Oljeserviceselskapet Pipetech International har virkelig fått kjenne oljekrisen på kroppen. Omorganisering, tilpasning til markeder, og utvikling av innovativ teknologi har vært avgjørende for å komme seg opp igjen.
Fakta
PIPETECH INTERNATIONAL
Grunnlagt i Stavanger i 2001
15 ansatte i Stavanger, snart seks i Aberdeen
Eies av skotske Ramco Group
Pipetech vasker og renser rørene på blant annet rigger, plattformer, skip og subsea med avanserte høytrykksystemer.
Nye markeder
– Vi jobber for at vaskingen skal ta minst mulig tid og dermed spare oljeselskapene for penger. Nå er målet å ta ekspertisen til land, og tilby industriell vasking på raffinerier, fabrikker, oppdrettsanlegg og til kommuner som har sjøvanninntak til bruk i varmepumper eller drikkevann. I tillegg kommer en økt subseasatsing, sier Eric Doyle til Sysla.
Doyle ble i februar i år ansatt som ny administrerende direktør. Bak seg har han flere ledende stillinger hos energiselskaper, sist som regiondirektør i Aquaterra Energy. Doyle har også vært flere år i AGR og i Acergy som nå er en del av Subsea 7.
Pipetech spesialiserer seg på å levere rengjøringstjenester uten bruk av kjemikalier til rør og prosessutstyr til oljeindustrien.
I 2014 ble selskapet kjøpt opp av skotske Ramco Oil Services.
Ned på havbunnen
Pipetech har utviklet et verktøy for å kunne rense rørene under vann. For selskapet var dette en ny utfordring.
– Vi brukte mange ingeniørtimer på prosjektet. Statoil hadde planer om å stenge ned Snorre B-feltet, men ga oss en sjanse til å få rense rørene subsea. Det var vanskelig å komme inn i manifolden, men det gikk. Ved bruk av vårt nye verktøy kan vi rense både rørledninger og subsea-træ. Resultatet var at Statoil fikk to brønner tilbake i full produksjon, forteller Doyle.
Teknologien var også i bruk på Edradour-feltet utenfor Shetland. Der bisto Pipetech Technip FMC på et prosjekt for Total.
– Denne teknologien er unik. Vi jobber nå med flere selskaper om nye prosjekter relatert til dette.
Store muligheter i Sverige
Pipetech har landet kontrakter hos store fastlandsbedrifter. I dag jobber alt av operativt personell på et raffineri i Gøteborg.
Eric Doyle og Tore Jørgensen i Pipetech International
– Vi ser store muligheter i Sverige fremover. Det er stort potensiale i landet med tanke på tjenestene vi levere. I tillegg har vi funnet en god samarbeidspartner der, sier daglig leder i Pipetech, Tore Jørgensen.
– Dette prosjektet har vært en stor test for oss, og gir oss gode referanser til hva vi skal gjøre videre. Offshore skal fortsatt være hovednæringen vår, men vi tilpasser og utvikler oss i takt med markedet.
Nå ser Pipetech for seg å kunne mangedoble omsetningen i løpet av de neste to årene. Flere nyansettelser står også på planen.
– Vi må hele tiden tilpasse oss. Selskapene har mindre penger å bruke og har stort fokus på lave kostnader. Pipetech er opptatt av å være effektive og konkurransedyktige på pris. Nå har vi ansatt en person på salg, og vi vil utvide staben enda mer i tiden fremover, sier Eric Doyle.
PIPETECH INTERNATIONAL
Tall i mill. kroner
Inntekter: 2016: 33,4 2015: 25,0
Driftsresultat: 2016: 4,8 2015: 0,49
Res. før skatt: 2016: 4,5 2015: 0,3
Det begynner å bli noen år siden gründer og oppfinner Rune Freyer startet arbeidet med nålene som kan øke oljeproduksjon inntil 30 ganger. I 2012 ble Eirik Renli hentet til jobben som leder for Fishbones AS. Bak seg hadde han 27 år i Baker Hughes.
