Sammenslåinger og nye samarbeidsformer har preget subsea-bransjen de siste årene.
Samarbeid var også et tema på Sysla Live 12. juni, da Equinors prosjektleder på Johan Castberg, Benedicte Nordang, fortalte om hvordan de har klart å redusere undervannsbudsjettet med to tredeler.p
Et av tiltakene de gjorde var å invitere leverandørene inn tidlig i prosessen for å diskutere kravene Equinor ville sette til leveransene. Ved at kravene ble lempet på, skulle prisen bli langt lavere.
– Som en bøtte med kaldt vann
Under Sysla Live lettet Equinor på sløret, og fortalte hvilke reaksjoner de fikk da de presenterte sine forventninger til prisen.
– Vi hadde veldig god erfaring med å invitere leverandørene inn. Som noen av dem senere har sagt, var det som å få en bøtte kaldt vann i hodet da vi fortalte dem hva våre forventninger til kostnadsnivå skulle være, sier Nordang.
God på bunnen: Hva preget subsea-bransjen de siste årene? from Sysla on Vimeo.
Senior visepresident i Aker Solutions Liv-Runi Syvertsen bekrefter at forventningene fra Equinor kom overraskende på dem.
– Jeg må innrømme at det var litt kaldt vann ja. Disse nye kravene som indikerte at vi skulle kutte veldig drastisk på hva et juletre, manifold og template skulle koste, var tøffe. Veldig tøffe. Vi så ikke med en gang at det var mulig, og brukte det som et mål å strekke seg etter. Men etter hvert så vi at det var masse muligheter, forteller Syvertsen.
– Det var en bøtte kaldt vann i hodet. Men vi blir bedre når vi har krevende kunder. Vi synes det er bra å bli pushet av Equinor. Det gjør at vi strekker oss lenger, istemmer salgssjef for subsea i TechnipFMC, Arild Selvig.
Liv-Runi Syvertsen i Aker Solutions, Benedicte Nordang i Equinor og Arild Selvig i TechnipFMC intervjues på Sysla Live. Foto: Adrian Søgnen/Sysla
Brukte utdaterte krav
Nordang forteller at før oljekrisen ble det stilt flere og flere krav til subsea-leveranser. Equinor så ikke de negative konsekvensene dette hadde totalt sett.
– På Castberg satte vi oss ned med leverandørene, og diskuterte hva funksjonaliteten skulle være. Vi spurte oss selv hvorfor vi hadde disse kravene, forteller hun.
– Det viste seg at noen av kravene var historiske, bygget på erfaring fra 10-15 år tilbake. Det var kanskje ikke relevante krav lenger. Da vi fjernet det kravet, åpnet det seg nye muligheter.
Johan Castberg. Illustrasjon: Equinor.
Åpnet nye muligheter
Med et krav borte, åpnet det seg nye muligheter.
Et eksempel på dette er det vertikale juletreet som Aker Solutions har laget. Tidligere hadde Equinor prosjektert med horisontale juletrær på havbunnen, noe som har lagt videre føringer på hvordan løsningene skulle utformes.
– Det åpnet seg helt andre muligheter, og vi kunne endre utstyret slik at vi kunne bygge rimeligere, enklere, lettere, sier Nordang.
12. juni kommer Peter Jenkins til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
For stort utstyr og masse kabling skapte irritasjon på dekk for riggarbeidere som brukte gamle instrumenter for å overvåke stigerør.
Oppgaven til det omstendelige utstyret var derimot viktig: å sikre at kreftene på brønnen ikke ble for store, mens riggen sto og boret.
Løsningen på problemet kom fra uventet hold. Selskapet kom i kontakt med et forskermiljø som opererte inn sensorer i villfisk for overvåking. 4Subsea øynet en mulighet.
Etter videreutvikling, tilpassing til olje- og gassnæringen og pilotering på Skarv, fant de ut at autonom sensorikk var enormt kostnadsbesparende i forhold til de gamle instrumentene.
– Det handler om å vite hvor mye krefter du påfører brønnen. For en stor rigg, er det viktig å kunne detektere avvik underveis, overvåke strukturell utmatting av brønnen, og ved behov gjøre mottiltak. Det handler til syvende og sist om å redusere antall riggdøgn, eller å unngå å komme i situasjoner som gjør at man må forlate en brønn, sier Jenkins.
