På britisk side er markedet «litt mindre ille» enn i Norge.
– Flesteparten av jobbene som vi kan by på nå er på britisk side. Det er mye plugging, men også tyngre brønnintervensjon. Der har vi merket en økt forespørsel, sier Roger Roger Simmenes, administrerende direktør i Island Drilling Company ASA.
Andre taper penger på kontrakter
De har Island Innovator liggende i varmt opplag ved Hanøytangen og forsøker å sikre kontrakt for riggen.
Det er ikke lett.
– Vi er med og byr på det som er, men det er ikke sikkert vi er de som går ut først. Vi må jo ha en rate vi kan leve med.
De siste slutningene på britisk side ligger rundt 120.000 dollar dagen. Dette er mindre enn det det koster å bare holde en rigg i operasjon.
I tillegg til operasjonskosten kommer også vedlikehold, reparasjoner og avdrag på lån.
Dermed er det begrenset hvor mange rigger som blir sluttet inn på slike under-priser.
Vil bli i Norge, men…
Som Sysla Offshore har skrevet tidligere er det noe aktivitet innen rigganbud, men det er klart flest tendere og kommende jobber på britisk side i Nordsjøen.
– Primært ønsker vi å bli i Norge, vi har investert mange penger i riggen og selskapet. Alternativet for oss er UK-markedet, men det er ikke tvil om at vi ønsker å være på denne siden av grensen.
Samtidig er døren åpen for at riggen kan gå ut.
– Nå er det egentlig 50/50-prosent sjanse for at vi går til UK. Det er mer å ta i på britisk side. Men det er bare en jobb vi trenger.
Simmenes trekker frem at riggen er en 6. generasjons ny dynamisk posisjonert rigg som har flere fortrinn målt mot oppankrede rigger. Den kan gå rett inn på borestedet – gjøre jobben – så dra rakst videre.
Klasser mens de venter
Island Innovator har lagt i varmt opplag på Hanøytangen siden den var ferdig med boring for Lundin i mars.
Før den gikk i opplag, rakk riggen å bore 12 brønner for Lundin fra den ble levert i 2013 og frem til i våres.
Å ha gjennomført et boreprogram på norsk sokkel etter avtalen og med gode resultater, mener Simmenes er et åpenbart fortrinn.
– Det er jo det som er forskjellen målt mot rigger som ligger i Asia eller andre steder og ikke har vært her. Vi kjenner til kompleksiteten og har en rigg som er innkjørt på alle måter. Vi har vært gjennom barnesykdommene og den har gått veldig godt.
I påvente av nye oppdrag pågår klasseaktiviteter gjennom det man populært kaller «slow class». Det innebærer at klassingen tar lengre tid, men kostnadene blir lavere fordi man tar arbeidet uten bruk av overtid og stor prosjektorganisasjon for å gjøre jobben kjapt.
– Vi har klasset mesteparten av skroget og mye arbeid er gjort. Riggen er i veldig god stand. Det er tilbakemeldingen fra klassen, sier han.
Fremover skal de også se på topside og boreutstyret i forbindelse med klassingen.
– Riggen har mannskap om bord og klar til å gå ut på kort varsel.
Kontrakten har en verdi på rundt 370 millioner kroner. Dette melder begge selskapene fredag.
Oppdraget er en opsjon som er inkludert i en FEED-kontrakt som ble tildelt Aker Solutions i januar 2016.
– Gassmodulen er en viktig brikke i partnerskapets IOR-ambisjon for Troll-feltet. Den vil øke produksjonskapasiteten på Troll B og bidra til at vi får ut maksimalt av de gjenværende ressursene i haleproduksjonen. Fra den settes i produksjon høsten 2018 til nedstengning av Troll B i 2025, vil den sørge for at vi klarer å utvinne om lag 4,7 millioner ekstra fat olje, sier prosjektdirektør Eric Normann Ulland.
Ingeniørarbeidet skal utføres hos Aker Solutions i Bergen og byggingen av modulen starter hos Aker i Egersund i 2017. I henhold til plan skal den drøyt 500 tonn tunge modulen løftes på plass på Troll B våren 2018 og være i drift 3. kvartal samme år.
