Gjennom flere år har statens oljeselskap Equinor, tidligere Statoil, jobbet for å forlenge levetiden på Gullfaks-feltet i Nordsjøen. Blant annet skal selskapet gjennom ulike tiltak øke utvinningsgraden fra 63 til 73 prosent.
Fakta
Gullfaks-feltet
Produksjonen startet i 1986
Består av tre plattformer
Ligger i Nordsjøen, nordvest for Bergen
Equinor er operatør (51 %), Petoro (30 %) og OMV (19 %) er partnere
Nå er det sendt søknad om å forlenge Gullfaks C-plattformens levetid til sommeren 2036. Den opprinnelige tillatelsen går ut i mai neste år.
– Dette er den siste brikken som gjenstår før hele feltets levetid er forlenget, sier pressekontakt Morten Eek.
Morten Eek. Foto: Fredrik Refvem.
Lønnsomt til 2032
Tidligere har nemlig Oljedirektoratet og Petroleumstilsynet gitt tilsvarende godkjenninger for de to andre plattformene på feltet, A og B.
I dag ventes det at feltet kan drives lønnsomt fram til 2032.
“Ytterligere tiltak vil bli satt i verk for å sikre optimal utvinning. Det forventes at økonomisk levetid vil kunne forlenges med ytterligere modning av IOR-prosjekter (økt utvinning, red. anm.),” skriver selskapet i søknaden.
Samtidig slås det fast at produksjon fra andre felt, som kan kobles opp til Gullfaks, også kan være med på å forlenge levetiden ytterligere.
Millionkonflikt
Som et ledd i oppgraderingen på feltet satte Equinor i oktober 2015 verdens første våtgasskompressorer i drift på havbunnen. Kompressorene skal bidra til å opprettholde produksjonen på feltet når trykket i reservoarene faller med alderen.
Men raskt ble det oppdaget at noe var galt. Det ble funnet flere lekkasjer i det 16 kilometer lange kabelsystemet som binder sammen kompressorene og Gullfaks C.
Etter få dager i drift begynte Statoil-rør å lekke
En granskingsrapport slo senere fast at lekkasjen skyldtes korrosjon, og at bakgrunnen var begrenset kunnskap om elektrisk spenning og korrosjon i den aktuelle rørtypen.
Feilene førte til at hele rørsystemet måtte legges på nytt. I granskingsrapporten ble de samlede kostnadene ved å legge kablene på nytt estimert til 540 millioner kroner. Equinor hevdet at sluttsummen ble betydelig lavere, men selskapet ønsket ikke å si hvor mye.
Enige
Det var rør- og kabelgiganten Nexans som leverte kabelsystemet til Gullfaks-prosjektet. De to selskapene ønsket ikke å fordele skyld offentlig, men kommunikasjonsdirektør Trude Larstad i Nexans vedgikk at det var uenighet om hvem som hadde skylden.
Ødelagte Statoil-rør kostet flere hundre millioner
Nå er saken mellom partene løst, uten at det ble behov for rettslige skritt.
– Saken er løst, teknisk og økonomisk, sier Morten Eek, som ikke ønsker ikke å avsløre detaljer om hva selskapene har blitt enige om.
Fakta
NabCat 1498/1000 MD
Lengde: 14,98 meter
Bredde: 10 meter
Motoreffekt: 2×500 hk (v/1.800 omdr./min.)
Fart: Cirka 12 knop ved 25% fyllingsgrad i alle tanker
Kran: Én Palfinger PK 65002M med radiostyring og 6,5 tonn vinsj. Og én Palfinger PK 32002M med radiostyring og 3,5 tonn vinsj.
Capstaner 1×8,0 tonn og 1× 3,0 tonn med nødstopp.
Thrustere 2×80 hk Petter Marine ST60-80.
Navigasjon Furuno radar og kartplotter med integrert GPS.
Skottlands største service- og brønnbåtoperatør har inngått kontrakt om leveranse av et nytt servicefartøy fra Moen Marin AS. Fartøyet blir større enn tidligere leveranser, skriver selskapet i en pressemelding.
Siste leveranse til Shetland-baserte service- og brønnbåtrederiet Johnson Marine Ltd. var på to båter i 2014.
Skottland vil fortsette samarbeidet
Daglig leder Ivor Johnson i Johnson Marine sier at det nye fartøyet er en del av selskapets vekststrategi og servicetilbud til den voksende havbruksindustrien på Island.
