Da markedet sviktet i Norge, holdt Oiltec Solutions seg flytende. Årsak: økende eksport av teknologi og store, nye kontrakter i Mexico. – Vi har jobbet lenge med å komme inn på det meksikanske markedet. Det har tatt tid, mye på grunn av krevende prosesser. Men ting falt på plass, og dermed sikret vi oss to viktige kontrakter, sier Tom Bremer, daglig leder i Oiltec Solutions. Fall i produksjon Ifølge Bremer har Mexicos nye energireform åpnet for nye muligheter. Selskapet har også fått rådgiving og bistand fra Norwegian Energy Partners, det sammenslåtte INTSOK og INTPOW. FaktaOILTEC SOLUTIONS  Etablert i 2009 Hovedkontor på Forus i Stavanger Leverer avansert simulatorteknologi til oljebransjen samt kransimulering 15 ansatte i Norge Har også kontor i USA, konsulenter i Ukraina og Kina Eies av HitecVision (51 prosent) og ansatte Statskontrollerte Petroleos Mexicanos’ (Pemex) er midt i en stor omstilling. Selskapet jobber nå for å møte konkurransen med andre store oljeselskaper som får tilgang til Mexicos olje- og gassmarked. – Nå som Mexico vil øke sin olje- og gassproduksjon, er det behov for treningsfasiliteter. På bare fem år har produksjonen i Mexico falt med nesten 200 millioner fat per år, noe som utgjør enorme tapte verdier for både Pemex og Mexico, sier Bremer. Pemex-kontrakter Oiltec har inngått kontrakter med Pemex, som blant annet innebærer at selskapet har levert produkter og tjenester til et treningssenter i Dos Bocas. – Her har vi bygget opp et kompetansesenter, hvor simulatoren vår blir navet i treningen. Det skal bores komplekse brønner, og gjøres vanskelige operasjoner. Treningen er derfor et viktig element, og en av nøkkelfaktorene for å lykkes, sier Bremer. I fjor var første gang Mexico holdt anbudsrunde for dypvanns olje- og gassblokker. Til sammen ble 10 dypvannsblokker lagt ut for anbud. Statoil ble tildelt to av disse. Trener crewet – Flere meksikanske crew skal trenes opp. Vi har vært mange turer til Mexico det siste året. Der har vi også fått oss noen overraskelser. Første gang vi var nede for å installere, ble vi møtt av en metallstruktur med et jordgulv. Simulatorbygget ble ferdigstilt samtidig som vi skulle installere teknologien vår. Men vi kom i mål, sier Bremer. Eivind Rovik (t.v.) og Tom Bremer i Oiltec. Foto: Ane M. Knoph I Norge har Oiltec et tett samarbeid med eDrilling og Maersk Training. Sammen har de tre selskapene to simulatorer i sitt treningssenter på Forus. Hele borecrew kommer hit for å øve på det som kan skje offshore. – Å drille på sikkerheten er utrolig viktig. En ting er å lære det i teorien, men det å ha egen erfaring fra simulatortrening, kan være skillet mellom en potensiell ulykke og det å kontrollere hendelsen på en sikker og trygg måte, sier Eivind Rovik, teknisk direktør i Oiltec. Er optimistiske Oiltec har hatt krevende år, men har likevel unngått røde tall. Da Norge opplevde paniske kutt, leverte selskapet teknologien sin til flere andre land. – I 2015 omsatte vi for 33 millioner kroner og hadde et EBITDA-resultat på vel 3,2 millioner kroner. 2016 ble noe svakere på omsetning og resultat. Men vi er optimistiske for 2017. Vi ser at både olje- og gassomsetningen innenlands, samt eksport tar seg opp, sier Bremer.

