUNG PROFESSIONALS

networking events: OTD OPENING CEREMONY: 16 October 20:00 - 22:00 OTD CLOSING CONCERT: 18 October 20:00 - 01:00

networking events:

Place: ricks - Veiten 3, Bergen City Center OTD OPENING CEREMONY: 16 October 20:00 - 22:00 OTD OCTOBERFEST: 17 October 18:30 - 23:00 OTD CLOSING CONCERT: 18 October 20:00 - 01:00 Place: Haukelandshallen - St. Olavsvei 50, Bergen

NORWAYS LARGEST ANNUAL OIL, GAS AND ENERGY EXHIBITION Place: ricks - Veiten 3, Bergen City Center

OTD OCTOBERFEST: 17 October 18:30 - 23:00

Over 360 suppliers of the latest technology and service development covering every discipline will exhibit at OTD2012 BERGEN

Place: Haukelandshallen - St. Olavsvei 50, Bergen

Official Media Partners:

CONTINENTAL SHELF OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> feltutvikling

Statoil velger LNG f rør fra nord Snøhvit-lisensen har gjennomført en mulighetsstudie for utvidelse av prosesseringskapasiteten på Hammerfest LNG – kalt Snøhvit Tog II, og Statoil, som operatør, har nå funnet at dette er veien å gå. Dette er en løsning til bortimot 40 milliarder kroner. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Alternativet er å legge en ny rørledning, men operatøren mener det er hovedsakelig tre momenter som gjør at et Tog II utmerker seg: # LNG kan være realiserbart basert på påviste ressurser, mens en rørløsning vil kreve et eller flere store nye funn. # Gassen kan selges hvor som helst i verden, og til bedre priser, enn hva som oppnås i det europeiske markedet. Fleksibiliteten som LNG gir vil over tid gi en merpris. LNG vil kunne leveres til andre regioner i tillegg til Europa, slik det også er i dag. # Anlegget kan komme i produksjon flere år før en ny rørledning. Et LNG-anlegg krever noe mindre investeringer enn en rørløsning, noe som gir bedre lønnsomhet. - Tog II er det beste alternativet - LNG er den beste løsningen som vi ser det. Med de volumene vi har

70 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

påvist i nord, mener vi det kan være åpning for en kapasitetsøkning, og at LNG kan være den pådriveren som trenges. Et Tog II på Snøhvit-anlegget kan gi en nødvendig pådriver for andre aktører. Dette er den løsningen vi ser som den beste løsningen nå, men også at vi trenger mer tid. Vi er nå i en konseptbeslutningsprosess, som starter med at operatøren legger frem et forslag som så partnerne skal drøfte før en eventuell beslutning om videreføring av prosjektet. Nå har vi kommet frem til at Tog II er det beste alternativet, og skal drøfte dette med partnerne, sier Statoils leder for Feltutvikling Nord, Knut Gjertsen til Offshore & Energi. Han understreker imidlertid at det fortsatt er usikkert om prosjektet har den robustheten som kreves for å sikre en realisering. Investeringsbeslutning tidligst neste år Ifølge Gjertsen, er det kun en løsning som innebærer et nytt LNG-anlegg som er mulig nå, påviste reserver tatt i betraktning:

OFFSHORE & ENERGY

- LNG-anlegget har sannsynligvis reservene for å kunne realiseres, det har neppe rørledning. Det er kun LNG som kan realiseres nå. LNG kan komme raskest i produksjon, vi snakker året 2019, mot 2021 for en rørledning. Markedsvurdering er noe av det som tilsier LNG, for den kan vi selge i hele verden. Den gir bedre pris, og altså bedre økonomi. - Hvor store investeringer er det snakk om? - Uansett hvilken løsning som blir valgt, er det snakk om betydelige investeringer. Tog II har en investeringsramme på bortimot 40 milliarder. Da sier det seg selv at det er en krevende beslutning. - Når tid investeringsbeslutning? - Den ligger lenger frem i tid. Det første vi må ta stilling til er om vi skal bygge ny eksportkapasitet. En investeringsbeslutning vil tidligst kunne komme neste år, altså i 2013.

