To nattavganger ble innstilt mellom Halhjem og Sandvikvåg natt til onsdag, skriver BT.
– «Huftarøy» hadde en grunnberøring med en av propellene inne i Sandvikvåg i tirsdag kveld, sier Fredrik Moe, driftssjef i Torghatten Nord.
Fergen er nå ute av drift.
Reserveferger blir satt inn
– Det er for tidlig å konkludere med noen årsak. Men det er utfordrende utenfor Sandvikvåg, fordi det er trangt, sier Moe.
Biler og passasjerer ble satt av i Sandvikvåg etter grunnstøtingen. Avgangene fra Sandvikvåg klokken 02.30 og 05.30 ble som følge av hendelsen innstilt.
– «Bastø II» er satt inn for «Huftarøy», sier Moe.
I tillegg vil MF «Flatøy» bli seilt fra Breivik i Telemark enten i dag eller i morgen, og vil kanskje være i rute i slutten av uken, opplyser Moe. Dette er den tredje nye fergen til Torghatten Nord som vil bli satt i drift på strekningen.
På vei til verksted
MF «Huftarøy» har nå forlatt Sandvikvåg og seiler sørover mot Haugesund for egen maskin.
– På grunn av plassmangel hos verftene er vi usikre på hvilket verksted som har plass til «Huftarøy», sier Moe.
Det er også usikkert når fergen vil være tilbake i drift.
Begge de to nye fergene var en tur på verksted i helgen. «Huftarøy» hadde propelltrøbbel fredag, og begge fergene ble som følge av dette satt på verksted i Ølensvåg, ifølge Sunnhordland.
Wellesley Petroleum AS er operatør for utvinningstillatelse 871, i undersøkelsesbrønnen 25/1-13. Tillatelsen ble tildelt i TFO 2016.
Oljeselskapet hyret inn boreriggen «Transocan Arctic» til oppdraget, hvor hensikten var å påvise petroleum i reservoarbergarter i Friggformasjonen.
Oljedirektoratet skriver i en melding at brønnen ble boret om lag 220 kilometer nordvest for Stavanger, 20 kilometer nordvest for Vilje-feltet.
Brønnen påtraff bare spor av gass i Friggformasjonen, og er derfor klassifisert som tørr. Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 871. Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2125 meter under havflaten, og ble avsluttet i Balderformasjonen. Brønnen blir permanent plugget og forlatt.
Riggen, «Transocean Arctic», som boret brønnen skal nå til verftsopphold i Ølen.
Det åpnes nå for a norske fartøy kan drive kommersiell høsting av raudåte (rødåte).
– Vi har nå kunnskaper nok til å kunne åpne for en bærekraftig høsting av raudåte. Det vil legge til rette for ny norsk industri og nye norske arbeidsplasser.
Det sier fiskeriminister Harald Tom Nesvik (Frp) i en pressemelding fra Nærings- og fiskeridepartementet onsdag.
Fiskeriministeren sier man har vært forsiktig i kvotefastsettelsen fordi raudåte er en nøkkelart i økosystemet. Totalkvoten for 2019 fastsettes til 254.000 tonn.
Raudåte er et dyreplankton som spiller en viktig rolle i de marine økosystemene i norske havområder, særlig i Norskehavet. Med sine knappe tre millimeter, er arten viktig føde for sentrale fiskebestander, ifølge Havforskningsinstituttet.
Høstingen kan skje i store deler av norsk jurisdiksjonsområde og i internasjonalt farvann i Norskehavet, opplyser departementet.
Raudåten har et kommersielt potensiale på grunn av stor biomasse og høyt protein- og fettinnhold. Planktonet kan blant annet brukes som ingrediens i fiskefôr.
– Vi har mye fokus på de helt nye banebrytende råvarene som insektmel, algeolje, raudåte og bakterieprotein. Som den største aktøren globalt innen fôr, har vi et kjempestort ansvar for å endre bransjen til å bli mer bærekraftig, sa Mads Martinsen i Skretting Norge til Sysla tidligere i år.