Flere bekymringsmeldinger og ulykker i oljeindustrien gjør at eDrilling nå merker økt pågang etter et tungt år i 2016. Nå vil flere operatører drille borecrewene på sikkerhet og effektivitet i simulatorer.  eDrilling hadde «all time high» i 2015. Men i 2016 opplevde softwareselskapet plutselig bråstopp i markedet. – Det hadde nok sammenheng med oljenedturen. Vi har ikke tallene klare, men fjoråret var tungt for selskapet. Vi klarte ikke holde aktiviteten oppe, sier Sven Inge Ødegaard, operasjonsansvarlig i eDrilling. FaktaEDRILLING Etablert i 2008 Hovedkontor på Forus i Rogaland Har også kontor i Bergen, Singapore og Houston Leverer software til boresimulatorer 14 ansatte Eies av HitecVision (75 prosent) og ansatte (25 prosent) Men fremtiden er han ikke bekymret for. Alt nå er det begynt å snu. Det store fokuset på økende antall bekymringsmeldinger og ulykker i oljeindustrien har gjort at operatørene prioriterer simulatorteknologi. Ikke bare på trening, men også på planlegging av brønn og under selve boreoperasjonene. Skreddersydde brønner eDrilling har flere store internasjonale oljeselskap på kundelisten, blant annet Chevron i USA og CNOOC i Kina. Selskapet leverer software som skal forbedre boreoperasjonen i alle ledd. – Målet er å bore den perfekte brønnen. Til det bruker vi simulatorteknologi. Brønnen simuleres ved hjelp av matematiske modeller. I Norge har eDrilling et tett samarbeid med Oiltec og Maersk Training. Sammen har de tre selskapene to simulatorer for trening. Hele borecrew kommer hit for å øve på det som skal skje offshore. Nylig var Wintershall på besøk for å forberede seg best mulig til boreprogrammet selskapet skal utføre på Maria-feltet. Et annet eksempel er Total, som benyttet simulatoren for å gjøre seg klar til å bore Solaris, en av brønnene med høyest trykk og temperatur i Nordsjøen. Operatøren ble oppfordret av Petroleumstilsynet til å forberede seg best mulig på brønnen som ble boret av Maersk Gallant for ett år siden. CNOOC og Chevron har kjøpt inn simulatorer for trening på egne brønner, og utfører all trening internt. Gjennombruddet eDrilling ble etablert i 2008. Grunnlaget ble lagt etter en teknologidag hos ConocoPhillips i 2004. Da selskapet inngikk en rammeavtale med Statoil i 2010, begynte ting for alvor å skje. Statoil trengte en simulator for å kunne trene realistisk på brønnboring. – For oss ble dette gjennombruddet. Alle borecrewene til Statoil har trent mye her. Det handler om å være proaktiv i stedet for reaktiv i alle fasene av operasjonene. Sanntidsbruk av simulatorer er en effektiv måte å forberede seg til boring på. Her bygger vi de enkelte brønnene i simulatorer. Et annet poeng er ifølge Ødeagaard å kunne vurdere hvordan teamet kommuniserer og jobber sammen. Endringer gjøres underveis i prosessen, både på teknikk og arbeidsmetoder. Sparer tid og penger Oljeselskapene bruker ofte fra tre måneder til ett år på å planlegge en brønn. Ødegaard mener tidsbruken kan minskes betraktelig. – Vi er sikre på at simulering av brønner i alle faser vil effektivisere og digitalisere boringen. Dermed kan selskapene spare penger. I dag er vi kommet halvveis til det å ha en automatisert rigg. Fremtiden er veldig spennende. Planen vår er at vi skal vokse videre. Behovet i markedet er definitivt der, sier han.