Funnet er på mellom 27 og 69 millioner fat olje.
Rettighetshaverne vil vurdere å knytte funnet opp til eksisterende infrastruktur på Gjøa-feltet, skriver Oljedirektoratet i en pressemelding, men det synes åpenbart at med denne beliggenheten og disse volumene, vil funnet være kommersielt og bli bygget ut.
– Funnet ligger midt i vårt kjerneområde i Nordsjøen, og bekrefter vår tro på at selv modne områder på norsk sokkel har et interessant letepotensial. Sammen med de andre rettighetshaverne vil vi nå vurdere å knytte Cara opp til eksisterende infrastruktur på Gjøa-feltet. Dette vil redusere tid og kostnader i forbindelse med utbyggingen, sier administrerende direktør Cedric Osterrieth i ENGIE E&P Norge ifølge en pressemelding.
«Brønnen ble formasjonstestet. Maksimum produksjonsrate var på 1,3 millioner Sm3 gass per strømningsdøgn gjennom en 76/64 tommers dyseåpning. Gass/olje-forholdet er ca. 16 000 Sm3/Sm3. Formasjonstesten viste hovedsakelig meget gode produksjons- og strømningsegenskaper. Det ble samlet inn omfattende mengder data og prøver», skriver OD.
Arbeidsretten slår enstemmig fast at Norsk olje og gass ikke begikk tariffbrudd da det ble gjennomført mekling med arbeidstakerorganisasjonen Safe tidligere i sommer. Industri Energi hevdet dette var et brudd fordi det innebar et avvik mellom de ulike avtalene, melder Norsk olje og gass.
– Industri Energi fikk gjennom hele lønnsoppgjøret klare oppfordringer fra Norsk olje og gass om å forhandle før SAFE. Industri Energi valgte av ukjente årsaker å utsette forhandlingene for oljeserviceavtalen. Dette til tross for at forbundet var kjent med hvilke frister og forpliktelser Norsk olje og gass hadde overfor SAFE og Riksmekleren. Vi har hele tiden ment at Industri Energi selv må ta følgene av dette, og det har Arbeidsretten nå sagt seg enig i, sier Jan Hodneland som er forhandlingsleder i Norsk olje og gass.
Meklingsresultatet med Safe blir ikke påvirket av resultatet i Arbeidsretten. Norsk olje og gass og Industri Energi skal i mekling 20. september.
-Arbeidsrettssaken om oljeserviceavtalen er skuffende, men ikke et nederlag, sier områdeleder Ommund Stokka i Industri Energi.
Forbundet innfører nå streikeberedskap i organisasjonen, i forkant av mekling neste uke.
Gyda er et av flere felt på norsk sokkel som nærmer seg den siste olje.
Fakta GYDA
Ligger mellom Ula og Ekofisk i Nordsjøen.
Bygget ut med en kombinert bore-, bolig- og prosessinnretning med stålunderstell.
Eiere er Repsol (61%), Dong (34%), Kufpec (5%).
Feltet er planlagt nedstengt i september 2018, men oppryddingen blir ikke billig.
Dokumenter operatøren Repsol har sendt norske myndigheter viser at prisen for å stenge ned, plugge brønner og fjerne plattform og infrastruktur er beregnet til 5,7 milliarder kroner. Til sammenlikning planlegger Statoil å bruke 3,5 milliarder kroner på å bygge ut Utgard-funnet i Nordsjøen.
Her er hele regnestykket:
Arbeidet med å stenge ned Gyda vil omfatte følgende operasjoner:
Oljeeksportrør kobles av og blindes ved tilknytningspunktet mot Gyda. Enden gjøres overtrålbar.
Alle brønner blir permanent plugget og forlatt.
Gasseksportrørledningen blir rengjort for petroleum, koblet av i hver ende og endene blir gjort overtrålbare.
Plattformdekk og stålunderstell fjernes ned til havbunnen.
Plattformdekk og stålunderstell transporteres til land for demontering med påfølgende gjenbruk/gjenvinning av materialer og behandling / deponering av avfall.