Les også: 4subsea etablerer kontor i Brasil: Vant Shell-kontrakt til 25 millioner
Slik ser sensoren ut. Foto: 4Subsea
Skybasert teknologi
Teknologien fungerer ved at sensoren lagrer data fortløpende og kommuniserer trådløst med en fjernstyrt undervannsfarkost (ROV) som henter data en gang om dagen, og sender dataene til en skyløsning.
Selve sensoren ser ikke lenger ut som en stikkpille, siden den er kraftig oppskalert.
Nå i juni vil 13 aktive rigger ha denne teknologien i bruk.
Gikk bort fra konsulentvirksomhet
De siste årene har konsulentvirksomheten som 4Subsea tjente til livets opphold på før, gradvis blitt et teknologiselskap som, i tillegg til ingeniørtjenester, også leverer software og sensorer til olje- og gassnæring i Norge og utlandet.
– Jeg skulle gjerne likt å si at transformingen var markedsdrevet, men sannheten er at vi er geeks. Våre geeks som var gode på brønn møtte geeks som var gode på overvåking av fisk, og det ble en god synergi, sier Jenkins.
Les også: Med denne trillekofferten vil de ta steget ut i verden
Kofferten som kan «erstatte» to ingeniører. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Sa opp 12 under oljekrisen
Som alle andre i oljebransjen merket 4Subsea oljeprisfallet på kroppen. Sysla skrev i 2017 om en nedbemanning av 12 personer, og et resultat som falt fra drøye 8 millioner kroner til rundt null. Omsetningen falt fra rundt 130 millioner til cirka 100 millioner kroner.
Det siste året har omsetningen økt igjen, noe som delvis skyldes at de har rettet seg inn mot internasjonale markeder.
Tidligere var nesten alt de tjente fra prosjekter på norsk sokkel, mens nå står internasjonale kunder for 30 prosent av omsetningen i selskapet.
Jenkins sier at oljeprisfallet har hatt store menneskelige konsekvenser for dem som har mistet jobben. Likevel er det et faktum at innovasjon kommer lettere i nedgangstid, sier han.
– Å få tilgang til midler er vanskeligere i et marked som sliter, men i gode tider er man så utsolgt at man ikke har tid til å få nye ting ut i markedet. Innovasjon er å gjøre ting enklere, billigere og mer effektivt, og med oljeprisfallet er det lettere å få oljeselskapene til å få opp øynene for ny teknologi, sier Jenkins.
12. juni kommer Liv-Runi Syvertsen til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
– Tidligere designet vi et juletre til hvert felt. Nå har vi et standard juletre for norsk sokkel, sier Liv-Runi Syvertsen i Aker Solutions.
På selskapets hovedkontor snakker senior visepresident Syvertsen om juletrær. Solsteken ligger over Fornebu, og følgelig er det ikke grønne, glitrende trær hun snakker om, men selskapets undervannsløsninger som installeres på havbunnen.
Juletrær er også kalt ventiltrær, og er en innretning som installeres på brønnen, og består av ventiler, måleinstrumenter og sikkerhetsbarrierer. Treet tar imot trykket fra brønnen, og sender olje- og gasstrømmen til en manifold, og deretter videre til produksjonsenheten.
Juletreet er en viktig del av Aker Solutions produktportefølje innen produksjonssystemer under vann. Selskapet er blant de største leverandørene til norsk olje- og gassnæring.
Syvertsen har fulgt Equinor sitt Johan Castberg-prosjekt siden 2013, fra tidligfase med studier og konseptutvikling, til godkjenning og kontraktstildeling 5. desember fjor, da utbyggingssøknaden (PUD) ble levert for feltet.
Standardisering til et nytt nivå
Som Equinors prosjektleder for subsea på Johan Castberg, Benedicte Nordang, tidligere har sagt, ble leverandører invitert til å diskutere de tekniske kravene som ble satt fra operatørenes side. Syvertsen i Aker Solutions forteller at de har brukt tid på å utvikle smartere og lettere produkter og løsninger.
