Maria-feltet ble satt i drift like før nyttår i 2017, om lag ett år tidligere og 20 rimeligere enn planlagt. Prosjektet var det første operatør Wintershall tok helt fra funn til drift på norsk sokkel, og var svært prestisjefylt for det tyske selskapet.
Men siden har ikke ting gått som planlagt. I februar ble feltet stengt på grunn av lav produksjon. Ifølge Dagens Næringsliv er oljereservene redusert med 71 prosent, fra 207 millioner til 60 millioner fat. Årsaken er at det er vanskeligere å få opp oljen enn ventet.
Wintershall skal investere 20 milliarder på norsk sokkel
– Det som har skjedd, er skuffende. Vi vet at det er risiko knyttet til grunnforholdene på olje- og gassfelt, men det er en nedtur når risikoen materialiserer seg på denne måten. Jeg ville foretrukket at det ikke skjedde, men nå må vi se framover, sier konsernsjef Mario Mehren til Sysla.
Fakta
Forlenge
Lukke
Wintershall
Tysk oljeselskap med hovedkontor i Kassel
Eid av kjemigiganten BASF
Etablert på norsk sokkel i 2006
500 ansatte i Norge
Operatør for feltene Brage, Vega og Maria, som er i produksjon
Også operatør for Nova-prosjektet
Skal slås sammen med DEA
Ingen hast
Selskapet gjennomfører flere tiltak for å bedre situasjonen. Blant annet skal det mot slutten av året bores to nye produksjonsbrønner. Først skal det hentes inn mer data om forholdene på feltet.
Det er foreløpig uvisst når feltet blir satt i produksjon igjen.
– Det kommer litt an på resultatene av undersøkelsene vi gjør nå. Det er viktigere at vi tar de riktige beslutningene på lang sikt enn at vi kommer fortest mulig i gang igjen. Oljen er der – vi må bare finne ut hvordan vi skal få den opp, sier Mehren.
– Wintershall kommer ikke til å investere i fornybar energi
Han er ikke bekymret for at problemene svekker Wintershalls rykte i Norge.
– Ikke blant de som kjenner oljeindustrien. Jeg tror vi bedømmes for hvordan vi håndterer situasjonen, og vi viser etter min mening at vi reagerer raskt, sier Mehren.
Går ekstra runde
Wintershall har for tiden en ny utbygging på gang i Norge. Nova-feltet i Nordsjøen bygges ut på lignende vis som Maria, med stålrammer på havbunnen tilknyttet felt som allerede er i produksjon. Mehren frykter likevel ikke at det skal bli trøbbel også for Nova.
– Grunnforholdene på de to feltene kan ikke sammenlignes. Som ved alle prosjekter har vi risiko også der, men det er en annen type risiko. Utbyggingen går som planlagt og vil forhåpentligvis gjennomføres uten overraskelser, sier Mehren.
Wintershall skal investere 20 milliarder på norsk sokkel
Han vedgår imidlertid at selskapet tar noen forholdsregler.
– Vi lærer jo av det som har skjedd. Vi går en ekstra runde på Nova og ser hva som kan skje. Dermed har vi klar plan B og C, sier Mehren.
Nova-feltet skal etter planen starte produksjonen i 2021.
I fjor var Wintershall operatør for et av de største funnene på norsk sokkel. Foreløpige estimater viser at Balderbrå-funnet i Norskehavet kan inneholde opptil 19 milliarder standard kubikkmeter gass.
– Vi fortsetter nå analysene for å klargjøre potensialet. Så langt ser det lovende ut. I løpet av årets første halvår kan vi trolig si mer om hvorvidt dette kan bli en utbygging. Det tror vi på, sier Mehren.
Fusjon snart i mål
I desember 2017 ble det kjent at Wintershall og den tyske konkurrenten DEA skal slås sammen. Fusjonen har gått treigere enn ventet, men nærmer seg nå målstreken. Selskapene venter på en godkjenning fra meksikanske myndigheter før den siste sluttfasen kan starte.
– Vi er i rute for å fullføre fusjonen innen utgangen av juni, sier Mehren, som også blir konsernsjef i det nye selskapet.
