Offshorepluss - ONS-utgaven

NORGES MEST LESTE OLJEMAGASIN

Offshore+ fra Offshore.no nr. 3/2014

Utlendinger eier norsk oljeindustri Blant de 120 største selskapene på norsk sokkel har 1 av 3 norske eiere.

NEOLAB FOTO: PAAL AUDESTAD

KRAFTFULLE FORBINDELSER. SPV Vi vet at den maritime industrien og resten av samfunns– og næringslivet på Vestlandet trenger en kraftfull pådriver, et finanshus med lokal beslutningsmyndighet og dyktige rådgivere som kjenner bransjen.

VI ER HER

Vi tilbyr pålitelig levering i løpet av bare 24 timer.

LEVERER DE

I TIDE

JA

ER DET

NEI

Å FINNE DELENE JEG TRENGER?

Ikke ta sjansen.

HVER GANG?

JA

ENKELT NEI

Vi kan umiddelbart sende ut rundt 500 000 deler fra over 2500 merker, som du kjenner og stoler på.

JA

HAR DE GOD

Grrrrrr!

NEI

KUNDESTØTTE?

LAGERFØRER DE

ET STORT UTVALG

Det er enkelt og effektivt å finne det du trenger på nettstedet vårt.

NEI

DELER FRA

Au da ... ikke så bra.

LEDENDE MERKER? Ikke slå deg til ro med det nest beste.

HVEM ER MEST

PÅLITELIG

Det raske og vennlige kundestøtteteamet vårt er bare en telefonsamtale unna.

JA

TILBYR DE

NEI

GODE PRISER? Vår enkle, ukompliserte tilnærming sparer deg tid og penger. Vi holder oss konkurransedyktige ved å gi volumrabatter og å sjekke priser jevnlig.

JA

FOR Å SKAFFE DELENE JEG TRENGER?

Du kan stole på at du finner delene du trenger hos oss Ikke bare har vi levert i tide, hver gang i over 75 år, RS Components gir deg også noe uvurderlig – sinnsro.

no.rs-online.com

C O AS T CE N TE R BAS E AS

Meeting clients needs

Logistics and Harbour

Yard Services

Technical

Property

Coast Center Base AS • P.Box 55 • N-5347 Ågotnes • +47 56 32 30 00 • post@ccb.no • www.ccb.no Visit us at stand 565-4 / Hall E

24

HOURS A DAY 365 DAYS A YEAR

With Fugro Starfix operating around the clock, every day of the year, it’s vital that Fugro personnel provide continuous support to our customers, wherever they are in the world.

Proficient, well-trained personnel are central to that provision, delivering quality support that includes:• • •

24/7 dedicated telephone support Dedicated customer email support Localised experienced support from Fugro’s global presence

DUTY PHONE +47 911 09 620 support@starfix.com www.starfix.com

Fugro Survey AS +47 55 34 94 00

NORGES MEST LESTE OLJEMAGASIN

Offshore+ fra Offshore.no nr. 3/2014

Utlendinger eier norsk oljeindustri Blant de 120 største selskapene på norsk sokkel har 1 av 3 norske eiere.

Norges mest leste oljemagasin.

Offshore+ kan også leses med egen app i App Store og i nettleser.

offshorepluss.no

Offshore+ 3/2014 | innhold

22 38

Innhold

58

10

Ett av tre selskaper har norske eiere Utenlandske eiere dominerer norsk sokkel.

52

Fikser riggene offshore for å spare Slutt på dyre verftsopphold.

22

Tjener godt på Asia-avtalene To av tre kontrakter havner i Norge, likevel.

56

Milliardkuttene kan bli gull verdt De smarte kan gjøre god butikk på kutt.

26

Allierer seg i utlandet for Asia-jobber Blir med prosjektene til utlandet.

58

Vil bygge ny superplattform Ny utfordring fra Statoil.

30

Oljebransjen stopper uten innleie Tusenvis av innleide holder olje-Norge på skinner.

60

Bruker 70 prosent flere timer Norske prosjekter har blitt for dyre.

38

Må bruke utenlandske arbeidere Har ikke nok kvalifiserte folk.

84

Småpytter blir milliardbutikk Marginale felt blir butikk.

50

Rustne rigger på vei bort Gamle borerigger ikke gode nok.

86

Stort letekart for norsk sokkel!

Her jakter de etter det sorte gull.

Offshore+ | 7

Din neste Volvo kjøper du hos Volvo-forhandleren Kverneland Bil!

Kom innom for en hyggelig bilprat, og se vårt fullstendige utvalg av tilbud og biler.

BÅRD STENE Salgssjef, Stavanger Tlf. 452 59 682 E-post: bard.stene@kvernelandbil.no

SVEINUNG PAULSEN Salgssjef, Jæren Tlf. 996 91 740 E-post: sveinung.paulsen@kvernelandbil.no

MARIUS ASLAKSRUD Selger, Stavanger Tlf. 410 10 009 E-post: marius.aslaksrud@kvernelandbil.no

JARL APELAND Selger, Jæren Tlf. 928 11 043 E-post: jarl.apeland@kvernelandbil.no

Stavanger Stokkamyrveien 26, 4313 Sandnes.

Tlf. 51 84 03 00. kvernelandbil.no

Åpningstider Man, ons–fre 08.00 – 16.30 Tirs 08.00 – 20.00 Lør 10.00 – 14.00

Jæren Reevegen 11, 4340 Bryne.

Tlf. 51 77 16 10.

Åpningstider Man, ons–fre 09.00 – 16.00 Tirs 10.00 – 20.00 Lør 10.00 – 14.00

Offshore+ 3/2014 | LEDER

Utgiver Offshore.no AS www.offshore.no Hovedkontor Solheimsviken 18, 5058 solheimsviken tel: +47 55 20 72 00 fax: +47 55 20 72 01 redaksjonen@offshore.no

Riktig spørsmål til feil tid Hva skal vi leve av etter oljen tar slutt?

Ansvarlig redaktør Erlend Keilen ek@offshore.no RedakTØR John Økland jo@offshore.no Redaksjon Glenn Stangeland gs@offshore.no

redaktør john økland

S

elvutnevnte eksperter får med ujevne mellomrom spalteplass til å stille dette viktige spørsmålet. Det er et interessant spørsmål, men det haster ikke å svare på.

For fakta er at norsk oljeindustri går så det suser og kommer til å pumpe penger inn til felleskassen i mange tiår fremover.

Ane Madsen am@offshore.no Sjur Vågen sv@offshore.no Layout og design Krisedesign www.krisedesign.no

I 2012 var netto kontantstrøm fra oljevirksomheten til Norge over 400 milliarder kroner. Dette fordeler seg gjennom to store poster; skatter (232 milliarder) og statens direkte eierskap i felt på norsk sokkel (151 milliarder).

29 prosent av statens inntekter kom fra oljen dette året.

Annonser salg@offshore.no Trykkeri Merkur-Trykk AS www.merkurtrykk.no

Disse pengene har vært med på å bygge opp Statens pensjonsfond - Utland, eller Oljefondet som det rettferdig nok kalles i det daglige.

De neste tiårene har industrien rikelig med prosjekter å utvikle, som vil sikre penger til både barnehager og sykehjem.

colorlab.no The Norwegian Color Research Laboratory

Prosjektene ligger i nær fremtid i felt som Johan Sverdrup, Aasta Hansteen, Gina Krog, Edvard Grieg, Goliat, Martin Linge, Johan Castberg og Gudrun. Men vel så interessant er det faktum at av 434 funn på norsk sokkel er fortsatt 104 under

vurdering for utbygging. Bare i Ekofisk-området er det duket for oljefest i flere tiår fremover.

I denne delen av Nordsjøen ventes det å være massive ressurser igjen og vi teller nesten 30 funn her, av ulik karakter.

Ifølge tall fra Oljedirektoratet er inneholder funnporteføljen 88 funn ved utgangen av 2013.

De forventer at de totale utvinnbare ressursene på norsk sokkel er nesten 90 milliarder fat o.e.

Gjenværende ressurser er anslått til 50 milliarder fat o.e. Det ligger altså enorme mengder sort gull som bare venter på å bli funnet.

Den kan oppdages i nye områder som Barentshavet, men også nær gamle plattformer.

Beviset på dette er Statoils Gullfaks-funn fra april 2013. Gjennom målrettet arbeid klarte de å doble ressursene og forlenge levetiden.

Vi kan også få oss noen gigantiske overraskelser når vi leter steder vi har forsøkt før. Bare se på Johan Sverdrup-feltet. Lundins leterutine og nye tanker fikk en hel verden til å åpne øyene.

Lærdommen bør være at vi aldri vet som skjuler seg i bakken på norsk sokkel og at vi ikke er ferdig å lete.

Vi har ikke engang kommet halvveis.

Offshore+ | 9

CAN

1

USA

16

BER

1

G.C.

1

Her eies de 120 største selskapene Tekst Glenn Stangeland ILLUSTRASJON shutterstock

10 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Tallene som viser at norsk oljeindustri er langt fra norsk

Swe Nor GUE

46

5

Fin

2

UK 1 den 16 JER 1 NED2 FRA 7 GER 5 SUI LUX 2 2 2 ITA

2

CYP

2

SIN

1

AUS

1

Offshore+ | 11

Âť

Norsk sokkel er langt fra norsk 74 av 120 selskaper i Norge har utenlandske eiere.

Tekst Glenn Stangeland Foto shutterstock

D

et viser en gjennomgang Offshore+ har tatt av eierskapet i alle selskaper på norsk sokkel med 237 ansatte eller flere.

Listen omfatter både olje- og leverandørselskaper.

- Det er veldig interessante tall som blant annet reflekterer at vi har få store, norske, industrielle investeringsselskaper, slik Orkla og Hydro var og som Statoil kanskje kunne vært, sier bransjesjef Runar Rugtvedt i Norsk Industri.

Han mener at det i Norge er mer kultur for å investere i eiendom enn i teknologi.

- Det er et tankekors. Samtidig kunne vi ønsket et skattesystem som i større grad stimulerte til investeringer i teknologi, innovasjon og

12 | Offshore+

industriutvikling, spesielt siden vi er svært gode på akkurat dette. Aker og Kongsberg er to av unntakene, men vi har plass til ytterligere et par tilsvarende selskaper, med industrielle fokus og økonomiske muskler. Vi ser også at mange små teknologiselskaper er blitt kjøpt opp av store internasjonale aktører når de er på vei ut i markedet. Easywell er et eksempel på det. Mange gründere har gjort gode penger på å selge, men da er det litt synd at vi ikke har nok risikovillig kapital til å booste disse videre med norsk eierskap.

Tar norsk teknologi opp og fram Samtidig følger det mange goder med de mange internasjonale eierne. Historisk sett har norske selskaper vært avhengige av investeringer

utenfra for å drive industrien opp og fram.

- Vi er en liten nasjon med en liten økonomi i global målestokk. Oljeindustrien er internasjonal, og vi har utviklet veldig god og spiss teknologi, som har vært interessant for store globale aktører. Fram til nå har det vært svært positivt. Selskaper som FMC, Rolls-Royce og National Oilwell Varco har kommet til Norge, blitt værende og bidratt til verdiskapningen. I tillegg har de gitt norsk teknologi et betydelig større marked internasjonalt med sin adgang til nye markeder. Det samme gjelder for globale oljeselskaper som for eksempel ConocoPhillips, Shell og Total, sier Rugtvedt.

Han mener videre at utdanning er nøkkelen

Offshore+ 3/2014 | Tallene som viser at norsk oljeindustri er langt fra norsk

De ti største selskapene der norske interesser eier mer enn 50 prosent 1. Statoil ASA 2. Aker Solutions MMO AS 3. Aker Subsea AS 4. Kongsberg Maritime AS 5. Aker MH AS 6. Kværner Stord AS 7. Solstad Shipping AS 8. Omega AS 9. Aker Engineering & Technology AS 10. Aker Advantage AS De ti største selskapene der utenlandske interesser eier 50 prosent eller mer 1. Aibel 2. FMC Kongsberg Subsea AS 3. National Oilwell Varco AS 4. Rolls-Royce Marine AS 5. ConocoPhillips Norge 6. BIS Industrier AS 7. Sclumberger Norge AS 8. Adecco Solutions AS 9. Halliburton AS 10. Nexans Norway AS Listene er sortert på antallet ansatte. Vurdering av eierskap står for Offshore.no sin regning.

til fortsatt å tiltrekke seg utenlandsk valuta til norsk industri.

- For å sikre konkurransekraften og attraktiviteten, er det viktig at vi beholder våre fordeler som en høykompetent nasjon med god arbeidskultur. Derfor er det viktig at ungdommen ser at realfag og teknologi er framtiden, og at man ikke nå svartmaler situasjonen slik at rekrutteringen til disse fagene svikter.

- Det beste er eiere av kjøtt og blod Heller ikke fagforeningen har noe å utsette på måten de internasjonale eierne forvalter sine norske selskaper på.

ha langsiktige, seriøse og industrielle eiere. For oss er dette viktigere enn om eierne er norske eller utenlandske. Per i dag ser vi ingen tegn til at arbeidsplasser sitter løsere med utenlandsk enn med norsk eier. Dersom dette endrer seg, med for eksempel en økning i utflagging av arbeidsplasser, så vil situasjonen være en helt annen. Samtidig er det viktig at Staten beholder en stor eierpost i det som er lokomotivet på norsk sokkel, nemlig Statoil, selv om man i disse tider kan være uenige i måten dette eierskapet forvaltes på, sier kommunikasjonssjef Martin Steen i Industri Energi til Offshore+.

- Når eierne er seriøse og langsiktige, så gjør det ingenting om de er norske i tillegg. Bedriftseiere pleier generelt å være nærsynte når det kommer til for eksempel valg av hovedkontor, tildeling av forskningsressurser, teknologiutvikling og liknende. Det pleier å dryppe mest på klokkeren som står nærmest presten.

- Hva tenker dere om rene investeringsfond som eiere av norske industribedrifter?

- Det beste er eiere av kjøtt og blod, og som sammen med de ansatte vil utvikle selskapet langsiktig og seriøst.

- Aker Solutions og Kværner er to av unntakene.

Hva betyr det at disse forblir norske?

- Vi er opptatt av at norske industribedrifter skal

Offshore+ | 13

Nytt produkt sparer selskaper for millioner TermoRens as har klart å lage et produkt som er like effektivt på ytterflater som inne i rørsystemer. Etter flere års produktutvikling og tester var produktet Termorens Gel / Systemrens Gel ferdig utviklet tidlig i år. Produktet smøres på yttre flater som har korrosjon og i løpet av et døgn er all korrosjon borte.

TermoRens operatører i Haugesund.

Før og etter rens Resultatene taler for seg selv

Flairbridge på plattformen før og etter rens med Systemrens Gel.

Produktet kan erstatte sandblåsing, pigging og syrevasking som idag i stor grad benyttes som metoder for å fjerne rust. Alle metoder har store miljømessige bakdeler. Både ved sandblåsing og syrevasking må større områder sperres av og det blir merkbar forurensning. Pigging gir et meget høyt og ofte skadelig lydnivå som krever godt verneutstyr både for de som utfører oppdraget og de i nærheten.

Ved bruk av gele som er uten giftstoffer, er miljøvennlig og biologisk nedbrytbar slipper man alt dette. I tillegg er geleen meget enkel i bruk.

Man sprayer på overflatene og steamer av etter et døgn.

På Statoils Gudrun prosjekt i Haugesund er metoden benyttet med oppsiktsvekkende godt resultat.

Rens av glassfiber.

Totalt har det vært ca 40 mann fra TermoRens as på jobben og det er benyttet ca 35 000 liter Systemrens Gel. Totalverdi på oppdraget ble ca kr 8 millioner. Innspart på oppdraget for oppdragsgiver ble mer enn det dobbelte.

Rens av rustfrie rør.

Her er produktet benyttet på glassfibertanker som har vært forsøkt rengjort med alle typer andre midler. Resultat med gele på bildet til høyre.

Rens av stålrør.

ADVARSEL!

“Vrakdeler” renses, blir som nye og kan gjenbrukes.

Rustutslag på malt flate. Her påført gele som ble vasket av dagen etter.

Har du sikret deg mot Legionella ombord i skip og plattformer?

Gjør som Sea Drill og PGS: instaler Anodix system for rens av vannet ombord. Fjerner alle typer bakterier raskt og enkelt, 24 timer i døgnet. Enkel instalasjon på vanntanker eller varmtvannsystem. Se våre nettsider.

Anodix leveres i fire størrelser. På skip og plattformer benyttes som regel type L som på bildet.

Sea Drills plattform West Epsilon har montert Anodix ombord.

