I februar leverte oljeselskapet Neptune Energy utbyggingsplan for Duva-utbyggingen i Nordsjøen. Investeringen er på 5,5 milliarder kroner.
Tidligere i sommer ble prosjektet godkjent av myndighetene, og nå er arbeidet offshore i gang.
Tirsdag startet installasjonen av den 300 tonn tunge havbunnsrammen.
– Med havbunnsrammen på plass, er vi i rute for å sette i gang borekampanjen på Duva-feltet senere i år. Sammen med pågående marine operasjoner på Fenja-feltet i Norskehavet, demonstrerer dette Neptunes evne til å utføre raske og effektive utbygginger. Slik optimaliserer vi bruken av ressurser og sikrer tidlig produksjon,” sier administrerende direktør Odin Estensen i Neptune Energy Norge.
Havbunnsrammen er levert av Technip FMC, som vant kontrakten verdt tre milliarder kroner.
Duva-feltet skal kobles til Gjøa-plattformen tolv kilometer unna.
Hør podkast om nye aktører på norsk sokkel:
I februar leverte oljeselskapet Neptune Energy utbyggingsplaner for prosjektene Duva og P1 verdt til sammen ti milliard kroner.
Begge prosjektene bygges ut som havbunnsinstallasjoner tilknyttet Gjøa-plattformen, der Neptune er operatør.
Fakta
Forlenge
Lukke
Neptune Energy
Britisk oljeselskap med hovedkontor i London
Eid av oppkjøpsfondene Carlyle og CVC i England, samt kinesiske CIC
Norsk hovedkontor på Forus
Den norske virksomheten ble kjøpt fra Engie i fjor
440 ansatte i Norge, 1800 totalt
Operatør for det produserende Gjøa-feltet og prosjektene Duva og Fenja
Partner på Bauge, Brage, Draugen, Fram, Gudrun, Hyme, Ivar Aasen, Njord og Snøhvit
Har eierandeler i 68 lisenser på norsk sokkel
Tre milliarder
Nå er det klart at Technip FMC får én av de to store leverandørkontraktene på utbyggingene.
– Selskapet skal levere alt som skjer på havbunnen. Fra planlegging til bygging og installasjon av havbunnsrammene. Avtalen gjelder også oppfølging og vedlikehold etter at produksjonen er i gang og gjennom hele levetiden, sier norgessjef Odin Estensen i Neptune.
Slik kan nye aktører forlenge norsk sokkels liv
Neptune Energy ønsker ikke å oppgi hvor mye kontrakten er verdt. Sysla har imidlertid grunn til å tro at verdien ligger like under tre milliarder kroner. Trolig vil om lag en tredjedel av arbeidet skje i Norge.
– I praksis innebærer denne avtalen nesten alt arbeid utenom boringen av brønnene, sier Estensen.
I mars ble det kjent at Beacon Atlantic skal bore seks produksjonsbrønner på de to prosjektene. Riggen er eid av kinesiske CIMS Offshore, men skal driftes av Odfjell Drilling.
Duva-feltet skal bygges ut med en havbunnsramme tilknyttet Gjøa-plattformen. Illustrasjon: Neptune Energy
Allianseavtale
Avtalen mellom Technip FMC og og Neptune strekker seg imidlertid enda lengre enn prosjektene Duva og P1. De to selskapene har inngått en rammeavtale som i første omgang varer i fem år. Dermed vil den totale kontraktsverdien bli betydelig høyere.
– Vi bygger en allianse. Technip FMC har en kompetanse og kapasitet som passer oss godt. Samarbeidet med dem passer inn i vår strategi om å bli gode på havbunnsutbygginger, der vi allerede har flere prosjekter på gang, sier Estensen
Neptune leverte byggeplaner for ti milliarder kroner
Rammeavtalen med Technip FMC er global. Det er altså ikke bare den norske virksomheten som omfattes av den.
