Offshore+ vol1-13 by Offshore.no AS

NORGES MEST LESTE OLJEMAGASIN

50 VALG 2013

Erna-nei til LoVe - hva nå? 78 JOBBMARKED

Nå avtar boomen - jobbmarkedet stagnerer

68 OLJEMESSE

Din guide til OTD Stavanger OFFSHORE PLUSS FRA OFFSHORE.NO VOL. 4

235

MILLIARDER

INVESTERES Les alt om de nye feltutbyggingene på norsk sokkel. SIDE 14

68 OLJEMESSE

Din guide til OTD Stavanger 14 FELTUTBYGGING

Les alt om kommende felt i Norge 50 VALG 2013

Erna-nei til LoVe - hva nå? Offshore Pluss fra Offshore.no vol. 4

230

MILLIARDER

INVESTERES Les alt om de nye feltutbyggingene på norsk sokkel. SIDE 14

OFFSHORE PLUSS DIGITAL Offshore Pluss kan lastes ned på Apple Store og Google play. Kommer 15. november 2013.

Som Tekna-medlem har du alltid noen i ryggen Bli Tekna-medlem og få støtten du trenger Tekna er fagforeningen for deg med teknisk-naturvitenskapelig utdanning på masternivå. Som medlem hos oss har du noen som støtter din sak, enten det gjelder juridiske spørsmål, lønnsforhandlinger eller arbeidsforhold. I tillegg får du ekstra gode forsikringsordninger og ny kunnskap gjennom våre kurs og faglige nettverk.

Meld deg inn på www.tekna.no

Innhold

42 Statoils store Asia-test

- Mange selskaper vil få problemer

Hva kan Erna gi oljen?

22 50

Vil ikke ha flere leverandører

14 DERFOR VIL LUNDIN FORTSETTE Å BYGGE NORSK Lundin holder seg i Norge.

36 PRESSET TIL Å BYGGE SAMMEN Ivar Aasen utbyggingen må samordnes med nabofelt.

18 INGEN BLIR MER NORSK ENN GOLIAT Velger norske leverandører.

38 BYGGER ET NYTT LAG FOR Å DRIVE MARTIN LINGE Total er i gang med omfattende rekruttering.

20 5 MILLIARDER SIKRER BØYLA-UTBYGGING Bygger for å knytte seg til Alvheim FPSO.

40 OPPSKRIFTEN PÅ SUKSESS I NYE OMRÅDER Lokalt innhold, skatteregler og korrupsjon henger sammen.

24 HÅPER AASTA HANSTEEN SKAL GI MILLIARD-BOOM Gjør seg klare for ny rekordomsetning.

46 STATOIL SETS THE PACE ON UKCS Responsible for spending about $14 billion on the UKCS.

26 LITEN BLANT GIGANTER Bygger Knarr i nabolaget til tradisjonsrike kjemper.

62 DOUBT AND DISTRUST HANGS IN THE AIR Distrust remains among offshore workers.

28 BLE 2 MILLIARDER BILLIGERE ENN PLANLAGT Statoil shoppet da prisene var lave.

76 KNYTTER MARIA TIL FELT I NÆRHETEN Maria blir bygget ut som en tieback.

30 GINA KREVER OLJEPRIS OVER 77 DOLLAR Tåler ikke dupp i oljeprisen.

78 NÅ ER BOOMEN I FERD MED Å AVTA Mange leverandører rekrutterer færre fremover. 82 KLARE FOR DEN STORE PRØVEN Nå må Ivar Aasen leveres til rett tid og pris.

34 SMÅ OG KJAPPE FELT PÅ BUNN Gir liv til det som en gang var små pytter.

Offshore+

design by colours.no

NEWS

MY CBM REPORTS Norwegian machinery specialist Karsten Moholt AS launches a new web-based reporting solution in June. “This userfriendly tool simplifies working with reports and status updates”, says Director Tommy Glesnes. Better tools make work easier for both customer and supplier. Karsten Moholt AS at Askøy outside Bergen, has been working on a web-based report module for status reports for a long time. “The idea was to develop an intuitive tool that simplifies condition monitoring and status updates for the customer – and for us. The goal is to make work easier and more efficient”, says Tommy Glesnes, head of the Condition Monitoring Department. My CBM Reports is a customised system based on the company’s need to give their customers an overview of their machines in different locations. The main objective was to create a system that is user-friendly for both parties.

ALL IN ONE PLACE The Condition Monitoring Department receives regular measurements and data from the machines they monitor. If data analyses show errors or irregularities, the company prepares a report for the customer that identifies the problem and proposes solutions.

My CBM Reports allows Karsten Moholt to collect all data on different companies, locations, machines and statuses in one place, including reports and a status history for each machine. This makes it a practical tool for collecting and organising information and communicating it to the customer.

FLEXIBLE INTERFACE Though the user interface in My CBM Reports the customer can access all information from Karsten Moholt’s Condition Monitoring Department. You can view the status history of any machine, download reports and set up e-mail alerts for different locations or statuses. The interface can be customised according to the customer’s needs. “This will be a great tool that gives the customer an overview of his machinery”, Glesnes points out. “All reports are accessible online at any time. All in all, this is a very user-friendly solution that will play an important role in a successful condition monitoring programme”, he states.

Visiting address: Michael Krohnsgate 86 5057 Bergen Norway

Tlf: Fax:

+47 55 94 34 00 +47 55 94 34 35

Email: firmapost@kmoas.no www.karstenmoholt.no

r u o o t e m o c l e W 02 6 3 C d stan

AGA - meeting your demands. AGA offer industrial, medical and specialty gases, gas-related equipment, technical service and audits and safety trainings. We also offer transport and manifold racks in addition to 200 and 300 bar cylinders. Gas-related equipment delivered by AGA is specially designed and approved for offshore applications. This means increased safety. Individual Cylinder Control (ICC) guarantee full traceability. Through our sister companies BOC in United Kingdom and Linde Gas Benelux in Netherlands, AGA can serve offshore customers along the Norwegian coast and in all countries around the North Sea. Therefore, we can promise fast, efficient delivery to all our offshore customers.

AGA â&#x20AC;&#x201C; ideas become solutions.

www.aga.com

OLJESELSK APENE

3M PELTOR COMMUNICATIONS 3M Peltor Communications tilbyr en rekke kommunikasjonsløsninger for støyfylte omgivelser. Blue-Line er en serie kommunikasjonsprodukter som, i samarbeid med krevende sluttbrukere, er utviklet for særlig utsatte miljøer som har høye krav til funksjonalitet og sikkerhet. Blue-Line serien er spesielt anerkjent og brukes i stor utstrekning innenfor olje- og gassindustrien. Peltor Blue-Line serien er godkjent i henhold til ATEX/ IECEX direktivet og er også fremstilt i samsvar med hørselsstandard EN352.

Ta k o n t a k t m e d 3 M N o r g e A S , avd. Peltor Communications, tel. 06384, for y tterligere informasjon om Peltor Blue-Line.

Blue-Line serien omfatter bl.a. følgende ATEXgodkjente produkter: • Headset og Listen Only løsninger med høy støydempning og tydelig kommunikasjon • Twin Cup Headset med ekstra høy dempning og god plass til ørene for optimal bærekomfort • Bluetooth Headset for en effektiv og mer fleksibel kommunikasjon • Headset med Tactical funksjon (omgivelseslyd) for å høre varselsignaler og øke sikkerheten • Lite-Com Pro II headset med innebygd UHF kommunikasjonsradio, 403-470 MHz • PTT Adaptere; robuste nøklingsbrytere mellom headset og kommunikasjonsradio

OTD 2013 Stavanger Visit us at stand J520 0

Documents

Spareparts

Oslo-Bergen

Stavanger-Esbjerg

Delivered door to door

4h35min

7h5min

Oilsamples

Hammerfest-Oslo

6h52min

Delivered door to door

Jetpak offers the Nordic region’s fastest door to door services focusing on delivery within 4-12 hours. Whether it’s planned distribution or ad hoc shipments, we strive to exceed your delivery expectations.

 www.jetpak.no

OIL & GAS

DIN LYD OG BILDESPESIALIST 4 Egen Oil & Gas avdeling 4 Skreddersydde løsninger 4 Bistand til prosjektering ol.

BMH, etablert 1924 I over 20 år har vi levert produkter og tjenester til Oil & Gas-industrien. På vår kundeliste:

Foto: ©Dag Myrestrand / Statoil

• Statoil • Apply • Aibel

LYDANLEGG

SKJERMLØSNINGER

KOMPLETTE AV-LØSNINGER

4 vanlige stereoanlegg

4 lugar tv

4 små og store kinorom

4 treningsrom o.l.

4 tv i fellesområder

4 møterom

4 kantiner og bakgrunnslyd

4 public display

Achilles JQS

BMH AS Chr. Michelsensgt. 6a , 5012 Bergen, Tlf. 55 54 45 80, Fax. 55 54 45 85, e-post: bmh@bmh.no Qualified

www.bmh.no

Designet for spontane eventyr Spesialtilbud på alle Volvo sine All-Wheel-Drive-modeller! Du får også halv pris på den beste utstyrspakken Summum. Kom innom for en hyggelig bilprat og prøvekjøring. Da kan vi også vise deg det geniale sikkerhetssystemet Volvo On Call.

Volvo S60 D5 AWD Summum Kr

Volvo S80 D5 AWD Summum

573 300,-*

Halv pris på høyeste utstyrsnivå Summum til alle AWD-modeller*

Volvo V60 D4 AWD Summum Kr

494 800,-*

Volvo XC60 D4 AWD Summum Kr

625 300,-*

Volvo XC70 D4 AWD Summum

549 300,-*

557 300,-*

Volvo V40 Cross Country T4 AWD Summum Kr

478 300,-*

Volvo V70 D4 AWD Summum Kr

550 300,-*

Volvo XC90 D5 AWD R-DESIGN tilbud Kr

864 300,-*

FOR PRØVEKJØRING, KOM INNOM ELLER RING OSS KVERNELANDBIL.NO

* Pris inkl. frakt-, leverings- og adm. kostnader levert forhandler. Tilbudet gjelder ved bestilling av ny Volvo med AWD ut 2013, eller så langt lageret rekker. Gj.sn. forbruk 5,3–8,2 l/100 km, CO2-utslipp 139–215 g/km (XC60/XC70 D4 AWD – XC90 D5 AWD). Alle Volvos dieselmodeller har partikkelfilter som standard Forbehold om trykkfeil. Avbildet bil kan ha ekstrautstyr. Treff Volvo på facebook.com/volvocarsno og volvocars.no.

Stokkamyrveien 26, 4313 Sandnes Tlf. 51 84 03 00

Reevegen, 4340 Bryne Tlf. 51 77 16 10

We can now offer:

路 Multi-Strand Low Rotation Compacted Wire Ropes up to 152mm and with a total individual piece weight of up to 400 Tonnes including Reel.

Stronger than ever

路 6, 8 & 10 strand crane ropes with larger diameters and piece weights than any other manufacturer in the UK

www.carlstahl.no

leder feltutbygging

Utgiver OFFSHORE.NO AS www.offshore.no Hovedkontor Solheimsgaten 18, 5058 Solheimsviken Tel: +47 55 20 72 00 Fax: +47 55 20 72 01 redaksjonen@offshore.no Ansvarlig redaktør ERLEND KEILEN ek@offshore.no Redaksjon Glenn Stangeland gs@offshore.no John Økland jo@offshore.no Ane Madsen am@offshore.no John Bradbury jb@offshore.no Layout Mona Bruvik mb@offshore.no Annonser salg@offshore.no Forside foto iStockphoto.com Trykkeri Merkur-Trykk AS www.merkurtrykk.no

Når ingen er god nok Hvem har skylden for at utbygginger sprekker? Som den desidert største innkjøperen på norsk sokkel, står Statoil i en særstilling. De skal kjøpe for mellom 150 og 200 milliarder kroner de neste årene og 70 prosent av dette er i Norge. Det gir dem makt til å velge og vrake blant leverandører – ut fra egne standarder og metoder. I dag har Statoil 12.000 store og små leverandører. Disse har et rykte på seg for å være ”verdensledende”, ”nyskapende” og ”unike”. Hver eneste dag holder de liv i norsk sokkel på en trygg og fremtidsrettet måte. De utvikler nye produkter for økt utvinning, de borer de meste kompliserte brønner og finner olje der man trodde det var knusk tørt. Da må det føles som et slag i ansiktet når Statoil under Innkjøpskonferansen i september sa hva de mener om de 12.000 leverandørene: Ingen av leverandørene er optimale, de er gode av og til - innen noen områder.

colorlab.no The Norwegian Color Research Laboratory

- Det har ofte blitt levert 70-80 prosent av det som er bestilt – noe som fortsatt er et problem i bransjen. Leveringspresisjonen har ikke vært god nok, sa Geir Slora, Senior vice president Strategy and supplier relations til Offshore.no. Slora sammenliknet også kvaliteten på det som er

Svanemerket er det offisielle nordiske miljømerket, og en garanti for at produktet holder høy miljømessig standard. Merkur-Trykk er godkjent som svane-

Offshore+

levert med å kjøpe en bil og så få den levert med bare tre hjul. I et forretningsmessig forhold mellom selger og kjøper vil det alltid kunne oppstå situasjoner hvor man mener at man ikke har fått det man betaler for. Så vil kanskje selger påstå at varen er levert i henhold til bestillingen. Det er likevel langt derfra til å i praksis si at ingen er gode nok til å få full score. 12.000 leverandører kan ikke alle levere biler med tre hjul? For slike kan man jo ikke bruke. Når en rekke prosjekter på norsk sokkel sprekker er det mange som har skylden. Ikke bare leverandørene. Også Statoil, og andre oljeselskaper, må ga i seg selv og spørre om de planla godt nok. Var de tydelige nok på hva de ønsket? Sikret de seg at leverandøren forstod bestillingen? Kanskje svarene ville sikret at Statoil fikk bilen sin. Med fire hjul. John Økland Journalist, Offshore.no

feltutbygging

Save Space & Weight in Offshore Applications Visit Booth #B2502 at OTD Stavanger

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

The Lee Company Scandinavia Ab email: sales@theleeco.se tel. +46-8-579 701 70 www.theleeco.com

www.akvagroup.com

Lee_OTD_OilAd_8-13.indd 1

8/23/13 9:17 AM

Sikker arbeidsplass Polarcirkel 1050 kan leveres med en stor romslig kabin, oversiktlig dashbord, mulighet for toalett, lite pantry m.m. Båten kan også innredes litt etter kundens ønsker og spesifikasjoner.

Polarcirkel 1050 er nye robuste og pålitelige arbeidsbåter med smart design, høy kvalitet, stor fleksibilitet og minimalt vedlikehold. Denne Polarcirkel serien er bygd på et helt nytt konsept og de er tilnærmet synkefrie. Polarcirkel er ofte førstevalget for profesjonelle brukere som prioriterer sikkerhet.

Helgeland Plast AS - 8607 Mo i Rana - Tlf: 75 13 95 00 - polarcirkel@akvagroup.com

Offshore+

De populære åpne arbeidsbåtene fra Polarcirkel leveres i størrelser fra 5,6 meter og oppover. Modellene kan leveres både med innenbordsog utenbordsmotorer.

Pumping Systems - to the world oil & gas

industry...

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

- Firewater Pumps - Seawater Lift Pumps - Water Injection Pumps

Frank Mohn AS - Oil & Gas

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

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

edvard grieg

Edvard Grieg ligger omtrent 35 kilometer sør for Grane og Balder i midtre Nordsjøen.

Mens stadig flere av de store utbyggingskontraktene på norsk sokkel forsvinner til utlandet, velger Lundin å holde seg i Norge.

Derfor vil Lundin fortsette å bygge norsk tekst: John Økland jo@offshore.no / Ane Madsen am@offshore.no

– Lundins prioriteringer ved tildeling av oppdrag er kvalitet, leveringssikkerhet og pris. Så pris er bare en del av helheten. Vi må være trygge på at våre kontraktører er leveringsdyktige på tid. Rett kvalitet på rett tid er det viktigste, og det er slett ikke bare pengesummen som gjelder, bekrefter Lundin-direktør Torstein Sanness.

– Slett ikke bare pengesummen som gjelder Torstein Sanness, Lundin-sjef

Valget av utenlandske leverandører til storprosjekter som Aasta Hansteen, Martin Linge, Ivar Aasen og Gina Krog er blitt svært dårlig mottatt av norsk industri. Men ved å tildele toppdekket til Edvard Grieg-plattformen - et oppdrag verdt åtte milliarder kroner - til Kværner, har Lundin gått mot strømmen. Lettere å følge opp Sanness mener det er vanskelig å sikre kvaliteten på prosjekter som utføres på andre siden av jorda. – I utlandet kjenner de ikke NORSOK-standarden og de særnorske kravene våre like godt som i Norge. Det er lettere å kommunisere med gutta i Egersund enn med en kontraktør i Asia. Det er lettere å følge opp jobbene her hjemme enn i et land som ligger tusenvis av kilometer borte. Lundin er klare på at vi må se helheten. Vi velger å gå for det norske. Med Edvard Grieg følger investeringer på 24 milliarder kroner, og ti av disse tilfaller norsk industri. Vi gjør stadig nye funn, så dette er bare begynnelsen, sier Sanness. Brynhild først Brynhild er selskapets første utbygging på norsk sokkel, og markerer starten på en ny æra. Produksjonen skal etter planen starte siste kvartal i år. – Brynhild er ikke veldig stort, men markerer startpunktet for flere store prosjekter fremover, blant dem Edvard Grieg og Johan Sverdrup. Grieg kommer i produksjon alt i 2015, sier Sanness.

Offshore+

Norsk også i fremtiden Da Lundin skulle i gang med utbyggingen av Brynhild, gjaldt det å finne et knippe partnere som ønsket å være med på prosjektet. – Aker Solutions er en av dem som var villige til å satse på Brynhild. Vi er veldig fornøyd med jobben som er gjort, og med tilliten som ble vist oss. Vi ønsker å satse på norsk industri også i våre fremtidige operatørprosjekter, sier Sanness. – Dette er Aker Solutions første prosjekt sammen med Lundin. Norge og England har stått for vår leveranser til prosjektet. Rammestrukturen står på båten nå. Vi har hatt et godt teamsamarbeid med Lundin, og ser frem til videre samarbeid med dem, sa Geir Glømmi, prosjektleder på Brynhild SPS, under sail away-markeringen. Best på leting Lundin skal bore 16 brønner i år, ti av disse er letebrønner. – Norsk sokkel har fortsatt mye å gi, og vi jobber kontinuerlig med å lete etter nye funn som med tiden kan erstatte våre produserte reserver. Lundin har gått forbi flere velrennomerte selskaper, og vi ligger nå like bak Statoil og Petoro. Bare Statoil borer like mye som oss, sier Torstein Sanness, som med rette kan si at Lundin er best i Norge på leting. – Vi har selvsagt konkurranse, men det har vi bare godt av, legger han til. Mest verdifulle feltet Utbyggingen av Edvard Grieg-feltet er, med en beregnet nåverdi på 33 milliarder kroner, den desidert mest lønnsomme av de pågående prosjektene på norsk sokkel. Neste prosjekt på listen er Ekofisk sør med sine 21,2 milliarder kroner. Det viser en gjennomgang av balanseprisene og nåverdien i alle de godkjente utbyggingene på norsk sokkel.

Current facilities on N

edvard grieg

Concrete

FAKTA EDVARD GRIEG Edvard Grieg (tidligere Luno) Operatør: Lundin 50 Fixed prosent steel Partnere: Wintershall 30 prosent, RWE Dea 20 prosent Lokasjon: Nordsjøen Havdyp: 110

Floating (not concrete)

Utbyggingsløsning: Rettighetshaverne planlegger å bygge ut Edvard Grieg som en bunnfast plattform, en såkalt P(d)Q med stålunderstell som betyr en Subsea plattform med prosessanlegg (P), tørre brønnhoder med ekstern Jack Up-boring, samt boligkvarter (Q). Utbyggingen av Edvard Grieg vil samordnes med utbyggingen av Ivar Aasen. Tidligste produksjonsstart er ventet 2015. Type Investeringskostnader: 24,2

Forventet nåverdi: 33,3 Steel jacket Årlige driftskostnader: 800 millioner Balanseprisen: 42 Planlagt produksjonsstart: 2015 Forventet levetid: 20Floating Norsk andel: 60 Norsk andel investeringsfasen: 50 prosent Ressursanslag: 186 million fatgravity base Concrete

KONTRAKTER FPSOs Jacket Kværner vant kontrakten for bygging av understellet til Edvard Grieg. Verdien er oppgitt til 1 milliard kroner.

Nåverdi (milliarder kroner)

Topside Kværner vant også kontrakten for hele topsiden i mai 2012. Verdi av avtalen er 8 milliarder og levering skjer i april 2015.

Aasta Hansteen Goliat Gudrun Valemon Knarr

Jacket/Topside transport og installasjon Saipem er tildelt denne kontrakten, til en verdi av 505 millioner kroner.

Eldfisk 2 Ekofisk sør Martin Linge Edvard Grieg Ivar Aasen

Flotell Lundin leier Prosafes nybygg Safe Boreas som boligrigg på Edvard Grieg i Nordsjøen. Jobben starter andre kvartal 2015 og er verdt 380 millioner kroner.

Gina Krog 0

Nåverdi - dagens verdi av fremtidige kontantstrømmer. En kontantbeholdning vil normalt være mer verdt i dag enn i framtiden fordi man kan tape rente, inflasjon kan spise opp realverdien og det kan være usikkerhet forbundet med beholdningen. Jo lenger ut i framtiden et beløp forventes å bli realisert og jo høyere avkastningskravet er, jo lavere er nåverdien av en positiv kontantstrøm.

Offshore+

Eksportrør Skal installeres av Statoil og kontrakten har et budsjett på 3 milliarder kroner. Ikke tildelt. Borekontrakten Tildelt Rowan Companies og har en verdi på 2 milliarder norske kroner. Borestart for Rowan Viking er andre kvartal 2014.

edvard grieg PRODUCTS & SERVICES

MAGNUM - WORK ROV

Rig Chase™

SUBSEA WELLHEAD PICKER

TORQUE TOOL COMPACT CL. 1-4

NEPTUNE - PIPESCANNER

The illustration shows some of the products and services we offer.

Oceaneering is a global oilfield provider of engineered services and products primarily to the offshore oil and gas industry. Oceaneering’s business offerings include remotely operated vehicles, built-to-order specialty subsea hardware, deepwater intervention, non-destructive testing and inspection, and engineering and project management.

ROV OPERATIONS

OILFIELD PRODUCTS

Remotely Operated Vehicles (ROVs). Oceaneering owns and operates the largest fleet of offshore work class ROVs in the world.

We manufacture “built-to-order” specialty subsea hardware and tooling, including a service line of Installation Workover Control Systems (IWOCS) and “All Electric” products.

• Drill Support

• BOP Intervention & BOP Control Systems

• Completion

• Cables & Umbilicals

• Installation

• Clamp Connectors

• Intervention

• Control Systems, Skids & HPU’s

• Construction

• Flowline & Pipeline Connection & Repair Systems

• Inspection, Maintenance and Repair (IMR)

• Hot Stabs & Receptacles • Installation Workover & Control Systems (IWOCS) • ROV Replaceable Modules • ROV Tools & Equipment • Valves & Actuators

Offshore+

1 ROV OPERATIONS

2 OILFIELD PRODUCTS

SUBSEA POWER BANK

edvard grieg 3 OILFIELD SERVICES

OILFIELD PROJECTS

5 ASSET INTEGRITY

UMBILICAL CONNECTION SYSTEMS

EMAGNUM - WORK ROV

ANTI SURGE ACTUATOR (ASA) PIPELINE CONNECTION SYSTEM

UMBILICALS

OILFIELD SERVICES

ELECTRICAL ACTUATORS

OILFIELD PROJECTS

ASSET INTEGRITY

Dedicated tool-pool with turnkey responsibility for repair, maintenance and storage. Dredging and cutting solutions and assosiated engineering.

We install subsea hardware and perform inspection, maintenance and repair work on oilfield assets. Our Rig Chase™ program removes wellheads, reducing rig time and costs for operators.

We provide asset integrity management, corrosion management, inspection and non-destructive testing equipment and services to the oil and gas, power generation, and petrochemical industries.

• Rental & Maintenance

• Vessel Based Projects

• Asset Condition Evaluation Tool (ACET)

• Dredging

• Subsea Decommissioning

• Conductor Stabilization Solution

• Subsea Cutting

• Subsea P&A

• In-Service Pipeline Inspection

• Subsea Well Stimulation

• Inspection and Integrity Management

• Subsea Pipeline Repairs

• Maintenance Management • Maintenance Services • NDT • Rope Access

Offshore+

With Electrical Propulsion System

Fixed steel

goliat Floating (not concrete)

Subsea

Goliat ligger 50 kilometer sørøst for Snøhvit i Barentshavet.