– Det har vært en veldig spennende reise. Sammen med Equinor har vi fjernet krav, og Aker Solutions har kuttet kostnadene med opp mot 50 prosent. Vi har designet et helt nytt juletre som er vesentlig lettere, sier Syvertsen.
Liv-Runi Syvertsen i Aker Solutions. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Også bunnrammer og manifolder er gjort lettere.
– Det er viktig for oss at kostnadskuttene er bærekraftige. Kutter du stål og vekt, så fjerner du kostnad for alltid, sier hun.
Det nye standard-treet for norsk sokkel er vertikalt og ikke horisontalt. Ved bruk av vertikale trær vil riggtiden ved installasjon av en brønn reduseres, og juletreet kan trekkes opp igjen uten å dra produksjons-tubingen. For vedlikehold kan man da trekke treet dra treet uten å trekke brønnkompletteringen. I tillegg forlenges levetiden på brønnhodet.
– Det nye vertikale treet setter en ny standard for juletrær, spesielt tilpasset norsk sokkel. I tillegg til Johan Castberg, skal dette treet leveres til Ærfugl, Troll og Askeladd. Vi har tatt standardisering til et helt nytt nivå gjennom denne prosessen, sier hun.
– Vi måtte tenke nytt
I en tid der oljeprisen falt fra 110 dollar fatet i 2014 til 30 dollar fatet i 2016, gjennomførte hele oljebransjen kostnadskutt i stor stil. Omsetningen i Aker Solutions sank fra 32,9 milliarder kroner i 2014 til 22,5 milliarder kroner i år. Rundt 5000 er gått de siste årene.
På samme tidspunkt posisjonerte flere leverandører seg i det nye markedet. Selskaper slo seg sammen eller inngikk allianser av flere slag. For Aker Solutions del, betød dette at en av deres hovedkonkurrenter FMC slo seg sammen med Technip, og fikk et integrert selskap for både produksjonssystemer under vann (SPS), og «SURF-tjenester», som kobler undervannsteknologien til overflaten.
Selv gikk Aker Solutions inn i subseaallianseavtale med Aker BP (da Det norske), og befant seg side om side med Subsea 7. Aker Solutions har også en global subseaallianse med Saipem.
– Tidligere jobbet vi mer adskilt og leverandørene hadde ikke noe særlig med hverandre å gjøre før kontraktsinngåelse. Det meste av kommunikasjonen gikk via oljeselskapene, sier Syvertsen.
– Da markedet endret seg og oljeprisen sank måtte vi tenke nytt. Vi ser at vi, i tillegg til å fokusere på forbedringer, digitalisering og kostnadseffektivitet, har oppnådd mye gjennom samarbeid med både kunder og andre leverandører i forkant av kontraktstildelinger, sier hun.
12. juni kommer Arne Kjørsvik til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
I et basseng fra Hagebasseng svømmer en stor mekanisk ål. Kjelleren hos selskapet Eelume i Trondheim er blitt testarena for ålen, og litt lekeplass for de ansatte. Med en 360-joystick prøver operatøren å fange en liten ring som vakler på bassengoverflaten.
– Dette har jeg aldri klart før, sier han.
Omsider fanges ringen med en hempe som er på toppen av slangen.
Slange fanget ring. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
– På sikt skal ingen styre den, men den skal gis oppdrag og være autonom, sier administrerende direktør i Eelume, Arne Kjørsvik.
Selskapets største aksjonærer er Kongsberg Maritime og NTNU. Kongsberg er samarbeidspartner i utvikling av den autonome teknologien.
Brannslange
Historien bak farkosten startet på begynnelsen av 2000-tallet, da forskere ved NTNU ville lage en styrbar brannslukningsslange som skulle ta seg inn i brennende bygninger. Den ble det ingenting av, men teknologien levde videre. I 2015 ble Eelume startet av gründer Kristin Ytterstad Pettersen, som fortsatt er inne på eiersiden.
Eelume la bak seg brennende hus, og hadde et iskaldt industrimarked som utviklingsarena.
– Man gjorde eksperimenter hvor den fikk påsatt gummihud for å se hvordan den svømte, forteller Kjørsvik.