Hvert år bruker Wellcem over 10 prosent av omsetningen på teknologiutvikling. Det kunne ikke bedriften gjort om den hadde en eier som krevde stor avkastning. På Orstad, mellom Sandnes og Bryne, holder den lille oljeservicebedriften Wellcem til. Selskapet har utviklet teknologier som ved hjelp av kjemiske prosesser tetter olje- og gassbrønner av spesielt utfordrende karakter. FaktaWellcem Etablert på 90-tallet, fra 2002 under navnet Wellcem Hovedkontor på Orstad i Rogaland Kontorer i Saudi-Arabia, Dubai og Malaysia Historien går helt tilbake til 90-tallet, da bedriften ble etablert av ingeniører fra NTNU i Trondheim. I mange år ble det jobbet med teknologiutvikling, uten at det ble gjennomslag i markedet. I 2002 skiftet selskapet navn til Wellcem, men det kommersielle gjennombruddet lot fortsatt vente på seg. – Det ble ikke så mye ut av det, og etter hvert ble det bestemt at noe måtte gjøres. I 2009 ble det satt i gang en prosess som skulle få fart på forretningen, forteller administrerende direktør Tarjei Gudmestad, som kom til bedriften i 2011. Slo gjennom i Midtøsten Gjennombruddet kom nettopp i 2011, men selskapet måtte langt bort fra Norge for at det skulle løsne. I flere uker hadde den statlige oljegiganten Saudi Aramco i Saudi-Arabia forsøkt å stenge en uregjerlig oljebrønn i Persiabukten. Desperasjonen begynte å bre seg da selskapet tok kontakt med lille Wellcem i Norge. – Vi klarte å tette brønnen på første forsøk. Dermed fikk vi prøve en brønn til, og nok en gang ble det suksess. Da var vi i gang, sier Gudmestad. De gode resultatene resulterte i fast avtale med oljeselskapet, og fra 2010 til 2011 økte inntektene fra 2 til 18 millioner. – Veksten skyldtes nesten utelukkende avtalen med Saudi Aramco. Vanligvis tar det flere år å få teknologi godkjent. I dette tilfellet skjedde det på bare noen uker, sier teknologidirektør Jonny Haugen. Saudi Aramco er Wellcems viktigste kunde. Foto: Scanpix/Reuters/Ali Jarekji. Dødt marked Allerede samme år etablerte bedriften kontor i Saudi-Arabia, og veksten fortsatte i årene som fulgte. I 2012 var omsetningen 32 millioner kroner, og i de to påfølgende årene endte den rundt 80 millioner kroner. Men det koster også å vokse, og på bunnlinjen ble det varierende resultater. Noen år endte med millionunderskudd, mens det andre år ble store overskudd. Gjennom årene befestet Midtøsten seg som Wellcems klart viktigste marked. Nylig ble det åpnet nytt kontor i Dubai, og i dag har bedriften virksomhet også i Kuwait, Oman, Qatar, Bahrain og Abu Dhabi. Begynte med traktorverksted – nå omsetter han for milliarder – Det har gått tregere i Nordsjøen. Før var det større vilje til å prøve nye løsninger, og nesten all teknologi ble testet her hjemme. Slik er det ikke lenger, sier Haugen. 2015 ble en nedtur for selskapet. Omsetningen falt med 17 prosent og endte på 67 millioner kroner. Resultatet før skatt ble et underskudd på drøye to millioner. – Vi fikk et fall på grunn av oljeprisens nedgang. Oljeselskapene sluttet å bruke penger, og i seks måneder var markedet nærmest helt dødt, sier Gudmestad. Nesten alt i utlandet Men i 2016 snudde det igjen. Inntektene økte med  nær 60 prosent til like under 100 millioner kroner, mens driften endte om lag 17 millioner i pluss. Veksten var i all hovedsak drevet av virksomheten i utlandet. I dag har selskapet om lag 90 prosent av sin aktivitet utenfor Norges grenser. Mesteparten i Midtøsten, og resten fordelt mellom Norge og det øvrige Europa – som Danmark, Storbritannia og Nederland. Men også i det fjerne Østen begynner det å skje ting – noe som i fjor resulterte i at det ble åpnet kontor i Malaysia. Trolig fortsetter framgangen i år. – Vi håper på fortsatt sterk vekst. Det kommer litt an på hvordan våre nye produkter blir mottatt, sier Haugen. Jonny Haugen. Foto: Ola Myrset Arktis Selskapet fortsetter nemlig å utvikle ny teknologi og kaller utviklingsavdelingen sin «forsikring for fremtiden». Nå er det store forventninger knyttet til et produkt som skal stoppe sand ved produksjon i olje- og gassbrønner, og