Havbunnsrammen under plattformen løftes vekk og fraktes til land for demontering og påfølgende gjenvinning av materialer og behandling og deponering av avfall.
Rettighetshaverne vil rette forespørsel til andre operatører i området for å avklare om det foreligger interesse for å ta over gasseksportrørledningen.
10 felt som nærmer seg siste olje
Når oljeprisen faller, forsvinner også de økonomiske insentivene til å presse ut de siste dråpene av olje- og gassfelt. Løsningen blir i mange tilfeller å stenge ned produksjonen, heller enn å produsere med tap i påvente av høyere priser.
Her er en oppsummering av hvilke felt som nå nærmer seg «den siste olje»!
Og her er Gydas historiske produksjon:
– Ja, det burde vi selvfølgelig ha visst. Vi forutsetter alltid at når vi åpner, så er det de områdene som er åpnet, og at vi gjennomfører ting som er i tråd med politikken, sier Solberg til NRK.
VG: – Liens oljekart mer omfattende i sitt første utkast
– Her har det kanskje skjedd et arbeidsuhell, og nå ryddes det opp i dette, legger hun til.
Ferdig med saken
I det første kartet som olje- og energiminister Tord Lien (Frp) la fram, lot han ikke oljeselskapene bare nominere de omstridte Lofoten- og Møre-blokkene, men også vernede områder utenfor Jæren, Finnmark og Bjørnøya som er unntatt fra oljevirksomhet i forvaltningsplanene.
– Vi hadde ikke sett kartene. Men det jeg også har sagt, er at det er gjort en feil. Det er nå ryddet opp i. Så det er i tråd med alle de planene som ligger på forhånd, og da er jeg ferdig med den saken. Nå skal det utlyses basert på de vedtakene som regjeringen har gjort, og på de områdene som er åpnet, sier Solberg.
Venstre ber Lien trekke blokker fra ny oljemeny
– Jeg synes Tord Lien har vist at når man har gjort en feil, så rydder man opp i det med en gang, understreker Solberg. Hun går ikke med på at dette var bevisst, villet politikk fra Liens side.
Kunne håndtert bedre
Tord Lien sier det aldri var hans hensikt å utlyse arealer som har vært omfattet av forvaltningsplanen og heller ikke samarbeidsavtalen.
– Jeg har sagt tidligere at dette er en prosess vi kunne håndtert bedre enn det vi gjorde. Derfor har vi også sendt ut en presisering for å skape ro, både mellom regjeringspartiene og samarbeidspartiene, men også i industrien, sier Lien.
På Statoil sin PRS-base på Killingøy, jobbes det nå med to nye «hot tap»-oppdrag som skal benyttes på Gina Krog og Johan Sverdrup de to kommende årene.
FaktaHot tap-teknologi
En fjernstyrt operasjon som utføres ved at en robot sveiser et T-stykke på røret mens det strømmer gass gjennom det. Når det er gjort, vil en fjernstyrt boremaskin bore hull i det produserende røret mens trykk og produksjon gjennom røret forblir upåvirket.
Gina Krog
I 2017 skal selskapet lage et tilkoblingspunkt på Zeepipe II A som transporterer gass fra Kollsnes til kontinentet.
– Den gassen skal brukes av Gina Krog til å injiseres i reservoaret for å få løftet ut olja som er der. Vår jobb her på Killingøy er å etablere det tilkoblingspunktet på hovedrøret, sier Bjørn Bakkevig, prosjektleder i Statoil.
Kostnader halvert
Hot tap-teknologien er også brukt på Åsgard-feltet. For Gina Krog og Johan Sverdrup er kostnadene halvert.
– Fremover ser vi ytterligere muligheter for å få ned kostnadene på disse operasjonene, sier Bakkevig.
Statoils prisbelønte «Remotely Welded Retrofit Subsea Hot Tap Tee» er et verktøy som gjør hot tapping betraktelig lettere.
