Hendelsen skjedde i boremodulen til Maersk Invincible, skriver Stavanger Aftenblad.
To borerørsseksjoner med pakning («swell packer stands») løsnet fra fingerbordet og gled fra ene siden av boretårnet til den andre og landet inn på en gangvei, skriver Petroleumstilsynet (Ptil) i en melding torsdag.
«Vekten av hver av rørseksjonene er oppgitt til ett tonn. Det er ikke meldt om personskade som følge av hendelsen.»
Maersk Invincible er en oppjekkbar boreinnretning eid av Maersk Drilling. Innretningen arbeider for tiden for Aker BP på Valhallfeltet.
Ptil har besluttet å granske hendelsen, og et granskingslag reiser nå ut til innretningen for å gjøre undersøkelser.
«Målet med vår gransking er blant annet å klarlegge hendelsesforløpet, beskrive faktisk og potensiell konsekvens og identifisere utløsende og bakenforliggende årsaker, for å bidra til læring og erfaringsoverføring.»
Kranskipet Gulliver seiler torsdag ettermiddag nordover i Nordsjøen med knappe seks knops fart.
For et døgn siden la det Luxembourg-flaggede fartøyet med plass til 78 personer om bord ut fra Eemshaven i Nederland.
Ifølge den planlagte ruten i Marinetraffic skal hun legge til kai ved Hanøytangen utenfor Bergen søndag morgen.
Klikk her for å dele denne saken på Facebook
Skal løfte fartøyet gradvis
På vei inn skal hun etter ruten passere på østsiden av Øygarden gjennom Hjeltefjorden, hvor vraket av KNM Helge Ingstad såvidt stikker over vannet.
Det skal være cirka 20 meter dypt der skroget står på bunnen.
Foto: Kystverket
På Hanøytangen ligger allerede en gigantisk lekter og en taubåt som tilhører Boa Management (les mer i faktaboksen under)
Fakta
Forlenge
Lukke
Boabarge 33
Lekteren, Boabarge 33, er 140 meter lang, 36 meter bred og har to store arbeidsvinsjer om bord i tillegg til ankervinsj. Lekteren har både dieseldrevne og elektriske pumper som kan fylle 27 ballasttanker med vann for å senke den under havoverflaten.
Til sammen kan disse pumpene fylle lekteren med nesten 7000 kubikkmeter vann i timen.
Når den ballasteres, som det heter når den fylles med vann, vil det 4690 kvadratmeter store dekket synke under vann. På stedet hvor KNM «Helge Ingstad» står nå, er det cirka 20 meter dypt.
Boabarge 33 kan operere såkalt halvt nedsenkbart – da senker den akterenden ned til maks 20,5 meter og den andre enden ned til 16,5 meter. Når det gjøres vil dekket befinne seg på henholdsvis 12 og 8 meters dyp.
Den kan imidlertid også senkes helt ned på havbunnen.
Boa Management har fått oppdraget med å sikre og heve fregatten Helge Ingstad, som har stått på grunn like nord for Sture-terminalen i Øygarden i en uke.
De siste dagene har spekulasjonene vært mange om hvordan Boa Management har tenkt å heve vraket av fregatten.
Forsvaret har gitt få detaljer om planene, utover at «Planen er å heise fartøyet gradvis opp og overføre det til en nedsenkbar lekter».
Les også: Kystverket har sugd opp 35.000 liter olje og vann fra havaristen
De har oppgitt at det vil ta tre uker å heve fregatten, før den skal fraktes til marinebasen Haakonsvern.
Selv om Gulliver er på vei til Hanøytangen, har Sysla ikke fått bekreftet at fartøyet skal være involvert i operasjonen.
Kan løfte 4000 tonn
Løftefartøyet er splitter nytt, og er en oppgradert utgave av rederiets andre fartøy, Rambiz.
Rambiz ble blant annet brukt i redningen av bilskipet Tricolor, som sank i Den engelske kanal etter sammenstøt med et tankskip.