Fakta
FISHBONES AS
Lager stimuleringsverktøy for olje- og gassbrønner som består av fiskeben/nåler. Disse bores ut av brønnløpet ved hjelp av roterende turbiner, eller jettes ut med hjelp av høyt trykk.
Hovedkontor på Forus i Rogaland.
10 ansatte, åtte i Norge og to i Midtøsten.
Teknologien er utviklet av gründer Rune Freyer.
Freyer er største eier i selskapet. Andre eiere er Statoil Technology Invest og selskapets ansatte (10 prosent).
I 2016 vant selskapet Gullkronen-pris for den innovative teknologien.
– Hittil har Fishbones hatt størst suksess i Midtøsten. I dag har vi seks kontrakter i fem land der, den siste fikk vi i april i Qatar. Der finnes reservoarer bestående av oppsprukket kalkstein. Her er vår teknologi ideell å bruke. I Midtøsten er selskapene villig til å ta i bruk ny teknologi, og det gagner oss, sier Renli til Sysla.
Teknologien gjør det mulig å bore mange små hull ut fra en brønn samtidig. På den måten kan oljeselskapene få ut mer olje, og samtidig spare tid og penger.
Fra pluss til minus
Fishbones hadde et bra år i 2015, men da satte også oljekrisen inn for fullt. I 2016 var det full stopp.
– Hos oss går det gjerne ett år fra salget gjøres til jobben kommer. Kundene var fortsatt interessert, men de så lenger frem i tid.
I dårlige tider, da teknologi som Fishbones’ virkelig kunne vært en hjelp for å maksimere oljeutvinningen i eksisterende brønner, var det få som ville gjøre avtaler. Høyt fokus på kostnadskutt gjorde at selskaper vegret seg for å bruke tid og penger på ny teknologi.
Overskudd i 2015, og underskudd i 2016. I årets første seks måneder har selskapet gått i null.
– Salget har tatt seg opp, og vi har snudd skuta. Nå har vi mange spennende prosjekter på gang. Vi jobber også med kontrakter utenfor Midtøsten, som eksempelvis Kina og Kongo. I tillegg har vi spennende ting på gang på norsk sokkel, sier Renli.
Suksess på Smørbukk
I september 2015 startet produksjonen på Smørbukk Sør Extension.
Aldri før hadde det blitt produsert olje og gass fra så tette formasjoner med normalt trykk på norsk sokkel. Ved hjelp av lange reservoarseksjoner og nye teknologiske løsninger, hentes det opp hydrokarboner fra et reservoar like tett som keramikkfliser.
Her var Fishbones-teknologien en perfekt match. 150 «fiskebein» ble boret 10-12 meter ut av brønnløpet ved hjelp av roterende turbiner.
– Det gikk bra på Smørbukk. Til nå er dette den eneste brønnen vi har hatt på norsk sokkel. Men nå jobber vi med tre selskaper her hjemme for å se på prospekter fra neste år. Midtøsten er i dag vårt viktigste marked, men vi har også stor tro på Norge fremover.
Men markedet på norsk sokkel er begrenset. og Fishbones satser derfor globalt. Teknologien egner seg i tette formasjoner, i brønner som trenger stimulering.
– Johan Sverdrup er kroneksempelet på hvor vår teknologi ikke er nødvendig. Mens i Barentshavet, for eksempel på Alta/Gohta-funnet, er det tette kalksteinsformasjoner der vår teknologi kan brukes for å øke oljeutvinning.
For å maksimalisere markedet jobber Fishbones videre med teknologi i en forskning- og utviklingsavdeling.
Oppofrende team
I fjor måtte selskapet ty til nedbemanninger. Seks ansatte måtte gå. Nå planlegger Renli å ansette igjen etter hvert som aktiviteten øker.
