Spotmarkedet for offshore supply-skip (PSV) var nok en gang støvsugd for skip denne helgen.
Uten en ledig PSV i sikte måtte Aker BP ta til takke med et ankerhåndteringsfartøy (AHTS).
«Island Vanguard», eid av rederiet Island Offshore, flytter vanligvis rigger.
Denne helgen måtte den inn i rollen som en av Nordsjøens mange lastebåter, med en dagrate på 195.000 for jobben.
– I helgen var det utsolgt for PSV og det var derfor et ankerhåndteringsskip kom inn. Dette vil vi se mer av ut over sommeren, og er ikke veldig unormalt slik markedet ser ut nå, sier Sølve Høyrem, daglig leder i meglerhuset Westshore.
Tror fortsatt på en god sommer
Sommeren i fjor var preget av et lavere ratenivå enn forventet. Store deler av de gode honorarene ble spist opp da flere redere ble fristet til å hente skip fra opplag, og dermed økte tilbudet og senket ratenivået.
Denne sommeren tror Høyrem kan bli annerledes.
Les også: Det er spesielt én ting offshore-rederiene må unngå for å lykkes denne sommeren
– Størrelse og alder er viktige faktorer når vi ser på skip som blir tatt ut av opplag. I PSV-segmentet er det bare en håndfull fartøy som kan komme ut. Alle ser at markedet blir stramt de neste månedene, spesielt for supply-segmentet, sier Høyrem
Det er spesielt de store supplyskipene som kan se lyst på fremtiden. I en rapport fra Hagland tidligere i år kommer det frem at store NOR-registrerte supplyskip er svært begrenset i antall, og at kostnaden for å ta dem ut av opplag er høy.
Les også: I slutten av mars var markedet støvsugd for supply-skip
Sysla har tidligere skrevet at det kan koste så mye som 15 millioner å klasse et skip ut av opplag.
«Havila Clipper» ble tatt av en terminkontrakt med Totak DK før endt kontraktsstid for å konkurrere i spotmarkedet. Foto: Havila Shipping
Tidligere i år ble «Havila Clipper» tatt ut av en terminkontrakt for å konkurrere i spotmarkedet, mens NAO Thunder og NAO Protector ble tatt ut av opplag og kom til markedet i starten av april.
Etterspørselen for sommeren ser også bra ut for rederiene. Equinor er for tiden på leting etter flere supplyskip for sommersesongen. I høysesongen vil det også være flere rigger på hyre som trenger bistand, forteller Høyrem i Westshore.
– Vi vet ikke når Equinor sluttfører sine forespørsler, men vi forventer at vi vet mer om dette rett over påske, sier Høyrem.
Mange vil ha skip
Ifølge Westshore er det flere forespørsler etter skip som enda ikke har blitt bekreftet. Bortsett fra to kontrakter på fire måneders jobb på norsk sokkel som kom tirsdag, har det ikke kommet mange lange kontrakter den siste tiden. Høyrem mener vi vil se mer av dette ut over våren.
Les også: Havila og Eidesvik sikret Equinor-kontrakter
– Vi ser en god anbudsaktivitet for supplybåter på både norsk og britisk side. Rederne har ulike strategier, noen er litt avventende, mens andre er interessert i å sikre seg kontrakter raskt, forteller Høyrem.
Selv om ratene i spotmarkedet er gode kan det være et sjansespill å ikke ha båten på lengre kontrakt. Ifølge Westshore er termkontraktene foreløpig på levelige nivåer.
– Men vi ser at det er redere som mener det er lurt å ha is i magen. Situasjonen ser unektelig positiv ut, sier Høyrem.
Men så krasjer fregatten KNM «Helge Ingstad» inn i et tankskip og pulsen stiger i kontrollrommet. Ulykken skjer like ved Stureterminalen der det skipes store mengder råolje, men også LPG, altså flytende petroleumsgass, for eksempel ren propan. Her kolliderte tankskipet, her vil man ikke at noe skal ta fyr.