Selskapet Scaldis, med base i Antwerpen i Belgia, overtok Gulliver fra verftet i Kina 20. april i år.
Fartøyet er utstyrt med fire Azimuth thrustere for fremdrift, som sammen gir en effekt på drøye 6000 kW.
Dynamisk posisjonering sikrer at skipet kan ligge i ro på et sted innenfor visse værbegrensninger.
Royal IHC har bygget det 108 meter lange løftefartøyet, som er utstyrt med to gigantiske kraner som står 34 meter fra hverandre på dekket.
Scaldis Gulliver i Rotterdam en måned før hun var ferdig. Foto: Kees Torn
Hver av dem har en løftekapasitet på 2000 tonn, og de kan brukes sammen for å oppnå en kapasitet på 4000 tonn.
Fakta
Kollisjonen i Hjeltefjorden
Ingen ble alvorlig skadet da fregatten KNM Helge Ingstad kolliderte med tankskipet Sola TS i Hjeltefjorden for en uke siden.
Etter sammenstøtet fikk fregatten omfattende skader både under og over vannlinjen, og mistet manøvreringsevnen.
Taubåter fra Sture-terminalen kom raskt til og fikk buksert skipet opp i fjæresteinene for å hindre at det skulle synke.
Etter at alle var evakuert fra skipet ble det sikret med ti vaiere som var festet i fjellet på land.
Sikringen var imidlertid ikke sterk nok. Da baugen fyltes med vann ble belastningen for stor, og sikringene forut slet seg da fjellet boltene var boret ned i ga etter, ifølge Forsvaret.
Etter det ble skipet liggende på cirka 20 meters dyp, med kun radartårnet synlig over overflaten.
Trondheim-selskapet Boa Management fikk kontrakten med å sikre og heve fartøyet av Forsvarsmateriell.
De har lekteren Boabarge 33 og taubåten Boa Balder liggende på Hanøytangen, klar til å gå til havaristen når planene for hevingen er klare til å iverksettes.
Fregatten KNM Helge Ingstad veier i overkant av 5000 tonn, og er nå i tillegg fylt med vann.
Vil ikke kommentere
Rederiet som eier løftefartøyet, Scaldis, vil ikke uttale seg om saken men henviser videre til Boa Management og Forsvaret.
Ingen av dem vil uttale seg om hvordan fartøyet skal brukes.
Boa Management har siden de fikk kontrakten henvist til Forsvarsmateriell, som har oppgaven med sikring og heving på vegne av Sjøforsvaret.
Les også: Langt og dyrt forsikringsoppgjer i vente
Kommunikasjonssjef Hilde Tank-Nielsen i Forsvarsmateriell skriver i en SMS til Sysla at de fortsatt jobber med detaljene i bergingsplanen, og ikke vil gå ut med mer detaljert informasjon før denne er på plass.
Hun henviser videre til Forsvarets nettsider.
Der skriver de at Boa Management samarbeider med velrenommerte underleverandører med spesialkompetanse innen fagområdet.
Ugland størst i Norge
Gulliver er ikke blant de største løftefartøyene.
De største, Thialf og Saipem 7000, har en kapasitet på 14.000 tonn.
Kommunikasjonssjef Michelle Brama i rederiet Heerema, som eier Thialf og flere andre løftefartøy, skriver til Sysla at de ikke har blitt kontaktet i denne saken.
Av løftefartøyene som er i Norge nå, er det norske rederiet J.J. Ugland sitt HLV Uglen det største, med en løftekapasitet på 800 tonn.
Det ligger for øyeblikket i Stavanger, men er ikke blitt kontrahert inn.
– Vi har tilbudt vår bistand, men foreløpig har ikke Forsvaret takket ja til tilbudet, sier sjef Tommy Christensen i rederiet til Sysla.