– Vi har hatt det tøft, og jeg vil gjerne berømme de ansatte. Det er et dedikert og oppofrende team vi har. De er grunnen til at vi kom oss gjennom nedturen. Det er ikke lett å gå på jobb når en vet at neste brønn er langt frem i tid. Vi har alle sammen gått ned i lønn. Nå ser vi fremover, mye spennende er på gang, sier Renli.
FISHBONES AS
Tall i mill. kroner
Inntekter: 2016: 8,12 2015: 38,65
Driftsresultat: 2016: -11,47 2015: 4,32
Res. før skatt: 2016: -14,15 2015: 5,41
Etter å ha opplevd en nedtur som førte til at rundt 1000 kolleger mistet jobben, begynner det nå å snu for riggselskapet North Atlantic Drilling.
– Vi har vært gjennom en tung nedtur med masseoppsigelser og rigger i opplag. Nå ser det endelig ut til at vi er på vei opp igjen, sier leder i Offshoreforeningen i Industri Energi, Arild Berntsen, til Sysla.
Det letter i riggmarkedet, og fremover kommer det flere jobber som North Atlantic Drilling vil gi anbud på.
– Vi ser på 2018 med optimisme. Jeg har tro på at vi vil få mer arbeid til riggene i løpet av neste år.
Frykter kompetanse er tapt
Berntsen er svært glad for jobben West Hercules i juni sikret seg på britisk sektor. Riggen ligger i dag i opplag i Skipavika, og klargjøres nå for oppdraget neste år.
Men én ting er Berntsen spent på. Hvor lett vil det være å få tak i folk, nå når selskapet om ikke lenge skal ansette igjen?
– Det er det store spørsmålet. Går det for lang tid, er det ikke sikkert oppsagte medarbeidere tar sjansen på å komme tilbake. Flere av dem har etablert seg i nye jobber. Her kan mye kompetanse være tapt for bransjen, sier han.
Vil ansette nordmenn
Klubblederen kan ikke oppgi konkret tidspunkt for når nyansettelsene skal starte, men det er i nær fremtid. Til West Hercules-oppdraget vil det være behov for rundt 160 medarbeidere offshore og på land.
– Det vil gå litt tid, men det kommer. Vi har inngått en avtale tariffmessig på to år fortrinnsrett for kollegaer som mistet jobben i 2016. Sånn som det ser ut nå, vil vi ansette flest nordmenn. Riggen er i Norge nå, og vi håper den skal tilbake til norsk sokkel etter oppdraget på britisk side, sier han.
Venter på oppdrag
Det har vært flere lyspunkter for selskapet den siste tiden. West Phoenix sikret seg i januar oppdrag på britisk sektor.
– Før jul skal riggen gjøre en liten jobb på en brønn i Norge.
Men det er fortsatt mange arbeidsledige rigger som ligger i opplag.
Her lukeparkerer West Hercules i Skipavika
Splitter nye West Rigel er vinterisert og ligger klar på verftet i Singapore.
– I tillegg har vi flere vinteristerte rigger i Seadrill-flåten som vi kan ta ut. Disse kan også ta oppdrag i Barentshavet. Her i Norge ligger West Epsilon, West Venture, West Navigator og West Alfa i opplag. Jeg håper vi får sikret jobb til flere av disse.
I april ble det kjent at West Linus og West Elara fikk nye tiårskontrakter på Ekofisk med ConocoPhillips. Førstnevnte jobber på feltet nå.
West Elara skal til Ekofisk etter et oppdrag for Statoil. Petroleumstilsynet har gitt Statoil samtykke til boring og komplettering av to produksjonsbrønner på Valemon-feltet. Planlagt borestart er september/oktober 2017, og boreoperasjonene er ventet å ta 160 dager.
Av 13 planlagte letebrønner i Barnetshavet i år, gjenstår nå seks. I fire brønner er det gjort funn, en brønn er avgrenset, mens to har vært tørre.
