Offshore & Energy - NO.3-2011

www.offshore.no>> LETEVIRKSOMHET >> RIGMARKED >> SUBSEA >> MADE IN NORWAY

Nr. 03 >> 2011

700 millioner fat planlegges utbygd

>> otd2011 staVanger-magasinet

norge mangler 7000ingeniØrer

lederbonuser hindrer Økt utVinning-kortsiktighet belønnes

statoil-felt stenges ned neste år

OTD, hall C, stand 3007. Drop

PANTONE 363CMYK: 75, 0, 92, 22

PANTONE 145CMYK: 0, 57, 100, 9

Things are happening in CAN. More than ever, actually. We are busy and growing rapidly. At OTD we will launch two new products: CAN Prevent Dropped Objects and CAN Drilling Upgrade.

Since 1993, we have been an innovative problem solver for oil and gas companies on the Norwegian Continental

Shelf – suggesting and providing solutions that are both safer and more cost-efficient than traditional solutions.

Can we aid you in reducing costs? Definitely. Visit us at OTD. In the meantime, you can find more information regarding our products CAN Inspect, CAN Install & Remove, CAN Weld and CAN Rental at www.can.no

Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop Drop

by.

711379 sf2 annonse 220x280+3.indd 1 01.09.11 10.09

I løpet av kort tid har OneCo satt seg i stand til å ta flere «tunge løft» som leverandør av produkter og tjenester til olje- og gass-industrien.

Selskapet har allerede etablert seg som en solid leverandør av både tjenester og produkter.

Gjennom OneCo Contracting er selskapet nå klar til å ta flere løft i markedet og satser tungt på å tilby multi-disipline / systemintegrerte løsninger for oppgraderings-markedet, både for rigger og skip.

www.oneco.no

Det første utstyret fra Statoil på 450 tonn løftes på plass på OneCo Contractings base i Forsand.

OneCo - klar for nye løft

OffSHORE & ENERGI OKTOBER 2011 4

INNHOLD

titalls riggmilliarder på Vei til songaRiggsommeren 2011 stod i Songa Offshores tegn. Selskapet inngikk avtaler med Statoil for riggleie som meget sannsynlig gir nærmere 38 milliarder kroner i inntekter.

18 36

gjØr seg klar for rigg-boomNå venter gode tider for verftene som kjemper om rigg-jobber. - - - -Markedet for vedlikehold og klassinger av rigger er et svært viktig område for Bergen Group fordi vi ser et vekstpotensiale her, sier divisjonsdirektør Kristin Færøvik.

42

gigantene kommer tilbake på banenNy optimisme i lete-Norge etter åpning av delelinjeområdet og nye funn i Barentshavet.

24

storfunn sikrer milliardmuligheterAldous Major Sør og Norvarg gir god grunn til optimisme.

22

20 dette er mannen bak stor-funnet

52 bli med på skifergasseVen-tyret

88 700 millioner fat planlegges utbygd

29 mot ny feltutbygging i nordsjØen

44 nå kommer gluualderen for riggselskapene

92 kraft fra land blir dobbelt så dyrt

54 nå trenger kineserne norske lØsninger

97 lederbonuser hindrer Økt utVinning

76 klager ikke. borer ikke

82 milliardrush i subsea-markedet

26 OLJEPRIS OG LETEAKTIVITET 42 GJØR SEG KLAR fOR RIGG-BOOM 53 DETTE HAR STYRKET MERKEVAREN NORGE 55 60 MARINER-MILLIARDER TILBAKE PÅ SKINNER 62 EN KJEMPEfORDEL Å KOMME fRA NORGE 74 SKATTEREGLER BREMSER NORSK STORSATSING 103 109 fALSKE SERTIfIKATER 114 VIL KOSTE 160 fJERNE ALT

110 norge mangler 7000 ingeniØrer

blant tidenes stØrste funnAldous og Avaldsnes henger sammen og kan dermed være tidens 7. største funn på norsk sokkel.

Are you stuck with mature fi elds producing up to 98% water, because workovers are just too expensive?Now FMC Technologies has the tool – thoroughly fi eld-tested in the North Sea – to boost production using less expensive, monohull vessels. It’s called riserless light well intervention (RLWI), and it can increase oil recovery by up to 46% – at half the usual cost. Discover the full potential of our intervention technologies at www.fmctechnologies.com.

www.fmctechnologies.com

© 2010 FMC Technologies. All rights reserved.

ONS 2010 Innovation Award for the innovative well control system “Through Tubing Rotary Drilling - TTRD”.

No rig. No riser.Just a fi eldbeing revitalizedcost effectively.


hovedkontor:Solheimsgaten 18, 5824 Solheimsviken Tel: +47 55 20 72 00 Fax: +47 20 72 01 [email protected] www.offshoremediagroup.com

sjefsredaktør:Helge Keilen - [email protected]

redaktør offshore & energy:Stein Tjelta - [email protected]

online redaktør offshore.no: Stein Tjelta - [email protected]

offshore.no internasjonal redaktør:John Bradbury - [email protected]

journalister:Arild Gilja - [email protected] John Økland - [email protected] Glenn Stangeland - [email protected] leder: Erlend Keilen - [email protected]

distribusjon:10.600 + online distribusjon, Offshore.no

redaksjonskontorer:Oslo, Bergen, Stavanger, London

nettutgivelser:• offshore.no/international Engelskspråklig dekning av internasjonale nyheter. • www.offshore.no Daglig nyhetsdekning av norsk sokkel. kontorer, norge:

Bergen: +47 55 20 72 00 Oslo: +47 22 83 83 68 Stavanger: -47 51 56 42 80 UK - +44 12 24 59 23 33

abonnement:[email protected]

layout og design:Pernille Jørgensen - [email protected]

forside foto:Statoil

trykkeri:Merkur-Trykk AS www.merkurtrykk.no

>> REDAKTØREN

KAMPEN MOT DOGMENEEtter at Senterpartiet i seks år har hatt statsråden i Olje- og Energidepartementet, fastslår statsråd Ola Borten Moe at ”miljøbevegelsen aktivt legger hindringer i veien for våre ambisiøse fornybare mål”. Han finner intet motsetningsforhold mellom olje og gass og miljøvennlighet, og er den første som tør å utfordre vår tids selvbestaltede presteskap.

Vi har lenge skrevet om oljebransjens redsel for å konfrontere miljøvernere av alle slag med fakta. Storøyd har vi observert hvordan medlemmer fra ulike miljøgrupper har tiltvunget seg – og fått – spalteplass og overdreven oppmerksomhet fra oljeindustrien. Uimotsagt får folk som Bellonas Frederic Hauge slå om seg med kraftuttrykk og personkarakteristikker og med ekstrem selvrettferdighet forlange monopol på moral og forstand. Nå kaller Hauge statsråd Borten Moe for ”en inkompetent løgner” og forlanger ham straks fjernet som olje- og energiminister. VG avslørte at Hauge har villet avsette fem av seks statsråder, og at organisasjonen mottar millionbeløp fra staten. Borten Moes uredde svar var at ”jeg ser ikke bort fra at vi meget vel kan styre energipolitikken uten innspill fra Frederic Hauge”.

Dette er så forfriskende at vi knapt kan tro det. Borten Moe blir møtt med et hylekor, både innad i regjeringen og spesielt fra et SV i krisestemning, og fra noen av sine egne i Senterpartiet. Det virker som om kritikerne

går på autopilot. Miljøbevegelsen definerer olje/gass som galt og vindmøller og bioenergi som godt, nærmest uavhengig av koblingen tilbake til klimaet. Dette bygger på så grovt forenklede forutsetninger at de får et nærmest religiøst preg, der kamp mot olje og gass er hovedmålet enten det hjelper klima og miljø eller ikke. Norsk miljøbevegelse er her langt mer dogmatisk enn i de fleste andre land. I deres øyne skal man bare måle klimagassutslipp i Norge uansett hvordan tiltakene virker på resten av verden, noe som vil gjøre alt dyrere og alle målene vanskeligere å nå.

Europa er i dag kraftig avhengig av kullkraft for å balansere det fortsatt beskjedne bidraget fra vind og sol. Selv om man holder forbruket av kull konstant, må Europa ha mer gass for å dekke inn enhver reduksjon av atomkraften og for å balansere hver eneste ny vindmølle eller solcelleanlegg. Da hjelper det å vite at norsk olje- og gassproduksjon er den mest miljøvennlige i verden.

Skal man nå både verdens klimamål og velferdsmål må man ut av den tankemessige tvangstrøyen der olje og gass er ut og fornybar er inn. Statsråd Borten Moe mener at olje og gass faktisk kan bidra til løse klimaproblemene like godt som det fornybare, og uten de store naturinngrepene. Moe mener dessuten at hvis fornybar energi virkelig fører til en klar reduksjon av klimagassutslipp, eller skaper betydelige positive verdier, må man tåle rimelige

naturinngrep - så lenge man også har klimavirkningen av disse inngrepene med i regnestykket.

Det kanskje mest påfallende i denne saken er stillheten fra Arbeiderpartiet. Der er man opptatt av å bygge landet og til dette trengs oljen og gassen. Spør bare LO-sjef Roar Flåthen. Så får Senterpartiet og SV protestere så mye de vil. Velgerne vet nok at disse to partiene, som har vært de største motstanderne mot oljevirksomheten, er blant de ivrigste til å bruke inntektene fra denne. Det er denne virkelighetsfjernheten Borten Moe tar et oppgjør med. Han er en modig mann og det er på høy tid at noen tar bladet fra munnen. Han har en hel oljenæring og trolig mesteparten av velgerne bak seg, så vi kan bare anbefale ham å fortsette kampen mot dogmene!

Helge Keilen - Sjefredaktør

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

Merkur-Trykk er PSO-sertifisertVed en PSO-sertifisering sjekkes trykkeriets kunnskaper og tekniske tilstand i forhold til en rekke ISO-standarder som tar for seg kvalitet.

colorlab.no

The Norwegian Color Research Laboratory

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

Merkur-Trykk er PSO-sertifisertVed en PSO-sertifisering sjekkes trykkeriets kunnskaper og tekniske tilstand i forhold til en rekke ISO-standarder som tar for seg kvalitet.

colorlab.no


colorlab.no


You will find us at stand no. B 2008

Guiding you to a safer futureFalck Nutec provides competence in preventing, managing and learning from critical situations. We do this through training, counselling and by giving assistance. Over 30 years of experience from the offshore industries has given Falck Nutec unique expertise that has world-wide demand.

Tlf: 02201 or (+47) 55 94 20 00 | [email protected] | falcknutec.no

utgave nr.4 - 2011 publiseres 18. november / materiellfrist 26. oktober

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

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

Kontakt oss for et uforpliktende annonseringstilbud - det kan lønne seg! [email protected]

• letevirksomhet, • rigmarked,• kontrakter, • made in norway,

• subsea, • feltutvikling, • V&m,• arbeidsmarked,

• fornybar energi • hse.• produktnyheter• Webguide

faste kategorier i offshore & energy:

WHEN ASSET TRACKING COUNTS...

Know where you are and keep track of your assets!

The Fugro StarTrack system provides reliable and precise positioning

for gunfloats and tailbuoys for offshore seismic surveys. The

system has a high update rate and operates at ranges in excess of

12 kilometres.

Fugro Survey AS

Tel: +47 55 34 94 00

www.fugro-survey.no

...COUNT ON FUGRO

Meet us on Stand 3510

OTD, Stavanger, Norway

19-20 October 2011

Subsea All Electric

ROV Operations

Remote Intervention Technology

Rental & Maintenance

Dredging & Decommissioning

RotatorValves

Umbilical Solutions

Highly skilled engineers

Design & Manufacture

Wide range of products

WHEN ASSET TRACKING COUNTS...

Know where you are and keep track of your assets!

The Fugro StarTrack system provides reliable and precise positioning

for gunfloats and tailbuoys for offshore seismic surveys. The

system has a high update rate and operates at ranges in excess of

12 kilometres.

Fugro Survey AS

Tel: +47 55 34 94 00

www.fugro-survey.no

...COUNT ON FUGRO

Meet us on Stand 3510

OTD, Stavanger, Norway

19-20 October 2011

Photo: Courtesy of FMC Technologies

Meet us at otD2011hall B, Stand no 2708

STREAM is a leading provider of products, solutions and services in valves, instrumentation and piping for the oil and gas industry.

Instrumentation Valves Piping

Visit us in Hall B at stand 2400, 2401 and 2402.WWW.STREAM.NO

World release: Teamtrade´s patented FloWizard - optimal Flow Control Valve Technology.

Piping products and Clamp Connectors / Spring Support - inspection, installation and service.

Introducing VAC - Valve Automation Centre andValveWatch.

OTD FOCUS:OTD FOCUS: OTD FOCUS:

Teamtrade AS is Norway’s leading total supplier of instrumentation for the oil and gas industry.

Energy Piping AS is one of Norway’s leading suppliers of piping and valves for the oil and gas industry.

Solberg & Andersen AS is a market leading supplier of valves and services for the Norwegian oil and gas industry, and land-based process industry.

We make energy flow

PC‘er og monitorer•Bærbare terminaler•Mobilkommunikasjon•PA-systemer•Automatiseringsprodukter•Analyseutstyr•Heat Tracing•Kontrollutstyr•Betjeningsmateriell•Elektromotorer•Gruveutstyr•Belysning•Signal- og varslingsutstyr•Koblingsbokser•Kapslinger•Styrepaneler•Spesialkabel•Konnektorer•

BARTEC TECHNOR AS - P.O.Box 658, Dusavikveien 39, 4003 STAVANGER - www.bartec-technor.no

BARTEC TECHNOR har lang erfaring med elektriske produkter for bruk i Ex-områder, og kan tilby et bredt spekter av topp

kvalitet, til konkurransedyktige priser.

Besøk oss på stand 2506 i hall B

MacArtney Norge AS • Tel.: +47 5195 1800 • [email protected] • www.macartney.com

MacArtney Norway

• Productdevelopment• Systemintegration• 24-7service• Electronicsfacilities• Fibreopticfacilities• Testtank• Leaseequipment• Pressuretank• Extensivestockequipment• Cableandconnectormoulding

Offeringmoreservicesfromcustombuiltpremises

Installation of carousel and laying-gear is undertaken in 3 to 5 days. With use of external crane, the carousel is lifted in place with cable loaded.

Contact us for a free case assessment or more information [email protected].: +47 32 88 26 30 www.drammenyard.no

The Drammen Carousel is an off-the-shelf package with sizes, components and control systems adjusted to clients needs.

Ingenious solution for cable layingAny ship or barge with sufficient carrying capacity

can be converted to cable-layer by Drammen Yard,

Norway. The carousels come in sizes from 300 to

9000 tons, fully certified, computer controlled,

plug and play.

Meet us at OTD 2011, Hall B, Stand 2912

Position VacantTechnical Designer.Call +47 32 88 26 30

annonse-karusellleie2.indd 8 30.08.11 15.30

letevirksomhet>>

18 OffSHORE & ENERGI OKTOBER 2011

tekst: GLENN STANGELAND [email protected]

Det er bekreftet kommunikasjon mellom oljefunnene Aldous og Avaldsnes på Utsirahøyden i Nordsjøen. Samlet kan disse utgjøre en oljestruktur på mellom 500 og 1200 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.

selvstendig utbyggingHvis den øvre delen av intervallet slår til, vil funnet være blant de ti største oljefunnene på norsk sokkel. 1200 millioner fat vil plassere funnet på 7. plass, bak Snorre, men foran Heidrun.

- Alt ligger til rette for en selvstendig utbygging. Med et funn på denne størrelsen, vil det være naturlig at det går mellom 6 og 8 år fra første funn til produksjon, sier Tim Dodsen, konserndirektør for leting i Statoil, til Offshore & Energi.

- blir statoil operatør?- Vi har 40 prosent i begge lisensene og dermed klart største eiereandel.

I tillegg er vi operatør for lisens 265, så det er svært interessant for oss å bli operatør for en utbygging.

- størst i verdenOg oppsidepotensialet er faktisk enda større. Snart skal Aldous Nord bores, og da kan storfeltet vokse ytterligere.

- Vi tror på mellom 100 og 300 millioner fat der, og funnsannsynligheten har økt som en følge av suksessen på Aldous. I tillegg kan det være ytterligere potensial rundt kanten av formasjonen, sier Dodson.

Det betyr at Aldous/Avaldsnes, dersom alt slår til, etterhvert kan lukte på 5. og 6. plassen over tidenes funn på norsk sokkel. Der finner vi henholdsvis Troll og Snorre, begge med rundt 1,5 milliarder fat.

- Det dreier seg om det største funnet som er gjort i hele verden i 2011, sier Dodson.

tre high impactFor Statoil er dette det tredje high impact-funnet som operatør i 2011. I april i år ble oljefunnet Skrugard på cirka 250 millioner fat påvist i Barentshavet og oljefunnet Peregrino Sør på mellom 150 og 300 millioner fat ble påvist i Brasil.

- Funnene er et resultat av Statoils letestrategi hvor vi prioriterer high impact-muligheter, samtidig som vi fokuserer i våre etablerte kjerneområder, sier Dodson.

i verdensklasse - Som vi sa på kapitalmarkedsdagen i juni, så er norsk sokkel et petroleumsområde i verdensklasse. Aldous/Avaldsnes-funnene er et bevis på at norsk sokkel fortsatt er attraktiv. Å gjøre funn av denne størrelsen i et modent område, viser at leting handler om utholdenhet, kreativitet og innhenting av ny kunnskap, sier Dodson.

Blant tidenes største funn Aldous og Avaldsnes henger sammen og kan dermed være tidens 7. største funn på norsk sokkel.

19

OFFSHORE & ENERGY

OKTOBER 2011 OffSHORE & ENERGI

Aldous Major South ligger i lisens 265 hvor Statoil er operatør (40 prosent), med partnerne Petoro (30), Det norske oljeselskap (20) og Lundin (10). Avaldsnes ligger i lisens 501 hvor Lundin er operatør (40 prosent), med partnerne Statoil (40) og Mærsk (20).

Vekker oppsiktLundins Luno-funn, Det norskes Draupne, Statoils Ragnarock og nå sist Aldous/Avaldsnes vekker oppsikt, også internasjonalt.

- Mange vil nok bli svært overrasket over at dette er mulig i modne Nordsjøen. Men dette setter uansett Norge og Nordsjøen tilbake på det globale letekartet. Faktum er at vi ikke helt forstår hvorfor oljen befinner seg der den er. Fellen ligger egentlig på andre siden av formasjonen. Men det betyr jo mindre nå som

funnet er gjort, sier Tim Dodson.

tror på nye oppturer- Er det grunn til å tro at det finnes flere slike skjulte skatter i Nordsjøen?

- Ja. Først og fremst i andre og nye typer feller enn dem vi er vant til. Dette funnet er annerledes enn de andre som er gjort på norsk sokkel, og det vil gi oss økt forståelse og kunnskap.

aldous nord nesteForeløpig anslår Statoil at Aldous/Avaldsnes inneholder mellom 500 og 1200 millioner fat

utvinnbare oljeekvivalenter. Hvis den øvre delen av intervallet slår til, vil funnet være blant de ti største oljefunnene på norsk sokkel. 1200 millioner fat vil plassere funnet på 7. plass, bak

Snorre, men foran Heidrun.

Og oppsidepotensialet er faktisk enda større. Snart skal Aldous Nord bores, og da kan storfeltet vokse ytterligere.

- Vi tror på mellom 100 og 300 millioner fat der, og funnsannsynligheten har økt som en følge av suksessen på Aldous. I tillegg kan det være ytterligere potensial rundt kanten av formasjonen, sier Dodson.

trenger mer areal- Hvordan klarer dere å holde trykk på Lofoten nå som Nordsjøen og Barentshavet blomstrer?

- Dette dreier seg om ett funn. Produksjonen på norsk sokkel er fallende, og Aldous/Avaldsnes vil ikke stanse denne utviklingen. Vi gleder oss over oppturen, men trenger mer, sier Dodson.

Østraadt Rør Gruppen leverer betong relaterte produkter som:

- Betongmatter - Sandsekker - Betongmatter med friksjonsplater - Betonglodd - Krysningsbru - Spesialprodukter etter kundens ønsker

Mer produktinformasjon: www.ostraadtror.no

I samarbeid med Mørtelverket Forsand kan vi nå også tilby sandsekker i en mengde størrelers og vekter for stabilisering.

www.forsand-sandkompani.no

norges største oljefelt, funnår og estimerte reserver angitt i millioner fat oljeekvivalenter:

1. Statfjord 1974 (3.568)

2. Ekofisk 1969 (3.363)

3. Oseberg 1979 (2.373)

4. Gullfaks 1978 (2.298)

5. Troll 1979 (1.573)

6. Snorre 1979 (1.517)

*. aldous major/avaldsnes 2011 (høyt estimat 1.200)

7. Heidrun 1985 (1.063)

8. Valhall 1975 (915)

9. Draugen 1984 (900)

10. Eldfisk 1970 (842)

11. Grane 1991 (759)

12. Åsgard 1981 (634)

13. Norne 1992 (587)

14. Ula 1976 (581)

*. aldous major/avaldsnes 2011

(lavt estimat 500)

15. Balder 1967 (438)

..

23. Skrugard 2011 (høyt estimat 250)

39. Skrugard 2011 (lavt estimat 150)

(Kilder: Oljedirektoratet og Statoil)

20

letevirksomhet>>

OffSHORE & ENERGI OKTOBER 2011

Det var Statoil som traff blink på Aldous Major-prospektet, men nøkkelen som låste opp denne delen av Nordsjøen ble funnet av andre, nemlig Lundins leteteam med Hans-Christen Rønnevik i spissen.

flere utbyggingerSvenskens gjennombrudd på Luno har lagt grunnlaget for at også andre selskaper lykkes i samme område, noe som kan gi flere nye utbygginger på

utsirahøyden sør.- Vi har vært med på å endre synet på hva som er mulig å få til. Vi har også vært åpne i miljøet i forhold til letemodellene som er brukt, men da først etter å ha sikret oss de andelene vi vil ha i området. Vi spiller hele tiden sjakk, sier Rønnevik til Offshore.no.

pensjonist fra hydro/statoil

Hydro/Statoil-pensjonisten, med fortid i DNO, Saga, Shell,

Industridepartementet og Oljedirektoratet, leder nå landets mest suksessrike leteavdeling.

- Vi har 35 personer som jobber med undergrunn, og vi har det gøy på jobb.Organiseringen er antibyråkratisk med stor frihet og betydelig lagfølelse.

Samtidig er det viktig for oss å dyrke den spisskompetansen som hver enkelt ansatt representerer. Også på dette området, har vi hatt en bevisst strategi over flere år.

kan være topp ti-funnFunnene Aldous Major og Avaldsnes, som trolig

henger sammen, har begge et maxanslag for reserver på 400 millioner fat. Tar vi med oppsidepotensialet Statoil har varslet for Aldous Major nord, er det dermed mulig at feltet kan inneholde 1 milliard fat, noe som vil plassere funnet blant de ti største på norsk sokkel noensinne.

ikke et "lucky strike"Men det hele startet altså med Luno.

- Der begynte vi å se mulighetene. Det er ikke noe "lucky strike", men hardt geologisk arbeid som ligger bak. Vi har hatt en hypotese som vi har fulgt slavisk. Samtidig har vi hatt evne til ikke å være forutinntatte. Alt handler om tolkning, analyser, innhenting av data, nye tolkninger og analyser og så videre. Vi var blant annet først ute med å ta i bruk nye seismiske 3D-teknikker for å bedre avbildningen av undergrunnen, sier letedirektøren.

fra null til gullMens området nå er blant de aller mest ettertraktede på norsk sokkel, var historien en helt annen da Lundin kastet sitt blikk på de aktuelle lisensene.

- Vi har hatt en klar strategi og har sikret oss areal i området over tid. Dette er vårt kjernekonsept. Vi har bygget opp porteføljen vår rundt Haugaland-

høyden siden TFO-runden i 2004. Vi søkte alene i 2004 og i de tre påfølgende rundene for å bli spleiset med andre eller farmet oss ut eller inn i lisenser til de andeler vi har i dag.

tror på mer- Finnes det grunn til å tro at det er flere slike skjulte skatter på norsk sokkel?

- Ja, vi skal bore flere hull og har betydelige planer rundt Haugaland-høyden. I tillegg vil i bruke samme konseptet andre steder, bygge opp en portefølje og jobbe med helheten i et større område. Av erfaring vet vi at det er viktigere å se på helheten enn å sitte og studere frimerker.

barentshavet og nordlige nordsjøenSelskapet jobber med en samling lisenser rundt Loppa-høyden i Barentshavet og fant nylig gass på Skalle-prospektet. I tillegg skal Lundin være med på Enis letebrønn på Pulk i lisens 533 og selskapet fikk også operatørskap i lisens 609, øst for Statoils Skrugard-funn, i 21. konsesjonsrunde.

- Så skal vi begynne på et nytt område nord i Nordsjøen, der planen er å bore Albert-prospektet i løpet av året. Også her vil vi følge samme strategi, sier Rønnevik.


Dette er mannen bak storfunnetPensjonisten som tar Nordsjøen til nye høyder.

slik ser lundin for seg området. - Denne grafikken lå en stund utepå Oljedirektoratets nettside, men ble fjernet da omfanget ikke passet heltmed de offentlige ressursanslagene. Etter funnet på Aldous Major, er det velingen tvil om at denne illustrasjonen tåler dagens lys, sier Rønnevik.

EKTEEnginEEring.no/rosEnbErg

blir du også litt rørt av å tenke på at 10.100 tonn med jern har lavere marktrykk enn en mann som sitter på en stol?

Se det andre ikke ser. Tenke og gjøre slik andre ikke får tenke og gjøre. Modellere, sjekke at det er gjort riktig, lage byggevennlige ting. Være der tingene skjer, midt i Stavanger: Engineering, fabrikasjon, installasjon. Vi kaller det ekte engineering – og det får du bare om du begynner hos oss.

Da er du sikkert en ekte ingeniør!

Foto GettyImages

EKTEEnginEEring.no/rosEnbErg

blir du også litt rørt av å tenke på at 10.100 tonn med jern har lavere marktrykk enn en mann som sitter på en stol?

Se det andre ikke ser. Tenke og gjøre slik andre ikke får tenke og gjøre. Modellere, sjekke at det er gjort riktig, lage byggevennlige ting. Være der tingene skjer, midt i Stavanger: Engineering, fabrikasjon, installasjon. Vi kaller det ekte engineering – og det får du bare om du begynner hos oss.

Da er du sikkert en ekte ingeniør!

Foto GettyImages

22

letevirksomhet>>


Høsten 2011 startet med meget positive nyheter fra både Nordsjøen og Barentshavet. Med 19 minutters mellomrom ble to storfunn annonsert - og det gir grobunn for spennende tider for en rekke selskaper.

årets største gassfunnFørst kom nyheten om at partnerskapet på Aldous Major Sør-prospektet i Nordsjøen hadde gjort et betydelig oljefunn, så fulgte Norvarg-partnerne opp med det som trolig er det største gassfunnet på norsk sokkel siden Shells Gro i Norskehavet.

Foreløpige volumer på Aldous Major Sør er estimert til å være mellom 200 og 400 millioner fat oljeekvivalenter for denne delen av strukturen i lisens 265, og operatør Statoil forventer ytterligere oppside i lisensen både nord og sør for funnet.

Foreløpige beregninger viser at Norvarg-funnet er på mellom 10 og 50 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass, som tilsvarer mellom 63 og 315 millioner fat oljeekvivalenter.

Til sammenlikning var fjorårets største gassfunn, BPs Snadd Nord, på mellom 8 og 14 milliarder standard kubikkmeter. Det nest største i år, Skalle, på mellom 2,5 og 8.

Totalt ble det funnet mellom 16 og 40 milliarder kubikkmeter gass på hele norsk sokkel i fjor.

det norske feirerDe to funnene gir god grunn til å juble spesielt for Det norske.

Selskapet eier 20 prosent i begge funnene. Det norske har måttet tåle mye kritikk for manglene leteresultater de siste årene, blant annet fra eierne i Aker ASA. Nå slår selskapet sterkt tilbake, ikke som operatør, men som partner.

- Dette er en kjempedag for selskapet, og vi er spente på hvordan aksjemarkedet reagerer. Det dreier seg trolig om to betydelige funn som representerer store verdier for Det norske, sier administrerende direktør Erik Haugane i Det norske.

Forutsatt operatørenes anslag for de to funnene, en oljepris på 100 dollar fatet og en dollarkurs på 5,5 betyr dette at Det norskes andeler kan inneholde olje verdt mellom 29 og 78 milliarder kroner brutto.

Skulle selskapet ønske å selge sin andel av Aldous Major-funnet, er tommelfingerregelen i Nordsjøen i overkant av fem dollar per fat. Det vil gi en salgsinntekt på mellom 1,1 og 2,2 milliarder kroner.

usikkerhet på norvargSiden Norvarg-funnet ligger langt fra land og eksisterende infrastruktur og i et lite utforsket område, er det betydelig større usikkerhet knyttet til disse verdiene.

Det er i samme størrelsesorden som Statoils Skrugard, men sentral plassering gjør at Aldous/Avaldsnes kommer vesentlig bedre ut økonomisk sammenliknet med funnet i Barentshavet.

- Funnet henger sammen med Avaldsnes, og

Statoil, som har betydelige andeler i begge funnene, er den naturlige operatøren. Totalt

dreier det seg om en utbygging av et felt på godt over 500 millioner fat. Det har stor betydning for enhetskostnadene, verdien per fat øker betydelig, sier Haugane.

- Egen plattform

- Hvor raskt kan funnet bli bygd ut?

- Vi går ut fra at man vil få avgrenset det hele relativt raskt, kanskje i løpet av neste år, for så å gå rett på konseptfase.

- Hvordan ser Det norske for seg at dette vil bli bygd ut?

- Det blir en egen plattform. Det vil bli et område med en del felles infrastruktur og samordning, men avstanden til Luno, Draupne og Dagny er for stor til at de kan utvikles sammen.

Aldous Major Sør ligger i lisens 265 hvor Statoil er operatør (40 prosent), med partnerne Petoro (30), Det norske oljeselskap (20) og Lundin (10)

operatøren ser nå gode muligheter.- Aldous Major Sør er et betydelig oljefunn i et av Statoils kjerneområder. Sammen med

Aldous Major Sør og Norvarg gir god grunn til optimisme.

tekst: JOHN ØKLAND & GLENN STANGELAND [email protected]

Storfunn sikrer milliardmuligheter

Transocean Leader traff blink på Aldous Major Sør rett vest av Avaldsnes

(FOTO: Statoil)

West Phoenix boret Norvarg-prospektet og fant store mengder gass.

(FOTO: Seadrill)

23

OFFSHORE & ENERGY


Avaldsnes-funnet vil dette kunne gi grunnlag for en ny, selvstendig utbygging i Nordsjøen. Som største ressurseier vil vi ta initiativ til å finne en god områdeløsning som maksimerer verdiskapningen, sier Gro G. Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.

spenning i barentshavetRettighetshaverne i PL535 med Norvarg-prospektet ligger er :

Total Norge E&P (operatør) 40 prosent

Det norske oljeselskap ASA - 20 prosent

North Energy ASA - 20 prosent

Rocksource ASA - 20 prosent

Reaksjone fra eierne er naturlig nok også positive etter storfunnet.

- North Energy ser positivt på de foreløpige beregningene etter prøveboringen. Nå skal funnet evalueres grundigere av operatør og partnere før vi kan anslå mer eksakte volumer og kommersialitet, men funnet er en bekreftelse på selskapets tro på petroleumsforekomster i Barentshavet sier Erik Karlstrøm, administrerende direktør i North Energy ASA.

- Dette er positivt for Rocksource og potensielt for fremtiden i Barentshavet. Regionen er utfordrende, men samtidig meget spennende og vi ser frem mot å delta i den videre evalueringen av volum-potensialet og mulighetene for å kommersialisere dette funnet, sier CEO Trygve Pedersen i Rocksource.

norvarg er en bekreftelse på selskapets tro på petroleumsforekomster i Barentshavet, sier Erik Karlstrøm, administrerende direktør i North Energy.

erik haugane og det norske kan feire store funn både i Nordsjøen og Barentshavet. - Det dreier seg trolig om to betydelige funn som representerer store verdier for Det norske, sier han.

Euro Offshore specialises in the design, build, rental, servicing and sale of cargo-carrying units for the offshore oil and gas market. We have more than 20 years experience in the design, engineering and manufacture of specialist modules for sales and rental. Through close relationship with our customers, we design and produce offshore units to meet customer requirements. Euro Offshore has an implemented and documented system for quality assurance in accordance with DNV quality management system standard ISO 9001:2008. We are registered and qualified in the Achilles joint qualification system for suppliers to the Oil Industry.

SPECIFICATION FOR PRESSURIZED WORKSHOP:•DNV2.7-1Certified•EN12079Certified•PressurizedsystemtoISO15138 andNORSOKH-001•PressurizedcontainertoNORSOK Z-015•Fireproof–SOLASA60/B15firepanel•AlltoEX/ATEXrequirementsZoneI

THE MAIN CATEGORIES OF CUSTOMIZED UNITS ARE:•Specialcargo-carryingbaskets•Pressurizedmodules•Varyingtypesofworkshop containersandbaskets•Officecontainers•Coolerandfreezeunits•ServiceCabins•Specializedmodules

OFFSHORE CONTAINERS & BASKETS

VALVES CABLE PIPES AND FITTINGS OFFSHORE CONTAINERS MODULES VALVES CABLE PIPES AND FITTINGS OFFSHORE CONTAINERS

24

letevirksomhet>>


Oljegigantene i Norge har i mange år holdt lav profil. Ved utgangen av første halvår 2011, hadde de samlet boret èn letebrønn. I 2010 boret de store inter-nasjonale selskapene kun ti prosent av de norske lete- og avgrensningsbrønnene.

- optimismen er tilbake- Sett bort fra verdensøkonomien, som nå er ustabil, har optimismen på norsk sokkel økt det siste året. Det skyldes i stor grad at den politiske situasjonen har bedret seg. Nå har vi, etter å ha ventet i sju år, fått en oljemelding, som stort sett kan oppfattes som et klapp på skulderen til bransjen. Dette er en næring det skal satses på, er gjennomgangstonen i meldingen. Så har vi fått en åpning av nordområdene, også det har medført optimisme, sier Bjørn Harald Martinsen, fagsjef økonomi i OLF, til Offshore&Energi.

- Men fortsatt leter ikke de store oljeselskapene?

- De vil nok komme mer på banen nå. I nord er det jomfruelige områder, og det er tiltrekkende for de store internasjonale oljeselskapene.

bruker 180 millioner på seismikkDelelinjeavtalen trådte i kraft 7. juli i år, og denne delen av det sørlige Barentshavet som nå er blitt en del av norsk kontinentalsokkel kan inneholde betydelige olje- og gassressurser. Kunnskapen om slike ressurser er svært begrenset og regjeringen har derfor satt av 180 millioner kroner til seismikkinn-samling i nord i sommersesongene 2011 og 2012.

