Aas Mekaniske Verksted bestiller nok et sett med pumpesystemer fra PG Flow Solutions til brønnbåten Ronjafisk som verftet skal bygge for Sølvtrans.
I begynnelsen av november fikk leverandøren kontrakt på levering til søsterskipet som verftet bygger for brønnbåtrederiet. Nå skal pumpesystemene også om bord i den neste brønnbåten.
Ronjafisk blir 69,69 meter lang og har to lasterom på tilsammen 2500 kubikkmeter, noe som tilsvarer 375 tonn levende fisk. Båten skal være arrangert for både transport, sortering og behandling av fisk.
– Vi opplever at Aas Mekaniske og Sølvtrans fokuserer sterkt på god fiskevelferd, som oversettes til god økonomi. Det er en av hovedgrunnene til at pumpesystemene våre er valgt, sier konsernsjef Roy Norum i PG Flow Solutions i en pressemelding.
Om bord skal PG Flow Solutions utruste fartøyet med en lavtrykks-pumpepakke som sørger for kontinuerlig sjøvannssirkulasjon i båtens brønn.
Sirkulasjonssystemet har en samlet kapasitet på 16 000 kubikkmeter sjøvann i timen og muliggjør transport av levende laks ifra oppdrettsanleggene
I tillegg har leverandøren inngått en separat avtale om å levere maskinrompumper som skal til for hovedmaskineri og hjelpemotorer, samt generelle pumpebehov for brønnbåtens drift.
Kontraktsverdien er ikke oppgitt.
Statoil har utøvd den første av fire opsjoner som selskapet har med Odfjell Drilling på boreriggen Deepsea Bergen.
Riggselskapet sikret seg borekontrakten med Statoil i slutten av mai. I den opprinnelige avtalen lå det en fast brønn, med opsjon på fire ganger tre brønner.
Den første opsjonen er justert til to brønner som vil ta rundt 75 dager. Kontrakten skal etter planen starte opp mellom første og andre kvartal neste år, og er en direkte forlengelse av OMV borepgram.
Møre-rederiet Aas Kystservice har øky oppdrettsflåten. Selskapet er nå klar med den 46 meter lange avlusningsbåten Aas Provider som ble kjøpt inn i vår. Det tidligere offshorefartøyet Thor Provider har i høst vært under en omfattende ombygging på Aas Mekaniske Verksted.
Nå er skipet klar for å kaste loss for å gå langs hele norskekysten, Færøyene og Shetland.
Mål om fast jobb
Aas Provider er bygget uten å ha en fast kontrakt og gå til. Rederisjefen er spent på oppdragsmengden fremover.
– Vårt mål er å komme inn på faste avtaler, men fartøyet vil inntil videre gå i spotmarkedet. Vi har imidlertid god tro på at båten vil få faste oppdrag både i Norge og på Færøyene og Shetland, sier daglig leder Alexander Aas i Aas Kystservice.
Fartøyet har fått tre linjer med FLS avlusersystem med en totalkapasitet på 150 tonn per time og døgnbemannes med en besetning på fem.
– Når vi har valgt FLS Avlusersystem ombord er det fordi flere oppdrettere ønsker denne løsningen som gir svært effektiv og skånsom avlusing. Sammen med en betydelig kapasitet er vi klare for å bekjempe lusa og tror vi vil få oppdrag fremover.
God tro på fremtiden
Selskapet på Vestnes i Møre og Romsdal har levert tjenester til oppdrettsnæringen med katamaranen Aas 1 i et par år. Nå satser de på mekanisk avlusing med Aas Provider, men katamaranen kan tilbys som følgebåt ved avlusing.
– Vi har så god tro på fremtiden at vi under ombyggingen har lagt til rette for tre nye avluserlinjer. Hvis etterspørselen etter mer kapasitet skulle komme, så kan vi raskt være oppe med en dobling av kapasiteten slik at vi kan behandle 300 tonn fisk i timen.
– To fluer i en smekk
Det tidligere offshorefartøyet har også levert bunkers og har kapasitet på 370 kubikk. Pumpekapasiteten er på 400 liter i minuttet.
– Mange oppdrettsflåter og oppdrettere har behov for diesel. Her kan vi også dekke det behovet og slå to fluer i en smekk, sier Aas.
– Det at Shell velger å fortsette samarbeidet med MainTech, bidrar til at kontoret i Trondheim vil være fullt sysselsatt i mange år fremover, samt at avdelingskontoret i Molde kan utvides for å ta på seg nye oppdrag, skriver MainTech AS i en pressemelding.
Mandag denne uken signerte Maintech en kontrakt på syv nye år med A/S Norske Shell.
Overvåke rust
Oppdraget gjelder ”Inspection and Corrosion Monitoring Sevices (ICMS) for Draugen and Ormen Lange”, og er en forlengelse av kontrakten som ble inngått i 2007.
Avtalen dekker planlegging og utførende inspeksjon for offshore-installasjonen Draugen og for landanlegget på Nyhamna. I tillegg alle subseainstallasjoner for både Draugen og Ormen Lange.
Kontrakten innebærer også oppgaver relatert til material- og korrosjonstjenester, samt optimalisering av vedlikehold i drift.
– Satser lokalt
Det norske selskapet har jobbet tett med oljeselskapet siden 2001.
– A/S Norske Shell har siden starten med Draugen-feltet i 1993 vist at de er villige til å satse på lokale aktører og bygge opp kompetanse
lokalt, uttaler selskapet i meldingen.
– Dette er «all time high». Vi har aldri tidligere gitt så mye i tilskudd til et enkeltprosjekt på Vestlandet, sier Nina Broch Mathisen, direktør i Innvasjon Norge på Vestlandet til BT.
Gründerne bak selskapet Disruptive Technologies på Kokstad lager trådløse sensorer på størrelse med en tastaturknapp. De bittesmå sensorene kommuniserer via internett. Selskapets grunnleggere tror brikkene kan revolusjonere alt fra energibruk i bygg til varestyring i handelsnæringen.
Høye forventninger
Få dager før julaften kunngjør Innovasjon Norge en skikkelig gladmelding til selskapet: Et tilskudd på 40 millioner kroner til å utvikle og demonstrere at selskapets sensorer kan utnyttes til effektiv drift av bygninger.
– Vi har veldig høye forventninger til dette prosjektet, sier Nina Broch Mathisen, direktør i Innovasjon Norge på Vestlandet.
BRIKKEHÅP: Innovasjon Norge-direktør Nina Broch Mathisen tror denne lille sensoren har enormt potensial, både for miljø, effektiv energibruk og som fremtidig verdiskaper i Bergen. Foto: EIRIK BREKKE
– Skal vokse
I følge gründer og styremedlem Jarle Kvamme øker støtten sannsynligheten for å lykkes.
Det siktes også mot det internasjonale markedet.
– Målsettingen vår er full internasjonalisering, men vi begynner i Europa, sier Erik Fossum Færevaag, en av gründerne bak Disruptive Technologies.
Verdens minste sensorer
Sammen eier de ansatte 52 prosent av aksjene i selskapet. Færevaag har den største eierposten av de ansatte med en andel på rundt tyve prosent.
Disruptive Technologies har rundet 40 ansatte, og har hovedkvarter i Telenor-bygget på Kokstad. Selskapet har klokkertro på at sensoren kan snu opp ned på det som omtales som tingenes internett – milliarder av sensorer på ting omkring oss.
Selskapet utvikler verdens minste og fullt integrerte trådløse sensorer. De første sensortypene skal testes ut til våren.
Målinger overalt
– Våre sensorer gjør det veldig enkelt å gjøre alle mulige slags målinger av miljøet rundt oss. I dag er mange slike løsninger både kompliserte og kostbare, sier Færevaag.
Gevinsten av å kunne styre energibruken kan bli store besparelser, både i kilowattimer og effektivitet.
Store besparelser
Sensorene kan brukes til å finne hvilke rom er i bruk til enhver tid, måle temperatur eller overvåke dører og vinduer.
– 40 prosent av energibruken foregår i bygninger. Klarer man å kutte dette energiforbruket med bare ti prosent snakker vi om besparelser på flere titalls milliarder kroner for norske byggeiere. Dessuten handler jo dette også om å skape verdier, sier Nina Broch Mathisen.
Les hele saken på BT.
– Etter planen skal Kronprins Haakon seile av gårde nå før jul. Det er beregnet at seilasen vil ta rundt ti dager, men det avhenger av både vær og testing underveis, sier rederisjef Per Wilhelm Nieuwejaar på Havforskningsinstituttet.
Hjemmehavn er Tromsø, men første stopp er Bergen.
– Det er indikert at skipet vil ankomme rundt 30. desember. Det kan også bli på nyttårsaften.
I høst har 500 personer vært i sving på det italienske verftet Fincantieri for å ferdigstille «Kronprins Haakon».
Testes i Norge
Nå står testing i norske farvann for tur.
– Det har hele tiden vært meningen at sluttprøvene gjøres i Norge. Mye av utstyret befinner seg her, så det var ikke hensiktsmessig og frakte det ned til Italia og tilbake igjen, sier Nieuwejaar.
– I Bergen skal det testes integrasjon med rov, bunntråling og annet utstyr. Etterpå skal undervannsstøyen måles i Herdlafjorden. I tillegg blir det istesting og test av trekkkraft i Ålesund.
Det har vært søkerstorm for å få jobb på det nye skipet. Nå er alle stillingene besatt, men opp til Norge skal fartøyet seiles av verftets egne folk.
– Overlevering blir sannsynligvis en gang i februar når alle tester er gjennomført. Hvis det er noe som ikke stemmer skal det utbedres før vi tar over skipet.
Ut å tygge is
Det nye forskningsfartøyet kan gjøre alt fra å skyte seismikk til å tygge is, og er bygd for å operere i polare strøk.
I tett samarbeid med Polarinstituttet og Universitetet i Tromsø, skal Havforskningsinstituttet på tokt i Antarktis med polarskipet som har blitt omtalt som et råskinn.
Senhøstes 2018 settes kursen sørover igjen for dra på tok i Antaktis.
Med skipets isbryterkapasitet og utstyr til å undersøke hva som skjer under isen, åpnes det nye muligheter for forskningsinstitusjonene i de krevende farvannene i Sørishavet.
Havforskningsinstituttet får en egen pott til å seile i iskalde farvann med Kronprins Haakon. Det er satt av 11 millioner i kommende statsbudsett til krilltokt i Antarktis.
Voldgift
Det er et skip til rundt 1,4 milliarder kroner som nærmer seg overlevering. Lenge etter opprinnelig plan da investeringsbeslutningen ble tatt.
Den norske regjeringen besluttet å bygge et nytt isgående fartøy høsten 2012.
Først i juni 2015 var det brennstart på selve byggeprosessen i Italia, og i slutten av juli i år kunne kapteinen endelig testkjøre “Kronprins Haakon” på sjøen.
I følge Teknisk Ukeblad har kulturforskjeller, språkproblemer og diametralt forskjellig oppfatning av hva «basic design» er og inneholder, vært blant elementene som har medført forsinkelser hos italienske Fincantieri.
Det har endt i voldgiftssak og krav om ekstrabetaling. Saken er avsluttet, men hvordan det ender får partene trolig ikke vite før langt ute i februar.
Etter avrøystinga på dagens obligasjonseigarmøte er det klart at obligasjonlångivarane gjer om gjeld til aksjar og blir eigar av 90 prosent av aksjane i Golden Energy Offshore Services, skriv Nett.no.
Selskapet skal også børsnoterast på marknadsplassen Merkur Market. Det er ein marknadsplass driven av Oslo Børs, men med mindre strenge krav til selskapa som blir notert der enn på hovudbørsen.
Les børsmelding her
220 millionar
Golden Energy Offshore Services er eit datterselskap i Golden Energy-konsernet i Ålesund og eig forsyningskipa Energy Swan og Energy Scout. Begge er i arbeid, men tener ikkje nok til at selskapet kan innfri avtalen med obligasjonslångivarane.
Obligasjonslånet på 220 millionar kroner har forfall 31. desember, men den avtalen kan ikke Golden Energy Offshore Services halde.
Dagens nyhetsbrev
Med Fenja-planen blir det første gang oljeselskapet VNG Norge skal være operatør for en utbygging på sokkelen.
– Dette gjør at selskapet tar steget opp i en ny liga, sier administrerende direktør Atle Sonesen i VNG Norge til Sysla.
I 2017 er det blitt levert planer om utbygginger av oljefelt til 125 milliarder kroner. Ifølge beregninger skaper nye oljeprosjekter 100.000 nye årsverk.
Utbyggingsplaner for syv prosjekt til hele 100 milliarder var ventet å komme som førjulsgaver. Den største tikket inn den 5. desember, da Statoil leverte planene for det enorme Johan Castberg-feltet. Fredag leverte Aker BP utbyggingsplanene for Vallhall vestflanke, Ærfugl og Skogul til olje- og energiministerens.
I dag ble Plan for utbygging og drift (PUD) for Fenja-feltet og Yme overlevert til olje- og energiminister Terje Søviknes.
Funnene Pil og Bue feltet ble gjort i 2014 og fikk feltnavnet Fenja. Produksjonen skal etter planen begynne i 2021, og feltet har en estimert levetid på 16 år. De totale investeringene var først beregnet til tolv milliarder kroner, men har nå kommet godt ned på ti-tallet.
På Yme-feltet har Repsol bestemt seg for å forsøke gjenopplive feltet for åtte milliarder kroner. Denne gangen skal en betydelig overvekt av arbeidet gjennomføres av norske leverandører.
Få også med deg:
Aker BP går inn på ny teknologi for økt utvinning. Oljeselskapet har investert i og gått inn på eiersiden i selskapet Fishbones AS i Rogaland.
Oljeselskapet DNO har mottatt 54,32 millioner dollar fra de kurdiske selvstyremyndighetene som betaling for eksport i september. DNO-sjefen er nå fornøyd med regulariteten i betalingene for andelen av Tawke-lisensen. (E24)
Aker BP jobber hardt med å få til en ny stor oljeplattform midt i det såkalte Noaka-området i Nordsjøen, men Statoil er ikke helt overbevist. (DN)
Snipp, snapp, snute – så var Statkrafts havvindeventyr ute
Statkraft kvitter seg med siste rest av havvind for 6,2 milliarder. Kinesere kjøper Statskrafts andel i den britiske Dudgeon-parken. Statkraft har i år solgt seg ut av havvindprosjekter for nærmere 13 milliarder kroner.
Planen ble overlevert olje- og energiminister Terje Søviknes tirsdag.
Feltet har vært en langvarig verkebyll for selskapet, som før Repsol-oppkjøpet het Talisman Norge. Yme-plattformen var kraftig forsinket og full av mangler da den kom fra verftet i Abu Dhabi. Til slutt ble det bestemt at den måtte skrotes – uten noen gang å ha vært i produksjon.
Norske leverandører
Prosjektet skulle egentlig koste knappe fem milliarder kroner, men prislappen endte til slutt på om lag elleve milliarder.
Etter langvarige vurderinger har Repsol nå bestemt seg for å forsøke å bygge ut feltet på nytt for åtte milliarder kroner.
Denne gangen skal en betydelig overvekt av arbeidet gjennomføres av norske leverandører.
– Vi ønsker å gjøre utstrakt bruk av norske leverandører og norsk kompetanse for å få den kvalitet som forventes av en utbygging på norsk kontinentalsokkel, har pressekontakt Grethe Elise Foldnes i Repsol tidligere sagt til Sysla.
Leier rigg
Når Yme nå bygges ut igjen, er det et mindre omfattende prosjekt enn sist. Det skyldes blant annet at mye av utstyret som allerede er plassert på havbunnen, skal brukes også i denne utbyggingen. Det gjelder for eksempel brønnrammer, rørledninger og lagringstank.
Ni brønner som allerede er boret, skal også brukes videre. I tillegg skal det bores seks nye brønner.
Det bygges ikke ny plattform. Istedenfor skal det benyttes en kombinert bore- og produksjonsrigg. Repsol har allerede inngått en femårig leiekontrakt på den oppjekkbare riggen Mærsk Inspirer. I avtalen med Mærsk Drilling ligger også en opsjon på ytterligere fem år.
Totalt ender investeringene på «Yme New Development» på rundt åtte milliarder kroner. Norske leverandører vil stå for 70 prosent av dette.
– Dette gjør at selskapet tar steget opp i en ny liga, sier administrerende direktør Atle Sonesen i VNG Norge.
Tirsdag overleverer han Plan for utbygging og drift (PUD) for Fenja-feltet til olje- og energiminister Terje Søviknes. Den største milepælen i det tyske selskapets 11 år lange historie på norsk sokkel er et faktum.
Fakta
VNG
Tysk selskap med hovedkontor i Leipzig
Etablert i Norge i 2006
Norsk hovedkontor i Stavanger
Fenja
Ligger i Norskehavet
Funnet i 2014
Inneholder om lag 100 millioner fat oljeekvivalenter
VNG er operatør
Faroe Petroleum og Point Resources er partnere
Skal starte produksjonen i 2021
Sysla møter Sonesen i selskapets lokaler i Jåttåvågen i Stavanger mandag morgen, dagen før den høytidelige overrekkelsen på ministerens kontor i Oslo. I Jåttåvågen er stemningen forventningsfull. Utbyggingsplanene har akkurat ankommet fra trykkeriet, men fortsatt gjenstår de siste detaljene før alt er klart.
– Dette er historisk for hele konsernet. Det er den største olje- og gassinvesteringen selskapet har gjort gjort noen gang. Vi er stolte over å ha gjennomført det med en veldig stram tidsplan, sier Sonesen.
Trenger oljepris under 40 dollar
Funnene Pil og Bue feltet ble gjort i 2014 og fikk feltnavnet Fenja. Senere viste avgrensningsboringer at ressursene i området var om lag 100 millioner fat oljeekvivalenter. Planen som nå leveres er basert på Pil-funnet. Bue og andre funn i nærheten innebærer en oppside og kan bli bygget ut senere.
I 2015 kom beslutningen om å gå videre med prosjektet, og i 2016 ble konseptet valgt: Feltet skulle bygges ut via Njord-plattformen. Tidligere i år kom konsekvensutredningen, der 75 interessenter fra fiskere til offentlige byråkrater har kommet med innspill og spørsmål.
Byggeplaner for over 100 milliarder før jul
Produksjonen skal etter planen begynne i 2021, og feltet har en estimert levetid på 16 år. De totale investeringene var først beregnet til tolv milliarder kroner, men har nå kommet godt ned på ti-tallet.
– Feltet er lønnsomt og gir god avkastning selv med oljepriser langt under 40 dollar fatet, sier Sonesen.
Oljenedtur
Utviklingen av feltet har skjedd parallelt med krisen som rammet norsk oljenæring hardt. Det første Pil-funnet ble offentliggjort omtrent akkurat da oljeprisen begynte sitt dype fall sommeren 2014.
Ifølge prosjektdirektør Erik Oppedal har nedkjølingen i oljebransjen vært en fordel for Fenja-utviklingen.
– Mindre kamp om arbeidskraften har gjort det lettere å få tak i dyktige folk. Samtidig har vi redusert kostnadene fordi prisene ble lavere, og det har vært mulig å gjennomføre raskere fordi det har vært mindre press på leverandørene, sier Oppedal.
fra 5000 til 100 sider
Rolf Håkon Holmboe, direktør med ansvar sikkerhet og kvalitet, har hatt det overordnede ansvaret for å samle trådene og sette sammen den endelige utbyggingsplanen. Det har vært en omfattende jobb.
– Vi har 15-20 medforfattere, som igjen har sine team bestående av flere personer. Alt må tilpasses og skrives i et språk alle forstår. Og siden det er første gang selskapet gjør dette, er det mye nytt for mange av oss, forteller Holmboe.
Han anslår at om lag 5000 sider utgjør grunnlaget for PUD-en.
– Disse er kortet ned til 100 sider i dokumentet vi sender inn. Det har vært veldig krevende.
Svenja Maria Schlöpke (t.v.) og Kevin Best har jobbet med grunnforholdene på Fenja.
Høy temperatur
Kevin Best vet hva Holmboe snakker om. Amerikaneren leder gruppen som har jobbet med grunnforholdene og reservoarene på Fenja-feltet. Etter flere års arbeid ble 550 sider kuttet ned til fire i utbyggingsplanen.
– Det har vært vanskelig å redusere så mye, og krevende å få med alle vesentlige detaljer. Vi har hatt mange ulike synspunkter på hvordan problemstillinger kan løses. Fenja er et unikt felt, og det finnes ingen fasit på hvordan det skal gjøres.
Små selskaper bak store funn
I tillegg skal representanter fra partnerselskapene ha et ord med i laget. Noen innspill er gode, mens andre gir mer diskusjon.
– Det har vært mange diskusjoner, og naturligvis noen øyeblikk med høy temperatur. Det er nesten som et ekteskap – det er nødvendig med noen kompromisser, sier Best.
Komplisert
Slik har det også vært for kommersiell sjef Jon Skurtveit. Fenja-feltet skal bygges ut med tilknytning til Statoil-feltet Njord, der VNG også er partner. Olje og gass fra Fenja skal sendes til Njord for prosessering, og motsatt vei skal det gå vann og gass til bruk i brønninjeksjon.
Det krever også ombygging på plattformen, en prosess som ble gjort enklere av at den uansett skulle i land på Stord for oppgradering.
Eierne av Njord skal imidlertid ha betaling for å være vert for Fenja. Statoil er operatør på Njord-feltet, men DEA er største eier med 50 prosent. I tillegg er Engie, Faroe og VNG partnere. Forhandlingene har Skurtveit hatt ansvaret for
– Prosessen er til en viss grad regulert av myndighetene gjennom tredjepartsforskriften, men det har likevel vært kompliserte samtaler. Det er mye man må bli enige om. Først i forrige uke var vi ferdige, sier Skurtveit.
Disse 550 sidene ble til 4 sider i utbyggingsplanen. Foto: Ola Myrset
Mye gjenstår
Selv om innlevering av utbyggingsplan markerer en viktig milepæl i prosjektets historie, blir det lite rom for å hvile på laurbærene.
På mange måter er det nå den virkelige jobben starter. Nå skal prosjektet bli virkelighet.
– Innlevering av utbyggingsplan kan nesten oppleves som en sjarmøretappe, men det er veldig mye som gjenstår. Vi er allerede i gang med neste fase, sier Atle Sonesen.
– For å trekke en parallell til fjellklatring: Vi er godt fornøyd med å ha kommet til basen, men det er først nå vi ser fjellet, sier han