Den daglige rutinen til Olaug og de andre transportingeniørene spoleres. For sikkerhets skyld stenges Stureterminalen.
Ved øvelser innledes telefonsamtalen til kontrollrommet alltid slik. «..Dette er en øvelse – dette er en øvelse». Men den 8. november var det altså alvor.
Gassprosesseringsanlegget på Kollsnes er også nær havaristen, og ble også nedstengt. Anlegget behandler inntil 144,5 millioner kubikkmeter gass i døgnet. Uten et prosessanlegg i drift må gass-strømmen inn kuttes, og gassproduksjonen stenges ned ved Edvard Grieg, Ivar Aasen, Oseberg, Grane og Troll A.
– Stansen varte heldigvis bare i noen timer, og dermed klarte vi å finne nok gass andre steder i systemet slik at kundene våre fikk det de hadde bestilt, sier John Kristian Økland, sjef for kontrollrommet.
Bokstavene og strekene ser først ubegripelige ut, men så står det «GINA KROG» og vi forstår mer. Og «EKO» betyr jo Ekofisk mens «ZEEB» er mottaksterminalen i Zeebrugge. Foto: Jarle Aasland
Høy pålitelighet
Et havari er selvsagt helt spesielt, men hver dag, hver time, skjer det noe som kan påvirke den svært kompliserte operasjonen med å få norsk gass dypt under havbunnen fram til kundene i Europa til riktig tid, til riktig pris og i riktig kvalitet.
– Dette er ingen selvfølge, men Norge klarer å levere med over 99 prosent pålitelighet. Leveringssikkerheten av norsk gass gjør den mer etterspurt enn noengang, sier Frode Leversund til Aftenbladet. Han er administrerende direktør i Gassco.
Gassco??
Ja, det er de som har ansvaret for transporten av den norske gassen. I rør fra omtrent 50 ulike felt i Nordsjøen og Norskehavet, gjennom enorme «blandebatterier» og flere prosessanlegg.
De har hovedkontor på Bygnes på Karmøy og har også ansatte ved fire gassterminaler i ulike land i Europa, til sammen 350 ansatte. Etter Hydro er Gassco den største bedriften på Karmøy.
GASSCO/AFTENBLADET/VK
Og Olaug Therese Josephsen er en av transportingeniørene som sitter i kontrollrommet. Hun overvåker gassens vei fra feltene og til terminalene som mottar gassen, i England, Tyskland, Belgia, Frankrike og Skottland.
Det skjer dag og natt. Sju ulike arbeidslag jobber på skift i kontrollrommet, selve hjertekammeret til Gassco. Tre transportingenører sitter foran fire-fem skjermer hver, og skiftlederen har den største oversikten – og ansvaret. I dag er det Kjetil Bakke. På veggen foran dem alle er det som må være en av landets største storskjermer.
Administrerende direktør Frode Leversund i Gassco leder Karmøys nest største bedrift. Foto: Jarle Aasland
Ja, det kan gå galt
Akkurat nå er det ganske rolig i kontrollrommet, og pulsen til Olaug Therese Josephsen er sikkert helt normal. Men ting kan plutselig skje, og da må hun handle raskt.
– Det er ganske vanlig at gassfeltene må redusere produksjonen, ja det skjer omtrent 1600 ganger i året, sier Josephsen. – Av dette er det helt nedstengning av produksjonen på enkeltfelt 500 ganger i året. Da må vi prøve å begrense skadevirkningene mest mulig.
Her er et interaktiv kart over Gassco sitt rørsystem
Den vanligste årsaken til at felt er nede, er nødvendig vedlikeholdsarbeid.
– Da utnytter vi den store fleksibiliteten i systemene og leverer gass likevel, sier John Kristian Økland, sjef for kontrollrommet.
Hans største frykt er en alvorlig ulykke på et av anleggene, kanskje med fatale konsekvenser. Men det har aldri skjedd.