7 av 77Hvordan ser letestatistikken ut for de virkelig store gigantene, som ConocoPhillips, Norske Shell, Esso og BP?

nokså laber.I hele fjor, og i løpet av årets første seks måneder, har disse selskapene til sammen kun boret sju brønner av totalt 77, altså under ti prosent av letebrønnene. Shell boret i fjor tre brønner, mens ConocoPhillips, Esso og BP boret en eneste brønn hver. Hittil i år er samlet antall èn. Av disse gigantene er det altså kun ConocoPhillips som har boret en eneste brønn.

tekst: STEIN TJELTA [email protected]

gigantene kommer tilbake på banenNy optimisme i lete-Norge etter åpning av delelinjeområdet og nye funn i Barentshavet.

statoil tilbake på toppI 2010 måtte Statoil se seg forbigått av Det norske i antall brønner. Ved utgangen av årets første halvdel, var det Statoil som hadde boret flest brønner, men nå med Lundin på andreplass.

Spesialist på bemanning og tjenester innen olje og gassISO 9000: 2000 SertIfISert

We delIver the peOple

Spesialist på bemanning og tjenester innen olje og gassISO 9000: 2000 SertIfISert

We delIver the peOple

26

letevirksomhet>>


Går man ti og et halvt år tilbake i tid og ser på antallet letebrønner frem til i dag, viser det seg at leteaktiviteten av og til reflekterer oljeprisen, men ikke alltid. Noe vil skyldes etterslep av boreforpliktelser og riggtilgjengelighet, men noe av de tilsynelatende uforutsigbare sammenhengene mellom oljepris og leteaktivitet må også skyldes psykologi. Etter perioder med lave oljepriser, tar det gjerne tid før aktiviteten tar seg opp igjen.

Hittil i år har oljeprisen svingt rundt 100 dollar fatet, og det er planlagt rundt 60 letebrønner på norsk sokkel i år. Ved utgangen av første halvdel av 2011 var antallet slike boringer oppe i 31. Det ligger med andre ord an til at det planlagte antallet brønner vil slå til.

markedets psykologiOljebransjen regnes som en konservativt drevet. Og drevet av flokkmentalitet. Ved siste finanskrise, og oljeprisfall, var det på verdensbasis ett selskap som skilte seg ut ved å ikke kutte i sine investeringer, og det var giganten ExxonMobil. De fleste andre selskapene holdt igjen. Dette var vel og merke på verdensbasis. I annerledeslandet Norge var det andre boller. Iallefall innen leting.

Norsk letevirksomhet er uforutsigbar og følger ikke nødvendigvis oljeprisen.

Oljepris og leteaktivitet


Ser man på utviklingen i oljeprisen fra år 2000 og til og med 2010, er det en mer eller mindre jevn stigning,men en tydelig dipp i 2009.

Til tross for at finanskrisen slo til, og oljeprisen raste høsten 2008, og etterdønningene var tydelige i 2009, ble det dette året satt ny leterekord på norsk sokkel med 65 brønner.

Året etter, i 2020, falt leteaktiviteten med 20 brønner. En markant nedgang, som nå har snudd, for det ligger an til rundt 60 letebrønner i 2011.

lete- og avgrensingsbrønnerDet skilles mellom ”letebrønn”, som er en brønn som bores på et prospekt, altså en struktur der det antas å finnes hydrokarboner. En ”avgrensningsbrønn” er en brønn som bores der det allerede har blitt gjort funn av hydrokarboner, eller olje/gass.En avgrensnings-brønn bores gjerne for å få bedre overblikk over reservoaret, og/eller for å få fastslått størrelsen på funnet.

årstall 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

antall brØnner 24 34 19 22 17 12 26 32 52 65 46

her er tabell over antall lete/avgrensningsbrønner i samme periode:

her er tabell for oljeprisutviklingen: Oljepristallene er hentet fra BP Statistical Review.

årstall 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

antall brØnner 28,50 24,44 25,02 28,83 38,27 54,52 65,14 72,39 97,26 62,68 79,50

27OKTOBER 2011 OffSHORE & ENERGI

Due to our extensive product range and long experience, we can meet most requirements cost-effectively by using standard components. When special design is necessary, we have the knowledge and experience to provide customized components and systems.

With our 8 branch offi ces we are the largest supplier of Power Motion Control in Norway. You can reach us at any time on our24 h service tel +47 64 97 97 00.

See our product range on www.pmckatalogen.no

PMC SERVI GRUPPEN+ 47 64 97 97 97www.pmcservi.no www.pmckatalogen.no

Solution provider of Power Motion Control

PMC Servi supplies hydraulics, pneumatics, electromechanics, sliding bearings, window wipers to the offshore and marine Industry.

Meet us at OTD 19.-20. October in Stavanger.STAND 3602 . BECHER Maskinering AS

Hollundsdalen Industriområde, 5430 Bremnes, NorwayTelefon: 53 42 06 77 Telefaks: 53 42 70 90

E-post: [email protected]: www.bechermaskinering.com

Med vår moderne maskinpark maskinerer vi alt fra små og store

serier, til mere komplekse komponenter.

Send oss gjerne en forespørsel!

28

letevirksomhet>>


2010 gikk over i historien med 46 letebrønner, og Statoil måtte se seg forbigått av Det norske i antall brønner. Ved utgangen av inneværende års første seks måneder, var antallet oppe i 31 brønner.

statoil på topp igjenI år har Statoil boret de langt fleste brønnene. Dette skyldes ikke minst at Det norske, etter skuffende leteresultater i fjor har lagt om strategien. Nå har selskapet spredd risikoen ved å bore færre egenopererte brønner, men være med som partner i desto flere slike boringer. Nå er det selskapet Lundin, som foruten Statoil, utmerker seg ved et betydelig antall letebrønner.

de gamle er fortsatt eldstLeteoffensiven pågår fortsatt i Nordsjøen. Til tross for til dels oppløftende resultater i nordområdene, gjøres det meste av nye funn i den forholdsvis modne Nordsjøen. Men i årets første halvår var nesten halvparten av brønnene boret i Norskehavet og i Barentshavet.

nykommerne viser igjenTradisjonelt har de nyere, mindre selskapene på norsk sokkel konsentrert seg om Nordsjøen, der funnmulighetene kan være helt opp mot 50 prosent. Her finnes også godt utbygd infrastruktur som muliggjør raske og forholdsvis rimelige utbygginger. Dette passer et mindre selskap, med begrensede økonomiske muskler fint. Tradisjonelt er det altså de større, veletablerte selskapene som har boret i nord, for her regnes funnsjansen typisk til mellom ti og 15 prosent.

Men statistikken for 2011 er klar: Nå borer også de mindre selskapene i nord. Nexen (som nå trekker seg ut av Norge) har boret en brønn i Norskehavet. Det har også BG. I Barentshavet har Lundin boret en brønn.

statoil dominerer i nordStatistikken viser også tydelig at det er Statoil som dominerer i nord. Selskapet har boret to brønner i Norskehavet og to i Barentshavet.

Disse leter mest på norsk sokkelI fjor ble Statoil forbigått av Det norske. Hvem leter mest i år, og hvor?


merk:Det skilles mellom ”letebrønn”, som er en brønn som bores på et prospekt, altså en struktur der det antas å finnes hydrokarboner. En ”avgrensningsbrønn” er en brønn som bores der det allerede har blitt gjort funn av hydrokarboner, eller olje/gass. En avgrensningsbrønn bores gjerne for å få bedre overblikk over reservoaret, og/eller for å få

fastslått størrelsen på funnet.

oversikten over inneholder kun 2011-brønnerOljedirektoratets oversikt har med brønner som ble påbegynt sent i 2010 og fullført i 2011. Denne oversikten har kun med brønner som har blitt påbegynt i kalenderåret 2011, og har dermed litt lavere antall enn Oljedirektoratets oversikt.

selskaptotalt antall

nordsjØen mnd kommentar

Statoil 10 6 2 2

Lundin 6 5 0 1

Idemitsu 1 1 0 0

Total 1 0 0 1

Wintershall 2 2 0 0

ConocoPh. 1 1 0 0

BG 3 2 1 0

Nexen 1 0 1 0

Marathon 2 2 0 0

Noreco 1 0 0 0

E.On Ruhrg. 1 1 0 0

Gulf of Aden

NorthCape

Seaof Azov

G

ulf

of

Bo

t hn i a

Persian Gulf

Bay

of

Bengal

Gulf of Oman

Gulf of Finland

Bight of

Benin

G u l f o f G u i n e a

De

nm

ar

k S

tr

a

i t

Bay of

Biscay

Gulf ofSidra

Gulf of Lions

Iberian

Basin

Iceland

Basin

Rockall

Bank

Strait of Gibraltar

Gu

l f o

f O

b

BaydarataBay

K a r a St r a i t

C h e s h a B a y

Bosporus

G. ofGdansk

G. ofRigaSkagerra

k

CapeFarewell

Foster Bay

Scoresby Bay

Cape Brewster

CapeKanin Nos

Da

vi

s

St

ra

it

Baffin

Bay

N O R T H

A T L A N T I C

O C E A N

KARA SEA

W H I T E S E A

B AL

TI

C

SE

A

NORTH

SEA

CELTIC

SEA

AEGEANSEA

BLACK SEA

I N D I A N O C E A N

ARABIAN SEA

RE

D

SE

A

CA

SP

IA

N

ANDAMANSEA

ADRIATIC SEA

M E D I T E R R AN

E

A N S E A

LABRADOR

SEA

MALE

DOHAMANAMA

THIMPHU

KUWAIT

DACCA

KATHMANDU

KABUL

TASHKENT

DUSHANBEASHGABAT

BISHKEK

ASTANA

RANGOON

COLOMBO

NEW DELHI

ISLAMABAD

TEHRAN

BAGHDADDAMASCUS

BEIRUT

AMMAN

RIYADH ABU DHABI

MUSCAT

SANAA

MOSCOW

RIGA

TALLINN

ATHENS

WARSAW

TIRANA

SOFIA

BUCHARESTBELGRADE

HELSINKI

ANKARA

PARIS

VALLETTA

MADRID

LISBON

BRUSSELS

AMSTERDAMLONDON

DUBLIN

BERLIN

OSLO

ROME

BAKU

TBILISI

YEREVAN

NICOSIA

ABUJA

ALGIERS TUNIS

TRIPOLI

CAIRO

KHARTOUM

ADDIS ABABA

KAMPALANAIROBI

LOME

YAOUNDE

N'DJAMENA

NIAMEY

BANGUI

LIBREVILLE

MALABO

BANJUL

PRAIA

BISSAU

FREETOWN

MONROVIA YAMOUSSOUKRO

PORTO-NOVO

SÃO TOMÉ

DJIBOUTI

ASMARA

MOGADISHU

RABAT

NOUAKCHOTT

DAKAR

CONAKRY

ACCRA

ABIDJAN

BAMAKOOUGADOUGOU

JERUSALEM2

GEORGETOWN

PARAMARIBO

Belém

Shiraz

Istanbul

Izmir

Barcelona

Seville

PortoNaples

Arkhangel'sk

Almaty (Alma-Ata)

Mashhad

Qom

Tabriz

KrasnoyarskTomsk

Novosibirsk

Barnaul

OmskChelyabinsk

Yekaterinburg

Perm'

Kazan'

Samara Orenburg

Ufa

Nizhniy Novgorod

Saratov

Volgograd

Astrakhan'

Ryazan'

Penza

Rostov-na-Donu

Voronezh

Tula

Yaroslavl'

St Petersburg

Madras(Chennai)Bangalore

Bombay(Mumbai)

Hyderabad

Delhi

LahoreFaisalabad

Karachi Hyderabad

Isfahan

Jeddah

Medina

Mecca

Calcutta

Edinburg

Belfast

Cardiff

HamburgManchester

Newcastle

Marseille

Alexandria

Oran

Fes

Marrakech

Lagos

Casablanca

Constantine

KRISTIANSAND

STAVANGER

BERGEN

ARENDAL

TRONDHEIM

Aberdeen

NETHERLANDS

F R A N C E

GERMANY

DENMARK

ITALY

MALTA

GREECE

S P A I N

ANDORRA

VATICANCITY

SANMARINO

BEL.

SWITZ.

SWED

EN

TURKEY

ARMENIA

CYPRUS

GEORGIAAZERBAIJAN

FINLAND

NORW

AY

ENGLAND

IRELAND

PORTUGAL

ISRAEL

N I G E R I A

A L G E R I A

BURKINA FASO

L I B Y AEGYPT

S U D A N

ETHIOPIA

KENYA

D. R. OF CONGO

CENTRALAFRICAN REPUBLIC

UGANDACONGO

CAMEROON

CH

AD

GABON

N I G E R

EQUAT.GUINEA

GAMBIA

GUINEA-BISSAU

SIERRA LEONE

LIBERIA

CÔTE

D'IVOIRE GHANA

SÃO TOMÉ AND PRINCIPE

DJIBOUTI

TUNISIA

ERITREA

MOROCCO

MAURITANIACAPE VERDE

SENEGAL

M AL

I

BEN

INTO

GO

POLAND

ROMANIA

ALBANIA

BULGARIA

AFGHANISTAN

PAKISTAN

I R A N

SAUDI ARABIA

IRAQSYRIA

JORDAN

KYRGYZSTAN

TAJIKISTAN

TURKMENISTAN

UZBEKISTAN

K A Z A K H S T A N

MYANMAR(BURMA)

SRI LANKA

MALDIVES

CHINA

MONGOLIA

BHUTAN

N E P A L

BANGLADESH

KUWAIT

LEBANON

I N D I A

QATAR

U. A

. E3

Y E M E N

OM

A

N

ESTONIA

LATVIA

LITHUANIA

BAHRAIN

R U S S I A N F E D E R A T I O N

DOMINICA

ST LUCIA

BARBADOS

ST VINCENT AND THE GRENADINES

TRINIDAD AND TOBAGOGUINEA

GU

YA

NA SURINAME

G R E E N L A N D

K U R D I S T A N

SCOTLAND

WALES

GIBRALTAR

CEUTAMELILLA

ULSTER

FRENCHGUIANA

WESTERN

SAHARA

KASHMIR

T I B E TWEST BANK

S I N K I A N G

NORWAY

NORWAY

U.K

SPAIN

SPAIN

PORTUGAL

FRANCE

SPAIN

YEMEN

INDIA

INDIA

INDIA

BRAZIL

PORT.

FRA.

FRA.

COPENHAGEN

STOCKHOLM

E QUATOREQUATOREQUATOR EQ UA TO R

A RC TIC C IRC L EA RC TIC C IRC L EARCTIC CIRCLEARCTIC CIRCLE

TRO PIC O F C A NC ER TRO PIC O F C A NC ERTROPIC OF CANCER TRO PIC O F C A NC ER

Nymo Rig Harbour Port of Arendal

AS NymoPB. 113, 4891 GrimstadNorway

tel. +47 37 29 23 [email protected]

Nymo provides:

• Repair, outfitting and upgrading of drilling rigs, FPSO, and accommodation vessels.

• Mobilizing and equip service vessels for subsea pipe laying, module installation, wind turbine installation etc.

Part of:

OFFSHORE & ENERGY


Wintershall har avsluttet en avgrensningsbrønn på funnet Grosbeak. Brønnen påviste mer olje, og selskapet, som har et investeringsbudsjett i Norge og deler av UK på rundt åtte milliarder kroner de neste fem årene, har bekreftet at en av målsetningene er å bygge ut enten Grosbeak eller Maria-funnet i løpet av denne perioden. Rettighetshaverne vil vurdere funnet utviklet sammen med andre funn i området.

-utviklingen av Grosbeak-funnet er under planlegging. Det er imidlertid for tidlig å si noe konkret om hvilket utbyggingskonsept vi ser for oss. I tillegg vil det også være nødvendig å bore ytterligere avgrensningsbrønner for bedre å vurdere størrelsen på funnet, sier informasjonsansvarlig i Wintershall, Verena Cattel, til Offshore.no.

-40 meters oljekolonne-Brønn 35/12-4 S ble boret i den sørøstlige delen av strukturen og påviste en oljekolonne på 40 meter i Brentgruppen i midtre jura reservoarbergarter, og med bedre reservoarkvalitet enn forventet. En vellykket formasjonstest er gjennomført i brønnen. Produksjonsraten var på 800 kubikkmeter olje med assosiert gass per strømningsdøgn gjennom en 44/64 tommers dyseåpning. Maksimum produksjonsrate var på 1250 Sm3/ per strømningsdøgn, skriver Oljedirektoratet i en melding.

endelig funnstørrelse ikke avklartDet er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Det vil bli gjennomført evalueringer og analyser for å avklare størrelsen og utstrekning av funnet. Ytterligere avgrensning vil sannsynligvis være nødvendig, ifølge Oljedirektoratet.

Brønnene ble boret av riggen Songa Delta.

mot ny feltutbygging i nordsjøenWintershall finner mer og utbyggingssannsynligheten øker.


TELEFON: +47 55 30 60 00 www.holberg.no

TELEFON: +47 55 30 60 00 www.holberg.no

TELEFON: +47 55 30 60 00www.holberg.no

Member of IMTGInternational Marine Travel Group

Møt oss på vår stand C 3004 på OTD i Stavanger 19.-20. oktober

Know How & innovationSpir VNE Systems is a supplier of equipment and services within structural and

mechanical design to a range of markets. Deliveries vary from upgrading

and modification projects and on to concept studies and special equipment.

We can take care of the total process from initial planning, design, manufacturing,

testing and all the way to installation, commissioning and training.

By combining experience and know - how from many disciplines and a close dialog with

the customer, we always aim to find the best and most cost effective solution.www.spir-vne.no

Address: P.O. Box 349, N-5203 Os, Norway / phone: +47 56 30 32 80 / FAx: +47 56 30 32 82 / e-mAil: [email protected]

Bulk loading stations

lifting systems

skidding/handlingsystems

drill floorequipment

specialequipment

Instrumentation & calibration

Torque tension

Concreterehabilitation

Custombuilt

Rental servicesEquipment for piping and pipeline construction, commissioning, maintenance and inspection.

Services and products for testing, instrumentation and calibration.

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

Safe and controlled bolting technology and solutions

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

Safeguarding the resources invested in costly offshore structures.

For over 20 years IK has supplied pipe and pipeline services, products for sale and rental, calibration services and product development with a high degree of engineering content.

The flexible problem solver

IK, Fabrikkveien 21, Forus, 4033 Stavanger, Norway. Tel +47 51 44 32 00. IK Bergen, Ågotnes Industripark, 5346 Ågotnes, Norway. Tel +47 56 33 01 00

Tappingsoulutions

24 hrs serviceCall +47 51 44 32 18 www.ik.no

Meet us OTD 2011 - Stand 3207, Hall C

32

letevirksomhet>>


3

2 4

6

5

7

8

9

10 12

13

16

15

17 18

25

26

27

28

29

3132

33

34

3638

37

43 41

3953 54

52

22 2324

11

35

40

1.

>> B

AR

ENTS

HAV

ET

TOTA

L:1.

NO

RVA

RG -

535

(FU

NN

)

STAT

OIL

:2.

SKR

UG

ARD

- 5

32 (F

UN

N)

3. L

UN

DE

- 48

8 (T

ØR

R)

ENI:

4. P

ULK

- 5

335.

BØ

NN

A -

529

LUN

DIN

:6.

SKA

LLE

- 43

8 (F

UN

N)

DO

NG

EN

ERG

Y:7.

ZA

PPFE

- 5

18

GD

F S

UEZ

:8.

HEI

LO -

530

(PÅ

BEG

YNT)

>> N

OR

SKE

HAV

ETB

G:

9. G

ULL

RIS

- 52

2 (T

ØR

R)

DE

T N

OR

SKE

:10

. SKA

UG

UM

SÅSE

N -

482

(FU

NN

)11

. DO

VREG

UB

BEN

- 4

68 (T

ØR

R)

EON

RU

HRG

AS

:12

. SES

AM

- 3

50

MA

ERS

K:13

. T-R

EX -

431

NEX

EN E

XP

LOR

ATIO

N:

14. R

ON

ALD

O -

434

(TØ

RR)

OM

V:15

. CH

AM

ON

IX -

471

(FU

NN

)

RO

CKS

OU

RCE:

16. P

HO

ENIX

- 5

59

RW

E D

EA:

17. Z

IDA

NE

2 -

435

WIN

TER

SH

ALL

:18

. MA

RIA

AVG

REN

SNIN

G -

475

BS

STAT

OIL

:19

. SPI

NEL

L SØ

R -

429

(TØ

RR)

20. N

ORD

TUVA

- 3

12 (T

ØR

R)

TOTA

L:21

. ALV

E N

ORD

- 1

27 (P

ÅB

EGYN

T)

>> N

OR

DS

JØEN

BG

:22

. JO

RDBÆ

R VE

ST -

373

S

CEN

TRIC

A:

23. B

UTC

H -

405

CON

OCO

PH

ILLI

PS:

24. P

EKIN

G D

UCK

- 3

01CS

(PÅ

BEG

YNT)

DET

NO

RS

KE:

25. U

LVET

AN

NA

- 3

5626

. KA

LVKL

UM

PEN

- 4

1427

. STO

REB

JØRN

- 4

5028

. STE

ING

EITA

- 4

60

EON

RU

HRG

AS

:29

. BRE

IFLA

BB

- 4

16 (T

ØR

R)

IDEM

ITS

U:

30. A

POLL

ON

- 3

77(S

) (TØ

RR)

LUN

DIN

:31

. TEL

LUS

- 33

8 (F

UN

N)

32. A

VALD

SNES

- 5

01 -

AVG

REN

SNIN

G 1

(FU

NN

)33

. AVA

LDSN

ES -

501

- AV

GRE

NSN

ING

2

(P

ÅB

EGYN

T)34

. ALB

ERT

- 51

9

MA

RAT

HO

N:

35. C

ATER

PILL

AR

- 34

0 (F

UN

N)

36. E

ARB

SØ

R -

505

(FU

NN

)

NO

REC

O:

37. S

VAN

EØG

LE -

545

(FU

NN

)

PETR

O-C

AN

AD

A:

38. B

ETA

BRE

NT

- 37

5 -

AVG

REN

SNIN

G

PR

EMIE

R O

IL:

39. G

ARD

ROFA

- 4

06

STAT

OIL

:40

. AVA

LDSN

ES V

EST

- 26

541

. ALD

OU

S N

ORD

- 2

6542

. ALD

OU

S M

AJO

R SØ

R -

265

(FU

NN

)43

. KRA

FLA

- 2

72 (F

UN

N)

44. M

CHEN

RY -

303

(FU

NN

)45

. DR.

NO

- 3

0346

. RIM

FAKS

DALE

N -

050

(FU

NN

)47

. 035

(FU

NN

)48

. BET

A V

EST

- 29

/46

(FU

NN

)49

. DAG

NY

- 30

3 (F

UN

N)

50. K

ING

LEA

R -

146

51. T

HET

A N

ORD

ØST

-56

9 (F

UN

N)

WIN

TER

SH

ALL

:52

. GN

ATCA

TCH

ER -

378

(TØ

RR)

53. G

ROB

EAK

AVG

REN

SNIN

G -

378

(FU

NN

)54

. SKA

RFJE

LL -

418

14

19

4544

46

20

47

48 49

50

21

30

42

51pres

ente

rer:

lete

brøn

ner

på

nors

k so

kkel

i 20

11

33

OFFSHORE & ENERGY


3

2 4

6

5

7

8

9

10 12

13

16

15

17 18

25

26

27

28

29

3132

33

34

3638

37

43 41

3953 54

52

22 2324

11

35

40

1.

>> B

AR

ENTS

HAV

ET

TOTA

L:1.

NO

RVA

RG -

535

(FU

NN

)

STAT

OIL

:2.

SKR

UG

ARD

- 5

32 (F

UN

N)

3. L

UN

DE

- 48

8 (T

ØR

R)

ENI:

4. P

ULK

- 5

335.

BØ

NN

A -

529

LUN

DIN

:6.

SKA

LLE

- 43

8 (F

UN

N)

DO

NG

EN

ERG

Y:7.

ZA

PPFE

- 5

18

GD

F S

UEZ

:8.

HEI

LO -

530

(PÅ

BEG

YNT)

>> N

OR

SKE

HAV

ETB

G:

9. G

ULL

RIS

- 52

2 (T

ØR

R)

DE

T N

OR

SKE

:10

. SKA

UG

UM

SÅSE

N -

482

(FU

NN

)11

. DO

VREG

UB

BEN

- 4

68 (T

ØR

R)

EON

RU

HRG

AS

:12

. SES

AM

- 3

50

MA

ERS

K:13

. T-R

EX -

431

NEX

EN E

XP

LOR

ATIO

N:

14. R

ON

ALD

O -

434

(TØ

RR)

OM

V:15

. CH

AM

ON

IX -

471

(FU

NN

)

RO

CKS

OU

RCE:

16. P

HO

ENIX

- 5

59

RW

E D

EA:

17. Z

IDA

NE

2 -

435

WIN

TER

SH

ALL

:18

. MA

RIA

AVG

REN

SNIN

G -

475

BS

STAT

OIL

:19

. SPI

NEL

L SØ

R -

429

(TØ

RR)

20. N

ORD

TUVA

- 3

12 (T

ØR

R)

TOTA

L:21

. ALV

E N

ORD

- 1

27 (P

ÅB

EGYN

T)

>> N

OR

DS

JØEN

BG

:22

. JO

RDBÆ

R VE

ST -

373

S

CEN

TRIC

A:

23. B

UTC

H -

405

CON

OCO

PH

ILLI

PS:

24. P

EKIN

G D

UCK

- 3

01CS

(PÅ

BEG

YNT)

DET

NO

RS

KE:

25. U

LVET

AN

NA

- 3

5626

. KA

LVKL

UM

PEN

- 4

1427

. STO

REB

JØRN

- 4

5028

. STE

ING

EITA

- 4

60

EON

RU

HRG

AS

:29

. BRE

IFLA

BB

- 4

16 (T

ØR

R)

IDEM

ITS

U:

30. A

POLL

ON

- 3

77(S

) (TØ

RR)

LUN

DIN

:31

. TEL

LUS

- 33

8 (F

UN

N)

32. A

VALD

SNES

- 5

01 -

AVG

REN

SNIN

G 1

(FU

NN

)33

. AVA

LDSN

ES -

501

- AV

GRE

NSN

ING

2

(P

ÅB

EGYN

T)34

. ALB

ERT

- 51

9

MA

RAT

HO

N:

35. C

ATER

PILL

AR

- 34

0 (F

UN

N)

36. E

ARB

SØ

R -

505

(FU

NN

)

NO

REC

O:

37. S

VAN

EØG

LE -

545

(FU

NN

)

PETR

O-C

AN

AD

A:

38. B

ETA

BRE

NT

- 37

5 -

AVG

REN

SNIN

G

PR

EMIE

R O

IL:

39. G

ARD

ROFA

- 4

06

STAT

OIL

:40

. AVA

LDSN

ES V

EST

- 26

541

. ALD

OU

S N

ORD

- 2

6542

. ALD

OU

S M

AJO

R SØ

R -

265

(FU

NN

)43

. KRA

FLA

- 2

72 (F

UN

N)

44. M

CHEN

RY -

303

(FU

NN

)45

. DR.

NO

- 3

0346

. RIM

FAKS

DALE

N -

050

(FU

NN

)47

. 035

(FU

NN

)48

. BET

A V

EST

- 29

/46

(FU

NN

)49

. DAG

NY

- 30

3 (F

UN

N)

50. K

ING

LEA

R -

146

51. T

HET

A N

ORD

ØST

-56

9 (F

UN

N)

WIN

TER

SH

ALL

:52

. GN

ATCA

TCH

ER -

378

(TØ

RR)

53. G

ROB

EAK

AVG

REN

SNIN

G -

378

(FU

NN

)54

. SKA

RFJE

LL -

418

14

19

4544

46

20

47

48 49

50

21

30

42

51

rigger under byggingoperatØr riggnaVn design Verft land ferdig W.d(ft) d. d.(ft)

jaCk ups

Asia Offshore Drilling Ltd. Asia Offshore Rig 1 KFELS B Class KFELS Singapore 2012 350 30000



Atwood Oceanics Atwood Mako Pacific Class 400 PPL Shipyard Singapore 2012 400 30000

Atwood Oceanics Atwood Manta Pacific Class 400 PPL Shipyard Singapore 2012 400 30000

Atwood Oceanics Atwood Orca Pacific Class 400 PPL Shipyard Singapore 2013 400 30000

Clearwater Capital Partners LLC Clearwater jackup TBN 1 KFELS B Class KFELS Singapore 2013 400 30000

Clearwater Capital Partners LLC Clearwater jackup TBN 2 KFELS B Class KFELS Singapore 2013 400 30000

Dynamic Offshore Drilling Dynamic Vision KFELS B Class KFELS Singapore 2013 350 30000

ENSCO ENSCO jackup TBN 1 KFELS Super A KFELS Singapore 2013 400 40000

ENSCO ENSCO jackup TBN 2 KFELS Super A KFELS Singapore 2013 400 40000

Essar Oilfield Services Essar Jackup TBN 1 F & G JU 2000 A ABG Shipyard India 2011 350 30000

Essar Oilfield Services Essar Jackup TBN 2 F & G JU 2000 A ABG Shipyard India 2011 450 30000

Eurasia Drilling Company Eurasia jackup TBN 1 LeTourneau Super 116E Lamprell U.A.E. 2012 350 30000

Great Offshore Great Offshore V351 LeTourneau 116-E Bharati Shipyard India 2011 350 30000

Greatship Global Greatship jackup TBN 1 LeTourneau Super 116E Lamprell U.A.E. 2011 350 30000

Gulf Drilling Gulf Drilling jackup TBN1 KFELS B Class KFELS Singapore 2013 400 35000

Gulf Drilling Gulf Drilling jackup TBN1 KFELS B Class KFELS Singapore 2014 400 35000

Hercules Offshore Discovery Offshore jackup TBN 1 KFELS Super A Class KFELS Singapore 2013 400 35000

Hercules Offshore Discovery Offshore jackup TBN 2 KFELS Super A Class KFELS Singapore 2013 400 35000

Japan Drilling HAKURYU-11 KFELS Super B Class KFELS Singapore 2013 425 35000

Jasper Investments Ltd Jasper Jackup TBN 2 KFELS B Class Keppel FELS Singapore 2013 400 30000

Jasper Investments Ltd. Jasper Jackup TBN 1 KFELS B Class KFELS Singapore 2012 400 30000

M/S Drilling & Offshore pte Ltd. M/S Drilling Jackup TBN 1 JU-2000A-01 ABG Shipyard India 2014 350 30000

M/S Drilling & Offshore pte Ltd. M/S Drilling Jackup TBN 2 JU-2000A-01 ABG Shipyard India 2014 350 30000

Maersk Drilling Maersk jackup TBN 1 Gusto MSC CJ-70-150MD - enhanced KFELS Singapore 2013 150 40000

Maersk Drilling Maersk jackup TBN 2 Gusto MSC CJ-70-150MD - enhanced KFELS Singapore 2014 150 40000

Maritime Industrial Services MIS Jackup (Hull 108) Friede & Goldman F&G Super M2 UAE shipyard U.A.E. 2011 300 30000

Momentum Eng. F&G Super M2 Yantai Raffles Kina 2011 300 30000

Mosvold Drilling MEJU Jackup TBN 1 Friede & Goldman F&G Super M2 UAE shipyard U.A.E. 2011 300 30000

National Drilling NDC jackup TBN 1 LeTourneau Super 116E Lamprell U.A.E. 2012 200 30000

National Drilling NDC jackup TBN 2 LeTourneau Super 116E Lamprell U.A.E. 2012 200 30000

Noble Drilling Noble jackup TBN1 F&G JU-3000N Jurong Shipyard Singapore 2012 400 30000

Noble Drilling Noble jackup TBN 2 F&G JU-3000N Jurong Shipyard Singapore 2013 400 30000

Noble Drilling Noble jackup TBN 3 Friede & Goldman JU3000N Jurong Shipyard Singapore 2013 400 30000




Operadora CISCA Independencia I F&G JU-2000E Guadalajara 2011 350 30000

Perforadora Central TBN LeTourneau Super 116E Keppel AmFELS Brasil 2013 375 30000

Petrobras P59 LeTourneau Super 116E Brasil Shipyard Brasil 2011 375 30000

Petrobras P60 LeTourneau Super 116E Brasil Shipyard Brasil 2011 375 30000

PetroVietnam PetroVietnam Jackup TBN 1 LeTourneau Super 116E PV Shipyard Vietnam 2012 300 30000

Prospector Offshore Prospector Rig 1 F&G JU2000E DSIOC Kina 2012 400 35000




Prospector Offshore Prospector Rig 5 F&G JU2000E Shanghai Kina 2014 400 35000

Prospector Offshore Prospector Rig 6 F&G JU2000E Shanghai Kina 2014 400 35000

Rowan Companies Joe Douglas LeTourneau LeTourneau 240C LeTourneau Shipyard USA 2011 375 35000

Rowan Companies Rowan EXL IV LeTourneau Super 116E Keppel FELS Singapore 2012 350 35000

SAAG Drilling SAAG Jackup TBN 1 MSC CJ46-X100D Labuan Malaysia 2011 375 30000

Saudi Aramco Saudi Aramco TBN 1 KFELS Super B Class Keppel FELS Singapore 2012 200 20000

Seadrill West Telesto Friede & Goldman JU2000E Dalian Shipyard Kina 2012 400 30000

Seadrill West Castor Friede & Goldman JU2000E Jorung Shipyard Singapore 2012 400 30000

Seadrill West Oberon Friede & Goldman JU2000E Dalian Shipyard Kina 2013 400 30000

Seadrill West Tucana Friede & Goldman JU2000E Jorung Shipyard Singapore 2013 400 30000

Seadrill West Linus Gusto MSC CJ70 150A Jorung Shipyard Singapore 2013 150 40000

Standard Drilling Standard Drilling Plc Jackup TBN 4 KFELS B-Class Keppel FELS Singapore 2013 400 30000




Standard Drilling Ltd Standard Drilling Ltd TBN 1 KFELS B Class KFELS Singapore 2012 400 30000

Transocean Ltd. Transocean Honor Pacific Class 400 PPL Shipyard Singapore 2011 400 30000

Transocean Ltd. Transocean TBN 1 KFELS super B Class KFELS Singapore 2013 350 40000



Yantai Raffles Yantai Raffles TBN 2 F&G Super M2 CIMC Raffles Singapore 2011 300 30000



operatØr riggnaVn design Verft land ferdig W.d(ft) d. d.(ft)boreskip

Aker drilling TBN 1 DSME Ultra Deepwater Drillship Daewoo Shipbuilding Korea 2013 12000 40000

Aker drilling TBN 2 DSME Ultra Deepwater Drillship Daewoo Shipbuilding Korea 2013 12000 40000