foran Foto: Helge Hansen / Statoil

Nye funn i Barentshavet? Alternativet er altså å legge en ny rørledning, og de som ivrer for denne løsningen påpeker at den vil kunne ta større reserver enn et Tog II. - Det attraktive med rørløsning er at det legger opp til større volumer raskere til markedet. Spørsmålet blir da: Hvor mye tror vi på gigantfunn i Barentshavet i nær fremtid? Et LNG tog 2 vil gi kapasitet til ytterligere 250 milliarder standard kubikkmeter gass i perioden frem til 2050. Gjøres det vesentlig større funn enn dette i årene som kommer, vil ytterligere økning av infrastrukturen kunne være nødvendig. Gassco anbefaler rør Gassco har laget en rapport som ble lagt frem

tidligere i år, men der anbefales rørledning, som gir størst rom for å koble til andre felt. Men, reservegrunnlaget er ikke til stede ennå. Det er altså ikke påvist nok reserver i funn til å rettferdiggjøre en rørledning. Petoro, som forvalter statens direkte økonomiske interesser og er en stor aktør, mener norsk tradisjon tilsier at man først påviser reserver før det investeres i fraktløsninger. Marginalt prosjekt Petoro-sjefen Kjell Pedersen sa i fjor til Offshore.no at: - Vi har tradisjon for å gjøre funnene først og så bestemme oss for utbyggingsløsninger og investeringer i etterkant. Snøhvit tog II vil i tilfelle utbygging være et marginalt prosjekt, men en måte å få utnyttet andre mindre funn i området. Det kan bli aktuelt å legge en ny rørledning, men det vil kreve store reserver, så dette kommer an på ressurser. Ytterligere 20-30 milliarder I tillegg til utvidelsene på Melkøya vil en eventuell utvidelse av kapasiteten medføre en omfattende utbygging til havs med flere bunnrammer, produksjonsbrønner og et nytt rør til land. - Snøhvit-lisensen omfatter også andre reserver enn de det produseres fra i dag. Vi regner med investeringer på mellom 20-30 milliarder i subsea-utbygging i denne lisensen. Den må påbegynnes før 2020. Dette er et reservoar som ikke er åpnet, og åpningen skal times inn slik at den sammenfaller med fallende produksjon fra dagens produserende reservoarer.

Til de fleste flenser Flensjusteringsverktøy Flensjusteringsverktøyene i Enerpacs ATM-serie er laget for å rette vridnings- og roteringsfeil uten at rørene belastes unødvendig. Hydrauliske sylindre, jekker og løftekiler kan også benyttes som hjelp ved plassering og justering.

Hydrauliske og mekaniske flensinnrettingsvertyøy Ingen stropper, kroker eller løfteutstyr. Svært sikker med høy nøyaktighet.

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 8695_NO_Adv_Moderne_Produksjon_90x251.indd 1

9/13/12 4:31 PM

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> feltutvikling

5,3 milliarder

kontraktskroner på vei Bream-utbyggingen i Nordsjøen er operert av BG og totale investeringer er foreløpig beregnet til 5,3 milliarder kroner, ikke inkludert kostnader ved leie av FPSO. Norske leveranser av varer og tjenester til utbyggingen er estimert til 4,5 milliarder 2012-kroner eller rundt 60 prosent av totalinvesteringen, ifølge konsekvensutredningen for feltet. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no

Foto: Øyvind Hagen / Statoil

-Anbudsrunden for tildeling av kontraktene til feltet og boringen av brønnene er i gang, skriver partner i feltutbyggingen, Cerica i sine kvartalsresultater.

Breamlisensen vil ikke eie produksjonsenheten selv, men vil inngå en leiekontrakt med minimum varighet på fem år. Det planlegges boret totalt fem produksjonsbrønner og

Seks til 12 år -Det er foreløpig beregnet at totale ressurser i Bream er omtrent 8 millioner kubikkmeter oljeekvivalenter. Ressursene planlegges utvunnet over en periode på seks til 12 år avhengig av oljepris og driftskostnader. I tillegg vil nye funn i området kunne forlenge perioden, heter det i konsekvensutredningen.

to injeksjonsbrønner for kombinert injeksjon av vann og gass på Bream.

Bream blir båt Det har vært vurdert en rekke alternative utbyggingsløsninger for Bream. Den foreslåtte utbyggingsløsningen er en undervannsutbygging med et innleid flytende produksjons- og lagerskip (FPSO). Det mest aktuelle fartøyet er Petrojarl I, som i dag benyttes på Glitne. Oljen transporteres bort med skytteltankskip. Det planlegges ikke eksport av gass fra Bream.