– Vi kommer til å videreføre samarbeidet med Moen Marin, sier han.
15 meter lang
Det nye fartøyet planlegges levert i våren 2019, og er en katamaran av typen NabCat 1498/1000 MD. Den er nesten 15 meter lang og 10 meter bred og har to etasjer.
Navigasjon- og kommunikasjonsystem leveres av Furuno. På dekk er fartøyet utrustet med to Palfinger-kraner.
Hydrawell, som har hovedkontor i Stavanger, har fått en rammeavtale med Repsol for å levere teknologi og tjenester til plugging på norsk sokkel.
Rammeavtalen er gyldig i fire år, med tre opsjonsperioder som varer i to år hver. Det skriver selskapet i en melding.
Vil bruke 5,7 milliarder
Repsol kan dermed benytte seg av Hydrawells løsninger på alle brønner som operatøren skal plugge og forlate på norsk sokkel.
– Gyda er et betydelig felt med 32 brønner, så vi er svært takknemlige for å være i posisjon for å støtte Repsol her og på Rev-feltet, som har tre subseabrønner, sier Mark Sørheim, konsernsjef i HydraWell i meldingen.
Gyda er planlagt nedstengt i september i år, og Repsol har beregnet at dette vil koste 5,7 milliarder kroner totalt. Over 2 milliarder av disse kronene skal gå til plugging av brønner.
Les mer som Hydrawell: Solgte deler av livsverket for å kunne vokse videre
Installert 232 plugger
Vekst i utlandet økte Hydrawells inntekter med 84 prosent mellom 2015 og 2016, og har hatt stor suksess med sin pluggeteknologi.
Til sammen har selskapet installert 232 plugger rundt om i verden, ifølge dem selv.
HydraWell er eid av selskapets ledelse sammen med private equity-fondet Norvestor VII, L.P., som har private equity-selskapet Norvestor Equity AS som rådgiver.
I tillegg til hovedkontoret i Stavanger har kontorer i Aberdeen i Storbritannia, og i Abu Dhabi i de Forente Arabiske Emirater.
Les også: Disse ni feltene nærmer seg den siste olje
I en pressemelding skriver interesseorganisasjonen Norwea at Facebook har landet på Jæren etter å ha søkt gjennom hele Europa etter gode vindprosjekter.
Dette er Facebook sin største energi-kontrakt i Stavanger-regionen til nå, ifølge meldingen.
Det er den tyske investoren Luxcara som har solgt kraftproduksjonen fra de 70 turbinene i Bjerkreim Vindpark fra oppstarten høsten 2019 og 15 år framover til Facebook. Produksjonen herfra er på om lag én milliard kilowattimer per år (1 TVh), noe som tilsvarer årsforbruket til rundt 50.000 husholdninger.
Vindparken blir Norges største når den åpner.
– Dette er Facebooks hittil største kjøp av fornybar energi, et resultat av at de ønsker å bli fornybare i all sin virksomhet globalt. For oss lokalt betyr det mye næring i mange år for leverandører og entreprenører, kjærkomne skatteinntekter for kommunen og inntekter for grunneierne, sier seniorpartner Rune Hersvik i Norsk Vind Energi til NTB, som er svært fornøyd med avtalen også for eget selskaps del.
Les mer: Norsk natur må vike for å gjøre Europa grønnere og tyske pensjoner tryggere. Mens nordmenn holder seg unna, kjøper utenlandske investorer norske vindkraftverk for milliarder.
– Dette vil hjelpe oss med å utvikle oss videre nasjonalt og internasjonalt, sier han.
Da gassplattformen ble vedtatt åpnet i 2013, var Olje- og energidepartementets vurdering at utbyggingen framsto «som et samfunnsøkonomisk lønnsomt og tilstrekkelig robust prosjekt».
I sin nye beregning kommer WWF fram til det stikk motsatte, skriver Dagbladet. Dersom gassprisen holder seg uendret fram mot 2027, vil staten ha tapt 8,4 milliarder kroner på utbyggingen, ifølge WWF.
Forskjellen på beregningene er at WWF har regnet inn effektene av skattesystemet, andelen av letekostnadene som blir dekket av staten, og at utbyggingen har blitt flere milliarder kroner dyrere enn antatt, hevder organisasjonen selv.