Skjermene
Bokstavene og strekene ser først ubegripelig ut, men så står det GINA KROG og vi forstår mer. Og EKO betyr jo Ekofisk mens ZEEB er mottaksterminalen i Zeebrugge. Det går ekstra mange streker – altså gassrør – inn til SLP, Sleipner:
– Ja, Sleipner-feltet er et veldig viktig «blandebatteri» for gass, sier Økland.
Gass, mange sier naturgass , har nemlig ulike egenskaper i de forskjellige feltene. Og kundene vet nøyaktig hva de vil ha.
– Dermed må vi blande ulike gasser fra feltene og passe på at egenskapene til gassen som havner i mottaksterminalen er akkurat som bestilt av kunden. Disse egenskapene overvåker vi kontinuerlig, sier Økland.
I tillegg til den kjemiske sammensetningen av gassen, passer kontrollrommet på temperatur, trykk og mengde i gassrørene.
Rørene er forresten 8.829 kilometer lange. Vi snakker om verdens lengste sammenhengende gassrørsystem til havs. De største har en diameter på 44 tommer, over én meter. Dessuten opererer Gassco to plattformer som blander gass og måler trykk og sjekker kvalitet.
Tre ingeniører må til for å overvåke gasseksporten. Nærmest sitter Lars Morten Kro, og deretter Martha Helen Fagerlund og Olaug Therese Josephsen. Foto: Jarle Aasland
Nøytral drift
Selv om Gassco er et statlig norsk selskap, så skal det ikke favoriserer norske interesser, for eksempel Equinor.
– Vi skal fungere helt nøytralt i markedet. Informasjon om for eksempel driftsforstyrrelser skal ut til alle aktører i markedet samtidig, sier Økland.
– Så selv om Equinor sin driftsorganisasjon vet at det vil bli redusert produksjon på et av deres felt, så har de ikke lov til å informere markedsavdelingen sin om det. All informasjon skal gå ut samtidig, og gjennom oss, omtrent som informasjon fra Oslo børs.
AF Gruppen har i samarbeid med Heerema Marine Contractors (HMC) signert kontrakt med Fairfield Betula Limited om fjerning og gjenvinning av Dunlin Alpha topside på britisk sektor i Nordsjøen, etter at partene inngikk en intensjonsavtale tidligere i høst.
Det skriver selskapet i en børsmelding torsdag.
Kontrakten omfatter prosjektering, forberedende arbeider, fjerning og gjenvinning av Dunlin Aplha-plattformen, men en total vekt på om lag 20.000 tonn.
Selskapet skriver at prosjekteringen vil starte umiddelbart, og at plattformen skal fjernes og gjenvinner i perioden mellom 2021-2024.
Oppryddingen på norsk sokkel er tema i denne episoden av Det vi lever av. Her treffer du kommentator i Aftenbladet, Hilde Øvrebekk, og sjefredaktør i Bergens Tidende, Øyulf Hjertenes. Du får også høre hva Amund Tøftum, konserndirektør for offshore i AF Gruppen, mener er de største utfordringene når de rydder plattformer:
Aker BP har fått varsel fra Petroleumstilsynet om at selskapet vil få pålegg om å fikse alvorlige brudd på regelverket på Ula-feltet.
Petroleumstilsynet førte tilsyn i perioden 25. september til 5. oktober med Aker BP og selskapets styring av risiko, barrierer og vedlikehold på feltet.
Fakta
Ula-feltet
Oppdaget i 1976, og startet produksjon i 1986.
Ligger i den sørlige delen av Nordsjøen og består av tre plattformer.
Ligger i brønn 7/12-2 i utvinningstillatelse 019 og 019B.
Aker BP er operatør (80 prosent), og Faroe Petroleum er også lisenshaver (20 prosent)
Er områdesenter for satelittfeltet Tambar og som tredjepartsvert for Oselvar og Blane.