Se mer info nederst i saken.
Songa Enabler er nå i gang med å bore Korpfjell-brønnen. Brønnen er den fjerde av Statoils fem letebrønner i Barentshavet i år. I tillegg gjenstår Koigen Central.
Korpfjell er selve rosinen i pølsa i årets letekampanje.
Brønnen ligger over 400 kilometer fra land, i Barentshavet sørøst, der regjeringen først i 2015 åpnet for å dele ut letelisenser. Dermed er det aldri tidligere boret etter olje i dette området.
– Korpfjell er et spennende prospekt, men det er stor usikkerhet rundt hva vi finner der. Vi har stor tro på potsensialet for denne brønnen, men det er også en mulighet at vi ikke finne noe. Når en går inn i et nytt område er usikkerheten større, og vi må balansere forventningene våre, sier pressekontakt i Statoil, Erik Haaland til Sysla.
Ingen store funn til nå
Forrige uke meldte Statoil om et lite funn i den tredje brønnen i årets letekampanje, Gemini Nord. Brønnen påviste litt gass og bittelitt olje.
– Ambisjonen for brønnen var å påvise ytterligere oljeressurser i nærheten av Wisting-funnet, men som for Blåmann-brønnen, fant vi gass, sa Jez Averty, letedirektør for Norge og Storbritannia i Statoil i en pressemelding.
Statoil mener det er for tidlig å trekke en konklusjon på hvorvidt letingen har innfridd forventingene i Barentshav-kampanjen.
– Vi har boret tre av fem brønner, hvor vi har gjort funn i alle. Nå gjenstår to spennende brønner, sier Haaland.
Langsiktig perspektiv
Da Statoil boret Blåmann, var det første gang på over to år at selskapet lette etter olje og gass i Barentshavet. Etter skuffende leting i 2013 og 2014, der totalt 12 brønner bare ga ett vesentlig funn, tok selskapet en letepause helt nord.
I juli meldte selskapet også om et nytt funn i Kayak-prospektet. Funnet er på mellom 25 og 50 millioner utvinnbare fat og kan gi verdifulle tilleggsvolumer til Johan Castberg.
– Er Statoil avhengig av store funn for å gå videre med leting i Barentshavet, eller vil dere fortsette uavhengig av funn?
– Vi har et langsiktig perspektiv på Barentshavet. Det er kun boret 130 brønner i et havområde som er mye større enn Nordsjøen. Vi tror fortsatt det er muligheter der, og vil ha leteaktivitet i årene fremover.
Leteplanene for 2018 er ikke konkludert, og Haaland ønsker derfor ikke å si noe konkret rundt neste år.
– Boreprogrammet har til nå gått som planlagt uten uforutsette hendelser, noe vi er veldig fornøyde med. Det er et resultat av god planlegging og erfaring.
Lundin skal lete mer
Hos Lundin pågår også en omfattende letekampanje i Barentshavet, hvor de tidligere har gjort funnene Alta og Gohta. Så langt i år har selskapet gjort funn i Filicudi. Selskapet boret tørt på Gohta 3, mens to brønner ble boret på Alta 4, den ene en separat sidestegsbrønn.
På planen for resten av 2017 har Lundin Børselv (PL609), Hufsa (PL533) og Hurri (PL533) helt på tampen av året. De til sammen syv nevnte brønnene er alle egenopererte av Lundin.
Eni boret i mars tørt på Boné-prospektet. Selskapet skal bore Goliat Eye (PL697) senere i år.
– Det er ikke vanlig at seismikkskip benytter Færøyene som base i dag. Men de siste årene har vi sett andre skipstyper, eksempelvis LNG-tankere, som seiler fra Nord-Europa til USA og omvendt. Da stopper de gjerne ved Færøyene for å vente på last. For en stund siden hadde vi besøk av fire av Maersk sine ankerhåndteringsskip som stoppet innom for blant annet proviantering, sier Tommy Petersen.