Arne Kjørsvik, administrerende direktør i Eelume. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
I bassenget i Trondheim ligger en testvresjon av farkosten, to-tre meter lang i hvitt og svart, hvor hvor ledd dekket av svarte gummimansjetter gjør at maskinen er fleksibel. Derav «ål» eller slange. Meningen er at den skal erstatte mye av arbeidet en ROV (fjernstyrt undervannsfarkost) gjør i dag, som inspeksjonsarbeid og enkle vedlikeholdsoppgaver.
Med verktøy festet til farkosten kan eksempelvis vri på ventiler, mens kameraer og sonar navigerer den rundt på havbunnen.
Har begynt salg
Tre år senere har Eelume begynt å rulle ålen ut på markedet. Det trondheimsbaserte selskapet tar 550.000 dollar (4,6 millioner norske kroner) for en enkel versjon av farkosten, og 3000 dollar dagen for tjenester knyttet til drift.
At de har valgt dollar som valuta, viser de internasjonale ambisjonene de sitter med langs Nidelva.
– Det er mye lettere å bare bestemme oss for at vi skal være internasjonale, og da går det i dollar. Det er alltid en risiko med kursen, selvfølgelig, men dollar er mye brukt i olje- og gassnæringen, sier han.
Arne Kjørsvik viser frem en litt mer avansert versjon av Eelume. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Skal sendes til Åsgard
Den siste tids utvikling innen subseateknologi har gått lynraskt. Kjørsvik tror ikke at autonome subseastrukturer ligger rett rundt hjørnet, og er ikke redd for at farkosten er dyttet ut på dypt vann, i overført betydning.
– Jeg tror det ligger langt frem i tid hvis subseastrukturer skal være såpass autonome at de kan modifisere og vedlikeholde seg selv. Dessuten er det mange subsea-installasjoner i dag som trenger vedlikehold og ettersyn, sier han.
Gjennom Eelumes samarbeid med Equinor, skal farkosten testes i fullskala på Åsgard-feltet til neste år. Ålen skal settes på havbunnen og utføre vedlikeholdsoppgaver på subsea-installasjoner.
Fordelen med å kunne sette den ut og la den ha et liv på havbunnen, er at man slipper å frakte undervannsfarkoster ut for hver operasjon.
– Med verktøy og sensorer blir den som en svømmende manipulatorarm, som kan svømme fra en subsea-installasjon til en annen, gjøre vedlikehold og skru på ventiler som en arbeids-ROV, sier Kjørsvik.
12. juni kommer Benedicte Nordang til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
Man kjenner den igjen på det store produksjonsfartøyet, Johan Castberg, som er den minste av de to «Johan-ene».
Men under fartøyet står enorme undervannsinstallasjoner på havbunnen i Barentshavet.
Tross motstand fra miljøbevegelsen ble gigantprosjektet vedtatt i energi- og miljøkomiteen på Stortinget, 31. mai. 11. juni skal det behandles av hele Stortinget.
Men selv om alt nå ligger til rette for at den første oljen skal komme opp i 2022, har historien om det største subsea-feltet i Norge siden Åsgard ikke alltid vært så rosenrød som Equinor-logoen.
– Castberg har en lang og til dels vond historie, sier Benedicte Nordang, Equinors prosjektleder for subsea-delen av feltet.
Castberg-feltet ble funnet i 2011. For et prosjekt som så dagens lys da oljeprisen vaket på mellom 110 og 120 dollar, var det klart at mye måtte gjøres for å få til en utbygging da prisen falt i gulvet etter 2014.
Benedicte Nordang i Equinor. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Tre år på rad ble Johan Castberg-utsatt, første gang i 2013, fordi prosjektet var for lite lønnsomt. I 2015 skrev Dagens Næringsliv at en oljepris på 100 dollar fatet hadde gitt marginal gevinst på prosjektet.
På samme tid skjøt arbeidsledigheten i Norge i været. Fra 2014 til 2016 ble 40.000 jobber revet bort, ifølge en DNB Markets-analyse.
Nå ligger oljeprisen og vaker mellom 75 og 80 dollar fatet, og Castberg-prosjektet har en break-even-pris på under 35 dollar fatet.