Utskjelt for åType sende oppdrag ut av Norge i 2010 - nå velger de norske leverandører mer enn noen andre. Steel jacket

Floating

Ingen blir mer norsk enn Goliat tekst: John Økland jo@offshore.no

Goliat-feltet i Barentshavet vil benytte norske leverandører mer enn noe annet nytt felt på norsk sokkel. Det viser en gjennomgang Offshore.no har foretatt blant de viktigste kommende utbyggingene på norsk sokkel. Gjennomgangen tar for seg de feltene hvor dette er oppgitt og hvor feltene er av en vesentlig størrelse. Tre milliarder hjem igjen Men da kalenderen viste februar 2010 var mediebildet preget av knallhard kritikk mot at store kontrakter som Goliat FPSO ble tildelt Korea. I dag er Goliat det feltet som har desidert høyest innhold av norske leverandører av syv betydelige felter som er gjennomgått. Vi har gjennomgått oljeselskapenes egne planer for utbygging av feltene og delt oversikten inn i to. Offisielt er den norske andelen 60 prosent på Goliat, men i realiteten er den faktisk enda bedre. - I tillegg til disse 60 prosentene har vi alt passert tre milliarder av norske leveranser til Goliat FPSO i Kora. Den hadde nok uansett blitt bygget i utlandet, men andelen av norske leverandører er altså betydelig. Det forteller kommunikasjonsdirektør Andreas Wulff i ENI Norge. Siden mange byggeprosjekter er sendt ut av Norge er andelen norsk innhold i investeringsfasen naturlig nok vesentlig lavere enn i driftsfasen for samtlige. Gina Krog er nede i 40 prosent norsk andel i investeringsfasen, mens Goliat altså er helt oppe på 60. Årlig marked på 4,9 millliarder Det er også store forskjeller på hvor stor andel

norske leverandører feltene får i driftsfasen. Feltutbyggingene de kommende årene vil uansett gi store muligheter for nye kontrakter til norsk olje-industri. - Nærhet til operasjonene Når det kommer til driftsfasen har oljeselskapene selv oppgitt at disse syv feltene i denne oversikten til sammen vil ha årlige driftskostnader på 6,2 milliarder kroner. Av dette skal nesten 5 milliarder kroner gå til norske leverandører, i følge utbyggernes planer. 900 millioner av disse omhandler Goliat. - Vi har sagt at vi ønsker leverandører til Goliat som har nærhet til operasjonene og skaper lokale ringvirkninger i Hammerfest eller omegn. Vi har også sagt at vi ikke kommer til å gi støtte til at arbeid på prosjektet blir flyttet ut av regionen. Dette betyr ikke at det ikke kan komme utenlandske selskaper på banen, men de må ha en lokal tilstedeværelse og skape lokale ringvirkninger i form av arbeidsplasser og skatteinntekter, for eksempel. Har skjønt det Goliat-feltet baner vei for oljens inntog i nord og gir leverandørindustrien svar på hva som forventes for å få kontrakter på fremtidige felt i Barentshavet. Ifølge Wulff har bransjen fulgt med i timen og funnet veien nordover allerede. - Det har blitt en selvforsterkende effekt og innen flere ulike segmenter er det allerede flere til stede, som danner en petroleumsklynge i Hammerfest. Det er ikke behov for å lære opp leverandørene når det gjelder å være til stede der hvor operasjonene skjer.

Offshore+

Concrete gravity base

FAKTA GOLIAT

Operatør: ENI Norge 65 prosent Partnere: Statoil 35 prosent FPSOs Lokasjon: Barentshavet

Havdyp: 420 meter Utbyggingsløsning: Goliat vil bygges ut med en flytende produksjonsenhet med tilknyttede havbunnsbrønner. Innretningen er en sirkulær, fast forankret flytende innretning med integrerte lager- og lastesystemer. Rettighetshaverne har valgt en fast forankret flytende enhet i stedet for den mer tradisjonelle skipsløsningen på norsk kontinentalsokkel. En slik fast forankret enhet gjør det enklere å trekke inn elektrisk kabel fra land. Innretningen skal delvis forsynes med kraft fra land og delvis med en gass- og væskedrevet turbin. Dette vil redusere behovet for lokal kraftgenerering på innretningen i forhold til en løsning som kun er basert på gassturbiner. Skroget er lite følsomt for utmatting og vil designes for 30 års levetid. Investeringskostnader: 28 milliarder kroner Forventet nåverdi: 9,7 milliarder kroner Årlige driftskostnader: 1 milliard kroner Balanseprisen: 52 dollar fatet Planlagt produksjonsstart: 2014 Forventet levetid: 15 år Norsk andel: 60 prosent i utbyggingsfasen - 90 prosent i driftsfasen Ressursanslag: 28 millioner Sm3 / 174 millioner fat olje og 8 milliarder Sm3 gass

goliat

KONTRAKTER Marine Installasjonsarbeider DOF Subsea Norway – cirka 300 millioner Seismikkinnsamling - Western Gecos norgeskontor

Norsk andel investeringsfasen

Geoteknisk undersøkelse - Fugros norgeskontor

Valemon Gina Grog Ivar Aasen

Boring og komplettering - Saipem Norways norgeskontor

Aasta Hansteen Edvard Grieg

Havbunnsproduksjonssystemer - Aker Solutions, hovedkontor i Norge

Martin Linge

Rørledninger, stigerør og installasjon - Technips norgeskontor

Goliat

Prosjektstøtte - Sevan, hovedkontor i Norge

30%

40%

50%

60%

70%

Grafen viser hvor stor andel norske leverandører har i byggefasen på de ulike prosjektene. Tallene er hentet fra Stortingsproposisjonen til hvert enkelt felt da denne ble lagt frem og kan ha endret seg.

Sikkerhets stand-by vessel - Esvagt, dansk selskap Flytende produksjonsplattform - Hyundai Heavy Industries, Sør-Korea Strøm og automasjonskontrakt tildelt ABB Norge, estimert verdi 300. Øvrige norske underleveranser har en samlet verdi på 2 milliarder. Strømførende sjøkabel - ABB, Sverige. Norske underleveranser: 188 millioner

Norsk andel driftsfasen Valemon Gina Grog Ivar Aasen Aasta Hansteen Edvard Grieg Martin Linge Goliat 60%

Ankringssystemer og kjettinger til FPSO - Aker Solutions/Aker Pusnes, Vicinay Cadenas - 300 millioner Lossestasjon for olje - National Oilwell Varco/APL (tidligere BW Offshore APL divisjon): 93 millioner Elektrifiseringskontrakt - Hammerfest Energi: 16,5 millioner

70%

80%

90%

100%

Grafen viser hvor stor andel norske leverandører får i driften av de ulike prosjektene. Tallene er hentet fra Stortingsproposisjonen til hvert enkelt felt da denne ble lagt frem og kan ha endret seg.

Elektrifiseringskontrakt for landanlegg - Siemens Norge: 145 millioner Oljevernmateriell til kystnær oljeverberedskap - Norlense AS, AllMaritim og Markleen: 25 millioner . 75 prosent av dette utstyret kommer fra nordnorske produsenter. Kontrakter som skal tildeles: Modifiserings- og vedlikeholdskontrakter for FPSO Diverse boretjenester og forsyningskontrakter Diverse kontrakter vedrørende oljevernberedskap Diverse kontrakter vedrørende infrastruktur i Hammerfest Kilde: ENI Norge

Foto: ENI

Offshore+

Fixed steel

Floating (not concrete)

bøyla

FAKTA BØYLA

Bøyla (tidligere Marihøne) Operatør: Marathon 65 Subsea prosent

Partnere: Core Enery 20, Lundin 15 prosent Lokasjon: Nordsjøen Havdyp: 120

5 milliarder sikrer Bøyla-utbygging

Ble påvist i 2009. Funnet ligger omtrent 28 kilometer sør for Alvheimfeltet. Feltet ble opphavelig Type påvist i 1987 og ble satt i produksjon Steel i maijacket 1995 med Elf Petroleum Norge AS som operatør. Produksjonen ble avslutta i mars 2001. Funnet er planlagt utbygget med en havbunninnretning knyttet til Alvheim. Bøyla ble PUD-godkjent i Oktober Floating 2012. Investeringskostnader: 5 milliarder

Bygger for å knytte seg til Alvheim FPSO.

Forventet nåverdi: Ikke oppgitt

tekst: John Økland jo@offshore.no

Balanseprisen: Ikke oppgitt

Årlige driftskostnader: Ikke oppgitt Concrete gravity base

Planlagt produksjonsstart: 2014 Marathon Oil kommer stadig nærmere first oil fra det tidligere Marihøne-funnet, nå Bøyla. Går alt etter planen strømmer ressursene til Alvheim FPSO om vel et år. - Marathon Oil er godt i gang med Bøyla-prosjektet og jobber mot en oppstart sent i 2014, opplyser kommunikasjonsdirektør Kurt Michelsen.

Aker Solutions er tildelt en kontrakt for et subsea produksjonssystemet til Bøyla-prosjektet. Verdien av avtalen er 210 millioner kroner. Oppdraget inkluderer ingeniørarbeid, anskaffelse, konstruksjon og levering av fire subsea-trær, fire strukturer og kontrollsystemer.

Forventet levetid: 15 år Norsk andel driftsfasen: Ikke oppgitt FPSOs

Ressursanslag: 3,4 millioner fat olje og 300 millioner Sm3 gass

Starter offshore neste år Bøyla er planlagt som en satellittutbygging på havbunnen og består av to produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn tilknyttet Alvheim FPSO. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent av Olje- og energidepartementet i oktober 2012, og en EPIC-kontrakt tildelt for havbunnsinnstallasjonene. Detaljert teknisk arbeid pågår og prefabrikasjon av strukturer og rørledninger ble påbegynt tidlig 2013. Installering av havbunnsstrukturene er planlagt i løpet av 2014 med beregnet produksjonsstart i fjerde kvartal 2014. - Engineering og design er i god framdrift. Alle kontrakter er nå tildelt. Fabrikasjon er påbegynt i henhold til framdriftsplan på alle siter vi benytter. Manifold, som vi kaller det, eller bunnramme blir nå bygd i Nymo i Eydehavn utenfor Arendal. Rørledninger i Orkanger. En betydelig kontrakt Marathon planlegger å starte boringen av produksjonsbrønner tidlig neste år og fortsette med installasjonskampanjen offshore – trolig i mars 2014. Oljeselskapet har tildelt Technip Norge AS en kontrakt innen engineering, procurement, installation and commissioning (EPIC) for havbunnsinstallasjoner på feltet. Denne kontrakten har en verdi på hele 2,4 milliarder kroner. EPIC-kontrakten omfatter prosjektledelse, design og ingeniørtjenester, innkjøp, installasjon og ferdigstillelse av Bøyla havbunnsinnretning, inkludert produksjonsmanifold med fire slots, PLEM, spoler, koplinger, rørledninger og kontrollkabler.

KONTRAKTER Technip Norge 2,4 milliarder kronter(EPIC-kontrakt) (har en mengde underleverandører) Bøyla ligger omtrent 28 kilometer sør for Alvheimfeltet i midtre Nordsjøen.

Transocean (Transocean Winner borerigg) Aker Solutions 210 millioner kroner (subsea)

– Marathon Oil er godt i gang med Bøyla-prosjektet og jobber mot en oppstart sent i 2014 Kurt Michelsen kommunikasjonsdirektør, Marathon Oil

20 Offshore+

Fabricom (MMO) OneSubsea GE Vetco Gray

Oljen og gassen fra Bøyla går til Alvheim FPSO

C OA S T C E NTE R BASE AS

Meeting clients needs

Logistics and Harbour

Yard Services

Technical

Property

21 Ågotnes • +47 56 32 30 00 • post@ccb.no • www.ccb.no Coast Center Base AS • P.Box 55 • N-5347 Offshore+

valemon

Valemon ligger mellom Kvitebjørn og Gullfaks Sør i den nordlige delen av Nordsjøen.

For første gang bygger Statoil en topside i Asia.

Dette er Statoils store Asia-test tekst: John Økland jo@offshore.no / Glenn Stangeland gs@offshore.no

Dersom prosjektet blir vellykket, vil Valemon bli et foreløpig bevis på at selskapet gjorde rett da også kontraktene for Ivar Aasen, Aasta Hansteen, Mariner og Gina Krog ble sendt østover. Blir det derimot en sprekk, står kritikerne klare. Skal lære maksimalt - De siste tildelingene av topsider til Asia har ført til økt oppmerksomhet rundt status og framdrift for Valemon. Det merker vi. Det gjør det enda viktigere for oss å maksimere læringen fra prosjektet, sier prosjektdirektør Trond Bokn i Statoil. - Holder Valemon seg innenfor opprinnelig budsjett? - Per i dag er 60 prosent av Valemon fullført. Boligkvarteret, som står i Nederland, skal fraktes til Korea og monteres der. Planen er produksjonsstart i 4. kvartal 2014, og vi er i rute. Hele anleggsutbyggingsprosjektet er også innenfor de økonomiske rammene som er beskrevet i utbyggingsplanen. - Unyansert kritikk Statoil er blitt beskyldt for å svikte sitt samfunnsansvar ved å sende mange av sine største oppdrag ut av Norge. Mange kritikere har også satt likhetstegn mellom Asia og dårlig kvalitet. - Vi benyttet asiatiske leverandører både på Gjøa og Kristin og har god erfaring derfra. Gjøa-skroget var i praksis feilfritt. Nå tar vi det ett steg videre med Valemon. Hvordan opplever dere kritikken? - Kritikken mot tildelingene har vært unyansert. Hovedutfordringen ved å bygge i Asia er ikke kvaliteten på selve fabrikasjonen. Problemene oppstår helst i grensesnittet mellom engineering og

bygging. I mange tilfeller har tegningsgrunnlaget vært for svakt, noe som har medført endringer sent inn i fabrikasjonen. Norske leveranser for 760 millioner Statoil valgte Samsung Heavy Industries til bygging av dekket. Men det betyr ikke at alt er tapt for norske leverandører. Estimert verdi for kontrakten som gikk til Samsung var ved signering 2,3 milliarder norske kroner. Av denne kontraktsverdien utgjør innkjøp bortimot halvparten. Historien på Valemon har vist at norske leverandører står for omkring 2/3 av disse underleveransene, opplyser Statoil. Det skulle dermed tilsi norske underleveranser på rundt 760 millioner kroner. - Norske leverandører har vist seg konkurransedyktige. De har også fordelen av å kjenne Statoils og NORSOKs krav. Samtidig har Statoil rammeavtaler som vi benytter oss av for å sikre gjennomføringsevne og standardisering, sier Bokn. Prosjektdirektøren understreker at uansett hvilken kontraktør som hadde blitt valgt, ville deler av arbeidet blitt utført i utlandet. - For oss er ikke dette en landskamp mellom Norge og Korea. Alle tilbudene er globale. Også de norske selskapene bruker ingeniører i Asia og verft i Polen, for eksempel. Vi vil ha norsk kompetanse inn i våre prosjekter, men det eksisterer ikke helnorske alternativer, sier han. Forbereder Johan og Johan En betydelig kostnadsforskjell, opptil 70 prosent i visse segmenter av leverandørmarkedet, er, ifølge Statoil, hovedårsaken til at Asia nærmest gjorde rent bord i forrige runde av tildelinger.

22 Offshore+

Current facilities on N

valemon

- Neste bølge omfatter gigantprosjektene Johan Castberg og Johan Sverdrup. Vi har hatt tett dialog med de norske kontraktørene etter det som skjedde i forrige anbudsrunde. Vi har utfordret dem og gitt dem konkrete tilbakemeldinger, og de har tatt lærdom av det som har skjedd. Vi ser nå en utvikling der de norske totalkontraktørene blir mer internasjonale. Eksempler på dette er Agilitys oppdrag på Valemon og Aibels bygging av Gudrun i Thailand. Vi tror denne utviklingen vil fortsette, sier Bokn.

– For oss er ikke dette en landskamp mellom Norge og Korea. Alle tilbudene er globale. Vi vil ha norsk kompetanse inn i våre prosjekter, men det eksisterer ikke helnorske alternativer. Trond Bokn, prosjektdirektør, Statoil.

Concrete

KONTRAKTER

FAKTA VALEMON

Aibel ble tildelt FEED-kontrakten for utvikling av dekksanlegget på Valemonplattformen, til en verdi av 62 millioner kroner.

Operatør: Statoil 53,775 prosent

Statoil tildelte Heerema Vlissingen B.V kontrakten for bygging av stålunderstellet, såkalt jacket, til Valemon-plattformen.

Lokasjon: Nordsjøen

Statoil valgte Samsung Heavy Industries til bygging av dekket på Valemon-plattformen. Kontrakten har en estimert verdi på 2,3 milliarder norske kroner. Prosjekteringen er utført av Grenland Group i Sandefjord og hos Technip i Malaysia. Agility bygget flammetårnet. Boligkvarteret vil bli bygget hos Hertel Marine i Nederland.

Partnere: Enterprise Fixed 3,225steel prosent, Centrica 13 prosent, Petoro 30 prosent Havdyp: 135 Floating (not concrete)

Utbyggingsløsning: Valemon ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, mellom feltene Kvitebjørn og Gullfaks Sør. Valemon skal bygges ut med en bunnfast plattform med Subsea av gass, stålunderstell for separasjon kondensat og vann. Plattformen vil normalt være ubemannet, og skal fjernstyres fra Kvitebjørn-plattformen når boreoperasjonene er ferdige i 2016/17.

Technip vant en avtale med Samsung Heavy Industries på Valemon. Kontrakten gjelder detaljprosjektering, innkjøp og oppfølging på Valemonplattformen.

Investeringskostnader: 20,5

Technip er også tildelt kontrakter for undervannsarbeid på Åsgard-, Gudrun- og Valemon.Verdien av kontraktene er på tilsammen rundt 350 millioner kroner. Kontrakten på Gudrun og Valemon inkluderer installasjon og tie-in av spoler og kraftkabel, samt en Morgrip-tilkobling, alt utført av dykkere.

Planlagt produksjonsstart: 2014

Munck Cranes fikk kontrakt på fem offshorekraner til Samsung Heavy Industries, Korea. Ordren har en verdi på nesten 20 millioner kroner og er montert på Valemon. Parker Hannifin Corporation har blitt tildelt en Valemon-kontrakt av Statoil og skal levere 11.500 meter med subsea-kabel til feltet. Nor Electronics er tildelt to kontrakter på leveranse av komplette systemer til Statoils Valemon-prosjekt, til en verdi av fire millioner kroner. Statoil fortsetter samarbeidet med Sontum Fire & Safety AS for levering av brann- og sikkerhetsutstyr, vedlikehold av dette - samt kursing og testing. Dene avtalen gjelder også Valemon. Agility Group er tildelt en kontrakt av koreanske Samsung Heavy Industries for tjenester i forbindelse med oppstart og ferdigstillelse av Valemonplattformen til Statoil. Kontraktsverdien er på 172 millioner kroner. Apply får rammeavtale på vedlikehold og modifikasjoner. Rammeavtalen varer frem til juli 2016, med opsjon på 2 + 2 års forlengelse. Kontrakten har en verdi på rundt 180 millioner kroner. Kontrakten er etablert som en utvidelse av den eksisterende V&M-kontrakten mellom Apply Sørco og Statoil. Foto: Statoil

23 Offshore+

Forventet nåverdi: 12,4 milliarder Type Årlige driftskostnader: 220 millioner Steel jacket

Balanseprisen: 49 dollar Forventet levetid: 25 år

Norsk andel driftsfasen: 85 prosent Floating Norsk andel investeringsfasen: 56 prosent Ressursanslag: Utvinnbare reserverer beregnes til 26 milliarder kubikkmeter Concrete gravity base gass og 5 millioner kubikkmeter kondensat.

FPSOs

aasta hansteen

Aasta Hansteen ligger omtrent 320 kilometer vest for Bodø i Norskehavet.

Bedriftene i Nord-Norge gnir seg i hendene og gjør seg klare for ny rekordomsetning.

Håper Aasta Hansteen skal gi milliard-boom tekst: John Økland jo@offshore.no

Statoils dyreste utbygging skaper enorm optimisme i NordNorge og Nordland spesielt. Aasta Hansteen er ventet å koste 34 milliarder kroner. Sammen med eksportløsningen Polarled til 25 milliarder vil dette gi store forretningsmuligheter i regionen. Øker 20 prosent I 2012 hadde leverandørindustrien i Nord-Norge leveranser til oljebransjen for 4,52 milliarder kroner. Bedriftene i regionen venter kraftig økning bare for 2013 og tror årets tall vil bli 5,47 milliarder kroner. Det fremgår av Levert-rapporten 2012 fra Kunnskapsparken Bodø. Her fremgår det at det er Nordland som vokser mest av de tre fylkene og vokser alene 32 prosent. Det er ventet at Nordland vil stå for halvparten av de 5,47 milliardene i år. Ingen utfordringer Nesten 300 bedrifter er intervjuet i rapporten og de går frem at 63 prosent venter en økning i sine leveranser. Den største veksten mål i kroner er ventet i Hammerfest, Bodø og Tromsø. Det er også grunn til å merke seg at andelen som ikke ser noen spesielle utfordringer vokser i Nordland. Bedriftene her er langt mer optimistiske enn i Troms og Finnmark. I disse fylkene er det ofte kapasitetsutfordringer som trekkes frem. Bygger for 160 milliarder Tilgang på kvalifisert arbeidskraft er ett naturlig tema. Men ingen vet hvor mange arbeidsplasser utbyggingene i nord vil ende opp med å gi. Med utbyggingen av Aasta Hansteen, Johan

24 Offshore+

Castberg og Goliat investerer nemlig oljeselskapene, med Statoil og ENI Norge i spissen, rundt 160 milliarder kroner nord for Polarsirkelen. De tre gigantprosjektene har tent en ny gnist i Barentshavet og nord i Norskehavet. - Nå er Statoil godt etablert i Harstad. Vi ønsker å styre aktivitetene i nord fra nord. Nærhet til aktivitetene er viktig. Det samme gjelder verdiskaping i de nordlige områdene. Vi ønsker å være der industrien er, og at hele Norge får ta del i det. Nå er utfordringen å sikre at vi har nok kapasitet til å gjøre jobben på en sikker og effektiv måte. Folk skal kunne finne seg en jobb i nærmiljøet. Statoil ser viktigheten av å skape muligheter og arbeidsplasser, slik at folk ønsker å bli. Eksempelvis har folketallet steget i Hammerfest etter Snøhvit, har Erik Haaland, informasjonssjef for Arktis i Statoil sagt. Strides om antall jobber Ifølge rapporten «Industribyggerne» som ble utført av IRIS på oppdrag fra Norsk olje og gass har Nord-Norge rundt 5.500 ansatte i virksomheter knyttet til oljen. At dette skal øke er åpenbart, men hvor mye strides man om. Anslagene for hvor mange arbeidsplasser som vil komme i nord de neste årene spriker voldsomt. Erik Karlstrøm i North Energy har spådd 14.000. Ola Borten Moe 37.000 – riktignok dersom det også blir full åpning av Lofoten og Vesterålen. Informasjonssjef Roger Pedersen i Norsk olje og gass sier at foreningen ikke har beregnet hvilke konskevenser de nye storutbyggingene får for sysselsettingen i de nordligste fylkene.

aasta hansteen

KONTRAKTER

FAKTA AASTA HANSTEEN

Norway has a lot of f Current facilities on N Operatør: Statoil 75 prosent

Hyundai Heavy Industries er tildelt kontrakten for bygging av dekk med boligkvarter til Spar-plattformen på Aasta Hansteen. Verdien av kontrakten er omtrent 6,5 milliarder kroner.

Aasta Hansteen (tidligere Luva)

Kongsberg Oil & Gas Technologies AS (KOGT), et heleid datterselskap av Kongsberg Gruppen ASA, har inngått avtale med Statoil om leveranse av undervannsstrukturer, koblingssystemer og forgreininger til Polarled gassrørledning. Verdien på kontrakten er 380 millioner kroner.

Lokasjon: Norskehavet

Partnere: OMV 15 prosent, ConocoPhillips 10 prosent Havdyp: 1.300 Concrete

Utbyggingsløsning: Aasta Hansteen vil bli bygget ut med et flytende feltsenter og blir den første Spar-plattformen i Norge. Aasta Hansteen kan bli feltsenter for andre Fixedområde. steel fremtidige funn i samme

Kanfa Aragon har sikret seg en avtale med Hyundai og gjelder levering av et prosessanlegg på 250 tonn som tar vannmolekyler ut av gassen på feltet. Verdien er 60 millioner kroner.

Det store havdypet gir store tekniske utfordringer med tanke på utbygging. Utbyggingen blir trolig den dyreste på norsk sokkel de neste årene. Floating (not concrete)

Investeringskostnader: 34,2

Head Energy har inngått en viktig kontrakt for leveranse av ingeniørtjenester til Technip Houston/ Technip USA INC. Avtalen gjelder NORSOK-team i forbindelse med engineering/bygging av Aasta Hansteen.

Forventet nåverdi: 11,1 milliarder Årlige driftskostnader: 945 millioner Balanseprisen: Ikke oppgitt

Subsea

Planlagt produksjonsstart: 2015

Momek Group har signert en kontrakt med Subsea 7 for levering av 35 sugeankre til Statoils Aasta Hansteen. Subsea 7 er tildelt en kontrakt verdt rundt 2,2 milliarder kroner for 19 kilometer rørledning og fire stigerør. Prosjektet skal ledes av Subsea 7 sitt Stavanger-kontor og produksjonen skal skje ved basen på Vigra.

Forventet levetid: 9 år Norsk andel driftsfasen: 87 prosent Norsk andel investeringsfasen: 44 prosent

Foto: Norsk olje og gass

Aker Solutions har signert kontakt med Statoil om levering av subseasystemer til Aasta Hansteen-feltet. Kontrakten er verdt rundt to milliarder kroner og inkluderer opsjoner. Arbeidet inkluderer tre template manifold-strukturer, syv subsea-trær, brønnhoder, kontroller, workover og tie-in-systemer. Statoil har også tildelt Aker Solutions en kontrakt for levering av dypvannskabler til Norskehavsutbyggingen. Verdien av avtalen er oppgitt til 280 millioner kroner. Baker Hughes har en omfattende avtale med Statoil som gjelder for Aasta Hansteen også. Dette er leveranse av retningsboring, måling under boring (MWD), logging under boring (LWD), slamlogging, inkludert støtte og boreteknikktjenester på land hele døgnet. Technip er tildelt avtale med Statoil for bygging av skroget til Spar-plattformen. Kontrakten omfatter ingeniørarbeid, innkjøp, konstruksjon og transport av skroget, samt fortøyningssystemer og stigerør. Skroget vil være 195 meter langt. Estimert kontraktsverdi for dette oppdraget er på i overkant av 4 milliarder norske kroner. Statoil har tildelt IKM Ocean Design kontrakten for FEED Design, med opsjon for Detail Engineering, av feltrørene og kablene.

Ressursanslag: Antatt utvinnbart Typeog Snefrid volum, inkludert Haklang sør, er 47 milliarder standard Steel jacket kubikkmeter (Sm3) gass.