– Jeg tror en slik allianse er et riktig steg for å jobbe bedre sammen. Det krever tid og oppbyggingen av tillit, men gevinstene kan bli store, mener Estensen, som også understreker at det er et mål å gjennomføre kostnadseffektive utbygginger.
Ifølge Neptune-sjefen innebærer utdelingen av milliardkontraktene at Duva og P1 er i rute. Etter planen skal havbunnsrammene plasseres på feltene mot slutten av 2019. Deretter kan brønnene bores.
Direktørstolen på Forus har knapt blitt varm siden Odin Estensen (54) ble norgessjef for oljeselskapet Neptune Energy 2. januar, men i dag reiser han til Oslo for å levere to utbyggingsplaner til olje- energiminister Kjell-Børge Freiberg (Frp).
Fakta
Neptune Energy
Britisk oljeselskap med hovedkontor i London
Eid av oppkjøpsfondene Carlyle og CVC i England, samt kinesiske CIC
Norsk hovedkontor på Forus
Den norske virksomheten ble kjøpt fra Engie i fjor
440 ansatte i Norge, 1800 totalt
Operatør for det produserende Gjøa-feltet og prosjektene Duva og Fenja
Partner på Bauge, Brage, Draugen, Fram, Gudrun, Hyme, Ivar Aasen, Njord og Snøhvit
Har eierandeler i 68 lisenser på norsk sokkel
Prosjektene er til sammen verdt ti milliarder kroner.
Fakta
Gjøa-feltet
Funnet i 1989
Produksjonen begynte i 2010
Equinor var operatør for utbyggingen, men GDF Suez overtok da feltet kom i produksjon
Ligger bare om lag 40 kilometer fra land, sørvest for Florø i Sogn og Fjordane
Neptune er operatør, mens Petoro, Wintershall, Okea og DEA er partnere
– Det har vært en veldig hektisk og spennende start i jobben. Disse prosjektene er svært viktige for Neptune Energy, sier Estensen til Sysla.
Planene er de første Neptune leverer etter at selskapet gikk inn på norsk sokkel i fjor.
På havbunnen
Dette er utbyggingene som nå settes i gang:
Cara-funnet fra 2016 får navnet Duva og skal bygges ut for 5,5 milliarder kroner. Feltet bygges ut med en stålramme på havbunnen og tre produksjonsbrønner. Feltet skal kobles til Gjøa-plattformen tolv kilometer unna. Her leveres en ordinær Plan for utbygging og drift (PUD).
P1-segmentet på Gjøa-feltet skal bygges ut for 4,5 milliarder. Oljen og gassen kan ikke hentes opp herfra med dagens utbyggingsløsning, og derfor skal det også her bygges en havbunnsramme med tre brønner som kobles til plattformen. Siden det allerede eksisterer en PUD for Gjøa-feltet, søker man her fritak fra å levere en ny og endrer heller den gamle.
Begge prosjektene skal være klar for produksjon mot slutten av 2020 eller begynnelsen av 2021. De utvinnbare ressursene er totalt beregnet til 120 millioner fat oljeekvivalenter. Den samlede verdien er dermed om lag 68 milliarder kroner med dagens oljepris og dollarkurs.
Duva-feltet. Illustrasjon: Neptune Energy
Gammel sokkel
Begge de to prosjektene skal altså bygges ut med havbunnsinstallasjoner koblet til Gjøa-plattformen sørvest for Florø. Også Fenja-feltet, Neptunes tredje utviklingsprosjekt på norsk sokkel, bygges på lignende måte og kobles til Njord-plattformen i Norskehavet.
– Disse løsningene er tilrettelagt for å ta ut gjenværende ressurser og mindre funn i nærheten av eksisterende installasjoner. Med en slik metode trenger ikke ressursene være så store for å kunne bygges ut lønnsomt, sier Estensen.