Reduserte krav
Arbeidet Equinor gjorde for å få prisen ned er ganske uortodoks, forteller Nordang. Leverandørene ble invitert tidlig inn i prosessen for å diskutere kravene Equinor skulle sette til deres leveranse. De kunne deretter tilby sine produkter og tjenester basert på disse kravene
– Vi inviterte dem inn og sa: «Dere må hjelpe oss, vi må hjelpe dere». Alle fortalte at oljeselskapene stilte for mange krav. For mange tekniske krav medførte for mye dokumentasjon, noe som ble kostnadskrevende. Vi kunne diskutere alle krav som ikke var knyttet til sikkerhet, barrierer og miljø.
– Hvorfor hadde dere slike krav i utgangspunktet?
– Vi hadde bygget opp et omfattende sett med krav, hvor krav på krav ble lagt på over tid. Vi så ikke totalbildet som leverandørene har sett. Vi løftet frem en og en del, så på hvilken funksjon den hadde, og skrelte bort alle tekniske krav som var kostnadsdrivende uten at det gikk på bekostning av sikkerheten. Resultatet er at vekten og størrelsen på bunnrammene er mye lavere, noe som betyr mindre stål og enklere installasjoner.
Fakta
Forlenge
Lukke
Johan Castberg
Oljefeltet ligger i Barentshavet, rundt 240 kilometer nordvest for Hammerfest.
Utbyggingsløsningen er en flytende produksjons- og lagerenhet (FPSO) tilknyttet et havbunnsanlegg.
Totalt investeringsanslag til i underkant 50 milliarder kroner.
Forventede utvinnbare ressurser er anslått til 450 – 650 millioner fat olje.
Produksjonsstart er ventet i slutten av 2022. Feltet har en forventet levetid på 30 år.
Castberg-feltet ligger i utvinningstillatelse 532. Partnere er Statoil 50 % (operatør), Eni Norge 30 %, Petoro 20 %.
– Vi har vært heldige
På Castberg-prosjektet, som hun ledet, gikk Equinor for separate leverandører. Aker Solutions fikk kontrakten på produksjonssystemet, Subsea 7 skal produsere og legge rør, Ocean Installer utfører marine operasjoner, Oceaneering leverer navlestrenger og singaporske National Oilwell Varco (NOV) skal levere fleksible stigerør.
Likevel har man kunne sett en trend av ulike former for konsolidering av leverandører innenfor subsea. Amerikanske FMC og franske Technip, med 3000 ansatte i Norge, inngikk et fullverdig ekteskap i fjor. Aker Solutions har allianser med flere, deriblant en trekantallianse med Subsea 7 og Aker BP.
Produksjonsfartøyet på Castberg. Illustrasjon: Equinor
I sistnevnte allianse står Aker Solutions for produksjonssystemene under vann («SPS» = subsea productions systems) og Subsea 7 leverer såkalte SURF-tjenester. Det engelske akronymet «SURF» betyr leveranse av undervanns-navlestrenger, stigerør og rørledninger.
SURF og SPS er to hovedinndelinger for store undervannsleveranser.
Før oljekrisen inntraff, var det færre av slike allianser, og operatørene kunne plukke den billigste SPS-leverandøren og den billigste SURF-leverandøren. I et nytt og mer presset marked må både operatører og leverandører tenke nytt.
– Det er fordeler og ulemper ved alle de forskjellige modellene leverandørene baserer seg på. Equinor spiller på hele markedet når vi ser på hvilke leverandører som kan levere de ulike prosjektene våre. Dette avhenger av porteføljen til enhver tid. Når man får store enheter, kan andre falle utenfor. Kompetanse kan bli borte, og de mindre leverandørene kan miste muligheten til å nå opp. De mindre leverandørene kan være enda flinkere innen visse områder, og kan være en korreks for kostnader. Det er en balansegang som er viktig, sier hun.
Hun understreker at de ulike modellene vil passe på forskjellige prosjekter.
12. juni kommer Arild Selvig fra TechnipFMC til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
Før sammenslåingen konkurrerte de hver for seg, og hadde ikke gjort mye sammen.
Gamle FMC Technologies, med norsk hovedkontor på Kongsberg, var et av de største selskapene innen subesa produksjonssystemer (SPS). På «SURF»-siden, som er den marine delen av subsea og består av strukturer, navlestrenger, stigerør og rørledninger, var franske Technip et av verdens største selskaper.