Leveranser i milliarder kroner

Nordland Troms Finnmark Totalt Nordland

Floating

2010

2011

2012

2013

0,34 1,54 2010 3,65 1,75

0,49 1,43 2011 3,75 1,83

0,74 1,36 2012 4,52 2,42

0,9 1,8 2013 5,47 2,7

Leveranser i1,83 milliarder kroner 2,7 1,75 2,42

Concrete gravity base

0,34 leveranser 0,49 0,74 0,9 Tromsviser oppgitt Tabellen til oljebransjen fra 2010 til 2012 og forventet nivå i 2013. Kilde:1,54 Levert-rapporten 2012. 1,43 1,36 1,8 Finnmark

FPSOs

Totalt

Sysselsatte etter4,52 bosted 5,47 3,75 - Utvinning av råolje og gass

3,65

Bosatt i Nordland Bosatt i Troms Bosatt i Finnmark BosattTilsammen i Nordland Bosatt i Troms Bosatt i Finnmark Tilsammen

Sysselsatte etter bosted 2010 2011 2012 - Utvinning av råolje og gass 358 382 411 323 389 2010 1.070 358

353 444 2011 1.179 382

406 458 2012 1.275 411

323 389 1.070

353 444 1.179

406 458 1.275

Tabellen viser antall ansatte i oljen de tre seneste årene i Nordland, Troms og Finnmark. Kilde: Statistisk Sentralbyrå

25 Offshore+

Floating

knarr Concrete gravity base FAKTA KNARR

Knarr (tidligere Jordbær) Operatør: BG Norge 45 prosent FPSOs Partnere: Idemitsu 25 prosent, Wintershall 20 prosent, RWE Dea 10 prosent Lokasjon: Nordsjøen Havdyp: 410 meter Utbyggingsløsning: Knarr består av funnet Knarr sentral(tidligere jordbær) og prospektet Knarr vest. Feltet skal bygges ut med havbunnsinnretninger knyttet opp mot et produksjonsskip med lager. Planlagt produksjonsstart er 2014.

Liten blant giganter

Investeringskostnader: 11,2 milliarder kroner Forventet nåverdi: 8,1 milliarder kroner (sist oppdatert: 2010) Balanseprisen: 47 dollar fatet

Bygger Knarr i nabolaget til tradisjonsrike kjemper.

Planlagt produksjonsstart: 2014

tekst: John Økland jo@offshore.no

Ressursanslag: 74 millioner fat olje og 300.000.000 Sm3 gass

Forventet levetid: 13 år

Det er ikke størst eller mest kjent. Men Jordbærfunnet fra 2008 skiftet navn til Knarr for å bli nabo med flere kjenninger nord i Nordsjøen. Kan bli samlingspunkt For det er tett mellom oljefeltene i denne regionen. Det er i dag 26 felter i produksjon her og tre nye er på vei. Knarr kommer nemlig på toppen av Martin Linge og Valemon. Fra før ligger felt som Statfjord, Gullfaks, Gjøa, Kvitebjørn,Troll og Oseberg her - for å nevne noen. Utbyggingen av Knarr sentral og Knarr vest anslås å inneholde mellom 79 og 95 millioner fat oljeekvivalenter. Rettighetshaverne planlegger å bygge ut Knarrfeltet med tre havbunnsinnretninger knyttet opp til et flytende produksjonsskip med oljelager. Investeringene er anslått til 11,2 milliarder kroner. I tillegg kommer leiekostnader til flyteren, som over en seksårsperiode vil beløpe seg til mellom 5 og 6 milliarder kroner. Det finnes også andre funn i området som potensielt kan bli bygget ut ved å knyttes opp til Knarr-skipet. Vurderte landstrøm Oljen vil bli lastet over på tankskip og gassen vil transporteres i en ny gassrørledning til St. Fergus i Storbritannia. Knarr sentral vil bli produsert ved hjelp av to produksjonsbrønner og to injeksjonsbrønner. Utvinningsstrategien er basert på trykkvedlikehold ved vanninjeksjon. Både produsert vann og sjøvann vil bli injisert i reservoaret. Energibehovet for Knarr er i oppstartsfasen på om lag 32 MW, men synker etter 5 år til om lag 24 MW. Kraftbehovet vil dekkes av tre 15 MWs gassturbiner på flyteren. Turbinene vil ha lav-NOx-teknologi. Operatøren har vurdert elektrifisering av flyteren ved å hente kraft fra land eller nærliggende installasjoner. Tiltakskostnadene gjør en slik løsning uhensiktsmessig. Gir 11.000 årsverk Utbygging og drift av Knarr sentral og prospektet

KONTRAKTER

Knarr ligger omtrent 120 kilometer vest for Florø i den nordlige delen av Nordsjøen.

Knarr vest vil gi sysselsettingseffekter på både nasjonalt og lokalt nivå. Utbyggingen vil i følge konsekvensutredningen for feltet bidra til 11.000 årsverk på landsbasis mellom 2011 og 2014. I utredningen er de totale norske sysselsettingseffektene av drift av feltet beregnet til vel 650 årsverk. Utbygging og drift av Knarr vil bidra til lokale sysselsetting. Logistikk- og helikopterbase vil legges til Florø. I tillegg vil en driftsenhet lokaliseres til basen i Florø. Operatøren oppgir at samlet kan base- og driftsenheten utgjøre mellom 10-15 årsverk i Florø. Feltledelsen vil legges ved operatørens hovedkontor i Stavanger. Leverandøren av flyteren vil ha noe personell tilknyttet teknisk støtte, administrasjon og andre kjernetjenester ved sitt hovedkontor. Operatøren vil samarbeide med regionale næringsorganisasjoner og leverandørnettverk for å bidra til at det regionale næringslivet kan kvalifisere seg for leveranser til feltet. FPSO-en og havbunnsramene er nå under bygging. Boring av utvinningsbrønner starter i år og produksjonsstart er planlagt til mai 2014.

26 Offshore+

Teekay har inngått en kontrakt med BG Norge for en FPSO som skal brukes på Knarr-feltet. Avtalen er på minimum seks år pluss opsjoner. De har tildelt DOF Subsea en kontrakt for fortøyning, transport og sammenstilling av en FPSO på Knarr-feltet. Knarr-operatøren har også signert en avtale med AGR Enhanced Drilling for to systemer til bruk på feltet. Subsea 7 er tildelt en SURF-kontrakt (subsea, kontrollkabler, stigerør og brønnstrømrør) verdt 2,4 milliarder kroner for utviklingen av Knarr-feltet i Nordsjøen. Offshoreaktiviteten foregår frem til våren 2014. Rosenberg WorleyParsons AS er tildelt en kontrakt fra Subsea7 for levering av 12 tilpasningsrør (tie-in spools) til undervannsdelen av BGs Knarr-utbygging. Arbeidet har startet og vil bli ferdig tidlig i 2014. Inmaco har inngått en kontrakt med Samsung for leveranse av brannvernutstyr til Knarr FPSO som bygges for TeekayPetrojarl.

SIVILINGENIØR

Leverandør for olje- og gass industri Med utgangspunkt i koblingsteknikk har Sivilingeniør J.F. Knudtzen AS vært leverandør til norsk industri i snart 60 år. Bedriften har i dag 38 ansatte med hovedkontor og logistikksenter etablert på Billingstad rett utenfor Oslo. Sivilingeniør J.F. Knudtzen AS utfører salg – prosjektering – teknisk support av produkter og tjenester for olje- og gass industri. Vi jobber innenfor følgende fokusområder:  Koblingsteknikk  Merking  Automasjon  PREfabrikerte løsninger

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

For mer informasjon se:

www.jfknudtzen.no

BECHER Maskinering AS

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

27 Offshore+

VI M SK ER A VE PE RD R I

Besøk oss på stand J-5608

gudrun

Gudrun ligger omtrent 55 kilometer nord for Sleipner i midtre Nordsjøen.

Statoil shoppet da prisene var lave og leverandørene trengte oppdrag.

Ble 2 milliarder b tekst: John Økland jo@offshore.no / Glenn Stangeland gs@offshore.no

Gudrun-utbyggingen i Nordsjøen ligger an til å bli hele 2 milliarder billigere enn opprinnelig investeringsramme på 21 milliarder kroner. – Vi fikk gode priser da vi tildelte kontrakter i 2010, i et marked preget av finanskrisen, sier Margaret Øvrum, konserndirektør i Statoil.

- Kvalitet er et nøkkelord for å levere prosjekter på tid og kost. Anders Opedal, Statoil

- Alle har bidratt Det var en vinn-vinn situasjon. Gudrun-lisensen fikk gode priser, leverandørene fikk helt nødvendige kontrakter. Men også andre momenter påvirker sluttregningen. – Minst like viktig er streng endringskontroll underveis og et sterkt driv i hele Gudrun-organisasjonen for å klare dette sparemålet. Alle fagfelt har bidratt, sier Øvrum. Gudrun er en av de få store utbyggingene som faktisk har blitt billigere enn beregnet. Både Skarv, Valhall, Goliat og Yme har til sammen sprukket med titalls milliarder kroner. - Gudrun er god erfaring for oss når det gjelder måten å jobbe sammen med norske og internasjonale leverandører på, levere på tid og kost og med rett kvalitet i forhold til den store prosjektporteføljen som ligger foran oss, sier Anders Opedal, direktør for prosjekter i Statoil. Alle verdens hjørner Understellet er laget i Verdal, boligkvarteret er laget på Stord, plattformmoduler er fra Thailand og helikopterdekket er fra Kina. Prosjekteringen av Gudruns dekk er utført i Singapore, mens modulene er bygget i Polen, Haugesund og Thailand. - Kvalitet er et nøkkelord for å levere prosjekter på tid og kost. Vår erfaring er at kvaliteten på byggeklossene på Gudrun er nokså lik, enten modulene er produsert i Østen eller i Europa. Som operatør er det en av våre hovedoppgaver å påse at leverandørene etterlever tekniske og operasjonelle krav, sier

28 Offshore+

Opedal. Det er Aibel som leverer dekket, stålunderstellet er utarbeidet av Aker Solutions og transport og installasjon er foretatt av Saipem. I tillegg kommer en rekke underleverandører fra tre ulike verdensdeler. - Et samarbeid mellom dyktige norske og internasjonale leverandører er helt avgjørende for å sikre lønnsomhet og kvalitet i konkurranse med store internasjonale oljeselskaper, sier Opedal. Mange små grep Statoil skal levere 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020. Antall prosjekter, og spesielt svært store prosjekter, har økt de siste årene og det vil fortsette å øke. Gudrun er et eksempel på hvordan prosjektgjennomføring vil foregå i tiden framover. Gudrun-utbyggingen har tatt flere smarte grep for å hindre overskridelser på tidsplan og kostnader. Innsparingen er, ifølge Statoil, et resultat av: Grundig planlegging med en overordnet plan som alle delprosjektene har en felles forståelse av og eierskap til. Tett oppfølging av de ulike leverandørene. Prosjektet har blitt delt inn i mye mindre budsjetter for å stimulere og synliggjøre besparelser. Streng endringsstyring har også forhindret eskalering av delprosjekter. – Ved å benytte eksisterende infrastruktur for prosessering og transport fra Sleipner er det lønnsomt å bygge ut nye felt i området rundt. Fra 2014 blir Gudrun en viktig bidragsyter for å opprettholde produksjonen framover.

Current facilities on N

gudrun

Concrete

FAKTA GUDRUN Operatør: Statoil 75 prosent Partnere: GDF Suez 25 Fixed steel prosent Lokasjon: Nordsjøen Havdyp: 110 Utbyggingsløsning: Gudrun Floating (not concrete) bygges ut med en plattform stående på havbunnen, med tradisjonelt stålunderstell (jacket). Plattformen får prosessanlegg for delvis behandling av olje og gass, før Subsea hydrokarbonene sendes i rør til Sleipner-feltet. Investeringskostnader: 19,2 milliarder Forventet nåverdi: 6,2 milliarder Årlige driftskostnader: 350 millioner Balanseprisen: 56,7 dollar Planlagt produksjonsstart: Type 2014 Forventet levetid: 11Steel år jacket Norsk andel driftsfasen: 84 prosent

Foto: Kjell-Arve Tysnes, Statoil

Ressursanslag: 127 millioner fat olje

billigere enn planlagt Floating

Concrete gravity base

KONTRAKTER Statoil har tildelt Bilfinger Industrier ISO-rammekontrakt på vedlikehold av Gudrun-plattformen. Avtalen har en varighet på fire år, med opsjon på to pluss to år. Kontraktsverdien er ikke oppgitt.

350 millioner kroner.

Statoil har tildelt Fabricom AS kontrakt for vedlikehold og modifikasjoner på Gudrunplattformen, med oppstart i august 2013 og varighet frem til august 2020 inkludert to opsjoner på to år. Kontrakten består i tillegg av en opsjon for at Fabricom kan utføre vedlikehold og modifikasjon på Gina Krog-plattformen som er under bygging. Den estimerte totale verdien av kontrakten er beregnet til 800 millioner kroner.

Halliburton har sikret seg flere langtidskontrakter for boring på Gudrun og Brynhild. Ifølge avtalene skal selskapet stå for boring, loggføring, sementering, borevæsker og utstyr og tjenester knyttet til avslutning av brønnene på de to HPHT-feltene (høyt trykk, høy temperatur, red. anm). Halliburton antyder i en pressemelding at avtalene har en potensiell totalverdi på over 200 millioner dollar, eller rundt 1,1 milliarder kroner.

Sontum er tildelt rammeavtalen for levering av brann- og sikkerhetsutstyr, vedlikehold av dette - samt kursing og testing. Avtalen omfatter alle Statoilopererte plattformer i Nordsjøen.

Statoil tildelte Cameron en kontrakt for leveranser av brønnhoder og surfacetrær til bruk ved høyt trykk og høy temperatur i utbyggingen av Gudrun-feltet. Avtalen, som har en verdi på rundt 530 millioner kroner, omfatter også opsjoner for utbyggingene av Valemon og Brynhild.

Technip er tildelt to kontrakter for undervannsarbeid i på Statoils gasskompresjonsprosjekt på Åsgard og Gudrun og Valemonutbyggingene. Verdien av kontraktene er på tilsammen rundt

AF-selskapet Mollier har inngått intensjonsavtale med Aibel om leveranse av HVAC-utstyr til Gudrun. Avtalen var verdt 20 millioner kroner.

Bergen Group Dreggen vant en kontrakt fra Aibel for levering av fire kraner til dekket på Gudrun-

29 Offshore+

plattformen. Total ordreverdi er 10-15 millioner kroner Emas AMC er tildelt en EPCIkontrakt (engineering, procurement, construction and installation) fra Statoil for levering og installering av en undervanns strømkabel, med tilhørende leveranser, på Gudrun. Selskapet estimerer kontraktsverdien til 240 millioner kroner. TS Group med TS-Technology har vunnet en kontrakt for produsertvann-anlegg med Statoil. Selskapets egenutviklede CFU (Compact flotation unit) installeres på Gudrun. I tillegg skal Aker Midsund levere to separatorpakker til Aibel, som skal monteres på Statoils Gudrunprosjekt. Denne kontrakten er verdt 60 millioner kroner. Bjørge Eureka skal levere brannvanns-pumper, kondensatpumper og en nødgenerator til en samlet verdi av 70 millioner kroner og utstyret skal leveres i fjerde kvartal 2011. Apply Leirvik vant kontrakten på å bygge boligmodul og helikopterdekk til Gudrun. Kontraktsverdien er

FPSOs

over 250 millioner kroner. Oppdraget var å bygge en ny boligmodul på til sammen 2000 kvadratmeter med en kapasitet på 40 enkle lugarer, rekreasjonsområder, administrasjonssenter, kontrollrom samt alle andre nødvendige fasiliteter for å drive et offshorehotell. Statoil ga Gudrun-oppkoblingen til Sleipner til Aker Solutions. Det betyr 900 kontraktsmillioner til Aker Solutions. Sleipner skal behandle olje og gass fra Gudrunplattformen i tillegg til å levere strøm til Gudrun-plattformen. Statoil tildelte kontrakten for bygging av dekket på Gudrunplattformen til Aibel. Kontrakten omfattet ingeniørarbeid, innkjøp og fabrikasjon av plattformdekk med prosessanlegg og sammenkobling med stålunderstellet. Kontrakten hadde en verdi på cirka 2,7 milliarder kroner. Aker Solutions vant fått kontrakten for ingeniørarbeider, innkjøp og fabrikasjon av plattformunderstellet på Gudrun. Aker Solutions får 450 millioner kroner for stålunderstellet.

gina krog

Gina Krog ligger omtrent 30 kilometer nordvest for Sleipner A-innretningen i midtre Nordsjøen.

Dersom Statoils Gina Krogutbygging skal blir butikk, tåler den ikke særlig dupp i oljeprisen.

Gina krever oljepris over 77 dollar tekst: John Økland jo@offshore.no / Glenn Stangeland gs@offshore.no

Gina Krog er den utbyggingen som per i dag har høyest balansepris på norsk sokkel. Det viser en gjennomgang Offshore.no har gjort at de kommende feltene i Norge. Kompleks og marginal For at Gina Krog skal bli lønnsomt, må oljeprisen holde seg over 77 dollar fatet. - Gina Krog ble funnet allerede på 70-tallet og har vært vurdert bygget ut ved flere anledninger siden. I 2007 ble det påvist olje og gass i nabostrukturen Gina Krog Øst. Reservoarene er komplekse og krevende og økonomien har vært marginal, noe som er med på å forklare hvorfor feltet ikke er bygd ut tidligere, opplyser Statoil.

Feltets nåverdi er beregnet til 12,7 milliarder kroner, med en forutsatt oljepris på 94 dollar fatet og en gasspris på 2,07 kroner per kubikkmeter gass. I tillegg forutsetter Statoil at prisene vil øke med 2,5 prosent årlig fra 2021 til 2030. Samtidig påpeker Statoil at feltet har positive effekter for andre felt og funn i området. Hjelper Sleipner og Gudrun - Ved å bygge ut nå kan vi benytte eksisterende infrastruktur i området, noe som er med på å gjøre utbyggingen lønnsom. I tillegg til selve utbyggingen av Gina Krog vil volumene fra feltet bidra til å forlenge levetiden til andre felt i området, inkludert Sleipner og Gudrun, har tidligere informasjonssjef Ola Anders

Balansepris - dollar per fat Edvard Grieg Knarr

Grafen viser hvilken oljepris prosjektet trenger for å gå i null. Tallene er hentet fra Stortingsproposisjonen til hvert felt og kan ha endret seg.

Valemon Goliat Gudrun Martin Linge Ivar Aasen Gina Krog 40

30 Offshore+

Current facilities on N

gina krog

Concrete

FAKTA GINA KROG Skauby sagt. Mens andre aktuelle utbygginger ligger mellom 40 og 60 dollar fatet, er Gina Krog å regne som langt mer sårbar for oljeprisen og skatteregler som rammer marginale felter. Nå slipper feltet unna skattereglene, men det kunne fort blitt ofret. - Ville Gina Krog blitt bygget ut dersom de nye skattereglene ble lagt til grunn? - Den foreslåtte reduksjonen i friinntekten i petroleumsskatten reduserer attraktiviteten til fremtidige prosjekter, særlig for marginale felt. Vi ønsker ikke å spekulere i hva utfallet ville blitt dersom Gina Krog var omfattet av reglene. Lang historie Gina Krog, som opprinnelig var et mindre gassfunn

like nord for Sleipner, er et felt som har vært vurdert bygget ut ved flere anledninger siden det ble funnet i 1974. Da det ble påvist olje og gass i nabostrukturen Gina Krog Øst (tidligere Dagny) i 2007, ble landskapet rundt Gina Krog vurdert på nytt. Videre avgrensning i perioden 2008 til 2011 konstaterte sammenheng mellom Gina Krog og Gina Krog Øst og betydelige oljemengder under hele strukturen. Utviklingen av Gina Krog, som blir blant Statoils nye store utbygginger med antatt 225 millioner fat olje- og gass, viser hvor viktig det er å lete og utvikle felt i modne områder med etablert infrastruktur. Det gjør at Statoil kan forlenge levetiden og utnytte den ledige kapasiteten på Sleipner i mange år framover.

Gina Krog (tidligere Dagny) Operatør: Statoil 58,7Fixed steel prosent Partnere: Total E&P Norge 38 prosent - Det norske 3,3 prosent Lokasjon: Nordsjøen Floating (not concrete) Havdyp: 115 meter Utbyggingsløsning: Feltet planlegges bygget ut med en bunnfast innretning med brønner, prosessanlegg Subsea for olje og gass og boligkvarter. Denne innretningen vil være tilknyttet et skip for lagring av olje. Gassen vil bli fraktet i rørledning til Sleipner for videre prosessering. Boring av brønnene vil skje med jack-up. Innretningen har 20 brønnslisser, hvorav 14 av disse er Type planlagt brukt for de påviste segmentene på Gina Steel Krog.jacket Åtte av brønnene er planlagt som horisontale oljeprodusenter, tre som gassinjektorer og tre som gassprodusenter. Boligkvarteret består av 6 etasjer med et samlet areal på 3600 kvadratmeter. Floating Det har 70 enkle lugarer, kontorer, rekreasjonsområder, skifterom, sentralt kontrollrom og helikopterdekk Investeringskostnader: 31,2 milliarder kroner Concrete gravity base Forventet nåverdi: 12,7 milliarder kroner Årlige driftskostnader: 1 milliard kroner FPSOs

Balanseprisen: 77 dollar fatet Planlagt prouduksjonsstart: 2017 Forventet levetid: 16 år Norsk andel: 40 prosent i utbyggingsfasen - 74 prosent i driftsfasen

Gina Krog

Ressursansalg: 225 millioner fat o.e.

KONTRAKTER Statoil leier en helt ny CJ70-rigg fra Maersk Drilling. Avtalen strekker seg over fire år og er verdt 3,6 milliarder kroner. Produksjonsboringen er planlagt å starte sommeren 2015 ved å forbore gjennom jacket før plattformdekket installeres sommeren 2016. Baker Hughes er tildelt en større kontrakt med Statoil som omfatter Gina Krog. Den omfatter integrerte boretjenester som omfatter i hovedsak alle nedihullssensorer brukt under boring. Disse kan deles i to hovedkategorier: MWD (measurements while drilling; retningsmålingsutstyr) og LWD (logging while drilling; sensorer for måling av formasjon samt temperatur og trykk i brønnen). Kontrakten omfatter også tjenester som mudlogging og seismic while drilling.

Aibel vant oppdraget med å videreutvikle konseptet for dekket til Gina Krog-plattformen. Kontrakten med Statoil er verdt rundt 80 millioner kroner. Aker Solutions har en avtale på et tie in-prosjekt av fra gass fra Gina Krog til Sleipner A. EPCICIkontrakten er verdt 650 millioner kroner. Emerson Process Management AS har en rammeavtale for levering av trykk- og temperaturmåleutstyr til alle Statoils gamle og nye installasjoner og anlegg – herunder Gina Krog. Gina Krog-dekket bygges av Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering. Kontrakten har totalt estimert verdi på 6,1 milliarder norske kroner.

Offshore+

Apply bygger boligkvarteret på Stord. Det er 6 etasjer med et samlet areal på 3.600 kvadratmeter. Det har 70 enkle lugarer, kontorer, rekreasjonsområder, skifterom, sentralt kontrollrom, helikopterdekk samt alle andre nødvendige fasiliteter for å drive et offshorehotell. Ocean Installer har blitt tildelt en EPCI-kontrakt for havbunnsinstallasjoner og oppkoblingsoperasjoner på de Statoil-opererte feltene Gina Krog og Eirin. Den totale kontraktsverdien er på cirka 500 millioner norske kroner. Offshorearbeidet vil finne sted i 2015 og 2016 og Ocean Installer kommer til å benytte undervannskonstruksjonsfartøyene Normand Mermaid, Normand Clipper og Normand Vision.

Teekay Offshore Partners L.P. har inngått en avtale med Statoil om å levere en flytende lager og avlastningsenhet (FSO) til Gina Krog. Kontrakten vil betjenes av en ny FSO-enhet som er ombygget fra et skytteltankskip, bygget i 1995, Randgrid, som nå eies med 67 % av Teekay Offshore. Det ansvarlige selskapets del av ombyggingsprosjektet er ventet å ferdigstilles for en totalkostnad på rundt 220 millioner dollar, inkludert kostnadene for å overta de resterende 33 prosent eierandelene i skytteltankskipet Statoil har tildelt Floatel International en kontrakt for leie av flotell på Gina Krog-feltet. Leieperioden har oppstart i midten av 2016, og skal gå over syv måneder.

feltutbygging

Minner om våre kloke hoder Petoro bekymrer seg ikke for Asia-kontraktene som forsvant. tekst: Ane Madsen am@offshore.no

– Topsidekontrakter som går til Asia har fått stor dekning i media. Det dreier seg om mellom fem og ti prosent, men vi har fortsatt mye igjen her hjemme og det må vi ikke glemme, sier Tor Rasmus Skjærpe, direktør for strategi og forretningsutvikling i Petoro. Leverer for 350 milliarder Mellom 2003 og 2012 har økningen i innkjøp vært på seks prosent. Lønnskostnadene har også økt med mellom fem og seks prosent årlig i samme periode. Men er vi likevel effektive og konkurransedyktige i Norge? – Innen mange segmenter er vi det. Norske oljeserviceselskaper leverer for 350 milliarder nasjonalt og internasjonalt. Vi ser også hvor konkurransekraften står sterkest. Det er på topside - og prosessutstyr, rigg og boretjenester,

transport og logistikk, subseautstyr og installasjon. Norge er konkurransedyktig på intellektuell arbeidskraft, sier Skjærpe. Må vurdere risikoen Skjærpe trekker også frem at norsk industri taper plattformkontrakter. Utenlandske kontrakter har bare rundt 30-40 prosent norske leverandører. – Forskjellen ligger på 90 kroner per kilo. For utenlandske verft er prisen 300 kroner per kilo. For norske verft er prisen 390 kroner. Men i utlandet står vi også overfor andre utfordringer, som at det kreves oppfølging av personell on site, produktet er gjerne ikke ferdigstilt før det skal transporteres, og gjennomføringstiden på prosjektet blir ofte lenger enn planlagt. Det er ikke sikkert du ender opp med det sluttresultatet som var utgangspunktet i starten. Utlandet kan bidra til konkurranse og dempe kostnadsvekst, men risikoelementene må vurderes nøye, sier Skjærpe.