WWF har også sett på hva gasskontrakter fire år fram i tid handles for på gassbørsen Pegas og hvilke framtidige gasspriser regjeringen nylig la til grunn i revidert nasjonalbudsjett.
– Vi kommer nok til å være mot både denne og andre olje- og gassutbygginger uavhengig av økonomi, fordi vi må la mye olje og gass ligge. Men hvis det i tillegg er sånn at vi som stat ikke tjener penger på det, bør det få helt andre miljøer til å være bekymret, sier Bård Vegar Solhjell, generalsekretær i WWF, til Dagbladet.
Ifølge Olje- og energidepartementet viste lønnsomhetsvurderingen som lå til grunn for oljeselskapenes beslutning om å bygge ut Hansteen-feltet i 2012, at feltet kunne bli ulønnsomt før skatt ved eksempelvis vesentlig lavere gasspriser enn det som lå til grunn for selskapenes investeringsbeslutning.
– Spørsmålet i dag er ikke å reversere utbyggingsbeslutningen, men å bygge videre på de allerede gjennomførte investeringene. Hva avkastningen faktisk blir for Hansteen-feltet, avhenger av gjennomføringen av prosjektet, hvilke ressurser som blir produsert og endringer i eksterne faktorer, herunder olje- og gassprisen. Resultatet er ikke kjent før feltet er ferdig med å produsere og stengt ned, sier politisk rådgiver Christian Haugen (Frp) i departementet.
Faroe Petroleum skriver i en pressemelding at nye seismiske data ser lovende ut. Derfor er det besluttet å bore en ny letebrønn øst for Brasse-feltet.
– Hvis vi lykkes med Brasse-øst brønnen, kan den gi en betydelig økning i reservene, og dermed øke verdien på prosjektet som allerede er et attraktivt utbyggingprosjekt, sier Helge Hammer, sjef for Faroe Petroleum i Norge, i pressemeldingen.
Faroe er operatør på Brasse, mens Point Resources er partner. Selskapene har en andel på 50 prosent hver.
Det er ventet at utbyggingsplanen for Brasse-feltet leveres i år eller begynnelsen av neste år.
Havila Shipping melder i en børsmelding onsdag morgen at de har inngått en kontrakt med Axxis for PSV-fartøyet Havila Fortune.
Kontrakten er satt til å vare i seks måneder og skipet Havila Fortune tas med det ut av opplag for å betjene kontrakten. Oppstart av arbeidet er satt til juni 2018.
Fjord1 får en samlet omsetning i hele konsernet for første kvartal 2018 på 711 millioner kroner – opp fra 628 millioner i samme periode i fjor, det kommer frem i selskapets kvartalsrapport.
Resultat før av- og nedskrivinger, skatt og renter gikk fra 201 millioner i 2017 til 217 millioner i Q1 2018 for selskapet som driver ferge, passasjerbåt, catering og turisme.
Resultatet før skatt endte på 138,5 millioner – en liten oppgang fra 133 millioner i samme periode i 2017.
På grunn av en betydelig økt skattekostnad i første kvartal 2017 på 32 milloner, mot snaue en million i Q1 2017 – ender resultatet etter skatt på 106,7 millioner – omtrent 25 millioner kroner mindre enn i samme periode i fjor. Ifølge selskapet kommer dette av estimatendringer som ble gjort i første kvartal av 2017 – og som ikke hadde noen effekt for årets første kvartal.
I første kvartal av 2018 omsatte selskapet for 114 millioner kroner, en tredobling fra samme periode i fjor med snaue 38 millioner. Selskapets EBITDA – resultat før renter, skatt, avskrivning og nedskrivinger – endte på 13 millioner kroner – opp fra to millioner i 2017, det kommer frem av kvartalsrapporten fra selskapet.
Reach Subsea oppnår imidlertid et førstekvartalsresultat på negative 19 millioner kroner – ned fra negative 13 millioner kroner i samme periode året før. Selskapet skriver i meldingen sin at underliggende finansielle resultater er på linje med fjorårets resultat.
– Det økte EBITDA-resultat kan i stor grad forklares av implementeringen av den nye regnskapsstandarden IFRS-16. Mesteparten av våre charter-in-utgifter er flyttet fra EBITDA og kapitalisert. Profitt/tap-effekten vises nå som nedskriving og rente-kostnader, skriver selskapet i sin kvartalsrapport.