samtidig jobbes det med grønne løsninger som skal tilfredsstille stadig strengere miljøkrav. Wellcem utvikler også løsninger som kan brukes i arktiske strøk. – For oss handler det om å ha flere bein å stå på. Det åpner seg muligheter i Barentshavet, og samtidig finnes det markeder for slik teknologi i både Nord-Amerika og Russland, sier Haugen. De to Wellcem-direktørene trekker fram spesielt én sentral årsak til at selskapet kan fortsette bruke betydelige ressurser på å utvikle teknologi: stabilt og langsiktig eierskap. – Utfordringen for mange bedrifter er at de når et punkt der de trenger hjelp av finansielle investorer for å kunne vokse. Vi har null langsiktig gjeld og har ikke hatt behov for å ta slike grep, forklarer Gudmestad. Solgte deler av livsverket for å kunne vokse videre Selskapets hovedeier er i dag Trondheim-investor Tor Albert Thommesen, som er mest kjent for å ha bygget opp treningskjeden 3T i Trøndelag.  Thommesen og familien eier drøyt 35 prosent av Wellcem, mens de ansatte eier litt under 20 prosent. Også gründer Einar Dahl-Jørgensen sitter på en liten eierpost, men er ikke lenger involvert i driften av selskapet. – For oss er det veldig bra å ha langsiktige eiere. Hvert år bruker vi over ti prosent av omsetningen på teknologiutvikling. Det kunne vi ikke gjort om vi var eid av en finansiell investor som krevde rask avkastning. – Vi har stadig folk på døra som er interessert i å kjøpe seg inn, men foreløpig har vi takket høflig Vi kunne kanskje vokst raskere ved å si ja, men for oss handler det om å beholde kontrollen over utviklingen, sier Gudmestad. Wellcem vurderer mulighetene i Iran. Selskapet har allerede vært på besøk i landet. Foto: Scanpix/Reuters/Raheb Homavandi USA og Iran I dag har bedriften 39 ansatte fra 18 nasjoner, men antallet medarbeidere er på vei opp. – Vi trenger folk, spesielt personer med kjemibakgrunn og erfaring fra prosjektledelse. I løpet av året vil vi nok nærme oss 50 ansatte, sier Gudmestad. Bedriften sikter høyt når den skal rekruttere. – I utgangspunktet leter vi etter personer som har doktorgrad på sine fagfelt. Oljekrisen har gjort det enklere å rekruttere dyktige medarbeidere, det er mer kompetanse ledig enn tidligere. Dette selskapet opplever salgsboom i USA – Hva blir sentralt framover? – Vi håper at vår teknologi kan bli en standardløsning. Det er opp til oss å levere. Samtidig ser vi mot nye markeder for å kunne vokse enda mer. I tillegg til Asia har vi bestemt at vi etter hvert skal vurdere mulighetene i USA. – Vi har også fått henvendelser fra Iran. Det er et spennende marked der mulighetene kan bli store, men samtidig er mye uklart, både politisk og forretningsmessig. Det blir interessant å se hva som skjer, forteller Gudmestad.

De har jobbet med å utvikle teknologien sin siden 2004. Nå har Reelwell inngått en samarbeidsavtale med Odfjell Well Services og ser store muligheter fremover.  – Det har tatt tid å få kommersialisert teknologien vår. Det er en konservativ bransje vi jobber i. Å ha et produkt vi vet holder mål, er avgjørende om en skal få innpass i leverandørindustrien, sier administrerende direktør Geir Egil Olsen i Reelwell. FaktaREELWELL Grunnlagt i 2004 Har kontor på Sola i Rogaland 14 ansatte Eies av Limerock (35 prosent) og ansatte (65 prosent) Etter flere år med intens jobbing med utvikling av RDM (Reelwell Drilling Method) har Odfjell Well Services Norway (OWS) signert en samarbeidsavtale med Reelwell på videreutvikling og identifisering av nye boreapplikasjoner for dual pipe-teknologien. Viktig samarbeid – OWS er veldig fornøyd med å inngå dette samarbeidet med Reelwell med det formål å videreføre teknologien som de har jobbet med over lengre tid. Sammen ser vi på flere løsninger som kan gi betydelige økonomiske besparelser og samtidig effektivisere boreprosesser for sluttkunden. OWS har tilgang til de fleste markedene gjennom sine operative kontorer, og her vil Reelwell bidra med sin teknologi og kompetanse, sier Tommy Johnsen, visepresident i Odfjell Well Services. – Vi er meget tilfreds med å