Danish Offshore Solutions DANISH OFFSHORE SOLUTIONS The flexibility of the Danish offshore and energy industry and its innovative ability explains why Danish equipment, products and know-how are well-known and have been respected in the market for several years.

- meet us at OTD 2013 Hall C - Stand 3104

Meet the Danish companies in Hall C - stand 3104 Norremarksvej 27 • 9270 Klarup • Denmark Tel. +45 98 31 77 11 • Fax +45 98 31 77 55 • info@offshore-denmark.dk

www.offshore-denmark.dk - your key to Danish offshore suppliers!

32 Offshore+

and more...

feltutbygging

DECK EQUIPMENT

Meet us at OTD Stavanger 23.-24. Oct Stand No. J5015

For demanding conditions NDM has long and extensive experience in delivering

Photo: Rune Johansen, Statoil.

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

Ship to ship bunter reels

Active heave compensated winches

BOP Cranes

A Frames

Spooling systems for umbilical

Skidding & handling Systems

Drill floor winches

Riser gantry cranes

Umbilical winches

Spooling systems for cable

Cable baskets

Address: Ulvenvegen 34, N-5200 Os, Norway

Phone: +47 56 30 32 80

33 Offshore+

Fax: +47 56 30 32 82

E-mail: office@ndm.no

Current facilities on NCS by type and weight:

Concrete

Number

Weight (metric tonnes)

480,000 (topsides)

oseberg delta 2

FAKTA OSEBERG DELTA 2

+ 4,600,000 (concrete substructures)

Operatør: Statoil 49,3 prosent Partnere: Petoro 33,6Fixed steel prosent, Total E&P Norge 14,7 prosent, ConocoPhillips 2,4 prosent Lokasjon: Nordsjøen Havdyp: 100 meter

Floating (not concrete)

Utbyggingsløsning: Oseberg Delta 2 ble oppdaget i 2008. Feltet ligger ligger cirka 14 kilometer sørvest for Oseberg feltsenter i Nordsjøen. Subsea

Utbyggingsløsningen planlegges som en havbunnsløsning som fases inn mot Oseberg feltsenter. Dette er Statoils ellevte såkalte hurtigutbygging. Et konsept som går ut på å kutte ned tiden fra funn til produksjon. PUD ble levert til myndighetene i Mai 2013 og ventet produksjonsstart er 4. kvartal Type 2014. Investeringskostnader: 8 jacket milliarder Steel kroner Planlagt produksjonsstart: 2014 Forventet levetid: 14 år Ressursanslag: 29 millioner Floating olje og 7,7 milliarder Sm3 gass.

1,000,000

715,000

348

118,000

Små og kjappe felt på bunn No of installations 2010-2015 / 2015-2020

Statoils hurtigutbygginger gir liv til det som en gang var små pytter. tekst: John Økland jo@offshore.no

KONTRAKTER Concrete gravity base

Reinertsen er tildelt Oseberg Delta 2 topside-prosjektet på Oseberg feltsenter av Statoil. Kontrakten omfatter FPSOs ingeniørtjenester, anskaffelser, prefabrikasjon og installasjonsarbeider (EPCI) til en verdi av 300 millioner kroner. Arbeidsomfanget omfatter blant annet: - Installasjon ny HPU og nye SPCU, SCU og HTP - Oppkopling til metanol og nye kjemiske enheter - Ombygging av mottakssystem for olje - Nye rør modifikasjoner på gassinjeksjonssystemet Subsea 7 er tildelt en avtale med Statoil for rørlegging og subseainstallasjon til Oseberg Delta 2-feltet. Avtalen er verdt over 900 millioner kroner. Produksjonen vil skje fra Vigra. Offshore-operasjoner tar til tidlig neste år. FMC Technologies skal levere subseautstyr verdt 850 millioner kroner til Statoils hurtigutbygging Oseberg Delta 2. Avtalen omfatter fem subseatrær, fem brønnhoder, to manifolder, kontrollsystemer og annet relatert utstyr. Alt skal leveres fra FMCs avdelinger i Norge og Skottland.

Tiden fra et funn blir gjort til feltet blir satt i produksjon skal ned. Kostnadene skal barberes og Statoil har løsningen. Svaret heter Fast Track, eller hurtigutbygging. Slutt på skreddersøm Oljegiganten sitter ikke stille og ser på at oljeproduksjonen på norsk sokkel avtar. For å holde trykket oppe satset de på dette konseptet som innebærer en langt mer effektiv måte å hente opp nye oljedråper på fra småfunn. Halvparten av den norske oljen og gassen ligger fortsatt under havbunnen, men i de åpne områdene har det vært et stykke mellom store enkeltfunn. Derfor dropper de skreddersømmen i småprosjekter og går for standardisering. Halverer tidsbruk – øker gevinsten De modne delene av norsk sokkel kjennetegnes ved en forventet produksjonsnedgang for flere av de store feltene. På denne bakgrunn planlegger selskapet tilførsel av om lag 650.000 fat ny produksjon per dag i 2020 for å opprettholde dagens produksjonsnivå. Statoil er operatør for en stor del av infrastrukturen i de etablerte områdene. Utnyttelse av eksisterende infrastruktur er en av nøklene for å gjøre denne porteføljen lønnsom, i tillegg til utvidet levetid på eksisterende installasjoner og transportløsninger. Gevinsten ved å unngå skreddersydde løsninger er en halvering av tid fra funn til produksjon fra fem til 2,5 år, forventet kostnadsbesparelse på 30 prosent og styrket

34 Offshore+

lønnsomhet i marginale funn. Løfter produksjonen alt neste år Hurtigutbyggingene vil også stå for en betydelig produksjon. Statoils ambisjon er at feltene til sammen skal produsere 100.000 fat oljeekvivalenter daglig i 2014. - En annen viktig årsak til at vi har klart å få prosjektene i produksjon med gode HMSresultat innenfor planlagte tids- og kostnadsrammer er at vi har valgt å sette ressurser inn i prosjektene på et tidlig tidspunkt. Vi har ønsket å ha kontinuitet gjennom flere av prosjektene. På den måten utvikles gode team over tid, og dette er noe vi tar med oss inn i neste fase med Delta 2, sa direktør for feltutvikling på norsk sokkel Ivar Aasheim ved innlevering av PUD på Oseberg Delta 2 – Statoils ellevte hurtigfelt.

Statoils fast track-prosjekter skal halvere normaltiden for utbygginger fra 5 til 2,5 år. (Foto: Statoil)

Fixed steel

svalin Floating (not concrete)

FAKTA SVALIN

Operatør: Statoil 57 prosent Partnere: Petoro 30 prosent, Subsea ExxonMobil 13 prosent Lokasjon: Nordsjøen Havdyp: 120 meter

Fast track - skaper store verdier Nåverdiprofil

Balansepris 50

150

Utbyggingsløsning: Svalin ligger omtrent 6 kilometer sør for Grane, innenfor Grane/ Balder-området i Nordsjøen. Type av Norsk C-strukturen ble oppdaget Hydro i 1992 og M-strukturen av StatoilHydro i 2008. Steel jacket Funnet skal bygges ut med en havbunninnretning knyttet til Grane. Svalin vil få elektrisk kraft fra Grane og vil inngå som en integrert del av driften Floating av det eksisterende Grane-feltet. Produksjonsstart er ventet sent i 2013 eller i 2014.

0 Andre utbygginger

Fast track

Johan Castberg

Fast track

Investeringskostnader: 4,5 milliarder kroner Concrete gravity base

Planlagt produksjonsstart: 2014

Ressursanslag: 75 millioner fat olje

FPSOs

Skuld

Hyme

Fast track Mulige fast track

Stjørdal

Letebrønner i år med potensiale som fast track

KONTRAKTER Nyhamna

Subsea 7 er tildelt en SURF-kontrakt med Statoil for Svalin. Arbeidet omfatter transport og installasjon av subseastrukturen og tilhørende rørledninger fra feltet til Graneplattformen. Verdien er 458 millioner kroner.

Visund Nordøst Visund Nord Visund Sør Fram Gullfaks Rimfaksdalen Gullfaks Sør

Aker Solutions har fått en kontrakt med Statoil for engineering, innkjøp og konstruksjon av et subsea produksjonssystem til Svalin-feltet. Verdien på avtalen er rundt 400 millioner kroner. Leveransen omfatter to subseatrær, template, kontroll-, brønnhode- og fjernstyringssystemer.

Kollsnes Bergen

Oseberg Delta 2 Stjerne

Vilje Sør Kårstø Svalin

Kontrollsystem, Svalin. Foto: Aker Solutions

Stavanger

Illustrasjonskilde: Statoil

Reinertsen er gitt ansvaret for prosjektering, bygging og installasjon i forbindelse med modifikasjonen av prosessanlegget på Grane. Svalinkontrakten har en verdi på 450 millioner kroner inkludert opsjon. Statoil har leid inn boligriggen Prosafe-eide Regalia til Svane/Grane. Verdien er på 47,3 millioner kroner.

35 Offshore+

ivar aasen

Ivar Aasen ligger omtrent 30 kilometer sør for Grane og Balder i midtre Nordsjøen.

Ivar Aasen-utbyggingen må samordnes med Norway has a lot of f nabofelt.Current facilities on N

Presset til å bygge sammen tekst: John Økland jo@offshore.no / Glenn Stangeland gs@offshore.no

Utbyggingen av Ivar Aasen og Edvard Grieg blir gjennom samordning av feltene. Det skjer etter påtrykk fra myndighetene for å sikre mest mulig effektiv utbygging. Kunne ikke tvinge Oljedirektoratet var ikke tilfreds med samarbeidet mellom nordsjønaboene Ivar Aasen og Edvard Grieg (tidligere Luno og Draupne). Myndighetene påla oljeselskapene å samordne utbyggingene, men fikk bare delvis gehør. Og et hull i lovverket gjorde at man ikke kunne tvinge selskapene til en unitisering - slik ønsket fra OD åpenbart var. “En samordning av selve virksomheten ble oppnådd i forbindelse med utbyggingen av Ivar Aasen og Edvard Grieg. Samtidig var det ODs klare vurdering at ytterligere verdier kunne vært oppnådd dersom loven hadde åpnet opp for også å fordele ressursene i de to funnene. På tross av tydelig påtrykk fra myndighetenes side, var det ikke vilje hos partene til å samordne”, skriver Oljedirektoratet i dokumenter Offshore.no har fått tilgang til.

Kjenner seg ikke igjen Det norske, som er operatør for Ivar Aasen-feltet, kjenner seg ikke igjen i denne virkelighetsbeskrivelsen. - Vi ønsker ikke å kommentere en korrespondanse mellom myndigheter. Men Det norske bekrefter at den samordning som etterlyses ble oppnådd i forbindelse med utbyggingen av Ivar Aasen og Edvard Grieg. Denne samordningen er nå grunnlaget for utbyggingen av Aasen, sier kommunikasjonsdirektør Torgeir Anda til Offshore.no. Vil endre loven For å unngå å havne i liknende situasjoner, tar Oljedirektoratet nå til orde for en endring av lovverket. Slik regelverket er i dag, er det rettslig grunnlag for å fastsette samordning av virksomheten, men ikke av selve fordelingen av ressursene. En slik unitisering kan bare tvinges fram når ett funnet strekker seg over flere lisenser. “Ivar Aasen/Edvard Grieg-saken har avdekket en utilsiktet svakhet i regelverket som best kan rettes

Concrete

FAKTA IVAR AASEN Ivar Aasen (tidligere Draupne) Operatør: Det norske 35 steel Fixed prosent Partnere: Statoil 50 prosent, Bayerngas 15 prosent Lokasjon: NordsjøenFloating (not concrete) Havdyp: 112 meter Utbyggingsløsning: Ivar Aasenutbyggingen omfatter utvinning av ressursene i tre funn, Subsea Ivar Aasen (PL 001B) Hanz (PL 028B), og West Cable (PL 001B OG pl 242), i blokkene 16/1 og 25/10. Feltene bygges ut med en bemannet produksjonsplattform plassert over Ivar Aasen-reservoaret og et undervannsanlegg på Hanz knyttet opp mot Ivar Aasenplattformen via strømningsrør og Type kontrollkabel. Den faste produksjonsinnretningen skal knyttes til Steel jacket Edvard Grieg-innretningen. Investeringskostnader: 24,7 milliarder kroner Forventet nåverdi: 12,6 milliarder kronerFloating Årlige driftskostnader: 850 millioner kroner Balanseprisen: 65,7 dollar fatet Planlagt prouduksjonsstart: Concrete 2014 gravity base Forventet levetid: 15 år Norsk andel: 50 prosent i utbyggingsfasen - 93 prosent i driftsfasen FPSOs

Ressursansalg: 150 millioner fat o.e.

36 Offshore+

ivar aasen

KONTRAKTER Boring Maersk Drilling har en femårskontrakt med om en oppjekkbar borerigg for Ivar Aasen. Boreriggen er under bygging i Singapore og leveres første kvartal 2015. Avtalen er på 2,3 milliarder kroner. Plattformdekket Det er på 13.700 tonn pg skal bygges av SMOE i Singapore. Dekket skal være ferdig i mars 2016 og kontrakten har en verdi på rundt 4 milliarder kroner. Boligkvarteret til Ivar Aasen skal bygges av Apply Leirvik på Stord. Verdien på avtalen er 450 millioner. Stålunderstellet Skal bygges av Saipem på Sardinia. Understellet er 138 meter høyt og den totale vekten med pæler er 14.400 tonn. Kontrakten er på 709 millioner kroner. Siemens skal levere kontroll- og kommunikasjonssystemet til plattformen.

Slik regelverket er i dag, er det rettslig grunnlag for å fastsette samordning av virksomheten, men ikke av selve fordelingen av ressursene. gjennom en justering og tydeliggjøring av lovteksten. Forutsatt at det er åpenbart rasjonelt med samordnet petroleumsvirksomhet, bør det kreves at rettighetshaverne også blir enige om en fordeling av ressursene i petroleumsforekomstene også i tilfeller der det er flere separate forekomster.”

skjer fra Edvard Grieg, i tillegg til at Ivar Aasenplattformen får kraft fra Grieg-innretningen. - Dette vil medføre vesentlige besparelser sammenlignet med to uavhengige utbyggingsløsninger, sier Smith-Isaksen.

Rør og diverse EMAS AMC er tildelt en EPCI-kontrakt for levering av tjenester innen konstruksjon og installasjon på Ivar Aasen. Avtalen har en verdi på 948 millioner kroner. Kontrakten omfatter prosjektledelse, detaljert engineering, anskaffelse, konstruksjon og installasjon av tre 10 km lange stive rør via tromler, og inkluderer spoler, rørledning og slutning (PLET), samt havbunnsintervensjon. EMAS AMC vil også installere (med en opsjon for anskaffelse) en undervanns kraftkabel mellom den nærliggende Edvard Grieg-plattformen og Ivar Aasen-plattformen.

Rungende taushet Oljedirektoratet henviser til dokumentet og ønsker ikke å kommentere saken ytterligere. Ei heller vil de tallfeste hvor store ressurser man kunne spart på en fullskala samordning. Ifølge dokumentene mener direktoratet at det særlig er muligheten for en optimal utvinningsstrategi som svekkes dersom flere forekomster ikke unitiseres. “Bestemmelsen tar sikte på å hindre øding av petroleum blant annet ved fortløpende å vurdere forbedringer og endringer i utvinningsstrategi”. - OED har mottatt et lovforslag fra Oljedirektoratet. På generelt grunnlag er myndighetene opptatt av at selskapene finner rasjonelle og lønnsomme løsninger for utvinning av petroleum på norsk sokkel, sier kommunikasjonsrådgiver Håkon Smith-Isaksen i OED til Offshore.no. - Vesentlige besparelser Edvard Grieg og Ivar Aasen-feltet vil få samordnede utbyggingsløsninger ved at blant annet sluttprosessering av brønnstrømmen fra Ivar Aasen

Koblingssystemer Apply Nemo AS (AN), undervannsdelen av Apply, er tildelt en EPC-kontrakt med Det norske oljeselskapet ASA for leveranse av tretten dykkerløse koblingssystemer opp til 14’’ for de kommende rørledningene mellom Edward Grieg-plattformen og Ivar Aasenplattformen. Kontraktsverdien er på cirka 60 millioner kroner.

Det norske har leid en helt ny CJ70-rigg fra Maersk til Ivar Aasen. XL Enhanced 2 bygges i Singapore og borer for 377.000 dollar dagen. (Illustrasjon:Maersk Drilling)

Offshore+

martin linge

Martin Linge ligger nær delelinjen til britisk sektor, omtrent 42 kilometer vest for Oseberg i den nordlige delen av Nordsjøen.

Total er i gang med omfattende rekruttering etter å rush av søknader.

Bygger et nytt lag for å drive Martin Linge tekst: Ane Madsen am@offshore.no / John Økland jo@offshore.no

I forbindelse med utbyggingen av Martin Linge-feltet, er Total E&P på jakt etter flere nye medarbeidere som sammen skal danne et helt nytt team. I første runde skal mellom 30 og 40 nye personer på plass. – Vi har en omfattende rekrutteringskampanje gående for å få tak i de rette personene. Det er driften av Martin Linge vi nå rekrutterer til. Noe personell har vi allerede i organisasjonen. Det vi trenger nå er hovedsakelig operasjonsteknikere, instrumentteknikere, elektrikere og mekanikere, forteller Tine Svanes, personalsjef i Total E&P. Januar 2014 Stillingene ble utlyst i august, og søknadsfristen for første rekrutteringsrunde gikk ut 18. september. De beste kandidatene skal velges ut, slik at de kan være på plass i fra starten i 2014.

Martin Linge. Foto: ABB

- Deretter skal vi bruke mellom halvannet og to år på opplæring, slik at de nyansatte kan gjøre seg kjent med installasjonen, utstyr om bord og så videre. Det er en omfattende

38 Offshore+

rekruttering vi står overfor nå. Det er noen år siden vi stengte ned Frigg-feltet, og vi har lite egenoperert aktivitet for øyeblikket, sier Svanes. Nå står Total E&P overfor en ny fase hvor selskapet skal begynne å produsere selv igjen. En helt ny driftsorganisasjon skal bygges opp. - Vi er i den unike situasjonen at vi kan bygge opp et offshoreteam fra scratch. Det tenker vi på når vi nå rekrutterer. Vi ønsker å få plass en helhetlig kultur og er bevisste på kvalifikasjonene på medarbeiderne som rekrutteres til selskapet, sier Ole Bengt Hegreberg, leder for driftsforberedelser og oppstart av Martin Linge. God respons Total har hatt god respons på de utlyste stillingene. I løpet av de to første ukene av kampanjen, fikk de inn over 300 søknader. – Vi har et godt utvalg av kandidater, og Total ser viktigheten av å danne en kultur for helhetlig drift av feltet som omfatter både offshore og land delene av organisasjonen, sier Hegreberg.

Current facilities on N

martin linge

Concrete

FAKTA MARTIN LINGE

KONTRAKTER

Martin Linge (tidligere Hild) FEED

Operatør: Total 51 prosent Fixed steel

Aker Solutions står bak både pre-studien av feltet og grunnleggende ingeniørarbeid. Platform jacket Total har tildelt Kværner (Verdal Yard) en EPSC-kontrakt (ingeniørarbeid, innkjøp, leveranse og konstruksjon) for levering av. Avtalen er verdt rundt 1,2 milliarder kroner. Boring: Total har inngått en fireårig avtale med Maersk Drilling for boretjenester på feltet. Verdi av avtalen er 3 milliarder kroner. Topside Sammen med Samsung Heavy Industries er Technip tildelt en avtale verdt totalt 6,9 milliarder kroner. Av dette får Technip 4,3 milliarder kroner. Kontrakten omhandler ingeniørarbeid, anskaffelse, fabrikasjon, transport, tilkobling av topside. Kompressor GE Oil & Gas Thermodyn leverer kompressortog til Martin Linge. Kontrakten har en verdi på 347 millioner kroner. Boligkvarter: Samsung Heavy Industries (SHI) i Korea har inngått intensjonsavtale med Apply for leveranse av boligkvarteret til Totals Martin Linge-plattform.

pluss to 2-års opsjoner.

Partnere: Petoro 30, Statoil 19 prosent

Kollsnes Power Supply, KPS

Lokasjon: Nordsjøen

Siemens AS er tildelt kontrakten for bygging av et landbaserte strømforsyningsanlegg på Kollsnes for Martin Linge. Kontraktsverdien er om lag 500 millioner kroner.

Havdyp: 120

ABB har inngått en kontrakt med Subsea 7 til en verdi av nesten 1 milliard kroner for en kraftlink mellom Martin Linge og det norske strømnettet. Veidekke Entreprenør AS har skrevet kontrakt om bygging av et landanlegg på Kollsnes utenfor Bergen i forbindelse med elektrifiseringen av feltet. Kontraktssummen for Veidekke er på 150 millioner kroner. SURF – Subsea structures, umbilicals and cables, risers and flowlines Subsea 7 er tildelt en undervannskontrakt verdt 4,8 milliarder. Kontrakten består av ingeniørarbeid, innkjøp, forsyning, bygging samt installering og ferdigstillelse av alle undervannsinnretningene. Operasjoner: MIEC and GMC Total har tildelt IKM Operations kontrakter for vedlikehold og inspeksjon på Martin Linge. Estimert kontraktsverdi er om lag 400 millioner kroner.

Floating (not concrete)

Utbyggingsløsning: Martin Linge ligger nær delelinjen til britisk sektor, omtrent 42 kilometer vest for Oseberg. Reservoarene er strukturelt komplekse og inneholder gass ved høy Subsea temperatur og høyt trykk. Olje- og gassreservoarene skal bygges ut med en fast produksjonsinnretning. Brønnene blir boret med en flyttbar oppjekkbar innretning. Utbyggingsløsningen som operatøren har valgt baserer seg på kraft fra land fra Kollsnes. Type Investeringskostnader: 26,2 milliarder Steel jacket

Forventet nåverdi: 7,6 milliarder Årlige driftskostnader: 1,4 milliarder Balanseprisen: 59 dollar Planlagt produksjonsstart: 2016 Floating Forventet levetid: 11 år Norsk andel investeringsfasen: 70 prosent – i driftsfasen 42 prosent Ressursanslag: Inneholder rundt 190 Concrete gravity base millioner fat oljeekvivalenter (olje og gass)

Standby-fartøy:

Boligrigg Floatel International leier uten en bolig- og støtteenhet til Martin Linge. Avtalen starter i midten av 2016 og strekker seg over åtte måneder. Fire water pumps

Atlantic Offshore setter fra 2014 inn et nytt skip med beredskap for inntil 300 personer. Siem Offshore har også inngått en fireårskontrakt for støtte til Martin Linge. Supply-base:

Schat-Harding

NorSea AS har inngått en avtale med Total E&P Norge om levering av basetjenester i forbindelse med Martin Linge-utbyggingen og selskapets leteaktivitet. Kontrakten har en verdi på om lag 400 millioner kroner.

FSO (oljelagrings-enhet)

Transport:

Knutsen NYK Offshore Tankers AS er tildelt en leie- og service-kontrakt som omfatter en FSO-enhet (Floating Storage and Offloading). FSO-enheten skal leveres på Martin Linge-feltet i Nordsjøen i løpet av fjerde kvartal 2016. Leieperioden er åtte år

Total har tildelt CHC Helikopter Service helikopterkontrakten til Martin Linge-feltet. Kontrakten løper i fire år fra mai 2014 med opsjon på ytterligere fire år. Kontrakten har en estimert verdi på cirka 450 millioner kroner, inkludert opsjoner.

Eureka Livbåter

FPSOs

Det vi trenger nå er hovedsakelig operasjonsteknikere, instrumentteknikere, elektrikere og mekanikere Tine Svanes, personalsjef i Total E&P

39 Offshore+

Foto: Kvaerner

feltutbygging

Kizomba A utenfor Angola. Foto: Harald Pettersen, Statoil

Oppskriften på suksess i nye områder Lokalt innhold, skatteregler og korrupsjon henger sammen. tekst: John Økland jo@offshore.no

Norske leverandører som vil vokse i utlandet gjennom å sikre seg kontrakter i nye olje-regioner kan fort få problemer. Et av problemene er liten kjennskap til reglene for lokalt innhold. Lokale regler Mens regelverket i for eksempel Brasil innebærer at man i stor grad må være fysisk til stede for å oppfylle kravene om lokalt innhold, gjelder andre lover i Afrika og Asia. - Det er den lokale lovgivningen som gjelder på dette området. I Afrika kan man helt lovlig oppfylle kravene til lokalt innhold gjennom å inngå et lokalt partnerskap og utføre selve kontrakten i Norge. Det sier partner i Kluge Advokatfirma, Siri Birgitte Bang. - Må ha innhold Hun forklarer at det er tillatt å sikre seg kontrakten gjennom et dette lokale partnerskapet – for så å viderekontrahere arbeidet til fabrikken hjemme i Norge.

Den lokale partneren må ha mer enn 50 prosent eierskap og skal ha sin del av overskuddet. Dette introduserer selvsagt en ny type risiko, men den gode nyheten er at lokal lovgivning aksepterer at den lokale partneren ikke har kontroll over partnerskapet. Det er således mekanismer tilgjengelig som kan sikre kontroll over partnerskapet for den norske leverandøren. Samtidig kan partnerskapet ikke bare være et nødvendig mellomledd for å oppfylle kravene.

derimot by på kontrakter hvor de tar på seg unødvendig risiko, sier hun.

- Det lokale partnerskapet må ha et innhold. Ellers kan dette berøres av korrupsjonslovgivningen her hjemme. Uten innhold har man jo betalt for å få kontrakten – og det rammes av norsk lov.