Norsk petroleumsnæring har helt siden starten for mer enn 50 år siden utviklet og implementert ny teknologi for å utvikle næringen. Den omstillingen næringen nå står overfor, handler om mer enn teknologi. Det er tilgangen til store mengder data, og muligheten til å utnytte disse effektivt på tvers av funksjonelle siloer og tekniske disipliner, som gir de store mulighetene.
Dette oppnås ved å ta i bruk kraften som ligger i skytjenester og den muligheten det gir til å skalere opp en IT-arkitektur som knytter sammen hele organisasjonen og gir full tilgang til data og effektive løsninger for smart anvendelse av slike data. Gevinsten av denne integrasjonen vil være lavere kostnader gjennom økt effektivitet og automatisering, bedre HMS og en mer forutsigbar og driftssikker produksjon. Det betyr mindre risiko for ulykker og utslipp, i tillegg til økt verdiskaping.
I dag er oljebransjen i en brytningstid med fortsatt høyt press på effektivitet og kostnader. Energisystemene endres, med økte krav til reduksjon av karbonavtrykket fra produksjonen og overgang til fornybare energikilder. Samtidig er det fortsatt mange eldre systemer og arbeidsprosesser som setter begrensninger for både fleksibilitet og effektivitet. Gevinstpotentialet fra transformasjon drevet av digitale teknologier er derfor høyaktuell og tidskritisk.
Dessverre forsinkes muligheten for å ta ut gevinsten av manglende evne til å skalere opp fra tekniske pilotløsninger til en fullintegrert digital virksomhet. Olje-, gass- og energiproduksjon er store, komplekse og sikkerhetskritiske prosesser som består av ulike komponenter bygget opp over flere tiår. Volumet og kompleksiteten i seg selv blir en barriere for å transformere disse prosessene inn i en digitalisert arkitektur som knytter sammen hele produksjonen.
De forsinkelsene som oppstår i gjennomføringen er likevel naturlige. Sikkerhetsfokuset er, og må være, høyt. Og endring vil alltid være forbundet med en viss usikkerhet. I tillegg er nødvendige endringer i kultur og adferd en forutsetning for å gjennomføre transformasjonen effektivt. Å bygge en ny kultur og nye arbeidsmåter i store organisasjoner tar lenger tid enn å utvikle teknologien. Men derfor kan også petroleumsnæringen bli hengende etter.
En gjennomgripende digitalisering av komplekse prosesser som olje-, gass- og energiproduksjon krever derfor en radikal endring av hvordan næringen jobber, og hvordan den deler kunnskap og data. Digitaliseringen av næringen vil nødvendigvis måtte gjøres gradvis. En evolusjon mer enn en revolusjon. Mange arbeidsoppgaver som i dag utføres av mennesker, kan automatiseres med teknologi. Det gjør ikke mennesker overflødige, men det krever tettere samspill mellom menneske og teknologi. Ny teknologi forsterker og utvider menneskets evner, gir potensiale for økt verdiskapning og for nye typer jobber. Det krever kompetanseheving, prosessinnovasjon, en interaktiv og eksperimentell tilnærming, samt en sterk ledelse for å sette retning for sikker, etisk og effektiv bruk av teknologien.
Det vil likevel ikke være tilstrekkelig og effektivt å gjennomføre tiltakene kun i hvert enkelt selskap. For å lykkes med en gjennomgående digitalisering av petroleumssektoren, må det også implementeres nye samarbeidsformer og nye forretningsmodeller på tvers av næringen. Det er nødvendig å dele data på tvers av organisatoriske enheter i større grad enn det som gjøres i dag.
Dette må løftes opp på strategisk nivå. Aktørene på norsk sokkel må samarbeide for å utnytte dagens allerede etablerte samarbeidsformer og fora, samt skape nye for å utnytte potensialet for å bidra til økt konkurransekraft, fortsatt verdiskapning og samtidig et minimalt karbonavtrykk fra produksjonen.