Petersen er seniorrådgiver i det færøyske Udenrigs- og erhvervsministeriet med ansvar for det maritime område og oljeleting.
Konkurransedyktig
Ifølge seismikkrederiet PGS, er det flere grunner til at Færøyene ble det foretrukne stoppestedet på reisen fra Nordsjøen til Canada.
– Ramform Titan hadde et kort stopp på Færøyene i juli da den gikk fra en jobb i Nordsjøen til et prosjekt på østkysten av Canada. Vi valgte Færøyene fordi det ligger på veien til Canada fra Nordsjøen. Prisen på drivstoff er konkurransedyktig. I tillegg er servicen fra agenter og andre leverandører meget bra, sier Bård Stenberg, i PGS.
Se video: Bli med om bord i verdens bredeste skip
Vil ha maritimt knutepunkt
Den færøyske egjeringen har som strategi å gjøre Færøyene til en maritim «hub» i Nord-Atlanteren, og besøket av seismikkskipene Ramform Titan og Geo Coral er akkurat det Færøyene søker.
Ifølge Petersen har regjeringen som mål å markedsføre Færøyene som en slags service-hub for skip fra alle segmenter. Det gjelder særlig skip som opererer i Nord-Atlanteren i forbindelse med plattformforsyninger.
Skipene har skiftet bemanning, bunkret og proviantert i de færøske havnene Tórshavn, Runavík, Fuglefjord og Vági.
– Rederiene har benyttet hoteller, flyselskap og handlet her. Det har stor betydning for den lokale økonomien, sier Jan Müller.
Müller er direktør i Faroes Oil Industry Group (FOIB), Norsk olje & gass sin søsterorganisasjon på Færøyene. For tiden jobber han intenst med den fjerde konsesjonsrunden på færøysk sokkel. I mai startet konsesjonsrunden ut, og håpet om et nytt oljeeventyr på Færøyene er stort.
Pit-stop og reparajoner
– Færøyene har lenge vært et slags pit-stop. Skip fra Russland og diverse andre land har i flere år brukt Færøyene som base mens de har ventet på omlasting av fisk fra Nord-Atlanteren. Russiske skip har i årevis foretatt reparasjoner på færøyske verft, og kjøpt andre tjenesteytelser under besetningsskift, sier Petersen.
– Også i forbindelse med stigende global interesse for aktiviteter og seiling til Arktis kan Færøyene være et aktuelt stoppested.
God infrastruktur
Færøyene ligger sentralt til i forhold til oljeaktivitet, samt shipping mellom USA, Asia, Europa og Arktis.
– Vi har en unik ekspertise innen alle grener av sjøtransport og shipping. Færøyske offiserer besetter cirka 25 prosent av alle ledende stillinger om bord på danske skip. I tillegg har vi god infrastruktur med europeisk standard, både i offentlig og privat regi, samt hyppige flyforbindelser til og fra Færøyene, sier Petersen.
Færøyene har investert milliarder i forbedring av infrastrukturen på øyene, slik at flere av havnene i dag kan tilby varer og tjenesteytelser til utenlandske skip.
Fornybarkontrakter har vært redningen for flere rederier og subseakontraktører. Til tross for noen lysglimt, er veien til stabil og sikker inntjening fortsatt lang for mange.
– Den største endringen for vår del, er hvordan en skal planlegge fremover. Det er fortsatt stor usikkerhet i forhold til kontrakter. Vi ser mange korte frister, og mye er spotbasert, sier Bård Thuen Høgheim i Reach Subsea.
Høgheim er en av flere foredragsholdere som skal ha innlegg på Subsea Operations Conference i Haugesund denne uken.
Ansatte 12 nye
Samtidig mener Høgheim at aktivitetnivået har vært bra med tanke på markedssituasjonen.