- Kan påvirke risikoen Bang kjenner til norske selskaper som har måtte trekke seg fra disse anbudsrundene, eller at de byr inn svært mye lokalt innhold uten å ha satt seg godt nok inn i reglene som gjelder. Da kan man fort inngå en avtale man ikke kommer ut av.

- Tar unødvendig risiko Når det kommer til overskuddet av virksomheten, er det også flere skjær i sjøen. Å bare sende alle pengene hjem til Norge er heller ikke lovlig. Bang peker da på at skattereglene krever at man begrunner fordelingen av inntekter. - De store aktørene har erfaring og forståelse for risikoen i disse kontraktene. De små aktørene kan

40 Offshore+

En del av kampen om kontrakter foregår når selskapene leverer sine tilbud til lokale oljeselskaper. I disse tilbudene må det være tydeliggjort hvor mye lokalt innhold man skal ha i sin leveranse. Underveis i prosessen får man ikke vite hva konkurrentene byr inn.

- Oljeselskapene har en viss fleksibilitet i forhold til andel lokalt innhold, men det handler om å kjenne til hva som godkjennes. Kjenner man til dette, kan man påvirke risikoen i prosjektet og ikke inngå avtaler som blir unødige tvangstrøyer.

edvard grieg

gå online og få de brands du stoler på! Et bredt spekter av automasjonsløsninger fra verdens ledende produsenter nå tilgjengelig på www.rsonline.no

www.rsonline.no

Offshore+

feltutbygging

- Må jobbe mye mer og tjene mye mindre – Om man inngår

avtaler som man ikke kan utføre kan det bety slutten for enkelte innkjøpsekspert, Atle Sundøy

Oljeboomen kommer til å skape store problemer for mange selskaper som prøver å bli større. tekst: John Økland jo@offshore.no

- De som ikke har en plan for å vokse vil ende opp med å jobbe mye mer og tjene mye mindre. Det sier innkjøpsekspert Atle Sundøy i Inventura.

aktører som aner gull og grønne skoger. Det kan gå enda verre enn at man ender opp med å bare jobbe litt ekstra.

Mister kontrollen Sundøy mener de største selskapene nok har forberedt seg godt på vekst, mens de mindre fort kan ta seg vann over hodet gjennom nye kontrakter og økt oppdragsmengde.

Det kan bety kroken på døren.

- Mange selskaper vil oppleve at de mangler kontroll på infrastruktur som for eksempel logistikk og IT-tjenester, men også folk. Det gir avvik, lange kvelder og netter - mens bunnlinjen viser det samme. Disse problemstillingene vil vise seg snarlig og ikke bare på lengre sikt. Regnskapstallene for 2012 kommer fortløpende inn nå og forventer Sundøy mange selskaper med økt omsetning, uten bedret resultat. - Vi ser at mange små selskaper ønsker å doble eller tredoble omsetningen sin og det er sikkert oppdrag nok til det. Men de har ikke tenkt på å lage en plan for å kartlegge flaskehalser slik at man klarer å skalere opp driften og sikre marginene. Da er vel hele poenget med å vokse borte, spør han retorisk. Nye og uten erfaring I tillegg til de selskapene som allerede er etablert i oljebransjen og vil vokse på boomen, kommer nye

42 Offshore+

- Man skal huske på at vi har særegne regler i kontrakter for arbeid på norsk sokkel. Det er en tradisjon for å skyve risikoen over på leverandør og det er greit så lenge man har kontroll på risikoen. Men om man inngår avtaler som man ikke kan utføre kan det bety slutten for enkelte, eventuelt å bli slukt av de store, poengterer han. - Uten vinnere Statoil, med Helge Lund i spissen, har allerede uttrykt sin bekymring for kostnadsnivået på norsk sokkel og utviklingen av dette de siste årene. - Vi begynner å få et gryende kostnadsproblem for å være konkurransedyktige. Vi har knallgode leverandører, men når vi konkurrerer om internasjonale kontrakter er jeg bekymret for at vi har et for høyt kostnadsnivå. Det er verken bedriftene eller Norge tjent med, har han sagt. - Ingen er tjent med at det er kaos i oljebransjen og man ikke klarer levere som avtalt. Når det også blir dyrere forsvinner pengene i alt annet enn det oljeselskapene ønsker - økt effektivitet og produksjon. En slik situasjon har ingen vinnere, oppsummerer Atle Sundøy.

edvard grieg

43 Offshore+

feltutbygging

4,8 milliarder kroner blar BP opp for å leie en ny rigg som Maersk Drilling skal bygge.

2 meter

Dette blir den fjerde CJ70-Jack Up-en som Maersk bygger for norsk sokkel. Fra før har både Statoil, Det norske og Total sikret seg en tilsvarende enhet. Leieavtalen for BP strekker seg over fem år og XL Enhanced IIII skal brukes på Valhall i Nordsjøen. Maersk bruker 3,8 milliarder på å bygge riggen.

is skal den skal kunne operere i; Statoils kommende superrigg. Riggen er av typen CAT I og blir et boreskip designet av Oslo-baserte Inocean. De vant avtalen med Statoil i konkurranse med Gusto og Ulstein. Vinner designet er basert på INO-80-boreskipet.

Tall som teller 48 meter over bakken ruver det gamle boretårnet fra Troll A-plattformen som nå får nytt liv hos PSW Group på Mongstad utenfor Bergen. Boretårnet ble laget i Edmonton Canada og installert i 1996 på Troll A-plattformen. Tårnet ble brukt til å bore gassbrønner på Troll-feltet før Troll A ble satt i produksjon. De demontert fra Troll A på tidlig 2000-tallet. Opprinnelig skulle det fraktes med fly for bruk i Alaska, men tårnet var for bredt for lastelukene og ble derfor liggende på Ågotnes. PSW vil bruke tårnet til opplæring av boremannskap.

240 millioner kroner får Agility Group for oppdraget å utføre oppgraderinger av kontrollsystemene for kompressorer og generatorer på Snorre A-plattformen. Jobben skal være ferdig våren 2015.

600.000

i årslønn er grensen for matskatt for offshoreansatte. Denne må nå fjernes. Det krever Industri Energi i eget brev til Siv Jensen. – Det er ikke for offshoreansatte bare å stikke innom Rimi for å handle mat. Det er derfor urimelig og urettferdighet at ansatte som er totalt avhengig av kantinemat på jobb blir pålagt skatt for dette. Det ligger også en dobbelt urettferdighet i at de som tjener 601.000 kroner pålegges særskilt matskatt, mens en kollega som tjener 599.000 kroner slipper ekstraskatten. Matskatten bør fjernes i sin helhet, sier forbundsleder Leif Sande til Industri Energi sine nettsider.

430 millioner kroner

Åtte år

er verdien av en spennende kontrakt for Compass Group. De fôrer de ansatte og passer hus, hytter og blomster. Compass Group blir totalleverandør av kantine- og eiendomstjenester for Shells onshorelokasjoner i Norden.

ventet den lille bedriften Cubility på sitt gjennombrudd. De holder til på Kvål utenfor Sandnes og har cirka 20 ansatte. Deres nyskapende teknologi, MudCuben, har nå gjort at bedriften har inngått en intensjonsavtale med Samsung Heavy Industries som bygger Statoils to første Cat J-rigger.

De har fått en kontrakt som Compass Groups’ største facility managementkontrakt noensinne, og strekker seg over fem år.

12 Mudcubes skal installeres på de to riggene, seks per rigg. Dersom de to siste Cat J-riggene blir en realitet, skal Cubility levere til disse også.

44 Offshore+

feltutbygging

VĂ¤lkommen till Position VĂ¤st! TillvĂ¤xtzonen mellan Oslo och GĂśteborg Etablera ditt fĂśretag i den naturliga expansionsytan mellan Oslo- och GĂśteborgsregionerna. HĂ¤r finns 18 samverkande kommuner med hĂśg kompetens, starka nĂ¤tverk, bra kommunikationer, gott om mark och lokaler, vĂ¤l utbyggd IT-struktur, ett positivt innovationsklimat och fantastiska livsmiljĂśer. Och kostnadsbilden Ă¤r mycket fĂśrmĂĽnligare Ă¤n i storstĂ¤derna.

Kom till oss i mĂ¤ssmonter D4307, sĂĽ berĂ¤ttar vi mer.

Oslo

Stock

Posi on VĂ¤st

GĂśteborg

18 kommuner samarbetar fĂśr att utveckla nĂ¤ringslivet Bengtsforsâ&#x20AC;˘Dals-Edâ&#x20AC;˘Essungaâ&#x20AC;˘FĂ¤rgelandaâ&#x20AC;˘GrĂ¤storpâ&#x20AC;˘Lilla Edetâ&#x20AC;˘Lysekil Mellerudâ&#x20AC;˘Munkedalâ&#x20AC;˘Orustâ&#x20AC;˘SotenĂ¤sâ&#x20AC;˘StrĂśmstadâ&#x20AC;˘Tanumâ&#x20AC;˘TrollhĂ¤ttan Uddevallaâ&#x20AC;˘Varaâ&#x20AC;˘VĂ¤nersborgâ&#x20AC;˘Ă&#x2026;mĂĽl

KĂśpenhamn

MalmĂś

www.positionvast.se

When the going gets tough Surviving in rough conditions is everyday life when living close to The North Sea. Everything we deliver must endure extreme strain without failure. Scanmatic develops and supplies applications within data acquisition, remote control and surveillance, industrial data communication and hydro acoustics. www.scanmatic.no

If you want to see the tough get going, come visit our stand number 2115, Hall B

45 Offshore+

field development

Statoil sets the

Statoil Helge Lund with UK Energy Sec Ed Davey approving Mariner field

Elektronikk fra Pålitelige signaler Trykksensorer med skipsgodkjenning og i ATEX utførelse. Trykkbrytere/sensorer med og uten display. Bærbart måleutstyr Volumstrømsmålere Temperatursensorer Rotasjonssensorer Nivåsensorer Display enheter HYDAC AS, Berghagan 4, N-1405 LANGHUS Tlf: 64 85 86 00. E-mail: firmapost@hydac.no www.hydac.no

46 Offshore+

field development

pace on UKCS Statoil is responsible for spending about $14 billion on the UKCS in the next few years for its huge Mariner and Bressay heavy oil projects. tekst: John Bradbury jb@offshore.no

- Opportunities will be offered through tenders for operations and maintenance work at Mariner

Norwegian energy suppliers will have their best hope of bidding for work for Statoil’s Mariner and Bressay projects next year when further tendering starts for the two mammoth UK North Sea heavy oil developments which together represent around US $14 billion-worth of investment. Huge recruitment campaign - Opportunities will be offered through tenders for operations and maintenance work at Mariner, for drilling and well services, and business support. All these project services are due to be offered in tenders which are to be issued to the market between now and 2016, explains Lars Christian Bacher, Statoil executive vice president fore development and production international, speaking at the Offshore Europe conference and exhibition in Aberdeen at the start of September. At the same time Statoil – which became operator of Mariner and Bressay in 2007- has kicked off a major recruitment campaign in Aberdeen, where it will need around 700 new personnel to support both developments. Of those, around 200 people will be permanent onshore office staff which will need to be accommodated in a new Statoil

headquarters building in Aberdeen – Statoil is currently looking for suitable premises – and the rest will be working offshore. Already Statoil is steadily building its organisation in Aberdeen: At the start of the year it had only one employee in the city and by September the figure had risen to 30. The rest will be recruited through an ongoing campaign now underway. The largest for more than a decade When Mariner received development approval, Statoil said it would involve investment of more than US $7 billion, making it the largest new offshore development in the UK for more than a decade. Mariner is estimated to contain about two billion barrels of oil in place and recoverable reserves are put at more than 250 million barrels. First oil is expected in 2017. Most of the main facilities contracts have already been let for Mariner, after the project received sanction from the UK’s Department of Energy and Climate Change in February this year. Statoil’s other UK heavy oil development at Bressay is scheduled to follow about a year later. Most of the major contracts for Mariner contain

Kjøleteknikk fra Alltid riktig temperatur Luftoljekjølere. Marine og offshore spesifikasjon. Integrert trykk-, evt. termisk, by-pass. Platekjølere, loddet eller skrudd. Komplette kjølekretser med pumpe og filter. Enkle sirkulasjonspumper.

HYDAC AS, Berghagan 4, N-1405 LANGHUS Tlf: 64 85 86 00. E-mail: firmapost@hydac.no www.hydac.no

Offshore+

field development

- Two thirds of the investment will be shared by UK companies Mariner, which in turn was based on Statoil’s Grane development offshore Norway, which also handles heavy oil. Spain’s Dragados Offshore announced the same month that it had been selected to build a steel jacket to support the Mariner PDQ platform. UKbased SNC Lavalin Ltd will work on detailed design for the jacket, under supervision from Dragados. The scope covers engineering, procurement and construction of a 21,000 tonne jacket – the largest built by Dragados in its 40-year history. Construction will be carried out at Dragados facilities in Puerto Real, Spain, with delivery due June 2015. The contract includes an option for another jacket – which is believed to be for Bressay.

options for provision of similar services on Bressay.

Heimdal reservoir at 1,227 metres (4,024 ft) and the oil is rated at between 12.1 and 14.2 ° API.

- The timing for Bressay remains firm and we are bringing it forward for a decision by the year end, Bacher confirms.

While the oil recovery factor from these heavy oil fields is expected to be a little as 16% to 17%, Bacher says Statoil will look to its specialised research facility at Porgrunn, outside Oslo, to provide expertise for both projects, drawing on the company’s previous experience of other heavy oil fields, including Grane offshore Norway, Peregrino offshore Brazil, and its Leismer oil sands project in Canada.

Sixty to seventy per cent - Bressay is even more challenging. There are 200 to 300 million barrels and there are opportunities in facilities, drilling and well services, operations and maintenance and drilling support,” he said. Bressay investment will be another $7 billion, he has indicated. - 60% to 70% of these contracts are to be awarded in 2013, 2014 and 2015 and 2016. We expect local UK content from UK suppliers, and that two thirds of the investment will be shared by UK companies, he said, clearly indicating where most of the project spending is expected to go. Mariner has two shallow reservoirs: the Maureen Formation, at 1492 metres (4,892 feet) and a

Roll-out After official development approval from the UK’s Department of Energy and Climate Change at the end of 2012, contracts for the Mariner began to roll out early 2013. Major contracts In January Daewoo Shipbuilding and Marine (DSME) declared a US $250 million EPC contract from Statoil to build the topsides for the production, drilling and quarters platform for

48 Offshore+

Cat J rig from Noble In January 2013: Chicago Bridge and Iron (CB&I) declared it has won a contract worth more than US $250 million from DSME covering detailed engineering design services for the Mariner topsides. “Following the successful completions of Buzzard, Buzzard Enhancement Project and the detailed engineering completion works for the Golden Eagle project, the Mariner award further demonstrates CB&I’s position as a premier offshore topsides engineering contractor,” the Texas-based contractor declared. With Mariner partners JX Nippon Exploration and Production and Cairn Energy, Statoil awarded a drilling services contract on the Mariner project based on Cat J design rig to Noble Corporation. The new Cat J rig will be able to operate at water depths from 70 to 150 metres and drill wells down to10,000 metres. The contract is for four years with options. This contract has a commencement window between May and September 2016, and over four years is worth $655 million including mobilization. Drilling and production Furthermore in August this year 2013 RDS – Rig Design Services – a KCA Deutag subsidiary announced two significant contracts valued at $42 million covering engineering and design services in the North Sea and a global Master Services

field development

The Mariner PDQ – with up to 50 wells – will be linked up to a Floating Production Unit capable of holding up to 850,000 barrels. A jackup rig will also operate at the field for the first four to five years of production.

Pre-production drilling will be performed by a jackup skidded over the pre-installed platform jacket. Other wells will be drilled and completed from a rig permanently mounted on the Bressay PDQ. Bressay crude oil will flow back to the PDQ, and after treatment will be pumped to the FSU for offloading via shuttle tankers. Diluent which will be stored on board the FSU will be pumped into in each Bressay well to improve crude flow and to improve

Statoil’s development timetable indicates the Bressay PDQ jacket will be installed in the first quarter 2016, followed by the start of pre-drilling of production wells by a jackup rig in the second quarter that year when the FSU mooring is also due for installation, along with pipelines and fibre-optic control umbilicals. Topsides installation of the PDQ – for which a floatel will be required - is due in the second quarter 2017, with hook up commissioning and tie-ins due to complete in the third quarter 2017, so that first oil can be achieved in the first quarter 2018. Field life is at least 30 years. 300 tonnes Bressay lies across five UKCS blocks, 3/27b, 3/28a, and b, and 9/2a and 3a. It was discovered in 1979 and has been further appraised by seven wells since. The most recent, 3/28-6, was drilled back in 2008. Bressay PDQ topsides will weigh approximately 29,000 tonnes, and the total platform weight will be in the region of 48,000 tonnes. Oil process capacity will be 55,000 b/d. The FSU will have storage for up to 850,000 bbls and have topsides of 300 tonnes, and a total hull weight of 34,000t.

Miles of risk Are you in control?

{

www.hr-maskin.no

KJERNEBOR FOR ALLE TYPER METALL • • • •

Hardmetall. High Speed. Spesialbor for syrefast og rustrfritt. Kjernebor maskiner

Landsdekkende forhandlernett

Bressay - a copy In July Statoil unveiled details of its plans for the Bressay development, which will largely copy Mariner. Bressay will also involve main production drilling and quarters platform, hooked up to another FSU, and the field will require another 70 horizontal production wells drilled via 35 wellbores, each with two sidetracks to exploit its heavy oil. These will be drilled through 40 drill slots on the Bressay PDQ.

Vesterled export Produced water will be re-injected for pressure support, and gas will be used for fuel and any excess exported via the Vesterled pipeline from Norway. Later in the field’s life, gas will be imported, again via Vesterled.

- Bressay is even more challenging

Vi produserer spesialdimensjoner - kontakt oss for pris og leveringstid

Daewoo also signed an agreement with RDS for Front End Engineering Design (FEED) for the Bressay platform which will build on the relationship between the two companies. Contracts have a commitment periods of 29 months and 9 months respectively.

separation efficiency, and diluent will be injected upstream of electric submersible pumps (ESPs) which will be fitted downhole, or upstream of platform process equipment, to improve oil flow.

04-10

Agreement (MSA). The first is for detail design and follow-on engineering for Mariner platform drilling facilities, working for Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co. Ltd, who is providing EPC services to Statoil.

Vi lagerfører Dia: Ø12 til Ø200mm Dybde: 25, 35, 50, 75 og 110mm :: KJERNEBORSPESIALISTEN 69 22 70 60

Regular condition measurements of subsea cables reduces risk for unexpected expenses during installation and operation. Remarkably accurate trend analysis. The big savings are in risk management of your subsea cables.

LIRA® Line Resonance Analysis The Unique Cable Conditioning, Monitoring and Assesment System

Wirescan Annonse Subsea 184x68 130912 v1.indd 1

wirescan.no 12.09.2013 11:20:23

49 Offshore+

valg 2013

Selv om skuffelsen er stor etter den nye utsettelsen av Lofoten og Vesterålen, kan det komme andre positive tiltak fra en ny regjering.

Hva kan Ernas regjering by på for olje- og gassindustrien? tekst: Hans Henrik Ramm

Mens dette skrives har Høyre og Fremskrittspartiet så vidt begynt med sine forhandlinger om dannelse av en topartiregjering. Det eneste vi vet om denne regjeringens petroleumspolitikk er det som står i avtalen med Venstre og KrF, og det er meget skuffende (unntatt siste setning): ”lkke åpne for petroleumsvirksomhet, eller konsekvensutrede iht petroleumsloven, havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja i perioden 2013-2017, og ikke iverksette petroleumsvirksomhet ved Jan Mayen, iskanten,

Skagerrak eller på Mørefeltene. Det etableres en miljøbase/oljevernbase i Lofoten og Vesterålen.” LoVe Det var ikke overraskende at konsekvensutredningen for LoVe var sterkt truet også under de ikke-sosialistiske partiene, men det var overraskende at Høyre og Fremskrittspartiet ga den helt fra seg selv om de ikke fikk de små partiene med i Regjeringen, og uten noe slags kompromiss. Uten denne avtalen ville det i det nye Stortinget vært et stort flertall på 132 mot 37 stemmer av

50 Offshore+

partier som i sine programmer uttrykkelig har støttet en konsekvensutredning. Totalt stemte ca 75% på partier med dette standpunktet. De siste åtte årene har dette flertallet ikke kommet til uttrykk, fordi Arbeiderpartiet har forhandlet bort LoVe til sine småpartier. Nå har Høyre og Fremskrittspartiet gjort det samme. Dermed er det innført en slags vetorett på begge sider av det politiske gjerdet. Det gjør at usikkerheten om hva som skal skje i regionen blir enda større enn før, og ingen vet når det vil bli annerledes.

valg 2013

78 prosent sier ja Det er et overveldende flertall for å starte konsekvensutredning av LoVe på Stortinget. Foregående Stortingsperiode har småpartiene SV og SP fått Arbeiderpartiet til ikke å gå inn for konsekvensutredning. I denne perioden skjer det samme - Venstre og KrFs 19 mandater blokkerer for Høyre og FrPs 77 gjennom en helt ny avtale for regjeringssamarbeid.

3DUWLKMXOHW VYLQJHU L QRUG

Dermed skjer det ikke noe de neste fire årene. I det nye Stortinget ville 132 av 169 stemt for en konsekvensutredning, men bare 37 ville stemt nei, om vi legger partiprogrammene til grunn.

Ap - 55 stemmer

Ja/132

H - 48 stemmer

Frp - 29 stemmer

De Grønne - 1 stemmer

Nei/37

Krf - 10 stemmer V - 9 stemmer SV - 7 stemmer

SP - 10 stemmer

The ulimate torque limiters from 0,05-160.000 Nm! Options: Stainless steel and atex Jens S Transmisjoner AS www.jens-s.no

Offshore+

valg 2013

En av de mest spennende mulighetene ”andre steder” er nettopp i den nordlige delen av Barentshavet Sør

Oljeselskapene klarer seg fint, siden de alltids kan gjøre mer andre steder i verden, men å ha en slik situasjon hengende uavklart i årevis er en stor ulempe for utviklingen av norsk sokkel, og grovt urimelig overfor regionen. Det er riktig som noen sier at vi ikke trenger aktivitet i området de aller nærmeste årene, men det ville det heller ikke blitt. I tillegg til selve konsekvensutredningen ville man måttet gjøre mye innenfor beredskap, forholdet til fiskerne, og ringvirkninger. Det ville uansett tatt mange år før LoVe ville gitt bidrag til investeringer og produksjonen, og sannsynligheten er meget stor for at vi vil trenge slike bidrag når de først kommer. Selv om både Høyre og Frp har sagt at denne beslutningen var den vanskeligste å ta, og at de bare gjorde det for å redde avtalen med mellompartiene, synes jeg de begge tar for lett på skadevirkningene for både industrien og regionen av utsiktene til stadig

gjentatte utsettelser uten at noe annet skjer. Hvis Arbeiderpartiet fremmer forslag om konsekvensutredning i Stortinget, må nå både Høyre og Frp stemme mot sine egne programmer. Det må være veldig ubehagelig, særlig fordi Erna Solberg vil bli konfrontert med sine egne tidligere uttalelser. Det er bare drøye to år siden hun sa (Klassekampen 15. mars 2011) at hun ”nektet å la småpartiene blokkere Lofoten-åpning i en borgerlig regjering”. Hun sa også at ”vi kan ikke sitte som gissel i en regjeringskonstellasjon der et lite mindretall får diktere oljepolitikken,” og at ”folk begynner å bli ganske lei av at flertallet ikke vinner fram i oljepolitikken”. Til Dagens Næringsliv 16. februar 2011 sa hun: ”Tiden er inne for å si: Jeg kan ikke se for meg at Høyre skal sitte i en regjering som ikke gjennomfører en konsekvensutredning.” Hun lovet da at Høyre skulle ”plukke opp hver eneste frustrerte Ap-velger som

mener konsekvensutredning er viktig”, og at dette skulle bli ”en sentral valgkampsak i 2013”. Fremskrittspartiet var ikke mye snauere. Alt dette er løfter som nå er brutt. Det burde de to partiene også ta mer alvorlig. Selv om de ikke kan starte konsekvensutredning i den kommende perioden, plikter de å rapportere tilbake til de velgerne som trodde på dem, og vise dem en eller annen form for lys i tunnelen. Jan Mayen De fire partiene har også lagt bort konsekvensutredningen for områdene rundt Jan Mayen, som den rødgrønne regjeringen fikk ferdigstilt, men som SV nektet å fremlegge for Stortinget. Det er ikke noe stort tap for den norske oljeindustrien, unntatt noen få mindre selskaper som har vist interesse. Men det er dårlig gjort overfor

TRYKKLUFTDREVET PUMPE UNIT Pulsasjonssvak

Godkjenninger • NORSOK • ATEX • Trykkdirektivet

Kontakt post@froster.no tlf: 55 36 58 55

52 Offshore+

• Kontinuerlig trykkluftbasert pulsdemper >> etterfylling/kalibrering av demper er ikke nødvendig • Komplett med regulator og sikkerhetsventil på luftsiden • Kan pumpe kjemikalier som f.eks. MEG • Levert i stålramme med drypptrau. Sertifisert for internløft • Aisi 316 / Alternativ Duplex utførelse • Konkurransedyktig pris • Kort leveringstid • Standardisert design • Gode referanser (Shell/Aker Solution)

w Ne

The XaitPorter you know and trust, reinvented. Improved user experience Brand new user interface that is easier to navigate and requires less training. Multi-browser support Use XaitPorter on your PC, Mac, or tablet computer. Powerful layout features Customizable templates & styles that let you create any type of document.

Focus

on the strategic parts of your content. Be compliant and responsive to your clients’ needs.

Collaborate

across departments, companies and geographic areas. Work together in real-time.

Create

high quality documents up to 70% faster. Reduce costs and increase your win rate.