Atwood Oceanics Atwood Advantage - South Korea Shipyard Sør Korea 2013 12000 40000

Diamond Offshore Ocean BlackHawk - Hyundai Korea 2013 12000 35000

Diamond Offshore Ocean BlackHornet - Hyundai Korea 2013 12000 35000

Diamond Offshore TBN3 - Hyundai Korea 2014 12000 40000

Dolphin A/S Fred Olsen DS TBN1 - Hyundai Korea 2013 12000 40000

ENSCO ENSCO DS-6 Samsung Samsung Korea 2011 12000 40000

ENSCO ENSCO DS-7 Samsung Samsung Korea 2013 12000 40000

Etesco Etesco VIII S10000E Samsung Korea 2012 10000 35000

Maersk Drillship 1 TBN1 Samsung Samsung Korea 2013 12000 40000




Noble Corporation Noble DS TBN 3 Gusto P10000 Hyundai Korea 2014 12000 40000

Noble Drilling Noble Bully II Gusto PRD12000 Gusto Eng./Keppel FELS Singapore 2011 12000 40000

Noble Drilling Noble Globetrotter I Globetrotter Class STX Shipyard Kina 2011 10000 40000

Noble Drilling Noble DS TBN 1 Gusto P10000 Hyundai Korea 2013 12000 40000

Noble Drilling Noble DS TBN 2 Gusto P10000 Hyundai Korea 2013 12000 40000

Noble Drilling Noble Globetrotter II Globetrotter Class STX Shipyard Kina 2013 10000 40000

Ocean Rig/Dryships Ocean Rig Mykonos Saipem 10000 design Samsung Korea 2011 10000 35000

Ocean Rig/Dryships Ocean Rig Poseidon Saipem 10000 design Samsung Korea 2011 10000 35000

Ocean Rig/Dryships Ocean Rig Drillship TBN 5 Samsung Samsung Korea 2013 12000 35000



Odebrecht Norbe X DSME 10000 Daewoo Korea 2011 10000 35000

Odebrecht Norbe XI DSME 10000 Daewoo Korea 2012 10000 35000

Odebrecht Odebrecht Drillship TBN 1 Daewoo Korea 2013 10000 35000

Odfjell Drilling/Metrostar Metro II Gusto Engineering Gusto P10000 Hyundai/Gusto Engineering Korea 2011 10000 40000

Pacific Drilling Pacific Sharav S12000 Samsung Korea 2013 10000 35000

Pacific Drilling Pacific Khamsin S12000 Samsung Korea 2013 10000 35000

Petrobras(Sete Brazil) Sete Drillship TBN 1 Samsung 10000 EAS Shipyard Brasil 2015 10000 35000

Petrobras(Sete Brazil) Sete Drillship TBN 2 Samsung 10,000 EAS Shipyard Brasil 2015 10000 35000






Querioz GOG Laguna Star Friede & Goldman Samsung Korea 2012 10000 40000

Querioz GOG Amarlina Star Friede & Goldman Samsung Korea 2012 10000 40000

Rowan Companies TBN1 GustoMSC 10,000 Hyundai Korea 2013 12000 40000

Rowan Companies TBN2 GustoMSC 10,000 Hyundai Korea 2014 12000 40000

Schahin Cerrado S10000E Samsung Korea 2011 10000 37000

Schahin Sertao S10000E Samsung Korea 2012 10000 37000

Seadrill West Auriga SHI S10000 Samsung Korea 2013 12000 40000

Seadrill West Vela SHI S10000 Samsung Korea 2013 12000 40000

Seadrill TBN1 SHI S10000 Samsung Korea 2013 12000 40000

Stena Drilling Stena DrillMax ICE Samsung DP Dual Mast Ice-Class Samsung Korea 2011 10000 35000

Vantage Energy Cobalt Explorer DSME Daewoo Korea 2012 12000 40000

Vantage Energy Services Dalian Developer MPF 1000 6th Generation Cosco Shipyard Kina 2012 10000 30000

Ventage Energy Services Tungsten Explorer DSME Daewoo Korea 2013 12000 40000

semi submersible

Atwood Oceanics Atwood Condor Friede & Goldman F&G Ex-D Millennium Jurong Shipyard Singapore 2012 10000 40000

China Oilfield Services COSLInnovator GM 4000 Yantai Raffles Shipyard Kina 2011 2500 25000

China Oilfield Services COSLPromotor GM 4000 Yantai Raffles Shipyard Kina 2012 2500 25000

Delba Perf. Delba III Gusto MSC TDS 2500 Abu Dhabi shipyard India 2011 8000 30000

Delba Perf. Delba IV Gusto MSC TDS 2500 Abu Dhabi shipyard India 2013 9000 25000

ENSCO ENSCO 8505 Dynamically Positioned DP-2 KFELS Singapore 2012 8500 35000

ENSCO ENSCO 8506 Dynamically Positioned DP-2 KFELS Singapore 2012 8500 35000

Industrial Perf. de Campeche La Muralla IV Gotaverken GVA-7500 Daewoo Korea 2011 10000 40000

Island Offshore Island Innovator GM4000-WI Cosco Shipyard Kina 2012 10000 26000

Odebrecht Odebrecht Semisub TBN 1 - Daewoo Korea 2013 10000 -

Petroserv SA SSV Catarina Gotaverken GVA 7500 DSME Korea 2012 10000 35000

Saipem Scarabeo 8 Moss CS 50 MkII Westcon Norway 2011 9000 35000

Seadrill West Capricorn F&G Ex-D Jurong Shipyard Singapore 2011 7500 35000

Seadrill Ltd West Leo(SD 2) CS50 MkII Jurong shipyard Singapore 2011 10000 35000

Sevan Drilling Sevan Driller II Sevan 650 Cosco Nantong Kina 2012 12500 30000

Sevan Drilling Sevan Driller IV - COSCO Kina 2013 12500 40000

Sevan Drilling Sevan Driller V - COSCO Kina 2014 12500 40000

Songa Offshore Statoil CAT D Daewoo Korea 2014 4265 27000

Songa Offshore Statoil CAT D Daewoo Korea 2014 4265 27000

Songa Offshore Songa Eclipse F&G Ex-D Millennium Jurong Shipyard Singapore 2011 10000 40000

Petroserv SA SSV Catarina Gotaverken GVA 7500 DSME Korea 2012 10000 35000

Seadrill West Capricorn F&G Ex-D Jurong Shipyard Singapore 2011 7500 35000

Seadrill Ltd West Leo(SD 2) CS50 MkII Jurong shipyard Singapore 2011 10000 35000


Riggsommeren 2011 stod i Songa Offshores tegn. Selskapet inngikk avtaler med Statoil for riggleie som meget sannsynlig gir nærmere 38 milliarder kroner i inntekter.

spesialrigger for statoilDet var knyttet stor spenning til hvem som fikk bygge to spesialrigger til Statoil og i juli ble Songa Offshore annonsert som vinner av anbudsrunden.

Kontrakten for de to kategori D-riggene har en dagrate på 423.000 dollar og er inngått over en periode på åtte år. I tillegg kommer opsjoner som kan knytte riggene til Statoil i ytterligere tolv år.

Dette betyr at det ligger store muligheter og inntekter for Songa i disse årene. For hvert eneste år vil riggene gi til sammen inntekter på nesten 1,7 milliarder kroner. Regner vi med at Statoil utøver opsjonene vil dette kunne ganges med 20 års leieinntekt, som summerer seg til 34 milliarder kroner. Ikke rart CEO Asbjørn Vavik er fornøyd.

- Vi er meget fornøyde med å sikre en kontrakt for to høy-spesifikasjons nybygg for mid-water harsh environment i Nordsjøen. Dette samsvarer med vår strategi for flåtefornyelse. Vi vurderer dette som en eksellent mulighet til å styrke vårt forhold til Statoil og befeste vår posisjon som en ledende tilbyder av rigger til Nordsjø-regionen. Verdien av åtte faste år i kontrakten representerer en betydelig økning i ordrereserven og solide inntjeningsmuligheter, sa han da kontrakten ble annonsert.

- en suksesshistorieStatoil på sin side viser til at ideen med spesialsydde rigger har slått an blant riggselskapene.

- Dette har helt klart vært en anskaffelsesprosess som har skapt stor interesse blant riggentreprenører, kontraktører

og investorer. Vi har hatt flere tilbydere i denne prosessen og det har vært hard konkurranse. At vi nå er klare til å sette dette i gang mindre enn to år etter at ideen først ble lansert vil jeg betegne som en suksesshistorie, sier Jon Arnt Jacobsen som er direktør for anskaffelser i Statoil.

De spesialdesignede kategori D-riggene skal kunne operere på dyp mellom 100 og 500 meter og bore brønner ned til 8.500 meter.

Statoil beskriver den son en “arbeidshest på modne felt”, som primært skal bore

produksjonsbrønner og ferdigstille brønner. Slik kan de og partnerne få ut mer olje fra feltene

skal gi 20 prosent merTroll blir det første feltet som får de nye spesialdesignede riggene i operasjon.

- Vi får nå et verktøy godt tilrettelagt for å utføre de krevende oppgavene vi har foran oss. Riggkapasiteten på norsk sokkel er begrenset og utvidet kapasitet er viktig for å sikre økt utvinning. Målet er at den nye riggen skal utføre arbeidet 20 prosent mer effektivt enn de konvensjonelle riggene og vi ser fram til å få

Titalls riggmilliarder på vei til SongaBrukte sommeren til å fylle ordreboken.

tekst: JOHN ØKLAND [email protected]

(FOTO: Songa Offshore)

I sommer fikk Songa Offshore enda flere milliarder i ordrereserve, da Statoil forlenget riggens kontrakt med minst tre år.


OffSHORE & ENERGY

disse i drift fra 2014, sier Hans Jakob Hegge, områdedirektør for drift Nordsjøen Øst i Utvikling og produksjon Norge.

Skrogdesigner, flere topside-leverandører, verft og riggentreprenører har vært med på

utviklingen av kategori D-konseptet. Songa har gitt DSME i Sør-Korea oppdraget med selve byggingen av riggene. Aker Solutions er valgt som leverandør av boreutrustningen. Mobiliseringen fra verftet i Sør-Korea til Nordsjøen er inkludert i kontraktsverdi og vil bli på rundt tre måneder. Riggene vil etter plan bli levert i andre halvdel av 2014.

Statoil vurderer å ta inn ytterligere to kategori D-rigger i sin portefølje. Derfor har Statoil sikret seg mulighet for å utøve opsjon på to slike rigger fra Songa Offshore, men fortsetter også sin evaluering av mottatte tilbud fra øvrige tilbydere. Statoil vil i løpet av siste halvår 2011 vurdere ulike løsninger for å sikre bygging av ytterligere to kategori D-rigger, inkludert da også muligheten for å ta eierposisjon i riggene.

bød inn pakke-løsningDet skal ha vært elleve riggselskap som leverte anbud på riggene. Alle la seg rundt 500.000 dollar i dagrater, mens Songa gikk lavere.

Etter det Offshore.no kjenner til skal det ha vært bydd inn en pakke, hvor Songa også fikk fornyet avtale for Songa Trym. Og det traff de blink med. For bare seks dager etter kategori D-avtalen ble kjent, fikk også Songa Trym kontrakt.

Denne kontrakten gjelder for en tre år med to opsjoner på ett år hver. Dagraten i alle årene er 355.000 dollar. Dette gir inntekter på 2,5 milliarder kroner bare i den faste delen av avtalene. I tillegg kommer opsjonsmulighetene på 1,4 milliarder kroner. Fra tredje kvartal 2012 skal den settes inn for å bore nye letebrønner.

Riggen vil bli vurdert i forhold til flere lisenser, ifølge Statoil.

- Riggtilgang er viktig for å kunne opprettholde leteaktiviteten på norsk sokkel. Vi ser fortsatt et stort potensial på sokkelen, både knyttet til nærfeltsleting og nye, mer umodne områder. Denne riggen er et viktig bidrag til å nå Statoil sine leteambisjoner, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, som er Statoils letesjef på norsk sokkel.

Songa Trym har vært i bruk på Troll-feltet siden 2005, men skal nå brukes som leterigg igjen.

Statoil bestiller to kategori D-rigger til norsk sokkel. Songa Offshore er sikret langsiktige inntekter på flere titalls milliarder kroner.

If you want to see the tough gets going, come visit our stand No B-2114

Scanmatic develops and supplies applications within data acquisition, remote control and surveillance, industrial data communication and hydro acoustics.

When the going gets toughSurviving in rough conditions is everyday life when living close to The North Sea. Everything we deliver must endure extreme strain without failure.

www.scanmatic.no


En gjennomgang av dagratene på leteriggene i vår region viser at det er svært godt betalt å jobbe på norsk sokkel. Offshore.no har gått gjennom kontrakter for alle de aktuelle riggene i Norge, UK, Danmark, Nederland og Tyskland.

flyterne tjener godtPå bakgrunn av oppgitte og estimerte dagrater for alle riggene som har kontrakt er det ingen tvil om at ratenivået i Norge holder koken. Vår oversikt viser at en semi submersibles rigg i snitt tjener over 40 prosent mer enn i UK og over 50 prosent mer en riggene i Danmark, Nederland og Tyskland.

Toppraten i Norge ligger nå på rundt 570.000 dollar. Det er boreskipet West Navigator som gjør mest, med sine 610.000 dollar, Aker Barents har 570.000 og Seadrills West Phoenix har 547.000 dollar dagen. I UK toppes riktig nok listen av Transocean-riggen Paul B. Lloyd som tjener 510.000 dollar. Men denne riggen representerer ikke flertallet på noen måte. En flyter i UK ligger gjennomsnittlig på rundt 300.000 dollar.

enorme forskjeller på jack up-erNår det kommer til Jack up-rigger, er forskjellen enda større.

Norge ligger i dag 79 prosent over UK-nivå og 278 prosent over Danmark, Nederland og Tyskland.

De best betalte Jack up-ene i Norge er de to Seadrill-riggene West Linus og West Elara. Begge riggene har vunnet lange kontrakter og

har forsatt ikke blitt levert. Men når de er klare skal inn jobbe på rater rundt 350.000 dollar dagen. Til sammenlikning har den best betalte Jack up-en i UK, Rowan Norway, 250.000 dagen - når den er klar til innsats.

Det er altså de nye riggene som får best betalt. I de øvrige landene i vår oversikt topper Noble Lynda Bossler med 105.000 dollar dagen for sitt arbeid i Holland.

flere årsakerForklaringene på de store prisforskjellen er flere.

For det første er det overskudd på rigger i andre regioner, mens det i Norge fortsatt er et meget stramt riggmarkedet. I tillegg ønsker riggselskapene å få dekket inn de store utgiftene som er med å få riggene godkjent til arbeid på norsk sokkel.

For å bli godkjent må de har godkjenning fra Petroleumstilsynet gjennom en Samsvarsuttalelse. Dette kan koste noen titalls millioner dollar som resulterer i høye rater.

Det er også et faktum at det er store forskjeller når det kommer til drift av riggene. De eldste Jack up-ene som brukes i andre regioner koster om lag en tredel å drifte, sammenliknet med de beste og mest moderne som opererer i Norge. Kvaliteten på utstyret på riggen - og dermed arbeidskapasiteten og effektiviteten vil jo også skille mye. En gammel semi-rigg i UK kan naturlig nok ikke konkurrere med de største gigantene i Norge, som Aker-riggene, West Phoenix eller Deepsea Atlantic.

De høye riggratene har blitt kommentert av flere sentrale kilder de siste årene. Petoro-sjef Kjell Pedersen er blant dem som mener at oljeselskapene burde vurdere å eie riggene selv, på grunn av at høye rater kan bremse arbeidet med økt utvinning.

I forbindelse med at Statoil bestilt kategori D-rigger sa også de at det kunne bli aktuelt for dem å ta eierposisjon. Nå gjorde de ikke det denne gang, men markedet følger spent med på hva oljegiganten gjør ved neste korsvei.

Store forskjeller i oljebransjen.

Tjener 50 prosent mer for arbeid i Norgetekst: JOHN ØKLAND [email protected]

slik fordeler gjennomsnittsraten for rigger seg i nord-europa.

39OKTOBER 2011 OffSHORE & ENERGI Targ

et

rek

lam

eb

yrå

. F

oto

: A

lfre

d J

ac

ob

Med TwoCards er det lett å holde orden

Ett kort til jobbutgifter og ett kort til privatutgifter.

Les mer om våre andre fordeler på twocards.no •PriorityPass •Reiseforsikring •Reisebonus

VÅRE KUNDER SKILLER LETTERE MELLOM JOBB OG PRIVAT


Riggselskapene med enheter i Norge har det meget godt for tiden.

Det blir nemlig stadig tøffere kamp om riggene på norsk sokkel. Akkurat nå det er ikke en eneste ledig rigg før om et år.

Den første riggen som går av kontrakt er Maersk Giant som har jobb til sommeren 2012, men da skal den inn på verft. Samtidig går den faste delen av semisuben COSLPioneers avtale med Statoil ut da. Men oljegiganten har sikret seg opsjoner på to pluss to år og disse blir nok tatt, slik at også denne riggen er utilgjengelig for andre selskaper som vil bore.

Etter dette følger nok en Maersk-rigg og boreskipet West Navigator ved årsskiftet.

Offshore.nos oversikt over situasjonen på sokkelen viser at dersom man tar høyde for at alle opsjoner utøves på eksisterende avtaler, vil den første ledige semisuben er Transocean Searher som er ferdig for Statoil/BG sommeren 2013.

- Vi ser nå igjen noe av det samme som vi så i 2007 og 2008. Det er ingen grunn til å tro at det norske riggmarkedet svekkes. Det vil fortsatt være stramt, sier rigganalytiker Frederik Lunde i Carnegie til Offshore.no.

Det betyr at man fortsatt kan se gode rater, på linje med Transocean Winners Marathon-avtale på 455.000 dollar fra oktober 2012.

- Vi er også veldig spente på hvordan de nye kategori D-riggene til Statoil vil påvirke riggflåten, om de vil bety en reell flåtevekst, sier Lunde.

flere muligheter, men dyrtI løpet av de neste årene kommer det en del nye rigger til Norge, inkludert Statoils D-rigger. Men også Scarabeo 8, to nye semier fra COSL, to Jackup-er fra Maersk, to Jackup-fra Seadrill, Island Innovator og Statoil kategori B. I tillegg skal Rowan Stavanger bore tre brønner før den drar til UK for en jobb der.

Oljeselskapene vil nok likevel se på andre muligheter som kommer raskere.

På kort sikt finnes det et par muligheter. Ocean Rigs Eirik Raude blir ledig i løpet av senhøsten i Vest-Afrika og kan, etter fornyet SUT og klassing kanskje være klar i midt av 2012. Også Leiv Eiriksson kan være en wwkandidat, når de er ferdig i Tyrkia første kvartal 2012.

Må vente et år på ledige rigger ller betale dyrt for å ta inn nye rigger til Norge.


odfjell drillings Deepsea Stavanger er søster-riggen til Deepsea Atlantic som allerede går på norsk sokkel, for Statoil.

må vente et år på ledige rigger coslpioneerCOSLPioneer faste avtale med Statoil går ut neste sommer. Men det ligger inne opsjoner for videre arbeid og det er naturlig at disse blir tatt, slik at heller ikke den riggen blir ledig på lenge.


En rekke bransjekilder nevner disse to, pluss Odfjell Drillings Deepsea Stavanger, som potensielle rigger på vei til Norge. Sistnevnte er på kontrakt med BP offshore Angola og det er knyttet opsjoner til videre leie, så den kan bli vanskelig å få tak i.

Felles for disse tre kjempene er at de nå går på gode rater. Eirik Raude på hele 655.000 dollar, Leiv Eiriksson 540.000 og Deepsea Stavanger 450.000 dollar.

- Dersom disse skal leies inn til arbeid i Norge, må oljeselskapene opp i rater i forhold til Transocean Winner-kontrakten, påpeker Frederik Lunde

statoil i tenkeboksenDen store innkjøperen av rigg i Norge er naturlig nok Statoil. De vurderer nå muligheten for flere spesialrigger.

- Vi inngikk kontrakt med Songa Offshore i juli i forhold til to nye spesialtilpassede rigger på norsk sokkel, de såkalte kategori D-riggene. I

tillegg skal vi nå fortsette evalueringen av de mottatte tilbudene og vurdere om det er grunnlag for å ta inn ytterligere to kategori D-rigger i denne prosessen. Det vil bli tatt en

avgjørelse på dette i løpet av siste halvår i 2011. Det er for tidlig å si nøyaktig når i løpet av høsten denne avgjørelsen vil bli tatt, sier Inger Lise Aarrestad Rettedal som er Communication Leader, Procurement&Supplier Relation i Statoil.

Når det gjelder andre rigger og muligheter i

markedet kan ikke Statoil kommentere dette nærmere.

- Riggporteføljen vår til enhver tid vurderes opp i mot det behovet vi har og utover det kommenterer vi ikke eventuelt kommende kontraktstildelinger.

rigg type år mnd kommentar

Maersk Giant Jack Up 2012 6Verftsopphold etter

kontrakt

COSL Pioneer Semi 2012 6 2+2 års opsjoner

Maersk Guardian Jack Up 2012 7

West Navigator Drill Ship 2012 12

West Alpha Semi 2013 1Opsjoner frem til februar

2014.

Ocean Vanguard Semi 2013 6 Ett års opsjon

Aker Spitsbergen Semi 2013 7Pluss opsjoner på til

sammen ti år.

Transocean Searcher Semi 2013 7

Bredford Dolphin Semi 2013 11 Opsjoner til januar 2015

Transocean Winner Semi 2013 10 Ett års opsjon

Scarabeo 5 Semi 2013 12 Ett års opsjon

T Bruvik ASStamsneset 100 A, 5251 Sø[email protected]


- Markedet for vedlikehold og klassinger av rigger er et svært viktig område for Bergen Group fordi vi ser et vekstpotensiale her, sier divisjonsdirektør Kristin Færøvik til Offshore.no.

Hun er sjef for Bergen Groups Offshore-avdeling og besøker konsernets verft på

Hanøytangen utenfor Bergen i slutten av august, da det var rigger inne.

stor klassejobbDen første riggen som kom inn var Transocean Winner. Den gamle kjempen kom inn til femårsklassing. Prosjektet ble gjennomført som

underleverandør til Semco Maritime. Hele prosjektet er oppgitt av Semco til å være verdt 105 millioner kroner, hvorav Bergen Group får noen titalls millioner kroner.

Rigg nummer to er Odfjell Drillings Deepsea Atlantic som gikk rett fra funn på Gullfaks til et

Nå venter gode tider for verftene som kjemper om rigg-jobber.

gjør seg klar for rigg-boomtekst: JOHN ØKLAND [email protected]

Divisjonsdirektør Kristin Færøvik i Bergen Group Offshore og daglig leder ved Bergen Group Hanøytangen Stig Trygve Arnesen. (ALLE FOTO: John Økland)


OffSHORE & ENERGY

kortere landligge på Askøy. Her ble det bare gjort noen mindre tilpassninger for Statoil og avtalen betyr opp mot 25 millioner kroner for verftet.

- Alt ved disse prosjektene handler om planlegging og prosjektledelse. Spesielt på et kortere landligge som Atlantic må vi levere med stor nøyaktighet. Vi gleder oss over at både Transocean og Odfjell Drilling har vært her med rigger før og kom altså tilbake nå, si daglig leder ved Hanøytangen Stig Trygve Andersen.

gode år i venteTidligere i år har verftet hatt inne boligriggen Safe Scandinavia og noen seismikk-fartøy, men det er først nå i høst at det blir virkelig travelt. Og bedre skal det bli. Verftene for riggvedlikehold kan vente seg økte muligheter, både på kort og lang sikt. For mens 2009 var ett toppår, 2010 et meget rolig år, kommer det til å ta seg opp fra i høst og årene fremover. Riggene i Norge må inn til klassing hvert femte år og nå kommer en bølge av rigger som må inn til verft i løpet av 2012, 2013 og 2014 hvor det blir en ny topp.

Men markedet er større en bare klassing. Det kommer også kortere jobber som verftene kan kjempe om. Det kan oppstå behov for å tilpasse noe av utstyret på riggene, ved skifte av leietaker kan det nye oljeselskapet trenge verftskapasitet for kontraktstilpasninger eller det kan oppstå feil på utstyr som krever landligge.

- Vi ønsker å kunne tilby riggselskapene alt de trenger og jobber hardt med å legge til rette for underleverandørene våre. Skal vi bli gode på det vi gjør, er vi avhengige av dem. I tillegg har vi store muligheter inne på verftet, hvor det er

plass til enda flere bedrifter, sier Færøvik.

- Markedet er preget av at dette går i sykluser, så vi har en liten organisasjon og spisser oss opp mot hvert enkelt prosjekt sammen med underleverandørene, supplerer Andersen.

Han opplyser at det var om lag 700 arbeidere i sving med Transocean Winner og Deepsea Atlantic. Verftet har sengeplass til halvparten av dem. På de mest hektiske tidspunktene kjøper de det som finnes av ledige rom i lokalmiljøet rundt verftet. På lang sikt planlegger Bergen Group å øke sin hotell-kapasitet til 550, noe de alt har fått løyve til.

enorm tørrdokk gir muligheterDe ulike verftene har sine styrker. På Hanøytangen har man en av Nord-Europas største tørrdokker. Den kan bli svært viktig og en døråpner inn et voksende del av riggmarkedet, nemlig arbeid på Jackup-er. Andersen bekrefter overfor Offshore.no at dette er et interessant marked og at tørrdokken vil kunne sikre oppdrag også her.

- En annen fordel vi har på vårt anlegg er at vi har tilkomst til riggen fra tre sider. Det gir store fordeler i forhold til tiden riggen må legge ved kai. Vi jobber alltid for at kunden skal få kortest mulig opphold og da er dette et viktig fortrinn for oss, sier Andersen.

For det er naturlig nok slik at riggselskapene vi ha høyest mulig oppetid på riggene sine. Med dagrater på 400.000-500.000 dollar er hver eneste time viktig å utnytte når riggen først er tatt til land.

trekløver kniver om millioneneDe tre største aktørene for riggvedlikehold og

klassing av riggene på norsk sokkel er Coast Center Base, Hanøytangen og Westcon Yard. Bare de siste månedene har det vært hektisk budaktivitet for å kunne vinne jobbene som riggselskapene har lyst ut.

Butikken som har gått desidert best er Westcon Yard. Der har arbeidet med ferdigstillingen av Scarabeo 8 pågått for fullt og vil fortsette med dette i lang tid ennå. I tillegg har verftet gjort seg ferdig med Jackup-en West Epsilon og Westcon har også kontrakten på Seadrills nye Jackup West Elara som skal klargjøres for arbeid i Norge.

Hos CCB har man hatt Scarabeo 5 inne til klassing og verftet har også vunnet Songa Delta og Songa Dee. Songa Delta ble klasset i september, men Songa Dee skal gjøre seg klar for arbeid for Statoil på Gullfaks. Songa Dee er ventet inn siste halvdel av året, ifølge Songa Offshore.

dette er bare de bekreftede jobbene. I kulissene jobbes det knallhardt fra alle verftene for å sikre seg flere jobber utover høsten og på nyåret.

de to riggene ved Hanøytangen skapte stor aktivitet tidligere i høst. Omtrent 700 personer hadde hendene fulle på det meste.

transocean Winner er en av de gode gamle riggene på sokkelen og ble bygget helt tilbake i 1983. Riggen klasses nå ved Bergen Group Hanøytangen.


Prisene på riggleie er på vei oppover igjen.

Etter måneder hvor bestillinger av nye rigger har preget nyhetsbildet, vendes fokuset nå mot ratenivået. For en rekke indikasjoner og nylig inngåtte avtaler gjør at riggselskapene trolig kan forvente enda bedre betaling i tiden fremover.

Det ventes oppgang i de fleste deler av markedet - men spesielt riggene med dypvannskapasitet kan forvente spennende tider.

Verdens største riggselskap, Transocean, sluttet nylig en kontrakt med BP i USA for boreskipet Discoverer Enterprise med en dagrate på

492.000 dollar dagen fra 2013. Dette er et nivå høyere enn tidligere og kommenteres av flere som et meget positivt tegn for riggselskaper med ambisjoner på dypt vann.

Like etter at denne kontrakten ble annonsert, offentligjorde Pacific Drilling en treårskontrakt for sitt boreskip Pacific Mistral. Riggen skal jobbe for Petrobras i Brasil til en dagrate på rett under 460.000 dollar.

Dette er god betaling for en så lang kontrakt og et tegn på sterke tider for riggbransjen.

- kan få hastverkDe siste årene har utnyttelsesgraden på

dypvannsrigger vært tilnærmet 100 prosent og slik vil det fortsette fremover.

- På et tidspunkt vil oljeselskapene vurdere om det er nok tilgjengelig riggkapasitet til å få gjennomført planene sine. Om de begynner å bli usikre i forhold til å få sikret seg rigg vil det kunne resultere i at flere får hastverk med å slutte kontrakter noe som vil medføre et selgers marked, sier rigganalytiker Bjørn Thoresen i First Securities til Offshore.no.

Han peker på at det er svært få ledige rigger resten av året og inn i 2012 i dette segmentet. I tillegg er det nå stor anbudsaktivitet. Bare hos

Nå kommer gullalderen for riggselskapeneRiggratene gjør nye byks, selv om markedet fylles med nye rigger.


<<Rigganalytiker Bjørn Thoresen i First Securities ser at riggratene skal opp både her hjemme og verden over.>>

(FOTO: First Securities)


OffSHORE & ENERGY

Transocean rapporteres det nå om at de byr på 26 kontrakter og en rekke av disse er opp mot Petrobras som skal hyre mange rigger til sine behov i årene fremover.

- Det er flere viktige drivere som gjør oss sikre på at prisene skal oppover. I tillegg til Petrobras sine forespørsler vil aktiviteten i Mexicogolfen bety mye, nå som selskapene er i gang med sine aktiviteter igjen. Det er også gjort mange

spennende og betydelig nye funn i Vest-Afrika og Sørøst-Asia, sier Thoresen.

60 rigger innMed andre ord vil det bli høy aktivitet på dypt vann flere steder i verden.

I følge Offshore.nos oversikt over rigger under bygging skal det de neste årene leveres rundt 60 rigger med dypvannskapasitet frem til om og med 2014. Spørsmålet er om dette kan være nok når stadig flere land ser oljemuligheter.

Dermed kan ratenivået være på vei mot “magiske” 500.000 dollar om ikke lenge.

Norge har som normalt et svært gode ratenivå, som følge av at bare et fåtall av riggene kan operere her til lands. Dette på grunn av at riggene i Norge må kvalifiseres gjennom SUT-ordningen til Petroleumstilsynet. Dette innbærer i praksis merkostnader for riggeierne og det får selskapene inn igjen i form av bedre leiekontrakter. I tillegg er Norge et marked i markedet, nettopp på grunn av SUT-ordningen. Alt av riggkapasitet er utsolgt og oljeselskapene må kjempe om riggene. Det alene holder

prisene høye.

norge følger oppMen optimismen er tilstede også her hjemme. Nylig fikk Transocean Winner en kontrakt med Marathon til en dagrate på 455.000 dollar. Dette regnes som god betaling for en tredjegenerasjons semisubmersible rigg.

- Denne kontrakten er opp betydelig fra det som har vært nivået for denne type rigger på 340.000- 380.000 dollar og reflekterer at det norske markedet er stramt.

En annen Transocean-rigg som også for mer jobb i Norge, er Transocean Arctic. Riggen er utleid til Statoil frem til mai neste år til 300.000 dollar dagen, men etter dette overtas den av et konsortium bestående av Wintershall, VNG og Lundin. Da stiger raten til 390.000 dollar.

- Med betydelige planer om utbygging av nye felter i årene fremover, attraktiv økonomi for oljeselskapene med dagens høye oljepris, og den siste tids letesuksess både i Nordsjøen og i Barentshavet, tror vi på et sterkt riggmarked i Norge i årene fremover.

discoverer enterprise inngikk i august en kontrakt tett oppunder 500.000 dollar dagen.(FOTO: James Duncan Davidson)


prisene på riggleie er på vei oppover igjen.Riggselskapene verden over gjør seg klar for en meget stor økning i behovet for ultramoderne boreskip. Offshore.no har identifisert over 50 enheter med levering frem til 2018.

Toppåret er 2013. Da kommer nesten halvparten av disse ut i markedet.

- Det kommer en del enheter på markedet da, men gitt at makrobildet ikke endres vesentlig, vil det bli høy aktivitet i 2013 og 2014. Det sier Geir Sjøberg, CEO i Aker Drilling til Offshore.no.

- nye rigger blir foretrukketAker Drilling har to boreskip under bygging og begge disse skal leveres i toppåret 2013. Likevel har riggsjefen stor tro på at timingen på riggene er god.

- Mer og mer arbeid vil skje i vankelig tilgjengelige områder, på større havdyp. I tillegg

vil både kunder og myndigheter ha fokus på både sikkerhet, teknologi og alder på riggene. Derfor vil de nye og moderne enhetene med stor arbeidskapasitet blir foretrukket når det skal velges rigg, sier han.

Typiske arbeidsområder for boreskipene vil bli i Brasil, Afrika, Sørøst-Asia og Mexicogolfen. I alle disse områdene er det gjort store, spennende funn og bransjen rigger seg for en lang rekke av kontrakter i disse regionene.

- Etter den lave aktiviteten i Mexicogolfen, som følge

av boreforbudet, tar det ser opp igjen nå. Det har oppstått et etterslep i boreprogrammene, men nå er man i gang igjen. Vi tror vårt tidspunkt, med levering i 2013, er timet bra.

- svært positivtEt annet selskap som sikter seg inn mot dypt

vann er Odfjell Offshore som er en del av Odfjell Drilling-konsernet. De har sikret seg jobb til begge sine nye boreskip, Deepsea Metro I og Deepsea Metro II. I tillegg jobber selskapet med en opsjon på et boreskip nummer tre. Utviklingen i segmentet følges med stor glede også her.

- Vi ser en fortsatt styrking innenfor dypvannsmarkedet som er Odfjell Drillings største satsingsområde. Dette er selvsagt svært positivt for Odfjell Drilling, sier Sunniva L. Seterås, Communications Manager i Odfjell Drilling konsernet til Offshore.no.

dagratene stigerDagratene beveger seg nå opp mot 500.000 dollar på dypt vann. Først fikk Transocean-riggen, Discoverer Enterprise en kontrakt til 492.000 dollar dagen.

Like etter at denne saken ble publisert annonserte Pacific Drilling en treårskontrakt for sitt boreskip Pacific Mistral. Riggen skal jobbe for Petrobras i Brasil til en dagrate på rett under 460.000 dollar.

Dette er god betaling for en så lang kontrakt og et tegn på sterke tider for riggbransjen.