72 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Dette er Bream Bream ble først påvist i 1972. Funnet 17/12-1 Bream har blitt estimert å inneholde seks til ti millioner kubikkmeter utvinnbare reserver, og har blitt regnet som et av Norgestørste uutbygde oljefunn. Dette er Glitne 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.  Glitne er i halefasen og ifølge Oljedirektoratet var det ventet at produksjonen fra feltet ville bli avsluttet sent i 2010, men nå blir det i stedet levetidsforlengelse. Feltet startet produksjonen i august 2001.

Engineering Consultants Norway AS Finding the right people. ECN – Engineering Consultants Norway as – are specialists within technical staffing and recruiting services for the energy, oil and gas industry in Norway and abroad. We offer our customers highly qualified and motivated personnel to fill vacant positions. Our employees are given the opportunity to build their careers through working on projects with exciting and innovative technology companies.

P hone : +47 99 51 77 92

A D dress E S :

E - M AIL : firmapost@ecn.as

Ø. Storgt. 8, P.O.Box 82 Bragernes, 3001 Drammen

U RL : www.ecn.as

Solheimsgaten 9, 5050 Bergen

ECN is a full supplier of technical consultancy services within most disciplines. Our core business is provision of multidiscipline engineering and project administration personnel to the oil and gas industry. We offer consultants with varied skills and experience, and provide experienced personnel within all phases of a project, from concept studies to installation and testing as well as maintenance and decommissioning. Engineering: Piping Structural Marine Mechanical Electrical Instrumentation & Automation HVAC Process Subsea Technology HSE Safety Quality & Risk Management

Carreer building opportunities For our employees we offer competitive conditions, and excellent follow-up throughout the assignments. ECN consultants have the freedom and opportunity to be flexible and independent, and at the same time be part of a professional team.Our employees are given the opportunity to build their careers through working on projects with exciting and innovative technology companies. Project Administration and Management: Project Management Supply Chain Management / Procurement Planning Cost Control Document Control Logistics Material Administration Technical Documentation

>> v & m

BPs flytende produksjonsenhet til feltet Skarv i Norskehavet . Foto: Courtesy of BP Norge

BP trenger 50-80 nye medarbeidere En ny prosjektorganisasjon er under etablering i Stavanger. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Planen er å rekruttere mellom 50-80 profesjonelle medarbeidere som skal dekke mange forskjellige fagdisipliner blant annet; prosjektledelse, prosjekt- og disipliningeniører, kvalitetssikring, HMS og prosjekttjenester. Den nye organisasjonen vil gi BP Norge prosjektkapasitet som vil støtte prosjekter på Valhall, Ula og Skarv frem til 2050. Enheten vil primært arbeide i Norge og inngår i BPs globale prosjektorganisasjon. Greater Valhall Programme BP og partneren Hess har store planer for videreutvikling av Valhallområdet som omtales som Greater Valhall Programme (GVP). Partene vurderer fremtidige utbyggingsløsninger for økt utvinning fra Valhallfeltet. De siste 30 årene er det produsert nesten en milliard fat olje fra Valhallfeltet. Nå er målsetningen å utvinne opp mot tilsvarende volum. -Vi planlegger to nye plattformer hver med 25 slisser for boring, en for Hod og en for Valhall vest-flankeområde. Life of Field Seismic, et seismisk overvåkingssystem som ligger på havbunnen vil bli utvidet til å dekke de

74 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

nye utbyggingsområdene. I tillegg vil større modifikasjonsprosjekter som oppgradering av enheten for produsert vann på Valhall bli utført. De samlede investeringene for utbyggingene kan ligge i størrelsesorden 25 milliarder kroner, sier informasjonssjef i BP, Jan Erik Geirmo til Offshore & Energi. Store modifikasjoner BP Norge har en betydelig beholdning av store modifikasjons- og oppgraderingsaktiviteter på Ula og Skarv. Disse aktivitetene omfatter blant annet anlegg for fakling og kraftforsyning samt fremtidige tilkoblinger av satellittfelt til våre installasjoner. I tillegg er det betydelig aktivitet i forbindelse med gradvis nedstenging av eldre Valhall plattformer og anlegg samt å forberede fjerning av disse. -Vi regner med at de fremtidige investeringene i disse aktivitetene kan beløpe seg til flere milliarder kroner, sier Geirmo.