Oljen transporteres via Ekofisk til Teesside.
Det ble påvist avvik innenfor følgende ni systemer og områder:
Styring av storulykkerisiko
Barrierestyring
Organisering, samordning av roller og ansvar
System for avviksbehandling
Passiv brannbeskyttelse
Identifisering og vedlikehold av barrierer
Vedlikehold
Gassdeteksjonssystemet
Utstyr som ikke er i bruk
I tilsynsrapporten kommer det frem at produksjonsinnretningen Ula P har integritetsutfordringer fordi struktur og prosessutstyr ikke kan motstå de brannlastene som kan oppstå ved væskebranner.
For å kompensere for manglende og mangelfull passiv brannbeskyttelse har det siden 2008 vært krav om å kunne evakuere Ula P raskest mulig og innen fem minutter.
– Mangelfull kunnskap
«Aker BP har opplyst at de ikke kan dokumentere konsekvensene av væskebranner etter fem minutter. Det er derfor vår vurdering at kravet om evakuering innen fem minutter er et lite robust tiltak, tatt brann», skriver Petroleumstilsynet.
Tilsynet trekker frem mangelfull kunnskap om barrierer, barrierestyring og innretningsspesifikke forhold som har betydning for storulykkesrisiko.
«Samlet indikerer disse etter vår vurdering mangelfull barriereforståelse i flere ledd i organisasjonen», skriver tilsynet.
Petroleumstilsynet skriver at det er behov for å tydeliggjøre roller, etablere en barrierestrategi og oppdatere ytelsesstandardene for Ula.
Forlenget levetid
Innretningene på Ula-feltet ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, og består av tre konvensjonelle stålinnretninger for produksjon, boring og innkvartering som er knyttet sammen av broer.
Produksjonen startet i 1986, og i 2005 ble det gitt samtykke til bruk av Ula-innretningene til 2028.
Rettighetshavere er Aker BP ASA med 80 prosent og Faroe Petroleum Norge AS med 20 prosent.
Ula-feltet. Foto: Aker BP
Petroleumstilsynet skriver at operatøren inntil nylig har lagt til grunn at Ula skulle stenges ned om noen år, men at levetiden nå vurderes utvidet og at det derfor er satt i gang aktiviteter for videre drift.
Samtidig skriver tilsynet at vedlikeholdet på innretningene bærer preg av at de etter planen skulle stenges ned om noen år.
«Det er vår vurdering at selskapet ikke prioriterer ressurser og aktiviteter slik at planene for vedlikehold blir gjennomført”, heter det i tilsynsrapporten.
Petroleumstilsynet har bedt Aker BP å redegjøre for hvordan avvikene skal håndteres innen 11. januar 2019.
Fristen for å etterkomme pålegget er 1. mars 2019.
Nexans har vunnet en kontrakt til rundt 150 millioner euro, tilsvarende 1,45 millioner kroner.
Det melder selskapet i en pressemelding tirsdag.
Selskapet skal levere eksportkabel til Ørnsteds Hornsea 2 offshore vindpark.
Vindparken på 1,4 gigawatt ligger i Nordsjøen, om lag 89 kilometer fra kysten av Yorkshire.
Den vil være verden største når den setter i drift, ifølge Nexans.
Hornsea 2 er søsterprosjektet til Hornsea 1, og vil gi nok strøm til å dekke behovet til 1,3 millioner husstander.
Ilandføringen av kraften fra vindparken vil gjøres via HVAC-sjøkabler med tre faser fra Nexans.
Prosjektet er planlagt ferdigstilt i 2022.
Kablene til prosjektet skal produseres på Nexans Norways fabrikk i Halden.
TGS inngår et strategisk samarbeid med Axxis Geo Solutions (AGS) for et multiklient-prosjekt i Nordsjøen.
Det melder selskapet i en børsmelding mandag.
Området dekker sentrale deler av Nordsjøen og Utsirahøyden.