Det var gjennom samarbeid og kunnskapsdeling det norske oljeeventyret ble realisert, og tillit til sektoren ble etablert. Den digitale transformasjonen av oljebransjen krever også samarbeid og kunnskapsdeling, basert på tillit.
Få også med deg:
Dette blir den første bemannede plattformen som styres fra land
Nå selger pumpegiganten oppetid
Her sparer oljeselskapene millioner av kroner
Accenture vil ansette 100 nye i Stavanger
– Oljekrisen har satt fart på digitalisering i bransjen
Aibel melder torsdag at de er tildelt en såkalt FEED-kontrakt for Gudrun fase 2 vanninjeksjon av Equinor til 60 millioner kroner.
I tillegg har Equinor sikret seg opsjon på gjennomføringsdelen av prosjektet – en såkalt EPCI-kontrakt.
Forkortelsen FEED står for «front end engineering design», og planen med prosjektet er å øke og forlenge utvinningen fra reservoaret.
Ingeniørarbeidet skal «sikre modning av det valgte konseptet for vanninjeksjon inn i reservoaret», heter det i meldingen. Arbeidet involverer studiearbeid av nytt utstyr og rør for vanninjeksjon.
Starter umiddelbart
I 2013 leverte Aibel plattformdekket til Gudrun, etter at de vant EPCI-kontrakten som innebar innkjøp, prosjektering, bygging og sammenstilling.
Konsersjef i Aibel beskriver tildelingen som en tillitserklæring, og en bekreftelse på Aibels konkurransekraft. Han forteller de har god kjennskap til Gudrun-plattformen.
– Vi har lang erfaring med denne type FEED-studier og store modifikasjonsoppdrag på norsk sokkel. Samtidig kjenner vi jo Gudrun-plattformen svært godt, så jeg er overbevist om at vi vil levere på alle parametere, sier konsernsjef i Aibel, Mads Andersen.
Sikrer 60 millioner. Kan være verdt over 460 millioner.
Kontraktsverdien er på 60 millioner kroner, og vil involvere 45 til 60 personer i arbeid med prosjektet. Arbeidet med prosjektet starter umiddelbart ved Aibel sine kontor i Stavanger og Haugesund, melder selskapet. Etter planen skal Aibel være ferdig innen juni 2019.
Hvis Equinor velger å utøve opsjonen på EPCI-kontrakten for fase to, vil dette gi en kontrakt verdt i overkant av 400 millioner, skriver Aibel i meldingen.
En eventuell tildelingen ville gitt selskapet arbeid umiddelbart etter FEED-prosjektet som er ferdig sommeren 2019.
Shearwater Geoservices har gjennomført kjøpet av seismikkvirksomhet fra Schlumberger for 5 milliarder.
Det melder selskapet i en børsmelding torsdag.
Det var i slutten av august at selskapet, som eies av Rasmussengruppen og GC Rieber Shipping ASA, annonserte kjøpet fra Schlumbergers datterselskap Western Geco for 600 millioner dollar, om lag fem milliarder kroner.
Shearwater kjøper 10 høykapasitets seiskikkskip, inklusive syv 3D-fartøy og tre flerbruksskip (MPVs), utrustet for å betjene det raskt voksende markedet for havbunnsseismikk, 12 komplette streamer pakker med reservedeler, samt to kildeskip.
Ved sluttføringen av kjøpet har Shearwater tre eiere, Rasmussengruppen med 65 prosent, CG Rieber Shipping ASA med 20 prosent og Schlumberger med 15 prosent.
Faroe Petroleum gjør oljefunn i sin første letebrønn på britisk sokkel siden 2013.
Det skriver selskapet i en pressemelding torsdag.
Funnet er i Agar Plantain-prospektet.
– Vi benyttet viktig kunnskap fra norsk sokkel og fulgte en trend fra det nye Frosk-funnet i Alvheim-området over på britisk side. Dette er veldig spennende, særlig sett i sammenheng med at vi også ha en ny britisk letelisens i Edinburgh-prospektet, sier Helge Hammer, COO i Faroe Petroleum i meldingen.