PGS monterer Anodix på alle sine seismiske skip.

På nye fartøy monteres disse av Mitsubishi Yard i Japan, på eldre fartøy, av TermoRens.

Termorens Offshore Service AS Pb. 2535 Kjørbekk, 3702 Skien • Tlf: 35 59 21 77 • Faks: 35 59 85 43

www.termorens.no

Vi gjør oppmerksom på at firmaet Odin Solution AS ved Kjetil Moberg på Os har gått ut og markedsført etterligning av vårt produkt. De har benyttet vårt markedsmateriell, våre referanser og våre produkter for å komme inn på markedet.

De har selv ikke fagpersonell innen overflatebehandling, kjemi og VVS, og har utnyttet vår kompetanse.

Pressemeldinger er sendt ut og stevning tas ut av TermoRens AS. Daglig leder Thore Andreassen

BRITISK INGENIØR EKSPERTISE MED MER ENN 45 ÅRS ERFARING

VENTIL LØSNINGER FOR DE TØFFESTE UNDERVANNS FORHOLD - Subsea kontroll ventiler - Prosess kontroll ventiler - Offshore intervensjon utstyr Vår service ekspertise inkluderer design, produksjon, prosjektledelse, samt assistanse i felt – alt i henhold til internasjonale standarder, spesifikasjoner og gjeldende lover.

VÅR AGENT I NORGE: OME AS OME tilbyr lokal assistanse og ekspertise for å møte våre kunders krav og behov.

KOSO KENT INTROL LIMITED, Armytage Road, Brighouse, West Yorkshire, HD6 1QF T. +44 (0)1484 710311

E. info@kentintrol.com

Koso Kent Introl er en del av Koso Gruppen.

W. www.kentintrol.com

TREFF OSS ONS PÅ HA STANDLL J 980/10

16 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Vil ha ned antall Asia-kontrakter

Slik skal de sikre norske kontrakter Tekst JOHN ØKLAND Foto HARALD PETTERSEN / STATOIL OG FMC

Offshore+ | 17

»

Vil ha ned antall Asia-kontrakter | Offshore+ 3/2014

»

E

tter at de største kontraktene for utbyggingene av Ivar Aasen, Martin Linge, Aasta Hansteen, Mariner og Gina Krog havnet utenfor Norge, primært i Korea, ble det stilt store spørsmålstegn både ved norske offshoreverfts konkurranseevne og oljeselskapenes samfunnsansvar.

Nå har partene funnet sammen og levert en Konkraft-rapport om norske offshoreverfts konkurranseevne.

Dette er hovedkonklusjonene i rapporten: * Norsk sokkel generelt må være internasjonalt konkurransedyktig. Det gjelder også for norske offshoreverft som møter sterk internasjonal priskonkurranse. * Arbeidsgruppen foreslår ikke proteksjonistiske tiltak. * Norske offshoreverft viser til at de gjennomfører tiltak for nødvendig omstilling og styrket

konkurranseevne og produktivitet. Verftene arbeider kontinuerlig med forbedringer i egen leverandørkjede og iverksetter omfattende tiltak for å opprettholde konkurranseevnen fremover. * Arbeidsgruppens vurdering er at norske offshoreverft derfor kan være konkurransedyktige i tiden som kommer også for nybygg av store offshorekonstruksjoner. Norske offshoreverft bør være konkurransedyktige basert på sin geografiske nærhet og EPC-erfaring med stor grad av samhandling og parallellitet mellom engineering og bygging. Verftenes kompetanse og gjennomføringsevne tilsier dette. * Kompetanse er identifisert som næringens viktigste strategiske fellesinteresse, særlig breddekompetansen, det vil si den som omfatter flere fagområder. * Nybyggsaktiviteten på offshoreverftene representerer en viktig kompetanse for norsk sokkel og for rekruttering, kunnskap og innovasjon i petroleumsklyngen. Denne

kompetansen har betydning for videre utvikling av norsk sokkel. * Det er en fordel for alle operatører på norsk sokkel at det fortsatt bygges produksjonsinnretninger i Norge og operatørene har derfor egeninteresse i å samhandle aktivt med egen leverandørkjede for å ivareta denne fordelen. * Et sentralt bidrag fra myndighetene til sokkelens konkurranseevne er å legge til rette for jevn aktivitet. * Myndighetene bør bidra til å styrke standardiseringsarbeidet på norsk sokkel, både innenfor NORSOK-standardene og arbeidet med standardkontraktene. * Myndighetene kan bidra til å styrke konkurranseevnen ved økt samhandling med næringen. * Myndighetene kan også vurdere hvordan forvaltningen selv kan bidra til økt effektivitet.

Gruppens sammensetning: Liv Monica Stubholt, konserndirektør Kværner (leder). Hans-Christian Gabrielsen, nestleder LO. Jørn Eggum, forbundssekretær Fellesforbundet. Erling Matland, visekonsernsjef Aibel. Per Harald Kongelf, president for region Norge Aker Solutions. Odd Strømsnes, administrerende direktør Technip. Øyvind Bratsberg, viseadministrerende direktør Det Norske. Arild Glæserud, lisensdirektør Eni. Atle Reinseth, VP Procurement Capital Projects Statoil. Gunnar Myrvang, KonKraft (sekretariatsleder). Knut Weum, KonKraft (sekretariatet).

18 | Offshore+

Preferred Associates of

ONS2014

MEET US AT STAND 442/13-14 - HALL D

We Create

Flow Assurance Solutions

That Lasts

Deepwater wet insulation for subsea oil and gas pipelines and equipment DOW CORNING速 XTI-1003 RTV Silicone Rubber Insulation Advanced technology for subsea wet insulation systems

Subsea Insulation AS

Lindberg & Lund AS www.lindberg-lund.no

tel: +47 64 97 55 55

post@lindberg-lund.no

Korea består første Statoil-test Holder tidsplanen, men blir litt dyrere.

Tekst Glenn Stangeland Foto Ben Weller / STATOIL

E

n praktisk talt ferdig topside dro fra Korea i sommer. Statoil lastet Valemon ombord på transportskipet Dockwise Triumph og startet ferden mot Norge.

- Da har vi god tid til å nå første del av løftevinduet offshore. Det blir jobbet på dekket og testet ut systemer fram til seiling, samtidig som dekket sjøsikres, sa Trond Bokn, prosjektdirektør for Valemon anleggsutbygging, til Offshore+ før avreisen.

Etter om lag halvannen måned vil den være på plass på feltet i Nordsjøen, og tungløftfartøyet Saipem 7000 vil da heise dekket opp på understellet i ett løft.

- Ferdigstilt - Ved seilingstidspunktet var dekket ferdigstilt.

Ferdigstillelsesgraden tilsier at vår opprinnelige plan med oppstart i 4. kvartal fremdeles er realistisk. Det vil alltid være usikkerheter knyttet til arbeidet offshore, da en del uttesting vil måtte finne sted etter innløft offshore. Nettopp derfor

20 | Offshore+

er det også umulig å oppgi timetall, da dette er noe som kan endre seg under uttesting.

Tidsplanen ser altså ut til å holde, men samtidig har prislappen steget fra 19,4 til 22 milliarder kroner. Overfor Offshore+ har prosjektdirektøren tidligere fritatt Samsung og Korea for skyld, da økningen hovedsakelig tilskrives “modifikasjoner på Heimdal-plattformen, kompensasjon til Huldra-lisensen, merarbeid på riggen West Elara samt en ekstra injeksjonsbrønn på grunn av nye retningslinjer.”

Første EPC-kontrakt Valemon er første gang Statoil har tildelt en EPCkontrakt (prosjektering, innkjøp og bygging) for et plattformdekk til et koreansk verft.

Når byggingen av Valemon-dekket nå tegner til å bli vellykket, vil det bli et foreløpig bevis på at Statoil tok et akseptabelt valg da også kontraktene for Aasta Hansteen, Mariner og Gina Krog ble sendt til Korea. I motsatt fall, ville kritikerne stått klare.

I årene framover skal Selskapet nemlig bygge mer i ASIA. Mye mer:

Offshore+ 3/2014 | Statoil motbeviser kritikerne

* Lagerskip til Mariner og Heidrun hos Samsung. * To kategori J-rigger hos Samsung. * Dekket til Mariner og Gina Krog hos DSME. Plattformdekk og skrog til Aasta Hansteen hos Hyundai.

* Hos DSME bygges også fire kategori D-rigger for Songa Offshore. Disse er designet av og skal jobbe for Statoil, men eies av Songa. * SMOE skal levere dekket til Ivar Aasen, der Det Norske er operatør og Statoil er partner.

* Samsung skal bygge Martin Linge-dekket, der Total er operatør og Statoil partner. * I tillegg jobber Hyundai fortsatt med Goliat FPSO, der Eni er operatør og Statoil partner.

Offshore+ | 21

22 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Flest norske oppdrag i Asia-kontraktene

Milliarder til Korea og tilbake igjen Tre prosjekter som beviser at norske leverandører gjør god butikk på Asia-kontrakter.

Tekst John Økland Foto Ben Weller / STATOIL

S

elv om flere store utbyggingsprosjekter et tildelt utenlandske verft, går mange pakker i kontraktene til norske selskaper.

Topsider bygges i Asia, mens oljeselskapene velger norske leverandører til utstyret som skal brukes på plattformene.

To tredeler Fasiten nå er at den norske andelen på flere aktuelle prosjekter er mellom 50 og 66 prosent.

Statoils Valemon er bygget ved Samsung-verftet i Goeje i Sør-Korea. Tungløftfartøyet Saipem 7000 er leid inn for å løfte prosjektet i på plass i Nordsjøen.

På denne utbyggingen er hele EPC-kontrakten tildelt verftet. Innkjøp til prosjektet er styrt gjennom Statoils rammeavtaler. Dermed drypper det rikelig på norske selskaper. 81 av 121 utstyrspakker til Valemon er norske, opplyser Statoil.

- EPC-leverandør, uavhengig av om de er norsk eller utenlandsk, må forholde seg til Statoils rammeavtaler slik at vi får utstyr vi kjenner, vet fungerer og som vi også får service på der plattformen skal operere, sier

Statoils informasjonssjef Ørjan Heradstveit til Offshore+.

Kan aldri bli helt norsk Han peker på at selv om 81 av 121 er tildelt norske, er det ikke mulig å gi alt til selskaper med norsk fakturaadresse, uansett.

- Noen av de vanlige leverandørene våre er norske, andre utenlandske og de fleste er europeiske. Det er heller ikke alt utstyret vi trenger som faktisk produseres i Norge, slik at 100 prosent norsk andel ville vært umulig.

- Hvor viktig har de norske leverandørene vært for at prosjekter som Valemon har blitt levert i tide?

- Hvilken leverandør som blir valgt i hvert enkelt tilfelle handler om kapasitet og pris i leveransetidspunktet.

To andre prosjekter som beviser at tildelinger til utenlandske verft ikke trenger å være kroken på døren, er Aasta Hansteen og Gina Krog.

Av de pakkene som er tildelt, har Statoil nå en norskandel på drøyt 60 prosent på Aasta Hansteen og drøyt 50 for Gina Krog.

Offshore+ | 23

RELIABLE POWER

PON POWER

24/7/365

We have 5 cells for Factory Acceptance Tests.

Here we test for the GEAD project.

Using Cat offshore applications you are guaranteed efficient and reliable power for all kinds of conditions.

• Product range from 6,4 to 16.200 kW • Worldwide renowned for tier upgrades • ATEX Technology for safety in hazardous areas • Service 24/7/365 & Service Tracking software • Genflex to minimize vibrations and optimize safety • Primary Power, Emergency Power & Auxiliary Power

We have delivered 2 genset for GINA KROG. Including the first GENFLEX C280 to the market!

OIL & GAS

TECHNOLOGY RELIABILITY QUALITY SAFETY

ISO 9001 ISO 14001 OHSAS 18001 MSA Platinum

FPAL ACHILLES

For demanding conditions

NDM has long and extensive experience in delivering equipment for the oil and gas segment. We have specialized in custom built mechanical equipment ranging from winches, BOP cranes and bulk loading stations on to skidding equipment and other handling equipment.

www.ndm.no

Bulk loading stations

Special reels/ concept development

Riser gantry cranes

BOP Cranes

Handling and skidding systems

A-Frames

Umbilical winches

Drill floor winches

Active Heave Compensated winches

Constant tension winches

Spooling systems for cable

Spooling systems for umbilical

Address: Ulvenvegen 34, N-5200 Os, Norway

Phone: +47 56 30 32 80

Fax: +47 56 30 32 82

E-mail: office@ndm.no

Styring av proporsjonalventiler WAGO sin nye analogmodul 750-632 gjør det enklere å styre proporsjonalventiler uten å måtte bruke ekstra forsterkerboks. Modulen har 2 stk. PWM styrte strømutganger for inntil 2 ampere. Modulene benyttes i flere oppsett, enten det er 2 ventiler unipolar eller bipolar.

Modulen støtter bl.a.: - Justerbar ditherfrekvens - Zero offset - Start og stop ramper - Skalering - Tilbakemelding på strøm i spolekretsen - Ferdige funksjonsblokker for WAGO eller Siemens PLS - Jog mode Modulen er marine sertifisert for bruk om bord på skip.

Møt oss på stand E 556!

Stavanger, 25-28 august

Hele Norges EL-grossist - kompetanse og løsninger til offshore Vi forstår våre kunders behov og tilbyr verdiskapende løsninger og produkter. Vi kaller det ‘Stronger Together’.

Det betyr at kundene står i sentrum for alt vi gjør, og vår forretningsutvikling vil alltid være basert på det. Vår hovedoppgave er å sørge for at våre kunder får riktig vare til riktig tid og

på rett sted.

Vår ambisjon er i tillegg å være en grossist som tilbyr mer enn ren logistikk – våre kunder skal erfare at vi har løsninger som tilfører dem merverdi – det er det vi i Solar mener når vi sier ‘Stronger Together’. www.solarnorge.no

Bygger ute skrur sammen hjemme De store, norske kontraktørene bygger allianser og organisasjoner i Asia for å være konkurransedyktige i kampen om de største kontraktene på norsk sokkel.

Tekst GLENN STANGELAND Foto Aibel

G

udrun-dekket er et godt eksempel på det.

Aibels avdelinger i Haugesund, Asker, Singapore og Thailand jobbet sammen i prosjektet. To av dekksmodulene ble bygget i Thailand, og den siste i Haugesund, der dekket også ble satt sammen.

Leverer til flere land Vi har vår egen gjennomføringsmodell, som vi stadig videreutvikler. Utenfor Norge har vi egen ingeniør- og byggekompetanse, i henholdsvis Singapore og Thailand. I tillegg flere hundre asiatiske ingeniører som jobber med prosjekter, for leveranser både på norsk sokkel og internasjonalt.

Det sier kommunikasjonsdirektør Bjørg Sandal i Aibel til Offshore+.

26 | Offshore+

- Disse miljøene er en del av vår integrerte organisasjon, noe som betyr at de jobber etter Aibels metoder og kultur. Det anser vi for å være en av våre fordeler. Vi har jobbet med denne internasjonale gjennomføringsmodellen i flere år, og arbeider stadig med å finne den beste arbeidsfordeling mellom våre norske og internasjonale avdelinger. Samtidig har vi norsk prosjektledelse som følger jobbene. Dette har i sum gjort oss i stand til å levere gode prosjekter som Gudrun-dekket og Troll-modulene.

- Hvorfor har dere bygget opp en slik modell?

- Dette har sitt utgangspunkt i kostnadsnivået.

Arbeidskraften i Thailand og Singapore er betydelig rimeligere sammenliknet med det norske lønnsnivået, og det gjør oss mer

konkurransedyktige i et tøft, globalt anbudsmarked.

Polen, Finland og Stord Kværner er et annet selskap som har planer om å vinne de neste store jobbene på norske sokkel. De kjøper fra Finland, Polen og Kina.

Selskapets “internasjonale leveransemodell” er basert på at deler lages ute og settes sammen hjemme, i det som betegnes som “sammenstillingsverksteder”. Dette ble blant annet gjort på Eldfisk-prosjektet, der deler av fabrikasjonen ble gjennomført hos underleverandører i Polen og Finland, mens topsiden ble skrudd sammen på Stord.

Kværner har også samarbeid med et »

Offshore+ 3/2014 | Norsk industri omstiller seg

Offshore+ | 27

Norsk industri omstiller seg | Offshore+ 3/2014

“

Den siste perioden, der vi setter ting sammen, tester og overleverer, er noe vi kan veldig godt.

Steinar Røgenes, administrerende direktør i Kværner Stord.