Fusjonen med DEA tar lenger tid enn Wintershall trodde
I februar ble det kjent at 200 jobber forsvinner i Norge som følge av sammenslåingen. Det gjelder både fast stillinger og innleide medarbeidere. Nedbemanningen skyldes blant annet at det blir en del overlappende stillinger når de to selskapene blir ett.
– Vi tar sikte på å løse det med frivillige ordninger som sluttpakker og tidligpensjon. Det er imidlertid for tidlig å si noe om detaljer knyttet til dette, sier Mehren.
Oljefeltet Brage ble oppdaget allerede i 1980, men først ti år senere ble utbyggingsplanen levert inn til myndighetene.
23. september 1993 startet produksjonen. Søndag ble 25-årsjubileet markert om bord på plattformen.
Fakta
Wintershall
Tysk oljeselskap med hovedkontor i Kassel
Eid av kjemigiganten BASF
Etablert på norsk sokkel i 2006
500 ansatte i Norge
Operatør for feltene Brage, Vega og Maria, som er i produksjon
Også operatør for Nova-prosjektet
Skal slås sammen med DEA
Statoil var lenge operatør på feltet, men i 2013 overtok tyske Wintershall.
– Overtakelsen av Brage var en av de viktigste hendelsene i selskapets historie i Norge. Det gjorde at vi kom opp i en ny liga her i landet, uttaler norgessjef Hugo Dijkgraaf.
Lever lenger
Da Wintershall overtok, var det ventet at feltet bare ville produsere i noen få år til. Nå er imidlertid levetiden forlenget til minst 2030. Det skjedde blant annet ved at selskapet tok en borepause i hele 2016. Pause ble brukt til å finne nye måter å jobbe på.
Wintershall skal investere 20 milliarder på norsk sokkel
I 2006 etablerte Wintershall sin norske avdeling i Oslo med tolv ansatte og ingen produksjon. Elleve år senere er antallet ansatte om lag 500. Hovedkontoret er flyttet til Stavanger.
Den daglige produksjonen er drøyt 100.000 fat oljeekvivalenter, og selskapet er operatør for flere produserende felt og kommende prosjekter på norsk sokkel. Maria-feltet ble satt i produksjon like før jul i fjor og var det første prosjektet selskapet tok helt fra funn til produksjon.
Hugo Dijkgraaf. Foto: Ola Myrset
Slås sammen
Jubileumsfeltet Brage var på sin side det første selskapet ble operatør for.
– Brage ble grunnsteinen som gjorde det mulig for oss å bli en av de største olje- og gassprodusentene i Norge, uttaler Dijkgraaf.
– Jeg har sagt til kona at jeg ikke trenger julegave i år
Før jul i fjor ble det kjent at Wintershall skal slås sammen med den tyske konkurrenten DEA. Sammen vil de to selskapene produsere 150.000 – et tall som relativt raskt vil øke til 200.000.
– Målet med sammenslåingen er å bli blant de viktigste olje- og gasselskapene i Europa, sa konsernsjef Mario Mehren da planene ble kjent.
Under årets ONS i Stavanger fortalte Mehren at fusjonen går litt treigere enn ventet og er noen måneder forsinket.
Seks dager etter den la fra kai ved Aibel-verftet i Haugesund, er Dvalin-modulen installert på Heidun-plattformen i Norskehavet. Det forteller DEA i en pressemelding. Selve løftet fra løftefartøyet S 7000 ble gjennomført i morgentimene mandag 14. mai. DEA sin topside-sjef i Dvalin prosjektet, Roy Padgett er en fornøyd mann. — Jeg må berømme alle som har vært involvert, alle som har stått på for at...
Source
Årsrapportene for fjorårets regnskap tikker inn hos Brønnøysundsregistrene, og så og si hver dag kommer det en rapport om ett eller flere selskaper i energibransjen. Det er alltid interessant å følge med på hvem som går i pluss og hvem som går i minus, samt med hvor mye. For oljeselskapene er dette ekstra interessant da det er snakk om så enorme beløp. Mens de fleste andre selskaper opererer med...
Source
De siste årene har flere oljeselskaper begynt å investere betydelige summer i fornybare energikilde. Statoil har for eksempel varslet grønne investeringer for 100 milliarder kroner fram mot 2030.