– I år har vi ansatt 12 nye, de fleste i offshorestillinger. To av stillingene er på land. Jeg vil beskrive flåteutnyttelsen som god, men skjør. Går vi glipp av en kontrakt, blir gapet stort, sier han.
Den største utfordringen for selskapet nå blir å komme seg gjennom vinteren. I oktober/november er det fortsatt usikkert hva båtene skal gjøre.
– Jeg vil påstå at 2017 har vært like ille som 206. I tiden fremover blir det viktig å sikre seg kontrakter av substans som kan ta oss gjennom 2018. Foreløpig ser det ikke veldig lyst ut.
Sikret kontrakt
Reach Subsea har i dag seks fartøy i flåten. To av dem er på såkalte samarbeidsavtaler med MMT Sweden. Det vil si at om Reach Subsea har arbeid, brukes båten hos dem. De andre fire fartøyene er på faste kontrakter.
Forrige uke kunne subseakontraktøren melde om en ny kontrakt med Allseas i Svartehavet. Kontrakten har oppstart tidlig august, og har varighet på fire måneder, inkludert forflytting av offshorefartøyet Olympic Delta til Tyrkia. Kontrakten er en konvertering av intensjonsavtalen som kom på plass i juni.
Reach Subsea skal samarbeide med MMT Sweden om kontrakten.
Viktig fornybarmarked
Også ifølge Kenneth R. Johansen, leder for offshoreavdelingen i R.G. Hagland, er fokuset på fornybar er en av de tingene som har gjort at markedet har overlevd.
– 2017 har til nå vært et dårlig år med lave rater, og mange subseaselskaper og rederier har gått til fornybarmarkedet. Som kjent har rederiene hatt store problemer. Avtalene som blir gjort har dårlige betingelser. Det er lettere å bli kastet av og kansellert, sier Johansen.
Han legger til at på den andre siden, er subseaoperatørene mer heldige. Det er billig å ta inn gode båter som presterer bra.
– Innen subsea og havvindbransjen ser det lysere ut med tanke på nye prosjekter i tiden fremover.
Johansen oppsummerer markedssituasjonen slik:
Fortsatt stor ubalanse mellom tilbud og etterspørsel.
Mange nybygg kommer fremover.
Oljeprisen er fortsatt et spørsmålstegn.
2018 blir utfordrende.
– Det er ikke som i «gamle dager» da en halvveis i året visste hva som skulle skje neste år. Nå er det så kort ledetid fra prosjektet settes i gang til båten skal ut, at det er vanskelig å spå. For rederiene og subseakontraktørene er utsiktene for inntjening usikre.
Se liste nederst i saken.
To selskaper har til nå i år fått godkjent sine søknader.
Fakta
PREKVALIFISERING
Det overordnede kravet til nye aktører er at de gjennom sin petroleumsfaglige kompetanse bidrar til verdiskapingen.
Nye aktører skal kunne bidra med egne faglige vurderinger som utfordrer og utfyller de øvrige rettighetshaverne i utvinningstillatelsene.
Aktøren må dokumentere evne til å ivareta finansielle forpliktelser.
Kravene til operatører er mer omfattende enn for rettighetshavere.
Pandion Energy ble prekvalifisert som rettighetshaver på norsk sokkel i juni, samtidig som selskapet fikk myndighetsgodkjennelse for å overta Tullow Oil Norge sine utvinningstillatelser på norsk sokkel.
Ola Borten Moe og Erik Hauganes oljeselskap Okea har i år blitt prekvalifisert som operatør.
Færre søkere
De siste årene er trenden at mindre norske selskaper er dominerende i prekvalifiseringssøknadene.
– De store internasjonale selskapene blir færre. Det henger nok sammen med oljeprisen. Mange er mer fokuserte i sine hjemmeområder der de allerede er etablert, sier Kjetil Kaada.
Kaada er sjefingeniør i Oljedirektoratet der han blant annet jobber med leting. Han har også jobbet med prekvalifisering i flere år.
Tiden det tar å behandle søknadene, varierer.