Faroe beskriver funnet som mer verdifullt enn tilsvarende funn ville vært i Norge, på grunn av betydelig lavere oljeskatt på britisk sokkel.
De utvinnbare ressursene i Agar er estimert til mellom 15 og 50 millioner fat.
Azinot Catalyst er operatør med 25 prosent, mens Cairn har 50 prosent og Faroe 25 prosent.
Faroe er midt i en travel leteperiode. I Rugne-brønnen fant selskapet bare små gassvolumer, men har ytterligere to brønner i Norge i år, Brasse øst, hvor selskapet er operatør og Cassidy.
Equinor har kjøpt 11.020.000 aksjer i Scatec Solar, tilsvarende 9,7 prosent av aksjene og stemmerettighetene, til en samlet kjøpspris på om lag 700 millioner kroner.
Saken oppdateres.
– Dette er digitalisering i praksis!
Gro Stakkestad, sjef for undervannsdroner i Equinor, kikker bort på den gule stålkonstruksjonen hun tror kan bli en teknologisk spydspiss for selskapet. Nyvinningen er en ladeplate for undervannsdroner, og er verdens første i sitt slag.
– Potensialet er stort. Her kan vi spare kostnader, forbedre sikkerheten og følge opp utstyret på havbunnen mer effektivt, sier Stakkestad til Sysla.
Induksjonsovn
Mange felt på norsk sokkel er bygget ut med installasjoner på havbunnen. I dag må man ha skip på overflaten for å inspisere og vedlikeholde disse, men den nye teknologien skal gjøre det mulig å ha droner fast stasjonert under vann. Da kan de arbeide ved behov og ellers stå til lading, omtrent som en robotgressklipper. Via ladestasjonen kan dronene også sende informasjon og bilder til land.
– Det vil gi oss mye bedre oversikt over anleggenes tilstand. Så kan vi rykke ut for vedlikehold når det trengs. På landanlegg og plattformer kan vi jo observere og skru ved behov, men det kan vi ikke under vann i dag, sier Stakkestad.
– Oljekrisen har satt fart på digitalisering i bransjen
Prosjektleder Jan Christian Torvestad i Equinor sammenligner teknologien med en induksjonsovn på kjøkkenet.
– Ovnen har kokefelt i ulik størrelse, tilpasset forskjellige gryter. På samme måte har vi her ladefelt i ulik størrelse, tilpasset forskjellige droner, sier Torvestad.
Et annet likhetstrekk er at det ikke er direkte kontakt mellom dronene og ladeplaten. Overføringen av strøm og data skjer ved hjelp av elektromagnetisme, akkurat som på en induksjonsovn.
Ikke bare olje
Forus-bedriften Blue Logic har utviklet teknologien som ligger til grunn for nyvinningen. Arbeidet har pågått i fem år og kostet 12,5 millioner kroner, finansiert av gründerne selv, Innovasjon Norge og næringslivet.
– Allerede i 2006 prøvde vi å komme i gang med dette, men da var vi for tidlig ute. Nå er markedet her, sier Helge Sverre Eide, som er gründer og forretningsutvikler i selskapet.
Fakta
Blue Logic
Teknologibedrift på Forus
Etablert i 2010
15 ansatte
Omsatte for 37 millioner kroner i 2017 og fikk et overskudd på en halv million
Selve ladeplaten for droner er laget sammen med Equinor de siste månedene, etter at oljegiganten kom på banen i sommer.
– Norge er ledende på havbunnsteknologi, og den posisjonen må vi bevare. Dette utstyret kan være med på det, sier Eide.
Nå får Framo betalt for oppetid
Han mener imidlertid at teknologien ikke er begrenset til oljenæringen, og peker blant annet på gruvedrift på havbunnen, fiskeoppdrett, havvindmøller og bølgekraft.