inngå dette strategiske samarbeidet med Odfjell Well Services. Ikke bare styrker det produkt, -og tjenesteporteføljen for begge selskaper, men aksellererer også kommersialiseringen og introduksjonen av teknologien til et globalt marked med mange behov. Samtidig er det et stort gevinstpotensiale ved bruk av boremetoden, sier Olsen. Utfordrer tradisjonelle metoder Siden selskapet ble grunnlagt i 2004, har Reelwell brukt over et tiår påFin utvikling og markedsføring av RDM. Teknologien innfører nye konsepter som utfordrer tradisjonelle metoder for trykkbalansert boring og langtrekkende horisontalboring. – RDM tillater operatørene å få tilgang til reservoarer som anses for å være svært utfordrende, eller til og med umulig å bore konvensjonelt, samt til å øke den totale effektiviteten av boreoperasjoner. Har vært utfordrende  I mars i fjor gjennomførte Reelwell en vellykket prøvebrønnoperasjon på en landbrønn i Alberta i Canada. – Resultatene var veldig positive, med overlegen hullrensing og betydelig reduksjon av dreiemoment på borestrengen. Vi har jobbet hardt med denne teknologien de siste årene, og vi har gjort mye for å teste ut, tilpasse og videreutvikle teknologien. Et utfordrende marked de siste årene er imidlertid hovedgrunnen til at kommersialiseringen av RDM har gått senere enn forventet, men dette har vi godt håp om at skal endre seg etter samarbeidsavtalen vi nå har med Odfjell, sier Olsen. Utvikler ny teknologi For noen år siden startet arbeidet med Reelwells versjon av «wired pipe», eller borerør med bredbånd. Ideen har sitt opphav fra den doble borestrengen fra RDM. PowerPipe, som teknologien blir kalt, er i utgangspunktet vanlige borerør som oppgraderes for å sende strøm og datakommunikasjon til nedihulls-sensorer og verktøy. – PowerPipe vil muliggjøre å innhente informasjon raskere for å plassere brønnen mer optimalt, bore raskere og sikrere. Det har vært stor interesse rundt teknologien, både fra operatør- og serviceselskaper, samt riggkontraktører. Ferdigstillelse og uttesting av PowerPipe starter i år og planen er å være klar for markedet i 2018. De neste årene blir uten tvil spennende for Reelwell, sier Olsen.

Da markedet sviktet i Norge, tok Cubility med seg teknologien ut i verden. Det har gitt flere kontrakter i onshoremarkedet, og nå ser teknologiselskapet på 2017 med optimisme. – Vi er over det verste i denne såkalte oljekrisen, men de siste årene har vi ikke brukt mye tid i Nordsjøen. Der har det vært veldig utfordrende. Vi har heller brukt tid på å kvalifisere teknologien for nye funksjoner og markeder utenfor norsk sokkel, sier konsernsjef Even Gjesdal til Sysla Offshore. FaktaCUBILITY AS Holder til utenfor Sandnes i Rogaland, der bedriften i samarbeid med Statoil har bygget et fullskala operasjonssenter for testing av borevæsker og teknologi Har utviklet et nytt prinsipp for rensing av boreslam. Har kontorer i Saudi-Arabia, Houston, og Kuala Lumpur 35 ansatte Eies av investeringsselskapet Triton Funds Cubility har mottatt flere priser for den innovative teknologien som MudCuben står for. Sandnesbedriften fikk sitt gjennombrudd i 2012, da de gjennomførte første leveranse til Maersk Drilling, og samtidig inngikk en rekke avtaler for levering av MudCube til nybyggingsprosjekter i Nordsjøen. – Har vært frustrerende Gjesdal legger ikke skjul på at selskapet har vært gjennom en frustrerende periode. Likevel ser han optimistisk på fremtiden. Cubility har benyttet anledningen til å utvikle CubeLink. Teknologien går ut på såkalt intelligent transport av borekaks, og utviklingen gjennomføres i nært samarbeid med Statoil. Det jobbes intenst med få tatt teknologien i bruk og kommersialisert den. – Vi har tatt utfordringen i et dårlig marked. Fordelen med oljeindustrien er at selv et lite selskap basert i Norge kan oppnå globalt opptak av innovativ og kostnadsreduserende teknologi. Hos operatørene finnes kapital og risikovilje til videreutvikling av løsninger som kan medføre raskere og mer effektiv boring av brønner. Fokus på ny teknologi er en positiv bieffekt