– Selskapene var komplementære, hvilket var bakgrunnen for hele sammenslåingen, sier TechnipFMCs Europa-sjef Rune Thoresen.
Arild Selvig i TechnipFMC. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
I 2015 inngikk de allianse, og opprettet Forsys Subsea som et samforetak (joint venture). Et år senere kom meldingen om fusjon, med virkning fra 2017.
Nedbemanning ferdig i juni
Desember samme år kom meldingen om at selskapet hadde vunnet store kontrakter på Snorre og Fenja. På selskapets verksted på Ågotnes kunne de ansatte senke skuldrene flere hakk etter lang tids usikkerhet, da kontraktene ble feiret med kake like før jul.
– Vi slipper kanskje flere nedbemanningsrunder nå, sa en av de ansatte til Sysla.
Tre måneder senere måtte TechnipFMC likevel bemanne ned ytterligere, selv om Ågotnes slapp unna barbermaskinen. 300 måtte gå fra selskapet, 250 fra Kongsberg og 50 fra Lysaker. Fordelingen blir litt annerledes, forteller Thoresen, ettersom flere på Lysaker har søkt om sluttpakker.
– Det er en pågående prosess som er ferdig i slutten av juni. Etter det tror jeg ikke at vi vil ha flere justeringer på kapasitet, sier Thoresen.
Meglerhus mente TechnipFMC hadde priset seg ut
Selv om Snorre- og Fenja-kontraktene falt til det helintegrerte selskapet, vant ikke TechnipFMC de to siste kontraktene for undervannsproduksjonssystemer på norsk sokkel. Meglerhuset DNB Markets gikk ut og mente at TechnipFMC hadde priset seg ut av noen av mulighetene i markedet, deriblant i Norge.
Dette er ikke TechnipFMC enig i.
– Man må huske på at en stor del av omsetningen ikke bare er i Norge. Ser du på totalomsetningen for TechnipFMC i Norge, ligger den på rundt 12,6 milliarder kroner. Om lag halvparten av dette er global eksport. I den større sammenheng har vi vunnet kontrakter med den integrerte modellen, sier Rune Thoresen.
Trestakkfeltet. Technip og FMC opprettet et joint venture til feltet. Illustrasjon: Equinor
– Ser man dette i et historisk perspektiv, går dette opp og ned. I 2016 vant ikke Aker Solutions så mange kontrakter fra Equinor, og dette endrer seg hele tiden. Vår modell er et alternativ som aktørene inklusive Equinor har i sin verktøykasse, og jeg er helt overbevist om at vi vil vinne kontrakter i norsk sektor i fremtiden, sier han.
Venter «Iphone-revolusjon»
Som en integrert leverandør, mener TechnipFMC-sjefen at de har de beste forutsetningene for å drive innovasjon i markedet. Integrasjon er et nøkkelord for Thoresen.
– Man kan kutte stål og dermed kutte kostnad. Men det er like mye hvordan man integrerer produkt a og b. Eksempelvis er en Iphone et eksempel på mange forskjellige produkter i et eget produkt. Det er det tankesettet vi vil ha. Hvordan vi tenker om subsea vil være helt annerledes om fem år. Det vil skje en revolusjon, sier Thoresen.
– Du mener at vi venter en revolusjon à la Iphone?
– Jeg er helt overbevist om at det kommer til å skje.
Når selskapet gjør både produksjonssystemene og de marine operasjonene, åpnes øynene for nye måter å effektivisere på, sier Arild Selvig, som er salgssjef innen subsea i TechnipFMC.
– Mye av kostnaden til et subseaprosjekt er transporten fra land og ut på havet, for så installere det. Det vi ser nå er hvordan vi kan designe havbunnsintallasjonene for å effektivisere disse løfte- og senkeoperasjonene, noe som gjør det lettere å installere, og få til en betydelig kostnadsbesparelse for det totale subseaprosjektet, sier Selvig.
12. juni kommer Geir Egil Østebøvik til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
Geir Egil Østebøvik tar sats.