Det vil bli lyst ut fem høstingstillatelser for raudåte til selskaper som ikke fyller aktivitetskravet i deltakerloven.
– Det vil være en forutsetning at disse selskapene legger til rette for videreforedling om bord på høstingsfartøyet eller på land i Norge, sier Nesvik.
Hvilke arter bør vi satse på i fremtiden? Svaret kan finnes lenger nede i næringskjeden enn der vi satser i dag:
Anslaget kommer fram i et brev til Stortinget. Jensen viser til at den samlede formuen i petroleumsvirksomheten anslås til vel 6.000 milliarder 2019-kroner, og at statens andel er i underkant av 5.100 milliarder.
– Basert på de nevnte formuestallene fra nasjonalbudsjettet ville en umiddelbar stengning av sektoren koste staten 5.100 milliarder kroner, tilsvarende drøyt 150 milliarder kroner i forventet realavkastning hvert år, heter det.
Summen tilsvarer godt over tre norske statsbudsjett eller over halvparten av oljefondet. Jensen understreker samtidig at det knytter seg stor usikkerhet til anslagene.
– Store konsekvenser
Bakteppet for spørsmålet fra Jensens partifelle på Stortinget, Terje Halleland, er diskusjonen som pågår om å sette en sluttdato for oljeutvinning på norsk sokkel av klimahensyn.
Miljøpartiet De Grønne tar til orde for at Norge må «starte en gradvis og planmessig utfasing av petroleumsvirksomheten over en 15-årsperiode». SV ønsker at letevirksomheten etter mer olje og gass på norsk sokkel må opphøre, og at det ikke kan tildeles nye felt til oljeleting.
Nylig åpnet også Aps klimapolitiske talsmann Espen Barth Eide for en diskusjon om leterefusjonsordningen, selv om Ap-leder Jonas Gahr Støre raskt slo fast at Ap ikke har noen planer om å endre ordningen.
– En rask nedstengning av petroleumsvirksomheten ville ha medført at tilførslene til oljefondet opphørte og ville via handlingsregelen etter hvert medføre et behov for sterk innstramming i offentlig virksomhet og velferd i Norge, skriver Jensen.
«Avvikler velferdssamfunnet»
Jensen peker også på at det ved en rask nedbygging av sektoren kan være utfordrende å holde full sysselsetting.
– 170.000 nordmenn er i dag direkte eller indirekte sysselsatt i petroleumsnæringen. En rask nedstengning av næringen vil føre til at titusenvis på kort tid vil bli arbeidsledige. I tillegg vil staten få betydelig reduserte midler til å ta vare på arbeidsledige, sier Halleland til NTB.
Han peker videre på at olje- og gassnæringen utgjør omkring 20 prosent av statens inntekter og dermed finansierer omfattende velferdstjenester.
– Venstresidens ønske om en snarlig og styrt avvikling av petroleumsnæringen er i realiteten en styrt avvikling av velferdssamfunnet, hevder han.
– Kunnskapsløst
Påstanden vitner om kunnskapsløshet, mener SVs finanspolitiske talsperson Kari Elisabeth Kaski.
– Det må ikke være noen tvil om at klimaendringene uten sidestykke er den største trusselen mot velferdssamfunnet. Derfor trenger vi en politisk styrt avvikling av olje- og gassnæringen, sier hun til NTB.
Kaski poengterer for øvrig at SV ikke har satt noen dato for avvikling av næringen, og at ingen ønsker å skru igjen oljekrana over natten.
– Det er naivt å tro at ikke verdens innsats for å løse klimaproblemene vil påvirke norsk oljevirksomhet. Utbyggingen av fornybar og alternativ energi kommer til å påvirke etterspørselen etter olje, sier hun.
– Hva vil ha størst kostnad: En planlagt, styrt nedtrapping av oljevirksomheten kombinert med kraftfull omstilling eller en markedsstyrt kollaps? sier hun, og minner om det bratte oljeprisfallet i 2014.