»

COOEC-verftet i Qingdao i Kina, som blant annet leverer til Nyhamna-prosjektet.

ansatte i rundt 30 land, blant annet 2.000 ingeniører i India.

- Den siste perioden, der vi setter ting sammen, tester ut og overleverer, er noe vi kan veldig godt. Det er det som sikrer at vi kan sette Kværner-stempelet på leveransen, sa Steinar Røgenes, administrerende direktør for Kværner Stord og ansvarlig for forretningsområdet Contractors Norway.

- Vi ser på dette som en svært attraktiv global leveransemodell, der ingeniører i Mumbai arbeider som en integrert del av vår prosjektorganisasjon på prosjekter som Eldfisk, Edvard Grieg og Nyhamna, sier kommunikasjonsrådgiver Stina KildedalJohannessen i Aker Solutions til Offshore+.

Stor i utlandet Aker Solutions har til sammen om lag 28.000

Selskapet har også et kontor i Kuala Lumpur i Malaysia med 800 ingeniører som leverer

NEK

API ASME

BSI

Møt oss på ONS! stand nr.

M-1214

NS IEC

NORSOK

ingeniørtjenester til Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering, på Gina Krog-kontrakten for Statoil.

- Et tredje eksempel er vår kontakt med Total i Angola. Her utføres en del av arbeidet lokalt og en del på ulike lokasjoner i Norge og Storbritannia, sier Kildedal-Johannessen.

Standarder for olje og gass Vi tilbyr et bredt spekter av norske, utenlandske og internasjonale standarder. Med ny leverandøravtale har vi fått et enda bedre utvalg av standarder i vår nettbutikk, tilgjengelig for enkeltkjøp eller abonnement på web.

Nye produkter er ASME, API, IEEE, BSI, NFPA, AiAG, CSA, AGA, AWS, ACI, CFR, NACE, MSS, ASCE, AS. Dette er selvfølgelig i tillegg til ordinære produkter som blant annet NS, ISO, NEK, IEC, NORSOK, ASTM, med fler. © iStockphoto

- din leverandør av norske og utenlandske standarder

30 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Innleide redder industrien når det koker

Leier inn tusenvis av utlendinger Norske verft kunne ikke klart seg uten å bruke utenlands arbeidskraft.

Tekst Sjur Vågen Foto Ben Weller / STATOIL og Øyvind Sætre / Westcon

-V

i trenger innleid arbeidskraft. Dette er prosjektindustri, og det vil være umulig for oss å dimensjonere egen bemanning ut fra prosjekttoppene. De aller fleste prosjektene våre har veldig travle faser med behov for økt bemanning, sier Odd Naustdal, kommunikasjonssjef i Kværner Stord til Offshore+.

inkluderer både egne ansatte, underleverandører og innleide. De har ingen konkrete tall på hvor mange av disse som er utenlandske, men opplyser at 70 prosent av dem har norsk hjemmeadresse.

Tusenvis Verftet i Sunnhordland har for øyeblikket 5.000 personer engasjert i prosjektene sine. Det

– Det er avgjørende for oss at vi har en klar strategi på hvilke kompetanser og aktiviteter det er viktig å ha selv, men også hva som bør

Ifølge kommunikasjonssjefen er innleid arbeidskraft nødvendig, men han er også opptatt av å ha en solid egenbemanning.

settes ut til andre. Kværner er sannsynligvis den leverandøren som mer enn noen andre satser på å gjøre mye i Norge. En polsk sveiser er gjerne kjempedyktig, men våre egne ansatte kjenner prosedyrene og leveransemodellene våre inn og ut og er derfor ofte mer produktive. Derfor tar vi inn mange lærlinger hvert år for å hele tiden sørge for å videreutvikle det sterke fagmiljøet vi har i bedriften.

– Hva er de største forskjellene mellom norsk og utenlandsk arbeidskraft? »

Offshore+ | 31

32 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Innleide redder industrien når det koker

“

Hvorvidt arbeiderne er norske eller utenlandske er vi ikke opptatt av. Det er prosjektets behov for kompetanse og kapasitet som er styrende.

Odd Naustdal, kommunikasjonssjef i Kværner Stord.

» – Jeg mener som sagt at det er viktig at vi har

personell som har god kjennskap til prosedyrene og gjennomføringsmodellen vår. I tillegg kommer selvsagt det kulturelle og språklige.

Varierer mye I Ølen er situasjonen mye den samme som hos Kværner. Der har Westcon i dag om lag 800 utenlandske arbeidere i drift, hvorav 80 er fast ansatte. Ifølge Stein Fridfeldt, HR-direktør, varierer dette mye.

– Antallet avhenger av oppdragsmengde og prosjektets omfang. I perioder kan det være opptil 1.000 innleide hos oss. Det varierer fra uke til uke.

– Hvorfor benytter Westcon seg av utenlandsk arbeidskraft?

– Hvorvidt arbeiderne er norske eller utenlandske er vi ikke opptatt av. Det er prosjektets behov for kompetanse og kapasitet som er styrende. På grunn av prosjektenes omfang og kompleksitet må vi ofte utenfor landegrensene for å rekruttere, eller leie inn riktig kompetanse og kapasitet.

Gode erfaringer Naustdal tør ikke å spekulere i om det er forskjell

i arbeidskvaliteten, men presiserer at bedriften har benyttet seg av innleid arbeidskraft i mange år. Erfaringene er gode.

– Det er en grunn til at vi benytter oss av det.

Det finnes jo alltids noen som er bedre enn andre, men dette er en ordning som fungerer godt for vår del. Nøkkelen er å ha et bevisst forhold til hva vi selv gjør og hva de andre gjør. For oss er det avgjørende å ha kontroll på helheten i prosjektet, den overordnede planleggingen og organiseringen av prosjektet og ledelsen av de ulike hovedkomponentene i prosjektet som innkjøp, fabrikasjon, sammenstilling og ferdigstillelse.

Kvalitetskrav Coast Center Base har 200 ansatte. Alle er norske, men når selskapet arbeider med rigger, bruke de 100 rammeavtaler med lokale selskaper. Der kommer den utenlandske arbeidskraften inn.

– Det eneste vi har krav om i forholdet til selskapene vi har avtale med, er at de skal kommunisere på norsk eller engelsk. Bedriftene skal også følge norske tariffer. Dette får vi dokumentert, sier administrerende direktør Kurt Andreassen til Offshore+.

Offshore+ | 33

THE EXHIBITIONS 16TH CONSECUTIVE YEAR

Bergen (14)-15-16 October 2014

Free registration at www.offshoredays.com

IMAGINATION IS MORE IMPORTANT THAN KNOWLEDGE Albert Einstein

Aarbakke Innovation is passionate about solving the challenges facing the oil and gas industry on the Norwegian Continental Shelf, whether it is the high costs of doing business or the demands we put on our environment.

We are a fast moving company with a flat management structure. Through a combination of knowledge and imagination, our structured innovation helps our clients make iterative improvements, minimises the risk of spills, improves safety and makes a positive impact on the bottom line.

We are currently recruiting engineers with the right combination of imagination and knowledge to join our team in Forum Jæren, Bryne. Read more and apply here: www.aai.no

AS Aarbakke Innovation ta 9 / N-4344 Bryne rum Jæren / Hetlandsga Fo / or flo th Høghuset 15 +47 51 77 51 00

Kværner sikrer gigantkontrakten Tre milliarder på Johan Sverdrup - og mer i vente.

Tekst JOHN ØKLAND ILLUSTRASJON Statoil

S

tatoil signerte i sommer en rammeavtale med Kværner for leveranser av stålunderstell til Nordsjøen i perioden fram til 2020. Samtidig inngår selskapene en intensjonsavtale om leveranse av to stålunderstell til Johan Sverdrup-feltet med en kontraktsverdi på tre milliarder kroner.

Rammeavtalen gir Kværner muligheten for leveranse av engineering, innkjøp og bygging av stålunderstell i Nordsjøen i perioden fram til 2020.

Sverdrup først ut Den første Statoil-utbyggingen som vil benytte denne avtalen er Johan Sverdrup, som skal

36 | Offshore+

bygges ut med fire installasjoner med stålunderstell.

Det er ingen begrensninger på antall understell Statoil kan bestille som en del av alliansen.

Avtalen gjelder stigerørsplattformen og boreplattformen, som er de to største og mest krevende stålunderstellene på feltsenteret.

- Ikke eksklusivt Kværners konsernsjef Jan Arve Haugan understreker at rammeavtalen ikke garanterer for framtidige avtaler:

Understellet for stigerørsplattformen skal leveres sommeren 2017 og understellet til boreplattformen skal leveres våren 2018.

På det meste vil rundt 350 personer jobbe med prosjektet, opplyser kontraktvinneren.

Ingeniørtjenestene utføres i Oslo, men prosjektledelsen holder til hos Kværners anlegg for stålunderstell i Verdal i NordTrøndelag.

- Dette er ikke eksklusivt, så vi må jobbe hardt framover for å få avtaler. Men vi har rammeavtalen i bunn, sa han, før han og Statoils konsernsjef Helge Lund satte seg ned og underskrev første intensjonsavtale.

Lund i understreker at Kværner fikk kontrakten i tøff, internasjonal konkurranse.

Offshore+ 3/2014 | Megajobb i årevis

- Dette er et startskudd for den nye æraen i norsk oljeindustri, sier Haugan.

Han mener det sender et viktig signal til lærlinger i bransjen og den nye generasjonen i industrien om at Norge kan konkurrere internasjonalt på pris og kompetanse.

Neste tildeling om ett år Kværner er allerede involvert i utbyggingen av Johan Sverdrup gjennom sin rolle som underleverandør i forprosjekteringen av feltsenteret. Det er Aker Solutions som gjennomfører forprosjekteringen og benytter som del av denne Kværner til design av feltsenterets understell.

Kontraktene på stålunderstell til boligkvarteret og prosessanlegget forventes tildelt i midten av 2015, hvor Kværner er en av flere aktuelle leverandører.

- Det er veldig gledelig at Kværner har jobbet frem en konkurransedyktig og fremtidsrettet leveransemodell. Her demonstrerer Kværner at innsatsen for reduserte kostnader og økt effektivitet gir uttelling. Dette er inspirerende for oss i Statoil. Sikker og kostnadseffektiv ressursutnyttelse og langsiktig verdiskapning er vår viktigste oppgave, sier Helge Lund, konsernsjef i Statoil, ifølge en pressemelding.

Offshore+ | 37

– Er avhengig av utenlandsk arbeidskraft Og slik vil det fortsatt være fremover.

Tekst Sjur Vågen Foto Norsk olje og gass

38 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Har kommet for å bli

H

vor norsk er egentlig norsk olje- og gassindustri? Offshore+ skriver i denne utgaven at det blir leid inn tusenvis av utlendinger til norske verft. Ifølge IMS er dette noe norsk industri er avhengig av.

– Utenlandsk arbeidskraft har kommet for å bli. Vi er fullstendig avhengig av det, og det har norske verft innsett, sier Bente Vangsnes, CFO i IMS International.

Høye krav IMS har siden 1989 arbeidet i Norge og internasjonalt som leverandør av utenlandsk arbeidskraft, hovedsakelig fra Polen, til shipping-, offshore- og verftsindustrien. Ifølge selskapet har mye endret seg siden den gang. Kravene fra oppdragsgiver øker stadig, både i forhold til kvalitet, sikring, kvalifikasjoner på personell og språkkunnskaper.

Vangsnes sier at de jobber hardt for å tilfredsstille kravene til de norske verftene.

– Vi har ganske omfattende rutiner vi går gjennom før vi velger ut personellet. Det går på kvalitetssikring, sikkerhetsopplæring, briefing

om arbeidssted og opphold i Norge generelt. IMS har egne heleide kontorer i rekrutteringslandene som tar for seg blant annet kontrakter, kvalifikasjoner, referansesjekk og sertifikater. Personellet forberedes best mulig på hva som er i vente i Norge.

Selskapet jobber kontinuerlig med kompetanseheving av sine medarbeidere. Det er etablert et konsept som kalles ”Core-group”. Dette er en gruppe utvalgt nøkkelpersonell som med utgangspunkt i høy kompetanse og personlige egenskaper, får mulighet til ytterligere kompetanseheving tilrettelagt av selskapet.

– Vi mener dette er nøkkelen for å være en foretrukken leverandør, sier markedssjef Siver Stendahl.

Kursing Vangsnes forteller at de også har et eget sikkerhetskurs, IMS-academy, som de ansatte må gjennomføre før avreise. I tillegg har de en egen publikasjon som tar for seg mange sider ved det å jobbe i Norge.

– Der tar vi for oss små og store praktiske ting. »

Offshore+ | 39

» Arbeiderne må bli kjent med arbeidslivreglene,

men også andre forhold som er knyttet til opphold her i landet.

– De ansatte må også til enhver tid ha med seg en sikkerhetshåndbok. I tillegg sender vi ut ukentlige HMS-tekstmeldinger til alle, legger Stendahl til.

Fremtidig problem En stor andel av utenlandsk personell på arbeid

i Norge er fra Polen, og IMS er intet unntak.

Bedriften har 70 polske arbeidere på norske verft per dags dato, men dette varierer i forhold til kundenes behov. Så langt har selskapet hatt tilstrekkelig tilgang på kompetent personell, men de forteller at det kan på generell basis bli en utfordring i årene som kommer.

– Det har skjedd mye i den polske verftsindustrien de siste årene. Den statseide verftsindustrien i landet har blitt nedbygd og fragmentert i

forbindelse med en EU-dom. De polske verftene ble dømt for å ha mottatt ulovlige subsidier i milliardklassen. Det betyr lavere rekruttering og opplæring av fagarbeidere til verftsindustrien i landet, noe som på lengre sikt vil gi dårligere rekrutteringsgrunnlag for vår bransje.

– Vi har også andre rekrutteringskilder i form av egne selskaper i andre land enn Polen. IMS jobber hele tiden for å være en foretrukken arbeidsgiver og på den måten tiltrekke seg kompetent

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

Offshore+ 3/2014 | Har kommet for å bli

“

Vi følger tett opp vårt personell på arbeidsstedet og samarbeider med våre kunder om dette.

Bente Vangsnes, CFO i IMS International.

arbeidskraft. Det hender at medarbeidere forsvinner ut av systemet vårt, men vi ser at de ofte kommer tilbake til oss. Rett og slett fordi de ansatte vet at de får det de har krav på og at de blir behandlet godt.

Gode tilbakemeldinger Stendahl og Vangsnes forteller at erfaringene med utenlandsk arbeidskraft er hovedsakelig gode. Både for IMS, deres oppdragsgivere og arbeiderne selv.

– Vi har systematiske feed-back-målinger på både oppdragsgiver- og personellsiden. Der ser vi hva som er bra, men også hvilke områder som krever tiltak for forbedring. Vi forsøker å samarbeide tett med kundene våre, og vi setter pris på å få tilbakemeldinger på arbeidet som blir utført, forteller Vangsnes.

Selskapet har vært involvert i arbeidet med samtlige rigger som har vært til land så langt i år, i tillegg til arbeid offshore og i produksjonshaller.

Så langt i år har selskapet ennå ikke hatt noen ulykker eller arbeidsrelaterte skader.

– Vi har et kontinuerlig fokus på sikkerhet. Det har gitt gode resultater. Vi følger tett opp vårt personell på arbeidsstedet og samarbeider med våre kunder om dette. Vi kan konstatere økt bevissthet blant eget personell og en positiv utvikling over tid.

System Engineering fra Komplette hydraulikksystemer levert fra et sted: Akkumulatorsystemer Filtersystemer Tilstandsovervåking Manifold løsninger Miniaggregater Integrerte løsninger Engineering HYDAC AS, Berghagan 4, N-1405 LANGHUS Tlf: 64 85 86 00, E-Mail: firmapost@hydac.no, www.hydac.no

HYDAC_Anzeige_Norwegen_220x73mm_System_040214.indd 1

04.02.14 13:11:52

Nå rydder Statoil i riggflåten Hvilken rigg blir neste som sendes til kai?

Tekst JOHN ØKLAND Foto Dolphin Drilling OG John Økland

e eldste riggene på norsk sokkel kan akkurat nå være inne på sin siste kontrakt i Norge. Songa og Dolphin har størst grunn til å være bekymret.

D

Statoil skal forlange automatiske brannspjeld, mens riggen ikke har dette. Det skal ha vært jobbet med å fikse dette, uten at Statoil ble fornøyd.

Sier opp og utsetter I sommer kunne Offshore+ fortelle at Statoil har terminert kontrakten med den 32 år gamle semien Ocean Vanguard.