Men det er ikke bare internasjonalt butikken vil bli bra. Også her hjemme vil det være gunstig å tilby moderne rigger. Sjøberg forventer at Norge beholder sin posisjon.

- Med tanke på at det er gjort en rekke funn, Skrugard, Norvarg og Aldous, og at Statoil varsler aktiv leteaktivitet, har vi tro på et fortsatt godt ratenivå i Norge, sier Sjøberg.

Bygger seg inn i gigantmarketI årene fremover er det duket for enorm vekst i antall boreskip og behov for disse.


aker drilling har to boreskip av denne typen under bygging og som kommer i 2013.

odfjell drillings Deepsea Metro II.(FOTO: Odfjell Drilling)


OffSHORE & ENERGY

Velkomstbonus kr 1000,- ut året! Bli med i BlueBiz. Den enkleste måten å belønne ditt firma på.

BlueBiz er AIR FRANCE og KLMs bonusprogram for bedrifter som regelmessig bestiller reiser med AIR FRANCE, KLM og andre av våre samarbeidende flyselskaper. Registrer bedriften gratis og begynn å samle Blue Credits på hver enkelt reise. Du kan bruke Blue Credits på gratis flybilletter til hvem som helst i bedriften. Ikke nok med det, Flying Blue medlemmer tjener miles i tillegg til Blue Credits. BlueBiz leveres også med tidsbesparende online-verktøy og et bedriftsgjenkjenningssystem som sikrer problemfrie flyvinger for dine forretningsreisende – også i tilfelle forsinkelser eller kanselleringer. For gratis registrering nå, gå inn på www.airfrance.no eller www.klm.no

Å slenge en mynt i denne, vil ikke gi din bedrift gratis billetter. BlueBiz vil.

209x127.indd 3 2011-09-07 14.33

2013 er toppåret for levering av rigger. Hele 22 boreskip kommer på markedet da, viser tall fra Offshore.no.

naVn type sektor eier leier kontrakt til år/mnd dagrate kommentar

Aker Barents Semi Norway Aker Drilling Det norske 2014 7 $520 000 2 years opt.

Aker Spitsbergen Semi Norway Aker Drilling Statoil 2013 7 $570 000 + 2 years opt. x 5

Bideford Dolphin Semi Norway Dolphin Statoil 2014 1 $385 000 1 year opt.

Borgland Dolphin Semi Norway Dolphin Cons. 2014 1 $530 000

Borgsten Dolphin Semi UK Dolphin N/A 2011 10 $240 000 one well opt.

Bredford Dolphin Semi Norway Dolphin Lundin/Premier Oil 2013 11 $333 000 To Lundin jan. 2012

Byford Dolphin Semi UK Dolphin BP 2013 4 $324 000

COSL Pioneer Semi Norway COSL Drilling Europe Statoil 2012 6 $320 000 +2+2 years.

Deepsea Atlantic Semi Norway Odfjell Drilling Statoil 2014 8 $490 000 +1+2 years opts.

Deepsea Bergen Semi Norway Odfjell Drilling Statoil 2015 6 $320 000 LOI Three to five years from Jun.2012.

Energy Endeavour Jack Up Denmark Northern Offshore Maersk Olie og Gas 2012 4 $70 000 2 years opts.

Energy Enhancer Jack Up UK Northern Offshore Ithica/Perenco 2011 11 $70 000

Ensco 100 Jack Up UK Ensco E.On 2012 3 $130 000

Ensco 101 Jack Up UK Ensco Maersk 2012 3 $170 000 Plus one unpriced option

Ensco 102 Jack Up UK Ensco ConocoPhillips 2016 6 $200 000 Plus options.

Ensco 70 Jack Up Denmark Ensco Maersk, PA Resources, Tullow, RWE Dea 2012 10 $80 000

Ensco 71 Jack Up Denmark Ensco Maersk 2012 3 $80 000 1+1+1 years opt.

Ensco 72 Jack Up UK Ensco RWE/Shipyard/Maersk 2012 6 $80 000 1+1+1 years opt.

Ensco 80 Jack Up UK Ensco Tullow, Wintershall, Dana, Perenco, EOG 2013 2 $90 000 Wintershall Aug. to Dec. 2011

Ensco 92 Jack Up UK Ensco ConocoPhillips/E.On/RWE Dea 2012 7 $90 000

GSF Arctic III Semi UK Transocean ExxonMobil/Providence 2011 11 $254 000

GSF Galaxy II Jack Up UK Transocean GDF Suez 2012 05 $170 000

GSF Galaxy III Jack Up UK Transocean Nexen 2012 09 $110 000

GSF Monarch Jack Up Denmark Transocean Maersk Oil 2012 07 $93 000

Maersk Gallant Jack Up Norway Maersk Drilling ConocoPhillips 2014 4 2 year opt.

Maersk Giant Jack Up Norway Maersk Drilling Talisman 2012 04 $340 000

Maersk Guardian Jack Up Norway Maersk Drilling Talisman 2012 7 $295 000

Maersk Innovator Jack Up Norway Maersk Drilling ConocoPhillips 2017 2 2 year opt.

Maersk Inspirer Jack Up Norway Maersk Drilling Statoil 2015 1

Maersk Reacher Jack Up Norway Maersk Drilling BP 2014 6

Maersk Resilent Jack Up UK Maersk Drilling ConocoPhillips 2014 8

Maersk Resolute Jack Up Denmark Maersk Drilling Dong 2011 12

Maersk Resolve Jack Up Denmark Maersk Drilling Maersk Olje og gass, Noreco 2011 10 1 year opt.

Noble Al White Jack Up Holland Noble Drilling Total 2012 10 $100 000 Plus a six month priced opt.

Noble Byron Welliver Jack Up Denmark Noble Drilling Chevron/Centrica 2012 5 $91 000

Noble George Sauvageau Jack Up Germany Noble Drilling Wintershall 2012 12 $93 000 Plus opt.

Noble Hans Deul Jack Up UK Noble Drilling Shell 2013 2 $175 000

Noble J. Robertson Jack Up UK Noble Drilling Centrica 2012 3 $88 000

Noble Lynda Bossler Jack Up Holland Noble Drilling Dana (KNOC), Gaz De France, 2012 5 $105 000

Noble Piet van Ede Jack Up Holland Noble Drilling Gaz de France 2011 12 $86 000

Noble Ronald Hoope Jack Up Holland Noble Drilling Gaz de France 2011 12 $87 000

Noble Ton van Langeveld Semi UK Noble Drilling Centrica/Maersk 2012 1 $247 000

Ocean Guardian Semi Falkland Diamond Offshore AGR, Desire, Rockhopper 2011 11 $270 000

Ocean Nomad Semi UK Diamond Offshore "BG Intl. 2012 6 $230 000

Ocean Princess Semi UK Diamond Offshore Talisman/DODI 2013 8 $230 000

Ocean Vanguard Semi Norway Diamond Offshore Statoil 2013 6 $349 000 + opt.

Paul B. Loyd Semi UK Transocean BP 2013 6 $503 000

Polar Pioneer Semi Norway Transocean Statoil 2014 1 $503 000

Rowan Gorilla V Jack Up UK Rowan Total 2013 2 $160 000

Rowan Gorilla VI Jack Up UK Rowan BG 2013 10 $220 000

Rowan Gorilla VII Jack Up UK Rowan Apache 2012 5 $180 000

Rowan Stavanger Jack Up Norway Rowan Talisman Norway/Lundin 2016 12 $340 000

Rowan Viking Jack Up UK Rowan Total 2013 1 $220 000

Scarabeo 5 Semi Norway Saipem Statoil 2013 12 $399 000 1 year opt.

Sedco 704 Semi UK Transocean ADTI 2011 9 $417 000

Sedco 711 Semi UK Transocean Shell 2011 10 $419 000

Sedco 714 Semi UK Transocean Total 2012 12 $255 000

Songa Dee Semi Norway Songa Offshore Statoil 2014 6 $423 000

Songa Delta Semi Norway Songa Offshore Statoil 2015 2q $448 000

Songa Trym Semi Norway Songa Offshore Statoil 2015 7 $365 000 2x1 year opt.

Stena Carron Drill Ship UK Stena Drilling Chevron 2013 8 $515 000

Stena Don Semi Norway Stena Drilling Statoil 2014 01 $400 000

Stena Spey Semi UK Stena Drilling TAQA Bratani 2011 11 $355 000

Transocean Arctic Semi Norway Transocean Statoil/Rig Management 2014 1 $300 000 + 18 moths opt.

Transocean John Shaw Semi UK Transocean Enquest 2011 10 $246 000

rigloCator aktiVe rigger


OffSHORE & ENERGY


Deepsea Stavanger Semi Angola Odfjell Drilling BP 2013 2Q $450 000

Eirik Raude Semi Africa Ocean Rig Tullow 2011 11 $637 000

GSF Britannia Jack Up UK Transocean Stacked.

GSF Galaxy I Jack Up UK Transocean Stacked.

GSF Labrador Jack Up Holland Transocean For sale

GSF Magellan Jack Up Holland Transocean Stacked.

J W McLean Semi UK Transocean Stacked.

Jack Bates Semi Australia Transocean Hess 2012 4 $420 000 Moved to Australia.

Leiv Eriksson Semi Tyrkey Ocean Rig Borders & Southern Petroleum 2012 3 $540 000

Noble Scott Marks Jack Up UK Noble Drilling Saudi Aramco 2014 6 $213 000

Sedco 712 Semi UK Transocean Stacked

Transocean Rather Semi Angola Transocean ExxonMobil 2012 9 $428 000 Moved to Angola.

West Hercules Semi Norway Seadrill Statoil 2016 3Q $499 000

COSL Innovator Semi Norway COSL Drilling Europe Statoil 2019 11 $335 000 8 X 1 years opt. Under construction.

COSL Promoter Semi Norway COSL Drilling Europe Statoil 2020 1Q $335 000 8 years opt. Under construction.

COSL Target Semi Norway COSL Drilling Europe Under construction.

Island Innovator Semi Norway Island Offshore Under construction.

JA TBN1 Jack Up Norway Maersk Drilling Del. 4Q 2013

JA TBN2 Jack Up Norway Maersk Drilling Del. 4Q 2013

Rowan Norway Jack Up UK Rowan Xcite Energy 2012 6 $250 000

Scarabeo 8 Semi Norway Saipem ENI 2014 10 $460 000 Yard stay until 4Q 2011.

Statoil Cat B 1 Semi Norway TBA Statoil 2014

Statoil CAT D 1 Semi Norway Songa Offshore Statoil 2022 $428 000 Del. 2014

Statoil CAT D 2 Semi Norway Songa Offshore Statoil 2022 $428 000 Del. 2014

West Elara Jack Up Norway Seadrill Statoil 2016 10 $359 000 Four year otps.

West Linus Jack Up Norway Seadrill ConocoPhillips 2018 3Q $362 000 Del. 3q 2013

andre rigger

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


Transocean Leader Semi Norway Transocean Statoil 2015 2 $471 000 1 year opt.

Transocean Prospect Semi UK Transocean Nexen 2013 2 $245 000

Transocean Searcher Semi Norway Transocean BGw 2013 7 $422 000

Transocean Winner Semi Norway Transocean Lundin/Marathon 2013 11 $481 000

West Alpha Semi Norway Seadrill BG consortium/ExxonMobil 2013 4 $503 000

West Epsilon Jack Up Norway Seadrill Statoil 2014 12 $284 000 Plus 2 year opt.

West Navigator Drill Ship Norway Seadrill Shell 2012 12 $610 000

West Phoenix Semi Norway Seadrill Total 2015 1 $547 000 UKNS from Jan.12

West Venture Semi Norway Seadrill Statoil 2015 7 $440 000 2 x 1 year opt.

WilHunter Semi UK Awilco Drilling MPX 2011 12 $245 000 plus three well opts.

WilPhoenix Semi UK Awilco Drilling Hurricane/Antrim Energy 2011 12 $240 000 Four wells + 3 opt. wells

rigloCator forts. aktiVe rigger

www.iosintermoor.no

Anchors, Chain, Buoys,

Wire...

...Moor Equipment.

Did you know?

InterMoor has the largest stock of mooring equipment in the world.

InterMoor has developed and patented the Inter-M® Swivel.

InterMoor has introduced in-line tension monitoring with the Inter-M® Pulse.

InterMoor, an Acteon company, is the leading global mooring, foundations and subsea service company providing innovative solutions for rig moves, mooring services and offshore operations including engineering and design, survey and positioning, fabrication and subsea installation.

Visit Stand B2906

OTD Stavanger • 19-20 October

Visit us atOTD2011 StavangerHall B Stand 2911

Providing offshorecontainers & basketsaround the world• Dry goods containers • Mini containers• Half height containers • Cargo baskets• Open top containers • Closed mud skips• Tubular transportation frames

Built to DNV 2.7-1 / EN12079 Standard

Make us your first choice.

Contact Morten Smith: Tel: +47 51 64 79 00Ferguson Norge ASBygg 11 c/o Norsea Base4056 TanangerNorwayEmail: [email protected]

Norway: www.fergusonnorge.noUK: www.fergusonseacabs.comAustralia: www.fergusonseacabs.com.auSingapore: www.fergusonseacabs.com.sg

BS EN ISO 9001BS EN ISO 14001

OHSAS 18001

52

made in norway >>


Norsk leverandørindustri har en utenlandsomsetning på over 115 milliarder kroner i året og har en markedsandel i det globale offshoremarkedet på imponerende 14 prosent.

Og nå kan Statoils satsing på skifergass i USA åpne enda et nytt marked. Sammen med Intsok, inviterer selskapet nemlig interesserte leverandører opp på land.

- Statoil skal delta på et nettverksmøte i regi av Intsok i Houston i august. Vi vil der presentere vår strategi innenfor skifergass, hvordan vi ser utviklingen og hvilke krav og muligheter vi mener utviklingen kan innebære for leverandørindustrien, sier informasjonssjef Bård Glad Pedersen i Statoil til Offshore.no.

- Dette er en gylden mulighet for norsk industri til å lære mer om mulighetene som finnes i skifergass. Skifergass vil være viktig for USA, det

vil være viktig for Statoil, så det bør også være viktig for norske leverandører. Dette er nå man må hoppe ombord, sier John Hurter, som er Intsoks rådgiver i området.

Statoil har de siste årene bygget en solid gassposisjon gjennom sin deltakelse i skifergassområdet Marcellus i det nordøstlige USA og Eagle Ford i Texas. Ifølge Bill Maloneys presentasjon på selskapets kapitalmarkedsdag, er de to prosjektene blant de aller mest kostnadseffektive skifergassprosjektene i USA.

- Statoil øker produksjonen fra skifergass og vi forbereder oss for å kunne ta operatøransvar i Eagle Ford-området innen et par år. Vi mener det er positivt at norsk leverandørindustri, som er i verdensklasse innenfor en rekke områder, viser interesse for å være med å utvikle også skifergassindustrien videre, sier Glad Pedersen.

Bli med på skifergasseventyret

Intsok og Statoil vil ha offshoreleverandører med seg opp på land.



AGA - meeting your demands.AGA offer industrial, food preserving, medical and specialty gases, gas-related equipment, technical service and audits and safety trainings. We also offer transport and manifold racks in addition to 200 and 300 bar cylinders.

Gas-related equipment delivered by AGA is specially designed and approved for offshore applications. This means increased safety. Individual Cylinder Control (ICC) guarantee full traceability. Through our sister companies BOC in United Kingdom and Linde Gas Benelux in Netherlands, AGA can serve offshore customers along the Norwegian coast and in all countries around the North Sea. Therefore, we can promise fast, efficient delivery to all our offshore customers.

AGA – ideas become solutions.

www.aga.com

Visit us on OTD 18-20.

October, stand C-3111.

Offshoremarkedet i Mexicogolfen er blitt hardt rammet, først av finanskrisen, så av Deepwater Horizon-ulykken. Dette førte til nær en halvering av investeringer, fra 190 milliarder kroner i 2008 til rundt 100 milliarder i 2010.

260-milliardersmarked

- Men nå ser vi at veksten er tilbake, og det er venter at markedet vil øke til 170 milliarder i år og helt opp til 260 milliarder kroner i 2015, sier Intsoks John Hurter, som ser størst vekst innen boresegmentet - på grunn av flere subsea- og dypvannsbrønner.

Så hva har endret seg siden Macondo-brønnen løp løpsk? Alt, skal man tro Intsoks mann i Houston.

- Alt stoppet opp og industrien måtte finne nye

måter å tilnærme seg aktiviteten på. Først var alle opptatt av å finne årsaken til hendelsen, for så å få på plass nye metoder og prosedyrer som gjorde at man kunne komme i gang med boringen igjen. Dette har blant annet ført til en reorganisering av myndighetenes reguleringssystemer og nye krav til metoder, prosedyrer og utstyr som i sin tur vil endre hele verdikjeden, sier Hurter til Offshore.no.

styrket merkevaren norge

Flere enn 30 norske selskaper deltok i oppryddingen, både den praktisk og formelle, i etterkant av Macondo-ulykken. Hurter mener dette arbeidet har styrket den norske merkevaren i USA.

Ett eksempel er DNVs rolle som støttespiller til amerikanske myndigheter. Dette arbeidet har

vært ekstremt verdifullt, både for USA og industrien som helhet, sier han.

Krisesenter til Stavanger

Beslutningen om å legge et globalt krisesenter til Stavanger, underbygger Hurters oppfatning.

Som et direkte resultat av fjorårets storulykke, går nemlig ni selskaper sammen om å utvikle utstyr for å stenge blåsende brønner så raskt som mulig og for å se nærmere på ulike oppsamlingsløsninger.

- Prosjektet blir drevet fra Stavanger og vil ha rundt 50 ansatte, sier kommunikasjonsdirektør Svein Ildgrubben i Shell til Offshore.no.

Brønnresponsprosjektet er et samarbeid mellom BG Group, BP, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, Petrobras, Shell, Statoil and Total.

Dette har styrket merkevaren Norge


Hva har endret seg i Mexicogolfen? - Alt, ifølge Intsoks mann i Houston.

54

made in norway >>


Nå trenger kineserne norske løsninger

Det kinesiske offshoremarkedet er i endring. For norske leverandører er det spesielt tre endringer som åpner nye muligheter; økt utvinning, dypere vann og vekst blant kinesiske offshoreverft. Alle disse områder er i vekst og gir interessante muligheter for norske leverandører.

- Kinas offshorevirksomhet består per i dag i hovedsak av enkle installasjoner og FPSO-er på grunt vann. Utvinningsgraden er ikke spesielt høy, noe som delvis skyldes at det dreier seg om fragmenterte reservoarer samt tung olje, som er dyr å hente opp. Norsk leverandørindustri har teknologi i verdensklasse innenfor økt utvinning. Dette gir oss muligheter til å få innpass hos CNOOC, som fortsatt styrer store deler av offshorevirksomheten. Når industrien beveger seg over på dypere vann, vil det oppstå et større behov for subsea- og FPSO-løsninger, sier Håkon Skretting, Intsoks regiondirektør for Kina, til Offshore.no.

137 milliarder på fire årIfølge tall fra Rystad Energy er det ventet at det kinesiske offshoremarkedet vil være på rundt 137 milliarder kroner i perioden 2011-2014.

Samtidig begynner offshoreverftene å konkurrere om internasjonale prosjekter, sammen med selskaper som for eksempel WorleyParsons og Technip.

- Kina har et mål om å konkurrere med Korea om nybygg, og selv om man fortsatt er langt unna en slik posisjon, er det store og moderne verft som nå bygges opp og utvikles. De viktigste verftene ligger i Dalian, Yantai, Nantong og Shanghai. Her vil det være et marked for veldig mange norske leverandører mot flytere og rigger, for eksempel innen boreutstyr, vinsjer, pumper, livbåter og så videre. I oktober tar vi med oss rundt 20 norske bedrifter for å presentere disse for noen av de mest interessante kinesiske verft, sier Skretting.

behov for spesialutstyr- Hvilke deler av norsk leverandørindustri har størst mulighet til å lykkes i Kina?

- Teknologiselskapene som produserer spesialutstyr som kineserne ikke lager selv. Pumpene fra Framo er et godt eksempel, men Allign, TTS, Jotun, Glamox, Aker Solutions og Autronica er også blant selskapene som gjør det bra i dette markedet.

språk og kultur- Hva er de største utfordringene for norske selskaper som vil inn i Kina?

- Språk. Nordmenn er generelt dårlige i kinesisk. Og hos kineserne er engelskkunnskapene varierende. CNOOC har en del personer som behersker engelsk, men nedover i systemet er det verre. Samtidig er bedriftskulturen annerledes. I Vesten vil den som kan levere den beste løsningen til den laveste prisen, oftest vinne en anbudsrunde. I Kina er det ikke nødvendigvis slik. Tillit, relasjoner og tilstedeværelse kan være vel så avgjørende. Kineserne vil handle med folk de stoler på.

mener kopifrykten er overdrevet- Er det grunn til å frykte re-engineering og teknologikopiering?

- Ja, men denne frykten er likevel betydelig overdrevet. Dersom en forholder seg til oljeselskapene og de store verftene, er frykten relativt ubegrunnet. Oljeselskapene vil produsere olje, ikke kopiere teknologi. Verftene er i hovedsak opptatt av å sveise store konstruksjoner. Derimot kan enkle produkter lett kopieres dersom en lar private leverandørbedrifter få innsyn i produktene. Men det tar tid og ressurser å kopiere komplisert teknologi, og da faller mye av hensikten bort. Men det er samtidig viktig å være klar over at man kan trå feil og at det finnes noen som kanskje ønsker å kopiere. Mest utsatt er enkle produkter som selges i stort antall. Kompliserte produkter og integrerte løsninger er normalt ikke noe problem, sier Skretting.

Dypt vann, mer subsea og ambisiøse verft.



OFFSHORE & ENERGY

60 mariner-milliarder tilbake på skinner


Det familieeide Stavanger-selskapet har sikret seg leveranser av sin ROPS-teknologi, som fjerner behovet for ridebelteoperasjoner i moonpool-området, til to rigger som skal bygges ved det kinesiske Cosco-verftet.

- Det er sluttkunden som vil ha vår teknologi på riggen. Og her ligger både vår utfordring og vår sjanse; dersom alt er opp til verftet, blir alltid den billigste løsningen foretrukket, ikke den beste, sier hovedaksjonær og driftsdirektør Jostein Kvamme til Offshore.no.

Sub Sea Services er dermed tidlige ute i et marked som kan vise seg å bli gull for norske leverandører.

- Offshoreverftene i Kina begynner å konkurrere om internasjonale prosjekter, sammen med selskaper som WorleyParsons,

Technip og kanskje også Aker.

- Kina har et mål om å konkurrere med Korea om nybygg, og selv om man fortsatt er langt unna en slik posisjon, er det store og moderne verft som nå bygges opp og utvikles. Her vil det være et marked for veldig mange norske leverandører mot flytere og rigger, for eksempel innen boreutstyr, vinsjer, pumper, livbåter og så videre, sier sier Håkon Skretting, Intsoks regiondirektør for Kina, til Offshore.no.

Sub Sea Services har siden oppstarten for 22 år siden bygget seg opp som en problemløser og partner for boreselskaper på jakt etter løsninger og teknologi som kan gi bedre HMS, mindre nedetid og mer effektive operasjoner. Nå er Bernt Arne Breistein hentet fra Acergy for å ta selskapet opp og ut.

- Vi har lenge hatt planer om å hente en ny daglig leder som har spisskompetanse innen kommuniksjon og ledelse. Vi som har vært

lenge i selskapet er nok i overkant knyttet til teknikken og produktene, sier Kvamme.

- Vi er på jakt etter større markedsandeler og har planer om å etablere oss i Mexicogolfen og Brasil, der teknologien vår og behovet for service og vedlikehold av denne allerede er. I tillegg skal vi vokse hjemme og er på jakt etter rundt femti nye ansatte fordelt på våre kontorer i Stavanger, Kristiansund og Bergen. Det dreier seg kort sagt om å finne de rette folkene og de rette samarbeidspartnerne, sier den nye direktøren.

- Frykter dere kopiering av teknologien når dere nå skal ut i større målestokk enn tidligere?

- Det er alltid en generell bekymring som ikke bare gjelder i Kina. Men vi må bare sørge for å løpe fortere slik at vi ikke blir tatt igjen. Samtidig er det ingen grunn til å tro at et verft har en slik agenda, sier Breistein.

Kina vil utfordre Korea på nybygg. Da kan det dryppe på flere enn Sub Sea Services.

kaster seg på kinesisk verftsbølge

Feed-kontrakten til Aker Solutions markerer at Statoils omfattende Mariner-utbygging er tilbake på sporet igjen.

Det var i slutten av mars at Statoil satte bremsene på i utviklingen av det britiske Mariner-prosjektet etter at myndighetene økte skattene betydelig.

- Det er investeringene på feltene Mariner og Bressay sørøst av Shetland som nå legges på is. Her har Statoil planlagt investeringer på mer enn 60 milliarder kroner, sapressetalsmann Bård Glad Pedersen i Statoil den gang.

endret skatteregleneMen forrige uke løsnet det, da det britiske finansdepartementet lettet på skattereglene.

- I forrige uke fikk vi beskjed fra de britiske myndighetene om at den negative virkningen av skatteøkningen var nøytralisert, sier informasjonsdirektør, Jannick Lindbaek til Offshore International idag.

feed-kontraktenKontraktsverdien på topside-feeden er 125 millioner kroner og innebærer front-end engineering og design for Statoil på Mariner-feltet på britisk sokkel.

Studien vil bli levert sommeren 2012, da Statoil etter planen vil fortsette med den endelige investeringsbeslutningen.

- Vi er glade for å ha vunnet enda en topside feed-studie fra Statoil. Mariner-feltet

presenterer en spennende mulighet på britisk sokkel, som passer vår strategi om å øke vårt nærvær i Storbritannia ytterligere, sier Valborg Lundegaard som er executive vice president i Aker Solutions engineering-business.

oslo-arbeidEngineering og design arbeid vil bli utført av Aker Solutions ingeniør-hub i Oslo, sammen med ingeniører fra den boreteknologiske virksomheten i Kristiansand.

Øker i londonAker Solutions vil også å styrke sin britiske ingeniørkapasitet, ansette erfarne ingeniører til London-kontoret, som kan tilby framtidig støtte til Mariner-prosjektet.

Stor plattformleverandør i kundedisputt. Rammer også Yme-feltet i Nordsjøen.

tekst: ARILD GILJA [email protected]

56

made in norway >>


Norske leverandører eksporterer teknologi og tjenester for over 110 milliarder kroner hvert år, og økningen har vært eksplosiv. Men posisjonen som giganteksportør og verdens teknologiklekkeri, vil bli vanskelig, for ikke å si umulig, å beholde.

Les også: Skal bli like store ute som hjemme

http://www.offshore.no/nyheter/sak.aspx?id=29686

- Det er rett og slett ikke økonomisk ryggrad i prosjektene til å bære den videre teknologiutviklingen på den måten vi for eksempel har sett på Ormen Lange, Åsgard, Troll med flere, sier teknologidirektør Roy Ruså i Petoro til Offshore.no.

Og han får langt på vei støtte fra Intsok - organisasjonen som hjelper norske leverandører ut i de internasjonale markedene og dermed har hånden på pulsen til petroleumsindustrien globalt.

- Mange av de teknologigapene som skal lukkes i årene framover, skal lukkes andre steder enn på norsk sokkel. Og norsk industri vil møte økt internasjonal konkurranse fra selskaper som er til stede der dypvannsteknologien brukes, sier Gudbrand Wangen, Intsoks administrerende direktør.

Les også: - Produksjonen må flyttes ut

http://offshore.no/sak/-_Produksjonen_m%C3%A5_flyttes_ut

Norsk leverandør- og serviceindustri hadde i 2009 en andel på 14 prosent i verdens offshoremarkeder, og det er innen seismikk og reservoaranalyse vi gjør det aller best.

Intsok har satt som ambisjon at den internasjonale omsetningen i 2012 skal være like stor som omsetningen på norsk sokkel.

- Vi må i størst mulig grad ta vare på det

forspranget vi allerede har og selge på de teknologigapene som vi har tettet. Det gjør vi best ved å bygge organisasjoner som kan introdusere og selge teknologien i prioriterte markeder, sier Wangen.

Både han og Petoros teknologidirektør påpeker viktigheten av å finne nisjer - teknologi tilpasset norsk sokkel slik den framstår drøye 40 år etter funnet av Ekofisk, moden, utfordrende, men med betydelige muligheter.

- Vi kan fortsatt bli ledende på utvalgte teknologiområder. Eksempler på det kan være

løsninger for å gjøre boremål med små volumer lønnsomme, EOR eller havbunnsprosessering. På andre områder, så som dypt vann er det grunn til å tro at det er Brasil eller Mexicogulfen som vil dra denne utviklingen videre for de norske aktørene, ikke den hjemlige sokkelen, sier Ruså.

og;- Vi må heller ikke glemme at det fortsatt kan skje spennende ting i Norge, for eksempel i Barentshavet, som kan legge grunnlaget for nye teknologisprang, påpeker Wangen. agenda, sier Breistein.

Ikke økonomi til å beholde forsprangetNorsk sokkels posisjon som verdens teknologilab utfordres.


GET CONTROL OF YOUR PROJECTS

When managing projects, one requirement becomes apparent—the ability to instantly act on changes in the marketplace and within your ongoing projects. That’s why IFS Project-Based Solutions is a complete, integrated solution providing you with access to all information that is relevant today—not as it was reported two weeks ago. IFS Project-Based Solutions gives you total control of your projects, manages change and risk effi ciently, and provides real-time visibility into every detail of your projects.

IFS—FOR AGILE BUSINESSwww.IFSWORLD.com

IN REAL TIME.

Meet IFS at Offshore Technology Days 2011, 19-20 October in Stavanger.Visit us at stand 2702 in hall B.

IFS is one of the world’s leading providers of business software to the Oil & Gas industry. Today, more than 400 project-oriented companies use IFS Applications. IFS offers fl exible, component based projectdriven business solutions that manage the entire lifecycle of contracts, projects, assets and services. Customers include Technip, Semco Maritime, Hertel, Grenland Group, Babcock Engineering Services, Heerema Fabrication Group, Seadrill, Yantai Raffl es, Archer, Apply Sørco, Reinertsen Engineering, APL, Bergen Group Rosenberg, BWO Offshore, STX Europe, and Hamworthy Gas Systems.

58

made in norway >>


Brasil er stedet alle i oljebransjen drømmer om å bli stor i. En rekke storfunn gjør at det nå kappes om å vinne andeler i et marked med enorme muligheter.

Men myndighetenes krav om lokalt innhold gjør det tøft for norske leverandører, så vel som for lokale selskaper.

- Må etablere seg i Brasil

- Myndighetenes uttalte mål er å bringe lokalt innhold opp til 90 prosent innen 2020. Selv om en pragmatisk tilnærming til dette vil være uunngåelig på grunn av kapasitetsbegrensninger i det brasilianske markedet, er det liten tvil om at stadig flere utenlandske leverandører vil bli nødt til å starte produksjon i Brasil for å kunne være konkurransedyktige.

Det sier Erik Hannisdal Managing Partner i Inventure Management til Offshore.no.

Han jobber med å gi råd til selskaper som ønsker å vinne frem i Brasil og forteller at det foregår sterke diskusjoner for å få opp andelen av lokalt innhold i oljekontraktene.

- Det politiske presset er sterkt for å øke andelen varer og tjenester produsert i Brasil, og kravene til lokalt innhold er ambisiøse og voksende. Men det er Brasils eget, delvis statseide oljeselskap Petrobras som har vært den største synderen med tanke på å bryte kravene til lokalt innhold.

krangler om bøterHannisdal viser at reguleringsmyndigheten ANP (Det Nasjonale Petroleumsbyrået) har nettopp

ilagt Petrobras en bot på nesten 20 millioner dollar på grunn av for lavt lokalt innhold på prosjektene som ble utbygget i forbindelse med konsesjonsrunde 4 og 5, prosjekter som nå ferdigstilles.

Petrobras, på sin side, hevder at boten må “reklassifiseres”, siden det ikke fantes noe godt system for monitorering av lokalt innhold da kontraktene ble inngått.

- Dette, og andre hendelser, viser at regelverket fortsatt er umodent og uoversiktlig. Vi følger problematikken rundt lokalt innhold på nært hold fra Brasil, og vår oppfatning er at Petrobras vil komme til å måtte betale denne boten i en eller annen form, hvordan den nå enn “reklassifiseres”. Hvis det skjer, er det sannsynlig at Petrobras vil innskjerpe sine krav

krever 90 prosent lokalt innholdNorske leverandører kan vente seg strengere krav, tror Brasil-ekspert.


- norske bedrifter må etablere seg i Brasil for å kunne konkurrere i dette markedet, sier Brasil-ekspert Erik Hannisdal.

OFFSHORE & ENERGY


til dokumentering av lokalt innhold fra sine leverandører og underleverandører, deriblant mange norske virksomheter, sier Hannisdal.

Brasils Gruve- og Energidepartement, som er ansvarlig for oljeproduksjonen, har uttalt at de arbeider med et system som i tillegg til bøter for manglende lokalt innhold, kan gi bonus til leverandører som oppnår høyere lokalt innhold enn kravene.

Det kan være en gulrot for å få andelen opp til ønsket nivå på sikt.

- ingen enkle løsningerMen å finne en kortsiktig løsning på problemene er det ingen som kan.

- Det finnes ingen raske løsninger. Kapasiteten i den brasilianske industrien må bygges ut, og dette vil ta tid. Incentivene vil være sterke for

utenlandske leverandører til å etablere seg i Brasil for å muliggjøre en raskere oppbygning av en kapabel leverandørsektor til oljeindustrien. Det politiske presset for lokalt innhold vil sannsynligvis øke i takt med utviklingen av brasiliansk industri, sier Hannisdal.

Men løsninger finnes på lang sikt. Han lister opp fire punkter til hvordan kapasiteten til brasiliansk industri og tjenesteleverandører kan nå målene.

• Stabile juridiske og økonomiske rammefaktorer

• Massiv satsing på utdannelse (stor mangel på kvalifisert arbeidskraft)

• Reform av import/skattesystem

• forenkling av håndteringen av sertifisering for lokalt innhold

Det er fortsatt ikke mye uavklart når det gjelder å gjøre Brasil til oljenasjon. Det er blant store forskjeller på hvor mye lokalt innhold som kreves fra lisensrunde til lisensrunde.

Det som er sikkert er at myndighetene vil gjøre alt for å nå sitt ambisiøse mål om 90 prosent i 2020.

- Økende grad av lokalt innhold kreves etter hvert som brasiliansk industri utvikles og kan håndtere produksjonen. Hver auksjonsrunde for lisenser til oljeproduksjon har hatt høyere krav for lokalt innhold enn de foregående.

Myndighetenes mål er altså 90 prosent lokalt innhold i 2020, så kravene vil fortsette å øke, sier Erik Hannisdal.

graf som beskriver utviklingen i local content committment i lisensrundene fra 1999 (1ste runde) og fram til i dag:


sØrØst-asia, india og australia

Omsetning 2007: 24 mrd.


Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 165 mrd. dollar (Australia, India, Indonesia og Malaysia).

Antallet bedrifter med leveranser: 64

"Norske" prosjekter: Mye av omsetningen er knyttet opp mot leveranser av borepakker og annet utstyr til rigger og FPSO-er som bygges og konverteres, for eksempel Goliat FPSO.

Statoil har andeler i dypvannsblokkene Kuma og Karama utenfor Indonesia. Tre forpliktelsesbrønner er ventet boret innen utgangen av 2011.

Aker Solutions leverer subsea-kontrollkabler og tilhørende utstyr verdt 550 millioner kroner til Gorgon-prosjektet utenfor kysten av Australia.

angola, nigeria og resten aV Vest-afrika

Omsetning 2007: 7,5 mrd.



Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 120 mrd. dollar (Angola og Nigeria).

"Norske" prosjekter: Statoil er partner i åtte felter som bidrar med rundt 170.000 fat egenproduksjon per dag, hvilket i 2009 utgjorde 37 prosent av selskapets utenlandsproduksjon.

FMC leverer subseautstyr og -systemer verdt 3,1 milliarder kroner til Totals Clov-prosjekt.

uk og nordsjØen, utenom norge




Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 91 mrd. dollar (UK).

"Norske" prosjekter: Statoil har utsatt sin investeringsbeslutning på

60-milliardersprosjektene Mariner og Bressay på grunn av nye skatteregler. Selskapet er partner i de produserende feltene Schiehallion,

Jupiter og Alba i tillegg til flere letelisenser.

Agora Oil & Gas har en andel på 15 prosent i det spennende Catcher-funnet.

Aker Verdal bygger Clair Ridge-understell for BP verdt 1,7 milliarder kroner.

usa og Canada




Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 107 mrd. dollar (Mexicogolfen).

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

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

made in norWay - norsk oljeindustri i utlandet

OFFSHORE & ENERGY


made in norWay - norsk oljeindustri i utlandet

navlestrengen til Popeye-feltet.

brasil, Venezuela og mexiCo




Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: Cirka 165 mrd. dollar (Brasil og Mexico).

"Norske" prosjekter: Tre av fire Intsok-partnere vurderer Brasil som sitt viktigste utenlandsmarked.

Statoil er operatør på det brasilianske Peregrino-feltet, der blant andre FMC og Subsea 7 har sikret seg betydelige kontrakter.

Solstad Offshore er blant supply- selskapene som har sikret seg flere langtidskontrakter med Petrobras.

russland, aserbadsjan og kasakhstan




Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: 28 mrd. dollar (Russland).

"Norske" prosjekter: Statoil er partner på det russiske Kharyaga-feltet og i fase 1 av Shtokman, samt flere felter i aserbajdsjansk sektor av Kaspihavet.

FMC leverer undervannssystemer verdt 1,2 milliarder kroner til Kirinskoye-prosjektet, et subsea-til-land gass- og kondensatfelt utenfor Russlands stillehavskyst.

kina

Omsetning 2007: -



Forventet offshoremarked totalt de neste fire årene: 24 mrd. dollar.

"Norske" prosjekter: Statoil har et kontor som jobber for å utvikle nye kommersielle muligheter i landet.

Aker Solutions signerte i fjor sin første subseakontrakt med CNOOC, det statlige kinesiske oljeselskapet, for et subsea produksjonssystem til gassfeltet Yacheng.

FMC leverer subseatrær og tie-back verdt 480 millioner kroner til Liuhua 11-1-feltet i det sørlige Kinahavet.

Fakta: Glenn Stangeland

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


En kjempefordel å komme fra NorgeHundrevis av norske selskaper dominerte Europas største oljemesse.

Årets oljemesse SPE Offshore Europe i Aberdeen ble en kjempesuksess for de norske selskapene som deltok. Norge var det landet med tredje flest ustillere, kun UK og USA hadde flere stander. Over 150 norske selskaper hadde stand, men totalt dro flere tusen nordmenn for å besøke messen og pleie kontaktnett. Alle med mål om å vinne markedsandeler i utlandet.

Et av de norske selskapene var Norske Ventiler. De landet en storkontrakt med FMC under messedagene.

- I dag eksporterer vi om lag 50 prosent av vår omsetning på 40 millioner kroner. Vi har et mål om å doble omsetningen på fem år og opplever det som en kjempefordel å komme fra Norge. Alle standarder i Norge er internasjonalt godkjent og nordmenn har et godt rykte med tanke på høy moral, at vi hardtarbeidende og at vi holder det vi lover, sier managing director Kjell-Rune Brunborg til Offshore.no.


Kjell-Rune Brunborg fra Norske Ventiler

reportasje>>

OFFSHORE & ENERGY


Henriette Fennely, Frank Soltvedt og Bjørnhild Haraldsvik fra Bring.

Siemens var representert med en spektakulær stand. Her repre-sentert ved Henrik Madsen.


FAKTA

• SPE Offshore Europe

arrangeres annet hvert år

• Er Europas største oljemesse

• Messen ble besøkt av 48.575

personer

• Over 1.500 utstillere totalt

• Over 150 norske selskaper

Åsbjørn Dysvik, General Manager i Rena Technology AS presenterte ny teknologi under messen.

Sales and market manager Hugo Øyen i Aker Midsund.

reportasje>>

OFFSHORE & ENERGY


Sales and market manager Hugo Øyen i Aker Midsund.


Mike Pedersen, Managing Director i Norway2UK har laget en app til Iphone og Ipad som skal knytte norske og britiske selskaper sammen.

reportasje>>

OFFSHORE & ENERGY


Alf Johannes Hansen i CAN Technology er forhandler av Belzona-produkter i Norge og ser et stort marked i Norge.

the global oil and gas network

.no

Registrer deg i nettverket på offshore.no

Samarbeidspartnere:

Detaljert program og påmelding: www.npf.no

Sikkerhet

NPF konferanse 10. til 11. november

Marinteknologi

Macondo-ulykken påvirker også norsk olje- og gassvirksomhet. Mange er skeptiske til industriens evner til å ta tilstrekkelig vare på miljøet, noe som kommer særlig til uttrykk ved åpning av nye områder med sårbar natur. Hvordan reagerer vi som industri på dette? Hva har vi lært og hvordan påvirker ulykken

leteboring, sikkerhet, anvendelse av ny teknologi, prosjekter og marineoperasjoner? Velkommen til to interessante konferansedager der disse problemstillingene står sentralt.

Henrik HannusLeder av programkomiteen

P.O. BOX 220N-4098 TANANGER,

NORWAY

THE 9TH NORWEGIAN OPERATOR'S CONFERENCE IN STAVANGER 23 - 24 NOVEMBER 2011

Norwegian Operators Conference ble startet i 2003 og er bevisst lagt til slutten av november, da de fleste operatørselskapene på norsk sokkel har utarbeidet sine budsjetter og er klar til å presentere planer for det kommende året. Over halvannen dag får man dermed en konsentrert fremstilling over utfordringer og muligheter på norsk sokkel.

I år er konferansen definitivt i optimismens tegn, med storfunnene Avaldsnes og Aldous Major South og sine kanskje over 1.2 milliarder fat olje som bakteppe. Interessant er at både Statoil og Lundin skal holde innlegg på konferansen, og det samme skal partnerne Petoro og Det norske. Kanskje får man en frisk diskusjon om operatørskap?

NOC konferansen trekker vanligvis rundt 300 deltagere på meget høyt nivå i oljeselskaper og leverandørindustri, og er betraktet som et must for alle som vil følge med hvilke forretningsmuligheter som presenterer seg på norsk sokkel i tiden som kommer

KONFERANSEN GÅR 23-24.NOVEMBER PÅ SCANDIC STAVANGER FORUS, OG ER I SIN HELHET PÅ ENGELSK.

>> MØT OPERATØRENE PÅ NORSK SOKKEL

For informasjon og påmelding: www.offshore.no/noc

Uniteam Vest - Norway www.uniteamoffshore.com +47 406 46 383

Offshore Containers & Modules

Uniteam is an international company originating from Norway. Uniteam Group has its headquarters in Norway, with offices in Sweden, the Netherlands, Poland, China, and India, as well as agents in a number of other countries. Our products includes offshore and on-shore containers as well as turn-key solutionssuch as H2S Shelters. We provide standard, spe-cialized and tailored containerscertified in accordance to DNV 2.7-1 or EN12079 to clients worldwide.Uniteam’s pressurized modules is built in according to standard DNV 2.7-1 and DNV 2.7-2,with A 60 fire rated panel and ex-proof apparatus for working in hazardous ZoneI/II.ndards. Our quality control team follows up suppliers and the production toensure that the products are compliant with technical standard required.

Uniteam.indd 1 23.09.11 16.34

Stavanger Forum Exhibition Centre, Stavanger 19th - 20th October 2011

Essential guide to OTD2011 Stavanger

Organised by:

Over 320 suppliers of the latest technology and service development covering every discipline will exhibit at OTD2011 Stavanger

NORWAYS LARGEST ANNUAL OIL, GAS AND ENERGY EXHIBITION

Register for your FREE entrance badge: www.offshoredays.com

Official Media Partners:

NORWAYS LARGEST ANNUAL OIL, GAS AND ENERGY EXHIBITIONOTD2011 STAVANGER exhibition attracts audience of engineers, technical specialist, industry leaders and experts to share ideas and innovations from the Norwegian continental shelf.

In 2011 the Offshore Technology Days is held for the 11th consecutive year. Over the last four years the exhibition has been the largest annually Norwegian oil show. With a maximum capacity of 320 stands the exhibition has been completely sold out and with long waiting lists.

OTD2011 STAVANGER is a mulitfaced event for continues learning, showcasing and innovation, solutions and tools required to complete in an accelerating technology race in an increasingly complex business.

Over 320 suppliers of the latest technology and service developments covering every discipline will exhibit at OTD2011 STAVANGER

over 110 suppliers of Drilling/Subsea and Completions products and solutions

over 60 suppliers of Modification and Construction products and solutions

over 80 suppliers of Operations and Production products and solutions

over 50 suppliers of Engineering and Personnel products and solutions

MEET AN INTERNATIONAL BASE OF SUPPLIERS PRESENTING PRODUCTS AND SOLUTIONS

• Austria• Belgium• Brazil• Canada• China• Denmark• England

• Finland• France• Germany• India• Iran• Italy• Malaysia

• The Netherlands• Nigeria• Norway• Poland• Scottland• Singapore• South Africa

• Spain• Sweden• Switzerland• Turkey• Ukraine• United Kingdom• United States


Young Professionals Attending*

850 (32% increase since 2010)

description from otd2011 staVanger

Total area, sq.mExhibiting companiesNon-Norwegian exhibitorsVisiting contriesExpected number of visitors

10.000320273115 - 20.000

OTD2010 Bergen was the largest in OTD`s history. It saw record breaking attendance and over 210 exhibiting companies and over 25 co events.

92% have exhibited for more than 5 years in a row

84% believe that the OTD fair is visited by qualified visitors

80% made new contacts through the OTD exhibition and the OTD Network events

54% expect sales of specific leads from the OTD exhibition

FACTS AND FIGURES

Expected Visitors*

15-20.000 (19,3% increase since 2010)

Exhibitors With Stands*

320 (53% increase since 2010)

Network and Technical Sessions*

35-40 (32% increase since 2010)


OTD OVERALL PROGRAM

OTD EXHIBITION

09.00-17.00

Stavanger Forum

OTD YOUNG PROFESSIONALS

OTD RECRUITMENT LOUNGE

09.00-16.00

Stavanger Forum Conference

Center Hall K


OTD GUIDED TOURS

10.00-15.00


Center Hall K

OTD SEMINARS

FMC SUBSEA SCHOOL

09.00-15.00


Center Hall A

WEDNESDAY THE 19th OCTOBER

OTD EXHIBITION

09.00-15.00

Stavanger Forum


OTD RECRUITMENT LOUNGE

09.00-15.00


Center Hall K


OTD STUDENT SEMINARS

10.00-15.00


Center Hall A


OTD SPEED INTERVIEW

10.00-15.00


Center Hall A

THURSDAY THE 20th OCTOBER

OTD OPENING CEREMONY

20.00-22.00

Hall Toll

Stavanger Centrum

TUESDAY THE 18th OCTOBER



OTD SEMINARS

TOTAL E&O NORGE AS AND

ACHILLES JQS

10.00-11.30


Center Hall A

OTD SEMINARS

STAVANGER CHAMBER OF

COMMERCE AND FORNYBAR

STAVANGER

13.00-14.30


Center Hall A

OTD OCTOBERFEST

18.30-23.00

Stavanger Forum Hall E

OTD NIGHT SESSION

22.00-02.30

Hall Toll

Stavanger Centrum


OTD GUIDED TOURS

10.00-15.00


Center Hall K

OTD SEMINARS

FMC SUBSEA SCHOOL

09.00-15.00


Center Hall A

OTD CLOSING CONSERT

19.00-02.30

Hall Toll

Stavanger Centrum

exhibition show hours

Wednesday, 19 October 09.00-17.00

Thursday, 20 October 09.00-15.00

75% keep up to date with the industry/What’s new57% maintain network/acquire new contacts43% meet the entire industry/get a total overview39% keep up to date with technical solutions36% become inspired and get new ideas26% meet current suppliers

VISITOR’S OBJECTIVES IN ATTENDING OTD2010 BERGEN

OTD EXHIBITIONOver 300 suppliers of the latest technology and service developments covering every discipline will exhibit at OTD2011 STAVANGER.

Exhibition show hoursWednesday, 19 October 09.00-17.00Thursday, 20 October 09.00-15.00


92% has been exhibitors for more than 5 years84% thinks that their stand was visited by relevant people80% acquired new and relevant contacts at the show54% expects sales from concrete leads76% is very/quite satisfied with the show84% is very/quite satisfied with the Octoberfest

STATISTICS FROM OTD2010 BERGEN TELLS US THE FOLLOWING ABOUT THE EXHIBITOR

MANY OF THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF`S MAJORS SUCH AS


• Schlumberger• Statoil Lubricants• Siemens • Conoco Phillips • DNV• Gdf Suez• Total

• fabricom • Weatherford • fMC Technology• Total • Halliburton • ABB• Aibel

• Aker Solutions • Bergen Group • CAN • COSL Drilling• ENI Norge • Gassco• Grenland Group

• Subsea 7• Apply• Technip • AGR• Wärtsila • Oljedirektoratet• Oceaneering AS

The combination professional content and social gathering is important in order to do business in Norway. Therefore the networking part of OTD is very important.

OTD NETWORKING - we are hosting 7000 in 3 days

OTD OPENING CEREMONY More than 750 guests will attend the OTD Opening Ceremony.

We are the NCS - Opening Ceremony is a network event for exhibitors and anyone related to the oil-, gas- and energy industry.Offshore Media Group and partners invite exhibitors and others to a networking event in a quiet environment the evening before the OTD show starts. Participants will be offered food and drinks. Everything has been facilitated to ensure a great networking event, and a calm start to a busy week. We are the NCS - Icebreaker was first held in 2009, and was a great success.

Tuesday the 18th of Oct. 20.00-22.00

OTD NETWORKING IS PROUDLY PRESENTED BY

OTD Closing Consert

OTD OCTOBERFESTMore than 2,300 guests will attend the 11th Octoberfest, a traditional Bavarian event.

The Octoberfest is the legendary party on the evening between the two exhibition days, and is reserved for exhibitors and invited guests only. In a festive atmosphere the participants will be served beer, traditional German food and excellent entertainment. However, the program is as always a secret.

Wednesday the 19th October18.30-23.00

Organised by Opening Ceremony sponsor Octoberfest sponsors Night Session sponsor


the global oil and gas network

.no


OTD NIGHT SESSIONSMore than 1,700 guests will attend the Night Session, Lounge and Concert.

A networking event in the wake of the OTD Octoberfest. Here you will be able to continue the good dialogue in the lounge in a quiet environment, or you can choose to attend the concert.

Wednesday the 19th October 22.00-02.30

At OTD2011 STAVANGER you will get the opportunity of participating in different networking events. For three entire evenings you will be able to enjoy fantastic culinary experiences, music and entertainment provided by top Norwegian and International artists. The events have a high quality in general, and attract between 250 and 2300 participants.

OTD CLOSING CONSERTMore than 1,700 guests will attend the 6th OTD Concert.

For the sixth consecutive year there will be a concert marking the end of OTD. This is where you meet old friends, colleagues and your new contacts for the legendary ending to OTD.

Thursday the 20th October 19.00-02.30

We wish to invite graduating students to be a part of OTD Young Professionals and participate in Norway’s largest recruitment arena within oil, gas and energy. By participating you will be able to attend several optional activities.

Offshore Technology Days (OTD) is Norway’s largest annual trade show within oil, gas and energy, with around 270 exhibiting companies and between 15-20,000 visitors. The show has a national focus and works under the slogan

“We are the Norwegian Continental Shelf”.

OTD is held for the 11th time in a row and cooperates this year with, among others, Greater Stavanger, Stavanger Næringsforening (Stavanger Chamber of Commerce & Industry) and University of Stavanger, in order for the event to become as good as possible. OTD Young Professionals and Offshore Technology Days (OTD) will be arranged at Stavanger Forum the 19th-20th of October 2011.

OTD YOUNG PROFESSIONALS’ vision is to build bridges between companies within the oil-, gas- and energy sector, and students with relevant education for this industry. The recruitment event is limited to 34 participating companies. Between 600 - 850 participating students from the entire Norway are expected. The event will focus on graduating students within relevant fields of study, but will also be open for young employees within the oil-, gas- and energy sector.


PARTICIPATION FOR STUDENT

Stavanger University SPE Student Chapter


Recruitment Lounge

Student Seminars

Guided Tours

Speed Interview

During OTD YOUNG PROFESSIONALS a separate area will be dedicated to giving students and current employees in the industry the opportunity of introducing themselves to the companies. The lounge will be divided into stands which will create the right atmosphere in the nation’s largest recruitment arena within oil, gas and energy. Recruitment Lounge will be open to all visitors during OTD,

but the focus should be directed towards students and young employees.

When

Wednesday 19th October, 09.00- 15.00

Thursday 20th October, 09.00 - 15.00

Student seminars are professional seminars where students and young employees are introduced to what it is like to work within the different fields after completed studies. The professional seminar is not a recruitment arena, but should be based on technical content, experiences and advice connected to study options.

The seminars will open with a double session with an

introduction to the Petroleum industry. The speaker for this presentation is not jet decided. After This session there will be room for 10 sessions of a 20-25 minute length. The ordering of the topics will be made in such way that it follows a natural or chronologic development. The presentations may as well be shorter that 20 minutes, therby adding room for questions to the speaker.

Students within relevant fields of study will be divided into groups and lead to companies which are exhibiting at the OTD show or the Recruitment Lounge. Here companies will be able to show technical solutions used in operations

and/or present projects of great current interest. This way the companies will get the opportunity to present themselves as an attractive future employer for tomorrow’s assets.

During the Recruitment Lounge the companies will be able to arrange speed interviews with potential candidates. There will be designated rooms where the companies can reserve space for carrying out interview rounds related to summer jobs, Bachelor-/Master-/PhD theses, trainee

programs and/or new employments.

Example of requirements: Last year student, studies mechanical or petroleum engineering, min. average grade C.

IN DNV OUR MAIN ASSET IS OUR PEOPLE

Marianne Hauso is Regional Manager in DNV. She also heads up DNV Energy Solutions which is DNV’s consulting unit in Norway. Marianne Hauso speaks with enthusiasm about the development of DNV, DNV’s role in the oil & gas industry and why DNV is main sponsor for OTD Young Professionals:

DNV started out in 1864 with a mandate to ensure safety in the Norwegian Merchant Fleet. From this starting point DVV has developed into a leading provider of services for managing risk with 300 offices in 100 countries. We are one of the biggest classification societies both for ships and for offshore rigs as well as a major player in management system certification across industries.


DNV proudly presents young professionals

To E39 / City centre

Mosvatnet

Rogaland Art Museum

First Hotel Alstor

Sandnes

To Stavanger Airport, Sola / Tananger

OTD SEMINARS


OTD OCTOBERFEST

ENTRANCE / REGISTRATION

BUS


Networking events:OTD OPENING CEREMONY: 18 October 20:00 - 22:00OTD NIGHT SESSION: 19 October 23:00 - 02:30OTD CLOSING CONCERT: 20 October 19:00 - 02:30

Rica ForumHotel

Exhibition Opening hours:19 October: 09:00 - 17:0020 October: 09:00 - 15:00

Place: Hall Toll, Skansengaten 2, 4006 Stavanger Centrum

EXHIBITION

EXHIBITION

TAXI

HElICOpTER lANdING

STAVANGER FORUMpRESS CENTRE

H

OUTdOOREXHIBITION

OUTdOOREXHIBITION

R


Main sponsor

Organised by Young Proffesional sponsorOpening Ceremony sponsor Octoberfest sponsors Night Session sponsor

Supporters

OTD ORGANIZATION PARK

OTD ROLLUP PARK

OTD SPEEDNETWORKING

EXHIBITION, SEMINARS & HOTELS

To E39 / City centre

Mosvatnet

Rogaland Art Museum

First Hotel Alstor

Sandnes

To Stavanger Airport, Sola / Tananger

OTD SEMINARS


OTD OCTOBERFEST


BUS


Networking events:OTD OPENING CEREMONY: 18 October 20:00 - 22:00OTD NIGHT SESSION: 19 October 23:00 - 02:30OTD CLOSING CONCERT: 20 October 19:00 - 02:30

Rica ForumHotel

Exhibition Opening hours:19 October: 09:00 - 17:0020 October: 09:00 - 15:00

Place: Hall Toll, Skansengaten 2, 4006 Stavanger Centrum

EXHIBITION

EXHIBITION

TAXI

HElICOpTER lANdING

STAVANGER FORUMpRESS CENTRE

H

OUTdOOREXHIBITION

OUTdOOREXHIBITION

R


X

X

A Comfort Square HotelB Victoria HotelC Myhregaarden HotelD Skagen Brygge HotelE Comfort Hotel StavangerF Thon Hotel MaritimG Park Inn StavangerH Rica Park Hotel I Radisson Blu Atlantic HotelJ Clarion HotelK RadissonBlu Royal HotelL Rica Forum HotelM Solborg B&BN First Hotel AlstorO Viste Strand HotelP M/S GannQ Smart Hotel ForusR Hotel SverreS Quality Hotel ResidenceT Thon Hotel SandnesU Sola Strand HotelV NMS StrandleirenW Quality Airport HotelX Rica Aioort HotelY St.Svithun HotelZ Hummeren Hotel

ONSFESTIVAL

X

X

A Comfort Square HotelB Victoria HotelC Myhregaarden HotelD Skagen Brygge HotelE Comfort Hotel StavangerF Thon Hotel MaritimG Park Inn StavangerH Rica Park Hotel I Radisson Blu Atlantic HotelJ Clarion HotelK RadissonBlu Royal HotelL Rica Forum HotelM Solborg B&BN First Hotel AlstorO Viste Strand HotelP M/S GannQ Smart Hotel ForusR Hotel SverreS Quality Hotel ResidenceT Thon Hotel SandnesU Sola Strand HotelV NMS StrandleirenW Quality Airport HotelX Rica Aioort HotelY St.Svithun HotelZ Hummeren Hotel

ONSFESTIVALComfort Square Hotel

Victoria HotelMyhregaarden HotelSkagen Brygge HotelComfort Hotel StavangerThon Hotel MaritimPark Inn StavangerRica Park HotelRadisson Blu Atlantic HotelClarion HotelRadissonBlu Royal HotelRica Forum HotelSolborg B&B

First Hotel AlstorViste Strand HotelHall TollSmart Hotel ForusHotel SverreQuality Hotel ResidenceThon Hotel SandnesSola Strand HotelNMS StrandleirenQuality Airport HotelRica Aioort HotelSt.Svithun HotelHummeren Hotel

absdefghijklm

nopQrstuVWxyz

Accommodation

pbd

i

e

networking events:OTD OPENING CEREMONY: 18 October 20:00-22:00OTD NIGHT SESSION: 19 October 23:00-02:30OTD CLOSING CONCERT: 20 October 19:00-02:30Place: Hall Toll, Skansengaten 2, 4006 Stavanger Centrum

exhibition opening hours:19 October: 09:00 - 17:0020 October: 09:00 - 15:00

1STOPGROUP

aAAK GROUP ASABB ASACAPO ASACHILLESACOADEPT SOLUTIONS ASADVANCED TECHNOLOGY VALVE SPAADVANTECAF DECOM OFFSHOREAGA ASAGRAIBEL ASAIR LIQUIDE OFFSHORE ASAKER DRILLINGAKER SOLUTIONS DRILLING TECHNOLOGIESAKER SOLUTIONS/AKER SUBSEA ASALBATROSS SERVICESALF I LARSEN ASALFSEN & GUNDERSONALVØEN ASAMITEC ASANSYS SWEDEN ABAPPLY CAPNOR ASAPPLY SØRCO ASARVID NILSSON ASASEONASK SAFETY ASASTRUP ASAUTRONICA FIRE & SECURITY ASAXFLOW AS

bBALSEAL ENGINEERING EUROPEBANDAK GROUPBARTEC TECHNOR ASBECHER MASKINERINGBERGEN GROUP ROSENBERGBERGEN NæRINGSRÅDBIS INDUSTRIERBREDENGENBRING CARGO ASBSAFE ASBUSCH VAKUUMTEKNIKK ASBUSINESS REGION BERGEN

CCAN ASCAN TECHNOLOGY ASCARGOTEC NORWAY AS.CARL STAHL ASCASTROL OFFSHORECAVOTEC NORGE ASCERTEX NORGE ASCONCEPT STEELS LTDCONSULT SUPPLY ASCOSALT OFFSHORE NORWAYCOSL DRILLING EUROPE AS

dDACON ASDACON ASDANFOSS POWER ELECTRONICS A/SDANISH MARINE & OFFSHORE GROUPDATA RESPONS ASDATAPLAN GROUP AS

DEIFDELFI DATA ASDELL A/SDEPRO ASDGS ASDRAMMEN YARD AS

eE INNOVATIONEDREIDE MARINE TECH ASELTECO ASEMS KONSULTENDRESS+HAUSER ASENERGY PIPING ASENI NORGE ASEQHUBESSENTICONEURO OFFSHORE AS

fFALCK NUTEC ASFERDINAND MOTOR ASFERGUSON NORGE ASFLEX COILFLUID CONTROL ASFLUIDHOUSE OYFMC TECHNOLOGIES ASFOLK ASFORUS ELEKTRO AUTOMATIKK ASFRANzEFOSS GJENVINNING ASFUGLESANGS LTD. ASFUGRO SURVEY ASFURMANITE AS

gGASSCOGENERAL INDUSTRY SYSTEMSGLYNWEDGMC HVACGOODTECH PROJECTS & SERVICESGPA FLOWSYSTEMGREATER STAVANGERGRENLAND GROUPGROVE-KNUTSEN & CO AS

hHAMILTON PEOPLEHANDELSHØYSKOLEN BIHBC RADIOMATIC NORGE ASHEADHUNT OIL & GAS RECRUITMENTHELIMESH A/SHEXAGON METROLOGY SERVICES LTDHINNA BASE ASHITEC PRODUCTS/ANzETT ASHOLBERG TRAVEL ASHVAC SOLUTIONSHYDRATIGHT NORGE ASHYDRAULIKK COMPETANCE ASHYPTECH ASHYTECH PERSONNEL ASHYTORC NORGE AS

iIFSIK STAVANGER ASIKM TESTING

IMC DIVING ASIMENCO ASINCONTROL ASINDUSTRIUTVIKLING VEST ASINGENIØR COMPAGNIET / ADECCOINNOVAR SOLUTIONSINNOVASJON NORGE ROGALANDINSPECTA ASINVENTAS PRODUKTDESIGN ASIOS INTERMOOR AS

jJAMES WALKER SPSJERGO ABJOHN CRANE NORGEJSC Hampidjan Baltic

kK.LUND OFFSHOREKAEFER ENERGYKJæTTINGFABRIKKEN ASKNM HYDRAULIKK ASKOLBERG CASPARY LAUTOM ASKONGSHAVN INDUSTRI ASKYSTDESIGN AS

lLANGSET ASLEICA GEOSYSTEMS ASLEKANG MASKIN ASLEMO NORWAY ASLEVATOR OYLEWA ASLOGI TRANSLOGI TRANSLöNNE SCANDINAVIA AS

mMACARTNEY NORGE ASMARITIM SERVICE ASMARITIME COLOURS ASMARWIN GROUPMASKIN K LUNDMAXIMATOR ASMECHANICA AS MENTO ASMERA ASMETECO OYMETIER ASMODULE SOLUTIONS & SYSTEMS ASMONGSTADBASE ASMULTCONSULT ASMULTICONTROL ASMUNDAL SUBSEA AS

nNATIONAL INSTRUMENTS NORGE ASNCANECONNG INDUSTRINORDISK HØJTRYK A/SNORGREN A/SNORSAFE ASNORSKE BACKER ASNORWEGIAN PIPING ASNOSEFONSE GRUPPEN

OTD EXHIBITOR LIST*EXHIBITORS HALL B, C & OUTDOOR STANDS

NTOS ASNURMI CYLINDERS OY

o OCEAN RISER SYSTEMS ASOCEANEERING ASODDA PLAST ASOEM AUTOMATIC ASOFFSHORE DENMARKOFFSHORE MEDIA GROUPOLYMPUS NORGE ASOME AS /KOSO KENT INTROLOMNI SAONIX ASONSOPTIPUMP ASORANGE OFFSHOREOTTO OLSEN

p PANASONICPARKER HANNIFIN ASPARKER HANNIFIN ASPATENTSTYRETPEPPERL+FUCHS ASPHOENIX CONTACT ASPINOVO ASPIPELINE SERVICE OPERATIONS ASPLEXX ASPMC SERVIPON POWER SCANDINAVIAPROMINEO ASPROSERV ASPROSESSMETALL ASPUMP SUPPLY ASPUMP TECH AS

QQ-STAR ENERGY A/SQUICKFLANGE NORWAY AS

rR. TEIGE ELEKTRO ASRADØYGRUPPEN ASRECONDCONCEPT ABRED ROOSTER NORGE ASRENA TECHNOLOGY ASRK OFFSHOREROLFSEN & JUELL ASROSS OFFSHORERUFO TRANSPORTKASSER AS

sSAFRAN SOFTWARE SOLUTIONS ASSCAN TECH ASSCANDINAVIAN FITTINGS & FLANGES A/SSCANEL INTERNATIONAL A/SSCANMATIC ASSEAL-JET NORGE ASSEC ASSEPRO TECHNOLOGY ASSHORECONNECTION INTERNATIONAL ASSI-KA-TEC GMBH ENGINEERING COATINGSIEMENSSIMEX ASSMB ODDASMED T. KRISTIANSEN AS

SOLBERG & ANDERSEN ASSOLID VEDLIKEHOLD ASSOLUDYNESP-TOOLS ASSTAHL-SYBERG ASSTANGELAND GLASSFIBER PRODUKTER ASSTATOIL LUBRICANTSSTAUBO ELEKTRO-MASKIN ASSTAVANGER CHAMBER OF COMMERCESTOKVIS TAPES NORWAYSTRUKTURPLAST ASSUB SEA SERVICES ASSUBSEA 7SULzER PUMPS NORWAY ASSVAFASSVERDRUP HANSSEN SPESIALSTÅL ASSYSTEMTEKNIK

tT BRUVIK ASTEAMTRADE ASTECHNIA / DASSAULTTECHNIP NORGETEKSALTESS ASTOOLS VEST ASTORGY MEK. INDUSTRI ASTRAC ID SYSTEMSTRANBERG ASTRELLEBORG OFFSHORE NORWAY ASTRIO OILTEC SERVICESTYCO VALVES & CONTROLS NORWAY

uUMOE SCHAT HARDING SERVICES AS

VVEST NæRINGSRÅDVESTPAK ASVESTTEKNIKK ASVICTORIA ASVIKING MOORINGSVINK NORWAY ASVISCO ASVISMA SERVICES NORGE ASVOCA AS

WWAGO NORGEWäRTSILA NORWAY ASWATECH ASWELLPARTNER ASWENAAS ASWESTCON GROUP ASWINDING TECHNOLOGY AS

xXAIT AS

aABBAGR PETROLEUM SERVICES

AIBELAKER SOLUTIONSA PRESSENARCHER

b BERGEN GROUP

CCONOCOPHILIPS

dDET NORSKE VERITAS

fFABRICOM GDF SUEzFMC KONGSBERG SUBSEA AS

gGDF SUEz E&PGE OIL&GAS

hHALLIBURTONHEADHUNTER AGENCY

iINGENIØR COMPAGNIET KAEFER ENERGYMI SWACO

m MOLLIER

oOCEAN INSTALLEROCEANEERINGODFJELL DRILLINGOLJEDIREKTORATET

s SAFETEC NORDIC ASSCHLUMBERGERSIEMENS ASSINTEF PETROLEUM RESEARCHSMITH SERVICESSONGA OFFSHORESUBSEA 7

t TECHNIP NORGETOTALTRELLEBORG

W WEATHERFORD


EXHIBITORS OTD YOUNG PROFESSIONALSHALL K

*EXHIBITOR LIST CORRECT AT TIME OF PRINT

Opening Times

Wednesday 19th October

Thursday 20th October

Exhibition

09.00 - 17.00

09.00 - 15.00

WELCOME TO STAVANGER AND THE 11TH OTDIt is a pleasure for me to greet all Norwegian and international delegates to the 11th Offshore Technology Days in Stavanger October 18th -20th 2011.

Being Norway´s indisputable oil capital, Stavanger has welcomed the oil industry since its early start in the 1960´s and is in its sixth decade still a driving force, facilitating among other things one of the largest global oil shows; the bi-annual Offshore Northern Seas (ONS).

This year Stavanger is proud to be housing the annual Offshore Technology Days for the very first time. The exhibition covers some 10.000 sqm in Stavanger Forum. An estimated 12.-15.000 visitors is expected to visit the 300 exhibitors, who range from large oil companies to the smallest of niche suppliers.

OTD 2011 will also host several conferences, also comprehensively involving oil expertise and student organizations; the young generation that will make to next steps into the future of energy.

We hope that all delegates will enjoy the show and its many attractions, including the legendaryOctoberFest Wednesday in the OTD week.