NDT og mer StS engineering er et inspeksjonsselskap i øverste divisjon og med betydelig kapasitet. Spisset kompetanse og mangeårig erfaring fra olje og gass industrien gir bedriften en unik forståelse av kundenes utfordringer, forventninger og krav. StS engineering tilbyr et omfattende tjenestespekter innen inspeksjon samt ingeniørtjenester relatert til ISOfagene:

Alle NDT-metoder Røntgenlaboratorie Sveiseinspeksjon Prosjektstøtte Teknologi & Utvikling

Med fremtiden i sikte

www.stsgruppen.com

With the future in mind

O&E 2012-03.indd 1

30.08.12 12:49

SKØYEN/HOFF Store, åpne kontorlokaler - 1 800 m2

Hoffsveien 70 C i Oslo Areal: Beliggenhet:

Finnkode:

298 m2 – 3 500 m2 Ved Smestaddammen, med god adkomst fra Ring 3. 5 min. gange til T-bane, buss og Flybussen. Moderne, fleksibelt bygg fra år 2000 med mye lys og god ventilasjon. I dag en kombinasjon av celle-, møterom og landskap. Auditorium, kantine, møterom, god parkeringsdekning. 1.etg: 1 284 m2 (kan deles opp) 2.etg: 1 889 m2 (kan deles opp) U.etg: 525 m2 35386826

Megler: Mobil: E-post:

Axel F. Meyer 414 58 012 meyer@union.no

Fasiliteter:

Etasje:

www.union.no

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> v & m Foto: Harald Pettersen / Statoil

- Kvalitet fortsatt en utfordring Fortsatt stort sprang i leveransekvalitet sier Statoil. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Statoil har til enhver tid rundt 150 prosjekter under modning frem til sanksjonering og har nå 70 prosjekter som er under utførelse, men kvalitet på leveranser spenner fra topp til dårlig, fra en og samme leverandør, og kanskje til det samme prosjektet, sier Statoils direktør for prosjekter, Anders Opedal til Offshore.no. -Kvalitet er fortsatt en utfordring -Er kvaliteten bra i leveransene nå? Dette var jo et stort problem under forrige aktivitetstopp før finanskrisen. -Det er en av de tingene vi jobber med leverandørbransjen på, og vi har gjennomført en del av de tiltakene som vi og Norsk Industri foreslo. Det vi ser nå, er at kvaliteten varierer kraftig, fra en og samme leverandør. Noen

76 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

leveranser er i world class, mens andre leveranser er nesten i motsatt ende av skalaen, og noe blir midt mellom. Fra en og samme leverandør. Så vi jobber med leverandørbransjen med dette, og vi vil gjerne vite at når vi tildeler en kontrakt, vil vi vite hva vi får. En annen ting vi snakker med bransjen om, er at vi er i ekspansjon, og får derfor inn mange nye folk internt, og at dette kan bety ekstra utfordringer. Men, nå ser vi også at leverandørene i større grad enn før finanskrisen er tydelige på hva de har av kapasitet, og stopper å ta inn nye oppdrag når det er fullt. Men, så det er sagt, kvalitet er fortsatt en utfordring, presiserer Opedal. -Godt fordelt Ifølge Opedal forsøker Statoil å fordele prosjektene noe i tid, både for egen del og for leverandørenes del: -Vi forsøker å porsjonere ut prosjektene, og det er ikke bare for leverandørenes del. Det kommer også an på vår interne gjennomføringskapasitet. Vi føler imidlertid vi har en prosjektportefølje som er bra plassert i tid, og vi tror våre gjennomføringer passer leverandørbransjen bra. -Hvor mange prosjekter er det snakk om? -Vi har nå 150 prosjekter til modning globalt, og de rangerer fra 150 millioner til store

Foto: Helge Hansen/Statoil

We think itÂ´s fantarctic! Operating oil and gas enterprises in the Northern Arctic regions places enormous demands on everything and all of those involved. BIS Industrier has been present in the North for several years. We have acquired the competence and technology necessary to meet the extreme operational demands and to contribute to increased operational reliability. www.bis-industrier.no

NYTT HOVEDKONTOR I OSLO?