- Absolutt krav Velfungerende brannspjeld skal forhindre at både brann, røyk og giftige gasser kan spre seg ombord på hele riggen.

Men en rekke bransjekilder Offshore.no har vært i kontakt med peker på flere årsaker.

Dårlig bostandard med feil og mangler, samt mye nedetid er noe av bakgrunnen, men ikke den utløsende årsaken.

Ifølge regelverket skal brannspjeld på rigger være automatiserte.

Det mest alvorlige er at brannspjeldene på riggen har blitt et stort tema partene imellom.

42 | Offshore+

«Brannspjeld skal være automatiske. I tillegg skal de kunne opereres (åpnes/lukkes) fra kontrollstasjon og lokalt fra begge sider av det skille de er plassert i. Det skal være indikering som viser faktisk stilling (åpen/lukket) av

brannspjeldene, lokalt og i kontrollstasjonen.

Brannspjeldene skal være sertifisert i henhold til IMO-resolusjon A.754 (18) eller tilsvarende», heter det i Forskrift om sikringstiltak mot brann og eksplosjon på flyttbare innretninger.

- Dette er et absolutt krav til rigger på norsk sokkel. Dersom riggen ikke har dette, må man søke om tidsbegrenset dispensasjon hvor kompenserende tiltak ivartar sikkerheten like godt.

Det sier pressekontakt i Petroleumstilsynet Øyvind Midttun til Offshore+.

Han bekrefter at Diamond Offshore har søkt og fått innvilget dispensasjon for å operere uten automatiserte brannspjeld tidligere i år. »

Offshore+ 3/2014 | Dyrt 책 drifte gamle rigger

Bideford Dolphin.

Offshore+ | 43

» I avtalen Statoil har på Ocean Vanguard skal de betale 454.000 dollar hver dag. Kuttes kontrakten nå, går riggselskapet glipp av leieinntekter på 648 millioner kroner.

Sendes til kai Ikke lenge etter ble det kjent at Statoil suspenderer kontrakten med Scarabeo 5.

44 | Offshore+

Grunnet overkapasitet i riggporteføljen, vil Statoil suspendere kontrakten og legge Scarabeo 5 midlertidig i opplag ut året. Statoil planlegger for at riggen skal settes i oppdrag igjen etter årsskiftet.

– Vi foretar stadig vurdering av riggporteføljen vår, slik at vi sørger for å ha riktig rigg til riktig

jobb til en hver tid, sier Tore Aarreberg, leder for rigganskaffelser.

- Vi planlegger for at riggen skal ut på oppdrag igjen etter årsskiftet. Vi er fornøyd med Saipem som leverandør og de bidrar på en positiv måte i forhold til å nå våre mål, og samarbeidet med leverandøren fungerer godt.

Offshore+ 3/2014 | Dyrt å drifte gamle rigger

OceanVanguard. Foto: John Økland

Riggen er på kontrakt til 2017 og skal brukes til boring og komplettering av produksjonsbrønner på ulike felt på norsk sokkel og dermed øke utvinningen fra eksisterende felt.

Koster å få godkjent Flere bransjekilder Offshore+ har vært i kontakt med forventer at dette bare er starten på en

trend med fornying av riggflåten i Norge og et tiltak for å spare penger. For de eldste riggene koster mye å holde i godkjent stand og blir utkonkurrert av nyere og langt mer moderne enheter.

En gjennomgang av ti store klassejobber i Norge de siste årene viser at kostandene varierer svært

mye på enkelte klasseoppdrag for eldre rigger.

Gitt at eldre rigger har kostet fra 90 millioner dollar til 260 millioner dollar å klasse blir breakeven-dagrater veldig høye. Meglerhuset Carnegie regner seg frem til nivåer rundt 300.000 dollar for å forsvare klassekostnader på eldre rigger i Norge. »

Offshore+ | 45

» Nyere rigger kan klare en klassing på relativt kort tid og budsjetter fra rundt 55 millioner dollar, noe som gir breakeven-rate på litt over 200.000 dollar. I tillegg vil disse nyere riggene kunne heve høyre dagrater i sine kontrakter.

De eldste nesten 40 år Med bakgrunn i at Ocean Vanguard-kontrakten ble terminert av Statoil, fordi riggen ikke var i god nok teknisk stand, er det naturlig å se på

46 | Offshore+

de eldste riggene når man skal vurdere hvilke rigger som ikke kan forvente å få mer jobb i Norge de kommende årene.

Riggselskapene med de desidert eldste riggene i Norge er nå Dolphin Drilling og Songa Offshore.

De har en gjennomsnittsalder på 38 og 33 år på sin enheter. De børsnoterte selskapene er svært eksponert mot usikre kostnader ved riggklassinger og spesielt Songa er avhengig

av kontrakter på riggene og god oppetid.

Like før jul i fjor kunne Offshore.no fortelle at Statoil ønsket å bygge om Songa Trym til pumpe- og servicerigg, men dette slo Statoil etterhvert ifra seg og valgte en boligrigg fra Prosafe i stedet. Hva som skjer med enheter som denne er derfor svært spennende i tiden fremover.

Offshore+ 3/2014 | Dyrt å drifte gamle rigger

Eier Dolphin Drilling Dolphin Drilling Songa Offshore Dolphin Drilling Songa Offshore Diamond Offshore Odfjell Drilling Transocean Transocean Songa Offshore Maersk Drilling Maersk Drilling Transocean Seadrill Transocean Saipem Maersk Drilling Seadrill Seadrill Seadrill Ocean Rig Stena Drilling Maersk Drilling Maersk Drilling Seadrill Odfjell Drilling Maersk Drilling Transocean Transocean COSL Drilling Europe COSL Drilling Europe Rowan Drilling Saipem Seadrill COSL Drilling Europe Maracc Seadrill

Rigg Bideford Dolphin Bredford Dolphin Songa Trym Borgland Dolphin Songa Delta Ocean Vanguard Deepsea Bergen Transocean Searcher Transocean Winner Songa Dee Maersk Giant Maersk Guardian Transocean Arctic West Alpha Transocean Leader Scarabeo 5 Maersk Gallant West Epsilon West Navigator West Venture Leiv Eiriksson Stena Don Maersk Innovator Maersk Inspirer West Hercules Deepsea Atlantic Maersk Reacher Transocean Barents Transocean Spitsbergen COSLPioneer COSLInnovator Rowan Norway Scarabeo 8 West Elara COSLPromoter Island Innovator West Linus

30

Alder 39 38 38 37 33 32 31 31 31 30 28 28 28 28 27 24 21 21 14 14 13 13 11 10 6 5 5 5 5 4 3 3 3 3 2 1 1

Riggselskap Dolphin Drilling Songa Offshore Diamond Offshore Transocean Odfjell Drilling Maersk Drilling Saipem Ocean Rig Stena Drilling Seadrill COSL Drilling Rowan Companies Maracc

Snittalder 38 33 32 21 18 17 13,5 13 13 12 3 3 1

Oversikten er regnet ut fra når riggene ble levert - flere av riggene er bygget om eller modifisert siden levering.

2011 2014

25 20 15 De siste månedene har Statoil og de andre oljeselskapene nesten ikke tildelt nye riggkontrakter. Det innebærer at ordrebøkene til riggeierne spises opp og flere rigger har gått ut av norsk sokkel av denne grunn.

For tre år siden hadde de seks første ledige riggene en gjenværende kontrakt på 19 måneder i snitt. Nå er dette tallet 10 måneder.

10 5

Første ledige rigg

Andre ledige rigg

Tredje ledige rigg

Fjerde ledige rigg

Femte ledige rigg

Sjette ledige rigg

Antall måneder igjen på kontrakt

Offshore+ | 47

Promotion

COMPACT LOOP TECHNOLOGY • Reduces risk of cable failure • No kink in the cable • Longitudinal reinforcement • Up to 50% weight reduction • Optical wear recognition –identifying physical wear

A revolution in cable design AT A GLANCE Company name: Miltronic AS Founded: 1968 Sector: Special Cables CEO: Ola Storrusten

MILTRONIC has come up with an innovative way to keep oil rigs running smoothly One of the biggest headaches facing oil rig operators is Topdrive cable breakage, which leads to costly delays. Enter Miltronic AS, 45-year experts in flexible cables and tailor-made solutions who, in conjunction with Aker Solutions, has come up with a revolutionary new design to eradicate those sudden halts in production.

Traditionally, all cables for a top drive are bundled together in a hydraulic hose for protection.

Problem is, it makes the complete unit heavy and unreliable

because of kinking in the hose after a while, leading to breakage.

The creative solution meant incorporating all necessary power and signal cables in one mud resistant, high-flexible, wear resistant and reliable cable with a long, documented service life (5 years). Not only does the solution avoid any standstill in the drilling process, but it has reduced weight, easier installation and reduced stock, cutting down on the number of suppliers.

Established in 1968, Miltronic AS, which is part of the Lapp Group, is a market leader in high-flexible cables in Norway, with know-how respected the world over thanks to brands like ÖLFLEX®, UNITRONIC®, SKINTOP® and KABELSCHLEPP®. For any questions, please contact the Miltronic AS product specialists or sales department.

Tlf +47 32 26 13 00, E-post: info@miltronic.no - www.miltronic.no

• Long service life – more than five years • Greatly reduces unforeseen downtime

Oljeeventyret har såvidt begynt Da vi startet Lundin Norway i 2004, var det mange som trodde at oljeeventyret var over. Ikke vi. Vi hadde en håndfull erfarne pionerer på laget, som var overbeviste om at det var mye olje igjen på norsk sokkel – olje som ingen lette etter.

Siden da har vi gjort flere store funn, blant annet Johan Sverdrup-feltet, som ved maksimal produksjon vil stå for 25 % av norsk oljeproduksjon.

For oss har eventyret såvidt begynt. I år bryter vi overflaten og blir et fullt integrert oppstrømsselskap, som ikke bare leter og finner, men også utvinner petroleum som operatør.

Møt oss på ONS – «Breaking the Surface» på stand nr 100 i hall K.

Gamle rigger presses ut av Norge Dyre verkstedsopphold, lave rater og mangel på kontrakter rammer riggene.

Tekst John Økland Foto Dag Bogetvedt

F

lere av de eldste riggene i Norge kan stå i fare for å måtte dra fra sokkelen.

Dyrt å være gammel Årsaken er at det koster svært mye å gjennomføre klassing, vedlikehold og oppgradering av riggene, som trengs for å bli godkjent for boring i Norge.

I tillegg må de eldste, og minst utstyrte riggene, jobbe for lavere dagrater. De venter også på nye kontrakter som blir avgjørende for fremtiden.

En gjennomgang av ti store klassejobber i Norge de siste årene viser at kostandene varierer svært mye på enkelte klasseoppdrag for eldre rigger. Gitt at elder rigger har kostet fra 90 millioner dollar til 260 millioner dollar å klasse blir break evendagrater veldig høye.

Carnegie regner seg frem til nivåer rundt 300.000 dollar for å forsvare klassekostnader på eldre rigger i Norge.

50 | Offshore+

Nyere rigger kan klare en klassing på relativt kort tid og budsjetter fra rundt 55 millioner dollar, noe som gir break even-rate på litt over 200.000 dollar. I tillegg vil disse nyere riggene kunne heve høyre dagrater i sine kontrakter.

Kan gå til UK Rigganalytiker Johan Strøm i Carnegie sier til Offshore+ at de eldre riggene ikke bare må lande en kontrakt, men at den må være verdt innsatsen av et lengre verftsopphold for å tilfredsstille norske krav.

forsvare dyre klassekostnader. På ren prosjektnivå kan eldre rigger være god butikk da de til stor er nedbetalt, men over tid vil investeringsnivået også ha mye å si.

De siste månedene har det vært helt stille når det gjelder å inngå nye riggkontrakter på norsk sokkel og en samlet bransje venter i spenning på hvilket nivå neste kontrakt ligger på. Statoil har fokus på kostnadskutt, det får også riggmarkedet erfare. Når mange kontrakter går mot slutten har oljeselskapene bedre kort på hendene, da en eller flere aktører kan la seg presse ned i pris.

Hvis ikke, ser man kjapt på andre løsninger.

- Riggeiere vil vurdere å flytte rigger ut av Norge, alternativt ta riggen ut av drift for å redusere kostnader. UK vil sikkert bli vurdert der rater også er relativt sterke. Det er nødvendigvis ikke bare rater som er avgjørende, men kombinasjonen mellom tilstrekkelig rate og kontraktlengde for å

Strøm mener dagens markedet med få ledige jobber vil bety mye for riggene uten ordrebok som nærmer seg klassing.

- Riggkostander skal ned - Statoil har vært tydelig på at riggkostnader skal ned og at de til stor del har den kapasitet de

Offshore+ 3/2014 | Gamle rigger presses ut av Norge

trenger. Tror ikke man skal forvente noe annet fra de andre majors i det korte bildet. Med lite kontrakter vil flere og flere rigger kjapt nærme seg slutten av sine jobber og øke tilbudssiden. Ny kapasitet er allerede kontrahert så ikke den store

uroen rundt det.

Ni rigger på norsk sokkel er over 30 år og blant de mest utsatte når det gjelder høye klassekostnader.

Her har vi sett verftsopphold på rigger som Songa

Trym, Songa Delta og Bredford Dolphin fra 140 til 260 millioner dollar. I motsatt ende har vi Deepsea Atlantic som i sin første SPS-klassing i Vats. Prosjektet tok 25 dager og ble gjennomfør innenfor budsjettet på 55 millioner dollar.

Offshore+ | 51

52 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Reparerer offshore året rundt

Nå skal riggene fikses på rekordtid Slutt på gigantiske regninger etter verftsopphold.

Tekst John Økland Foto Odfjell Drilling

F

emårsklassing (SPS) av rigger i Norge har historie for å være både dyrt og innebære en stor økonomisk usikkerhet for riggselskapene. Når riggene går til kai for sin periodiske kontroll kan det dukke opp problemer som gjør landligget vesentlig dyrere enn planlagt.

Uten kontroll Et opphold på verft kan ofte bety 30-45 dager ved kai og prisen kan variere svært mye, alt etter alder på riggen og den generelle tilstanden.

De siste årene har vi sett klassinger som har kostet fra 60 til 260 millioner dollar. Fellesnevneren for de som har blitt dyre er at det har dukket opp ting man ikke kjente til da arbeidsplanen ble budsjettert.

Da kan taksameteret løpe nærmest ukontrollert.

Planlegger i to år - Vi ser at dersom vi skal ha god styring, må vi ha forutsigbarhet fra leverandører, kunde og myndigheter. Landligge for rigger tilfører mye risiko i et femårsløp og det må vi ha kontroll på.

Det sier Håkon Klepsvik, VP Technical & Projects i Odfjell Drilling til Offshore+.

Gjennom de to siste årene har de planlagt klassingen av Deepsea Atlantic med et budsjett på 55 millioner dollar og det ble satt av 14 dager ved verft. Ifølge Klepsvik har ikke planen blitt endret en eneste gang i løpet av prosjektet.

Tankegangen til riggselskapet er at klassing »

Offshore+ | 53

Reparerer offshore året rundt | Offshore+ 3/2014

Deepsea Atlantic og Transocean Winner på Hanøytangen. Foto: John Økland

»

ikke skal utføres en gang hvert femte år ved verft, men kontinuerlig mens riggen er i operasjon offshore.

det endre akkurat disse prosjektene, men det er mange andre prosjekter som ikke vil påvirkes.

Uansett vil vært enkelt prosjekt ha sine metoder for å redusere risiko.

- Skal man gjøre det bra i riggbransjen må man erkjenne at landligge er en del av kjernedriften.

Det aller fleste dyre landliggene er dem hvor man må gjøre samme jobben flere ganger, sier han. Klepsvik mener at vedlikeholdsarbeidet gjør man offshore, mens landligget bør være det som ikke er mulig å gjøre i havet.

Gir muligheter for verftene Korte landligge for rigger som er til klassing kan umiddelbart høres ut som dårlige nyheter for baser og verft langs norskekysten. Men prosjektdirektør Ronny Haufe ved CCB ser også muligheter.

- Fem år med vedlikehold - Vi har satt en fot i bakken og spurt oss selv hva som ligger i forretningsmodellen MODU. I dette ligger det at dersom du skal ha god styring, må du ha god styring gjennom alle faser. For oss er derfor SPS fem år med vedlikehold.

- Dette vil nok kunne bety kortere opphold ved verftene, men det kan jo også gi verftene en mulighet til å være med offshore å gjennomføre prosjektene offshore. Det vil i så fall bety større forutsigbarhet for oss, om vi kan være med på jobbene i en lengre periode, sier han.