Torsdag forrige uke møtes to av Odfjell Drillings arbeidshester «tilfeldig» på hverandre rett sør for ekvator utenfor kysten av Gabon.
Deepsea Stavanger er på tur hjem fra Sør-Afrika etter et historisk boreoppdrag da den møter Deepsea Nordkapp, en flunkende ny rigg på vei fra Samsung verftet i Sør-Korea til CCB utenfor Bergen.
Les også: Odfjell Drilling-sjef Simen Lieungh mener selskapet trenger mer kapasitet.
– Det var tilfeldig og veldig artig at riggene møttes. Årsaken er at nybygget Deepsea Nordkapp er en smule raskere enn Deepsea Stavanger, forteller Kjetil Gjersdal, som er driftsdirektør i Odfjell Drilling, til Sysla.
Nå skal riggene innom Las Palmas før de sammen setter kursen mot Norge.
Super-rigg rett på langtids-kontrakt
Odfjell overtok den nye superriggen Deepsea Nordkapp fra verftet i Sør-Korea i januar. Siden den gang har den vært på en 100-dagers reise via kysten av Afrika.
Etter en tre ukers stasjonering på CCB utenfor Bergen, hvor riggen skal testes og gjøres klar, starter den på 2-årskontrakten med Aker BP i andre kvartal. Arbeidet skal skje ulike steder i Nordsjøen.
Deepsea Stavanger og Deepsea Nordkapp møttes rett sør for ekvator utenfor kysten av Afrika. Foto: Odfjell Drilling
Deepsea Nordkapp er i forbedret Moss Maritime CS-60-design og er spesialbygget for værharde områder. Deepsea Stavanger er bygget etter GVA7500-designet, og er en smule mindre enn nybygget.
Les også: Odfjell Drilling sikrer finansiering for Deepsea Nordkapp
Begge riggene seiler for egen maskin hele veien til Norge i en fart på mellom seks og sju knop, forteller Gjersdal. Reisen hjem fra Sør-Afrika og Sør-Korea tar henholdsvis to og tre måneder.
I skrivende stund seiler Deepsea Stavanger i en fart på sju knop, og er forventet til Las Palmas neste lørdag. Deepsea Nordkapp seiler en smule raskere med sine 8,6 knop og er på plass allerede neste torsdag.
Krevende vær- og strømforhold
I Sør-Afrika har Deepsea Stavanger utført boreoperasjon og undersøkt Brulpadda-prospektene for Total, noe som resulterte i betydelig funn i begynnelsen av februar, ifølge operatøren.
– Funnet har fått mye oppmerksomhet i mediene i Sør-Afrika. Vår jobb er å sørge for at alt det tekniske og operasjonelle rundt boreoperasjonen fungerer og gjøres på en sikker måte, men når det blir gjort et stort funn er det selvsagt ekstra gøy, forteller Gjersdal.
Se video av Deepsea Stavanger i arbeid under:
Brønnen påtraff en 57 meter lang gasskondensat-kolonne i reservoaret, og det ble også gjort funn av hydrokarboner i Brulpadda Deep.
Odfjell Drilling har vært involvert i prosjektet de siste tre årene, og operasjonen har til tider vært krevende, forteller Gjersdal.
– Vi måtte håndtere en ganske sterk strøm på rundt fire til fem knop. Da er det utfordrende å holde riggen i posisjon, og sikre at riseren 600 meter nede på havbunnen er i riktig vinkel, sier Gjersdal.
Selv om jobben ble gjort i sommersesongen var det til tider værhardt for den norske riggen.
– Det ble akkurat så krevende som vi hadde forventet, og jeg mener vi håndterte situasjonen bra.
I slutten av februar meldte oljeselskapet Lundin at det ikke hadde funnet noe i letebrønnen Pointer/Setter i Barentshavet. Noen uker tidligere hadde storebror Equinor gjort det kjent at også Gjøkåsen-brønnen lenger øst var tørr.