Gartner, the world’s leading information technology research and advisory company, has named Xait one of its Cool Vendors for 2013. This is a recognition of Xait’s continuous emphasis on product improvement.

www.xait.com/oilandgas 53 Offshore+

13 20

Redeﬁning document collaboration valg 2013

valg 2013

Island, som sliter med å dra i gang oljevirksomhet på sin del av Jan Mayen-ryggen og hadde håpet på støtte fra Norge og større volum gjennom virksomhet på begge sider. Det er også uforsvarlig i forhold til norske interesser. Hva vil de nå gjøre hvis det blir gjort funn på islandsk side som strekker seg over delelinjen?

Da vedtok Stortinget en ambisiøs målbane for produksjonen som uansett var vanskelig å nå, og enda vanskeligere etter enda en utsettelse av LoVe.

Iskanten Også ”iskanten” står på listen over hvor det ikke skal skje noe. Det er en svært uheldig formulering som er egnet til å skape stor fortolkningsstrid, fordi iskanten flytter seg hele tiden. Skulle man ta utgangspunkt i maksimal sørlig utstrekning, vil det kunne stenge mye av den nordlige delen av

Foreliggende utredninger viser at redusert norsk oljeproduksjon er svært lite effektivt og grusomt dyrt som klimatiltak, og derfor at det er mye lurere å tjene pengene og bruke litt av dem på billigere og bedre tiltak.

Det er ingen grunn til å endre målene fra petroleumsmeldingen på grunn av den senere debatten om oljekutt som klimatiltak, todeling av industrien, lønnssmitte osv.

Det viser seg også at annen landbasert industri har mye større fordeler enn ulemper av petroleumsindustrien, ikke minst fordi den som

Erna Solberg og den nye regjerningen bør vedta at Iskanten er der den er til enhver tid. Barentshavet Sørøst (det tidligere delelinjeområdet), der det forventes å finne mye gass, som er helt ufarlig for miljøet. I verste fall kan det også skape problemer for utviklingen av det lovende Hoop-området nord i Barentshavet sør. Det er ikke selve isen som er årsaken til at iskanten også i gjeldende planer er gitt en spesiell status, men det biologiske mangfoldet, som derfor også flytter seg hele tiden. Dette vil derfor ikke være truet nord for dette området, der det med god teknologi kan være fullt forsvarlig å drive til tross for drivis. Forhåpentligvis vil man bruke samme definisjon som før, at iskanten er der den er til enhver tid. Samtidig må man ta høyde for at leting kan føre til feltutbygging. Det behøver ikke bety mer enn at installasjonene må stenge dersom iskanten passerer området, men selv det er uheldig og kan vise seg unødvendig, særlig for et gassfelt. Dette illustrerer hvor dumt det er å definere spesielle områder for vern, særlig når de er bevegelige. Det er mye lurere å definere hva man konkret frykter, og stille de nødvendige kravene til virksomheten. Det samme gjelder de to siste områdene som er nevnt i avtalen, Skagerrak og ”Møre-feltene” (som heller ikke er tydelig definert). Positive tiltak Avtalen med mellompartiene inneholder ingen positive tiltak, men den utelukker heller ikke mer enn det som er skrevet. De fire partiene var under behandlingen av petroleumsmeldingen mer eller mindre enige om mange slike tiltak. Industrien har derfor hatt store forventninger til den nye regjeringen også på disse områdene. Stengningsbeslutningene i avtalen virker utvilsomt negativt for norsk sokkels konkurranseevne. Derfor er det nå blitt enda viktigere at disse balanseres ut med en rask avklaring av andre positive saker. Den nye regjeringen må vise at den har vilje til å satse på petroleumsnæringen, slik alle partier sa de var da Stortinget behandlet petroleumsmeldingen.

kunnskapsbase trekker opp produktiviteten langt utenfor selve leverandørindustrien. Høyere norske lønninger enn ellers i Europa har derfor i hovedsak grunnlag i høy verdiskapingsevne i de aller fleste sektorer, og utgjør ikke noen farlig ”boble” eller ”hollandsk syke” (selv om man alltid kan diskutere hvor rask lønnsvekst det faktisk er grunnlag for, og om man gjør nok innenfor FoU og andre deler av politikken som har betydning for alle deler av industrien). Petroleumsskatt Ingen av de fire partiene likte skatteskjerpelsen som kom før sommeren. Selv om bare Frp stemte mot, lovet også de tre andre en revurdering gjennom høstens budsjettbehandling, med sikte på å finne skattetiltak som fremmer økt utvinning. Under behandlingen av petroleumsmeldingen kom de også veldig nær å love slike tiltak. Det er da også høyst påkrevet, fordi en av skadevirkningene av reduksjonen av den såkalte friinntekten nettopp er at den ødelegger for økt utvinning. Det ser vi på Snorre-feltet, der partnerne nå skal ta stilling til videre utbyggingsplaner. Valget står mellom en større og en mindre investering. Den større investeringen vil muliggjøre mye mer ny produksjon, og er utvilsomt den samfunnsøkonomisk beste løsningen, men trues nå av skatteendringen som gjør selve investeringen for dyr for selskapene.

mindre forskjell få store konsekvenser. Det er egentlig alle enige om, men problemet er at skattefradragene fra investeringer kommer over flere år, mens inntektene blir beskattet med en gang. Denne utsettelsen koster penger, som må dekkes inn ved at summen av de senere fradragene blir litt høyere enn om de hadde kommet med en gang. Hvor mye høyere bestemmes av hvilken avkastning selskapene kunne fått av å plassere kapital et annet sted i mellomtiden. På grunnlag av en svært spesiell teori mener embetsverket i Finansdepartementet at denne avkastningen kan settes til mindre enn to prosent,

Siv Jensen og FrP bør få gjennomslag for å minst reversere skatteskjerpelsen.

Valg av de samfunnsøkonomisk beste løsningene krever såkalt nøytralitet mellom samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk lønnsomhet. Det krever bl a at selskapene har samme skattefradrag for investeringen som skattebelastning på inntektene. Når inntektsmarginen bare er 22% kan selv en

54 Offshore+

men det stemmer ikke med virkeligheten, der kravet er nærmere ti prosent. Ved et riktig kapitalavkastningskrav var fradragsverdien før skatteendringen bare litt for lav, men nå er den blitt alt for lav. Men det er ikke bare økt utvinning som rammes. Den norske oljeindustrien har alltid vært villig til å bygge ut infrastruktur med en viss overkapasitet i nye områder, slik at man lettere kan legge til nye ressurser senere, og slik skape betydelig større verdier over tid. Når kapitalen relativt sett gjøres

valg 2013

dyrere enn verdien av disse senere inntektene, vil det bli vanskeligere å bygge inn ledig kapasitet. Nye felt kan derfor bli utformet bare for å betjene allerede kjente ressurser, og vi mister den gamle dynamikken hvis hver ny ”teig” blir like kostbar å utnytte som den gamle, og kanskje umulig hvis nye funn er små. Derfor håper jeg at den nye regjeringen øyeblikkelig reverserer denne skatteskjerpelsen, som om den aldri hadde vært vedtatt. Det haster hvis vi ikke vil tape store verdier allerede på Snorre. Det er gode muligheter for at dette kan skje. Fremskrittspartiet går sterkt inn for det, og ingen av de andre har avvist muligheten. Her er et punkt der Frp kan få gjennomslag for noe som bare er positivt.

Helst burde det bli litt mer enn reversering. Men selv da er skattesystemet langt fra perfekt. Det skyldes at det ikke tar hensyn til at det er enorm variasjon i vanskelighetsgraden av ulike prosjekter, dvs i hvor mye selskapene må sette inn av organisasjonskapasitet og kunnskap for å få dem gjennomført. Organisasjon og kunnskap er en annen type kapital som krever sin egen avkastning. I dagens system blir denne for knapp for mange små og/eller krevende prosjekter av ulike typer. Alle større oljeselskaper kan velge mellom mange flere prosjekter enn de har organisasjonskapasitet til. De setter heller inn de samme folkene og den samme FoU-kapasiteten et annet sted, hvis de får bedre betalt der etter skatt, selv om avkastningen på

selve den finansielle kapitalen kan være god nok. Det blir da antall dollar eller kroner som teller, ikke prosenter. Sagt på fagspråk blir nåverdi viktigere enn internrente når kapasiteten er begrenset. Vi trenger derfor en annen type fradrag for krevende prosjekter. Det skal bare gjelde mot særskatt, slik at det ikke blir noen skattesubsidiering, men en måte å unngå at avkastning fra kunnskap blir beskattet fullt ut med 78%, som om det var rene naturverdier. Dette er komplisert, og nye ordninger må velges med omhu. Det er likevel viktig å få dem på plass for å oppnå god ressursutnyttelse på norsk sokkel, ved at vi kan utvikle både småfelt i gamle områder og store felt i krevende frontområder. Jeg håper derfor at de andre partiene også

The ultimate coupling from 0,05 - 160.000Nm! Options: Stainless steel and atex

Jens S Transmisjoner AS www.jens-s.no

55 Offshore+

valg 2013

aksepterer Fremskrittspartiets andre forslag om å få en ny stortingsmelding som vurderer hele skattesystemet - etter at skjerpelsen er reversert. Det vil kreve en solid utredning der både industrien selv og uavhengige eksperter får delta. Den nye finansministeren må ha mot til å forklare sitt embetsverk at teoriene deres er ubrukelige, og sørge for å få utviklet bedre teori fra andre hold. Eierandelen i Statoil Både Høyre, Venstre og Fremskrittspartiet åpner for å redusere statens eierandel ned til 51%, men KrF vil ha den som den er. Her må KrF gi seg, men jeg har et

varierende avkastning til Statoils enorme kompetanse og høye humankapital. I de siste årene har Statoil i stigende grad innsett dette selv, og gjort noen grep for å optimalisere porteføljen. Dette har imidlertid i langt større grad frigjort kapital enn organisasjonsressurser, hvilket tyder på en viss kapitalbegrensning i tillegg. Samtidig mener de fleste analytikere at alle oljeselskaper i årene fremover vil møte kontantstrømsbegrensninger, fordi investeringene har vokst sterkere enn inntektene, blant annet på grunn av oljeprisutviklingen og kostnadsutviklingen, og av at prosjektene blir mer krevende. Effektiv fokusering av porteføljen betyr ikke bare å selge feltandeler, men også å flytte organisasjonskapasitet til andre prosjekter der Statoil er best til å øke verdiene, både i Norge og i utlandet. Dersom man skal få tak i disse, kan det bli nødvendig å gjennomføre større og kapitalkrevende transaksjoner. Skal man unngå å tape løpende produksjon og reserver gjennom slike transaksjoner med utlandet, blir kapitalbehovet enda større, siden ressurser i bakken på grunn av skattesystemet gjerne er verd mer ute enn hjemme.

KrF taper kampen om statens eierandel i Statoil. godt forslag til kompromiss som også KrF burde like. Fordelen ved lavere statsandel er at større børseksponering og et bredere eierskap vil kunne bidra til å gjøre Statoil mer effektivt. Det har allerede gitt gode resultater at vi gikk ned fra 100% til 67%. På den annen side kan det hevdes at dette er en god kapitalplassering for staten, og ikke opplagt at man lett kan finne bedre investeringsmuligheter. Statoil er i dag forholdsvis lavt priset, og det kan godt hende at aksjen kan stige i forhold til alternativene. Det kan den hvis det skjer noe annet som kan forbedre Statoils langsiktige verdiskaping. Etter min mening er Statoils største utfordring i dag at det sprer sin kapasitet og kompetanse på et meget stort antall store og små prosjekter som gir høyst

Da kan det komme godt med å kunne bruke egenkapital, f eks. ved at dagens eiere, herunder staten, lar sine eierandeler bli utvannet. Dagens manglende fleksibilitet kan være en tvangstrøye. Hvis statens andel reduseres som ledd i en fornuftig transaksjon, kan staten tjene mer på det enn ved bare å flytte penger andre steder. At statens andel er fleksibel kan derfor være viktigere enn akkurat hvor stor den er. Fremfor å love at eierandelen skal ned til 51%, ville jeg derfor heller fremheve avstanden mellom 67% og 51% som et handlerom som den største eieren kan bruke til å bistå med gode transaksjoner. Det behøver ikke utelukke direkte nedsalg, men heller ikke oppkjøp hvis man f eks skulle komme langt ned mot 51% og ønske å skaffe seg nytt handlerom.

noise CONTROL * * * *

Effective noise reduction and absorption Easy access to equipment Reduced risk of health injuries Reduced working hour restrictions

// +47 38 01 55 94 // www.spesialprodukter.no

56 Offshore+

Mangfold Motstykket til at Statoil fokuserer sin innsats på norsk sokkel er at flere feltandeler og operatørskap kan overlates til andre selskaper som har ledig kapasitet og/eller er bedre spesialisert for disse oppgavene. F. eks. er det mange mindre selskaper som vil kunne legge mer arbeid inn i mindre felt og prosjekter. Noen kan se nye muligheter som ikke er blitt prioritert av Statoil osv. Økt omsettelighet særlig av feltandeler med operatøransvar vil virke positivt på verdiskapingen både direkte og ved at vi får mer mangfold og konkurranse på norsk sokkel. Mer fokusering av Statoils portefølje vil derfor kunne tjene både Statoil og statens avkastning fra å eie i Statoil, og på toppen øke statens skatteinntekter ved at den samlede verdiskaping på norsk sokkel øker. Hvis fleksibilitet i statens eierandel kan fremme en slik utvikling, vil alle parter derfor tjene på dette på en rekke måter. Dette er en meget interessant mulighet som bør utforskes av en ny oljeminister sammen med Statoil. Alle de ikke-sosialistiske partiene er enige om at det er viktig å øke mangfoldet på norsk sokkel, særlig i utbyggings- og driftsfasene. For eksempel kunne jeg godt tenkt meg at Statoil byttet bort ett eller flere modne områder på norsk sokkel der Statoil har det gjennomgående operatøransvaret for mange installasjoner, mot å få tilbake mer spennende oppgaver i utlandet. Det finnes sikkert godt kvalifiserte utenlandske selskaper som kan være interessert i dette for å styrke sitt fotfeste på norsk sokkel, kanskje noen av de store som vi allerede har gode erfaringer med, og som vi kunne utnyttet langt bedre. Petoro Ikke-sosialistene har lovet en ny finansieringsform for Petoro utenom statsbudsjettet. Dermed vil en ny regjering lettere kunne tilpasse Petoros ressurser til de reelle behovene, og gjøre Petoro til en bedre partner i lisensene. Det vil også være en form for økt mangfold.

valg 2013

Dette vil ikke være en omgåelse av handlingsregelen, slik noen vil innvende. Hva som til enhver tid kan brukes under handlingsregelen må alltid ta hensyn til den forventede etterspørselen fra petroleumssektoren samlet. Petoros egne utgifter er en forsvinnende liten del av dette. Investeringsutgiftene til prosjektene som Petoro forvalter på vegne av staten (SDØE) er mye større, og følger direkte av beslutningene som gjøres av lisensene, og ikke i statsbudsjettet. Det er derfor en anomali at Petoro må gjennom statsbudsjettet for å få penger til å følge opp disse investeringene. I verste fall kan en slik liten anomali bli en flaskehals for resten. Samtidig trenger også Petoro å optimalisere SDØE-porteføljen. Det kan ikke være skrevet i stein at SDØE alltid skal ha de samme andelene som ved konsesjonstildeling. Petoro er enda mer enn Statoil i en situasjon der mange små eierandeler belaster for mye, og like godt kunne vært solgt til andre eller byttet mot større andeler i felt som Petoro uansett må passe på. Dette vil også styrke mangfoldet. Også slik vil nok den nye regjeringen gi Petoro mer handlefrihet. Andre tiltak for mangfold De viktigste tiltakene for mangfold siden århundreskiftet var å åpne for mange flere selskapstyper og helt nye selskaper, og den såkalte leterefusjonen som innebærer at selskaper som ennå ikke har nok inntekter får utbetalt skatteverdien av leteutgiftene med en gang. Til sammen har dette gitt fantastiske resultater i form av mer leting og nye geologiske tolkninger som har medført store nye funn. Det er utenkelig at noen regjering vil svekke denne ordningen, som bare innebærer at nye selskaper likestilles skattemessig med etablerte selskaper. Likevel er det ikke blitt så mye mer mangfold innenfor utbygging og drift av felt. Det viser seg at de nye selskapene møter mye av den samme skattehindringen på veien fra leting til utbygging. Det har derfor vært reist forslag om å utvikle ordninger som kan skape mer likestilling også i denne fasen,

inntil også nye selskaper har nok inntekt til å få samme nytte av avskrivninger og friinntekt.

Et kompromiss - bedre enn de mindre justeringene som ble gjort - hadde derfor vært ønskelig.

Det er ikke sikkert at dette skal gjøres på samme måten, men jeg tror nok at en ny regjering vil være mer villig enn den avgående til å vurdere tiltak som gir mye av den samme nytten.

Stortinget ble ikke forelagt denne saken, men det er vel kjent at mange ikke-sosialistiske politikere var urolige, uten at partiene tok noe standpunkt. Senere har noen av disse sagt til utenlandske media at en ny regjering vil revurdere saken.

Det er ikke like lett å fremme mangfold gjennom konsesjonstildeling, siden hovedregelen alltid må være at man prioriterer de beste søknadene som gir best håp om å gjøre funn. Likevel hender det ofte at søknadene er omtrent like gode, og da går det an å legge litt mer vekt på strategiske hensyn, som å unngå overbelastning av noen selskaper og å tildele mer til andre. FoU Statlige midler til forskning og utvikling i petroleumssektoren gir svært god samfunnsøkonomisk avkastning, fordi de treffer en industri som er særlig godt rustet til å nyttiggjøre seg dem. Nå har vi også forskningsstøtte for at kunnskapen som utvikles der sprer seg raskt og i stort monn til resten av samfunnet og trekker opp produktiviteten i nesten hele næringslivet. Det er derfor alle grunner til at den nye regjeringen bør gi et skikkelig løft for FoU. Gassled tariffer Den rødgrønne regjeringen vedtok en radikal nedsettelse av tariffene i rørledningssystemet Gassled, med virkning for inntil da ikke forpliktede volumer. De nye finansielle eierne, med støtte fra flere sterke finansmiljøer, fant dette sterkt urimelig og uventet. Frykten er at det kan skade Norges rykte som trygt investeringsland, og dessuten begrense mulighetene for å få tålmodig og rimelig kapital inn i infrastruktur i fremtiden. På den annen side vil lave tariffer kunne fremme leting og utvikling av nye gassfelt og ny infrastruktur som skal knyttes til Gassled, ikke minst en ny rørledning fra Barentshavet. Hensikten var derfor god, men grunnarbeidet for et slikt inngrep var ikke gjort. De nye eierne kan derfor ha en god sak hvis de går til retten.

Det vil den måtte gjøre uansett, siden det kan bli rettssak, som kan bli ubehagelig for både selgere og kjøpere av Gassled-andeler, og for staten selv. Jeg tror nok at en ny oljeminister bør og vil utforske mulighetene for å unngå rettssak gjennom et bedre kompromiss, som kan oppnå det meste av den ønskede hensikten med mindre belastning for Gassled-eierne. Karbonfangst- og lagring (CCS) Det er bred enighet om at troverdig demonstrasjon av CCS er viktig for fremtiden til norsk gass i det europeiske markedet. Mongstad testsenter har gitt gode resultater, men fullskala CCS på Mongstad ville blitt alt for dyrt og usikkert til å vise verden at CCS er kostnadseffektivt. Ingen blir imponert over at et av verdens rikeste land har råd til å kaste mange milliarder på prestisjeprosjekter. Dette skulle den rødgrønne regjeringen ha forstått for mange år siden. Nå har den endelig gjort det. Som en av sine siste handlinger, men etter valget, skrinla den hele prosjektet, kraftig forsinket på grunn av motstand fra SV. Ikke-sosialistene hadde da forlengst lovet å erstatte Mongstad med kanskje flere og langt billigere andre prosjekter, dersom kostnadene ikke faller betydelig. Nå slipper de å ta beslutningen om å droppe Mongstad, og har derved kanskje fått litt bedre tid til å utvikle en ny strategi. Så langt har Høyre, Venstre og KrF snakket mest om et nytt kullkraftverk på Svalbard og et industrielt prosjekt f eks i Grenland, men ulempen med disse er at vi ikke får demonstrert CCS for gasskraftverk, som absolutt er viktigst for Norge, og da helst for nye gasskraftverk. Svalbard-verket er dessuten alt for lite til å bli regnet som fullskala internasjonalt.

>> Finding the job – choosing the people ECN er totalleverandør av tekniske konsulenttjenester innen ingeniørdisipliner, prosjektledelse og prosjektadministrative tjenester.

Offshore+

www.ecn.as

valg 2013

Frp ser derimot ut til å åpne for et nytt gasskraftverk med CCS. En helt konkret mulighet ligger i Sargas’ prosjekt i Elnesvågen i Møre og Romsdal, nær Nyhamna-terminalen som kan bli en meget god kunde. Dette prosjektet ble avvist av den gamle regjeringen som kandidat for EUs støtteprogram, fordi det ble ansett som umodent på enkelte mindre punkter, men vil sannsynligvis kunne modnes tilstrekkelig forholdsvis raskt.

en viss grad gjøres av vannkraftsystemet, men i så fall på bekostning av vår evne til å levere regulerbar balansekraft til Europa - dvs fungere som Europas ”batteri”. En annen mulighet er å bygge ut industri som kan skrus av og på. Det er mulig det kan vise seg lønnsomt for særlig aluminiumsindustri, dersom prisen på kraften når den først leveres blir billig nok, men det tvilsomt om dette alene kan ta all den tilfeldige kraften.

Jeg tror at den viktigste grunnen til at både den avgående regjeringen og tre av de ikke-sosialistiske partiene nøler er at de tenker at det vil virke rart å bygge ny produksjonskapasitet når det ser ut til å gå mot kraftoverskudd på grunn av de grønne sertifikatene.

Et nytt gasskraftverk som (i motsetning til Kårstø) kan få kontrakter på å levere jevnt størsteparten av tiden kan sannsynligvis avlaste vannkraftsystemet, slik at dette kan levere mer balansetjenester for den tilfeldige kraften i Norge og/eller Europa.

Problemet med dette overskuddet er imidlertid at det for det meste vil komme fra vindkraft og små vannkraftverk som bare kan levere tilfeldig kraft i uforutsigbare mengder og på uforutsigbare tidspunkter. Dette gjør den svært vanskelig å utnytte, og også vanskelig å eksportere, siden vinden har en lei tendens til å blåse samtidig over store deler av Europa, og Europa allerede har mer enn nok problemer med sin egen tilfeldige vind- og solkraft. Vi bør også unngå å bygge ny transmisjonskapasitet til Europa som bare kan brukes i få og korte perioder når det tilfeldigvis måtte blåse mye i Norge og lite i Europa.

I så fall vil ny gasskraft kunne være en del av løsningen på kraftoverskuddet, men om dette er riktig og en samfunnsøkonomisk god løsning må trolig vurderes nærmere.

Derfor er det en bedre ide, hvis vi først skal ha all denne tilfeldige kraften, å balansere mest mulig av den i det norske eller nordiske markedet. Det kan i

Denne muligheten må i hvert fall ikke forspilles. Å få demonstrert ny kostnadseffektiv gasskraft med CCS har en stor egenverdi for Norge som samfunn, og den må også tas med i betraktningen. En annen mulighet kan være å bruke sparte Mongstad-milliarder i et samarbeid om et nytt gasskraftverk i UK eller et annet sted i Europa. Hovedsaken er at den nye olje- og energiministeren evner å tenke kreativt og utforske alle gode veier til målet.

LoVe-saken kan gjøres til klingende betaling til Venstre og KrF for å gå inn i regjeringen.

Offshore & Energy 2-sept (184x68 mm)

Hydraulikk verktøy og løsninger for offshore industrien Enerpac leverer en komplett serie kraftige kvalitetsverktøy som er utviklet for å øke produktivitet og ytelse.

OSLO T: 22 90 02 00 • BERGEN T: 55 22 63 00 • ÅLESUND T: 70 19 18 00 KRISTIANSAND T: 47 48 67 63 • GRENLAND T: 40 76 37 03 • TRONDHEIM T: 92 67 90 37 www.mkl.no • firmapost@mkl.no

8807_MKL_O&E_Offshore_184x68_2sept_2.indd 1

9/5/13 2:27 PM

58 Offshore+

valg 2013

Songa Offshore – rigget for vekst! Fra en til tre, og så videre til sju rigger. Det er travle tider for Songa Offshore. Riggselskapet er på god vei til å ta posisjonen som ledende på norsk sokkel. I løpet av de neste par årene skal 700 nye medarbeidere rekrutteres offshore, til bransjens mest spennende utfordringer. Ingeniører, ulike managere, kontrollere, koordinatorer, teknisk ekspertise, QA og ikke minst folk i ulike posisjoner i landorganisasjonen – mulighetene er mange og varierte. Songa har fem rigger i drift, hvorav tre i operasjon på norsk sokkel; Songa Dee, Songa Delta og Songa Trym.

Og grunnen til at selskapet vokser mest i bransjen akkurat nå, finner vi i Sør-Korea der man for tiden bygger ytterligere fire rigger. De første leveres i 2014 og 2015. Samtlige rigger har langtidskontrakter på 8 år med opsjoner på ytterligere 4 x 3 år for operasjon på Trollfeltet, i Barentshavet og på Haltenbanken. Viktigste stikkord for Songa Offshore er en sikker og effektiv operasjon.