Denne utviklingen er godt nytt for oljebransjen
Norsk sokkel blir eldre, noe som innebærer at nye funn i snitt blir mindre og at ressursene på dagens felt minker. Myndighetene er opptatt av at også små funn bygges ut og at de eksisterende feltene holdes i produksjon lengst mulig (se egen sak).
Gjøa/Duva ligger søvrest for Florø, bare cirka 40 kilometer fra land. Illustrasjon: Viktor Klippen
– Dette er en mulighet for oss. At vi spesialiserer oss på slike utbygginger, passer godt inn i et bilde der norsk sokkel blir mer moden. Hvis vi blir veldig gode på denne typen prosjekter, kan det bli et konkurransefortrinn, mener Estensen.
Også det Wintershall-opererte Nova-feltet skal kobles til Gjøa.
– Sammen bidrar disse prosjektene til å øke lønnsomheten og forlenge Gjøa-feltets levetid. Vi ser nå produksjoner der fram mot 2030, sier Estensen.
Oppkjøp i fjor
Selskapet som i dag heter Neptune Energy på norsk sokkel, ble etablert som Gaz de France Norge i 2001 og senere kjent som GDF Suez. I 2015 skiftet den franske energigiganten navn til Engie og la samtidig en ny strategi: Selskapet ville bli grønnere, og det ble raskt klart at det innebar at olje- og gassvirksomheten skulle selges.
Slik kan nye aktører forlenge norsk sokkels liv
I 2017 kom britiske Neptune Energy på banen og ville kjøpe Engie Exploration & Production International. Handelen verdsatte selskapet til 4,6 milliarder euro og ble fullført i februar i fjor. Senere samme år kjøpte Neptune opp tyske VNGs norske virksomhet og ble dermed operatør for Fenja-utbyggingen.
– Etter et år er eierne veldig positive. Mulighetene i det som er kjøpt og på norsk sokkel generelt er enda større enn de først så for seg, sier Estensen.
Begge utbyggingene skal kobles til Gjøa-plattformen. Foto: Jon Ingemundsen
Skal vokse videre
Til tross for at han selv bare har vært i selskapet i syv uker etter overgangen fra Shell, har han fått med seg at det er en annen stemning nå enn de siste årene under Engie. Etter at franskmennene bestemte seg for å kutte olje og gass, ble det satset lite på Norge.
– Det skjedde ingenting, og det satte sitt preg på organisasjonen. Nå er det en veldig positiv energi her. Vi borer brønner og investerer penger. Nå har vi tre og en halv utbygging på gang inkludert Nova-prosjektet, så det skjer mye, sier Estensen.
Han lover at aktiviteten forblir høy også framover.
Norge er en hjørnestein for Neptune. Drøyt 40 prosent av vår samlede produksjon skjer i dag her, og andelen skal i alle fall ikke synke. Vi er på jakt etter muligheter for å vokse videre, både gjennom leting og flere oppkjøp, sier Estensen, som sier det skal bores seks letebrønner fram mot 2021
I overgangen mellom februar og mars ble Norge og Europa rammet av en ekstrem kuldebølge forårsaket av kald luft fra Sibir.
Det fikk også konsekvenser på norsk sokkel.
Onsdag 28. februar klokken 23.00 ble Gjøa-plattformen 60 kilometer sørvest for Florø stengt som følge av frost i prosessanlegget. Det viser et varsel sendt fra operatør Neptune Energy til Petroleumstilsynet (Ptil).
Fakta
Gjøa
Olje- og gassfelt i Nordsjøen.
Startet produksjonen i november 2010
Ligger 60 kilometer sørvest for Florø.
Neptune er operatør, mens Shell, DEA, Petoro og Wintershall er partnere.
Koblet opp mot Vega-feltet, som er operert av Wintershall.
“Situasjonen ble da vurdert til at det ikke var forsvarlig å fortsette videre produksjon under gjeldende forhold, og det ble besluttet å gjennomføre en kontrollert nedstenging,” skriver selskapet i brevet.