Oppdateringene føyer seg inn i en rekke av nedturer i de nordligste områdene av norsk sokkel de siste årene. Equinor er forsiktige med å ta ordet skuffelse i sin munn, men hadde utvilsomt håpet på langt bedre resultater.
Flere års pause
Da daværende Statoil i mai 2017 begynte å bore nordvest for Hammerfest, var det selskapets første letebrønn i Barentshavet på flere år. Tolv brønner i 2013 og 2014 hadde bare ført til ett funn av betydning, og derfor bestemte oljegiganten seg for å ta en lengre pause helt nord. Selskapet måtte ta en fot i bakken før det besluttet hva neste skritt skulle bli.
Han har fått ansvaret for Equinors framtid på norsk sokkel
Forventningene var derfor store da flyteriggen Songa Enabler startet boringen igjen for to år siden. At det også skulle bores i områder som aldri tidligere var undersøkt, gjorde forhåpningene ekstra høye. Det var derfor en nedtur at de fem brønnene bare ga ett funn av en viss størrelse – men likevel langt mindre enn det man hadde drømt om.
I 2018 ble det litt bedre. Fire brønner ga to funn, deriblant et gassfunn som var blant fjorårets største på norsk sokkel.
Gir ikke opp
Totalt tre funn på to år, og ingen i nærheten av så store at de alene gjør det lønnsomt å sette i gang en utbygging, var imidlertid nedslående. Og selv om Equinors letesjefer altså nekter å kalle det en skuffelse, legges det heller ikke skjul på at de hadde håpet på mer.
Denne utviklingen er godt nytt for oljebransjen
Selskapet gir imidlertid ikke opp. I år planlegges det omtrent like mange brønner som de siste årene.
Også andre selskaper er aktive i nord. I front går nevnte Lundin, som har vært den ivrigste aktøren i Barentshavet de siste årene. Selskapet har hatt letebrønner der hvert år siden 2011.
Størst potensial
Letingen er imidlertid omstridt. Mange mener området er for sårbart, og at Norge uansett bør slutte å jakte ny olje og gass av hensyn til klimaet. Miljøorganisasjonene Greenpeace og Natur og Ungdom saksøkte i 2016 den norske stat med mål om å bremse oljevirksomheten i Barentshavet. De tapte, men har anket. Saken skal opp igjen i november.
Oljeoptimisme i Barentshavet
For de som mener det er riktig å finne nye reserver, er det imidlertid viktig at selskapene satser videre i nord. Ifølge Oljedirektoratet ligger drøyt 60 prosent av de uoppdagede ressursene på norsk sokkel i Barentshavet. Samtidig er det boret relativt få brønner der. Mens det i Nordsjøen er fullført mer enn 700 undersøkelsesbrønner totalt, er tilsvarende tall bare om lag 120 i det enorme Barentshavet.
Det betyr at det er der de største mulighetene for nye storfunn ligger. Derfor kan det være et dårlig tegn at det i fjor bare ble boret åtte brønner der, mot 17 i rekordåret 2017.
Oppturer
Selv om letingen ikke har gått som håpet, finnes det også flere lyspunkter for petroleumsvirksomheten i Barentshavet. I januar jekket østerrikske OMV opp estimatet for Wisting-funnet fra 350 til 440 millioner fat olje. Det øker sjansen for at feltet blir bygd ut. OMV planlegger å levere utbyggingsplanen mot slutten av 2021.
I fjor gjennomførte også Lundin en vellykket produksjonstest og leteboring på Alta/Gohta-feltet. Selskapet har varslet at ressursestimatene trolig skal opp også der. Dermed kan det ligge an til produksjon på feltet fra midten av 2020-tallet. Selskapet gjorde dessuten et lovende oljefunn for to år siden.
Oljeselskapene: – Lav risiko ved leting i Barentshavet sørøst
Equinors Johan Castberg-utbygging er også et lyspunkt. Prosjektet ble lagt på is i flere år, men ble hentet opp igjen av skuffen da selskapet klarte å halvere kostnadene. Utbyggingsplanen ble levert i desember 2017, og arbeidet er godt i gang. Produksjonen skal begynne i 2022.