Tysklands største oljeselskap, Wintershall, har ingen slike planer.
– Nei, vi har ingen intensjoner om å gå inn i fornybar energi, sier konsernsjef Mario Mehren til Sysla.
Fakta
Wintershall
Tysk oljeselskap med hovedkontor i Kassel
Eid av kjemigiganten BASF
Etablert på norsk sokkel i 2006
500 ansatte i Norge
Operatør for feltene Brage, Vega og Maria, som er i produksjon
Også operatør for Nova-prosjektet
Han mener selskapet best bidrar til grønn utvikling ved å sørge for at gass kan overta for verre alternativer.
– Vårt ansvar er å sørge for stabil produksjon og å fremme bruk av gass i det europeiske markedet, sier han.
Mehren viser til sitt eget hjemland, som har satt høye klimamål, men likevel bruker mye kull for å dekke energibehovet.
Samtidig peker han på at Wintershall er et mindre selskap enn de største oljegigantene.
– Derfor må vi være smalere i valg av forretningsområder, geografi og teknologi.
Norsk høydepunkt
Onsdag la Mehren fram selskapets resultater for 2017. Tallene viser at det går betydelig bedre enn da det stormet som verst under oljekrisen, med høyere priser for olje og gass som den viktigste driveren.
Bunnlinjen ble nesten doblet sammenlignet med 2016, fra 362 millioner euro til 719 millioner euro – om lag 7 milliarder kroner.
– Situasjonen føles mer komfortabel nå, men jeg lener meg ikke tilbake og slapper av. Nå handler det om å forberede seg på neste overraskelse, sier konsernsjefen.
Maria-feltet har startet produksjonen
Han gir virksomheten i Norge mye av æren for at fjoråret ble bra. Blant annet trekker han fram åpningen av Maria-feltet som årets største høydepunkt for selskapet. Feltet ble åpnet ett år før tiden, og prosjektet ble nesten 25 prosent rimeligere enn antatt.
– Som oljesjef er det ikke ofte man kan vise til slike resultater, sier Mehren om prosjektet som var det første selskapet tok fra leting til drift på norsk sokkel.
Nå står snart et nytt for tur. Selskapet planlegger å levere utbyggingsplan for Nova, tidligere Skarfjell, i mai. Egentlig skulle planen leveres i februar, men fristen ble utsatt.
– Vi ba om utsettelse for å sørge for at alle tekniske løsninger er så solide som mulig. Det tar litt lenger tid nå, men betaler seg i andre enden fordi vi er enda bedre forberedt – noe vi også så på Maria-prosjektet, sier Mehren.
Fortsatt tro på Barentshavet
Selskapet har ambisjoner om videre vekst i Norge framover. I år brukes over halvparten av det totale letebudsjettet på norsk sokkel. Selskapet skal bore 4-5 letebrønner, derav 1-2 som operatør. Det inkluderer også en partneroperert brønn i Barentshavet.
Wintershall skal investere 20 milliarder på norsk sokkel
Til tross for at oljeselskapene i hovedsak gikk fra skuffelse til skuffelse under letingen helt nord i fjor, mener nemlig Mehren det er for tidlig å avskrive Barentshavet – der selskapet også har tre letelisenser som operatør.
– Vi er fortsatt i en tidlig fase i dette området. Det er boret svært få brønner sammenlignet med andre deler av norsk sokkel, sier han.
Fra Norge til Brasil
I dag er Russland, Norge og Argentina Wintershalls viktigste regioner. I forbindelse med framleggelsen av 2017-tallene avslørte selskapet at det nå også har planer om å gå inn i Brasil.
– Det er en av de mest lovende regionene nå, sier Mehren.
– Vil bli et av de viktigste oljeselskapene i Europa
Med seg til Brasil tar han inspirasjon og lærdom fra norsk sokkel. Han ser for seg utstrakt bruk av havbunnsanlegg der, noe selskapet er blitt kjent med i Norge. Både Maria og Nova er havbunnsprosjekter.
– Erfaringene fra Norge er et viktig utgangspunkt for satsingen i Brasil, sier Mehren.