We hope that you have some prosperous and wonderful days in our great city.

leif johan sevlandmayor of stavanger

Seminars

09.00 - 15.00

09.00 - 15.00

Young Professionals

09.00 - 16.00

09.00 - 15.00


Main sponsor

Organised by Young Proffesional sponsorOpening Ceremony sponsor Octoberfest sponsors Night Session sponsor

Supporters


Tlf: 51715400 - www.hytorc.no

Fremtiden starter nå !stand no.: 2205


subsea>>

Petoro som opererer statens eierandeler på norsk sokkel, som er medeier i 38 produserende felter, ser absolutt verdien av subsea-utbygginger i mange tilfeller, men mener at bruk av enkle plattformer som løfter brønnhodet over vannet, kan være et bedre alternativ for mange store, modne felt. Det er flere grunner til det.

mer brønnerFørst og fremst må det bores mange flere produksjonsbrønner ifølge Petoro, som er den fremste pådriveren for økt utvinning på norsk sokkel. Det må bore to til tre ganger flere brønner enn hva tilfellet er i dag. Problemet, foruten mangel på rigger og høye riggrater, er at borekapasiteten på de stasjonære boreanleggene på eksisterende plattformer kan være sprengt. Det er ofte ikke nok brønnslisser eller dekksplass. Derfor jobbes det med erstatninger i form av nye brønnhodeplattformer, som kan bore mer brønner, og her er vi ved det Petoro anser som i alle fall noe av sakens kjerne: Så mange brønner som mulig må kompletteres konvensjonelt, og altså ikke som subsea-

brønner fordi det da er mye lettere og rimeligere å utføre brønnvedlikehold og sikre vedvarende høy produksjon.

mer lønnsomt med plattformHer er Petoro helt i tråd med Petter Osmundsen, professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger som mener at plattformutbygginger kan være mer lønnsomme på sikt enn subsea-løsninger selv om dette i utgangspunktet er dyrere. Ifølge Osmundsen og Petoro er driftskostnadene lavere enn ved subsea-løsninger. I tillegg kan plattformløsninger utstyres med boretårn, og det kan også føre til store besparinger på sikt, fordi det er mye billigere å bore brønner fra faste installasjoner enn fra mobile rigger, sier Erik Søndenå i Petoro til Offshore&Energi.

åtte eller merIfølge Søndenå kan man generelt si at dersom man har åtte brønner eller mer, og dersom de ligger konsentrert, innen 6,5 kilometers radius, vil det lønne seg å ha en brønnhodeplattform. Nøkkelordene er altså rimeligere vedlikehold, og det er mye enklere å bore flere brønner.

dyrt vedlikeholdOsmundsen har overfor Offshore.no påpekt at subsea-løsninger kan vise seg å være dyrere enn konvensjonelle løsninger på sikt, og i verste fall føre til lavere utvinningsprosent enn ved konvensjonell plattformutbygging.

-Statistisk sett vil plattformløsninger føre til høyere utvinningsprosenter enn subsea-løsninger, sier han.

størrelsen avgjørStatoil er ikke uenige med Osmundsen, men presiserer at dette kun stemmer dersom et feltutbyggingsprosjekt har en viss størrelse:

- Plattformløsninger med egen boreutrustning er økonomisk realiserbart når reservoarene er store slik at et større antall brønner kan nås fra en lokasjon og produksjon kan opprettholdes over lengre tid. Hovedmengden av reservoarene som er bygget ut de siste årene og som vil bli bygget ut framover er forholdsvis små, ligger spredt og kan kun la seg realisere med undervannsløsninger, sa Sissel Rinde, Statoils informasjonssjef innen teknologi og ny energi til Offshore&Energi.

Subsea-utbygginger kan være utilstrekkelig for økt utvinning.

petoro vil ha hodet over vannettekst: STEIN TJELTA [email protected]

<< Statistisk sett vil

plattformløsninger føre til

høyere utvinningsprosenter

enn subsea-løsninger.>>

Skape sikkerhetmed tape?

– no problem!

HOVEDKATALOG1. utgave

ww

w.signatur.no

Hovedkatalog,1.utgave

Skip og OffshoreFornybar EnergiEffektive løsninger på morgensdagens utfordringer

I mer enn 25 land løser Stokvis Tapes de mest krevende oppgavermed tape og selvklebende produkter. Vi er spesialister innenbeskyttelse, forsegling, tetting, isolering, klebing, montering,maskering og emballering. Snakk med oss, både om standardvolumvarer og spesialtilpassede selvklebende løsninger –eksakte bredder eller utstansede deler etter dine spesifikasjoner.Les mer om mulighetene i våre kataloger, eller ring oss foret utforpliktende møte.

[email protected] – www.stokvistapes.no – +47 67 17 79 00

signatur.no-Foto:Samfoto

Besøk oss på Offshore Technology Days i Stavanger 19.–20. oktober, stand nr. C 3603

100810_Stokvis_annonse.indd 1 24.08.11 15.04


subsea>>

Norges kanskje fremste oljeekspert, Hans Henrik Ramm, mener norsk petroleumsbeskatning hindrer gjennomføring av små prosjekter og prosjekter som på andre måter er krevende i forhold til verdien etter skatt. Det bremser også de store internasjonale selskapenes satsing på norsk sokkel.

-Vi må ha med oss alle disse prosjektene og alle typer selskaper hvis vi skal nå den optimistiske utviklingsbanen i den nye petroleumsmeldingen.

Skatteregimet, der selskapene må skatte 78% av sine overskudd og får trukket fra utgifter med samme prosentsats, medfører at alle prosjekter ”krympes”. En for stor andel av dem faller da under grensen for hva oljeselskapene vil bruke sin organisasjon og kunnskap på. Ordningen med refusjon av skatteverdien for leting har virket positivt fordi vi har fått inn mange nye selskaper og gjort det lettere for små selskaper å finansiere leting. Den har sørget for like vilkår, men ikke bedre vilkår, og har ingen betydning for etablerte selskaper som allerede har inntekter og kan trekke fra utgiftene med en gang. Hovedsystemet er særlig en hindring for større internasjonale selskaper som velger bort mange norske prosjekter fordi de har stor tilgang på bedre muligheter andre steder, men også generelt fordi det motvirker realisering av små eller krevende prosjekter uansett, og typisk prosjekter for økt utvinning, sier Ramm til Offshore.no.

materialitetNøkkelen til forståelse av skattesystemet ligger i begrepet ”materialitet”, fremhever han.

-Selskapsskatt, særskatt og statsdeltakelse (SDØE) virker alle slik at investeringer, andre utgifter og inntekter "deles" mellom selskapet og staten. Skattene alene betyr at staten betaler (grovt sett) 78% av alle utgifter og tar like stor del av alle inntekter. Jo høyere særskatt, jo mer vil prosjektet bli ”krympet” økonomisk sett, sett fra selskapenes side. Samtidig endres ikke prosjektenes (for eksempel forventede funn) fysiske egenskaper og dermed ikke hvor mye innsats av organisasjon og kunnskap som trengs for å utvikle dem. ”Materialitet” er uttrykk for hvor stort utbytte regnet i nåverdi man venter seg sett i forhold til innsats av organisasjon og kunnskap, sier Ramm.

høyere særskattVed høyere særskatt slipper selskapene med lavere investeringer etter skatt, men det spiller liten eller ingen rolle for større selskaper fordi de sjelden er kapitalbegrenset, ifølge Ramm.

-Den begrensende faktoren er kunnskap og organisasjon som har høy verdi, fordi de kan brukes andre steder der man tillates å ta en større del av investeringen.

Ramm mener at oljeselskaper foretrekker å investere mer kapital hvis de først skal engasjere seg i prosjektet.

-Det er stor forskjell mellom å investere 100 kroner og få 15 kroner i årlig avkastning, og å investere 1000 kroner og få 150 kroner tilbake, som han poengterer.

Ifølge dette resonnementet vil det derfor hjelpe lite at den relative avkastningen - forholdet mellom inntekter og utgifter etter skatt - fortsatt kan være høy med høy særskatt.

-Faktisk kan den være høy selv ved nesten null overskudd etter skatt. Men oljeselskaper er ikke banker som kan leve av prosenter på mange små utlån. Deres begrensede organisasjon må fordeles på de prosjekter som til sammen gir flest kroner (nåverdi), sier Ramm, og legger til at selskapene setter både nedre og øvre skranker på sine eierandeler før skatt, i for eksempel leteprosjekter.

Små eller krevende prosjekter blir ikke gjennomført.


skatteregler bremser norskstorsatsing

OFFSHORE & ENERGY


rammer i alle faserRamm fremhever at materialitetstap rammer i alle faser, fra leting til økt utvinning, ved at små eller krevende prosjekter presses under grensen for hva oljeselskapene vil velge å engasjere seg i, selv om de er samfunnsøkonomisk lønnsomme.

-Dette er dokumentert for små leteprospekter, sett i forhold til det gamle skattesystemet i Storbritannia. Nå faller leteaktiviteten i Storbritannia fordi skattesatsen økes fra 50 til 62 prosent. I Norge har vi kommet opp på et brukbart letenivå sett i forhold til vår egen historie. Det skyldes ved siden av høyere oljepris refusjonsordningen, som har brakt inn mange nye aktører, men det betyr likevel ikke at det letes nok. Vi ser at særlig de store internasjonale selskapene søker veldig selektivt i konsesjonsrunder og leter lite. Dette er svært uheldig, fordi det er disse som har den sterkeste og bredeste kunnskapen, og dessuten økonomiske muskler til å investere tungt i langsiktige prosjekter og i frontområdene, og som derfor behøves på norsk sokkel. Dessuten trenger Statoil mer konkurranse av selskaper på dets eget nivå. Vi kan heller ikke i lengden vente at Statoil vil oppføre seg annerledes enn andre store selskaper.

feltutbygginger-For noen år siden gikk det langsomt med å få i gang ny feltutbygging. Nå går dette bedre, mens det er påvist svære etterslep for økt utvinning (IOR), og for Statoils vedkommende også vedlikehold. Hele tiden er det prosjektene med lavest materialitet som velges bort, men hvor de er kan variere.

IOR er et godt eksempel. Her er avkastningen usikker og kortsiktig, men det trengs stor innsats av kunnskap for å få frem ny teknologi. Selv nye produksjonsbrønner krever stor innsats, ikke minst for å garantere sikkerheten. Det har vi særlig sett gjennom problemene på Gullfaks. Naturlig nok blir de mest produktive og enkleste brønnene boret først, sier Ramm.

Hva kan gjøres?

Ramm har konkrete forslag til hva som kan og bør gjøres. Det høye særskattenivået har sin begrunnelse i å sikre staten en høy del av verdiene i olje og gass som kan bli veldig store ved høye oljepriser og rike felt. Derfor er det ifølge Ramm ikke noen god idé å redusere særskatten.

-Problemet er at systemet ”krymper” alle prosjekter like mye. For store, rike, og lite krevende felt og prosjekter er det greit nok, men

det blir for mye for små, marginale og krevende felt og prosjekter. Vi må derfor søke etter en annen løsning som går mer direkte på å belønne innsatsen av kunnskap og organisasjon, også kalt kunnskapskapital, som i dag er anerkjent som en type kapital som skaper selvstendige verdier på linje med finanskapital, sier Ramm, som mener at den beste tilnærmingen til dette er et fradrag mot særskatt som ikke er avhengig av finansinvesteringen og heller ikke av oljepris, fordi variasjoner i oljeprisen fører til endringer i avkastningen som ikke har noe med kunnskapsinnsatsen å gjøre.

Ifølge Ramm bør dette fradraget beregnes som kroner per produsert enhet, og som kan differensieres ut fra objektive kriterier for prosjektets vanskelighetsgrad, som havdyp og avstand fra infrastruktur.

-Et produksjonsfradrag vil gi et tilskudd til nåverdien og derfor styrke materialiteten. Samtidig vil det bare avhenge av produksjonen og derfor virke direkte inn på det viktigste, som er best mulig ressursutnyttelse og høyest mulig utvinningsgrad. Det vil utvilsomt føre til økte samlede skatteinntekter, men hvis man ikke er helt sikker på det, kan det f. eks. utbalanseres med en royalty som utløses ved svært høye priser. Begge disse ordningene har vi hatt før og er derfor vel kjent.

Utvidet refusjonsordning?

Dagens refusjonsordning for leteutgifter har

etablert en jevnhet mellom gamle og nye selskaper. Den har skapt økt mangfold i letefasen ved at også mindre selskaper uten inntekt, altså uten egenproduksjon får tilbake 78 prosent av sine utlegg, men dette har fortsatt ikke trengt særlig inn i utbygging og drift, mener Ramm.

- Inntektene kommer ikke før i driftsfasen, som betyr at nye selskaper fortsatt stiller svakere enn gamle i utbyggingsfasen. Dette kan forsinke utbygging eller gi et insentiv til å selge unna til større selskaper, og det vil svekke mangfoldet. Det er derfor mye som taler for å la refusjonsordningen fortsette inn i byggefasen. Det finnes også omtrent likeverdige alternativer.

like vilkårRamm mener løsningen vil være å skape like vilkår mellom selskapene.

Men, sier han, man må ikke tro at dette vil gjøre hovedsystemet noe bedre fordi alle gode selskaper vil etter hvert få inntekter og kvitte seg med kapitalbegrensningene. Dermed vil de også tilpasse seg skattesystemet på samme måte som de gamle selskapene:

-Det er jo det vi håper. Vi ønsker ikke selskaper som går med underskudd i evigheter. Det har heller ingen hensikt, og er neppe mulig, å satse på stadig tilførsel av nye kapitalfattige selskaper. Følgelig vil betydningen av refusjonsordningene falle bort etter hvert, sier Ramm avslutningsvis.


subsea>>

At de internasjonale oljegigantene ikke borer letebrønner på norsk sokkel er ikke nytt. Oljeeksperten Hans Henrik Ramm mener at dette hovedsakelig skyldes at våre skatteregler langt på vei favoriserer mindre aktører. Det høye skattenivået virker som en hemsko på store aktørers innsatsvilje, fordi de får for lite igjen for investeringene. At de også får trukket fra samme prosentsats, 78 prosent, for sine utlegg, bryr de seg mindre om, ifølge dette resonnementet. På den annen side fører disse reglene til at mindre selskaper risikerer mindre, fordi de får nesten 80 prosent av sine utlegg refundert.

holder dette stikk?Men stemmer Ramm´s resonnement eller vil oljeselskapene bekrefte, eventuelt avkrefte hans teori?

Statistikken underbygger Ramms påstander, som vi snart skal se. Men hva med oljeselskapene, vil de uttale seg? Offshore.no har mange ganger forsøkt å få dem på banen, men gjennomgangstonen, eller skal vi si standardsvaret, er alltid:

-Vi forholder oss lojalt til de til enhver tid gjeldende lover og regler, sånn cirka.

– Jeg forholder meg til det styret som til enhver tid befinner seg på plass, sa Statoils Helge Lund til Offshore.no tidligere i år.

litt statistikkI 2010 ble det boret 46 letebrønner. Ved utgangen av inneværende års første halvdel var tallet 31 slike brønner. Det ligger med andre ord an til et godt leteår i år. Så langt er alt vel. Men en sjekk på hvem som faktisk borer viser at

Ramm må ha mer enn rett:

I 2010 måtte Statoil se seg forbigått av Det norske i antall brønner. Ved utgangen av årets første halvdel, var det Statoil som hadde boret flest brønner, men nå med Lundin på en tett andreplass.

labertHva da med de virkelig store gigantene, som ConocoPhillips, AS Norske Shell, Esso og BP? Vel, det er nokså labert:

I hele fjor, og i løpet av årets første seks måneder, har disse selskapene til sammen kun boret sju brønner av totalt 77, altså under ti prosent av letebrønnene. Shell boret i fjor tre brønner, mens ConocoPhillips, Esso og BP boret en eneste brønn hver. Hittil i år er samlet

antall èn. Av disse gigantene er det altså kun ConocoPhillips som har boret en eneste brønn.

statoils viktighetFor å sette det litt mer i perspektiv, så la oss regne Statoils bidrag i denne perioden på halvannet år, og la oss deretter ta den vekk, for da vil letebidraget til nykommerne vise tydelig:

Totalt ble det altså boret 77 lete/avgrensningsbrønner. De internasjonale gigantene boret sju av disse. Da er det 70 brønner igjen, og Statoil stod for 19 av disse. Da blir svaret at nykommerne på halvannet år har boret 51 brønner. Og hvis ikke dèt setter de internasjonale selskapenes innsats, og/eller skatteregimet i et dårlig lys, vet vi ikke hva som skal til for å gjøre det!

Kommentar: Oljegigantene i Norge holder lav profil.

Èn boret letebrønn i år og 10 prosent av lete og avgrensningsbrønnene i 2010 er resultatet.

klager ikke. borer ikke


selskap totalt antall

nordsjØen norskehaVet barentshaVet

Statoil 10 6 2 2

Lundin 6 5 0 1

Idemitsu 1 1 0 0

Total 1 0 0 1

Wintershall 2 2 0 0

ConocoPh. 1 1 0 0

BG 3 2 1 0

Nexen 1 0 1 0

Marathon 2 2 0 0

Noreco 1 0 0 0

E.On Ruhrg. 1 1 0 0

her er en oversikt over antallet lete/avgrensningsbrønner i første halvdel av 2011:

selskap totalt antall

nordsjØen norskehaVet barentshaVet

Statoil 10 6 2 2

Lundin 6 5 0 1

Idemitsu 1 1 0 0

Total 1 0 0 1

Wintershall 2 2 0 0

ConocoPh. 1 1 0 0

BG 3 2 1 0

Nexen 1 0 1 0

Marathon 2 2 0 0

Noreco 1 0 0 0

E.On Ruhrg. 1 1 0 0

Beerenberg is an international technology group that has been delivering intelligent and innovative solutions to the oil and gas sector for more than 30 years. We are a leading supplier of maintenance and modification services, and we have developed and patented 13 different product and service solutions in recent years. These products and solutions provide a challenge for the industry and facilitate the production of oil and gas in the harshest environments

CREATE Smarter solutions within architecture, outfitting and engineering.

CHANGE Environmentally friendly tools for surgical cutting within the modification and decommissioning area.

REACH Beerenberg will find the best access method for the customer, whether it is Rope Access Techniques or Scaffolding.

PROTECT Protection for maximum security and long life. Benarx`s innovative product line, Passive Fire Protection, Habitat-solutions, Surface Treatment, Insulation and Subsea Insulation.

IntellIgent solutIons for the harshest envIronments

BERGEN - STAvANGER - HAuGESuNd - HAmmERfEST uSA - KAzAKHSTAN - RuSSiA

www.beerenberg.com

dE

SiG

N w

ww

.ora

nger

iet.n

o








www.beerenberg.com

dE

SiG

N w

ww

.ora

nger

iet.n

o

Den 27de Offshore drift og vedlikehold

18. - 19. OKTOBERGRIEGHALLEN – BERGEN

Økt utvinning og levetidsforlengelseÅ heve gjennomsnittlig utvinningsgrad på norsk sokkel med ett prosentpoeng, fra 46 til 47 prosent, vil gi 270 milliarder kroner i økte inntekter. Ett prosentpoeng høres lite ut, men det er krevende å oppnå. Mer olje og gass ut i fra alle felt betyr enormt både for statskassen og aktivitetsnivået på sokkelen, men er også teknologidrivende i retning av smartere, raskere, bedre og billigere.

Detaljert program og påmelding: www.npf.no

TIRSDAG 18. OKTOBER

Store muligheter på norsk sokkel

• Hva gjør myndighetene for å stimulere haleproduksjon?• Økt utvinning og levetidsforlengelse på norsk sokkel• Fremtid for de modne oljefeltene• Petroleumsmeldingen – nye muligheter?

Effektiv drift og vedlikehold med økt produksjon

• Kunnskap, motivasjon / incentiver etc.• Hvordan kan leverandørindustrien bidra og hva skal til?• Hvordan møter vi utfordringene i de nye kontraktsmodellene?

Ny teknologi

• Subsea compression Ormen Lange• EOR • Kalde reparasjons- og installasjonsmetoder

Levetidsforlengelse

• Levetidsforlengelse av eksisterende offshorekonstruksjoner• Strukturen, fra olje til gass• Vedlikehold og oppgradering av boreanlegg• Effektiv drift og veien videre

Nye prosjekter og nye trender

• Norsk sokkel inn i fremtiden• Oppstart, drift og vedlikehold av Gjøa – noen erfaringer så langt• Mål om 70% tilstandsbasert vedlikehold på Nyhamna• Nedbygging i driftsfasen

Hvordan unngå storulykker

• Håndtering av stor ulykkesrisiko i drift og vedlikeholdsarbeid• Hva gjør næringen etter Macondo• Medspiller og konkurrent – felles mål

ONSDAG 19. OKTOBER

På vegne av ODV: Velkommen til Bergen 18.-19. oktober 2011!

Gunnar ErvikLeder av programkomiteen

stu

edal

.no

• F

oto:

Dre

amst

ime

T h e l e a d i n g p r o v i d e r o f s u p p l y b a s e s & l o g i s T i c s o l u T i o n s T o T h e o f f s h o r e i n d u s T r y

n o r s e a g r o u p . c o m

The frame agreemenT ThaT covers The norwegian conTinenTal shelf

with 10 strategically located supply and support bases, norseagroup and its associated companies offers a unique flexibility of operating within a network covering all offshore areas of norway.

be able to operate from Farsund in the south to Kirkenes in the north. The contract will allow for flexibility ranging from a Total Integrated Logistics type contract to a tailor-made contractmixing NorSea Group services with «Company» provided services and 3rd party services.

N O R S E A G R O U P

N O R S E A G R O U PStordBase

N O R S E A G R O U PNorSea

N O R S E A G R O U P

bles

t re

klam

ebyr

aa


subsea>>

Gasskompresjon på undervannsinstallasjoner, slik det planlegges på Åsgard og eventuelt Ormen Lange, representerer et betydelig teknologisprang for industrien. Med denne teknologien på plass, kan utvinningsgraden og levetiden for flere gassfelt økes i betydelig grad.

investeringer på 12,5 milliarderDet betyr store merinnekter for oljeselskapene. Og for Staten.

Ifølge den ferske konsekvensutredningen, som

Offshore.no har fått tilgang til, er det ventet at prosjektet vil gi en netto kontantstrøm på 52,2 milliarder 2011-kroner.

"Investeringskostnadene er foreløpig beregnet til 12,5 milliarder kroner, fordelt over 4-5 år. Samlede inntekter av produksjonen som følge av gasskompresjonen er beregnet til 81,7 milliarder kroner, fordelt over vel 20 år. Kostnadene ved denne produksjonen er beregnet til 29,6 milliarder inklusive investeringer, drift og tariffer", skriver Statoil, som er operatør på feltet.

9800 årsverkProduksjonsperioden på Åsgard vil samtidig forlenges fra 2019 til 2025.

I konsekvensutredningen blir den norske andelen av investeringskostnadene anslått til å bli på rundt 62 prosent, hvilket betyr rundt 7,8 milliarder kroner. Det anslås samtidig at prosjektet vil sysselsette 9800 årsverk i Norge under utbyggingen.

prestisjekontraktAker Solutions har blitt tildelt kontrakten for å levere subsea gasskompresjonssystemet til Åsgard. Kontraktsverdien er på rundt 3,4 milliarder kroner og avtalen markerer et kvantesprang for undervannsteknologi.

Ved å installere kompressor mellom reservoaret og mottakende plattform vil trykket bli lavere

der gassen kommer inn til kompressoren, og det vil resultere i større produksjon fra feltet siden trykkforskjellen mellom reservoar og mottaksinstallasjonen på havbunnen blir større. Gjennom kompresjonsprosessen får gassen nok trykk til transporten videre til plattformen.

Alternativet til kompresjon på havbunnen på Åsgard-feltet ville vært å bygge ny plattform med konvensjonell kompressor.


• Åsgard ligger på

Haltenbanken på havdyp

mellom 240 og 310 meter.

• Midgard- og Mikkel-

reservoarene inneholder

gass og kondensat som

transporteres gjennom

rørledninger til Åsgard

B-plattformen.

Gasskompresjon gir 50-milliardersgevinstTeknologisk kvantesprang sørger for inntektsboost på Åsgard.

Koso Kent Introl is part of the KOSO Group of companies.

kentintrol

KOSO KENT INTROL LIMITEDARMYTAGE ROADBRIGHOUSEWEST YORKSHIREHD6 1QFUK

TELEPHONE+44 (0)1484 710311

FACSIMILE+44 (0)1484 407407

[email protected]

WEBSITE WWW.KENTINTROL.COM

25 YEARS SINCE OUR FIRSTSUBSEA CHOKE PROJECT,STILL THE RIGHT CHOICEWe designed and manufactured our first subsea choke back in 1985, and haveproduced over 800 subsea chokes for customers around the world since then.

Today, our subsea product range covers awide variety of applications including singleor multiphase production, water, chemicalor gas injection, artificial gas lift, anti-surgeor closed loop flow control. All our chokeand control valves can be provided asnon-retrievable or insert retrievable designs.

Tested to API 6A PR2 standards forhyperbaric depths of 2400m (designed for3000m), with 1 million step tests at 3,000and 5,000 psi LP system pressures, oursubsea valves are manufactured to API 6Amaterial class EE, FF and HH and totemperature classes L to U (-46 to 121 oC.)

Add to this the ability of our highly skilled,dedicated teams to support bespokeapplications from design, throughmanufacture, to on- and off-shorehandling and aftercare, and you’llunderstand why, 25 years on, we’re stillthe right choice.

Come and talkto us in Hall B on

stand no. 2806 at theOffshore Technology

Days Show, Stavanger

19-20 October 2011

In September 2008, Koso KentIntrol appointed OME as ourrepresentative in the Norwegianterritory. OME is operated by twoqualified valve engineers withextensive knowledge of the KentIntrol product range and thespecialised requirements of thecustomers in Norway.

KKI OTD Subsea advert (07.09.11)_Layout 1 07/09/2011 17:31 Page 1


subsea>>

Etter en down de seneste årene, vil det nærmest ekspoldere i subsea-markedet i årene fremover. I følge Jarand Rystad i Rystad Energy er det duket for et meget stort oppsving med tilhørende milliardmuligheter.

dobler segFor subsea-markedet vil vokse fra 39 milliarder dollar i inneværende år, til 80 milliarder i 2016.

Han deler subsea-segmentet inn i tre underkategorier og bryter veksten ned per kategori. De tre kategoriene og vekst-anslagene er :

SURF= Subsea installasjon, umbilicals, risere og flowlines – 15 prosent

Subsea-utstyr – 14 prosent

Subsea-tjenester – 12 prosent

- Dette gir kjempemuligheter for de norske spillerne, som har et kraftig hjemmemarked og som vil få dette på sikt utenlands. Den store utfordringen vil bli leveransedyktighet i forhold til å bygge skip med nok kapasitet samt å klare og bemanne dem, sier Rystad til Offshore.no.

australia og brasilUnder sitt foredrag på UTC-konferansen i Bergen dro Rystad også frem et annet viktig poeng, nemlig hvor veksten stammer fra. Det er uten tvil subsea tie-back som driver oppgangen. Men det kommer også mange nye spennende land og muligheter inn på banen i årene fremover. Så utbygging av frittstående felter vil gi rikelig med sjanser for dem som vil inn i markedet.

Både Australia og Brasil ble naturlig nok nevnt gjentatte.

I følge INTSOKs annual market report 2010-2014, laget av Rystad Energy vil Australia være det desidert største subsea-markedet fra 2013. Fra 2010 til 2018 vil antall installerte juletrær nesten tredobles og danne grunnlaget for enorme forretningsmuligheter på havbunnen i denne regionen.

En av utfordringene i Australia er at man fortsatt ikke har formalisert retningslinjer for lokalt innhold ennå. En annen er at de fortsatt lever godt på gruveindustrien og oljeindustrien får en tøff kamp om de kloke hodene.

I Brasil har Petrobras enorme anslag for hvor stort offshoremarkedet totalt sett vil bli. Dette gjelder også Subsea, naturligvis. At det vil ta noe lengre tid å få satt all olje i produksjon i tråd med optimistiske tidsplaner, er noe en samlet bransje virker enige om. Utfordringene med krav om meget høyt lokalt innhold gjør ikke saken bedre for dem som vil ha produksjonen raskt i gang.

kan teknologiutviklingMen mulighetene er mange for de norske selskapene og dem som alt har levert til norsk sokkel.

For er det noe vi kan – så er det subsea og videreutviklingen av en verdensledende teknologi.

- Mange av våre felt er jo kommet inn i en moden fase og vi har kommet langt i arbeidet med å få ut mer av disse. Se for eksempel på utviklingen av kompressjons-løsningen til Åsgard. Det gir jo en fordel å bruke det som vi kjenner andre steder, sier Rystad.

jarand rystad i rystad energy ser svært gode tider i subsea-markedet i årene fremover.

Gullalderen for subsea-aktørene kommer nå.

milliardrush i subsea-markedet


Copyright UTC/Photo: Elin Andersen & Gunn Elisabeth Hauge

Is this you the night before deadline?

Do you wanta change?

Organize your outline with a drag-and-drop tool. Numbering is automatically updated.

Pick the sections you want to reuse from other documents, XaitPorter takes care of the rest.

With a built-in workfl ow, you can at any time easily check the progress.

No more ruined numbering

Almost fi nished before you start

See if people follow your plan

You control how the document should look. Let your contributors focus on content.

Log onto one document via the Internet. Let everyone work on the same document at the same time.

Stop juggling several Word fi les. XaitPorter brings all your content together automatically.

Get professional looking documents

Work together on the same document

Produce one fi le, ready for print

Just start your web browser and log on. XaitPorter is 100% web based, and Xait can host it for you.

You control who can see the diff erent sections. Everything is tracked in case you need to do an audit.

In the end it’s all about the audience.Make it easy for them.

No installation, no internal servers

Your documents have never been this secure

Which document do you want to deliver?

www.xaitporter.com tel: +47 51 95 02 00

See how XaitPorter can help you meet your deadline at www.xaitporter.com


subsea>>

Statoil har kjørt og installert omlag 140 av Halliburtons FlexRite® grenkryss til dags dato, med brorparten av disse på Troll Olje. Brønn F-9 på Oseberg Sør var først planlagt med et 9 5/8” FlexRite ICI-system, men denne løsningen hadde ikke tilstrekkelig trykkrating i forhold til forventet differensialtrykk senere i brønnens levetid. Valget falt derfor på FlexRite LA-systemet som er testet og kvalifisert til 370 bar. FlexRite LA som et helhetlig kompletteringssystem, samt alle dets delkomponenter, har gjennomgått et omfattende testprogram for å bli kvalifisert for bruk på Statoils lisenser.

høyrisikoFelles for disse FlexRite-systemene er at de alle benytter et pre-kuttet vindu som installeres som en del av en 9 5/8” eller 10 ¾” liner. Dette medfører at lineren må orienteres på plass for å posisjonere vinduet i riktig retning. På F-9 skulle dette utføres på over 7000mMD, noe som tidlig ble identifisert som høy risiko. En avart av FlexRite-systemet – ReFlexRite – ble identifisert og kvalifisert for bruk som backupsystem i tilfelle orientering av lineren skulle feile. ReFlexRite ble utviklet for bruk i eksisterende brønner uten benyttelse av et pre-kuttet vindu, men hadde før F-9 kun blitt brukt en gang tidligere og i en annen størrelse (Troll H-2 i 2005). Basert på erfaringer fra installasjonen i 2005, så ble en 10 ¾” ReFlexRite Generation 2 utviklet.

landestrengen røkSom primærløsning så ble et 10 ¾” pre-kuttet vindu kjørt som en del av 10 ¾” lineren. Planen var å benytte dette vinduet på tilsvarende måte som utføres på samtlige grenbrønner på Troll Olje (9 5/8” størrelse). Under installeringen av 10 ¾” lineren gikk en stuck, noe som videre førte til at landestrengen røk og lineren deretter raste ned de siste 1000m til bunns. Det pre-kuttede vinduet endte altså opp på riktig dyp, men hadde feil orientering og kunne dermed ikke benyttes som planlagt. 8 ½” hovedløpet ble så boret til TD, 8582mMD, og en 7” liner ble installert. Etter sementering og perforering av denne så startet MLT- operasjonene med installering av en packer over det pre-kuttede vinduet, som videre fungerte som et ankerpunkt i brønnen.

Et Latch Interface Assembly (LIA) ble installert i toppen av packeren. LIA muliggjør både midlertidig og permanent installasjon av utstyr i brønnen, og ble videre brukt både i forbindelse med milling av vindu i casingen samt etterfølgende komplettering av grenkrysset.

individuell kontrollSelve millingen av vinduet ble utført i to steg. Først ble et 10 ¾” MillRite® system kjørt og låst inn i LIA, for så å nærmest frese ut et spor i casingen. MillRite-systemet ble trukket ut og en whipstock installert i LIA før et konvensjonelt millerun utføres for å åpne opp vinduet til 8 ¾”. Bruken av MillRite-systemet sørger for at en får et helt rett vindu med kjent geometri i forhold til et kjent datumpunkt i brønnen, hvilket er kritisk når en senere skal komplettere selve grenkrysset. Et 8 ½” sidesteg ble boret til TD, 8258mMD, og deretter komplettert med 5 ½” sandskjermer som ble droppet av i åpent hull, cirka 400 meter fra vinduet. Whipstocken ble trukket ut av brønnen og en kompletterings deflector ble installert i LIA.

En seal stinger under deflector sørget for å knytte hovedløpet opp til grenkrysset. Deretter ble FlexRite LA krysset satt på plass i deflector samtidig som en åpenhulls seal stinger entret sandskjermene i sidesteget. Dette sørget for at begge løpene ble knyttet sammen. Kontrollventiler ble kjørt sammen med den øvre kompletteringen for å kunne kontrollere produksjonen fra de to løpene individuelt.

I oktober 2010 ble tidenes dypeste Technology Advancement for Multi-Laterals (TAML) nivå 5


Verdens dypeste grenkryss på oseberg sør

PC‘er og monitorer•Bærbare terminaler•Mobilkommunikasjon•PA-systemer•Automatiseringsprodukter•Analyseutstyr•Heat Tracing•Kontrollutstyr•Betjeningsmateriell•Elektromotorer•Gruveutstyr•Belysning•Signal- og varslingsutstyr•Koblingsbokser•Kapslinger•Styrepaneler•Spesialkabel•Konnektorer•

BARTEC TECHNOR AS - P.O.Box 658, Dusavikveien 39, 4003 STAVANGER - www.bartec-technor.no

BARTEC TECHNOR har lang erfaring med elektriske produkter for bruk i Ex-områder, og kan tilby et bredt spekter av topp

kvalitet, til konkurransedyktige priser.

Besøk oss på stand 2506 i hall B

feltutvikling>>


statoil-felt stenges ned neste år

Det er det Statoil-opererte Glitne-feltet i Nordsjøen som neste år må stenge produksjonen store deler av året på grunn av at den flytende produksjonsenheten Petrojarl 1 skal inn på et lengre verkstedsopphold.

-7.000 fat per dag

-Glitne er et felt i haleproduksjon som var forventet å stenge ned i 2010. Nå har vi klart å forlenge levetiden på felten, men det betyr også at det må gjøres oppgradering på PetroJarl 1. Glitne produserer i snitt cirka 7.000 fat pr dag, sier Ola Anders Skauby, informasjonssjef i Statoil til Offshore.& Energi.