Det er med andre ord allerede en del på gang i Barentshavet. Hvordan det går med letingen framover, kan bli helt avgjørende for aktivitetsnivået i norsk oljenæring de neste tiårene.
Det var i midten av november i fjor at Petroleumstilsynet førte tilsyn med Njord A, som ligger ved Kværner Stord sitt verft for modifikasjoner.
Tilsynet var en del av modifikasjonsprosjektet for Njord A, som skal gi innretningen lenger levetid på feltet, skriver Petroleumstilsynet i sin tilsynsrapport.
Flere avvik
Tilsynet har identifisert følgende avvik og forbedringspunkt på Njord A:
Mangelfull styring av arbeidsmiljø
Manglende overordnet filosofi for materialhåndtering
Manglende samsvarsmåling mellom nytt og gammel regelverk innen materialhåndtering
Organisering av operasjonelt ansvarlig og mulighet for å klarere og lede på en forsvarlig måte
– Omfang av modifikasjoner i boremodulen har blitt endret og utvidet underveis i prosjektløpet. Samtidig har en ikke fått tilpasset og systematisert oppfølgingen av arbeidsmiljø til det nye arbeidsomfanget, heter det i rapporten.
Tilsynet peker også på en rekke forhold hvor en har tatt valg som ikke har vært optimale med sikte på godt arbeidsmiljø.
– Selv om det er sent i prosjektet, er det likevel en rekke beslutninger med arbeidsmiljømessige konsekvenser som ikke er tatt, skriver tilsynet.
– Ikke fulgt opp systematisk
Det trekkes også frem at materialhåndteringen på innretningen ikke er sett på som en helhet som dekker både den eksisterende delen av innretningen, og det som inkluderes i prosjektet som følge av endringer eller modifikasjoner.
Videre skriver tilsynet at Equinor ikke har fulgt opp prosjektet på en systematisk måte for å sikre beslutninger som gir et fullt forsvarlig arbeidsmiljø, og at beslutningsgrunnlaget for tiltak ikke har vært tilstrekkelig.
Petroleumstilsynet har bedt Equinor redegjøre for hvordan de vil håndtere avvikene som er identifisert. Fristen er satt til 4. april.
Aker Solutions melder i dag at selskapet har fått tilslag på en såkalt «master contract» på en forhåndsstudie (FEED) for Chevron-opererte Jansz-Io-feltet utenfor kysten av Australia.
Luis Araujo er CEO i Aker Solutions.
Selskapet skal gjøre «front-end» design av en subsea-kompresjonsstasjon som skal bidra til å hente mer gass fra feltet. Teknologien er ni år gammel og har allerede blitt tatt i bruk av Equinor på Åsgard-feltet i Norge.
Første gang utenfor Norge
Dette er første gang det planlegges å ta i bruk teknologien utenfor Norge, sier Luis Araujo, administrerende direktør i Aker Solutions i meldingen.
– Aker Solutions har hatt en tilstedeværelse i Vest-Australia i 20 år og vi ser frem til å samarbeide med lokalt næringsliv om utviklingen av dette prosjektet, sier han.
Les også: Nå blir hun konserndirektør i Aker Solutions
Selskapet skal også undersøke muligheten for en ubemannet kraftstasjon som vil sørge for strøm til kompresjonssystemet.
Systemet sørger for å holde trykket oppe i gassfeltet. Over tid synker dette og gjør det vanskeligere å få ut større mengder gass, leser man fra meldingen.
Les også: Aker Solutions sikret kontrakt til 100 millioner
Kontraktsverdien er ikke kjent, men E24 melder at selskapet fikk 3,4 milliarder kroner da det i 2010 ble tildelt kontrakten på Åsgard-feltet.
Fartøyet Eagle Explorer har fått forlenget kontrakten med CGG.