Songa Offshore, Maskinveien 32, 4033 Stavanger www.songaoffshore.com Tel: +47 51 57 90 60

59 Offshore+

Grunnmuren i arbeidet er godt arbeidsmiljø, gode kolleger og fokus på HMS og kvalitet. Det vet de ansatte å sette pris på. Tilbakemeldingene er klare og positive. Langsiktige kontrakter, positive medarbeidere og kolleger i et selskap som satser. Det handler om ambisjoner – for Songa så vel som for folkene. Slikt skaper vekst. Nøkkelen til suksess er trivsel og tillit. I Songa får folk muligheten. Vi skal videre – og vil ha deg med oss!

jobbisonga.no

feltutbygging

+ Verktøy

Smøring

Vi har verdens raskeste og mest nøyaktige momentverktøy til bruk under montering/demontering av boltforbindelser. Vårt personell stiller med den høyeste kompetanse, og den lengste erfaringen innen bolteforspenning.

Spesialsmøremidlene fra Molykote har satt en standard innen smøring av bolter for korrekt tiltrekking. Etter over 25 års erfaring har vi hjulpet industrien med smøring av bolter. Vi stiller med høy spisskompetanse og erfaring og kan hjelpe deg med tesing av dine bolter i vårt laboratorium.

www.hytorc.no

www.lindberg-lund.no

Vi legger kunnskapen og erfaring vår 60 Offshore+

feltutbygging

sammen. Vi er Nordic Bolting Alliance. 61

Offshore+

feltutbygging

Doubt and distrust hangs in the air Doubt and distrust remains among offshore workers in the light of the latest Super Puma helicopter accident in the North Sea. text: John Bradbury jb@offshore.no

While operators in both the UK and Norway wrestle with continuing crew flights using Super Puma helicopters, confidence in these aircraft has undoubtedly diminished. And why have there been more accidents in the UK sector compared with Norway? Four dead in August No mechanical failure has been identified in the latest accident on 23 August this year when a CHC AS332 L2 Super Puma, G-WNSB, crashed into the sea just 1.5 nautical miles west of a runway at Sumburgh airport in the Shetland Islands at just after 5pm. Eighteen people were on board – two crew and 16 passengers. One was seriously injured and four died in this latest accident, including what is thought to be the first female fatal casualty in a North Sea helicopter accident. This aircraft was flying back from the Borgsten Dolphin semisubmersible after previously landing at the Total-operated North Alwyn platform. Recorded flight data shows that the aircraft was on the published horizontal and vertical profile of the approach to Runway 09 at Sumburgh according to an initial accident report carried out by the UK’s Air Accident Investigation Branch. The airspeed of the helicopter was decreasing steadily. - At about two miles from the runway threshold the helicopter was approximately 240 feet [73 metres] below the vertical approach profile, with the rate of descent of about 500 feet [152 metres] per minute, and an air speed of 68 knots. - The airspeed continued to reduce to below 30

knots and as it did so the helicopter pitched increasingly nose-up. The rate of descent remained constant for a period, before increasing rapidly. Shortly thereafter the helicopter, which was intact, struck the sea in a near level pitch attitude with a slight right bank. Both engines were delivering power until impact, the AAIB report states. No technical failure Furthermore the AAIB report, dated 5 September, continues: - To date, no evidence of a causal technical failure has been identified. However detailed examination of the CVFDR [combined voice and flight data recorder] data and helicopter wreckage is continuing. Were it not for the fact that this incident is the latest in series which have involved Super Puma aircraft operating in the UK sector of the North Sea there would not be a crisis of confidence in these aircraft. Despite recovering the wreckage of the crashed Super Puma including the flight and data recorder accident investigators still don’t know what caused the accident on the 23 August.

G-WNSB, the fact remains that Norway has a statistically superior record on helicopter accidents so one question which still needs answering is why the UK’s helicopter accident record is poorer. Meanwhile there has been a clamour for a major inquiry into UK offshore helicopter safety. Accident statistics for helicopters in the UK and Norway bear some examination here: Between 1990 and 1998, there were 15 helicopter accidents in the North Sea. Four were in Norway and 11 in the UK. There was one fatal Norwegian accident, which killed 12, and two fatal accidents in the UK, which killed another 17, resulting a total of 29 deaths in that period. Between 1999 and 2000 there were 12 North Sea helicopter accidents. One happened in Norway, in which there were no casualties. Eleven accidents took place in the UK North Sea. Out of those 11, three accidents, all in the UK, were fatal, resulting in a total of 34 deaths in that period. (1) HSS 3 report, March 2010, SINTEF Research, P67)

In an update to the crash investigation by the AAIB, the UK authority which probes air crashes, “...no evidence of a causal technical failure has been identified,” the organisation said in an inquiry update published at the beginning of September.

Furthermore the Sintef HSS3 reports points to a higher accident rate in the UK sector: Between 1990 and 1998 there were 0.76 accidents per million person flight hours in Norway. The figure was 1.05 in the UK sector in the same period. For the UK and Norway combined, the figure was 0.95 accidents per million person flight hours.

Poor UK record While investigators continue to try and determine what was responsible for the accident involving

0,13 per million Between 1999 and 2009 in Norway there were 0.13 accidents per million person flight hours. For

62 Offshore+

feltutbygging

63 Offshore+

feltutbygging

We have better safety systems in Norway Roy Erling Furre, SAFE

1990-1998 Million person flight hours

1999-2009

1990-2009

Norway

North Sea

Norway *1 UK *2

North Sea

Norway

North Sea

5,2

10,5

15,7

7,8

13,9

13,1

16,6

29,7

6,1

Number of accidents

Number of fatal accidents

Percentage fatal accidents

0,25

0,18

0,2

0,27

0,25

0,2

0,23

0,22

Number of fatalities

Accidents per million person flight hours

0,76

1,05

0,95

0,13

1,81

0,86

0,38

1,33

0,91

Number of fatalities per accident

1,5

1,9

3,1

2,8

2,4

2,3

Number of fatalities per million person flight hours

2,3

1,6

1,8

2,4

3,1

2,1

FAR

230

160

180

560

240

310

210

1) Traffic volume for Norwegian sector in 2009 was stipulated the same as in 2008. 1) Traffic volume for UK sector for 1999-2009 was stipulated the same as for the North Sea minus Norway 2) Traffic volume for the North Sea in 2008 and 2009 was stipulated the same as in 2008. Source: SINTEF Research HSS 3, page 69

the UK the figure was 1.81, and the combined total was 0.86. Two more helicopter accidents took place last year in the UK sector – and then the latest incident was in August this year. From these Sintef figures it is clear that the UK is suffering more casualties from helicopter accidents. The reason why is one of the questions facing the Helicopter Safety Steering Group established by Oil and Gas UK after several previous helicopter accidents. Roy Furre, deputy leader of the Norwegian offshore union, SAFE, has his own views on the situation. - We have fewer accidents because we have better safety systems in Norway, and all parts of the industry do what they can to avoid accidents. A study of both the UK and the Norwegian systems is the best way to find the real differences. Furre says that the G-WNSB accident has certainly undermined confidence in Super Pumas – even though the AAIB’s initial report could find no evidence of mechanical failure. - I hope this is the last Super Puma accident ever, Furre says. - They will never manage to rebuild the trust if we have more accidents. Maybe it is to late already, he suggests.

Inquiry In the UK, there have been several calls for an inquiry into offshore helicopter safety: Labour’s Aberdeen North MP Frank Doran has called for an investigation, and Loiuse Ellman MP, chairman of House of Commons Transport Committee, has agreed. Confirming the move on 10 September, Ellman stated: - Any fatal accident is a cause for concern but there have been five helicopter accidents involving personnel from the oil and gas industry in the last four years, two of which caused multiple fatalities. We have heard worrying evidence that the workforce has lost confidence in the helicopters that they have no choice but to use. We want to look at what has gone wrong and whether the Government can do more to improve safety and protect the lives of offshore workers. Ellman says her committee will publish detailed terms of reference later this autumn. - It’s unacceptable A further call for an investigation has bee made by the Unite trade union. Unite’s Scottish secretary Pat Rafferty also pointed out it was fifth major incident in the last four years involving Super Puma helicopters

64 Offshore+

in the UK and the second resulting in fatalities. - It’s unacceptable and it can’t go on,” Rafferty said. - A full investigation must now take place and the industry’s helicopter operators must use every means at their disposal to demonstrate that its fleet is fit for purpose. Bob Crow, general secretary of offshore union RMT said: - Workforce confidence in the Super Puma type aircraft was severely dented after the two ditching events of last year and the fatal accident in 2009. RMT and Unite have worked with all sectors of the industry to address the concerns of our members and rebuild that confidence. Normal already Helicopter operator CHC is continuing its own investigation, and supporting those led by the AAIB and Police Scotland; - We are working with customers in the U.K. to return AS332L2 aircraft to service; they are already in normal operation in other regions, CHC said early September. One of the issues that might be looked at is the seating arrangements inside Super Pumas – newspaper reports in Aberdeen immediately after

feltutbygging

the crash suggested this would be looked at. And Malcolm Webb of Oil and Gas UK conceded that this might be an area worthy of further investigation during his appearance at the Offshore Europe oil and gas conference and exhibition in Aberdeen in early September.

says. And on the question of seating configuration he points out a chatper in the Sintef study dealing with perceived risk suggests that personnel are to some degree are concerned about where they sit, whether it is close to an exit, close to a window, and who they sit next to.

UK could learn from Norway.

We spoke to one of the co-authors of the 2010 Sintef report, Tony Kråkenes.

Along with his colleagues, Kråkenes says one of the issues on which the HSS 3 report focussed was the perception of risk, which emerged during interviews with offshore helicopter passengers.

He also stresses that in Norway operators used the latest version of the Super Puma Helicopter, the EC225 type, as well as the Sikorsky S92 aircraft.

- Many people we spoke talked of having their favourite seat, and the idea that one seat is better than another seat, and that is not good to sit next to a fat person because they do not move.

This factor is also underlined by a spokesman for the British offshore industry association, Oil and Gas UK. Maintenance and servicing schedules for these aircraft are the same, regardless of whether they are operated in the UK or Norway.

- In the Sintef report we review these accidents to see if they could happen in Norway, and in principle the answer is yes, they could happen on the Norwegian side, Kråkenes admits. - We do not see major differences between the two sectors. We need to do more research in order to see if any differences are real or incidental, he says. Differences - You can says there are big differences between 11 accidents in the UK and one in Norway but the data is so scarce - it cannot be taken as an indication. - There are some differences in the safety regulations, but we have not looked into this, he

Subsequently, Kråkenes added: - Why are there more accidents and deaths on the UK side?: That is the big question, on which we (have) only scratched the surface. The difference is not statistically significant, but nevertheless a strong indication that there might be real differences between the two sides with regard to how helicopter operations are conducted. It would be very interesting to do a comparative study between the two sides. He suggests that that the

Difference in traffic volume do not appear to simply explain the higher incidences of helicopter accidents in the UK sector. - There are no easy answers, Kråkenes agrees.

As Kråkenes says, there really are no easy answers. (1) Note: the HSS 3 Helicopter Safetyu Study by Sintef Research and published in March 2010 was commissioned by the Norwegian Oil industry association, including BP, ConocoPhillips, Eni, GdF Suez, Marathon, Nexen, the Norwegian Civil Aviation Authority, Shell, Statoil and Total.

The Lifting KnowHow

Certex Offshore Group The Certex group is a leading supplier of lifting products, rigging hardware, steel wire ropes and services to the European offshore industry. Our extensive knowledge comes from years of experience working in hostile environments to demanding deadlines which enables us to supply the perfect package for your business. Meet us at OTD2013 in Stavanger, stand no. 3404 in hall c.

Kristiansund Florø Mongstad base Hammerfest Sandnessjøen Stavanger

offshore@certexoffshore.no www.certexoffshore.no

Trondheim Kristiansund Harstad Hammerfest Sandnessjøen

firmapost@haug.no www.haug.no

Oslo Kristiansand Stavanger Bergen certex.oslo@certex.no www.certex.no

65 Offshore+

rigg

Kina-rigg blir halvt norsk Ny COSL-rigg sikter seg inn mot Barentshavet.

COSL har tre like rigger i operasjon i Norge. Her er to av dem samlet i Ølen. (Foto: Øyvind Sætre/Westcon)

tekst: John Økland jo@offshore.no

COSL Drilling Europe sin fjerde rigg, COSLProspector, markedsføres nå inn mot jobb i Barentshavet.

var for norske selskaper. Ifølge Fagerbakke kommer 50 prosent av leveransene fra norske leverandører.

- Riggen er bygget for å kunne operere i Barentshavet og vi ønsker å ta den Norge.

Riggen skal seile til Norge for et verftsopphold i starten av 2015. Her kan et verft vente seg landligge på om lag tre måneder. Tidligere har COSL brukt Westcon i Ølen, men Fagerbakke understreker at verft ikke er valgt for prosjektet.

Det bekrefter Magnar Fagerbakke – VP Marketing & Contrakt i riggselskapet overfor Offshore.no. Plukker fra de tre første COSL har allerede tre semi-rigger bygget i Kina på Statoil-kontrakt og ønsker å dra stordriftsfordeler når rigg nummer fire kommer andre kvartal 2015. Den er per i dag uten jobb og nå 75 prosent ferdig. Selskapet har i dag en ordreserve på 33 milliarder kroner inklusiv opsjonene i sine eksisterende kontrakter, men jakter nå inntekter for rigg fire. De tre første riggene er helt like, mens COSLProspector også kan jobbe i mer værharde områder. Fagerbakke er klar på at de skal dra fordeler ut av å kunne drifte enda en rigg i Norge. - Vi skal gå gjennom reservedelene til de tre andre riggene og se hva vi kan bruke på COSLProspector. I tillegg ønsker vi å øke de stordriftsfordelene vi alt har og bygge videre opp Mongstad som forsyningsbase, sier han. Bruker norske leverandører Riggen bygges i Kina, men prosjektet hadde ikke kommet i havn om det ikke

66 Offshore+

Andre leverandører som har gjort butikk på COSL-riggene og som kan vinne oppdrag på nummer fire er NOV, Rolls-Royce, Depro, Norsafe, Nymo, Siemens, Wärtsilä, Kongsberg Maritime, Global Maritime og DNV. Koster halvparten Forretningsidéen til COSL Drilling Europe baserer seg på at mange av riggene på norsk sokkel er for store og dyre i forhold til de mest vanlige arbeidsoppgavene i Norge. De aller fleste brønnene på norsk sokkel bores i områder med maks vanndyp på 450 meter. Derfor valgte COSL å bygge mindre rigger tilpasset disse vanndypene. Alle tre riggene jobber i dag for Statoil på norsk sokkel og scorer normalt meget godt på oljeselskapets månedlige effektivtetsmålinger. - Byggekostnaden på våre rigger er cirka 50 prosent av de store enhetene på norsk sokkel. Det som er helt sikkert er at de ikke er dobbelt så effektive. Det er en overkapasitet på dypvannsrigger i Norge, sier Fagerbakke.

In these conditions, who do you trust to hold it together? Demanding subsea environments need engineering excellence. That’s why BST has put over 25 years of investment, development and testing into a high integrity fastener that’s fully traceable, meets international standards or your own specification, and gives you peace of mind to focus on your core business.

Please contact us on (0044) 1902 724 800 or email sales@bstsupplies.com www.bstsupplies.com BST Supplies Ltd, Zenith, Fordhouse Road, Bushbury Wolverhampton, West Midlands, WV10 9FB, Great Britain Illustration: Courtesy of © 2013 Aker Solutions

BST_123121_Advert_184x68_sa_v3 REPRO.indd 1

13/09/2013 15:14

Offshore & Energy 2-sept (184x68 mm)

Hydraulikk verktøy og løsninger for offshore industrien Enerpac leverer en komplett serie kraftige kvalitetsverktøy som er utviklet for å øke produktivitet og ytelse.

OSLO T: 22 90 02 00 • BERGEN T: 55 22 63 00 • ÅLESUND T: 70 19 18 00 KRISTIANSAND T: 47 48 67 63 • GRENLAND T: 40 76 37 03 • TRONDHEIM T: 92 67 90 37 www.mkl.no • firmapost@mkl.no

8807_MKL_O&E_Offshore_184x68_2sept_2.indd 1

9/5/13 2:27 PM

NORSelast® er en norskprodusert polyuretan elastomer utviklet for ekstrem belastning og lang levetid i krevende maritime omgivelser. Strukturplast formstøper alle typer beskyttelsesstrukturer i NORSelast®. Bøyebegrensere, guideringer, klammer og rørbeskyttelse er eksempler på komponenter som krever NORSelast® - et ekstremt sterkt, elastisk og slitesterkt materiale med gode støt- og vibrasjonsdempende egenskaper. www.norselast.no

Offshore+

OTD GUIDE 15 Stavanger, Norway (22)-23-24 October 2013

OTD I TALL

DIN GUIDE TIL OTD 23-24 oktober braker det løst med OTD i Stavanger Forum. I løpet av disse dagene skal tusenvis av personer besøke messen, over 100 personer kommer til å få en ny jobb, og flere titalls foredrag vil bli avholdt. Her bringer vi din guide til messen, slik at du får et best mulig utbytte enten du er besøkende, utstiller eller Young Professional.

Hva er OTD? OTD er Norges største årlige oljemesse, som holdes annenhvert år i henholdsvis Bergen og Stavanger. Messen ble opprinnelig utviklet sammen med leverandørbedrifter innen olje, gass og energi, og avholdes i år for 15 gang. OTD har som målsetning å være den mest effektive oljemessen i markedet. Gjennom en rekke tiltak legges det til rette for at både utstillere og besøkende skal få bruke tiden sin til det som teller - bygge nettverk, inngå forretningssamtaler, bli inspirert og - ikke minst senke skuldrene på våre networking arrangementer hvor en koser seg i festlige omgivelser sammen med resten av bransjen.

Få de siste oppdateringer på sosiale medier: facebook.com/ offshoredays

25.000 510 3000 410 36 40

Besøkende Utstillere Young Professionals Speed Networking møter Nasjoner Tekniske presentasjoner

UTSTILLING 510 av de mest relevante leverandørbedriftene innen olje, gass og energi stiller ut sine tjenester og produkter under OTD2013.

NETWORKING De sosiale arrangementene hvor deltakerne kan senke skuldrene, høre på god musikk og slappe av sammen med resten av bransjen.

SEMINARS OTD Technology Conference i samarbeid med CMR og IRIS, samt Speed-intervjuer, tekniske presentasjoner og foredrag.

YOUNG PROFESSIONALS

@offshoredays #OTD13

To E39 / City centre

Rekrutterende bedrifter møter studenter og nyutdannede i vårt YP-område. Speed-intervjuer, seminarer og guidede turer til bedrifter.

OCTOBERFEST Deltakerne kjøres i busser til Randaberg Arena

BUSS Bussholdeplass utenfor inngang ved hall J

SPISING OTD Cafè i hallene B, D og R, samt i YP-loungen.

INFOPUNKTER Infopunkter finner du i hall B, J og R

REGISTRERING Registreringsområder ved inngang i hall J og B

TAXI Taxiholdeplass utenfor Hall B

To Randaberg Arena, Randaberg

ENTRANCE/REGISTRATION

Rogaland Art Museum

BUS

R A O

First Hotel Alstor

C D

Sandnes

B TAXI

ENTRANCE/REGISTRATION

KONFERANSE Rom for konferanse og andre møter i hall A og K

feltutbygging

Trans Construction AS (ATC) is a leading EPC contractor, who provide standard and customized container / module solutions to the Offshore and Onshore industry.

Trans Construction AS

We can help with design, layout, structural calculations, 3D modeling and all the normal disciplines such as: • Mild steel, Stainless steel and Aluminium • Firefighting Active / Passive • Noise • HVAC • Electro, controls, instrumentation and telecom • Outfitting

standard

containers

oversize

containers

constructions

Meet us at OTD Hall J, stand nr 5405

phone: +47 63 92 45 00

Fru Berg

www.atcno.com

welded

Mastec is a finely-tuned teaM

that wants our customers to win their race. As a subcontractor, we have all the team members needed to deal with major industrial projects. Our team of 400 employees focus to deliver components and systems to customers with high demands in segments such as Oil & Gas, Defence, Medtech and Engineering Vehicle.

Our services. Machining // Sheet metal processing // Welding // Injection moulding // Assembly // Testing and Inspection // Strategic Purchasing // Project Management // Engineering

69 Offshore+

Datorgatan 4, SE-561 33 Huskvarna, SWEDEN info@mastec.se | www.mastec.se

OTD GUIDE

GUIDED TOURS OTD GUIDE

FREE COFF BAGUETTE MINERAL W

TECHNICAL

PÅ OTD SOM YOUNG PROFESSIONALS OTD Young Professionals bygger bro mellom studenter og nyutdannede og bedriftene som etterspør kompetansen deres. Mer enn 3000 studenter ventes til OTD, som er norges største rekrutteringsarena innen olje, gass og energi.

PRESENTATIONS SPEED INTERVIEWS

GUIDED TOURS

FREE COFFEE, BAGUETTE & FREE COFFEE, MINERAL WATER

STUDENT SEMINARS

BAGUETTE & MINERAL WATER

Young Professionals har en egen lounge inne på OTD-området hvor flere titalls utstillere har stands som er spesielt rettet mot rekruttering og dialog mot YP-besøkende.

3000 studenter forventes til OTD 120 deltakere fikk jobb under forrige OTD 50 bedrifter med stands Tekniske foredrag SPEED FMC Subsea School Speed Interviews Nettverksarrangementer

Jeg håper å få en jobb i løpet av OTD-dagene.

INTERVIEWS

GUIDED TOURS

“

Jeg vil utvide nettverket mitt og bli kjent med nye mennesker

Jeg vil vite mer om hvilke muligheter og krav som finnes

TECHNICAL

PRESENTATIONS

Vår anbefaling: Speed Interviews - 1 til 1 møter på 15 min. med rekrutterende bedrifter. Mange har fått jobb på denne måten.

Vår anbefaling: Bli med på networkingarrangementene våre på kveldstid, eller snakk med bedriftene som har stands på YP-området.

TECHNICAL

PRESENTATIONS

SPEED INTERVIEWS

Forventninger fra Young Professionals

“

TECHNICAL

PRESENTATIONS

Vår anbefaling: Snakk med bedriftene på standene, gå på Student Seminars eller Speed Seminars.

STUDENT SEMINARS

OTD GUIDE

OTD Technology Conference Forskningsdrevet innovasjon – fra idé til økt utvinning og sikkerhet TID: ONSDAG 23. OKTOBER 10:00-15:00 STED: SF, HALL K, RUNDE

Christian Michelsen Research (CMR) og IRIS representerer de teknologiske forskningsmiljøene i OTD-byene Bergen og Stavanger. CMR og IRIS er bindeledd mellom industri og universitetene UiB og UiS. Sammen vil vi vise suksess-historier om grunder-bedrifter som har tatt sine ideer fram til kommersiell virksomhet og nå løser viktige tekniske utfordringer for økt utvinning, miljø og sikkerhet. Spisskompetanse fra forskningsinstituttene, tilrettelagt offentlig finan siering og starthjelp fra oljeselskapene er viktige elementer i tillegg til grunderånd sier Magne Husebø, teknologidirektør for CMR Instrumentation ved Christian Michelsen Research i Bergen. Ideen kom opp i fjor vinter og CMR utfordret OTD-ledelsen på mer fokus på teknologiinnovasjon på årets OTD og dermed ble CMR og IRIS involvert i utvikling av OTD Technology Conference:

Tanken bak årets OTD Technology Conference:

Teknologi som utvikles og utfordringene som skal løses innen O&G blir stadig mer kompliserte. De aller minste ting som skal gjøres er teknologistyrt og nye og bedre løsninger er mulig å få frem på de fleste områder. Påvirkning og styring av reservoar og brønner, havbunns-fabrikker, miljø- og sikkerhetskrav og smartere løsninger som reduserer vedlikeholdsbehovet for eksisterende og aldrende plattformer er oppgaver som krever nye tanker og bred innsats. Foredragene på årets OTD Technology Conference skal stimulere små og store bedrifter til teknologiinnovasjon i samspill mellom industri og forskning med ulike former for kapitaltilgang. Årets seminarprogram har fokus på forskningsdrevet innovasjon med presentasjoner som gir gode eksempler på: Vellykkede samarbeidsprosjekt fra ide til produkt for små/ mellomstore bedrifter ved hjelp av støtte fra NFR og FoU-kapasitet fra CMR og IRIS. Sentersatsinger som verktøy for forskningsdrevet innovasjon. Oljeselskapenes finansieringsordninger. Presentasjon fra OG21 og Forskningsrådet som beskriver hvordan industri og forskning sammen enes om prioritering for de midler som tildeles gjennom Forskningsrådets finansieringsprogrammer. Så årets teknologi-fokus på «Forskningsdrevet innovasjon» er et viktig element, der for eksempel forskningsinstitutter med bidrag fra myndighetenes støtteordninger kan utføre FoUoppdrag for bedrifter uten egen forskningskompetanse og bidra med spesialkompetanse som supplerer de store selskapenes egen kompetanse, sier Husebø. Av innleggene kan nevnes Anders Dalland fra ProAnalysis AS. Han skal fortelle om selskapets utvikling og vekst, basert på teknologi for måling av olje i vann, en ide fra norsk medisinsk forskning som har blitt en global suksess. Og Metas AS er også på plass med sin toppsjef Olav Birkeland. Metas har vokst på utvikling av måleteknologi for marin overvåking, spesielt ved bruk av avansert subsea ultralydteknologi. Foto:CMR / Tekst:CMR

Telefon: 66 77 83 20 Telefax: 66 77 83 29 Postboks 176, 1377 Billingstad E-post: treotham@treotham.no

www.treotham.no

feltutbygging

Statoil vil ikke ha flere leverandører Oljeselskapet har allerede 12.000 og ingen av dem får full score. tekst: John Økland jo@offshore.no

Statoil kommer til å kjøpe for mellom 150 og 200 milliarder kroner de kommende årene og 70 prosent av dette er i Norge. De gir i dag jobb til omtrent 12.000 små og store leverandører.

Dette krever Statoil Under Oljebransjens innkjøpskonferanse i Stavanger listet han opp Statoils forventninger til leverandørene uansett hvor store og erfarne de er.

Får ikke hele varen Og enda flere nye selskaper ønsker å lande avtaler med giganten. Men de må belage seg på å stå i kø, for Statoil mener det allerede er for mange.

