En dykker som var med på Statoils mislykkede forsøksdykk til 254 meter i 2002, får nå erstatning.
Kampen fram til erstatning har vært lang for den nå 51 år gamle mannen, skriver Stavanger Aftenblad.
Mannen er bosatt i Midt-Norge i dag og var tidligere nordsjødykker.
Han var en av 6 dykkere som mente at han ble skadet av forsøksdykket i 2002 som foregikk i kammerkompleks ved NUI i Bergen.
For han, som flere av de andre, kom de virkelige skadene først til syne senere. Han er nå kommet til enighet om yrkesskadeerstatning.
Bare en aktiv
Forut for dykket i 2002, hadde dykkeselskapene nøye valgt ut dykkere de mente var best egnet til å delta på dykket.
De gikk gjennom grundig medisinsk sjekk i forkant, men under dykket gikk likevel mye galt for deltakerne.
Etter forsøksdykket i 2002 er det bare en av deltakerne som i dag er aktiv dykker. Dykkeren som nå har fått yrkesskadeerstatning holdt dykkekarrieren gående til 2009. Han driver også sitt eget dykkefirma.
Fire andre dykkere måtte umiddelbart, eller etter få år, avbryte nordsjødykkingen og gikk over i andre stillinger som følge av det mislykkede forsøksdykket.
Klarte ikke sertifisering
Det siste arbeidsdykket dypere enn 200 meter på norsk sokkel, var på Gullfaks-feltet i 1989. Forsøksdykket i 2002 skulle bekrefte dykkeberedskapen som Stolt-Halliburton Joint Venture hadde for oljeselskapene Statoil, Hydro og Esso, til 360 meter.
Men det klarte de altså ikke. Etter dykket ble dykkegrensen satt til 180 meter, mens dykkeberdskapen til 360 meter, som altså ikke lot ser verifisere, likevel ble opprettholdt.
Arbeids- og administrasjonsdepartementet skrev i 2004 følgende om rørleggingsberedskap og dykking til 360 og 400 meter:
«Når det gjelder dykking ned til 400 meter og særlig oljeselskapenes planer for beredskapsdykk ned til 360 meter, har myndighetene forholdt seg til dette ut fra den felles forståelsen i næringen om at dykking ned til slike dyp kunne gjennomføres på en forsvarlig måte, gitt bruk av kompetent personell samt rett utstyr og prosedyrer.»
Dette skrev departementet til tross for at alle forsøksdykkene som var blitt gjort mellom 250 og 500 meter hadde påført dykkere skader.
I løpet av 2017 ønsker Statoil igjen å dykke til 225 meter. Denne gang også på Gullfaks-feltet.
En fikk penger
Etter dykket i 2002 ble det gitt en samlet kompensasjon fra oppdragsgiverne og arbeidsgiver til en person. Dette bekreftet Statoil i fjor til Aftenbladet.
Statoil har ikke bidratt til å betale ut kompensasjon til andre dykkere som var med på forsøksdykket i 2002 enn denne ene dykkeren.
Noe av hovedproblemet med erstatningsakene for dykkere er at de negative langtidseffektene kan slå ut så lenge etterpå at de vanskelig kan dokumenteres tilbake til et bestemt dykk.
Dette har også vært problemet til den 51 år gamle dykkeren som nå har fått erstatning. Dykkeren ønsker ikke å snakke om saken til Aftenbladet, men han har blant annet fått bistand på veien av Industri Energi.
Les hele saken hos Stavanger Aftenblad.
Flux-konsernets datterselskap Active Service skal levere 40 hydrauliske umbilicals og slanger til ingeniør- og produksjonsbedrift CRE8 Systems AS.
Utstyret vil bli installert på Johan Sverdrup-feltet. Selskapet har nå sikret Johan Sverdrup-relaterte kontrakter innen alle sine produktområder.
Flux kjøpte Active Services, en tidligere avdeling i Fluid Control, i november 2016.
Active Services har kontorer i Bergen og Stavanger, og samarbeider med en rekke internasjonale leverandører.
Kontraktsverdien er ikke oppgitt.
Statoil har solgt seg helt ut av oljesandvirksomheten i den kanadiske provinsen Alberta til Athabasca.
Transaksjonen omfatter det produserende demonstrasjonsanlegget Leismer, og det ikke utbygde Corner-prosjektet, i tillegg til en rekke midtstrømkontrakter knyttet til Leismer-produksjonen.
Statoil har mottatt 431 millioner canadiske dollar i kontanter, samt 100 millioner ordinære aksjer i Athabasca, noe som utgjør nærmere 20 prosent av selskapets aksjekapital.
Statoils aksjepost vil bli forvaltet som en finansiell investering. I tillegg vil inntil 250 millioner canadiske dollar bli betalt i en serie med betingede betalinger de neste fire årene, avhengig av produksjonsnivåer og rådende oljepriser.
For første gang går norsk oljeservicenæring i minus. I dagens Oilcast diskuterer vi hvorfor.
Podcast link
– Vi har vært gjennom to-tre år med jevnt fallende inntekter og lønnsomhet. Det har vært ekstremt tøft for hele bransjen, og arbeidsplassene som har forsvunnet kommer neppe igjen. Prøvelsene er ennå ikke over, også 2017 vil være utfordrende, sier Espen Norheim, leder for EYs rådgivning innen olje og gass.