Det melder Seabird Exploration i en børsmelding tirsdag.
Kontraktsforlengelsen er på 80 dager, og varer til 15. august i år, med en opsjon på ytterligere 60 dager.
Eagle Explorer har vært på en 160-dagers kontrakt med CGG siden november i fjor, og var til tiårs-klassing i desember.
Fartøyet er nå på jobb i Mexico-gulfen, men forlengelsen av kontrakten er for en ny undersøkelse i Nord-Europa.
– Tanken er at man i stedet for å bruke millioner av kroner på å kjøpe nytt utstyr, skal kunne låne av et annet selskap til en brøkdel av prisen.
Slik forklaret Terje Monssen i Logisteam hvordan tjenesten Subquip fungerer.
Sammen med Per Matthews og Nils Fjærvik i CCB Subsea har Monssen utviklet det de beskriver som subsea-utstyrets svar på Airbnb.
Subquip er en digital utstyrsdatabase hvor selskaper kan registrere alt utstyret de har tilgjengelig, og leie det ut på tvers av selskaper og lisenser.
Bygge nytt med brukt
Tjenesten er utviklet i samarbeid med CCB Subsea, Norske Shell, Lundin Norge og Vår Energi (tidligere Point Resources), og skal spare både kostnader og miljø, forteller initiativtakerne.
– Får vi med oss mange nok selskaper skal det være mulig å bygge ut et helt nytt felt med brukt utstyr, sien Monssen.
Ideen er et resultat av kostnads- og miljøfokuset som har preget bransjen de siste årene, forteller Matthews.
– Hvis vi skal klare å holde kostnadene nede i bransjen er en løsning som dette og en større delingskultur helt nødvendig. Vi kan ikke bare kjøpe nytt utstyr, sier Matthews.
Som Sysla tidligere har omtalt, fikk mange leverandører bakoversveis i møte med krav til nye kostnadskutt fra oljeselskapene.
– Det var en bøtte kaldt vann i hodet. Men vi blir bedre når vi har krevende kunder, sa salgssjef for Subsea i TechnipFMC, Arild Selvig, på Sysla Live.
Vedlikehold ved bruk
Kontraktsjef Johan Mohr i Lundin Norway forteller at oljeselskapet allerede har registrert sitt subsea-utstyr i databasen.
– Vi har tro på at det er et stort potensiale for å dele utstyr som hver lisens har liggende på land, sier han.
Mohr påpeker at utstyret best vedlikeholdes ved å være å bruk.
Tjenesten skal også bidra til å redusere kostnader i forbindelse med mobilisering, demobilisering, klassing og periodisk vedlikehold.
– Derfor mener vi at utstyr som ligger tørt på land bør komme ut i sjøen igjen. Vi har ingen ambisjoner om å bli rik på utleie av lagret utstyr, men vi ror vi kan spare vedlikeholdskostnader på å få det i omløp, og bidra til en bedre ressursutnyttelse i bransjen, sier han.
Delingskultur
Mohr tror første steg for å få til en delingskultur i oljebransjen vil være å etablere en virtuell oversikt over alt verktøy og utstyr. Han påpeker at hvert operatørselskap har dette for sine lisenser i dag, og at det ikke finnes en felles oversikt for alle selskapene.
Dette vil være spesielt interessant for de mindre operatørselskapene som ennå ikke har bygget seg opp store lagre, og derfor kan ta skrittet rett inn i en delingsøkonomi uten store lagre, mener Mohr.
– Jo flere som blir med, desto mer verdifull vil oversikten være. Her er det markedskreftene som vil avgjøre om ideen lykkes eller ikke, sier han.
Mohr sier Lundin Norway selv er positive til å leie fremfor å eie utstyr, og tror det økte fokuset på miljø vil bidra til at mange er positive til deling.
– Deling er god miljøpolitikk. Både kostnadsfokuset og miljøaspektet er ting i tiden som vi tror kan være nyttige drivkrefter for Subquip i seg selv, sier Mohr.