– Det kommer blant annet an på om selskapet har en mororganisasjon som kan støtte dem i en oppstartsfase. For helt nye selskaper er det ofte av avgjørende betydning hvor langt selskapet har kommet i oppbyggingen av organisasjonen, utstyr og systemer. Generelt vil jeg si at at behandlingstiden ligger mellom tre måneder og ett år. Flertallet av selskapene som ønsker å prekvalifiseres blir det. Noen kan av eksempelvis finansielle årsaker ikke fortsette prosessen.
Må delta aktivt
Et krav er at selskapene som vil inn på norsk sokkel kan bidra til verdiskapning.
– Vi ønsker ikke rene finansielle selskaper som ikke deltar aktivt, sier Kaada.
– Oljedirektoratet jobber tett sammen med Petroleumstilsynet i prekvalifiseringsarbeidet. Til slutt er det Olje- og energidepartementet som konkluderer.
Følgende selskaper har søkt prekvalifisering som enten rettighetshaver eller operatør på norsk sokkel (liste oppdatert 23. juni):
JAPEX: japansk oljeselskap som allerede er etablert i Canada, UK, USA, Irak, Russland og Indonesia, i tillegg til aktiviteten i hjemlandet. Japan Petroleum Exploration var opprinnelig Japans statlige oljeselskap, men ble delprivatisert i 1970.
NCS E&P: mindre norsk selskap stiftet i 2013. Gründeren Jan Sjølie har blant annet en fortid som administrerende direktør i Rocksource.
ProRes E&P: nystartet oljeselskap med base i Trondheim. Selskapet springer ut fra konsulentselskapet ProRes, tidligere Weatherford Petroleum Consultants.
Tyr Exploration: Tomas Kjennerud har sammen med Harald Østby i drøye ti år ledet konsulentselskapet Exploro. Nå vil de utnytte at de er «lommekjente» på norsk sokkel. De har gått helt ut av Exploro og satser for fullt i Tyr Exploration. De har satt sammen et team av erfarne geologer og geofysikere, der Kari Johnsen, med lang erfaring fra blant annet DEA, blir letesjef, skriver Geo365.
Antares Norge: nystartet norsk oljeselskap med base i Stabekk. Ingen relasjon til det Texas-baserte onshoreselskap Antares Energy.
Dyas B.V: nederlandsk selskap med hovedaktivitet i Nederland og UK, der Dyas blant annet er medeier i Statoils Mariner-felt.
Fortis Petroleum (op): I 2011 søkte selskapet som rettighetshaver. Selskapet har en portefølje på 19 lisenser på norsk sokkel. Har inne søknad hos Oljedirektoratet for å oppgraderes til operatør.
Mime Petroleum: investeringsselskapet Blue Water Energy har finansiert Mime Petroleum med 2,5 milliarder kroner. Selskapets plan er å jakte muligheter innen produksjon, utbygginger og leting nær eksisterende infrastruktur. Hovedkontor i Oslo, og selskapet ledes av Sverre Skogen, ifølge petro.no.
Subsea-alliansen, som består av Aker BP, Aker Solutions og Subsea 7, har jobbet med Volund-infill siden november 2016. Arbeidet offshore ble avsluttet 5. juli med fartøyet Seven Falcon.
Fakta
VOLUND
Ligger rundt åtte kilometer sør for Alvheim.
Feltet er bygget ut med havbunnsanlegg som er knyttet til produksjonsskipet Alvheim.
Startet produksjonen i 2009.
Rettighetshavere er Aker BP ASA med 65 prosent og Lundin Norway med 35 prosent eierandel.
20 prosent under budsjett
Allianseorganisasjonen ble etablert tredje kvartal i 2016. Volund er det første prosjektet som blir ferdigstilt.
– For oss demonstrerer prosjektet effekten av å jobbe i allianser. Vi leverer «tie-in» av de to brønnene over 20 prosent under målbudsjett, sier direktør for prosjekter i Aker BP, Olav Henriksen til Sysla Offshore.