Tankesettet til Odfjell Drilling vil etter planen gi mindre tid ved verftene når riggene skal klasses.

Likevel vil det fortsatt være mange riggjobber å kjempe om årene fremover, påpeker han.

Et annet element er at kortere kai-tid for rigger på norsk sokkel vil bety at det i praksis aldri vil lønne seg å seile til utlandet for denne typer jobber.

- 30 prosent av de historiske landliggene til Odfjell er knyttet til SPS, så om vi endrer filosofien så vil

- Sånn sett vil, ironisk nok, komprimert tid være positiv for norske verft.

54 | Offshore+

TOTAL E&P using COMOS Walkinside for Safety Training and Profit Would you like to read the case study “TOTAL E&P” please visit www.siemens.dk/COMOS/ONS2014

Captain Chesley B. “Sully” Sullenberger took command moments after the ill-fated USAir flight 1549 took off fromLaGuardia Airport in New York, he had never had an incident that called for him conduct a controlled crash landing before, but after hours upon hours of immersive flight simulator training, he was confident he could successfully do the job.

TOTAL does have different types of training for workers, but ITS puts workers in a true 3D virtual environment that effectively teaches them what to do and when to do it.

While surely his heart was racing, he exhibited the demeanor of a cool cat under the intense pressure of a landing in the Hudson River where one slight mistake could cost the lives of over 150 people on board.

In TOTAL’s case, the oil and gas giant used the COMOS Walkinside Immersive Training Simulator and it really did simulate real-life scenarios. The 3D model can show details of the existing plant which allows operators to become familiar with the surroundings before stepping foot in the physical property. That allows for quicker and more productive operations. The 3D objects can add into the virtual reality model to show evacuation routes, emergency and firefighting equipment signs. Sound effects also complete the realistic setting.

Now take that case and apply it to an offshore installation where an operator doing his rounds on a massive floating production, storage and offloading (FPSO) unit anchored off the coast of Angola, Africa, comes upon a visible gas leak and also a man down. That is a potential crisis in the making and the operator must make the right decision immediately. Save the fellow worker or ensure the safety of other workers and the FPSO? Training gives the proper response.

That is why French oil and gas giant, TOTAL, is focusing its operators on its Immersive Training Simulator (ITS).

ITS is an accurate 3D immersive environment where a worker can visualize what tasks he should perform and rehearse and look at ways to conduct certain workflows that involve any number of scenarios.

“We have to have training that reaches everybody,” said Nicolas Tarisse, field operations training manager at TOTAL E&P.

Training operators to get up and running quickly and efficiently is one thing, but an end goal is to get personnel as productive as quickly as possible to maximize profitability.

Some of the benefits COMOS Walkinside ITS allows: • Improved personal safety through virtual training in the life-like virtual environment • Immersive training experience with easy, fast and game-like navigation • Efficient training of cooperation and interaction between teams • Counteracts the increasing shortage in experienced personnel • High value for dangerous and remote working environments • Training can start before the real plant is operating

Visit us at stand 976, Hall J

www.siemens.com/comos

Han ser på milliardkuttene som en mulighet Sist Statoil kuttet landet han i stedet rekordavtale med oljeselskapet.

Tekst John Økland Foto AGR

Å

ret er 2009 og Statoil ser at kostnadene i norsk oljeindustri er sterkt økende og lønnsomheten trues. De sender derfor brev til sine leverandører; ”kutt prisene” er budskapet.

- Kunne ikke kutte Åge Landro var den gang sjef for AGR Field Operations, som senere ble kjøpt opp av Oceaneering.

- Jeg kunne ikke se at vi hadde noen rater som kunne kuttes. Det var viktig for oss å ivareta vår lønnsomhet og kunne ikke kutte i prisene, sier han til Offshore+. Kutt ble det heller ikke, snarere tvert imot. Året etter kunne han nemlig signere en ny og rekordstor kontrakt med nettopp Statoil.

56 | Offshore+

- Vi vant den største kontrakten vi noen gang hadde vunnet på betydelig høyere rater enn de ratene man ønsket å kutte. Dette viser bare at den gang var det en prosess som i for stor grad var styrt av at alle skal bidra uten å egentlig vurdere hvem er det som egentlig har noe å bidra med.

ikke oljeselskapene og leverandørene jobber sammen for å finne løsninger som er mer effektive for begge parter.

Fokuserte bare på kutt Den gang forsøkte AGR å komme med nye løsninger som han hevder kunne gitt betydelige besparelser.

- Naivt å tro det fortsetter Nå er Landro konsernsjef i AGR Group og opplever igjen at det snakkes høyt om milliardkutt og stopp i oljebransjen i Norge.

At en rekke medier slår opp ”gigantkutt” og ”krise” har han svært lite til overs for og mener dette er direkte misvisende. Landro peker blant annet på at investeringsnivået på norsk sokkel har økt med cirka 20 prosent i årlig fra 2010 til 2013.

– Da snakker vi om hundrevis av millioner i året, men den gang var ikke selskapene modne for å ta opp den type diskusjon fordi det var kun én ting det var fokus på; det var at man skulle kutte, sier han. Landro er nå redd for at historien gjentar seg dersom

- Man blir fort mer fokusert på å kutte to prosent enn å finne de løsningene som gir ti prosent kutt.

Offshore+ 3/2014 | Vil ha betalt for å være god

Året etter Statoil ba leverandørene kutte landet Åge Landro og AGR en rekordavtale med oljeselskapet. Landro til høyre – her sammen med Kjell Peder Toft og Lasse Øvreås. Arkivfoto

- Det jo litt naivt tro det skal fortsette med den vekstraten. Det er nesten umulig. Det som overrasker meg at det kommer som et sjokk på så mange at det blir en liten oljebrems nå.

Det er naturlig at det blir en liten oppbremsing etter en så ekstrem vekstperiode.

Flater ut nå – øker til topp AGR-sjefen peker på flere fakta som tilsier at det ikke er krise, bare en utflating. Områder som leteboring, hvor man gjerne kutter først, skal holde seg godt på internasjonalt plan de kommende årene. Faktisk ventes en økning fra 2015.

På norsk sokkel flater det ut i år med tanke på investeringsnivået – med all time high i 2015.

Likevel er det altså tid for å se på om hva vi

får igjen for hver krone og time som brukes på sokkelen.

Betalt for bedre jobb I denne kuttrunden har Statoil vært langt mer lysten til å vurdere kontrakter hvor man får bedre betalt for effektivitet. Landro mener hele oljeindustrien i Norge ville hatt godt av denne type kontrakter.

- Hvis leverandører får en oppgave de skal utføre med for eksempel å bruke enten 1.000 ekstra ingeniørtimer eller finne måter å gjøre ting smartere på, ville man hatt insentivet til det siste. Dette tror jeg hele bransjen har godt av.

Så lenge oljebransjen har gått i rekordtempo har det ikke blitt tid til å tenke nytt. Jobben

måtte gjøres først av alt. Nå mener Landro det er tid for benytte muligheten som ligger i en utflating av aktiviteten. Han etterlyser blant annet en modell hvor man kan automatisere arbeidsprosessene i større grad.

Han vil også definere kritiske og mindre kritiske prosesser.

- Så kan vi bruke vår gode norske arbeidere på de kritiske prosessene, mens vi setter ut de mindre kritiske til områder hvor de har lavere enhetspris. Klare man å bygge sammen en miks mellom kompetente norske ingeniører og lavere enhetskost og automatisering, vil prisen kunne gå ned for oljeselskapene. Men kanskje aller viktigst er alle de norske selskapene som i dag bare vil selge flere ingeniørtimer har plutselig blitt konkurransedyktige i utlandet.

Offshore+ | 57

Statoil vil bygge ny superplattform Uten folk, men med flyttbar boremodul.

Tekst John Økland FOTO NPF ILLUSTRASJON Heerema

P

lanlagte kostnadsreduksjoner på norsk sokkel får Statoil til å tenke helt nytt.

De vurderer nå å bygge ubemannede brønnhodeplattformer, hvor de kan flytte boremodulen fra en plattform til en annen. Det betyr store muligheter for norske verft og leverandører, mens riggselskapene bør være obs.

Lavkostplattform Subsea-industrien har etterhvert blitt så dyr og kompleks at Statoil har varslet nye løsninger for fremtidige utbygginger. Et av tiltakene er en ny lavkostplattform, såkalt «subsea on slim legs». Her er konseptet å plassere juletrær og annet utstyr på toppen av små, ubemannede plattformer istedenfor på havbunnen.

Dette er et av tiltakene som det jobbes med for felt opp til 150 meter. Men Statoil har enda flere idéer på lager.

De ønsker nå å se på mulighetene for å kunne bygge boremoduler med boreutstyr og boligkvarter som kan flyttes rundt på disse plattformene.

- I sammenheng med våre planlagte kostnadsreduksjoner på norsk sokkel må vi tenke nytt.

58 | Offshore+

Dette gjør at vi kan bli uavhengig av Jack Up-er på noen områder, sier prosjektdirektør Anders Opedal til Offshore+.

Opedal understreker at prosjektet er helt i tidlig fase, men likevel gir det en pekepinn på hvilken tankegang oljeselskapet nå har.

Bygges ikke i Asia - Dette er en utfordring til industrien, hvor vi sier at vi jobber med slike muligheter. Her er det muligheter for både subsea-industrien, som må se hva de kan gjøre for å holde denne nye «konkurrenten» borte, og så er det en mulighet for veftene som kan bygge disse - i tillegg til selskaper som kan bygge boreutstyret, sier han.

Denne løsningen vil kunne gi god butikk for norske aktører her hjemme. Plattformene blir så små at det ikke vil lønne seg å bestille fra Asia og det meste av utstyret er vi best på her hjemme uansett. Nedsiden, om dette blir standard for grunne utbygginger, vil ligge hos riggselskaper med Jack Up-er.

Det var tidligere i år at Statoil slapp nyheten om de ubemannede subsea-plattformene, men allerede nå er denne teknologien med i konkurransen for prosjekter.

Det bekrefter Opedal.

- Nå vurderer vi det på Oseberg Future Development, men vi håper vi kan få flere av dem. Får vi det til å fly første gang, bygger vi kanskje flere. Håpet er å kunne standardisert det som en reell mulighet for mange felter, sier han.

“Nesten” er ikke godt nok Det store bakteppet for at Statoil gjør dette er naturlig nok de økte kostnadene på norsk sokkel.

Men også det faktum at kvaliteten ikke er god nok, mye må gjøres på nytt.

- I et enkeltprosjekt så vi at 70 prosent av ingeniørarbeidet måtte gjøres på nytt og 20 prosent måtte gjøre om igjen to ganger. Vi har blitt vant til at 80 prosent er godt nok.

Anders Opedal er klar på at årsaken til dette ikke ligger hos leverandørene alene, men at Statoil også har skyld i dårlige leveranser.

- Det starter med oss. Vi må slutte å be om nye ting hver gang. Da introduserer vi muligheten for at vi må kvalifisere nye ting og da får vi de feilene.

Offshore+ 3/2014 | Nye muligheter for norske verft

Prosjektdirektør Anders Opedal i Statoil gir bransjen en utfordring; en ubemannet flyttbar brønnhodeplattform.

Offshore+ | 59

60 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Kostnadene har eksplodert

- En alarmerende utvikling Brukte ingeniørtimer har økt med 70 prosent.

Tekst John Økland Foto Statoil

K

ostnadsutviklingen på norsk sokkel er så alarmerende at Statoil nå jobber med det største endringsprogrammet på ti år.

- Vi eier denne kostandsutfordringen sammen.

Det går ikke bare ut over Statoil, men også alle leverandørene. Dette påvirker bunnlinjen til hele industrien.

Det sier Margareth Øvrum, konserndirektør i Statoil.

- Alarmerende utvikling Det første momentet blir å finne driverne, deretter blir det å gjøre noe med det som presser prisene opp og kvaliteten ned. Oljebransjen i Norge har levert på et unik nivå de siste årene.

Da i negativ forstand.

- Få andre næringer godtar det kvalitetsnivået vi har. Kvalitet vil si utstyr levert på kost, tid og forventet levetid. Det har vært en alarmerende utvikling og langt fra bærekraftig nivå, mener Øvrum.

Hun tar til ordet for at det må en fundamental endring til, da i samarbeid med leverandørindustrien.

Og nettopp en ikke navngitt leverandør har sammenliknet kostnadsbildet på to ulike Statoilutbygginger. Et cirka ti år gammelt felt og et av de nye prosjektene. Økte 70 prosent på ti år Et av funnene er at forbrukte ingeniørtimer har økt med 70 prosent. Passiv brannbeskyttelse og dokumentasjon har også skutt i taket.

- Det er mange grunner til dette, og jeg kjenner alle. Vi ser blant annet at FEED-en var langt bedre for 10 år siden. Vi må løse dette sammen med industrien, og da må også i Statoil se hva vi kan gjøre annerledes, sier hun til Offshore+.

- Hvor mye av kostnadsutviklingen på norsk sokkel skyldes Statoil selv?

- Jeg vil ikke fordele skyld – men vi må løse det sammen. Statoil er premissleverandør og vi kan spørre oss selv om vi krever for mye dokumentasjon, om vi krever for komplekse leveranser og så videre. Vi må lære oss å si nei til store endringer sent i prosjektene. Og så må vi jobbe hardt for å utvikle ny teknologi som gir mer effektiv oljeproduksjon og som vi kan gjenta to, fire, seks, åtte eller ti ganger. »

Offshore+ | 61

Kostnadene har eksplodert | Offshore+ 3/2014

Margareth Øvrum, konserndirektør i Statoil.

»

Skal spare 25 prosent En av de tunge utgiftspostene til Statoil er boring og brønn. Her ligger et enormt potensial både i kroner og prosent når det kommer til besparelser. Øvrum jakter løsninger som kan spare hele 25 prosent på 1000 brønner på norsk sokkel de neste 25 årene.

- Vi må finne løsninger som er enklere, billigere og fortsatt like sikre. Da må vi se på alle alternativ, sier hun. Som eksempel nevner

hun at man setter av en rigg som bare plugger brønner som skal forlates etter endt produksjon.

belønnet når de leverer godt – men det må også få konsekvenser hvis ikke man leverer.

Skal fortsatte flytte grenser Oljeselskapet jobber nå med et endringsprogram som skal endre dagens utvikling innen kostnader. Det handler om teknisk effektivitet og ta de nødvendige organisatoriske grep.

Margareth Øvrum er i oljen kjent for å ivre for ny teknologi og for å utfordre vedtatte sannheter for hva som er mulig. Det skal hun fortsette med.

- Vi vil forenkle våre krav, sikre bedre kvalitet, mer standard løsninger, leverandørene vil bli

- Vi har flyttet grenser mange ganger, det skal vi fortsette med. Vi skal komme lenger, dypere og øke utvinningen – men til en billigere penge.

1 400 000 1 300 000

Prosjekt A - akkumulerte arbeidstimer

1 200 000

Prosjekt B - akkumulerte arbeidstimer

1 100 000 1 000 000 900 000 800 000 700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45

Tallgrunnlag illustrasjon: Statoil

62 | Offshore+

VALVE WORLD EXPO presenterer fortsatt vekst, fremragende innovasjoner og det høyeste nivået av teknologi på den nye Düsseldorf lokasjonen i 2014. Ventiler og fullstendig paletter med tilbehør, i tillegg til foregående og suksessfulle teknologier er i fokus. VALVE WORLD CONFERENCE, som den viktigste begivenheten i industrien, analyserer fremtiden til markedene mot de vitenskapelige evolusjoner. Düsseldorf turns it on !

Den niende biennale Valve World Conference & Expo

Düsseldorf, Tyskland, 2.– 4.desember 2014

· Mechanical · Piping · Structural & Civil · Electrical & Instrumentation · Riser bases

· GRP Protection Structures · Templates & Manifolds · Tie-in Tools · PLET/PLEM’s

Supported by:

Sponsored by:

www.valveworldexpo.com

www.nipunn.com

Int. Ex. AS International Exhibition and Export Services Kristiansandsgate 12 C _ N-0463 Oslo Tel. +47 22 33 73 33 _ janicke@int-ex.no

www.int-ex.no

vwe1402_93x266_NO.indd 1

28.05.14 17:01

Draugen kan løse Njord-floken Ny eier kan gi nye muligheter for problem-plattformen.

Tekst Glenn Stangeland Foto Statoil

64 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Hvordan bli “nye” Njord?

E

n Njord-plattform som hangler og to spennende funn, Pil og Snilehorn, gjør Haltenterrassen til et høyinteressant område på norsk sokkel.