LET THERE BE LIGHT! TIL LEIE: 18.000 M2 STRANDVEIEN 4-8 PĂ&#x2026; LYSAKER Finnkode: 36577289 Tlf. 23 11 69 00

www.union.no

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> v & m

V&M arbeid på onshore-anlegg. Foto: Harald Pettersen / Statoil

www.hr-maskin.no milliardprosjekter. Så har vi rundt 70 prosjekter under gjennomføring og også her er det et voldsomt spenn i investeringsbeløp. Vi har en rekke prosjekter som kommer jevnt utover, Dagny og Åsta Hansteen og britiske Mariner kommer mot jul, så Bressay og Johan Sverdrup kommer etter hvert. Portugal Statoil rekrutterer nå ingeniører fra Portugal, og det er ikke tilfeldig for selskapet har store oppgaver foran seg i Brasil, så portugisisk talende ingeniører er nå i skuddet.

MARKEDETS STØRSTE KJERNEBOR OG GJENGEMASKIN MED MAGNETFESTE. UNIK KAPASITET!

37-10

Bor kap: Ø200mm Gjenge kap: Ø52mm Motor : 3000w 1. fas Magnetkraft: 2300 kg. Spindel: Morsekon 5 Vekt: 53 kg.

78 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Landsdekkende forhandlernett

-Med vår økende portefølje trenger vi flere folk til å løse oppgavene. Ikke minst trenger vi flere ingeniører og vi jobber med å bedre folks oppfatning av ingeniøryrket. Vi er nå veldig oppmerksomme på kannibalisme, og vi er svært oppmerksomme på at vi ikke må tappe leverandørbransjen for ingeniører. Statoil er i økende grad globale, og henter en del internasjonale nyutdannede. Vi har nylig vært i Portugal og rekruttert der, og vi satser i Brasil, og der snakker de jo portugisisk. Men kannibalisme-debatten er pågående både blant leverandørene og mellom oss og leverandørene. Vi er også klar over at av alt arbeidet som blir gjort i våre prosjekter, står leverandørene for 90 prosent av arbeidet. Det er også viktig å huske at de fleste av våre prosjekter vil ha en driftsfase på minst 30 år, og til det trenges det folk, sier Opedal.

HR-TAP50

:: KJERNEBORSPESIALISTEN 69 22 70 60

Foto: Sveinung Bråthen

It’s not Magic it is Technology

At Hapro, we believe in close cooperation with our customers. We believe the best results can only be reached through the right attitude, being committed to reaching new goals together. This approach has made us one of northern Europe’s leading manufacturers of professional electronics.

Visit us at Offshore Technology Days 2012, Bergen 17th-18th Oct, stand no. 2314

9600 M2 KONTORLOKALER

www.hapro.no

KANTINE, AUDITORIUM OG MØTEROMSSENTER

PULSERENDE NABOLAG

HOVEDKONTOR I OSLO TIL LEIE WWW.KA20.NO

SKØYENS MIDPUNKT

TLF: 23 11 69 00

OKTOBER 2012 Offshore & EnergI

>> v & m

Venter betydelig vekst innen vedlikehold og modifikasjoner -Mange nye felt innen 2020 som vil gi nye kontrakter. tekst: STEIN TJELTA st@offshore.no Statoil tildelte en rekke leverandører omfattende rammekontrakter sommeren 2010. Dette omfattet bl.a. V&M rammekontrakter verdt rundt 49 milliarder kroner, og ISO rammekontrakter tilsammen verdt rundt 12 milliarder kroner. Selskapene Aibel, Aker Solutions, Reinertsen, Fabricom og Apply Sørco fikk dele Statoils V&M portefølje mens de største ISO-kontraktene gikk til Kaefer Energy og BIS Industrier, med avtaler verdt i størrelsesorden 610 og 550 millioner kroner årlig. Mye på gang Til tross for disse store rammekontraktene er det mye på gang de neste årene: - Vi står foran 20-25 nye plattformer og 60-70 subsea utbygginger fram til 2020, sa Jarand Rystad til Offshore.no i fjor høst. Forretningsutvikler i Gdf Suez Fabricom, Lars Sem, bekrefter at MMO bransjen ser for seg betydelig vekst i årene som kommer: -Aktivitetsveksten på kort sikt knyttes i første rekke til økt omfang av enkeltstående modifikasjonsprosjekter da en betydelig andel av operatørenes behov for V&M leveranser allerede er dekket opp gjennom eksisterende langsiktige avtaleforhold. Hva kommer først? Selv om mye av V&M arbeidene allerede er tildelt er det fortsatt nye kontrakter å konkurrere om: V&M kontrakten for Enis Goliat felt i Barentshavet er ennå ikke tildelt, samtidig som Marthon for tiden er ute i markedet med en V&M forespørsel for