av nedgangstidene. Tok teknologien til land Cubility opplevde sterk vekst i Norge fra 2012-2014. Så ble markedet utfordrende, og veksten selskapet hadde på norsk sokkel ble videreført til Midtøsten, Asia, USA og Canada. – Vi har hatt betydelig reisevirksomhet de siste årene. I tillegg har vi tatt teknologien fra å være en ren offshoreteknologi, og konvertert den for bruk på landoperasjoner. Vi måtte snu oss rundt, og det har lønnet seg. I 2017 er vi inne i en fase med vekst igjen, og har hatt en god start på året. Cubility har inngått MudCube-kontrakter i flere av de store olje- og gassproduserende landene i verden, sier Gjesdal. Administrerende direktør i Cubility, Even Gjesdal, og salgssjef Tore Grelland. Inngangsbillett Norsk offshoreteknologi har høy troverdighet ute i det internasjonale markedet. At Statoil har tatt i bruk Cubilitys teknologi, har vært en inngangsbillett for selskapet og teknologien i andre land. – Uten samarbeidet og kontraktene med Statoil, hadde det vært vesentlig mer utfordrende.  Kostnadsfokuset industrien har hatt de siste årene har gitt nye muligheter for Cubility sin teknologi. Nå lykkes vi selv i et tradisjonelt lavprismarkeder som onshore er. Teknologi som gjør boringen raskere og mer kostnadseffektiv fungerer i ethvert marked, sier Gjesdal. Her kan du lese om teknologiselskapet Tomax, som opplever salgsboom i USA I juni 2015 inngikk Cubility en prestisjekontrakt med Statoil på Johan Sverdrup. Selskapet har nå levert sin MudCube-løsning til feltet som er under utbygging. Teknologien brukes til å rense boreslam. – Vi er glade for at Cubility og vår MudCube-løsning kommer til å spille en så viktig rolle på et av de viktigste industriprosjektene i Norge i løpet av de neste 50 årene. Men som med ethvert nybyggingsprosjekt, går det noe tid før vi ser resultatene fra både leveranse og operasjon, sier Gjesdal. Tallene for 2016 er ikke klare, men 2015 og 2016 representerer ifølge Gjesdal en betydelig nedgang i forhold til vekstkurven selskapet var på fram til 2014. – 2017 blir året hvor vi vokser igjen. Vi er allerede på god vei. Resultater Cubility AS 

Det norske undervannsselskapet Eelume har bygd og testet verdens første slangelignende robot, laget for offshoreoperasjoner, skriver selskapet i en pressemelding. Roboten kan installeres på gamle og nye felt, og kan utføre oppgaver som visuell inspeksjon, rengjøring og operering av ventiler. Se video av roboten over. Eelume har sitt utspring fra NTNU i Trondheim.

– Timingen var perfekt, sier daglig leder Vidar Haus i iCsys. Sammen med Sven Hatteland og Bjørn Folkvord Esaiassen, etablerte han selskapet i det som er blitt et aldri så lite subseakollektiv midt i matfatet på Jæren. Målet var å bygge subsea styringssystemer som var så enkle og så gode at bransjen ikke kunne si nei. Innpass hos de store To år seinere har iCsys etablert seg med teknologi og produkter som er tatt i bruk av selskaper som Island Offshore, Statoil, Shell, DeepOcean og IKM Subsea. Nylig ansatte de også fjerdemann i teamet – Eirik Mehus. Og Haus mener mye av forklaringen på selskapets flying start ligger i nettopp oljeprisfallet. – Helt i starten opplevde vi bransjen som kompleks og konservativ. For å være ærlig, så fikk jeg litt panikk da jeg så hvor vanskelig alt var. Men da oljeprisen falt, endret mange av kundene holdning. De ble mer interessert i nye løsninger og åpnet seg for å gjøre ting annerledes. Vår teknologi handler om å flytte mer av arbeidet under vann, mer fjernstyring og å begrense bruk av offshorepersonell. Det er blitt godt mottatt, sier Haus. Prestisjeprosjekt Selskapet spilte også en nøkkelrolle da Island Offshore for første gang på norsk sokkel tok i bruk  kveilerørsteknologi fra skip for å bore et pilothull, et prosjekt som er blitt hyllet av store deler av industrien. Les også: Dette har ikke vært gjort på norsk sokkel før – Denne jobben var én av hovedgrunnene til at vi våget å starte selskapet. Og det er selvsagt gull verdt å ha på referanselisten når det gikk som det gikk, sier Haus. Hvorfor eie når du