Ifølge Skauby, eier Statoil nesten 59 prosent av feltet, og får altså samme prosentsats av den daglige produksjonen på rundt 7.000 fat.

halvert reparasjonstidPetrojarl 1 skulle opprinnelig ligge ved verft i 12 måneder, og eieren av enheten, Teekay, skulle tilby en annen produksjonsenhet. Dette har nå ifølge Skauby blitt endret, og verkstedsoppholdet neste år kan bli halvert.

-Hvor lenge skal Petrojarl 1 være ute av drift?

-Mellom seks til åtte måneder, muligens kortere.

Ifølge Skauby har selskapet tatt høyde for dette i sine årsregnskap, så det vil dermed ikke slå negativt ut.

Petrojarl 1 er bygget i 1986 og er altså 25 år gammelt. Etter det Offshore.no erfarer, skal det under verkstedsoppholdet både bygges om på grunn av strukturproblemer og også installeres en helt ny boligmodul.

mot sluttenGlitne er et oljefelt i den midtre delen av Nordsjøen, 40 kilometer nord for Sleipnerområdet, på 110 meters havdyp. Petrojarl 1 er knyttet til seks horisontale produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn.

-Glitne er et felt i haleproduksjon som var forventet å stenge ned i 2010. Nå har vi klart å forlenge levetiden på felten, men det betyr også at det må gjøres oppgradering på PetroJarl (som følgelig var planlagt til å gå av jobben i 2010), disse er planlagt utført i 2012. I utgangspunktet blir ikke båten erstattet i oppgraderingsperioden, og produksjonen følgelig utsatt i denne perioden, sier Skauby.

Nordsjø-feltet stopper produksjonen store deler av 2012.


Single Buoy Moorings, mest kjent som SBM, varsler nettotap for årets første halvår på grunn av kostnadsoverskridelser og påfølgende disputter med kundene EnCana og Talisman.

SBM har levert produksjonsenheter for feltene Deep Panuke, som ligger offshore Canada og Yme, som ligger i Nordsjøen. Feltene er operert av henholdsvis EnCana og Talisman.

SBM melder det har fremstilt krav på 450 millioner dollar i forbindelse med kostnadsoverskridelsene, som verken EnCana eller Talisman vil dekke. SBM mener kundene har forlangt endringer i designet/

arbeidsprosessene som har ført til store kostnadsendringer.

mopustor plattformerDe flytende produksjons- og lagringsenhetene SBM har levert til EnCana og Talisman, er av designet MOPUstor.

ikke svarSBM svarer ikke på våre henvendelser. Det gjør derimot Andreas Middelthon, informasjonssjef i Talisman, men også han er rimelig ordknapp:

-Dette er en privat sak, og det er snakk om voldgift, et enkeltstående krav fra 2010, og det er alt jeg kan si om den saken, sier Middelthon.

-Du kan ikke si hva slags beløp det er snakk om?

-Nei, men det er snakk om et begrenset omfang.

-Det er også snakk om forsinkelser. Hvor mye forsinket blir Yme?

-Vi planlegger produksjonsstart annet kvartal 2012. Altså en forsinkelse på tre til seks måneder, svarer Middelthon.

Talisman har hatt mye ekstraarbeid på plattformdekket, som har ligget til kai i Stavanger. Blant annet har det blitt avdekket dårlige sveisesømmer.

Stor plattformleverandør i kundedisputt. Rammer også Yme-feltet i Nordsjøen.

taper penger på prosjekterutvinningtekst: STEIN TJELTA [email protected]

Subsea All Electric

ROV Operations

Remote Intervention Technology

Rental & Maintenance

Dredging & Decommissioning

RotatorValves

Umbilical Solutions

an Oceaneering company

feltutvikling>>


tekst: ARILD GILJA [email protected]

Nesten halvparten vil komme fra trioen Luno, Draupne og Dagny.

Olje- og energidepartementet venter å motta plan for utbygging og drift for 16 nye oljefelt fremover. Dette er funn som er kjente og der operatør har signalisert ønske om å bygge feltet ut, men hvor planene ennå ikke har materialisert seg i en søknad.

700 millioner fatTotalt summerer oljeressursene på de 16 feltene seg til oppunder 700 millioner fat. I tillegg er det en del tilliggende gassforekomster. Salgsinntektene fra feltet vil beløpe seg til oppunder 500 milliarder kroner hvis man legger dagens priser til grunn.

Til sammenligning er det utvunnet nesten seks ganger så mye, i overkant av fire milliarder fat, fra Statfjord.

lundin på toppenDet er Lundins Luno som klart troner på toppen av listen når det gjelder mengde olje som skal

utvinnes. Om lag 80 milliarder kroner kan svenskene selge oljen for, hvis man kalkulerer med en dollarkurs på 5,6, oljepris på 100 og gasspris på to kroner per kubikkmeter. Til grunn for regnestykket ligger salgsinntektene for 138 millioner fat olje og 1,9 milliarder kubikkmeter gass. Se tabell under i saken for mer detaljer.

draupnePå en god andreplass ligger Det norskes Draupne med antatte utvinnbare 94 millioner fat olje og 3,5 milliarder kubikkmeter gass. Salgsummen kan bli totalt 60 milliarder kroner med dagens prisnivå. Det Norske melder til Offshore.no idag at ressursestimatene per idag for Draupne sammen med de mindre feltene Hanz og West Cable ligger på mellom 112 og 170 millioner fat oljeekvivalenter.

dagnyStatoils Dagny ligger på tredje når det gjelder forekomst av olje, men tar en klar førsteplass på grunn av gassmengden man tror kan utvinnes. Like under 94 millioner fat olje og 19,5 milliarder kubikkmeter gass kan gi hele 91 milliarder i salgsinntekter.

under kan du lese oversikten over de seksten utbyggingene, rangert etter størrelse. Offshore.no vil komme tilbake med en tilsvarende liste over de åtte gassfunnene som er planlagt utbygd.

liste over planlagte utbygginger av oljefelt:>> 1. 16/1-8 luno•Utvinningstillatelse: 338

•Operatør: Lundin Norway AS

•Ressurser: Olje: 22,0 millioner Sm3, Gass: 1,9 milliarder Sm3,

* Inkluderer ikkje Ressurser i 16/1-12 (Luno Extension), RK7F

16/1-8 (Luno) blei påvist i 2007, om lag 35 kilometer sør for Grane og Balder. Luno er per idag planlagt utbygd som bunnfast plattform, en såkalt P(d)Q med stålunderstell som betyr en plattform med prosess anlegg (P), tørre brønnhoder med ekstern jack-up drilling (d) samt boligkvarter (Q). PUD vil etter planen bli levert til myndighetene i 2011. Tidligst produksjonsstart er ventelig 2014.

>> 2. 16/1-9 draupne•Utvinningstillatelse: 001B

•Operatør: Det norske oljeselskap ASA

•Ressurser: Olje: 15,0 millioner Sm3, Gass: 3,5 milliarder Sm3, NGL: 0,8 millioner tonn

16/1-9 (Draupne) ble påvist i 2008, om lag 30 kilometer sør for Grane og Balder. En avgrensingsbrønn og et sidesteg, 16/1-11 og 16/1-11A, er boret på funnet i 2010. Rettighetshaverne vurderer en selvstendig utbygging med en flytende innretning. PUD vil etter planen bli levert til myndighetene i 2011.

>> 3. 15/5-1 dagny•Utvinningstillatelse: 029, 029B, 048, 303

•Operatør: Statoil Petroleum AS


15/5-1 Dagny er et olje- og gassfunn påvist i 1978, som ligger om lag 30 kilometer nord for

700 millioner fat planlegges utbygdDe 16 neste utbyggingene som er planlagt på norsk sokkel kan gi nesten 700 millioner fat olje og 500 milliarder kroner i inntekter.

OFFSHORE & ENERGY


Sleipner A-innretningen. Den planlagte utbyggingsløsningen er en brønnhodeinnretning. Oljen er planlagt lastet på lagerskip. Våtgassen er planlagt transportert i rørlendning til Slenpner A for videre prosessering. Rettighetshaverne planlegger konseptvalg i september 2011, og PUD i desember 2012.

>> 4. 6608/10-12 skuld•Utvinningstillatelse: 128



6608/10-12 Skuld ble påvist i 2008 og forekomsten 6608/10-14 S (Fossekall) ble påvist i 2010. Begge funnene ligger om lag 25 kilo meter nord for Nornefeltet. Begge funnene vil bli bygd ut med havbunnsrammer knyttet til Norne FPSO. PUD vil etter planen bli levert andre halvår 2011, og planlagt produksjonstart er 4.kvartal 2012.

>> 5. 25/11-16 svalgin•Utvinningstillatelse: 169,


•Ressurser: Olje: 9,8 millioner Sm3, Gass: 0,3 milliarder Sm3

25/11-16 Svalgin blen påvist i 1992, 8 kilometer sørvest vest for Granefeltet. Funnet inkluderer 25/11-25 S-funnet som ble gjort i 2008. Utbyggingsløsningen blir mest sannsynlig havbunnsrammer knyttet til Grane. PUD skal etter planen bli levert til myndighetene i 2011, og det er ventet at funnene kommer i produksjon i 2014.

>> 6. 35/11-13 astero•Utvinningstillatelse: 090 B



35/11-13 (Astero) ble påvist i 2005, og ligger rett nord for Framfeltet, på 360 meters havdyp. Utbyggingsløsningen blir ventelig havbunnsrammer knyttet opp mot Troll B eller Gjøa.

>> 7. 17/12-1 bream•Utvinningstillatelse: 407

•Operatør: BG Norge

•Ressurser: Olje: 5,8 millioner Sm3

17/12-1 Bream ble påvist i 1972 i utvinningstillatelse 016. Funnet ligger på om lag 110 meters havdyp i den sørøstlige delen av Nordsjøen, om lag 50 kilometer nordvest for Ymefeltet. Flere mulige utbyggingsløsninger blir vurdert, inkludert FPSO, brønnhodeplattform og havbunnsutbygging med tilknyting til Yme. Assosiert gass skal etter planen reinjiseres.

>> 8. 6407/8-5 s hyme•Utvinningstillatelse: 348



6407/8-5 S Hyme ble påvist i 2009 og ligger om lag 19 kilometer nordaust for Njordfeltet og om lag 10 kilometer vest for Draugen. Utbyggingsplanen innebærer produksjon fra enn produksjonsbrønn samt enn vanninjektor knyttet til Njordfeltet. Produksjonen kan starte i 2012.

>> 9. 7/7-2 nemo•Utvinningstillatelse: 148

•Operatør: Lundin Norway AS


7/7-2-funnet (Nemo) blei gjort i 1992, og ble avgrenset med flere brønner i 1993 og 2008. Funnet ligger 43 kilometer nordvest for Ula-innretningen. Utbyggingsløsningen blir trolig en havbunnsramme knyttet til en moderinnretning i britisk sektor.

>> 10. 24/9-9 s bøyla•Utvinningstillatelse: 340

•Operatør: Marathon Petroleum Norge AS


4/9-9 S (Bøyla) ble påvist i 2009. Funnet ligg om lag 28 kilometer sør for Alvheimfeltet. Havdypet er om lag 120 meter. Funnet er planlagt utbygt med en havbunnsinnretning knyttet til Alvheim.

>> 11. 2/12-1 mjølner•Utvinningstillatelse: 113

•Operatør: Hess Norge AS

•Ressurser: Olje: 3,0 millioner Sm3, Gass: 0,8 milliarder Sm3 og NGL: 0,1 millioner tonn.

2/12-1 Mjølner ble påvist i 1987 og ligger nær grenselinjen mellom dansk og norsk sektor. Den planlagte utbyggingsløsningen er en havbunnsramme knyttet til Vallhall.

>> 12. 15/3-4 sigrun•Utvinningstillatelse: 025, 187



15/3-4-funnet (Sigrun) ble gjort i 1981 om lag 10 kilometer sørøst for Gudrunfeltet. Den planlagte utbyggingsløsningen er en havbunnsramme knyttet til Gudrun.

>> 13. 34/8-13 a titan•Utvinningstillatelse: 120



34/8-13 A (Titan) ble påvist i 2009 like øst for Visundfeltet innenfor Visund avtaleområde. Man vurderer å byggje ut den nordlige delen av Visund på nytt etter at havbunninnretningen ble stengt ned i 2006. 34/8-13 A Titan kan da bli knyttet til en ny havbunninnretning her, og/eller bli utviklet gjennom brønner boret fra Visund A-plattformen.

>> 14. 6/1-7•Utvinningstillatelse: 001B, 242

•Operatør: Det norske oljeselskap ASA


16/1-7 ble påvist i 2004, om lag 30 kilometer sørvest for Balder og 10 kilometer fra 16/1-9 (Luno). Funnet kan bygges ut med en havbunnsinnretning som skal knyttes til en utbygging av funnene 16/1-8 eller 16/1-9.

>> 15. plass: 31/2-n-11 h•Utvinningstillatelse: 054



31/2-N-11 H-funnet ble gjort i 2005 i den nordlige delen av Troll Vest. Oljen vil bli produsert med en havbunnsinnretning knyttet til Troll C.

>> 16. plass: 1/5-2 flyndre•Utvinningstillatelse: 018 C, 297

•Operatør: Maersk Oil PL 018 C Norway AS

•Ressurser olje: 0,2 millioner Sm3

1/5-2 Flyndre ble påvist i 1974, og ligger på begge sider av grenselinjen mellom norsk og britisk sektor i Ekofiskområdet. En PUD skal etter planen leveres til britiske og norske myndigheter innen september 2011. Den planlagte utbyggingsløsningen er en havbunnsramme på britisk side knyttetet opp til moder-plattform på britisk side. Produksjonsstart er ventet i 2013.

feltutvikling>>


Når Det norske anslår kostnadene for utbyggingen av Draupne, er det grunn til å legge merke til at en fellesløsning med Lundins Luno kommer dårligere ut økonomisk enn en selvstendig utbygging.

"De totale investeringskostnadene for Draupne-prosjektet er foreløpig beregnet til 16-19 milliarder kroner, avhengig om det blir en leiet løsning av feltsenter eller en lisensbygd og eiet løsning som velges. Foreløpig kostnadsanslag for Draupne-prosjektet ved en samordnet utbygging med Luno er 17-20 milliarder kroner", skriver Det norske i sitt konsekvensutredningsprogram.

- brønnhodeplattform mest sannsynligLundin har, på sin side, signalisert at det kan gå mot en selvstendig utbygging av deres Luno-funn. Og etter det Offshore.no kjenner til, har også svensene kommet til at en egenutbygging er det billigste alternativet.

- Vi jobber intensivt med å få planen klar og vurderer ulike utbyggingskonsept, men nå er det mest sannsynlige en brønnhodeplattform. Men, det finnes flere alternativer, og det kan endre seg frem mot levering av PUD, sier informasjonssjef Maria Hamilton i Lundin til Offshore.no.

Slike uttalelser er alt annet enn musikk i ørene til Oljedirektoratet, som har ivret for mest mulig samarbeid.

- OD ønsker ikke på kommentere andre aktørers utspill i media, men vil påpeke at det er viktig at det avsettes tilstrekkelig tid til vurdering av de ulike alternativene før det konkluderes. Samordning i området kan være alt fra å utnytte felles infrastruktur for oljetransport, gasstransport, felles logistikktjenester og så videre til en felles samordnet utbygging med felles innretning, sier pressekontakt Eldbjørg Vaage Melberg i OD til Offshore.no.

lisens 265 meldte seg utStatoil er operatør for den nærliggende lisensen 265, det skal bores to letebrønner i år. Partner Det norske har tidligere sagt at selskapet tror fjorårets største funn, Avaldsnes, strekker seg inn i Statoil-opererte Ragnarrock i lisens 502, samt at den største oljekolonnen er ventet å ligge i lisens 265, noe som støttes av Statoils storfunn på Aldous Major-prospektet.

Men av konsekvensutredningsprogram framgår det at partnerskapet i 265 tidlig trakk seg ut av samarbeidsdiskusjonene.

”Da lisens 265 ikke kunne forplikte seg til å ta del i investeringene, ble Draupne/Hans/West Cable og Luno lagt til grunn for felles evaluering av samordningspotensialet”, skriver Det norske.

møter med statoilOffentlige dokumenter viser også at det har vært møteaktivitet mellom Oljedirektoratet, Olje- og energidepartementet og Statoil der Draupne- og Luno-utbyggingene har vært tema.

- Hvilken rolle ser OD for seg at Statoil skal spille i dette området?

- Hvilken rolle Statoil skal spille i en slik fellesutbygging, er ikke en del av vår vurdering. Statoil er en av flere rettighetshaver i området. OD har utfordret rettighethavergruppene til å vurdere samordnet utbygging i et brev fra januar 2010, og har etter det hatt løpende kontakt med rettighethaverne om den beste utbyggingsløsningen samlet sett for området. OED er selvsagt også en del av den dialogen, sier Vaage Melberg.

16-20 milliarder Det norske står foran mange viktige valg når selskapet nå forebereder utbygging av funnene Draupne, Hanz og West Cable.

Ifølge selskapets konsekvensutredningsprogram, vil investeringene beløpe seg til mellom 16 og 20 milliarder kroner.

Totalt utvinnbare oljeekvivalenter etter 15 års produksjon forventes å være 23 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Forutsatt en oljepris på 120 dollar fatet, betyr dette verdier for opptil 146 milliarder kroner.

Og Statoil er en joker i milliardspillet om utbyggingen av området.

luno gjør draupne dyrere


OFFSHORE & ENERGY


alternativeneUtbyggingsalternativer som skal studeres for Draupne-prosjektet fram til konseptvalg er følgende:

1. FPSO og tilknytning til brønnhodeplattform (WHP).

2. Bunnfast plattform med prosessering og boligkvarter, oljeeksport med ny rørledning til Grane, oljerør og videre transport til Sture.

3. Bunnfast plattform med prosessering, boreanlegg og boligkvarter, og oljeeksport som alt. 2.

Dersom det blir besluttet å gjennomføre en samordnet utbygging med Luno-feltet hvor Lundin er operatør, vil det bli etablert et felles områdesenter.

Det skal studeres følgende alternativer:

1. FPSO

2. Bunnfast plattform, både med og uten

borefasiliteter.

"Foreløpig konseptvalg innebærer boring av totalt 15 brønner, hvorav 8 oljeprodusenter og 7 vann-injeksjonsbrønner. I tillegg er det planlagt for 5 reserve brønnslisser. Boring er planlagt

med bruk av vannbasert borevæske i de øverste seksjonene, og oljebasert borevæske i de nederste seksjonene", skriver Det Norske i konsekvensutredningsprogrammet.

PUD er planlagt innlevert i september.

146 millioner per dag

35 milliarder i åretDet er her snakk om så store tall, at det blir i overkant fristende å sette de i perspektiv. Altså, totalt er det snakk om 140 milliarder kroner. Dette blir årlig 35 milliarder, 2,9 milliarder per måned eller 146 millioner kroner per arbeidsdag. Til sammenligning koster det nye operahuset i Oslo 4,1 milliarder kroner.

-140 milliarder under gjennomføring-Vi har prosjekter for vel 140 milliarder kroner under gjennomføring. Disse fordeler seg relativt jevnt på følgende tre hovedporteføljer:

1 Green field, eller nye feltutviklinger (f.eks Gudrun og Valemon). Altså fordeles dette på relativt få prosjekter.

2. Brown field projects, eller modifikasjonsprosjekter. Her er det snakk om ganske mange prosjekter.

3 Subsea- prosjekter, f.eks fast track prosjekter, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby til Offshore&Energi.

Ifølge Skauby vil disse investeringene være i perioden 2011-2014.

gudrun og ValemonFeltutbyggingsprosjektet Gudrun har en estimert prislapp på 21 milliarder kroner og Valemon har omtrent samme utbyggingspris. Gudrun er et olje- og gassfelt i Sleipner- området. Produksjonsstart er planlagt til første kvartal 2014.

VedlikeholdTotalt koster V&M-prosjekter oljeselskapene anslagsvis mellom 20-25 milliarder kroner per år, og selskapet har tidligere varslet de helt store investeringene i kommende år.

fast-trackStatoil planlegger investeringsbeslutninger på rundt 30 milliarder kroner bare i år.

Siden januar har selskapet levert planer for utbygging og drift av hele fire felter, Visund sør, Vigdis nordøst, Katla og Hyme.

I tillegg er det ventet investeringsbeslutninger

for ytterligere fire prosjekter, Fossekall-Dompap, Visund nord, Gamma-Harepus og Snorre B template i løpet av det neste året. Vilje sør kommer også inn som et tilleggsprosjekt i eksisterende infrastruktur.

- I tillegg har vi seks andre funn og prospekter som vi jobber konkret med å få inn i porteføljen. Ambisjonen er å jobbe med 15 prosjekter parallelt slik at vi kan få fem nye i produksjon hvert år, sier Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutvikling på norsk sokkel.

ssb-talleneInvesteringene til olje- og gassvirksomheten for 2011, inkludert rørtransport, blir nå anslått til 148,8 milliarder kroner av Statistisk sentralbyrå. Dette vil i så fall være13 milliarder mer enn i toppåret 2009 og dermed all-time-high for investeringer på norsk sokkel.

SSB støtter dermed oppunder en rapport fra Rystad Energy som sier det ikke vil bli investert mer penger noe annet sted enn på norsk sokkel de fire neste årene.

Totalt skal Statoil investere 140 milliarder kroner i perioden 2011 til og med 2014.


feltutvikling>>


I 2008 viste en studie utarbeidet av Oljedirektoratet at elektrifisering av installasjoner på norsk sokkel ville koste 1600 kroner per tonn redusert CO2.

Offshore.no har gått gjennom utbyggingsplaner som er levert inn siden dengang, og oljeselskapene egne beregninger viser at kostnadene i snitt er dobbelt så høye som anslått av OD.

her er prisene som operatørene selv har kommet fram til:Ekofisk (ConocoPhillips) - 3585 kroner per tonn.

Valemon (Statoil) - 3110 kroner per tonn (beregnet av OD).

Gudrun (Statoil) - 5500 kroner per tonn.

Bøyla (Marathon) – 2457 kroner per tonn.

Knarr (BG) – kostnad ikke oppgitt, men kraft fra land vurdert som "ikke hensiktsmessig".

Goliat (Eni) - kostnad ikke oppgitt, men kraft fra land er valgt som delløsning, noe som vil redusere utslippene med 115.000 tonn CO2 årlig.

Hva er så årsaken til at Oljedirektoratet bommet såpass grovt da kostnadene ble beregnet så

seint som i 2008? Sjefingeniør Arne Nilsen i OD mener svaret er åpenbart.

- Beregningene i rapporten forutsetter at man ser på områdeløsninger, altså at flere felter slår seg sammen for å finne felles løsninger. Men dette er komplisert materie og krever kommersielle forhandlinger mellom lisensene. De nevnte feltene ligger langt fra land og beregningene er gjort uten tanke på samordning, ikke engang på Ekofisk har man sett på behovet for en fellesløsning, sier Nilsen til Offshore.no.

Ifølge planene for utbygging og drift av Ekofisk sør og Eldfisk 2, ble det utredet en felles løsning med BPs Ula. Men denne fellesstudien ble avsluttet da BP fant ut at det var teknisk mulig å øke levetiden på kraftgenereringspakken på Ula fram til 2028.

- Hva må til for at kraft fra land skal være et reelt alternativ?

- Kostnadene må ned, og det må være et åpenbart behov for ny kraft eller for å skifte ut gamle turbiner. Nybygg nær land, som Goliat og Gjøa, er mest aktuelle for elektrifisering, da disse kan få kraft ut via vekselstrømanlegg og dermed slipper store omformerstasjoner og

tilhørende utgifter, sier Nilsen.

Fremskrittspartiets energipolitiske talsmann, Ketil Solvik Olsen, mener disse tallene viser at målene som er satt for elektrifisering av sokkelen er urealistiske.

-Jeg tror også det reflekterer at det politiske målet har vært for sterkt førende for de konklusjoner man kommer med i rapporter. Situasjonen skaper store utfordringer fordi man politisk har lagt seg på en linje som ikke er gjennomførbar, men hvor slike dogmatiske standpunkt fastholdes alt for lenge med bakgrunn i enkeltrapporter, sier han og legger til at han mener at elektrifisering bør være et tiltak initiert av oljeselskapene, ikke av myndighetene.

tidligere anslag for elektrifiseringskostnad1350-3100 kroner: Klimakur 2020. (2010)

1600 kroner: Studie utarbeidet av Oljedirektoratet sammen med Norges vassdrags- og energidirektorat, Statens forurensningstilsyn og Petroleumstilsynet. (2008).

981 kroner: Studie utført av OD og NVE for sørlige Nordsjøen (2002).

200-250 kroner: Bellona (2007).

Tidligere rapporter bommer grovt, viser en gjennomgang Offshore.no har gjort av nye utbyggingsplaner.


Kraft fra land blir dobbelt så dyrt

Technology-driven global solutions from the world’s leading subsea contractor

Within the domain of subsea hydrocarbon field development, Technip’s activities cover the design, manufacture and installation of rigid subsea pipelines and umbilicals. Technip is a key player on this market thanks to its first-class range of subsea pipe technologies and industrial and operational assets.

The Group has three flexible pipe manufacturing plants, three umbilical production units, five reeled rigid pipe spoolbases and a constantly evolving fleet strategically deployed in the world’s major offshore markets.

www.technip.com

taking it further subsea

Meet us at Hall B / Stand 2310 &Young Professionals

feltutvikling>>


Petoro som opererer statens eierandeler på norsk sokkel, som er medeier i 38 produserende felter, er den fremste pådriveren for økt utvinning. Åm-utvalget kom til at det kan hentes ut reserver verdt 7.000 milliarder kroner ved rette utvinningsgrep, et tall Petoro stiller seg bak. Det største problemet er ifølge Petoro at det bores alt for få brønner. Det må bore to til

tre ganger flere brønner enn hva tilfellet er i dag. Dette er ikke nytt.

Dette har Petoro brukt nær sagt hver eneste anledning til å fremheve de siste par-tre årene. Problemet er mangel på rigger og svært høye riggrater. Nå er riggene så dyre å ha i drift at det skal svært høye oljepriser til for å forsvare mange nye brønner.

Nå er ikke lenger oljeprisen et problem. Den er høy nok, så nå stopper det ofte på kapasitet, både på riggfronten og på de stasjonære boreanleggene på eksisterende plattformer. Det er ofte ikke nok brønnslisser eller dekksplass.

Men første bud er å bore to til tre ganger flere brønner enn hva vi gjør i dag, og så langt ligger vi dårlig an.

- Halvparten av det vi kan oppnå ved IOR tror vi vil komme fra boring av flere produksjonsbrønner. Med dagens boretempo, vil det ta så lang tid at dagens installasjoner vil være for gamle. Som vi har sagt

mange ganger før; antallet brønner må dobles eller tredobles, ellers vil man faktisk ikke engang få ut de reservene vi har regnet med, sier Erik Søndenå i Petoro til Offshore.no.

Brønnhodeplattformer letter trykket

Det finnes ikke nok borekapasitet til å komme i

nærheten av dette målet. Petoro, som styrer statens direkte økonomiske investering, SDØE, på sokkelen, og som er medeier i 38 felt, anslår at det på disse feltene alene må bores 1100 brønner. Og det i løpet av overskuelig fremtid.

- I vår SDØE-portefølje må det bores 1100 brønner. Vi er inne i 38 felter, men 800 av disse brønnene må bores på de største åtte feltene, sier Søndenå, og henviser til feltet Snorre, der det jobbes med å få på plass en til to nye brønnhodeplattformer for å øke borekapasiteten.

- Hva skjer med Snorre og to foreslåtte nye brønnhodeplattformer?

- Det har vi vært en ivrig pådriver for, for dette kan bidra til å få bore flere nye brønner. Husk vi må doble eller tredoble antallet produksjonsbrønner på norsk sokkel. På mange eksisterende plattformer er det ikke ledig borekapasitet. Det jobbes konkret med nye brønnhodeplattformer, så i løpet av det neste året, vil det skje mye spennende. Dette vurderes også på alle større felt.

enorme investeringerIfølge Petoro er det behov for flere slike nye plattformer på norsk sokkel. ConocoPhillips regner med investeringer på mellom 60-70 milliarder kroner, inkludert boring, for to slike plattformer på Ekofisk, så det er snakk om svært store investeringer. Men antall plattformer vil ikke Søndenå spekulere for mye i:

- Hvor mange brønnholdeplattformer snakker vi om?

- Jeg vil ikke ut med antallet, men det er snakk om en håndfull, sier Søndenå.

Han vil ikke konkretisere antallet videre, men med en stykkpris på mellom 20 og 30 milliarder, inkludert borekostnader, kan fort beløpet komme opp i et hundretalls milliarder kroner.

Her er oppskriften på Olje-Norges største problem.

Vi trenger en håndfull nye plattformer


Finding the right solution has been our driving force for 10 years.MSS provides future-oriented, environmentally friendly and weight-saving modules, access solutions, passive fire & blast protection and well servicing rental units to the oil and gas industry. We have specialised expertise in the design and fabrication of all types of modules and in walkways and access solutions made of composites.

MSS is co-owner of the companies Albatross Services (with its subsidiary Albatross OIS Verksted) and RK Offshore. The company group provides complete EPCI projects within the disciplines of mechanical, structural, piping, HVAC, refrigeration and electro, in addition to the repair and upgrade of drilling equipment. At present, the group employs more than 120 people at its locations in Stavanger, Bergen and Kristiansund.

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

feltutvikling>>


bp planlegger ny plattform

Det er revitalisering av gamle felt og utbygging av Snadd Nord-funnet ved Skarv som vil kreve milliarder i investeringer.

-En prosjektgruppe er i arbeid for å se på mulighetene for en videreutvikling/re-development av Hod-feltet. Det vil kunne utløse milliardinvesteringer, men utredningsarbeidet er ikke ferdig og alle beslutningene er heller ikke tatt per dags dato, sier pressetalsmann i BP Norge, Jan Erik Geirmo, til Offshore.no.

-fra 15 til 45 prosentHod produserte ifølge Geirmo godt frem til 2000,men så ble det problemer med trykket i brønnene og gassløft ble installert og produksjonen startet opp igjen, men reservoartrykket fortsatte å falle.

-Vi har kun tatt opp ti til 15 prosent av ressursene på Hod. Den langsiktige

målsetningen er å klare 40-45 prosent. Det er et stort prosjekt som vi regner med vil føre til en bruttoproduksjon på 100 millioner fat olje. I august 2009 ble det etablert en prosjektgruppe for å se på mulighetene for at Hod kunne revitaliseres. Flere alternativer ble vurdert og vi er i gang med å utrede ett av disse, som innebærer en ny plattform og boring av 12 til 16 brønner, sier Geirmo.

beslutning i høstBP er nå i en utredningsfase og vil gå inn i defineringsfasen i løpet av høsten 2011.

-Vi er nå i ”select”-fasen og vil gå videre inn i ”define”-fasen i løpet av sommeren. Selve byggingen, kan komme i gang midten av 2012, med sannsynlig installasjon i løpet av første halvår 2014 etterfulgt av oppstart i fjerde kvartal samme år. Boringen ventes ferdig medio 2017, sier Geirmo.

bp og hessHod-prosjektet styres fra BP-hovedkvarteret på Forus i tett samarbeid med partneren Hess.

- Hver fase i prosjektet skal formelt godkjennes og vil trolig ende opp i ferdig plan for utbygging og drift første halvår 2012. Vi har tre fokusområder i samarbeid med følgende bedrifter: modifikasjoner: Aker Solutions, bygging av ny plattform: KBR Kellog Brown & Root i Storbritannia, og rørledningene på havbunnen i samarbeid med selskapet Genesis.

skarvBP har tidligere påvist nye reserver i nærliggende Snadd Nord funnet og det regnes også som sannsynlig at det finnes betydelige reserver i tilstøtende lisenser.

-Dere har tidligere snakket om at det skal bores en rekke brønner på Skarv, og at håpet er å påvise mer reserver i området, og at Skarv skal bli et feltsenter i området. Hva er status her nå?

-Nå borer vi nye brønner, og i fase 1 skal det bores 16 brønner totalt. Vi har riggen Borgland Dolphin som avløses av boreriggen Polar Pioneer i løpet av juni. Boringen skal være ferdig i løpet av fjerde kvartal 2012. I fjor gjorde vi et funn på Snadd Nord-prospektet, som påviste produserbare ressurser på mellom 50 til 100 millioner fat oljeekvivalenter, et av de større funnene på norsk sokkel i fjor. Dette funnet er viktig for oss og vil bidra til å få bedre utnyttelse av kapasiteten i prosessanlegget på Skarv, testproduksjonen fra Snadd Nord vil starte senere i år, sier han.

optimisme i norskehavetIfølge Geirmo var funnet av Snadd Nord veldig positivt, og selskapene er også optimistiske med hensyn til andre, ikke oppdagede ressurser i noenlunde samme området.

-Det er også andre prospekter enn Snadd Nord både i lisensen, og utenfor, så vi er optimistiske. Gassbehandlingsanlegget ombord Skarv vil være fullt opptatt i de neste fem årene, men etter hvert vil det kunne være kapasitet til andre reserver, sier han.

Selskapet har store investeringsplaner på norsk sokkel.


OFFSHORE & ENERGY


lederbonuser hindrer økt utvinningKortsiktighet belønnes.

Oljeselskaper som belønner ledere basert på kortsiktige produksjonsmål er med på å hindre økt utvinning på norsk sokkel.

Det mener Petter Osmundsen, som er professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger.

- Lederbonuser basert på kvartals- eller årsproduksjon på enkeltfelt hemmer behovet for økt utvinning. Et slikt belønningssystem, som er relativt vanlig på norsk sokkel, er ikke forenelig med selskapets og reservoarets behov for langsiktighet. Dette er en utvikling som er blitt intensivert de siste fem årene, og den kan også være til hinder for samarbeid mellom lisenser og faktisk også samarbeid internt i enkelte selskaper, sier Osmundsen til Offshore.no.

både selskaper og myndigheter- Oljeindustrien har behov for langsiktighet, men per i dag er det altfor mange som tenker kortsiktig, både blant selskaper og myndigheter. Hvis man utelukkende belønner korttidsproduksjon, vil det ramme langtidsproduksjonen.