Slora vektla tre prioriterte områder for Statoil i sitt innlegg.

- Det er nok for mange i forhold til hva vi klarer å håndtere. Vårt ønske er ikke flere leverandører, men heller bli enda tydeligere på hva vi forventer i en leveranse og at vi kan gjøre dette tidligere i avtaleprosessen. Det sier Geir Slora, Senior vice president Strategy and supplier relations til Offshore.no. Han peker på at oljebransjen har hatt, og fortsatt har, en tradisjon for ikke å få det man har bestilt. Med Statoil som den største innkjøperen i norsk olje, kjenner de på problemet mest. - Det er levert 70-80 prosent av det som er bestilt – noe som fortsatt er et problem i bransjen. Leveringspresisjonen har ikke vært god nok, sier han. Slora sammenlikner det med å kjøpe en bil og så få den – med bare tre hjul. Mye av Statoils tid går med på å følge opp relativt små avtaler, så at enda flere vil inn i olje gjør bare problemet større.

Sikkerhet, gjennomføring og konkurransedyktighet er hovedpunktene som de vektlegger. Rent konkret krever de følgende av sine leverandører.

Må være trygg og bærekraftig som et fundament for høy ytelse Må ha interne mål på linje med Statoil Må bruke standarder og produktivitetsmålinger for kontinuerlig forbedringer Må være ansvarlig Må ha en standard i sine utførsler - Vi har ingen annen agenda enn å plukke ut den beste leverandøren, sa Geir Slora i sitt foredrag. Han sier videre at selv med 12.000 leverandører er ingen nummer 1 – ingen er optimal. - Vi har mange som er optimale noen steder, noen ganger innen noen områder. Per nå pøses det mer inn i bransjen og det er ikke bærekraftig.

www.olvondo.no Contract manufacturing Engineering Procurement Machining Weld cladding

Offshore+

• • • • •

NDT Assembly Test Deep water quay Heavy crane capacities

Vårt ønske er ikke flere leverandører, men heller bli enda tydeligere på hva vi forventer i en leveranse. Geir Slora, Statoil

Fire Protection Engineering AS

feltutbygging

Fire Fighting Systems Fire Protection Engineering AS (FPE) is a leading supplier of fire fighting systems to the oil and gas industry. FPE supplies complete projects, including project management, design, engineering, production and assembly, installation and commissioning, training, maintenance and service. FPE has strengthened its position as a full-range supplier to newbuildings, maintenance and modification (MMO), as well as the aftermarket. A substantial part of FPE’s deliveries goes to international markets. The company’s main office is at Forus outside Stavanger, Norway. Branch Office is in Houston, USA.

Sontum Fire & Safety AS

Total Supplier Fire and safety equipment - products and services to the oil & gas industry, onshore / offshore, maritime, industrial land-based industries and the military. Sontum has been in the market since 1983, has 43 employees and offers: Planning and implementation of planned maintenance Inspection and recertification of fire safety on- & offshore Pressure Testing Maintenance and modification Filling of fire extinguishers Training courses for fire, first aid, safety and fire- and evacuation drills. We provide solutions acc. to requirements, regulatory requirements and ambitions.

Meet us OTD2013 - Stand. 2703 in Hall B Try the full-scale test of fire extinguishing with INERGEN gas! INERGEN - lowers the oxygen levels so that nothing burns Look for our demo container and register! For more information - visit our website www.sontum.no

Kanalarmen 12, 4033 Stavanager www.fpe.no - +47 51 95 92 92 - post@fpe.no 75

Ormahaugvegen 3, 5363 Ågotnes www.sontum.no - +47 56 31 29 29 - brann@sontum.no Offshore+

feltutbygging

Knytter Maria til felt i nærheten Maria blir bygget ut som en tieback. Men blir det til Heidrun, Kristin eller Åsgard? tekst: Ane Madsen am@offshore.no

Et av de viktigste prosjektene til Wintershall er Maria-funnet. Maria 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. To alternativer Wintershall har vurdert to utbyggingsløsninger. Det ene alternativet var en FPSO - det andre en subsea tieback til Heidrun, Kristin eller Åsgard. Under Innkjøpskonferansen i Stavanger bekreftet Cecilie Tefre, sjef for anskaffelser i Wintershall Norge, at selskapet går for en subsea tiebackløsning. Tefre la til at dette ennå ikke er formelt bestemt. PUD er ventet innlevert i 2014, og Wintershall sikter mot produksjon fra Maria i 2018. Tidobler produksjonen Gigantavtalen med Statoil, der Wintershall blant

annet blir operatør på Brage-feltet, sørger for at selskapet tidobler produksjonen i Norge - fra 3.000 til nesten 40.000 fat per dag. – Vi har mye å gjøre når det kommer til Brage, men mye er på plass også. Wintershall har vært så heldige å få overta hele 226 av 232 kontrakter som de var hos Statoil. Her gjorde Statoil en fantastisk jobb, sier Tefre. Eventyrlig vekst De neste årene planlegger Wintershall Norge en eventyrlig vekst i sin produksjon i Norge og Storbritannia. Selskapet er blitt en stor aktør og ledende operatør på norsk sokkel, med full livssyklus og langsiktig satsing. 50 prosent av Winterhalls globale letebudsjettet er brukt i Norge i perioden 2010-2013. Innen 2015 skal selskapet ha investert mer enn to milliarder euro i lete- og

Stockist and Supplier of Special Steels and Metals: Forgings, Bars, Plates, Sheets, Pipes, Flanges and Fittings. NORSOK/NACE/PED www.prosessmetall.no

Offshore+

produksjonsvirksomhet. Wintershall er operatør i følgende funn på norsk sokkel: Maria, Rodriguez, Grosbeak, Skarfjell og Asha. Selskapet har også eierandeler i følgende feltutbygginger/drivverdige funn: Yme (10 prosent), Astero (25 prosent), Edvard Grieg (15 prosent), og Knarr (20 prosent). Alle disse er på norsk sokkel. Selskapet har også andeler i flere funn på britisk sokkel. – Vi kommer til å bli en vesentlig aktør på norsk sokkel, og vi er kommet for å bli. For to og et halvt år siden var vi hundre ansatte. I løpet av 2013 runder vi 500. Det vil jeg si er en formidabel vekst, sier Tefre.

Prosessmetall AS Slettebrekkdalen 1 N-5303 Follese Tel: +47 415 96 500 contact@prosessmetall.no

Visit us during OTD 2013 Hall B booth no. 2303

feltutbygging

Offshore+

jobbmarked feltutbygging

Nå er boomen i ferd med å avta Utflatingen er resultat av et mer stabilt investeringsnivå, økt outsourcing og uteetableringer hos norske selskaper. Runar Rugtvedt, Norsk Industri

Foto: Fredrik Arff for Beerenberg

Mange leverandører rekrutterer færre fremover. tekst: Ane Madsen am@offshore.no

– Vi ser ikke lenger den samme offensiviteten i markedet når det kommer til rekruttering. Det sier Runar Rugtvedt, bransjesjef for olje og gass i Norsk Industri. – Veksten flater ut Ifølge Rugtvedt er det generelle bildet for de største leverandørselskapene i oljeindustrien i ferd med å endre seg. – De fem-seks største selskapene har hatt en veldig stor økning i antall ansatte de siste to årene. Nå ser vi at denne sterke veksten flater ut, noe som er forventet. Utflatingen er resultat av et mer stabilt investeringsnivå, økt outsourcing og uteetableringer hos norske selskaper. En annen årsak kan sees i sammenheng med at flere oljeselskaper utsetter eller skyver på prosjekter, sier Rugtvedt. Han mener rekrutteringsbehovet vil normalisere seg over tid - men sysselsettingen vil fortsatt være på et veldig høyt nivå.

Offshore+

Kannibalisme – Vi ser også at selskapene driver til dels med det vi kan kalle kannibalisme, det vil si at de «stjeler» arbeidskraft fra hverandre. Men det er et fritt arbeidsmarked, så dette er noe av dynamikken, forteller Rugtvedt. Ifølge Rugtvedt er rekrutteringen nå mer rettet mot å fylle opp behov for spesiell kompetanse, og den er avhengig av ordretilgang og prosjekter som selskapene lander. – Vi trenger også andre typer arbeidskraft enn ingeniører og fagarbeidere. Innen IKT, finans, markedsføring og personal er det også behov for folk, og vi må få ungdommen til å se at teknologiindustrien har svært allsidige og interessante jobbmuligheter, sier Rugtvedt. Allsidig erfaring verdsettes Bransjesjefen forteller at de store selskapene har lettere for å rekruttere, rett og slett fordi de er godt profilert og har mange stillinger å tilby.

feltutbygging

Foto: FMC Kristiansund

– Men for nyutdannede kan det være vel så bra, om ikke bedre, å starte opp i et lite eller mellomstort selskap. Det vil de ha stor nytte av, og her får de allsidig erfaring. Dette verdsettes hos de større selskapene når folk søker seg videre, sier Rugtvedt om tilbakemeldingene han har fått. Han nevner også at det er behov for en kontinuerlig ettervekst i selskapene, på grunn av ansatte som går av med pensjon.

Aibel ansetter dermed færre i år enn i fjor. – Når det er sagt er det verdt å merke seg at både 2011 og 2012 var ekstreme i den forstand at vi ansatte nærmere 1000 nye medarbeidere hvert år. Planen for 2013 viser at antall nye medarbeidere vil bli lavere, sier Sandal. FMC Technologies – har rekruttert i forkant Selskapet har hentet inn 1600 nye personer til operasjoner ut fra Norge de

– Det er hele tiden behov for fornyelse. Utviklingen i markedet Basert på samtaler med flere konsernsjefer like før sommeren, oppsummerer Rugtvedt utviklingen i markedet slik: · Utflating av veksten både for markedet i Norge og internasjonalt (som forventet). · Noe mer usikkerhet i bransjen på grunn av fremtidige olje- og gasspriser, samt skatteskjerpelse på utbygging av nye felt i Norge. · Ved de store verftene i Norge, preges den langsiktige sysselsettingen noe av at mange store prosjekter til norsk sokkel er satt bort til verft i Asia. · Noen prosjekter skyves på av oljeselskapene både i Norge og internasjonalt. Blant annet har Australia satt bremsene på. · Rekrutteringen normaliseres, men de fleste er fortsatt på jakt etter personell med «rett kompetanse». · Flere av leverandørselskapene har bygd opp betydelig ressurstilgang internasjonalt, både ved uteetableringer og ved bruk av underleverandører. Det gjelder både ingeniører og fagarbeidere. · En del selskaper har en god buffer gjennom innleide ressurser både på fagarbeider- og ingeniørsiden. · Generelt stor aktivitet fremover, og det stabiliserer seg på et høyt nivå som etter hvert blir normalsituasjonen. Dette stemmer med prognosene til Oljedirektoratet, SSB og Rystad Energy.

Lapping av ventiler og tetninger På OTD viser vi: Innvendig lapping av ventiler Planlapping av ventiler og mekaniske tetninger Måling av planhet og overflateruhet

Velkommen til stand 5602 i Hall J Vi har utstyret du trenger for å oppnå optimal overflatefinish!

· Solid og stabilt vedlikeholds- og modifikasjonsmarked på norsk sokkel. Dette sier noen av oljeserviceselskapene angående rekruttering og utsiktene fremover: AIBEL – ansetter færre i år enn i fjor I årets åtte første måneder har Aibel ansatt cirka 500 nye medarbeidere i Norge og internasjonalt. Selskapet planlegger en lavere takt for resten av 2013. – Aibel har fortsatt behov for nye medarbeidere. Per i dag har vi 75 ledige stillinger. Men for både ingeniører og andre yrkesgrupper vil behovet være lavere i høst og vinter, sier Bjørg Sandal, kommunikasjonsdirektør i Aibel.

Offshore+

Kontakt oss på tlf. 35 91 51 20 www.abc-maskin.no

jobbmarked feltutbygging

siste to årene. – Vi har derfor rekruttert i forkant av forventet behov, og mener oss nå godt rustet til å håndtere oppdragsmengden vi ser fremover. Det er da naturlig at rekrutteringstakten flater noe ut det kommende året, sier Kjersti Løken, kommunikasjonssjef for subsea region øst i FMC Technologies. FMC Technologies ser en tendens til at oljeselskapene utsetter planlagte subseaprosjekter. – Dette skaper større uforutsigbarhet for leverandørindustrien. Subseamarkedet som dekkes ut fra Norge, altså Nordsjøen, Afrika, Det kaspiske hav og Russland, har ganske riktig stabilisert seg på et høyt nivå og er fortsatt attraktivt. I tillegg er servicebiten av markedet fortsatt i sterk vekst. Vårt fokus er derfor å holde vår posisjon og konkurransekraft gjennom å utvikle industriledende teknologiske og kostnadseffektive

BEERENBERG – økning i ingeniørstillinger Beerenberg har opplevd, og opplever fortsatt, god interesse for ingeniørstillingene som lyses ut. – Vi har hatt en stabil vekst i antall ingeniørstillinger vi lyser ut. Vi ligger an til å vokse med cirka 500 medarbeidere de neste tre årene, altså en vekst på i overkant av 150 medarbeidere i året, sier kommunikasjonssjef i Beerenberg, Ole Klemsdal. Beerenberg trenger ingeniører og andre fagarbeidere i alle disipliner, både innen vedlikehold, modifikasjoner, og kaldarbeidskonsepter. – Dette innbefatter faggrupper som ingeniører, stillasarbeidere, overflatebehandlere, isolatører, mekanikere, TT-personell, i tillegg til administrativt personell. Også i forbindelse med veksten i vår isolasjonsproduktserie Benarx, trenger vi folk, sier Klemsdal.

løsninger som optimaliserer oljeutvinning for våre kunder, sier Løken.

VIRKSOMHETSOMRÅDE LEVERER TEKNOLOGISKE LØSNINGER TIL INSTALLASJONER UNDER VANN

NETTVERK SUBSEA EASTNET DELTAKERE I NETTERKET CHS NOR AS

INTEK AS

MOLSTAD MODELL & FORM AS

MJØSPLAST AS

PROTOMEK AS

RAUFOSS OFFSHORE AS

THUNE PRODUKTER AS

HAPRO AS

SINTEF RAUFOSS MANUFACTORING AS

EAB ENGENEERING AS

STAND ADRESSE:

3603

www.subseaeastnet.no

80 Offshore+

feltutbygging

Venter rekordinvesteringer Oljeselskapene anslår at investeringene for olje- og gassektoren blir klart høyere i 2013 enn de var i 2012. Veksten ventes å fortsette neste år. tekst: John Økland jo@offshore.no

De nye anslagene fra oljeselskapene antyder at investeringene til olje- og gassvirksomheten, inkludert rørtransport, vil beløpe seg til 212,8 milliarder kroner i 2013, viser tall fra Statistisk sentralbyrå Anslaget har steget i løpet av året og er hele 15 prosent over sammenlignbare tall for 2012. Anslaget for 2014 øker nå til hele 215,1 milliarder kroner, 5,4 prosent høyere enn tilsvarende anslag for 2013. Dette er det høyeste anslaget siden SSB startet investeringstellingen i 1985. Det er anslagene for investeringene til feltutbygging, felt i drift, landvirksomhet og rørtransport som øker sammenlignet med tilsvarende anslag for 2013, gitt i 3. kvartal 2012. Bare anslagene for letevirksomheten viser nedgang. 2014-anslaget er 6,9 milliarder høyere enn oppgitt i forrige kvartal.

Investeringsanslaget til felt samlet, det vil si feltutbygging og felt i drift, utgjør nær 80 prosent av det samlede investeringsanslaget for 2014. Feltinvesteringene oppgis nå å bli hele 170,3 milliarder kroner, 5,1 milliarder kroner høyere enn oppgitt i 2. kvartal. Sammenlignet med tilsvarende anslag for 2013, er anslaget for 2014 11,3 milliarder kroner høyere. Investeringene til letevirksomheten i 2014 er nå anslått til 32,8 milliarder kroner. Dette er riktignok 2 milliarder mer enn oppgitt i 2. kvartal, men likevel hele 7,9 milliarder lavere enn tilsvarende tall for 2013, gitt i 3. kvartal 2012. Det aller meste av nedgangen fra tilsvarende 2013-anslag kommer innenfor leteboring, det vil si boring av undersøkelses- og avgrensningsbrønner. Nedgangen innenfor geologiske undersøkelser og seismikk er moderat.

Telefon: 66 77 83 20 Telefax: 66 77 83 29 Postboks 176, 1377 Billingstad E-post: treotham@treotham.no

www.treotham.no 81

Offshore+

Foto: Anette Westgard, Statoil.

HEAVY IDEAS

LIGHT SOLUTIONS Your one-stop-shop for composite production

us at ! Meet tavanger S 013 307 OTD2 stand 4 D l Hal e call Pleas 54090 35-3 +46-7 set up to eting a me

We work with - carbon fiber - glass fiber - synthethic fiber using - autoclave - press - vaccum infusion - resin transfer moulding (RTM) supplying - development - prototypes - small & large products - short & long series for - demanding customers in - offshore industry - automotive - medical products - space

Elitkomposit AB Uddevalla - Sweden +46-522-65 77 60 info@elitkomposit.se

feltutbygging

Klare for den store prøven Nå må Ivar Aasen leveres til rett tid og pris. tekst: Ane Madsen am@offshore.no

Det norske står foran spennende tider. Ivar Aasen blir den virkelig store prøven for selskapet som til nå har vært regnet som et av de mest aggressive leteselskapene på norsk sokkel. – Vi har jobbet mye med ulike konsepter, og vi har vært aktive på letingen. Fra 2011 har vi fått mer fart og retning på det som går på utbygging, forteller Lars Petter Hoven, som er kontrakt- og innkjøpsmanager i Det norske. Jette er viktig Selskapet leverte PUD på Jette i 2011, og fikk sin første egenproduserte olje i mai i år. Jette produserer cirka 10.000 fat per dag, og er selskapets første utbygging som operatør. – Jette er viktig for Det norske. Feltet bidrar til både hopp i produksjonen og er et steg på veien for å bli ett fullverdig oljeselskap. Det innebærer at vi både leter, bygger ut og driver egen produksjon, sier Hoven. Det norske har vært med tre på av de største funnene siden 2005. De har deltatt i både Johan

Sverdrup, Geitungen og Ivar Aasen. Må levere på Aasen Ivar Aasen er cirka ti ganger større enn Jette, og Det norske kommer til å bli en betydelig aktør på norsk sokkel i årene som kommer. – Ivar Aasen er med på å bygge Det norske. Vår viktigste oppgave er å levere Aasen på tid og kost, sier Lars Petter Hoven. Partnere i Ivar Aasen er Statoil med 50 prosent og Bayerngas med 15 prosent. Første olje er planlagt i slutten av 2016. Det norske er operatør med 35 prosent eierandel. Ifølge selskapet er fremdriften på Aasen god, og i henhold til planen. 100 milliarder Det norskes andel av produksjonen ligger på 16.000 fat oljeekvivalenter per dag fra fjerde kvartal 2016 og 23.000 fat oljeekvivalenter per dag på platå i 2019. Totale investeringer for prosjektet er anslått til 24,7 milliarder kroner. Den økonomiske levetiden for Ivar Aasen-feltet

82 Offshore+

kan bli 20 år, avhengig av oljepris og produksjonsutvikling. Med dagens oljepris er forventet bruttoinntekt gjennom feltets økonomiske levetid rundt 100 milliarder kroner. Feltet har en felles utbygging med Edvard Grieg-feltet. Nå gjelder det for Det norske å klare og levere på tid og til rett pris. Det norske har også en eierandel på 3,3 prosent i Gina Krog-feltet, som har planlagt produksjonsstart i 2017. Johan Sverdrup Men Det Norskes største verdi er Johan Sverdrup som etter planen skal komme i produksjon i 2018. Her har Det Norske 20 prosent eierandel i PL 265, og 22 prosent eierandel i PL 502. I løpet av fjerde kvartal i 2013 vil partnerne i feltet foreta konseptvalg for en av de største utbyggingene på norsk sokkel noensinne. Det norske ble tildelt fire nye lisenser i 22. runde, av dette to som operatør. Alle lisensene er i Barentshavet.

feltutbygging

Visit nd us at sta B 2507 v

BARTEC TECHNOR’s stainless steel 316L tailor made enclosures and solutions for hazardous areas • • • • • •

Increased safety cabinets, junction boxes Flameproof enclosures Helideck lighting Flash beacons PTZ camera housings High Voltage Junction boxes

BARTEC TECHNOR AS

NO-4003 Stavanger

Tel.: +47 51844100

www.bartec-technor.no

mail@bartec-technor.no

www.ef.no/efc

100% FOKUS PÅ DET SPRÅKET DU BEHØVER FOR Å LØFTE DIN KARRIERE! Vi tilbyr språkkurs i businessengelsk – skreddersydd etter dine behov. Våre tilpassende engelskkurs for olje- og gassindustrien er den mest ideelle og effektive måten å forberede de språkferdighetene du behøver til ditt daglige arbeid.

Ta kontakt med oss i dag for å booke ditt kurs, på telefon +47 970 59 195 eller på mail doruntina.disha@ef.com

Vi tilbyr deg nå

Skreddersydde språkkurs i utlandet

15% rabasittne*ss

* Generelle vilkår: Book inn senest 29. november med avreise innen 28. mars 2014. Kursene kan ikke kombineres med andre kurs

C13_abroad_oil&gas-NO.indd 1

83 Offshore+

på alle våre bu ! Engelske kurs

16/09/2013 14:53

feltutbygging

19 nye felt på vei De Neste årene ventes det innlevering av planer for hele 19 nye felt i Norge.

Barentshavet 7220/8-1 Skrugard og 7220/7-1 Havis

Oljedirektoratet forventer at en rekke nye prosjekter vil levere inn sin plan for utbygging og drift (PUD) snarlig. De har blinket ut hele 19 funn i sin oversikt over mulige PUD-er 2013/2014 og det er i Nordsjøen de forventer mest aktivitet. Likvel er mange spente på hva som skjer i Barentshavet med Johan Castberg (Skrugard/Havis).

Snøhvit Nord

Ved årsskifet var det 76 felt i produksjon og 16 under utbygging. I tillegg var det 84 funn til vurdering og 300 prosjekter pågikk for økt utvinning i produserende felter.

Hammerfest

Kirke

Nordsjøen

Tromsø

Please register

Norskehavet

Florø

34/8-13 A Titan 34/10-53 Gullfaks Rimfaksdalen Oseberg Delta 2 20/11-7 Fulla Bergen

Sandnessjøen

25/2-10 S Frigg Gamma Delta Frøy nyutbygging 6507/7-14 S Zidane 6406/3-8 Maria

Stavanger 6406/3-2 Trestakk

16/2-6 Johna Sverdrup 6407/6-6 Mikkel Sør

17/12-1 Bream

6406/9-1 Linnorm

Namsos

Kristiansand

Yme

6407/9-9 Hasselmus

Trondheim

1/5-2 Flyndre Hod - videreutvikling

Kristiansund

84 Offshore+

feltutbygging

New wireless vibration monitoring with high resolution data, ensures reliable operation on production and drilling rigs!

IKM Instrutek AS is a leading sales and service supplier within maritime navigation / communication, condition monitoring and test- / measurement instruments.

EAGLE - smart wireless solution! With Eagle from Acoem we offer an easy-to-deploy continues system for condition-based maintenance.

Close cooperation with our maritime and offshore customers ensures highest possible service level. The company has it`s head office in Larvik and dept. in Stavanger and Bergen. We have about 60 employees and a turnover of aproximately NOK 200 mill. We are a part of the IKM Group counting more than 2 500 employees and a turnover of aproximately 4,5 billion NOK.

FALCON - smart portable solution! With Falcon from Acoem we offer a collection, analysis and balancing tool with oustanding performance, accessible to all users.

IKM Instrutek AS is certified by DNV (DNV GL Group) as an approved service supplier engaged in condition monitoring of machinery onboard mobile offshore units and ships.

From our supplier Acoem, we offer comprehensive products and services comprising smart monitoring, diagnosis and solutions, drawing upon its unique expertise in the field of vibrations and acoustics.

www.IKM.com Phone: +47 33 16 57 00 marineservice.IKMinstrutek@IKM.no

For a limited periode - software of 7 000 euro is included!

Approval

Acoem.indd 1

25.09.2013 15:36:52

Offshore Service

We provide the full range of services required to ensure excellent performance and safe operation of offshore equipment and systems on rigs and offshore vessel all over the world.

BOP Handling Equipment – Lifting Equipment – Pipe Handling – Winches - Hydraulic Systems – Accommodation Bridges – Weathertight Hatches and Doors CARGOTEC NORWAY AS Bleivassvegen 105 5346 Ågotnes-Norway Tlf 56313300 www.cargotec.com

85 Offshore+

NÅ KAN ALLE VÆRE OLJEEKSPERTER Detaljert oversikt over alle rigger, felt og prosjekter koblet opp mot leverandører og nyheter fra norsk sokkel. Nye tjenester: Regn om alle relevante enheter med Offshore.no sin nye Unit Converter. Flere tjenester lanseres i september.

Se flere hundre SPENNENDE jobber innen olje- og gass på Offshore.no/jobb

Vi hjelper deg å finne de beste hodene: Henrik Svanæs, SERMEDIA, Oslo, Telefon: +47 48 29 83 67 E-post: henrik@sermedia.no

SERMEDIA

ENGINEERING

LAMBDA PRODUCTS

SURFACE TREATMENT

ARCHITECTURAL OUTFITTING

SCAFFOLDING

OFFSHORE

MAINTENANCE

ROPE ACCESS

INSULATION

ONSHORE

PASSIVE FIRE PROTECTION MODIFICATIONS

PROJECT MANAGEMENT

WE MAKE YOUR BUSINESS

By taking care of everything else, we ensure that our clients can concentrate on what they do best: their core business. Bilfinger (formerly BIS) is one of Norway’s leading service providers to the oil and gas industry. To find out what we can do for your business, and job opportunities: www.industrier.bilfinger.com

WORK