EYs Oljeserviceanalyse er den mest omfattende analysen av hele leverandørnæringen i Norge. Utgangspunktet er de reviderte 2015-regnskapene for 1200 selskaper.
I denne podcasten snakker Norheim med journalistene Erlend Frafjord og Glenn Stangeland om EYs funn i årets rapport (klikk på spilleren over).
Oilcast fra Sysla kan også lastes ned i Itunes.
Eierandelene selges til oljeselskapet Chrysaor for opptil 3,8 milliarder dollar, tilsvarende over 31 milliarder kroner. Det er snakk om hele Shells andel i ni oljefelt og deler av et tiende felt.
I en pressemelding tirsdag opplyser Shell at salget vil føre til en mer strømlinjeformet beholdning etter at selskapet overtok BG Group i 2016.
Selskapet avhender Buzzard, Beryl, Bressay, Elgin-Franklin, J-Block, Armada, Everest, Lomond og Erskine.
Avtalen skal utføres i samarbeid med Kværner og har en estimert verdi på 900 millioner kroner.
Arbeidet omfatter sammenstilling av plattformens sju moduler, som skal transporteres til Norge i andre kvartal 2018. Kontrakten omfatter også planlegging, ledelse og prefabrikasjon.
Arbeidet starter opp i februar og vil i første omgang involvere 100 ansatte fra Aker Solutions, Kværner og Statoil, men tallet vil stiget opp til 1000 i den mest intensive perioden i 2018.
Avtalen omfatter også opsjoner for hook up av prosess- og boligplattformene, som skal installeres i 2019.
Kværner vil formelt være underleverandør til Aker Solutions, og avtalen har en estimert verdi på rundt 450 millioner kroner for Kværner.
«Vi er svært glade for å vinne denne kontrakten i samarbeid med Aker Solutions. Dette er nok en bekreftelse på at vår erfaring og ekspertise innenfor offshore hook-up og ferdigstillelse er etterspurt», sier Terje Johansen som er ansvarlig for hook-up og ferdigstillelse i Kværner.
– Dette er et viktig oppdrag for Aibel. Vi har jobbet målrettet og hardt for å oppnå god konkurransekraft og gleder oss over å vinne fram i et stramt marked, sier konsernsjef i Aibel, Mads Andersen.
Det var Statoil som tildelte kontrakten i dag på vegne av partnerne i Johan Sverdrup-lisensen. Oppdraget går ut på å forberede og gjennomføre selve oppkoplingen av den nye boreplattformen på Johan Sverdrup-feltet. Prosjektet inkluderer også oppkopling av plattformens systemer mot understell og to gangbruer, spleising av høyspentkabler samt oppkopling av en midlertidig hotellplattform. I tillegg vil Aibel assistere Statoil med utprøving (commissioning) og oppstart offshore.
Haugesund
Arbeidet starter umiddelbart og vil bli ledet fra Aibels kontor i Haugesund. På verftet i Haugesund pågår også byggingen av selve boreplattformen, et prosjekt som nå er mer enn halvveis ferdig. Konsernsjef Mads Andersen ser det som en tillitserklæring at Aibel får en utvidet rolle i utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet.
– Vi ser fram til å utvide samarbeidet med Statoil. Vi er for øyeblikket i ferd med å avslutte et liknende oppdrag og går dermed inn i prosjektet med best mulig utgangspunkt. Grunnbemanningen er på plass, vi har et operativt team og ferske erfaringer, sier han.
Inntil 600 medarbeidere
Prosjektets første fase vil være preget av forberedende aktiviteter, hvor det blir lagt opp til et tett samarbeid med boreplattformprosjektet. Dekket til boreplattformen skal være ferdig sammenstilt og klar for installasjon våren 2018. Da starter en intensiv offshorefase for Aibels mannskap, som vil bestå av opp mot 600 medarbeidere i rotasjon fram mot sommeren 2019.
Kontrakten med Statoil har også opsjoner på oppkopling av prosessplattformen og boligplattformen, som begge er under bygging til Johan Sverdrup-feltet.
Dagens Næringsliv skriver at mens tradisjonelle oljeselskaper krymper investeringsbudsjettene, øyner nye aktører muligheter. Såkalte oppkjøpsfond, også kalt private equity- eller PE-fond, står nå bak et titall nye aktører på norsk sokkel.
Pandion er det siste nye initiativet av denne typen, eid av PE-fondet Kerogen. En håndfull norske oljeveteraner kan nå gå i gang med å kjøpe lisensandeler, med mellom 100 og 300 millioner dollar i ryggen.
– Kerogen er et PE-fond som er spesialisert på olje og gass oppstrøms, og som investerte i to oljeselskaper på britisk sokkel i 2015 og 2016. Vi er deres første satsing på norsk sokkel, sier Pandion-sjef Jan Christian Ellefsen.
Ifølge avisen finnes det et titall lignende aktører som posisjonerer seg ved å trekke lodd i det norske oljelotteriet. Samlet kan disse nykomlingene kalle på oppimot 20 milliarder dollar i fondskapital. Dette tallet er basert på et anslag med utgangspunkt i den offisielle informasjonen om kommittert kapital. Det vil si rammen for den egenkapitalen selskapene har stilt til rådighet. I tillegg tar oljeselskapene opp lån.
– Når mange vil selge, er det interessant å være på kjøperen. PE-kapital er på jakt etter gode kjøp. Det er lettere å gjøre gode kjøp når det er mange selgere, sier finansdirektør i Origo, Ørjan Gjerde.