Åm-utvalget mener AS Norge kan gå glipp av 15 milliarder fat olje eller verdier for om lag 7000

milliarder kroner hvis man ikke tar de rette grepene, og petroleumsprofessoren delte sine tanker om økt utvinning på første dag av NPFs feltreservoar-konferanse i Stavanger i går.

pisk og gulrotOsmundsen mener at oppskriften for å stimulere selskapene til økt utvinning er å bruke både pisk;

- Dersom et selskap ikke lykkes med å oppfylle sine planer, for eksempel ikke klarer å bore så mange brønner som man har varslet i PUD, må det få konsekvenser, blant annet i form av lisenstildelinger. Dette må imidlertid balanseres mot ønsket om å tildele lisenser til selskap med erfaring, kompetanse, og gode søknader.

og gulrot; - Skattelette har gitt gode resultater på leting, og bør også være aktuelt for å stimulere til økt utvinning. Erfaring viser at selskapene er svært mottakelige for denne typen tiltak og at belønningen ikke nødvendigvis trenger å være så stor for at man skal få til en endring.

osmundsen tar også til orde for å styrke petoro. - Petoro må oppbemannes og få anledning til å

handle med lisenser. Selskapet har per i dag en altfor spredt portefølje. Selskapet forvalter alle statens lisenser og hadde i 2009 et budsjett på 260 millioner kroner. Til sammenlikning fikk et enkeltselskap en bonus på over 500 millioner kroner i forbindelse med forvaltning av oljefondet.


www.aak.no

• Engineering

• Inspection & Integrity

• Rope Access

• Installation & Modification

• Decommissioning

• Workshop Services

• Fabrication

• Courses & Training

AAK is a total service provider of inspection and repair solutions

BERGEN • STAVANGER • KRISTIANSUND • TØNSBERG • ÅNDALSNES

Adv Gas_GFcombi306_320_210x144.indd 1 5/9/11 4:48 PM

Developed by Arrow to meet the stringent

environmental requirements of HOCNF and OCNS

for use offshore on board ships and drilling platforms

in the North Sea, ECAD is an exceptionally versatile

cleaning and degreasing solution.

ECAD

D E V E L O P E D B Y A R R O W , D E L I V E R E D B Y A C O

www.acobergen.no

Environmental Cleaner and Degreaser

Meet us at OTD 2011. Hall C, stand 3501

feltutvikling>>


BG etablerte seg i Norge så seint som i 2004, men står allerede foran to utbygginger, Gaupe og Knarr. I tillegg har selskapet ambisjoner om å levere plan for utbygging og drift av et tredje felt, Bream, i løpet av de neste 12 månedene.

Det betyr at selskapet er blant de aller mest vellykkede i rekken av nykommere som de siste seks-sju årene har etablert seg i Norge.

gaupe Første funn i 2008, men PUD er allerede godkjent. Gassfelt med planlagt produksjon fra to brønner. Produksjonen går i rørledning til den britiske Armada-plattformen. De totale investeringene er beregnet til 2,7 milliarder kroner. Målet er å være i produksjon bare 18 måneder etter innsendelsen av PUD.

- Dette vil bli BGs første produserende felt i Norge og vil gjøre oss til den niende produserende operatøren på norsk sokkel, sier administrerende direktør Vince Graham i BG Norge til Offshore.no.

knarrUtbyggingsplanen er anbefalt av Regjeringen, og BG håper på endelig

godkjenning fra myndighetene tidlig juni. Investeringene knyttet til Knarr er anslått til 6,3 milliarder kroner ved utbygging av Knarr sentral og 11,2 milliarder kroner ved utbygging av både Knarr sentral og Knarr vest. I tillegg kommer leiekostnader til flyteren. Planlagt produksjonsstart er 2014.

bream- Her er partnerskapet i innspurten av konseptvalgfasen. Vi venter å levere PUD i løpet av det neste året, sier Graham.

Men suksess har også sin pris. Og veien fra et reint leteselskap til et lete- og produksjonsselskap har i noen grad vært kronglete.

- Denne overgangen byr på både utfordringer og muligheter, sier Graham.

Selskapet har hatt skuffende resultater på to letebrønner der forventningene var høye - Mandarin i 2010 og Gullris nå nylig. Og BGs norske leteavdeling, lokalisert i Stavanger, har mistet flere av sine nøkkelmedarbeidere det siste året.

Men norgesdirektøren avviser at dette er et uttrykk for at leting blir nedprioritert på bekostning av utbygginger:

- Vi har økt bemanningen i Norge fra 70 til rundt 200. Og våre geologi- og undergrunnseksperter vil fortsatt ha fokus på mulighetene for å videreutvikle de nye produksjonssentrene som vi nå bygger ut, sier han.

I den 21. konsesjonsrunden måtte selskapet nøye seg med én lisens, 40 prosent andel og operatørskap i 599, vest i Norskehavet.

utbyggingsrush på rekordtidBG har vært blant de mest suksessrike nykommerne på norsk sokkel, men selskapet opplever også voksesmerter.


administrerende direktør Vince Graham i BG Norge.

300 BAR

The value of international expertise to support your operations in:

Construction and Maintenance Subsea works

Support services and Living quarters Well servicesOnboard analysis and Process control On-site nitrogen generation

Industrial Gasesand Equipment Solutions

Visit our website www.airliquide.noContact us at [email protected] or tel +47 56 33 44 33

v & m>>


Petroleumstilsynet og tillitsvalgte sa nei, men Statoil fikk likevel dispensasjoner fra Arbeidsdepartementet til å la offshoreansatte dele lugarer i forbindelse med revisjonsstansen på Statfjord A.

- Døgndeling på Statfjord A reduserer således både inntektstapet ved revisjonsstans og er videre en bidragsyter til forlenget levetid på feltet, som bidrar til målsettingen om høyest mulig utvinningsgrad og bevarer arbeidsplassene, sier Ola Anders Skauby, informasjonssjef i Statoil, til Offshore.no.

Statoil er fornøyd med beslutningen og mener også at AS Norge har grunn til å glede seg. Lugardeling kan nemlig, ifølge selskapets beregninger, redusere tapet som følge av revisjonsstanser med inntil 15 prosent.

- Ut fra dagens omfang av revisjonsstanser, vil dette på felt operert av Statoil kunne gi en forbedring som tilsvarer en nåverdi på inntil 3 milliarder kroner. Det aller meste av dette er inntekter som ville tilfalt fellesskapet gjennom skatter og eierutbytte, sier Skauby.

- ingen endring av regelverketPetroleumstilsynets avgjørelse om å nekte Statoil lugardeling på Statfjord A ble altså satt til side av Arbeidsdepartementet. Det betyr ikke at tilsynet nå vil gi grønt lys for liknende søknader i tiden framover.

- Vi tar departementets avgjørelse til etterretning, men vår fortolkningen av regelverket forblir uendret. Vil fortsette å håndheve regelverket inntil det eventuelt skulle foreligge en endring i dette, sier pressekontakt Inger Anda i Ptil til Offshore.no.

23 stanser i årTil sammen skal Statoil innen oktober gjennomføre 23 revisjonsstanser på de installasjoner og anlegg på norsk sokkel.

- Revisjonsstanser er den største enkeltstående bidragsyter til tapt/utsatt produksjon og innebærer dermed betydelige reduksjon av inntekter for rettighetshaverne og for staten. De senere årene har regularitetstapet knyttet til revisjonsstanser på Statoil-opererte felt vært 3 til 4 prosent. Varigheten av en revisjonsstans er i så måte av stor økonomisk betydning. Ved mer fleksibel utnyttelse av boligkvarterene, selvsagt gitt tilfredsstillende bomiljø, vil tapet kunne reduseres, sier Skauby.

- Departementet har lagt vekt på at feltet er inne i haleproduksjon. Forsinkelser i reduksjonen av trykket vil kunne påvirke trykkfallet i hele Statfjordfeltet og dermed den langsiktige produksjonen til alle tre Statfjordplattformene. Dette vil kunne vanskeliggjøre en fornuftig ressursutnyttelse og medføre at arbeidsplasser forsvinner tidligere enn nødvendig, sier arbeidsminister Hanne Bjurstrøm til Offshore.no.

lugardeling gir milliardgevinstMen Ptil endrer ikke praksis.


statfjord a, Statoil


Etter at det i midten av februar ble avdekket at komponenter levert av smia Special Forged Products ikke hadde samme kvalitet som angitt i sertifikatene, er det jobbet hardt for å få oversikt over omfanget av saken.

26 leverandørerTotalt er 745 mulig falske sertifikater undersøkt. 109 av disse hadde uregelmessigheter.

Totalt skal 26 leverandører og underleverandører ha fått leveranser fra Special Forged Products, og ni av de 109 sertifikatene tilhørte leveranser til Statoil. Sju av disse var endekoplinger på fleksible stigerør.

- ingen økt risikoRev, Visund, Snorre, Veslefrikk, Norne, Marulk, Åsgard og Gjøa er blant installasjonene der man har funnet avvik. Men etter gjennomgang og testing av de aktuelle komponentene, har Statoil kommet fram til at disse ikke utgjør noen stor sikkerhetsrisiko.

- Vi har tatt en grundig gjennomgang og er i ferd med å avslutte saken fra vår side. Konklusjonen er at de forfalskede sertifikatene ikke har noen konsekvenser for risiko og barrierer, sier Ola Anders Skauby, Statoils informasjonssjef for norsk sokkel, til Offshore.no.

knyttes til enkeltpersonerI en presentasjon Statoil har holdt for Petroleumstilsynet, kommer det fram at Special

Steel Group, som er morselskapet til Special Forged Products, har dokumentert at avvikene kun kan knyttes til to enkeltpersoner som jobbet i smia, ikke selskapets enheter for testing og varmebehandling.

petroleumstilsynet har fulgt saken tett. - Statoils konklusjon er at dette omhandler endekoblinger i karbonstål og at det ikke er noen signifikant økt risiko for at alvorlige hendelser skal inntreffe som følge av dette. Vår oppfatning er at Statoil har hatt en god oppfølging og har kontroll. Alle leveranser med forfalskede materialsertifikater til Statoil er innenfor internasjonale standarder og dermed i tråd med vårt regelverk, sier pressekontakt Ole-Johan Faret i Petroleumstilsynet.

ingen sammenheng med Visund-lekkasjenDet ble i en periode spekulert i at de forfalskede sertifikatene hadde spilt en rolle da et stigerør sprang lekk på Visund i april. Det viste seg å være feil.

- Det er en annen type stigerør, en helt annen problemstilling og en annen leverandør, så sakene kan på ingen måte relateres til hverandre, sier Faret.

Statoil i ferd med å avslutte saken.

109 falske sertifikater funnet

Helgeland offshore ASTlf. +47 99 23 78 72

w w w . h e l g e l a n d o f f s h o r e . n o

UnikNYTT I NORGE

LASERTEKNOLOGI på SPESIALSVEISINGpå

• Sterk beskyttelse, lengre levetid• Høykvalitets slitasjebeskyttelse

• Avansert teknologi• Miljøvennlig

• Effektivm

yeim

edia

.no

- MYM

E000

3


v & m>>


Totale gjenværende reserver i norske felt, funn og uoppdagede ressurser ifølge Oljedirektoratets ressursregnskap 16,9 milliarder fat olje. En ny teknologi under utvikling og testing gjør at man kan øke utvinningen på flere norske felt med en til to prosent, eller mellom 169 til 338 millioner fat olje ekstra. Legger man en oljepris på 100 dollar fatet og en valutakurs på 5,5 kroner til grunn betyr det merverdier for mellom 92,9 milliarder til 185,9 milliarder kroner. Men. Og det er et men her: Den nye teknologien kan så langt ikke brukes på alle felt, og det forskes det på nå:

smart vannStatoil og partnere har med hell testet såkalt ”smart vann” på Heidrun-feltet, og håpet er at dette kan på flere felt på norsk sokkel, og at det vil resultere i èn til to prosents økt utvinning på disse feltene. Men, før man vet dette med sikkerhet, må det testes videre, og det er det konkrete planer om.

Sjefsingeniør i Petoro, Erik Søndenå, bekrefter overfor Offshore.no at smart vann kan føre til store verdiøkninger gjennom økt utvinning, men han vil ikke ut med noen tall ennå:

-I en del tilfeller kan man få mye ekstra olje ut av en brønn ved injeksjon av smart vann som å bore en ekstra produksjonsbrønn. Ved bruk av smart vann, er kostnaden ti dollar per fat. Ved

en oljepris på 100 dollar, vil man altså ha et nettoutbytte på 90 dollar. Per fat.

-Totale tall for norsk sokkel?

-Nei, det vil vi ikke gå ut med nå. Jeg vil gjerne se resultatet av pilotbrønnene først. Men det man har sagt, at dersom man kan få ut en prosent eller to på enkelte felt, vil det bety enorme verdier.

-Vil dette lette trykket på antallet produksjonsbrønner?

-Nei, dette er et tillegg, ingen erstatning, sier Søndenå.

Petoro fremhever ofte at det må bores to til tre ganger, altså mellom 200 og 300 prosent flere produksjonsbrønner på norsk sokkel enn hva som gjøres nå, ellers kan det få alvorlige konsekvenser i form av at flere modne felt vil måtte stenge før tiden. Dette vil i tilfelle få alvorlige økonomiske konsekvenser for våre oljeinntekter.

-Hva er smart vann?

-Smart vann vil si at man gjør noe med injeksjonsvannet i reservoaret . Dette er egentlig en enkel metode. Vanlig vanninjeksjon gjør at vannet går der det er enklest å strømme hvilket medfører at en del områder med olje ikke blir flømmet. Smart vann som kan beskrives som popcorn, der nanopartiklene vil kunne ”poppe” opp som popcorn og stenge de letteste veier for vann slik at det går i uflømmede områder, sier Søndenå.

mye forskningIfølge Søndenå har det vært en mye forskning på dette økt utvinning på norsk sokkel på 1980-1990 tallet.

-Staten og oljeselskaper investerte den gang store summer på forskning innen dette området. På 1990-tallet kom man så langt at forskningen resulterte i pilotprosjekter. Så falt oljeprisen

drastisk, og forskningen ble lagt brakk i lange tider fra slutten av 1990-tallet av. Fagfolkene som jobbet med dette fant seg i stor grad andre jobber og forsvant fra miljøet.

-Og statsmidlene ble også mindre?

-Ja, det stoppet opp stort sett, og EOR-programmene ble lagt ned på 1990-tallet.

forskningen fortsatte i usaIfølge Søndenå holdt forskningsmiljøet seg bedre i USA, mye i kraft av universitetsforskning.

-Under en konferanse i Tulsa, USA i 2008, opplevde vi en ny vår innen EOR. Her ble vi presentert for en del ny og spennende teknologi som ikke fantes på 1990-tallet. De som lå lengst fremme, var BP som hadde forsket on- og offshore. Det var spesielt to teknologier vi bet oss merke i, det ene var avsalting av vannet. Det andre var ”bright water”. En fordel med smart vann er at det ikke trengs store investeringer. . Det spesielle med avsalting er at det er miljøvennlig. Det brukes ikke kjemikalier, men avsalting krever til dels store anlegg, og det kan bli et problem med plass. Omtrent på samme tid begynte også Statoil å se på dette i laboratorieforsøk, så ble dette testet ut på feltene Heidrun og Snorre. På Heidrun fikk det godt resultat, men ikke på Snorre.

Heidrun ja. Snorre nei.

Grunnen til at resultatene ikke ble gode på Snorre-feltet var at undergrunnen og oljen er av en annen sammensetning.

-Et problem med å teste dette i praksis, er at det kan ta lang tid å få konklusive resultat på et felt. Det BP gjorde, og det vi i Petoro oppfordret Statoil til å gjøre, var å teste denne prosessen på enkeltbrønner. Da får man raskere svar, og i praksis fikk man på Heidrun faktisk bedre resultater enn hva man hadde oppnådd under laboratorieforsøk, sier Søndenå.

Ny teknologi under utvikling og testing.

norge kan hente ut store merverdier


OFFSHORE & ENERGY


www.stsgruppen.comMed fremtiden i sikte With the future in mind

Med overtakelse av ANKOs NDT-virksomhet har StS gruppens datterselskap StS engineering utviklet seg til et inspeksjonsselskap i øverste divisjon og med betydelig kapasitet.

Spisset kompetanse og mangeårig erfaring fra olje og gass industrien gir bedriften en unik forståelse av kundenes utfordringer, forventninger og krav.

StS engineering tilbyr et omfattende tjeneste spekter innen inspeksjon samt ingeniørtjenester relatert til ISO-fagene:

� NDT � Sveiseinspeksjon � Prosjektstøtte � Teknologi & Utvikling

NDT og mer

Slik kan oljebransjen unngå store varelager i nord.

fart, presisjon og smidighet


Mer og mer oppmerksomhet og aktivitet flyttes mot nord og det kommer av og til bekymringer fra bransjen i Stavanger om at byen skal miste sin sentrale posisjon som oljehovedstad. Ordføreren i byen, Leif Johan Sevland, har tidligere sagt til Offshore.no at han overhodet ikke frykter en slik utvikling. Fra fraktbransjen har det blitt hevdet at hurtige leveranser nordover direkte vil kunne motvirke en slik utvikling for det overflødiggjør store varelager i nord.

-Bring-konsernet har det siste tiåret kjøpt opp flere små og store selskaper, som så ble Bring, som ble lansert i 2008. Vår Prosjekt avdeling, en avdeling bestående av 30 medarbeidere, som

har vært involvert i de fleste større prosjekter for oljeindustrien i Norge siden tidlig på 1970-tallet, sier Frank Soltvedt, salgssjef i Bring til Offshore.no.

globalt nettverkGjennom selskapets globale nettverk tilbyr vi alle disse tjenester over hele verden.

Supply Base Services er Bring Cargos system for spedisjon og transport for olje- og gassindustrien. Supply Base Services er etablert på alle norske forsyningsbaser og er bygget opp rundt "Oljeekspressen" som består av ca 50 semitrailere som går i rute mellom samtlige oljebaser i Norge.

Hinna Base: Together we deliver

VÅR GULLSTANDARD BYGGER PÅ FLEKSIBILITET, PRESISJON OG FARTHinna Base AS er blitt en del av EMAS AMC, og vi er spesialisert for å serve olje- og gassindustrien i Nordsjøen. Vi har en ideell lokasjon og unike fasiliteter. Pluss personell med enestående kompetanse og erfaring.

Vi tilbyr: mobilisering og demobilisering av fartøy, fleksible fasiliteter, unikt konsept for testing av subsea-utstyr, utleie av utstyr, vedlikehold, testing og sertifisering av utstyr, lagring og preservering av utstyr, logistikktjenester, tollklarering og ISPS.

“Emas” er malaysisk og betyr gull. Vi i Hinna Base har laget vår egen gullstandard. Den bygger på fleksibilitet, presisjon og fart. Dét er standarden vi alltid strekker oss etter – og sammen med kundene leverer vi!

Mel

vær&

Lien

Fot

o: O

. Fur

enes

Din totalleverandør innen avfallsbehandlingFranzefoss Gjenvinning AS tilbyr tankrengjøring av alle typer tanker på skip, oljerigg og landbaserte virksomheter flere steder langs kysten.

Vi utfører:Gassmåling. Rengjøring ved høytrykksspyling. Tørking etter behov Fjerning og rensing av avfallsvann

For skip kan våre tjenester også utføres ved våre egne ISPS godkjente kai anlegg.

Kontakt oss: Espen Fjell +47 952 96 233 Epost: [email protected]

HSEnginee

ringquality i

n the wa

y we do

business

, quality

in the wa

y we dea

l with ou

r supplie

rs and p

artners,

and qua

lity in th

e way we

treat ou

r custom

mers.

Diverter Valves - Cryogenic Valves - Control Valves - Pump Protection - Valve Refurbishment.

BLACKHALL With a broad base of expertise, particularly within the water, power, oil and gas, and cryogenics industries,

Blackhall is able to apply its innovation and experience into virtually any industry.The overriding feature of Blackhall's profile is their ability to listen to specific application problems and apply their innovative

design skills to produce a product that provides the solution.

For more info about Blackhall , please vissit : www.blackhall.co.uk

TriCon Series Butterfly Valves / Check Valves - Metall to Metal Sealing - Zero Leakage.

ZWICKMaximum performance with know-how ” made in Germany”.

Tripple offset valves demands a high level of expertise and a high quality of machining.With over 20 years of experiance in research, development and manufacturing we ensure the

TRI-CON series will meet or exceed the specification required by the industy standards.

For more info about Zwick, please vissit : www.zwick-gmbh.de

wwww.hs

e.as

v & m>>


Lisensflertallet sa opprinnelig nei til å investere 230 millioner kroner i en ny brønn på Veslefrikk, og fagforeningen Industri Energi fryktet at dette kunne medføre at feltet ble nedstengt lenge før planlagt.

Men nå er lisensen kommet til enighet om å bore den omstridte brønnen.

- Veslefrikk har for tiden til behandling en søknad om forlenget levetid hos Olje- og energidepartementet. Vi skal være best på drift av felt i haleproduksjon. Veslefrikk er i så måte et godt eksempel på at vår strategi fungerer, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil til Offshore.no.

erstatningsolje til petro CanadaFor Statoil, som er operatør og eier 18 prosent av feltet, er enigheten internt i lisensen gode nyheter - i dobbel forstand.

Selskapet har nemlig garantert for størrelsen på Veslefrikk og må, som en del av en byttehandel fra 1996, levere erstatningsolje til Petro Canada dersom de utvinnbare reservene på feltet er mindre enn et tidligere ”spesifisert volum”.

garanti på 1,7 milliarder”Per 31. desember 2010 er verdien av gjenværende volum som dekkes av garantien beregnet til 1,7 milliarder kroner, basert på gjeldende markedspriser. En avsetning på 0,3 milliarder kroner er regnskapsført ved årsslutt 2010 knyttet til denne garantien.”

I praksis betyr dette at selskapet per i dag forventer å måtte ut med 300 millioner kroner til Petro Canada på grunn av denne garantien.

Avtalen ble inngått i 1996, da kanadierne byttet til seg 9 prosent av Veslefrikk fra det som da var Norsk Hydro. Selskapet beholdt andelen fram til 2001, da den ble overtatt av Paladin Resources, som senere ble kjøpt opp av nåværende partner Talisman.

45 millioner fat gjenstårIfølge Oljedirektoratets tall gjenstår rundt 45 millioner fat oljeekvivalenter av reservene på Veslefrikk-feltet, som opprinnelig inneholdt rundt 377 millioner fat.

- I 2008 viste Veslefrikk sin økonomi

nedadgående tendenser og ville gått mot røde tall. En ny strategi ble utarbeidet der fokus var på kostnader, produksjon og effektivisering av måten organisasjonen arbeidet på. Resultatet ble reduserte kostnader, økte inntekter som følge av økt produksjon gjennom god reservoarstyring og planlegging av brønner og bedre samhandling mellom hav og land. I tillegg har HMS resultatene vist en positiv forbedring, sier Skauby.

endring av stemmeregler?Det var Talisman, RWE Dea og Wintershall som opprinnelig gikk imot operatør Statoil og Petoros ønske om å investere 230 millioner kroner i en ny brønn på feltet.

Selv om Statoil og Petoro til sammen eier 55 prosent av Veslefrikk, kunne de tre andre eierne altså stoppe planene. Dette er blant annet problematisert i Åm-utvalget.

- Dersom er medeier i et selskap der John Fredriksen eier 50 prosent pluss én aksje, vet du hva du har å forholde deg til, sier utvalgsmedlem Rolf Wiborg for å illustrere.

Derfor var det ekstra viktig for Statoil å bli enig med partnerne om å bore omstridt brønn.

risikerer milliardsmell på Veslefrikk



arbeidsmarked>>


Oljebransjen er klar for en ny opptur, men mangel på ingeniører er blant de største utfordringene.

Nå er det tallfestet hvor stor mangelen er på arbeidskraft i norske bedrifter.

mangler 7.000Den store bedriftsundersøkelsen fra NAV viser at mangelen på arbeidskraft estimerer seg til 61.000 personer. Dette er en økning på 19 prosent og av det totale antallet er det klar flest ingeniører. Bedriftene har oppgitt at de kommer til å mangle 7.000 ingeniører i år.

En rekke av disse kunne gått rett inn i oljebransjen.

Mens svært mange selskaper sliter med å skaffe nye hoder, finnes det dem som har lykkes med å sikre seg ønsket arbeidskraft. Konsulentselskapet NECON har så langt i år ansatt nesten 100 nye ingeniører. Og målet er å doble dette tallet i løpet av 2011.

klar strategi- Vi er foreløpig godt fornøyde med rekrutteringen i 2011, spesielt med tanke på at vi har strenge krav til nyansatte når det gjelder kompetanse, erfaring og personlig egnethet. Vi har en klar vekststrategi om å ansette kvalitet framfor kvantitet. 100 nyansettelser forteller oss at vi langt på vei har lyktes med å etablere oss som en attraktiv arbeidsgiver i markedet, sier administrerende direktør i NECON, Aslak Leikvoll Gundersen.

For å kunne oppnå sine mål om å hente opp mot 200 nye personer i år, har selskapet jobbet nøye med sin tilnæring til rekrutteringen. De har også lykkes så langt.

- Vi opplever at ingeniørene strømmer til oss fordi vi har iverksatt en rekke strategiske rekrutteringstiltak. Man må våge å tenke nytt, sier Leikvoll Gundersen.

Et av tiltakene er høye krav til medarbeidere, som gjør selskapet mer attraktivt. Når

silingsprosessen er streng, ender man opp med de beste, og blir dermed mer attraktiv for nye medarbeidere enn det konkurrentene klarer.

Kvalitet skal være langt viktigere enn kvantitet.

fond og stipendEt annet av tiltakene NECON har satt i verk er opprettelsen av et internt kompetansefond der to millioner kroner skal fordeles på medarbeidere med etter- og videreutdanningsønsker. Alle ansatte har mulighet til å søke fondet om midler.

Det er også opprettet et samarbeid med Høgskolen i Bergen som har bidratt til høyere synlighet og tettere relasjoner med ingeniørstudentene.

Et eget mattestipend deles ut til de beste mattestudentene hvert år.

- Vi synes det er svært positivt at bedrifter som NECON tar initiativ til å gjøre ingeniørstudiet ved Høgskolen i Bergen mer attraktivt for

Men her strømmer de til.

Norge mangler 7.000 ingeniører


<< Vi opplever at ingeniørene strømmer til oss fordi vi har iverksatt en rekke strategiske rekrutteringstiltak.Man må våge å tenke nytt, >> sier Leikvoll Gundersen.

111DECEMBER 2010 OffSHORE & ENERGY

studentene, sier rektor Eli Bergsvik ved Høgskolen i Bergen.

Stian Walderhaug, som nylig ble ansatt i selskapet direkte fra Høgskolen i Bergen, trekker fram kompetansefondet som en viktig grunn til at han valgte NECON som arbeidsgiver.

- For meg representerer støtten fra fondet en verdifull mulighet til å bygge videre på min egen kompetanse. sier Walderhaug.

- tenker langsiktigEn annen NECON-ansatt som har brukt kompetansefondet til å videreutdanne seg er Stavanger-baserte Øyvind Kvie. Han fikk nylig innvilget søknaden sin om å få dekket kursavgiften på kurset “Master of Management” på BI.

- Fondet viser at NECON satser på de ansatte og tenker langsiktig. Dette er motiverende og sender gode signaler om at selskapet verdsetter de ansatte. Det var også kjennskapen min til kompetansefondet som trigget lysten min til å få med meg dette kurset, sier Kvie.

I NAVs bedriftsundersøkelse har 14.300 bedrifter svart og undersøkelsen ble gjennom-ført i februar og mars.

• 7 000 ingeniører

• 3 050 sjåfører (bil-, drosje-

og varebilførere)

• 2 850 tømrere

• 2 400 lastebilsjåfører

(vogntog)

• 2 150 rørleggere

• 2 050 systemutviklere og

programmerere

• 1 950 sykepleiere

• 1 550 dør- og telefonselgere

• 1 300 elektrikere

• 1 250 frisører

• 1 250 snekkere

• 1 250 hjelpepleiere

• 1 200 kokker

yrkesgrupper det er størst mangel på:

BI Norwegian Business School www.bi.noBI Oslo 46 41 00 05BI Stavanger 98 25 17 00

YOUR DREAM JOBExecutives today have to think differently. They have to beinnovative and constantly embrace change, as markets andindustries become more complex and increasingly globalised.

BI Norwegian Business School offers you and your companyprogrammes to help you manage the ever-changingdemands of the domestic and international markets.

Our programmes will develop your management skillsand leadership potential, and challenge you to thinkdifferently and learn. We offer Master of Management,Executive Short Programmes and 3 different ExecutiveMBA degrees.

Meet us at stand 4006 - Area 6 for more information.

Foto: OLF/Tom Haga

HVEM BURDE VITE AT DU HAR fÅTT NY JOBB?

Gå inn på offshore.no's "Nytt om navn".

fyll inn navn, arbeidsgiver, bilde og informasjonstekst.

Publiseres på norges mest leste nettavis innen olje og gass bransjen.

Din status er oppdatert for dine gamle og nye kontakter.

1

2

3

4

NYANSATT - ELLER NY ANSATT? PRESENTER DET fOR BRANSJEN








www.beerenberg.com

dE

SiG

N w

ww

.ora

nger

iet.n

o

Danish Offshore Solutions- meet us at Offshore Technology Days 2011

booths 2508-2511 Offshore Denmark is a unique network of more than 450 Danish companies joined to give the customer the ultimate product covering all aspects within the marine/offshore industry.

The fl exibility of the Danish offshore and energy industry and its innovative ability explains why Danish equip-ment, products and know-how are well-known and have been respected in the market for several years.

Visit www.offshore-denmark.dk

The members of Offshore Denmark represent:• Great expertise in the manufacture of innovative and competitive products.• The power to offer complete turn key solutions with a strong supporting service industry.• A competent technological skilled industry with highly motiovated employees.• Sustainable production and unique concepts.

OFFSHORE DENMARKOffshore Denmark ApS • Norremarksvej 27 • DK-9270 Klarup • Denmark • Phone +45 98 31 77 11 • Fax +45 98 31 77 55 • [email protected]

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

Innovative Suppliers

ScanOil&Gas_OTD11_178x124.indd 1 25-08-2011 15:52:07

www.hr-maskin.no

:: KJERNEBORSPESIALISTEN - 69 22 70 60

LUFTDREVNE KJERNEBORMASKINER DET ULTIMATE ALTERNATIV TIL SIKKER BORING I VANSKELIGE MILJØER .

34-10

ATEX - godkjente luftdrevne kjer-nebormaskiner med manuell magnet. Dette er maskiner for bruk i eksplo-sjonsfarlige miljøer. Se vår hjemme-side, eller kontaktn oss. Flere modeller, også i Zink utførelse. Slugger KPRO35 - eneste lavtbyggende godkjente maskin på markedet!

Landsdekkende forhandlernettNo

rges

stør

ste la

ger a

v kjer

nebo

r 12

- 200

mm

1971 etableres Mento Oilfield Services som personlig selskap av Bjørn Dahle og Randulf Hana.1975 Mento AS.

1969Mento – 40 års erfaring

Ocean Viking. Lille julaften 1969 visste mange at det var gjort et gigantisk oljefunn.

Første felt på norsk sokkel. Produks-jonen på Ekofisk-feltet startet 9. juni 1971, etter at feltet ble oppdaget høsten 1969. Utbyggingen av området har skjedd i flere faser. Feltet med sentrale behandlingsanlegg ble bygget ut tidlig på 1970-tallet.

| STAVANGER | BERGEN | KRISTIANSUND | HAMMERFEST | MENTO SERVICE | Telefon +47 51 64 86 00. Epost: [email protected]. www.mento.no

2011Mento AS er en norskeiet handelsbedrift som ble stiftet i Stavanger den 27. august 1971. Selskapets formål er å drive handel in-nen utleie, produksjon, testing og service av slanger og kuplinger, ventiler, filter, rør og boreteknisk utstyr. I tillegg har vi salg av miljøprodukter og forbruksmateriell hovedsakelig til offshorerelatert virksomhet. Det er vår kvalitetsmålsetting å kunne påta oss oppgaver som vi har økonomiske, administrative og tekniske ressurser til å gjennomføre i samsvar med kundens krav. Dette krever at en må gjennomgå alle forespørsler og kontrakter grundig, og oppklare uklarheter straks. Det er videre vår målsetting å oppnå og opprettholde et sunt omdømme innenfor vårt kompetanseområde. Våre produktet og tjenester skal leveres til avtalt tid og sted uten fare for ulykker eller negative helse- og miljøpåvirkninger iht. gjeldene lover og regler. Det gjøres ingen kompromiss på dette.

1978 1979 1987 1990Olje- og energidepartementet opprettes 1978. 1979: Arbeidsmiljøloven gjøres gjeldende på norsk sokkel. Statfjordfeltet settes i produksjon. Feltet har på det meste stått for mer enn halvparten av Norges totale oljeproduksjon. 1987: Seks innretninger på Ekofisk jekkes opp seks meter, et industrielt vågestykke av format. 1990-tallet er kjempenes tidsalder på norsk sokkel. I denne peri-oden gjøres en rekke store funn, og industrien blomstrer gjennom gigantiske og stadig mer avanserte utbygginger.

1971

20002000-tallet: Forventningene for Barentshavet bygger seg opp. Norsk Agip finner olje i den såkalte Goliat-strukturen, og det spekuleres i ekteskap mel-lom Snøhvit og Goliat. I nord venter manspent på det første faste punk-tet i Barentshavet. Norge borer for første gang nord for 62. breddegrad. 2011: Enighet om delelinjen i Barentshavet. En 40 år gammel grensetvist er løst, Norge og Russland har blitt enige om et kompromiss om delelinjen i Barentshavet. Løsningen innebærer at et området på omkring 175.000 kvadratkilometer deles i to tilnærmet like deler. gjelder fra 7. juli 2011.

400

300

200

100

1975 1985 2002 2006 2010

265

368

544

MENTOKEYFIGURESNOK Mill

167

Faksimile RA 1972

artdirecto

r.no

122 OffSHORE & ENERGI MAI 2011

WEBGUIDE

www.ntos.noYour Rental Supplier

for the Oil- and Gas Industry

RENTAL - SALES - SERVICE

Call us at: +47 51 81 50 00

www.hed.no

www.can.as www.fugro.com

www.westcon.no www.hed.no www.sharecat.com

www.apply.no www. uniteam.no

www.semcomaritime.no www.yardstick.no www.www.langset.no

www.dgs-as.no www.nli.no www.x-noise.no

www.oceaneering.com

123MAI 2011 OffSHORE & ENERGI

WEBGUIDE

www.solidtech.no

www.tsgroup.com

www.bis-industrier.no

www.aconawellpro.com

www.aibel.no

www.bennex.no www.lbo.no

www.visma.no

www.mudenia.no

www.goodtech.no

www.flir.com www.technip.com

www.solid-vedlikehold.no

Langset is a group of companies providing products and services to the Oil & Gas, Ship & Maritime and Process Industry. Langset´s head office is situated in Molde, with workshops and offices from Singapore in south to Hammerfest in north. In addition to projects, workshop services, engineering services and manpower solutions, Langset is a well recognized supplier of advanced heat exchangers and pressure vessels to the Oil & Gas industry.

www.langset.no

Returadresse: Offshore Media Group AS, Postboks 2318, 5824 Solheimsviken

Documents

Offshore & Energy - NO.3-2011