Tidligere i vår ble det i tillegg klart at VNG, som er operatør på Pil og partner i Snilehorn, Njord og Hyme, kjøper Chevrons andel i Draugen-feltet i samme nabolag. Det åpner for nye muligheter i kabalen som nå skal legges.

- Det er spennende med en ny partner som både er aktiv og har suksess i dette området, sier informasjonssjef Kitty Eide i Norske Shell, som er operatør på Draugen, til Offshore+.

Hun ønsker ikke å kommentere hvilke muligheter Draugen har til å ta imot andre funn i samme område.

Fra 81 til 10 millioner fat Tallenes tale er likevel klar når det kommer til plattformens kapasitet. Feltets produksjon var på topp i 2001, da det ble produsert 81 millioner fat oljeekvivalenter. I fjor produserte Draugen 10 millioner fat oljeekvivalenter.

Det er tidligere vurdert å knytte andre felt til Draugen, nå sist Linnorm. Men dette ble skrinlagt på grunn av svak økonomi i prosjektet.

Det er videre en kjent sak at Njord-plattformen

til Statoil ikke vil tåle vekten som kreves for å bore nye brønner på feltet, og at partnerskapet derfor vurderer installasjonens framtid. Dersom forsterkning av den eksisterende konstruksjonen ikke viser seg å være tilstrekkelig, er nytt understell, og kanskje også helt ny plattform, mulige alternativer.

Når det gjelder Pil-funnet, er både tilknytning til Njord og selvstendig utbygging omtalte utbyggingsmuligheter.

knyttes til Draugen?

- Alle løsninger må vurderes. Samordning vil nok være et stikkord i tiden framover, og der ønsker vi å spille en aktiv rolle. Dialogen med de viktigste aktørene, og da spesielt Statoil, er allerede i gang.

- Er det rom for tre plattformer i dette området, med Draugen, nye Njord og en utbygging av Pil? - Draugen, nye Njord og en utbygging av Pil?

- Dialogen er i gang Administrerende direktør Atle Sonesen i VNG mener Draugen uansett vil spille en nøkkelrolle i videreutviklingen av området.

- Det er litt for tidlig å si noe konkret om dette, men Draugen er et viktig felt på Haltenterrassen og vil fortsatt være det i framtiden. Vi ønsker å bidra til dette, som en aktiv, engasjert og kompetent partner i feltet, sier han.

- Hvordan skal den ledige kapasiteten på Draugen utnyttes?

- Det er riktig at det finnes kapasitet og da er det partnerskapet sin oppgave å finne den beste måten å utnytte denne kapasiteten på.

- Hva er sjansen for at Njord, Snilehorn og/eller Pil

- Det er nok rom for det, men om det er den beste løsningen, gjenstår å se. Mye vil avhenge av hvor mye som finnes i Pil-lisensen og andre prospekter som er under modning i samme område, sier Sonesen.

Statoil sier nei Statoil avviser at Draugen kan erstatte Njordplattformen, men opplyser samtidig at Draugen fortsatt er et alternativ som vertsplattform for Snilehorn-funnet.

- Draugen er ikke lenger et alternativ som en erstatning for Njord. Men vi har dialog med Shell angående en mulighet for å bruke Draugen som en eksportløsning som et alternativ til dagens Njord Bravo, sier informasjonssjef Ørjan Heradstveit i Statoil til Offshore+.

Offshore+ | 65

Setter Johan Castberg på vent - Ikke nok til å bære en rør- og terminalløsning alene.

Tekst GLENN STANGELAND Foto Statoil

S

tatoil, Eni og Petoro har utsatt endelig konseptvalg for Johan Castberg-prosjektet.

Selskapene skal jobbe fram til sommeren 2015 med å modne fram en teknisk utbyggingsløsning.

Partnerskapet skal samtidig vurdere ytterligere det økonomiske fundamentet for en oljeterminal på Veidnes.

området, men ikke funnet det vi hadde ønsket oss. Dermed ser vi at Castberg ikke kan bære en utbyggingsløsning med rør og terminal alene. Nå vil vi gå ut til alle selskapene som har interesser i området for å se om vi kan finne grunnlag for å bygge ut et slikt prosjekt, sier Arne Sigve Nylund, Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon i Norge.

- Er Gohta-funnet aktuelt i denne sammenhengen?

Skal snakke med andre - Vi har hatt en ganske massiv letekampanje i

66 | Offshore+

- Vi skal gå grundig til verks og sjekke med alle

oljeselskapene som har aktivitet i området, det være seg lisenser, leteplaner eller funn. Gohta er selvsagt et alternativ.

- Dere har tallfestet ett års utsettelse på Johan Sverdrup til 20 milliarder kroner. Hva koster det å utsette Johan Castberg?

- Et slikt tall har vi ikke. Tilnærmingen vår er faktisk motsatt. Hensikten med denne avgjørelsen er å se på mulige utbyggingsløsninger og samtidig få ned kostnadene, sier Nylund.

Offshore+ 3/2014 | Nedturen i nord

Selskapene skal nå: * Modne fram et flytende produksjonsskip (FPSO) og samtidig fortsette arbeidet med en produksjonsplattform som mulig utbyggingsløsning offshore. * Undersøke muligheten for å realisere en selvstendig mottaksterminal for olje på Veidnes. En landterminal kan være aktuell også i kombinasjon med oljelasting til havs. * Implementere flere tiltak for å redusere kostnader. I tillegg vil Statoil og partnerskapet vurdere områdepotensialet, implementere

Drivis-funnet og oppdatere ressursgrunnlaget.

Utsettelsen av Johan Castberg kommer på toppen av problemene på Barentshavets første oljefelt - Goliat.

havet og at at man ser på muligheten for å få til løsninger sammen med de andre oljeselskapene, sier direktør Kjell Giæver i leverandørnettverket PetroArctic til Offshore.no.

Det svir for en leverandørindustri i startfasen.

- Hvordan vil du beskrive stemningen i leverandørindustrien i nord?

- Det er beklagelig at vi får en ny utsettelse, og vi er kritiske til avgjørelsen. Samtidig er det positivt at selskapene fortsatt har en klar plan om å bygge langsiktig infrastruktur i Barents-

- Avventende. Noen bedrifter hadde nok sett for seg at dette skulle gå raskere, mens andre har hatt mer realistiske forventninger. Det vil ta tid.

Offshore+ | 67

Goliat sprekker med 14 milliarder Og flyteren blir i Korea til 2015.

Tekst Glenn Stangeland Foto ENI Norge

68 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Enda et prosjekt sprekker

G

oliat kommer ikke til Norge i år.

•

Flyteren skal etter revidert plan forlate Hyundai-verftet i Sør-Korea tidlig i 2015. Lisensen mener at kriteriene for avreise fra Sør-Korea i slutten av juni, med klargjøring på Goliatfeltet i fjerde kvartal 2014, ikke kunne innfris, skriver Eni i en pressemelding.

Samtidig bekrefter også selskapet at kostnadene har løpt løpsk.

Nytt kostnadsanslag er på rundt 45 milliarder kroner. Dette er 14 milliarder kroner høyere enn anslått i utbyggingsplanen og 6,5 milliarder høyere enn ved forrige oppdatering.

Nyt mål om produksjonsstart er satt til “midten av 2015”.

Industrikilder hevdet i lenge at prosjektet var ute av kontroll, at kunnskapen om norske krav og regler er mangelfull, at Eni Norge blir marginalisert av morselskapet i Italia og at manglende dokumentasjon er et kjempeproblem i innspurten av utbyggingen.

Eni Norge har hele tiden holdt kortene tett til brystet, men Offshore+ har fått innsyn i en intern rapport der kritikken langt på vei bekreftes.

I rapporten, som hadde til hensikt å undersøke om det norske regelverket blir “implementert, gjennomført og respektert” av organisasjon og ledelse, skriver Eni blant annet: •

•

•

“Prosjektet er drevet av tidsplanen, og det finnes en risiko for at dette kan gå på bekostning av sikkerhet og integriteten til kritisk utstyr.”

“Bidrag fra organisasjonen i Milano må formaliseres, kommuniseres og forklares for hele organisasjonen.”

“Det var ikke klart for de ansatte når og hvordan aktivitetene skulle planlegges og koordineres etter at flyteren har forlatt verftet i Korea. Må sikre skikkelig

•

involvering av Eni Norge.”

“Prosjektledelsen er under press for å ta beslutninger på grunn av planen om å seile i mai. Spørsmål, som krever raske svar, dukker opp hele tiden. Det er et krav i regelverket at avgjørelser skal være begrunnet og dokumentert. HSEQ bør kommunisere til prosjektledelsen i hvilken grad slike begrunnelser er påkrevd.”

“Prosjektledelsens involvering av representanter for arbeidergruppene er for svak.”

- Dette er funn basert på en internrevisjon iverksatt på initiativ fra Eni Norge. Den er gjennomført av selskapet, som et ledd i kontinuerlige interne forbedringsprosesser, og funnene i rapporten følges opp i henhold til selskapet rutiner, sier kommunikasjonssjef Andreas Wulff i Eni Norge til Offshore+.

Ptil har fått rapporten Petroleumstilsynet opplyser at de fikk vite om funnene i et møte med Eni i midten av mars og at de fikk selve rapporten i hende 30. mars.

Tilsynet har tidligere meldt om bekymring for framdriften i Goliat-utbyggingen og skrev i en tilstandsrapport at “en stor mengde arbeid gjenstår”.

- En slik granskningsrapport er en del av operatørens oppfølging Dette er funn som Eni Norge må håndtere. Det viktigste for oss er at de har god styring på prosjektet, og at Goliat tilfredsstiller norske krav den dagen innretningen skal tas i bruk på norsk sokkel, sier pressekontakt Øyvind Midttun i Petroleumstilsynet til Offshore+.

Wulff sier at rapporten allerede har ført til endringer.

- Blant annet er oppfølgingen av HMS på verftet styrket, og det er innført faste møter med representanter for arbeidstakerne. I tillegg er det gjort forbedringer i styrende dokumentasjon, sier han.

Offshore+ | 69

– Betal overskridelsene selv De tapte Goliat-kontrakten i 2010. Nå refser tillitsvalgt i Aker Solutions både myndighetene og utbygger Eni. Tekst Glenn Stangeland Foto ENI Norge

70 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Hadde dette skjedd i Norge?

Offshore+ | 71

Âť

Hadde dette skjedd i Norge? | Offshore+ 3/2014

»

P

roblemer med byggingen av Goliatflyteren i Korea gjør at produksjonsstart på feltet ble utsatt. I tillegg har regningen steget med over 14 milliarder siden utbyggingsplan ble levert. Nytt kostnadsanslag er på rundt 45 milliarder kroner.

Kunne ikke by like lavt Aker Solutions tapte kontrakten til Hyundai for drøye fem år siden. Nå mener konserntillitsvalgt Atle Teigland i Aker Solutions at det var en gedigen feil å sende FPSO-kontrakten til Korea.

- Vi var med og kjempet for at Goliat skulle bli bygget i Norge og var blant annet i en rekke møter med Olje- og energidepartementet. Prisen som koreanerne hadde gitt, var umulig å matche, selv om vi skulle bygget hele Goliat på dugnad.

Noe var åpenbart galt allerede den gangen, sier Teigland til Offshore+.

Han er kritisk til myndighetenes manglende handlekraft og evne til å ta lærdom av tidligere feil.

- Vi ba myndighetene forsikre seg om verftets Norsok-kompetanse, noe som vi ser er ett av hovedproblemene. Dessverre kommer ikke det som har skjedd som en overraskelse. Det er vi, altså norske skattebetalere, som til syvende og sist må betale regningen. Jeg forventer at myndighetene tar innover seg det som har skjedd og tar lærdom av de feilene som er blitt gjort.

- Opplever du at de gjør det?

- Så langt har de ikke gjort det, nei. Så jeg utfordrer både departementet og politikerne til å ta lærdom og vise handlekraft ved neste korsvei, sier Teigland.

72 | Offshore+

- Hva kan de gjøre annerledes?

- Myndighetene for slappe. Alle beslutningene overlates til oljeselskapene. Så tar norske skattebetalere hele risikoen. Det kan vi ikke akseptere.

– Man må se på selve regimet. Oljeselskapene bør i større grad dekke overskridelsene av egen lomme. Dette er ikke et enkelttilfelle, men noe som skjer igjen og igjen. I tillegg til prisøkningen, koster det dyrt å utsette produksjonsoppstart.

Når vi i tillegg har skipet ut kontraktene, mister vi kompetanse som oljenasjon.

Eni er “fornøyd med verftet” Kommunikasjonssjef Andreas Wulff er uenig og mener kostnadsøkningen på Goliat i liten grad kan forklares av geografi; - Goliat ble besluttet utbygd i 2009. Da var både oljepris og aktivitetsnivå vesentlig lavere enn nå. Vi ser at over halvparten av prisøkningen skyldes det betydelig høyere aktivitetsnivået i industrien, både nasjonalt og internasjonalt. Det gir store utslag i materialkost og underleveranser, noe som gjelder både norske og utenlandske leverandører. Kostnadsøkningen og forsinkelsen er ellers i tråd med det vi har sett i industrien internasjonalt, sier Wulff.

– Burde dere valgt å bygge i Norge, slik mange nå hevder?

- Jeg forstår at enkelte stiller det spørsmålet, men vi er fornøyd med den jobben verftet har gjort. Det blir et hypotetisk spørsmål, og det var uansett vanskelig å forutse utviklingen i markedet da disse anbudene ble levert i 2009.

– Noen vil sikkert stusse på at dere er “fornøyd med verftet”. Hva legger du i det?

- Hyundai kommer til å levere en plattform som er robust og tilfredsstiller kravene til drift i Barenthsavet. Det er god kvalitet på det arbeidet som gjøres ved verftet, sier Wulff.

Eldfisk 2 og Ekofisk Zulu Teigland trekker fram to ferske eksempler som han mener viser at Eni valgte feil da valget ikke falt på Aker Solutions tilbake i 2010.

- Eldfisk 2/7S seilte ut fra Stord i henhold til tidsplan og med alle nødvendige godkjenninger.

10 måneder tidligere gikk en tilsvarende leveranse, Ekofisk Zulu fra Egersund, faktisk før tid, med de beste skussmål fra kunden og med olje på dekk to måneder før plan. Da er det et tankekors at Goliat sprekker med 14 milliarder kroner og blir utsatt i ytterligere ett år. Nå trenger vi ikke lenger spekulere i om dette er påstander uten grunnlag i fakta eller et uttrykk for at norske leverandører er dårlige tapere. Vi har nå fått en foreløpig fasit fra Goliat, og den bør få konsekvenser for hvordan myndighetene håndterer denne og fremtidige utbygginger.

– Hvordan opplever du den offentlige debatten om denne saken?

– Når et sykehus eller et veiprosjekt sprekker med noen hundre millioner kroner, blir det ramaskrik og både sjefer og politikere blir stilt til ansvar. Her sprekker utbyggingene med et titall milliarder kroner og ingen leer et øyelokk.

– Hvorfor er det slik?

– Jeg tror ikke folk forstår omfanget. Det blir for stort og for komplisert, sier Teigland.

YOUR PARTNER IN TUBING AND CASING

Rolf Edland, an experienced professional with more than 25 years working in the Tubing & Casing market.

YOUR SINGLE POINT OF CONTACT Petcon Tubulars, Norways only independent pipe supplier, offers you the single point of contact you need for your urgent Tubing and Casing requirements.

In a pipe market driven by longer lead times from mills and higher demands from an increasing number of operators, Petcon Tubulars meet these ad-hoc requirements by offering available Tubing & Casing from stock worldwide.

In a well prepared and transparent collaboration with the best suppliers in the market for transport, storage, cleaning, inspection, preparation for offshore and production of accessories, Petcon provide the compete supply chain with the best service and fastest delivery experience in the sector.

“PETCON TUBULARS, YOUR PARTNER IN TUBING AND CASING” WHAT YOU WANT - WHERE YOU NEED IT - WHEN YOU NEED IT petcontubulars.com

+47 51 69 58 00

post@petcontubulars.com

Derfor får Goliat sprekke i fred KOMMENTAR: Hvordan kan norske utbygginger av olje- og gassfelt sprekke med et titall milliarder kroner uten at det får konsekvenser, verken for selskapene som leverer dårlige prosjekter, byråkratene som går god for planenes innhold eller politikerne som slipper prosjektene gjennom?

Tekst Glenn Stangeland Foto ENI

74 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Hvorfor sprekker oljeprosjektene?