Målet med alliansen er at kostnader skal reduseres og ikke-verdiskapende aktiviteter skal fjernes. Dermed kortes gjennomføringstiden i prosjekter ned.
– Vi har redusert arbeidstimer med 30 prosent gjennom å jobbe i ett og samme team. Dokumentprosessen har vært strømlinjeformet og vi har tatt raske avgjørelser. Dette gjør alliansen lønnsom for alle parter, sier Henriksen.
Kortere beslutningstid
– Over tid har vi sett at det ikke er de tradisjonelle kontraktene som har fungert best, og vi har tapt en del tid på disse. Ved å gå sammen i en organisasjon kommer beslutningstakerne tettere på hverandre. Det gir kortere kommunikasjonslinjer og kortere beslutningstid. Felles målbudsjett og felles ansvar for produktet, er i alles interesse. Det styrker forholdet til de gode leverandørene som vi inngår rammeavtaler med, sier Henriksen.
Sparte ni måneder
Den første nye brønnen i Volund-infill-prosjektet ble renset og testet for to uker siden, 13 måneder etter at prosjektet ble godkjent i selskapet og lisensen. Suksesskriterier er blant annet:
kutt av anbudsrunde (som følge av alliansemodell med rammeavtaler i bunn)
flyteffektivitet i prosjektets faser fra konseptstudie til gjennomføring
optimalisert innkjøpsfase
kontinuitet av personell
gjenbruk av prosedyrer, dokumentasjon og avtaler ved å standardisere innkjøp og prosjektgjennomføring
– Sammenlignet med et tradisjonelt prosjektløp for «tie-in» av to brønner sparer vi rundt ni måneder her. Vi tror alliansemodellen er framtidens måte å løse prosjekter på, og dette er helt i tråd med strategien til Aker BP, sier Henriksen.
Boa-infill neste på lista
Nå er prosjektet Boa-infill neste prosjekt som skal installeres og er forventet å komme i produksjon i starten av 2018. Også Boa er en del av Alvheim-feltet.
Aker BP skal bore to produksjonsbrønner: Boa Infill North og Boa Infill South. Produksjonen fra de to brønnene vil bli sendt til Alvheim FPSO, gjennom Boa Extention manifold på Boa Drill Center.
– Boa viser de samme positive allianseeffektene, sier Henriksen, og legger til at Aker BP har som intensjon å benytte subsea-alliansen i flere nye prosjekt framover.
Flere allianser
Aker BP har inngått flere langsiktige rammeavtaler det siste året.
I april 2017 inngikk Aker BP rammeavtaler med sentrale leverandører av ingeniørtjenester, konstruksjon, elektro/ IT/ kontrollromsystemer samt transport og installasjon av faste innretninger offshore.
Intensjonen med de inngåtte rammeavtalene er at Aker BP i feltutviklingsprosjekter utvikler og jobber i en mer integrert modell for prosjektgjennomføring; en «plattform-allianse» for hvert prosjekt. Her kan du lese mer om denne alliansen.
Den første av fem turbiner til verdens første flytende vindpark, Hywind Scotland pilotpark, har begynt sin reise fra Stord til sin endelige destinasjon, Buchan Deep, 25 kilometer øst for Peterhead i Skottland. Det skjer knappe to år etter at den skotske regjeringen ga sitt samtykke til Statoils flytende vindpark.
Rett før midnatt 18. juli begynte slepet av den 253 meter høye turbinen. Med et vingespenn på 154 meter og en vekt på nær 12.000 tonn, er det ingen liten konstruksjon som skal fraktes. På Stord måtte Eldøyane næringspark, hvor turbinene er bygget, utvide arealet for å få plass til de enorme tårnene under konstruksjonen. Slepet er ifølge Statoil beregnet å ta mellom fire og fem dager.