80 Offshore & EnergI OKTOBER 2012

Alvheim feltet. Etter det Offshore.no erfarer, kan den neste store V&M kontrakten være knyttet til BPs virksomhet sør i Nordsjøen med Valhall som det dominerende feltet. . Så kommer det etter hvert nye plattformer som Gudrun, Edvard Grieg, Åsta Hansteen, Dagny, Martin Linge m.fl. som alle vil ha behov for V&M leveranser. Utnyttelse av rammekontrakter Ifølge Sem har det norske vedlikeholdsog modifikasjonsmarkedet i flere tiår vært en viktig bærebjelke for mange leverandører gjennom den langsiktighet og forutsigbarhet som dette markedssegmentet tilgjengeliggjør. Det som er forholdsvis nytt, og som kan bli en utfordring for en leverandørs lønnsomhet, er størrelsen og kompleksiteten på de oppgaver som nå kan tildeles under gjeldende V&M avtaler: Mens tidligere avtaleforhold hadde klare begrensninger på hva som kunne tildels under rammeavtalene, gjerne med et tak på 10 millioner eller lavere, ønsker nå operatørene i større grad å utnytte disse avtalene til også å omfatte større modifikasjonsprosjekter med kontraktsverdier på 150 millioner eller mer, sier Sem. Det er nok flere av V&M leverandørene som er positiv til en slik utvikling. Utfordringen er imidlertid at V&M kontrakter generelt kjennetegnes av å ha et relativt lavt fortjeneste potensial, noe som kan medføre at leverandørene kan komme til å gå på akkord med egen lønnsomhet.

The flexible problem solver For over 25 years IK has supplied pipe and pipeline services, products for sale and rental, calibration services and product development with a high degree of engineering content.

Rental services

Custom built

Tapping solutions

Equipment for piping and pipeline construction, commissioning, maintenance and inspection.

Specialised tools for repair and modification of piping and pipeline systems, both topside and subsea.

Services are executed on onshore and offshore facilities, as well as subsea.

Instrumentation & calibration

Torque tension

IK-PEI Ltd

Services and products for testing, instrumentation and calibration.

Safe and controlled bolting technology and solutions.

Dynamic solutions for the pipeline industry. www.ik-pei.com

24 hrs service Call +47 51 44 32 18

IK, Fabrikkveien 21, 4033 Stavanger, Norway. Tel +47 51 44 32 00

www.ik.no

VI PRESENTERER Norsk sokkel Offshoreboken fokuserer på fremtiden til norsk sokkel og mulighetene for leverandørindustrien. Gjennom fakta, analyser og presentasjoner vises de ulike segmentene på en illustrativ og dyptpløyende måte. Hvem er aktørene? Hva skjer i dag? Hva spår ekspertene om de to neste årene. Bokens hensikt er å opplyse lokal- og rikspolitikere om bransjen, skape en større interesse og forståelse av bransjen, markedsføre norske selskaper og norsk sokkel internasjonalt og rekruttere kompetanse og studenter til olje- og energibransjen. Finn det tema som beskriver deres forretningsområdet og sørg for at dere er synlig med profilannonse når bransjen oppdaterer seg igjennom årboken for Norsk Sokkel: •

Oljeselskapene

•

Subseateknologi

•

Modifikasjonsmarkedet

•

Lete- og boremarkedet

•

Oljebasene & Supply

•

Landanlegg

•

Feltutbygging og nybygg

•

Verftsindustrien

•

Fjerning av plattformer

•

Seismikkmarkedet

•

Rekruttering og utdanning

•

International sokkel

•

Helse, miljø og sikkerhet

•

Oljebyene

Turn it on ! Besøk OTD20 oss på 12 BE Stand n RGEN! r 4000

Åttende bienniale Valve World Conference & Exhibition

Düsseldorf, Tyskland 27. – 29. november 2012

Vi er godt rustet til å kunne utføre alt fra små til store serier, til mere komplekse komponenter. Send oss gjerne en forespørsel!

Valve World Expo presenterer nok en gang kontinuerlig vekst, fremragende innovasjoner og det høyeste nivået av teknologi i Düsseldorf i 2012. Ventiler og hele paletten av tilbehør, samt eksisterende og nye teknologier vil være i sentrum. Valve World Conference, som den viktigste begivenheten i bransjen, analyserer fremtiden til markedene på bakgrunn av fasinerende utvikling og vitenskapelige evalueringer. Turn it on! Again Düsseldorf. Supported by: