Det er kun et år siden forrige nedbemanningsrunde i offshoreselskapet. Siden 2016 har selskapet gitt slipp på rundt 160 personer totalt i Arendal og Kristiansand.
Nå går det på ny mot nedbemanning. Denne gangen i alle tre fagmiljøene som danner MacGregor Norway AS, skriver Fædrelandsvennen.
Flyttes til ut av landet
Fagmiljøene det er snakk om er dekksmaskineri-virksomheten med utspring i Pusnes i Arendal, offshorekranene, davitene og beslektede produkter som stammer fra den opprinnelige kristiansandsbedriften Hydramarine, samt et mindre, relatert miljø i Porsgrunn. Sistnevnte legges ned og flyttes til Arendal.
Direktør Høye Gerhard Høyesen sier til avisen at han nå er i diskusjoner med de tillitsvalgte, og derfor ikke kan gi et konkret antall personer som må gå.
– Skal jeg antyde noe, kan det nok komme til å bli i overkant av 50, sier han.
Deler av virksomheten flyttes nå ut av landet.
– Temmelig dødt
Direktøren forteller at offhorekran-markedet fortsatt er «temmelig dødt», selv om de ser gryende tegn til bedring.
Selskapet må gå langt opp i ansiniettetsrekken når de nå skal nedbemanne.
– Det er nok en del med 10-12 års erfaring som kommer til å miste jobbene sine. Det er fryktelig leit, sier Høyesen.
Dagens nyhetsbrev
Tidligere denne uken lanserte Statoil utbyggingsplanen på Johan Castberg som en førjulsgave til industrien. Torsdag morgen ble det kjent at Aker Solutions skal designe boligmodulen på produksjonsskipet på feltet. Levering planlegges i første halvdel av 2018.
– Vi ser fram til å jobbe med Sembcorp og Statoil i dette neste stadiet av Castberg-utviklingen. Vi vil bygge på vårt tidligere arbeid i utviklingen som skal optimalisere designet av boligmodulen, sier Aker-direktør Knut Sandvik i en pressemelding.
Det er Sembcorp Marine som skal bygge skroget og konstruere boligmodulen. Fra tidligere er det kjent at Aker Solutions skal levere subsea-produksjonssystem og topside-design til en verdi av fire milliarder til Castberg-feltet.
Samtidig kom også nyheten om at SBM Offshore har fått kontrakt for levering av en turret, dreieskiven som er forbindelsen mellom havbunnen og produksjonsskipet, og som holder skipet forankret. Statoil opplyser i en pressemelding at kontrakten er en utøvelse av en opsjon i forbindelse med inngåelse av FEED-kontrakt med samme selskap.
– Dette er en spesialisert leveranse som et fåtall internasjonale aktører har kompetanse til å levere, sier Torger Rød, direktør for prosjekter i Statoil.
Få også med deg:
Dr. techn. Olav Olsen har utført vellykkede tester for flytende vindmølle, og ser nå etter mulige samarbeidspartnere.
– Jobben min blir å få de gode skipene ut i markedet igjen, sier den nye kommersielle direktøren i Volstad Maritime, Svein Leon Aure.
Fergen MF Hordaland gikk på grunn tirsdag morgen. – Det var ganske mye vann, og situasjonen ble først betegnet som kritisk, sier regionsjef Inge Andre Utåker i Norled.
Lundins Brynhild-feltet har ikke utviklet seg som håpet, og kan bli stengt flere år tidligere enn planlagt.
Process Control AS jubler etter å ha vunnet Statoil-kontrakt på lagerskipet Njord Bravo.
Industriproduksjonen øker. Oljeraffinering, kjemisk og farmasøytisk industri (2,1 prosent) samt bygging av skip og oljeplattformer (2,9 prosent) bidro mest til økningen, skriver SSB i en pressemelding torsdag.
Asko har brukt 70 millioner kroner på et sol- og hydrogenanlegg utenfor Trondheim. Når anlegget kommer i drift vil hydrogen utkonkurrere diesel på pris, ifølge Asko-topp Jørn Arvid Endresen. (Finansavisen)
Color Line kan få en prislapp på 10 milliarder. Colour Group sliter, og fergekjempen kan være i spill. O.N. Sunde åpner for å selge seg under 50 prosent og ta rederiet på børs. (Finansavisen)
Teknologiselskapet Evry har fått flere kvinnelige ansatte etter at selskapet robotiserte rekrutteringsprosessen. Nyansatte Ingrid Reme (23) mener det åpner for en mer objektiv utvelgelse. (DN)
I november ble det gjennomført vellykkede modelltester av den flytende vindmøllen OO-Star Wind Floater i en bølgetank ved Sintef i Trondheim. OO-Star Wind Floater-konseptet er utviklet av Dr. techn. Olav Olsen.
– Testene har vist at konseptet fungerer som forventet og vi ser frem til å benytte testresultatene til videre kalibrering av analysemodeller og ytterligere optimalisering av konseptet, sier administrerende direktør Olav Weider i Dr.techn. Olav Olsen.
Les også: Vil gjøre det enklere å få på plass havvindturbiner
Metoden som ble brukt heter Real-Time Hybrid testing, som er utviklet ved Sintef Ocean i samarbeid med NTNU.
– Sintef Ocean har utviklet en metode hvor bølger og strøm generes i bølgetanken, mens et sett av vaiere og vinsjer benyttes for å simulere vindlasten på turbinen. Vindlasten beregnes med et anerkjent simuleringsverktøy mens testen pågår og oppdaterer forventet last på turbinen basert på bevegelsen til flyteren, et simulert vindfelt og turbinoppførselen. Dette gir mulighet for å teste et stort antall lastkondisjoner, forklarer Weider.
Bildet viser modellen av den flytende vindmøllen i bølgetanken. Skalaen på modellen er 1:36. Foto: Sintef
Testene inkluderte typiske produksjonskondisjoner, stormkondisjoner og feilmekanismer for turbinen.
– De foreløpige vurderingene av resultatene indikerer at testene stemmer bra med beregningene som er utført, sier direktøren.
Konseptet OO-Star Wind Floater har vært partner i EU-prosjektet Lifes50+ siden 2015.
– Det har hatt stor betydning for oss, ettersom dette har gitt oss finansiering for videreutviklingen og samtidig gitt oss muligheten til å vise at konseptet er godt egnet for større turbiner og et stort antall interessante lokasjoner, forteller Weider.
Han sier de nå jobber med å finne mulige samarbeidspartnere og støttespillere som kan bidra til utviklingen av en fullskala demonstrator både her til lands og globalt.
Les også: Slik vil gründer Magne Tolo installere flytende vindmøller
Fergen var midt mellom fergekaiene Varaldsøy og Årnes i Kvinnherad da den begynte å ta inn vann.
– Den var på veien over fjorden da den begynte å ta inn mye vann. Det var ganske mye vann, og situasjonen ble først betegnet som kritisk, opplyser regionsjef Inge Andre Utåker i Norled til NRK.
Det var like før klokken 8.30 at fergen begynte å ta inn vann. Ifølge NRK var det 13 passasjerer om bord, og en besetning på seks, da hendelsen skjedde.
Brannvesenet ble tilkalt og har rykket ut. Fergen kom seg imidlertid til land ved Varaldsøy for egen maskin.
– Fergen kom seg til kai, og alle passasjerer og biler er nå i land, sier Utåker til NRK litt før klokken 09.
MF Hordaland tar fortsatt inn vann, og brannvesenet jobber nå på stedet.
Norled melder at rute 2 mellom Varaldsøy, Gjermundshamn og Årsnes er innstilt inntil videre. Fergeselskapet venter på en taubåt som skal frakte den bort.
Statoil har signert kontrakt med SBM Offshore for levering av Turret (dreieskiven) med forankringssystem på det flytende produksjonsskipet som skal operere på Johan Castberg-feltet.
Kontrakten er en utøvelse av en opsjon i forbindelse med inngåelse av FEED-kontrakt med samme selskap, opplyser Statoil i en pressemelding.
Aker Solutions hanket inn Castberg-bestillinger til fire milliarder
– Dette er en spesialisert leveranse som et fåtall internasjonale aktører har kompetanse til å levere, sier Torger Rød, direktør for prosjekter i Statoil.
– Godt samarbeid
– Vi ser fram til å fortsette det gode samarbeidet vi har hatt med SBM Offshore gjennom foregående faser i prosjektet, for å få til en sikker og effektiv leveranse av Turret- og forankringssystemet.
En turret er forbindelsen mellom havbunnen og produksjonsskipet, og holder skipet forankret.
Statoil leverte plan for utbygging og drift for Johan Castberg til norske myndigheter tidligere denne denne uken. Alle kontrakter har forbehold om endelig myndighetsgodkjennelse av PUD, skriver selskapet.
Største i verden
Byggingen av skroget til fire milliarder gikk til Sembcorp Marine.
Investeringskostnadene for Johan Castberg blir cirka 49 milliarder kroner. Forventede utvinnbare ressurser er anslått til 450 – 650 millioner fat oljeekvivalenter.
Dette gjør Johan Castberg-prosjektet til det største offshore olje og gassprosjektet i verden som er besluttet utbygget i 2017. Planlagt oppstart for feltet er 2022.
Partnerskapet i Johan Castberg består av Statoil (Operatør 50%), Eni (30%) og Petoro (20%).
Planene for utbygging og drift av Njord og Bauge i Norskehavet ble godkjent av myndighetene i sommer.
Njord A-plattformen og lagerskipet Njord Bravo skal oppgraderes for å hente ut gjenværende ressurser på Njord- og Hyme-feltene.
– De totale investeringene på 20 milliarder kroner innebærer stor aktivitet og ringvirkninger for det norske samfunn og norsk leverandørindustri sa Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
Oppussing og nytt kontrollsystem
Nå har Process Control, som er et selskap i Holta & Håland Oil & Gas, fått den gjeve kontrakten for å levere til Njord Bravo.
Selskapet er tildelt kontrakt av Njord Future-prosjektet på oppgradering av det fiskale målesystemet på lagerskipet.
Den ble bygget på Stord. Nå gir Njord arbeid der igjen
Kontrakten består av oppussing av målestasjon samt levering av nytt kontrollsystem. Den innebærer også at bergensbedriften skal stå for innkjøp, engineering, ombygging samt installasjon og igangsetting av det fiskale målesystemet. Arbeidet gjennomføres i Norge.
– Viser at vi har stor tillit
– Denne kontrakten er svært viktig for Process Control, og er et gjennombrudd som totalleverandør av fiskale målesystemer til Statoil. Vi mener at kontrakten viser at vi gjennom våre leveranser av analysesystemer har stor tillit hos Statoil, sier Gunnar Alfheim, daglig leder i selskapet.
Kværner skal oppgradere Njord-plattformen for fem millioner
Selskapets samarbeidspartner på kontrollsystem er SGC Metering i Skottland.
Njord-feltet ligger i Norskehavet, 130 kilometer nordvest for Kristiansund og 30 kilometer vest for Draugen-feltet.
I desember 2014 ble Brynhild-feltet satt i produksjon i Nordsjøen, som det første feltet med oljeselskapet Lundin som operatør.
Feltet er bygget ut med en undervannsinstallasjon som er tilknyttet produksjonsskipet Haewene Brim på det britiske Pierce-feltet, der Shell er operatør.
Fakta
Brynhild-feltet
Ligger i sørlige del av Nordsjøen, om lag ti kilometer fra britisk sektor
Funnet i 1992
Plan for utbygging og drift ble levert i 2011
Produksjonen startet i desember 2014
Lundin er operatør og eier 51 prosent av lisensen
Cape Omega er partner med en andel på 49 prosent
Feltet er tilknyttet produksjonsskipet Haewene Brim på det britiske Pierce-feltet
Utbyggingen skulle egentlig koste 4,3 milliarder, men prisen endte til slutt på 6,7 milliarder kroner.
Opprinnelig hadde feltet en forventet levetid på 15 år. Feltet kan imidlertid bli stengt langt tidligere.
Svakere enn ventet
Før sommeren søkte Lundin om fritak fra konsekvensutredning i forbindelse med avvikling av Brynhild-feltet, viser dokumenter Sysla har fått tilgang til. Ifølge søknaden skal bunnramme med manifold fjernes.
– Undergrunnen har ikke levert som forventet, uttaler Frøydis Eldevik, direktør for kommunikasjon og samfunnskontakt i Lundin Norway.
Oljeanalytiker Teodor Sveen-Nilsen i Sparebank 1 Markets følger Lundin tett.
– Både produksjonen og ressursene i bakken har blitt lavere enn ventet på Brynhild-feltet. Det er et av få Lundin-prosjekter på norsk sokkel som ikke har gått så bra, sier Sveen-Nilsen.
I henhold til Petroleumsloven skal det lages en avslutningsplan senest to år før man regner med å avslutte bruken av en innretning. Denne skal bestå av en disponeringsdel og en konsekvensutredning.
Olje- og energidepartementet kan imidlertid gi fritak fra kravet om konsekvensutredning “dersom disponeringen ikke antas å ha vesentlige virkninger for nærings- og miljømessige forhold,” og det var slikt fritak Lundin søkte om.
Usikkerhet
«Feltet har imidlertid ikke utviklet seg som forventet med mindre utvinnbare reserver. Med dagens oljepris og avtale med Shell har vi en økonomisk cut-off i tidlig 2019,» skriver Lundin i søknaden.
Da brevet ble sendt til Olje- og energidepartementet i slutten av mars var prisen for et fat nordsjøolje knappe 52 dollar. I dag har prisen steget til drøyt 62 dollar fatet.
Shell stenger Gaupe-feltet i Nordsjøen for godt
I et brev til Miljødirektoratet skriver Lundin:
«På grunn av en uønsket utvikling for Brynhild-feltet gjør vi forberedelser for en eventuell nedstenging og fjerning av undervannsinstallasjoner. Usikkerhet knyttet til reservoarforholdene og total økonomi tilsier at vi må planlegge for en mulig avvikling av Brynhild-feltet tidligere enn forventet levetid på 15 år.»
Lundins søknad om å slippe konsekvensutredning ble godkjent av departementet i juni.
Haewene Brim i Stavanger i 2006. Arkivfoto: Rune Nedrebø
Uregelmessig drift
Lundin-direktør Frøydis Eldevik ønsker i å si noe mer konkret om når feltet kan bli stengt for godt.
– Nei, det må vi komme tilbake til, sier hun.
– Har Brynhild-feltet vært en skuffelse for Lundin?
– Vi hadde håpet at undergrunnen innfridde mer enn den har gjort, sier Eldevik.
Produksjonen fra Brynhild-feltet har vært svært uregelmessig de årene feltet har vært i drift, noe som blant annet har skyldtes problemer på produksjonsskipet Haewene Brim. I første halvdel av 2016 hadde feltet en nedetid på om lag 45 prosent, og i år har feltet vært stengt siden i sommer som følge av en oppgradering av produksjonslinjene som går til skipet.
– Vi jobber med å starte opp feltet igjen i nær framtid, sier Eldevik.
Solgte andel
Lundin har flere ganger skrevet ned Brynhild-feltets verdi, senest i midten av oktober, da det ifølge E24 ble varslet en nedskriving på om lag 17 millioner dollar.
I sommer kjøpte oljemyggen Capeomega 39 prosent av Brynhild-feltet og økte dermed sin eierandel til 49 prosent. Capeomega er spesialisert på produksjon fra felt som går inn i siste fase av sin levetid og fjerning av oljeinstallasjoner.
Ifølge Oljedirektoratets (OD) faktasider forventes Brynhild-feltet å produsere lønnsomt ut 2018. OD opplyser at disse estimatene er basert på opplysninger levert av selskapene selv.
– Jeg er usikker på om ODs faktasider her er oppdatert, sier Eldevik.
I desember 2014 ble Brynhild-feltet satt i produksjon i Nordsjøen, som det første feltet med oljeselskapet Lundin som operatør.
Feltet er bygget ut med en undervannsinstallasjon som er tilknyttet produksjonsskipet Haewene Brim på det britiske Pierce-feltet, der Shell er operatør.
Fakta
Brynhild-feltet
Ligger i sørlige del av Nordsjøen, om lag ti kilometer fra britisk sektor
Funnet i 1992
Plan for utbygging og drift ble levert i 2011
Produksjonen startet i desember 2014
Lundin er operatør og eier 51 prosent av lisensen
Cape Omega er partner med en andel på 49 prosent
Feltet er tilknyttet produksjonsskipet Haewene Brim på det britiske Pierce-feltet
Utbyggingen skulle egentlig koste 4,3 milliarder, men prisen endte til slutt på 6,7 milliarder kroner.
Opprinnelig hadde feltet en forventet levetid på 15 år. Feltet kan imidlertid bli stengt langt tidligere.
Svakere enn ventet
Før sommeren søkte Lundin om fritak fra konsekvensutredning i forbindelse med avvikling av Brynhild-feltet, viser dokumenter Sysla har fått tilgang til. Ifølge søknaden skal bunnramme med manifold fjernes.
– Undergrunnen har ikke levert som forventet, uttaler Frøydis Eldevik, direktør for kommunikasjon og samfunnskontakt i Lundin Norway.
Oljeanalytiker Teodor Sveen-Nilsen i Sparebank 1 Markets følger Lundin tett.
– Både produksjonen og ressursene i bakken har blitt lavere enn ventet på Brynhild-feltet. Det er et av få Lundin-prosjekter på norsk sokkel som ikke har gått så bra, sier Sveen-Nilsen.
I henhold til Petroleumsloven skal det lages en avslutningsplan senest to år før man regner med å avslutte bruken av en innretning. Denne skal bestå av en disponeringsdel og en konsekvensutredning.
Olje- og energidepartementet kan imidlertid gi fritak fra kravet om konsekvensutredning “dersom disponeringen ikke antas å ha vesentlige virkninger for nærings- og miljømessige forhold,” og det var slikt fritak Lundin søkte om.
Usikkerhet
«Feltet har imidlertid ikke utviklet seg som forventet med mindre utvinnbare reserver. Med dagens oljepris og avtale med Shell har vi en økonomisk cut-off i tidlig 2019,» skriver Lundin i søknaden.
Da brevet ble sendt til Olje- og energidepartementet i slutten av mars var prisen for et fat nordsjøolje knappe 52 dollar. I dag har prisen steget til drøyt 62 dollar fatet.
Shell stenger Gaupe-feltet i Nordsjøen for godt
I et brev til Miljødirektoratet skriver Lundin:
«På grunn av en uønsket utvikling for Brynhild-feltet gjør vi forberedelser for en eventuell nedstenging og fjerning av undervannsinstallasjoner. Usikkerhet knyttet til reservoarforholdene og total økonomi tilsier at vi må planlegge for en mulig avvikling av Brynhild-feltet tidligere enn forventet levetid på 15 år.»
Lundins søknad om å slippe konsekvensutredning ble godkjent av departementet i juni.
Haewene Brim i Stavanger i 2006. Arkivfoto: Rune Nedrebø
Uregelmessig drift
Lundin-direktør Frøydis Eldevik ønsker i å si noe mer konkret om når feltet kan bli stengt for godt.
– Nei, det må vi komme tilbake til, sier hun.
– Har Brynhild-feltet vært en skuffelse for Lundin?
– Vi hadde håpet at undergrunnen innfridde mer enn den har gjort, sier Eldevik.
Produksjonen fra Brynhild-feltet har vært svært uregelmessig de årene feltet har vært i drift, noe som blant annet har skyldtes problemer på produksjonsskipet Haewene Brim. I første halvdel av 2016 hadde feltet en nedetid på om lag 45 prosent, og i år har feltet vært stengt siden i sommer som følge av en oppgradering av produksjonslinjene som går til skipet.
– Vi jobber med å starte opp feltet igjen i nær framtid, sier Eldevik.
Solgte andel
Lundin har flere ganger skrevet ned Brynhild-feltets verdi, senest i midten av oktober, da det ifølge E24 ble varslet en nedskriving på om lag 17 millioner dollar.
I sommer kjøpte oljemyggen Capeomega 39 prosent av Brynhild-feltet og økte dermed sin eierandel til 49 prosent. Capeomega er spesialisert på produksjon fra felt som går inn i siste fase av sin levetid og fjerning av oljeinstallasjoner.
Ifølge Oljedirektoratets (OD) faktasider forventes Brynhild-feltet å produsere lønnsomt ut 2018. OD opplyser at disse estimatene er basert på opplysninger levert av selskapene selv.
– Jeg er usikker på om ODs faktasider her er oppdatert, sier Eldevik.
– Nå skal jeg ut i verden og banke på dører og fortelle at vi har gode båter, sier Svein Leon Aure.
Han er den nyeste ansatte hos Volstad Maritime i Ålesund, og tiltrådte den nyopprettede stillingen som kommersiell sjef 1. desember.
– Volstad Maritime har en veldig god flåte, som er bygget mot kontrakter og har gått på lange kontrakter. Nå begynner noen av de å gå ut, og da blir jobben min å få de gode skipene ut i markedet igjen, sier Aure.
Erfaring fra subsea
Administrerende direktør Christoffer Syversen i rederiet er fornøyd med ansettelsen.
– Vi kjente Svein Leon godt fra tidligere og vi ble veldig begeistret da han ble tilgjengelig for en stilling hos oss. Han har et veldig godt navn i markedet, og erfaring fra Farstad-systemet som blir viktig å beholde lokalt. De siste årene har han fokusert spesielt på subsea, og han går dermed rett inn i rollen som kommersiell direktør hos oss med riktig kontaktnett på plass allerede, sier han.
Siden 2012 har Aure hatt jobben som kommersiell sjef i Farstad, som i sommer ble slått sammen med Solstad med John Fredriksen og Kjell Inge Røkke i ryggen.
– Etter Farstad begynte å bygge subsea-båter, er det stort sett det jeg har konsentrert meg om, sier Aure.
Blant de siste fra Farstad-systemet
Han var en av få fra Farstad-systemet som ble med over i den nye organisasjonen til Solstad Farstad. Da det ble rekruttert til ledelsesposisjoner i linje 1 og linje 2, var det Aure og en til fra Farstad som ble tilbudt stillinger, ifølge Aure.
Nå er han altså ute.
– Hvorfor sluttet du?
– Jeg er sunnmøring og har sterk tilknytning til det maritime miljøet her. Det vil jeg fortsette å være, men det så det ut til at jeg måtte gitt slipp på om jeg skulle jobbet der, sier Aure.
Farstad sin landorganisasjon i Ålesund er betydelig redusert den siste tiden.
– Det passer meg bedre å sitte nær på det som skjer. Med hovedkontor i Skudeneshavn ville jeg ikke vært så tett på beslutningene som jeg er vant til å være, sier han.
På økonomiavdelingen til Volstad Maritime er det og ansatt en person fra Farstad-systemet. For de fleste har det ikke vært vanskelig å finne nye jobber, sier Aure.
Sævik-familien som eier
Selv om subsea-segmentet har holdt seg bedre enn andre offshore-segmenter, er det tungt også der om dagen.
– Det blir utfordrende til neste år og, men på sikt tror jeg det vil ta seg opp igjen. Da er det selskapene de mest kompetente folkene og de beste båtene med lavest gjeldsgrad som vil klare seg best, sier han.
Det siste drøye året har Volstad Maritime kjempet for å holde seg flytende, og finne penger til å refinansiere et obligasjonslån i dykkerskipet Bibby Topaz.
I juli i år ble det klart at Sævik-familien la knappe 300 millioner på bordet og sikret seg over halvparten av selskapet.
– Hvordan blir det å jobbe for konkurrenten?
– Nå har jeg jobbet nesten halve mitt liv i Farstad Shipping og de siste ti årene har det stort sett dreid seg om å selge røde båter med en hvit F på skutesiden, så klart det blir rart. Når det er sagt så har jeg lenge latt meg imponere over hvor flink de har vært i Volstad til å bygge gode og avanserte båter, og få de, på kontrakt.