Y

me er skrekkeksemplet. Over ti milliarder kroner er tapt, selv om brønnene og noe av utstyret kan gjenbrukes dersom utbyggerne velger å gå på skandaleprosjektet med ny giv. Norske skatteregler sørger uansett for at brorparten av utgiftene dekkes av deg og meg.

Enda mer aktuelt er Enis Goliat, Barentshavets første offshore-feltutbygging. Prosjektet har allerede sprukket med 14 milliarder kroner.

Ifølge siste statsbudsjett, er totalkostnaden på 45 milliarder kroner. Foreløpig.

Overfor Offshore.no melder industrikilder om kaos. Det skal bli interessant å høre hvordan Eni forholder seg til følgende formulering i Petroleumsloven: «Departementet skal underrettes om og godkjenne vesentlig avvik eller endring av forutsetningene for fremlagt eller godkjent plan og vesentlige endringer av innretninger.»

Hva blir konsekvensene dersom det viser seg at Goliat går på nye og større smeller? Trolig få. Om noen.

Såvidt vi kan se, er det mest dramatiske som har skjedd etter overskridelsene på Yme, Valhall og Skarv at Oljedirektoratet har skrevet en rapport.

Talisman har riktignok besluttet å selge sin norske virksomhet, men dette begrunnes i at Norge har havnet utenfor selskapets kjernesatsing, og ikke problemene på Yme. Men hovedspørsmålet er fortsatt ikke besvart.

Hvorfor ingen konsekvenser? Svaret er oss. Det er vi som har sviktet.

Ikke utbygger Eni eller partner Statoil. Ikke Terje Riis-Johansen, Ola Borten Moe eller Tord Lien.

Ikke Oljedirektoratet eller Petroleumstilsynet. Vi. Vi, altså norske redaksjoner, har latt disse

skandaleprosjektene passere under radaren. Vi har ikke maktet å dokumentere og forklare på en slik måte at folk flest forstår, og dermed blir debatten om Statoils kaffekopper tilsynelatende viktigere enn taksameteret på Goliat.

De mest erfarne journalistene med spesialkompetanse på olje, de som kjenner mekanismene og har de historiske perspektivene, er borte.

De er ikke døde eller pensjonerte. De har tatt sluttpakker. Nå skriver de bok for Lundin, eller er kommunikasjonsdirektører og redaktører i GDF Suez, Norsk olje og gass og Statoil. I avisene er spesialistene erstattet av generalister. De er bedre på klikk, men ikke nødvendigvis på industri.

Tilbake står vi. Som lar oljeselskapenes lykkes med sin kommunikasjonsstrategi, den med overskriften som sier at taushet er gull. Vi som lar oss avspise når Olje- og energidepartementet avslår søknader om innsyn fordi dokumentene som kan belyse skandalene inneholder forretningshemmeligheter og “interne forhold”. Vi som lar oljeselskapene slippe unna med sine vage formuleringer som garantert har vært innom juridisk avdeling både en og to ganger. Vi som ikke forstår hva Petroleumstilsynet mener selv etter å ha lest tilsynsrapportene deres.

Vi som ikke makter å forklare hvem, hva, hvor, når og hvorfor på en slik måte at mannen i gata forstår at dette er vel så viktig som brygga til Åslaug Haga og øyevippene til Jan Thomas. Som ikke makter å sette politikerne i en situasjon der de må agere.

Dette er en selvransakelse. Vi skal forsøke å bli bedre. Dersom alle som er nevnt i denne artikkelen gjør samme øvelse, kan vi kanskje få en situasjon der vi kan se både oljeselskapene og myndighetene i kortene.

Gudene skal vite at de trenger korrektiver. Bare spør Goliat.

Offshore+ | 75

Statoil går tom for hurtigfelt Har funnet for lite olje nær gamle plattformer.

Tekst GLENN STANGELAND Foto Statoil

S

ju av Statoils hurtigutbygginger, også kalt fasttrack-felter, er satt i produksjon. I løpet av det neste året vil ytterligere fem komme

Det siste prosjektet i porteføljen, Gullfaks Rimfaksdalen er skjøvet litt ut i tid, med planlagt produksjonsstart flyttet fra 2015 til 2016.

På budsjett Modellen er blitt en forretningsmessig suksess med utstrakt bruk av standardisering og hyllevarer.

Men til tross for at Statoil har lyktes med å etablere produksjonsfabrikken for raske utbygginger av feltnær olje, så mangler det nå funn for å fortsette i samme tempo.

i drift.

- Vi har klart å holde oss til budsjett og samtidig klart å standardisere subseateknologien. Det er vi fornøyde med, og derfor vil selskapet også forsøke å overføre prinsippene til større prosjekter, sier Halfdan Knudsen, Statoils direktør for hurtigutbygginger på norsk sokkel til Offshore+.

12 utbygginger Statoil har en portefølje på 12 hurtigfelt. Det sjuende i rekken, Vilje Sør, kom i produksjon i mars, og i løpet av ett års tid regner selskapet med at også Svalin, Fram H Nord, Gullfaks Sør Olje og Oseberg Delta 2 vil være i drift.

De fire sistnevnte utgjør investeringer på over 20 milliarder kroner.

76 | Offshore+

Mange brønner, få funn Selskapet har hatt et særdeles aktivt leteprogram på norsk sokkel de siste årene og rundt 40 prosent av letebrønnene er blitt boret nær eksisterende infrastruktur. Målet har vært å få fram fem nye hurtigutbygginger i året - et mål man foreløpig er langt unna å oppnå.

- Det er en utfordring at vi ikke har nok funn til å fylle på i denne porteføljen. Vi har hele tiden boret prospekter som har vært mulige fasttrackutbygginger, men resultatene har ikke vært som vi håpet. Derfor må vi revitalisere letemodellene og feltnær seismikk for å gjøre en bedre jobb, erkjenner Knudsen.

Lanserer “milliardutbyggingen” Ønsket om å overføre prinsippene for standardisering og forenkling på større utbygginger er allerede nevnt. Utbygginger som Gudrun, Valemon og Gina Krog viser at selskapet mener alvor. Samtidig ser Statoil også på muligheter lenger nedover i porteføljen - pyttene som er for små for fasttrack, men som likevel representerer betydelige verdier og som kan forlenge levetiden på eksisterende felter.

- Vi ser at fasttrack-konseptet er litt for stort for de aller minste funnene våre. Derfor har vi lansert “milliardutbyggingen”, der målet er å bygge ut små funn med enda enklere og billigere løsninger og der investeringen skal ligge på rundt én milliard kroner. Vi er trygge på at dette vil fungere teknisk, men må nå kartlegge mulighetene i porteføljen vår, sier Knudsen.

Her er status for Statoils seks gjenværende prosjekter i fasttrack-porteføljen: Vilje Sør - Det sjuende prosjektet i rekken. Startet produksjon tidligere i år. Totalt består utbyggingen

Offshore+ 3/2014 | Leter etter mini-felt

av en standard bunnramme med én brønn. Den kobles til Alvheim for prosessering via et 19 kilometer langt rør samt kontrollkabler. Marathon er operatør på Alvheim og har også overtatt operatørskapet for Vilje Sør. Utvinnbare reserver er beregnet til 7,6 millioner fat oljeekvivalenter, hovedsakelig olje. Totale investeringer er estimert til 1,1 milliarder kroner.

Svalin - Om lag 75 millioner fat olje, der reservene er omtrent likt delt mellom de to strukturene på feltet, Svalin C og Svalin M. Feltet skal knyttes til Grane-plattformen. Brønnstrømmen fra Svalin M skal produseres gjennom en egen brønn boret fra Grane-plattformen. Svalin C blir et havbunnsanlegg knyttet opp mot Grane med et

!

seks kilometer langt produksjonsrør. Førstnevnte har allerede startet produksjonen, opplyser Statoil til Offshore.no. Investeringsestimat på 4,5 milliarder kroner.

Fram H Nord - består av en havbunnsramme som kobles til bunnrammen A2 på Fram Vest, som videresender produksjonen til plattformen Troll C. Foreløpige beregninger viser at feltet inneholder om lag 10 millioner fat oljeekvivalenter utvinnbare reserver. Anleggsdelen er ferdig, men boring pågår.

Oppstart til sommeren.

Gullfaks Sør Olje (GSO) - to nye havbunnsrammer og seks ekstra brønner skal øke utvinningen med 65 millioner fat oljeekvivalenter. Statoil sikter mot

boring av første produserende brønn og oppstart før jul. Investeringer på 8,5 milliarder kroner.

Oseberg Delta 2 - bygges ut som en havbunnsløsning som fases inn mot Oseberg feltsenter.

Forventede utvinnbare reserver er 77 millioner fat oljeekvivalenter. De estimerte investeringskostnadene beløper seg til 7,4 milliarder kroner.

Produksjonsstart er forventet rundt årsskiftet.

Gullfaks Rimfaksdalen - gassfeltene Rutil og Opal skal knyttes til Gullfaks A-plattformen.

Siste investeringsbeslutning, DG3, er utsatt til sommeren og planlagt produksjonsstart flyttet fra 2015 til 2016.

Statoils hurtigutbygginger I produksjon: Hyme, Skuld, Stjerne, Vigdis Nordøst, Visund Sør, Vilje Sør.

Under utbygging: Svalin C, Fram H Nord, Visund Nord, Gullfaks Sør Olje, Oseberg Delta 2.

Under planlegging: Gullfaks Rimfaksdalen.

Offshore+ | 77

S

tatoil kikker igjen på gass- og kondensatfeltet Alfa Sentral, som ligger på grensen mellom norsk og britisk sokkel 20 kilometer vest for Sleipner.

kapasitet på Sleipner. Partnerskapet søkte så om myndighetsgodkjenning av prosjektet i 2009, med planlagt produksjonsstart i 2011.

Men det skjedde aldri.

- Sleipner har kapasitet Alfa Sentral ble funnet allerede i 1983, men ble liggende på hyllen i mange år i påvente av ledig

78 | Offshore+

- Den løsningen som vi hadde den gang ble vurdert å ikke være lønnsom nok av partner-

skapet. Nå har vi bygget ut Gudrun og vil bygge ut Gina Krog mot Sleipner, men det vil også være kapasitet til å ta imot Alfa Sentral. Det dreier seg om å finne den løsningen som på best mulig måte utnytter den infrastrukturen vi allerede har i området, sier Knut Kviljo, Statoils leder for områdeutvikling i drift sør på norsk sokkel, til Offshore+.

Offshore+ 3/2014 | Konseptvalg ved årsskiftet

Pusser støv av funn fra 1983 Statoil nærmer seg ny utbygging i Nordsjøen.

Tekst GLENN STANGELAND Foto HARALD PETTERSEN / STATOIL

Feltet er anslått å inneholde rundt 2,25 milliarder kubikkmeter utvinnbar gass, og planlegges utbygd med en subseatilknytning og en 21 kilometer rørledning til Sleipner T-plattformen.

- Konseptvalg er ventet rundt årsskiftet, sier Kviljo.

Forhandler om bruk 80 prosent av funnet ligger på norsk side av grensen, mens resten ligger i UK. Ifølge et brev JX Nippon E&P, som er operatør for den britiske delen av funnet, har sendt til Olje- og energidepartementet, er det innledet forhandlinger om bruken av infrastrukturen på Sleipner. Partnerene har til hensikt å komme

til enighet om hovedlinjene i avtalen innen oktober.

- At deler av funnet ligger på britisk sektor, gir oss litt ekstraarbeid. Men dette er håndterbart og neppe noen showstopper for prosjektet, tror Kviljo.

Offshore+ | 79

PRO PULSIO N

CREATING PROGRESS

SENSORER

S t a nd nr. C 308

Vibrasjonssensorer Rotasjonssensorer Encodere Lineære posisjonsensorer Pick-up/RPM sensor Vann i olje

IP

Tilt sensorer

ATEX

68

EN60945 ASII 316

SCANA MAR-EL AS, Agentur - www.mar-el.no - Tel.: +47 35 07 58 00

PRO PULSIO N

CREATING PROGRESS

HMI - TILSTANDSOVERVÅKNING

S t a nd nr. C 308

Joysticks Tastaturer Skjermer Indikatorer Data input Tilstandsovervåkning -Vibrasjon -Maskin

EN60945

SCANA MAR-EL AS, Agentur - www.mar-el.no - Tel.: +47 35 07 58 00 Besøk oss på

Besøk oss på STAND E-558 under ONS 2014

3M Peltor™ Twin Cup EX Headset Hodebøyle - MT72H540F-50

3M Norge AS Avd. Peltor Communications Pb 100, 2026 Skjetten Tlf. 06384 - www.3m.no/vern

CE

Hjelmfeste - MT72H540P3E-50

* EX kommunikasjonshørselvern med dobbelt skall for ekstrem støy * Støykompensert dynamisk talemikrofon * Nexus TP-120/J11 tilkobling til Peltor EX Nøklingsbryter * Optime III * Hørselvernet er testet og godkjent i henhold til PPE-direktivet 89/686/EEC og anvendbare deler av europeisk standard EN352-3:2002 og EN352-6:2002 * EX class: Ex II 2 G Ex ib IIC T4

Mark your calendar

WHY IS ONS 2014 THIS YEAR’S MOST IMPORTANT MEETING PLACE FOR THE GLOBAL ENERGY INDUSTRY?

25–28 AUGUST 2014

ALL THE MAJOR PLAYERS IN ONE EXHIBITION

THE WORLD’S LEADING CONFERENCE

LIVE IT UP IN STAVANGER

1250 exhibitors and more than 60,000 visitors. Experience innovative technological solutions and meet new partners and clients.

For everyone working in the oil and gas industry. Listen to, discuss with and be inspired by visionary state leaders, ministers, CEOs and innovators from around the world.

A vibrant city centre. Culinary adventures. Great artists.

Cultural fireworks. At night you can pick and choose from our rich festival menu.

ONS celebrates its 40th anniversary in 2014, and has grown to become the leading meeting place for the global energy industry. This year’s theme is changes; the changes that affect technology, innovation, renewable energy and the global resource situation. Welcome to four days and three nights of business-boosting events. www.ons.no

Snorre + Beta = sant?

Statoil og partnerne har planer om å bygge en ny plattform på Snorre-feltet.

Tekst GLENN STANGELAND Foto Rune Johansen / STATOIL

D

skal vurdere muligheten for å knytte Beta opp mot en eventuell ny Snorre-plattform, sier Knut Kviljo, Statoils leder for områdeutvikling i drift sør på norsk sokkel.

- Det stemmer. Vi har innledet en studie som

Opptil 250 millioner fat Suncor ønsker ikke å si noe om sine planer for funnet, som ble gjort ved årsskiftet 2009-

et kan samtidig åpne muligheter for andre funn i samme nabolag. Ifølge dokumenter Offshore+ har fått tilgang til, har Snorre-lisensen inngått et samarbeid med selskapene som eier Beta-funnet, Suncor og Talisman.

82 | Offshore+

2010 og ligger rundt 20 kilometer nordvest for Snorre-feltet, men ifølge selskapets nettside ble det i fjor sommer hentet inn omfattende seismikk fra området. Dette datamaterialet skal brukes til å vurdere ytterligere avgrensninger av Beta, som foreløpig er anslått å inneholde 44 og 250 millioner fat oljeekvivalenter.

Offshore+ 3/2014 | Skal leve til 2040

Statoil har ambisjoner om å øke utvinningen på Snorre fra dagens 47 prosent til 55 prosent og forlenge levetiden til feltet til 2040. En helt ny plattform står sentralt i disse planene.

- Å bygge en ny plattform, Snorre C, er den anbefalte løsningen fram mot konseptvalg, som er planlagt i mars 2015. En ny plattform

vil primært ta seg av reservene i Snorre-feltet, men vil også ha muligheten til å ta imot andre funn i området, sier Kviljo.

for både Snorre og Beta.

Statfjord, Gullfaks og Knarr Nabolaget ellers består av de gamle traverne Statfjord og Gullfaks, henholdsvis øst og sør for Snorre, samt BG sin Knarr-utbygging nord

Offshore+ | 83

Bygger ut pytter for milliarder Marathon vurderer to nye utbygginger rundt Alvheim.

Tekst GLENN STANGELAND Foto Marathon Norge

M

arathon har overtatt operatørskapet på Vilje-feltet fra Statoil og er i innspurten av sin egen Bøylautbygging. I tillegg er det identifisert ytterligere to utbyggingsmuligheter når området nå skal støvsuges.

To nye utbygginger?

Caterpillar, som ble funnet i 2011, er på mellom 5 og 12,5 millioner fat oljeekvivalenter. En

84 | Offshore+

utvikling av dette funnet kan bli neste steg i Alvheim-området.