kan leie? Parallelt med Icsys-etableringen, startet Bjørn Tore Lien utleieselskapet Envirent i samme lokaler. Forretningsideen er å leie ut utstyr som er designet og produsert av Envirex (mekaniske og hydrauliske systemer) og iCsys (elektroniske kontrollsystemer). – Vi har brukt nedgangstidene på å skaffe oss et godt fotfeste i markedet. Nå rigger vi selskapene for veksten som alle tror kommer, sier Lien. Alle de tre selskapene er en del av Envirex-gruppen, som ble startet av Thomas Aunvik og Kenneth Thunheim, med bakgrunn fra Malm Orstad, høsten 2011. I en industri som preges av kostnadskutt og nedbemanninger, har det jærske selskapet gått motstrøms. Gjengen har funnet sine nisjer, bygget opp en egen engineering- og produksjonsavdeling og levert egenutviklede produkter til de store olje- og riggselskapene. Tallene er også svarte, med overskudd på 1,8 og 3 millioner for henholdsvis iCsys og Envirent så langt i år. 17 ansatte, to av dem er over 30 år Og alt er gjort uten store investorer i ryggen og med en oppsiktsvekkende lav gjennomsnittsalder i staben. – Totalt i gruppen er vi nå 17 ansatte. To av disse er over 30 år. Vi har én som nærmer seg 40.  Han skal snart gå av med pensjon, sier Haus og Lien og ler. – Har alderen gitt dere noen spesielle utfordringer? – Det hender nok at selskaper er litt ekstra skeptiske på grunn av alderen vår, men når de ser produktene våre og hvilke prosjekter vi har levert til, så glemmer de det. Det handler om teknologi og leveranser, ikke om alder – er du god nok, er du gammel nok. Samtidig er det viktig å understreke at mange av de som jobber her har vært i industrien i over ti år, så vi er ikke helt grønne, sier Lien.

Det kommer fram i en mulighetsstudie gjennomført av Olje- og energidepartementet i samarbeid med en rekke industriaktører. Norske politikere har satt seg som mål å få på plass minst ett fullskalaanlegg for fangst og lagring av CO2, såkalt CCS, innen 2020. –  Mulighetsstudien er en viktig del av dette arbeidet, og viser at det er mulig å realisere en fullskala CO2-håndteringskjede i Norge innen 2022 og til betydelig lavere kostnader enn for prosjekter som er utredet i Norge tidligere, sier olje- og energiminister Tord Lien (Frp). Planleggings- og investeringskostnadene for en slik kjede er estimert til å være mellom 7,2 og 12,6 milliarder kroner. Kostnadene avhenger av hvor mye CO2 som skal fanges, hvor den skal fanges fra og hvor mange transportskip som behøves. Industriaktørene departementet har samarbeidet med er Statoil Norcem, Yara Norge, Energigjennvinningsetaten i Oslo kommune, Gassco og Gassnova.

Forskere har gjort klimagassen CO2 til stein på Island. Forsøket beskrives som et mulig gjennombrudd for fangst og lagring av CO2. Ved et islandsk kraftverk som utnytter jordvarme, er CO2 blandet med vann blitt pumpet ned i bergarten basalt. Bare i løpet av to år er blandingen blitt til stein, ifølge en studie som ble publisert i tidsskriftet Science tidligere denne uken. Tidligere beregninger har tydet på at denne typen prosesser kan ta flere hundre tusen år. Når gassen blir til stein, unngår man faren for at den lekker ut. Dette er en risiko knyttet til mer tradisjonelle former for fangst og lagring av CO2 (CCS). I tillegg kan man med den nye metoden pumpe avgasser fra kraftverk og industri direkte ned i bakken, ifølge avisa The Guardian. Tidligere forsøk med CCS har basert seg på at CO2-en må skilles ut fra avgassene, noe som er dyrt. En utfordring med den nye metoden er at den krever store mengder vann. Men det skal være mulig å bruke havvann. – I framtida kan vi bruke dette ved kraftverk på steder hvor det er mye basalt – og det er mange slike steder, sier Martin Stute ved Columbia University i USA, som har deltatt i arbeidet med studien. Blir CCS-teknologien billig nok, kan den muliggjøre bruk av fossilt brensel uten store klimautslipp. Norge er ett av en rekke land som har brukt store ressurser på forskning på CCS. Det såkalte månelandings-prosjektet på Mongstad har imidlertid så langt ikke ført til noe gjennombrudd