Først halvannet døgn senere, fredag 2. mars klokken 13.00, startet produksjonen igjen.
Aldri skjedd før
Kommunikasjonssjef Liv Jannie Omdal i Neptune Energy Norge, tidligere Engie Norge, er ordknapp om hvorfor situasjonen oppstod.
– Vi jobber nå med å finne årsakene til at enkelte komponenter i prosessanlegget frøs. Når dette er avklart, vil vi presentere funnene for Ptil. Før det ønsker vi ikke å kommentere saken ytterligere, sier Omdal til Sysla.
Engie selger oljevirksomheten
Hun bekrefter imidlertid at hendelsen er svært uvanlig.
– Gjøa har aldri tidligere blitt stengt som følge av kulde, sier Omdal om plattformen som ble satt i drift i november 2010.
– Skal tåle kulden
Også for Ptil er saken unik.
– Det er svært sjelden at en innretning stenger ned på grunn av kulde. I utgangspunktet skal systemene tåle de kuldegradene det er snakk om her, og vi er derfor i dialog med Neptune for å få mer informasjon, opplyser pressekontakt Eileen Brundtland.
Nå har Gjøa fått nye eiere
– Basert på det vi vet nå, mener vi operatøren håndterte situasjonen riktig ved å stenge produksjonen, legger hun til.
Gjøa-plattformen er bygget for å tåle ni minusgrader. Ifølge varselbrevet til Ptil var det minus seks grader den aktuelle dagen, men sterk vind gjorde at den effektive temperaturen var betydelig lavere.
– Kombinasjonen av vind og kulde skapte denne unormale situasjonen, sier Liv Jannie Omdal.
70 millioner
Hun ønsker ikke å kommentere hva stansen betyr økonomisk.
Feltene Gjøa og Vega, som er koblet opp mot Gjøa og dermed også ble rammet, har imidlertid en samlet produksjon på 17,6 millioner standardkubikkmeter gass og knapt 25.000 fat olje per døgn.
Prisen for et fat nordsjøolje lå de aktuelle dagene rundt 64 dollar, om lag 505 kroner. Gassprisen er ikke offentlig på samme måte, men en tommelfingerregel i bransjen er 2 kroner per standardkubikkmeter.
Sprekk i sveis førte til gasslekkasjen på Gjøa
Et overslag tilsier dermed at halvannet døgns produksjon tilsvarer om lag 70 millioner kroner.
Også andre deler av norsk petroleumsvirksomhet ble rammet av kulden tidligere i år. Aftenbladet har tidligere skrevet at kapasiteten på prosessanlegget Kollsnes utenfor Bergen ble redusert, noe som ga utfordringer for gasseksporten til Europa.
– Slikt er veldig uvanlig. Reduksjonen var imidlertid kortvarig og medførte ikke store konsekvenser. Anleggene Kårstø og Nyhamna ble ikke rammet, sier pressekontakt Lisbet Kallevik i Gassco, som er ansvarlig for gasstransporten fra norsk sokkel.
Statoil-plattformer ikke rammet
Statoil er operatør for Kollsnes-anlegget. Pressekontakt Morten Eek sier at kuldeperioden ikke ga ytterligere problemer for selskapets produksjon.
– Kulden førte ikke til begrensninger for våre installasjoner ute på sokkelen, forteller Eek.
Wintershall knytter Skarfjell til Gjøa
Han viser imidlertid til at produksjonen på plattformene henger sammen med kapasiteten på landanleggene. Derfor forbereder selskapet seg i slike situasjoner på at aktiviteten offshore kan påvirkes.
Ifølge Eek ga kulden likevel andre konsekvenser for arbeidet offshore.
– Det handler om hvilke arbeidsoppgaver som prioriteres. For eksempel kan utendørsarbeid som ikke er tidskritisk, bli utsatt. Det er vanlig prosedyre ved spesielt utfordrende værforhold.