Imenco-sjefen hopper fra en båt og over på en laksemerd hos Eide Fjordbruk i Fensfjorden i Hordaland. Haugesunderen er på besøk på fiskeoppdrettet for å se på kameraene firmaet har installert på merdene.
At en redningsvestikledd Østebøvik skulle stå på en merdkant i Hordaland, stod slettes ikke skrevet i manus for tre år siden.
Selskapet han leder har nemlig stort sett hatt som hovedgeskjeft å levere drivstoffsystemer til helikoptre på offshoreinstallasjoner. De hadde også levert undervannskameraer i 20 år.
Så kom oljeprisfallet i 2014.
Geir Egil Østebøvik, daglig leder i Imenco. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
– Næringen hadde gått for godt for lenge. Før krisen solgte vi til de prisene vi hadde, og det var sjeldent diskusjon om pris. Da oljeprisen falt, var Statoil harde med våre kunder, som ble negativt for oss små. De skviste sitronen, sier han.
Satte seg ned med penn og papir
Færre kjøpte drivstoffsystemene, selskapet måtte si opp flere ansatte, og Østebøvik måtte samle troppene.
D-Dagen var her. På et møterom satte hans fremste medarbeidere seg ned med penn og papir med en klar oppgave:
Hvilke andre næringer har vi kompetanse til å gå inn i?
Fra fôrflåten kan oppdretterne følge med hva som skjer både i og oppå merdene. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Tunnelbygging ble vraket. Det samme ble fiskeri. Men havbruk og havvind ble også skrevet ned på lappene, og nå, tre år senere, står de i Fensfjorden i Hordaland og styrer kameraene på en laksemerd med en Xbox-kontroller.
IP-baserte subsea-kameraer
På fôrflåten ser man klare bilder av laksen, som svømmer tett i tett i sirkel. Noe grums ligger i bildene, som kameraføreren på broen forklarer med høy temperatur og dermed gode levekår for alger i sjøen.
– Tidligere er det gjerne brukt svarthvittkameraer på merder. Vi har gått for fargebilder, som er veldig lysfølsomme, noe vi har jobbet med på havbunnen før. Med et svarthvitt-kamera hadde man hatt vanskelig for å se forskjell på fôr og grums. Vi må se til at fisken spiser, og at fôret ikke renner rett gjennom merden.
– Vi var tidlig i subsea med IP-baserte kameraer. Nå begynner vi å få betalt for det vi har gjort tidligere.
Olve Byre i Imenco viser frem kameraet. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Bildekvalitet er viktig for selskapet. På subsea-kameraer hevder de å ha eliminert forsinkelser på digitale kameraer, der det gjerne har tatt et sekund før det digitale bildesignalet kommer til føreren av en fjernstyrt undervannsfarkost (ROV). Det gir ikke gode forhold når jobben utføres på havbunnen.
– Vi har utviklet en programvare som eliminerer dette. Bilder sendes i sanntid over ethernet-kabel, sier Østebøvik.
Sliter med å kjøre seg opp i havbruk
Fortsatt kommer rundt 85 prosent av selskapets omsetning fra olje og gass, og fuel-systemene til helikoptre er fortsatt hovedinntekten.
Men det har blitt langt færre av dem. De har levert til Castberg og Sverdrup, men etter oljeprisfallet har antallet nye prosjekter lagt seg på et historisk lavt nivå (?). Fra ti leveringer i året på topp til rundt halvannen nå, måtte noe gjøres.
Med deres korrosjonsbeskyttelse på vindmøller offshore, gikk havvindsatsningen rett opp i 20 millioner kroner i omsetning etter de igangsatte satsingen. Kreftene på havbunnen hadde de kjennskap til fra før, og hadde så og si produktene de utviklet klare til bruk med en gang.
Kameraene styres med en Xbox-kontroller. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
– Det var spesielt avgjørende å komme inn i offshore-vind ganske tidlig. Uten det måtte vi ha redusert enda mer.
Innenfor havbruk har det tatt lengre tid, men Østebøvik har stor tro på 2018.
– Det har vært vanskelig. Det er nye kunder, nye personer og et nytt marked. Nå ansetter vi igjen, og bemanner opp bergenskontoret som er tettere på oppdrettsnæringen.