Blue Logic har i dag 15 ansatte og omsatte i fjor for 37 millioner kroner. Det ga et lite overskudd på en halv million. Målet er å øke inntektene med 20–30 prosent neste år.
Gro StakkestadJ, fra venstre, Sverre Helge Eide og Jan Christian Torvestad Foto: Jon Ingemundsen
Nå starter testingen
I dag står droneladeren i en verkstedhall på Bryne. I desember skal den imidlertid senkes i Trondheimsfjorden, der forskere og studenter ved NTNU framover skal teste og videreutvikle droneteknologi.
Neste år skal Equinor etter planen plassere et pilotanlegg på Åsgard-feltet i Norskehavet.
– Om noen år håper vi at de første stasjonene kan være i ordinær drift. Etter hvert kan slike være i bruk på de fleste havbunnsfelt, sier dronesjef Stakkestad, som også jobber for å få med andre oljeselskaper på utviklingen.
Her sparer oljeselskapene millioner av kroner
Asgeir Johan Sørensen er professor i marin teknologi ved NTNU i Trondheim. Han beskriver droneladeren som en liten romstasjon under vann.
– Denne teknologien er i høyeste grad banebrytende, sier Sørensen, som leder universitetets senter for autonome marine operasjoner og systemer, AMOS.
Berømmer Equinor
Han sier dette er den første teknologien i verden som gjør det mulig med kontaktløs lading under vann.
– Og det er definitivt første gang det skjer i en industriell kontekst. Lignende forsøk tidligere har vært på eksperimentelt nivå, sier Sørensen, som berømmer Equinor.
– Dette hadde aldri skjedd uten et sultent Equinor, som er villig til å prøve ny teknologi, sier han.
Accenture vil ansette 100 nye i Stavanger
Han tror nyvinningen kan være med på å endre oljebransjen.
– Det vil gi mindre nedetid på feltene, og dermed høyere inntjening. Her kan Norge være med på å sette en ny standard, sier Sørensen.
Få også med deg:
Her sparer oljeselskapene millioner av kroner
Accenture vil ansette 100 nye i Stavanger
– Oljekrisen har satt fart på digitalisering i bransjen
Nå får Framo betalt for oppetid
I en pressemelding onsdag ettermiddag presiseres det at framdriften er avhengig av mange faktorer, blant annet sikkerheten til personell, værforhold, stabiliteten til skipet og miljøhensyn.
Fregatten ligger nesten under vann etter at flere stålvaiere røk tirsdag morgen. Ifølge Forsvaret går bergingsoperasjonen nå inn i en ny fase med planlegging og gjennomføringen av selve bergingen.
– Planen er å heise fartøyet gradvis opp og overføre det til en nedsenkbar lekter. Lekteren blir deretter slept til Haakonsvern for at fartøyet kan gjennomgås for å ta ut utstyr og foreta vurdering av skadeomfang, opplyser Forsvaret.
Det er det Trondheim-baserte selskapet BOA Management som har blitt tildelt bergingsoppdraget og de vil samarbeide med flere underleverandører med spesialkompetanse innen fagområdet.
Fordi skipet ikke ligger naturlig stabilt på grunn av bunnforholdene er det ifølge Forsvaret fremdeles en risiko for at fregatten kan skli ut på enda dypere vann, og det jobbes kontinuerlig med å sikre at fartøyet blir liggende stabilt.
Aker BP har fått samtykke til å flytte kontrollromsfunksjonene for Ivar Aasen-feltet til land.
Det opplyser Petroleumstilsynet onsdag, og melder at flyttingen er i tråd med plan for utbygging og drift (PUD), som ble godkjent i 2013.
Feltet skal styres fra et sentralt kontrollrom på land.
Frem til nå er det kontrollrommet om bord som har hatt styringen med feltet.
Etter planen skal kontrollrommet på land overta i løpet av fjerde kvartal 2018.
Ivar Aasen-feltet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 30 kilometer sør for Grane og Balder.
Feltet ble påvist i 2008.