I avtalen vil partene jobbe sammen for å utvikle muligheter til fellesinvestering i multiklientprosjekter, heter det i meldingen.
TGS vil ha rettigheter til all ny node-data som er samlet inn i samarbeidet, melder selskapet.
Prosafe er tildelt en ny kontrakt for riggen Safe Zephyrus av BP.
Det opplyser Prosafe i en børsmelding onsdag ettermiddag.
Boligriggen som nå er på Johan Sverdrup går rett til Clair Ridge-plattformen vest for Shetland i britisk sektor av Nordsjøen, etter endt arbeid på Johan Sverdrup-feltet i mai 2019.
Den nye kontrakten har en verdi på 19 millioner dollar, og strekker seg over fem måneder med en opsjon på ytterligere én måned.
I mai mønstret de første 150 offshorearbeiderne på boligriggen, før den ble slept ut i Nordsjøen.
På det meste vil 2400 personer fra Equinor og levererandører, fordelt på tre skift, ha sin arbeidsplass ute på Johan Sverdrup-feltet.
Equinor har fått samtykke til videre bruk av innretningene Snorre A og Snorre B ut 2040.
Det opplyser Oljedirektoratet onsdag, som skriver at det er grunnlag for videreføring av driften på innretningene for å utvinne gjenværende ressurser i feltet.
Opprinnelig hadde Equinor tillatelse for bruk av Snorre A til mai 2022 og Snorre B til mai 2021.
De opprinnelige oljereservene var 307 millioner standard kubikkmeter olje (1929 millioner fat). De gjenværende oljereservene er beregnet til 94 millioner kubikkmeter (590 millioner fat).
Snorre ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen. Havdybden i området er 300-350 meter.
Snorre ble påvist i 1979, og plan for utbygging og drift ble godkjent i 1988.
Olje- og energidepartementet godkjente i juli plan for utbygging og drift for videreutviklingen av Snorre-feltet, kalt Snorre Expansion Project (SEP).
SEP er en stor undervannsutbygging, og det største prosjektet for økt utvinning på norsk sokkel i dag.
Prosjektet bidrar til 25 nye år med produksjon på Snorre.
Prisen var mandag formiddag 80,94 dollar per fat, men fortsatte å klatre utover dagen og lå mandag kveld på 81,36 dollar fatet. Dette er det høyeste nivået siden november 2014.
Prishoppet kommer etter at Organisasjonen av oljeeksporterende land (OPEC) og andre globale produsenter har ignorert press fra USAs president Donald Trump om å redusere oljeprisene.
Det Stavanger-baserte skipsmeklarhuset Seabrokers varslar at supplyreiarane kan gå ein lang og tøff vinter i møte, skriv Nett.no.
I månadsrapporten for august viser Seabrokers til at spotmarknaden i Nordsjøen i sommar har vore mykje dårlegare enn kva reiarane hadde håpa på.
Les også: Kun ett offshorerederi i pluss i andre kvartal
Rett nok har ratene for PSV-ar med dekksareal på meir enn 900 kvadratmeter vore i snitt på over 7.500 britiske pund i fem månader på rad.
Over 20 skip ut av opplag
Men marknaden har ikkje tatt av, og meklarhuset viser til at konkurransen om oppdraga har vore stor ettersom det både er tatt ut mange skip ut av opplag, i tillegg til at det er kome skip til frå andre regionar.
Les også: – Vår anbefaling er at rederiene bør legge båtene i opplag
Totalt er over 20 båtar tatt ut av opplag og gått inn i spotmarknaden.
Betydeleg overtilbod
Men det store problemet no, ifølgje Seabrokers, er kva som vil skje med alle skipa som snart avsluttar kontraktane dei har gått på i sommar.
Om desse går inn i spotmarknaden, fryktar meklarhuset at ein på nytt er tilbake til ein situasjon med betydeleg overtilbod av skip.
Det kan nok ein gong bli ein lang vinter for supplyreiarane, spår Seabrokers.