- Funnet ligger like ved Bøyla, og produksjonsboringen på dette feltet vil gi oss nyttig informasjon og større forståelse for Caterpillar, som dermed kan bli andre fase i prosjektet. Lisensen er forpliktet til å levere en arbeidsplan innen tredje kvartal i år, sier kommunikasjonssjef Kurt Michelsen.

Viper/Kobra-funnet er også en utbyggingskandidat i nabolaget. Produksjonsboring i samme type geologi har nemlig ført til at selskapet her ser muligheter for større reserver og bedre økonomi.

- Det vil bli tatt en beslutning om eventuell videreføring av Viper/Kobra i inneværende år, opplyser Michelsen.

Offshore+ 3/2014 | Catepillar og Viper/Kobra ser dagens lys

Milliardinvesteringer Alle de nevnte er mindre felt som bygges ut med en subsealøsning knyttet til Alvheim-skipet.

Investeringene er likevel betydelige. Bøyla koster rundt fem milliarder kroner å utvikle, mens prisen for Vilje Sør er på rundt 1,1 milliarder.

For Caterpillar og Viper/Kobra er det rimelig å anslå totale investeringer på 2-3 milliarder kroner dersom begge viser seg å bli realisert.

- Jeg ønsker ikke å kommentere tall på prosjekter som ikke er besluttet gjennomført, sier Michelsen.

Tre nye Alvheim-brønner I tillegg skal det bores tre tilleggsbrønner på selve Alvheim-feltet for å øke utvinningen.

Planleggingen av disse er allerede i gang, og selve boringen skal etter planen ta til i årets siste kvartal.

- Alvheim er vår viktigste andel på norsk sokkel, og feltet produserer rundt 120.000 fat oljeekvivalenter per dag. Det er blant Norges største oljefelt, og det er viktig, både for Marathon, partnerne og myndighetene, å maksimere utvinningsgraden. Derfor vurderer vi alle muligheter i området nøye, sier Michelsen.

Offshore+ | 85

11

12 13 14 15 16

17 19 20

18 22

21

25

27 28

23 BERGEN

24

26 29

STAVANGER

30 31 86 | Offshore+

32

BRØNNØYSUND

Offshore+ 3/2014 | LETEKART FOR HØSTEN 2014 5 6

4

1

3 8

7

2

9 10

HONNINGSVÅG

Letekart for høsten 2014 1

ATLANTIS (615) Statoil

12

ZUMBA (591) Tullow

23

Atlas (420) RWE Dea

2

Mercury (614) Statoil

13

Imsa (589) Wintershal

24

Krafla Nord/Main (035) Statoil

3

wisting (537) OMV

14

Tvillingen Sør (510) Maersk

25

Lupus (507) Tullow

4

isfjell (714) Statoil

15

Lindarormen (584) Lundin

26

Grane D-structure (169) Statoil

5

Pingvin (713) Statoil

16

Ormen Lange app. (250) shell

27

Kopervik (625) Lundin

6

Alta (609) Lundin

17

STORM (555) Lundin

28

Luno 2 App. (359) Lundin

7

Gotha app. (492) Lundin

18

Garantinia 2 (554) Total

29

Johan Sverdrup App.(265/501) Statoil/Lundin

8

SATURN (230) Statoil

19

Jordbær SØ (373S) BG

30

Snømus (672) Talisman

9

Ensis (393B) Statoil

20

Vollgrav (631) Lundin

31

Romeo & Julius (146/333) Statoil

10

Lavvo (438) Lundin

21

Kvitvola (553) Det norske

32

Heimdalshøe (494) Det norske

11

Ivory (528) Centrica

22

Skarfjell App (418) Wintershall

Offshore+ | 87

Nå kan du gamble på norske letebrønner Med Atlantic Petroleum og Geonovas nye spill, WellBet, kan du gamble på resultater av letebrønner på norsk sokkel.

Tekst Sjur Vågen Foto Ole Jørgen Bratland / statoil

-D

et er et litt morsomt konsept som vi først etablerte for de ansatte i Atlantic og studenter på Universitetet i Bergen. Interessen var stor, og etter en kreativ samtale mellom letesjefen vår og redaktøren i bladet GEO tidligere i sommer, lanserte vi WellBet i samarbeid med Geonova. Nå kan folk teste kunnskapene sine og samtidig lære mer om letebrønner på norsk sokkel, sier initiativtaker og adm. direktør Jonny Hesthammer i Atlantic Petroleum.

Jelly beans Initiativtakeren forteller at han fikk den kreative ideen fra en økonomisk teori som han kom over i en bok. Den går ut på at en gruppe mennesker med en viss innsikt om et tema, vil i snitt komme frem til et bedre og mer korrekt svar enn et enkeltindivid.

– Man kan ta en boks med Jelly Beans som eksempel. Spør du en person hvor mange biter det er oppi boksen, vil vedkommende mest sannsynlig svare feil. Spør du 30 personer og regner ut snittet av svarene, er det nærmere sannheten, forklarer Hesthammer.

88 | Offshore+

– Det er mye som tyder på at en gruppe mennesker kan ta riktige beslutninger. Jeg ville teste ut om denne teorien stemte. Samtidig er det en fantastisk mulighet til å sette seg inn i brønner som skal bores, legger han til.

Slik fungerer det Geonova legger ut all offentlig informasjon om alle letebrønnene du kan tippe på. Deretter stiller WellBet brukerne tre spørsmål: Tror du dette kommer til å bli et teknisk funn?

Tror du at det kommer til å være nok hydrokarboner til at det vil være et kommersielt funn?

Hva finner man? Ingenting, olje, gass eller begge deler?

– Per dags dato har vi ingen premier for de som tipper riktig. De hadde vært stilig om vi kunne fått en slik ordning på plass, men hvordan det skal fungere er for tidlig å si noe om. Nå skal vi kjøre statistikk på svarene, så skal vi se om det fungerer slik som teorien tilsier.

Det er gratis å registrere seg og spillet opererer ikke med ekte penger.

Studenter gjør det bra Om lag 300 personer har tippet resultater av letebrønner siden lansering tidligere i sommer.

Ifølge Halfdan Carstens, styreleder i Geonova, har brukerne av det nye spillet og nettverket allerede tippet rett på noen brønner.

– Det blir spennende å se hva vi kan bruke resultatene til. Allerede nå ser vi at brukerne har hatt helt rett enkelte ganger.

Hesthammer er professor på Universitetet i Bergen, og han forteller at studentene hans frem til nå har gjort det bedre enn olje- og gassindustrien.

– Studentene har ikke særlig kunnskap om dette.

Likevel har de slått industrien ned i støvlene så langt. Det er jo litt spesielt og utfordrer hvordan vi tenker.

– Det er kult at ansatte i bransjen har tatt det i bruk, for ikke å snakke om analytikere. Noen av dem bruker ”WellBet” allerede. De har jo mange meninger om hva som skjer i industrien.

Offshore+ 3/2014 | Hvem treffer best?

Offshore+ | 89

90 | Offshore+

Offshore+ 3/2014 | Nedringt av jobbsøkere

Fant Norges nordligste olje Inspirert av Roald Amundsen, fortsetter Bernhard Krainer og østerrikske OMV oljejakten sin i Barenshavet.

Tekst Glenn Stangeland Foto Aker Drilling

S

elskapets Wisting, som har fått navn etter Amundsens kumpan Oscar Adolf Wisting, er Norges nordligste oljefunn. Funnet kan være fra 65 til 165 millioner fat.

Men beliggenheten skaper utfordringer, med manglende infrastruktur og store avstander, som igjen vil påvirke kostnadene ved en eventuell feltutvikling. I tillegg til Wisting er det påvist opptil 50 millioner fat i Hanssen i samme lisens.

- Vi tror på mellom 200 og 500 millioner fat i lisensen, men vi vil avvente kommersialitetsvurderingene til vi har fått modnet vår områdeforståelse. Vi vet mer nå som vi har resultatene fra Hanssen, men vi har også identifisert flere prospekter i samme lisens. Det kan bli en ny brønn i 2015. Det sier administrerende direktør Bernhard Krainer i OMV Norge.

Barentshavet på direkten Mange nykommerne på norsk sokkel begynner oljejakten nær felter som allerede er i produksjon.

Dette for å unngå dyre og tidkrevende utbygginger og sikre relativt raske inntekter.

!

Men OMV - Østerrikes svar på Statoil - har valgt en annen strategi - selskapet har latt Nordsjøen være Nordsjøen og hoppet rett inn i uutforskede områder i Barentshavet. Og med Wisting-funnet, traff de blink i første forsøk. Hvordan?

- Barentshavet var alltid et mål, og vi så muligheter i Wisting-lisensen før vi søkte, men det var først da vi fikk tilgang til 3D-seismikken at vi fikk bekreftet våre antagelser om prospektiviteten i relativt grunne reservoarer. Faren i slike tilfeller er alltid at oljen er degenerert, at den er blitt til tjære, men i dette området har dette åpenbart ikke skjedd.

Giganthandelen med Statoil OMV Norge gikk fra å være en beskjeden nykommer til å bli en av de store guttene i klassen da selskapet i fjor sommer betalte Statoil opp mot 16 milliarder kroner for andeler i Gullfaks og Gudrun, samt de britiske feltene Schiehallion og Rosebank. Med Gudrun nå i produksjon, betyr det at selskapet har en dagsproduksjon på opp mot 35.000 fat oljeekvivalenter fra norsk sokkel.

- Målet vårt har hele tiden vært å være til stede i hele verdikjeden - fra leting, via planlegging og utbygging til produksjon. Nå har vi spennende leteprospekter, Gudrun og Gullfaks i produksjon og Aasta Hansteen og Edvard Grieg under utbygging.

Vi har fortsatt planer om å vokse, men ser i første rekke mot moderate porteføljeoptimaliseringer, og jobbe med egne funn som vi kan utvikle videre, sier Krainer.

1000 søkere til 80 jobber Selskapet har vokst fra 30 ansatte i 2012 til rundt 100 i dag. Fortsatt trenger OMV noen hoder til.

- Vi vil nok vokse ytterligere 20-30 medarbeidere.

Vi trenger blant annet flere ingeniører og geologer/ geofysikere.

- Hvordan opplever dere arbeidsmarkedet?

- Folk vil gjerne jobbe for oss, og vi har fått tak i de fagfolkene vi har ønsket. Totalt sett har vi hatt rundt 1000 søkere til de 80 stillingene vi har hatt ute siden september i fjor, sier Krainer.

Fakta om Wisting og Hanssen • Oscar Adolf Wisting var offiser i Marinen, oppdagelsesreisende og polarforsker. Han var sammen med Roald Amundsen den første i verden som var på både Syd- og Nordpolen. Han døde i sin lugar på polarskuta «Fram» på Frammuseet på Bygdø i 1936.

• Helmer Julius Hanssen var en norsk polfarer og var en av de første fem som nådde Sydpolen på Roald Amundsens sydpolekspedisjon.

Offshore+ | 91

Nå skal riggarbeiderne på innsidelisten Oljeselskapene vil unngå nye innsidesaker ved funn.

Tekst Tellef Øgrim Foto Stein Henningsen

Ø

kokrims interesse for innsidesaker i oljebransjen fører til at alle på riggen som ser resultatet av en leteboring skal føres opp på innsidelisten, uansett hvem de jobber for.

nytt fokusområde for Økokrim. Det viktigste for oss var å få slått fast at det er hvert enkelt selskaps ansvar å sørge for at reglene blir fulgt, sier leder for juridisk utvalg i Norsk olje og gass, Oluf Bjørndal.

Ba selv om regler Etter at flere olje- og gasselskaper fikk bøter for brudd på innsidereglene i 2012 ba ett av dem, DNO, om et møte med juridisk utvalg i Norsk olje og gass sensommeren 2012. Siden den gang har to arbeidsgrupper med medlemmer fra sentrale aktører i bransjen jobbet med nye retningslinjer for hvordan informasjon som kan ha betydning for børsverdier skal behandles.

Utgangspunktet er at misbruk av børssensitiv informasjon ifølge Bjørndal kan innebære store problemer for samfunnet generelt og det enkelte selskapet spesielt.

Hovedutfordringen er hvordan resultatene av en leteboring skal behandles av selskapene som samarbeider i en utvinningstillatelse.

- Den direkte foranledningen var at dette ble et

92 | Offshore+

- De fleste har riktig nok systemer for å håndtere slik informasjon, sier Bjørndal.

Uoversiktlig Det faktum at informasjon om innholdet i en brønn blir kjent på riggen lenge før den kommer til selskapenes informasjonsavdeling er likevel en stor utfordring og en viktig grunn til at representanter fra i alt 12 avdelinger har jobbet med veiledningen.

Norsk olje og gass er i disse dager i ferd med å offentliggjøre dokumentet.

Som veiledningen peker på er ledelsen i selskapet “gjerne siste leddet i informasjonsrekken. I en slik prosess vil det være utfordrende for selskapet sentralt å kontrollere informasjonsflyten”.

Dette er en helt annen situasjon enn når ledelsen i et selskap selv genererer innsideinformasjonen, for eksempel ved å foreta forretningsdisposisjoner eller forhandlinger.

Varierende innside-effekt En annen utfordring er det faktum at informasjon om en enkelt letebrønn oftere vil “kunne være kurssensitiv for slike mindre selskaper enn for større selskaper”.

Fram til 2009 var det Oljedirektoratet som offentligjorde meldinger om funn. Nå har det

Offshore+ 3/2014 | Hvem vet hva - og når?

enkelte selskap selv ansvar for å håndtere informasjonen.

Veiledningen slår fast at selskaper som regelmessig får innsideinformasjon må ha rutiner for behandling av informasjonen. Det gjelder om selskapene er børsnoterte eller ikke.

Selskaper som mener at informasjon fra en letebrønn kan bli innsideinformasjon for selskapet skal varsle de andre rettighetshaverne i en lisens, helst før boringen starter.

Innsideinformasjon skal umiddelbart offentliggjøres, med mindre vilkårene for utsatt offentliggjøring er til stede.

Krav om lister Flere av foreleggene som ble utstedt av Økokrim for to år siden handlet om føring av lister over personene som har fått innsideinformasjon.

Både DNO og Rocksource aksepterte bøtene, men ikke uten å si seg svært misfornøyde med begrunnelsen.

Veiledningen fra Norsk olje og gass siterer lovens paragraf 3-5 om at det skal føres liste over personer som får innsideinformasjon dersom et selskap etter vurdering velger å utsette offentliggjøring.

Listen skal angi dato og klokkeslett for når personene fikk informasjonen. Alle personene på listen skal informeres om de restriksjoner og forpliktelser som det å ha tilgang til innsideinformasjon fører med seg (taushetsplikt, krav om tilbørlig informasjonshåndtering, handleforbud og rådgivningsforbud).

Alle som vet skal føres opp I tillegg til personer som er ansatt i selskapet, kan innsidelistene omfatte både eksterne konsulenter og ansatte i andre selskaper som får informasjonen.

Det innebærer at alle på en rigg som under en leteboreoperasjon får informasjon om resultatet, selv om det er foreløpig eller ufullstendig, må regnes som innehaver av innsideinformasjon.

Dessuten betyr det, som veiledningen slår fast, at også selskaper som ikke selv er notert på børs må forholde seg til verdipapirhandellovens regler om taushetsplikt og informasjonshåndtering.

Alle som blir ført opp på en slik innsideliste, det vi si når det blir bestemt at offentliggjøring av resultatet av en boring skal utsettes, skal informeres om at de står på listen, om forpliktelsene og om straffeansvaret som følger av å ha tilgang til innsideinformasjon.

Norsk olje og gass vil, ifølge Oluf Bjørndal, sannsynligvis også gjennomføre seminarer for å kurse selskaper og konsulenter i håndtering av innsideinformasjon.

Offshore+ | 93

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

Foto: Jan Inge Haga

Klar for framtiden.

Framtiden er aldri lett å spå. Men en ting vet vi; at operatørskapet på Gjøa har gitt oss et solid utgangspunkt for vår videre satsing på norsk sokkel. Vi er ikke så rent lite stolte av det Gjøa leverer, dag inn, dag ut. Gjennom tre år har driften vært stabil og sikker, regulariteten er høy og resultatene er sterke.

Andelene våre i Snøhvit, Njord, Fram og Gudrun kompletterer bildet av GDF SUEZ E&P Norge som et selskap å regne med framover.

Og uansett hva morgendagen måtte by på; med en spennende leteportefølje, engasjerte kolleger og et av verdens største energiselskaper i ryggen, er vi klare for å gripe mulighetene.

Møt oss på ONS! Hall B. Stand nr. 213.

BOOK 2015 NOW!

Book your OTD2015 stand at www.offshoredays.com