– Verktøyet er en fjernstyrt robot som sveiser fast T-koblingen på gassrør, mens gass fortsatt går gjennom røret. Når T-en er koblet på, borer roboten seg gjennom, og ny gass kan strømme på uten at verken trykk eller produksjon i hovedrøret blir påvirket.
Statoils «hot tap»-teknologi skal brukes på blant annet Gina Krog-feltet. Illustrasjon: Statoil
Uten nedstengning
– Dette er en kjent teknologi som er mye brukt på land. Den har blitt utviklet over lang tid og blir brukt på topside på plattformer og prosessanlegg. Det vi har gjort her på Killingøy er å ta dette subsea, slik at vi kan anvende det på rørsystemene i Nordsjøen.
Kort fortalt går det ut på at det kan etableres et nytt tilkoblingspunkt på et eksisterende rør, uten å stenge ned produksjonen. Dermed oppnås en kostnadseffektiv og besparende operasjon.
– Vi har også utviklet teknologi hvor en kan koble oss på et eksisterende rør der det er mest optimalt, med tanke på et nytt felt som eksempelvis skal kobles på et eksisterende rør.
Dykkerløs operasjon
På Johan Sverdrup-feltet skal Statoil i 2018 etablere et tilkoblingspunkt på et nytt rør som skal kobles på Statpipe. Johan Sverdrup skal blant annet levere gass inn til Kårstø.
Det vil si at man kobler seg på røret mens ledningen eksporterer. Ved hjelp av Statoils hot tap-utstyr på PRS-basen på Killingøy, gjøres installasjonen uten bruk av dykkere.
– Det vil få stor betydning i områder med eksisterende infrastruktur og nye, marginale funn, sier Bakkevig.
Selskapet står snart uten rigger på kontrakt i Norge og i går ble de ansatte informert om nye kutt.
Senest i sommer ble det kjent at 150 må gå, på grunn av at Borgland Dolphin går av sin kontrakt.
Les mer: Over 150 mister jobben
Denne riggen vil i løpet av få dager avslutte sine operasjoner og gå i kaldt opplag i Rosfjord utenfor Lyngdal.
De nye kuttene kommer som en følge av at Bideford Dolphin går av kontrakt med Statoil neste år.
Da går også denne enheten i kaldt opplag i Lyngdal.
– På grunn av at det ikke er noen nye kontrakter i sikte for riggen, er det nå besluttet at alle offshore-ansatte vil få varsel om overtallighet.
Det skriver selskapet i en intern melding til sine ansatte, som Offshore.no har fått tilgang til.
– Jeg kan bekrefte at det blir en ny nedbemanning. For ytterligere kommentarer rundt dette, henviser jeg til selskapet, sier leder Espen Kristoffersen i fagforeningen Industri Energi i Dolphin Drilling.
Vi har så langt ikke lykkes å få en kommentar fra selskapet.
Etter det vi forstår vil nedbemanningen omfatte omtrent 180 personer offshore. I tillegg kommer ytterligere nedbemanning på land.
Estimert verdi på dette arbeidet er rundt 350 millioner kroner.
Kværner inngikk 1. april en rammeavtale med Statoil for oppgradering av Njord-plattformen. Prosjektets rammeavtale er basert på en prosjektgjennomføringsplan hvor Statoil har opsjon på å igangsette gjennomføringen av ytterligere faser.
Opsjonen for front-end engineering og design (FEED) ble erklært samtidig som rammeavtalen ble inngått. I mai erklærte Statoil opsjonen for landligge ved Kværners verft på Stord.
Opsjonen som nå er erklært gjelder forberedelser til ombygging og gjennomføring av dokking av plattformen, som blant annet inkluderer fjerning av boretårn, flammebom, livbåtarrangement og inspeksjon. Prefabrikasjon av tidskritiske elementer, i hovedsak to pongtonger som skal øke plattformskrogets flyteevne, er også en del av arbeidet.
Plattformen ligger nå fortøyd til kai ved Kværner, hvor den vil ligge til boretårn, flammebom og livbåter er tatt av. Parallelt med dette vil fabrikasjonen av de to nye pongtongene pågå. Dokkfasen er ventet å vare ut august 2017.