I høst ble det kjent at Wintershall skal fusjonere med den tyske konkurrenten Dea, og ifølge Mehren går den prosessen som planlagt. Det endelige avtalen skal etter planen skrives under i høst. Foreløpig er det for tidlig å si hva fusjonen konkret vil bety for de to selskapenes virksomheter i Norge.
Dette skriver duoen i en børsmelding.
Det nye selskapet får, ikke helt uventet, navnet Wintershall DEA og vil etter sammenslåingen bli en av de største olje- og gassprodusentene i Europa.
Halverte staben
I fjor meldte DEA at de skulle halvere staben sin i Norge og legge ned Stavanger-kontoret innen sommeren.
Det er ventet at fusjonen fullføres i andre halvdel av 2018.
Sammen vil de to opprinnelige tyske selskapene ha 3200 medarbeidere over hele verden.
Deler aksjene 67/33
Wintershall er operatør av Maria og Brage og medeier i blant annet Gjøa, Knarr, Edvard Grieg og Aasta Hansteen.
Se video: Her er Wintershall i gang med Maria-boringen
DEA er operatør for Dvalin-utbyggingen, samt medeier i blant annet Snorre, Knarr, Gjøa, Njord, Snøhvit og Skarv – alle produserende felt.
Wintershall DEA skal ifølge børsmeldingen dannes ved at LetterOne overfører alle sine aksjer i DEA Deutsche Erdöl AG til Wintershall, mot utstedelse av nye aksjer til LetterOne.
I utgangspunktet skal BASF få 67 prosent og LetterOne 33 prosent av aksjene i Wintershall DEA.
Transocean Norway Operations AS er tildelt kontrakten for å bore produksjonsbrønnene på Dvalin-feltet. Kontrakten har en verdi på rundt 550 millioner kroner ($68 millioner).
Dvalin er den første feltutbyggingen på norsk sokkel der tyske DEA er operatør.
Søker etter nye medarbeidere
DEA Norge satser friskt på norsk sokkel.
– Dere er nå ute i markedet og søker etter nye medarbeidere. Er det vanskelig å finne de rette?
– Det er tydelig at kandidatene ser at DEA satser i Norge, og det vises også igjen i interessen for stillingene vi har lyst ut, forteller Kjetil Hjertvik, Kommunikasjonssjef i DEA Norge til enerWE.no.
– OIjebransjen har de siste årene vært preget av permitteringer og nedbemanninger. Hva gjør det med stemningen i bransjen når man igjen kan tildele så store kontrakter?
– Vi merker mye positiv oppmerksomhet rundt Dvalin-utbyggingen, forteller Kjetil Hjertvik til enerWE.no. Nær 70 prosent av kontraktene er tildelt norske leverandører – med tilholdssted fra Moss i Østfold til Helgelandskysten i Nordland. Det viser at vi har en levende og konkurransedyktig næring over hele landet.
I et intervju har Tord Lien, tidligere olje- og energiminister uttalt til enerWE at Dvalin vil gi 6000 årsverk i tre år.
Fornøyde med valg av Transocean
Boringen av de fire produksjonsbrønnene med den halvt nedsenkbare boreriggen Transocean Arctic starter i midten av 2019. Operasjonene skal etter planen ta 340 dager. I avtalen med Transocean ligger også en mulighet til å bruke Transocean Arctic på en DEA-operert letebrønn.
– Boring av produksjonsbrønnene er et viktig skritt før vi starter produksjonen på feltet i 2020. Vi er svært fornøyde med å ha fått Transocean med på laget, sier Hans-Hermann Andreas, administrerende direktør i DEA Norge, som har tildelt kontrakten på vegne av Dvalin-partnerskapet.
Gass til Europa
Dvalin-feltet, som ligger 250 kilometer nord for Kristiansund, er DEAs første opererte utbyggingsprosjekt i Norge. Feltet inneholder utvinnbare ressurser på 18,2 milliarder standard kubikkmeter naturgass.
Feltet blir bygget ut med en bunnramme med fire brønner, som blir knyttet til Heidrun plattformen gjennom en 15 kilometer lang rørledning. Fra Heidrun vil gassen bli transport gjennom Polarled til Nyhamna for videre eksport til markedene i Europa. Utbyggingskostnadene er beregnet til 10,6 milliarder kroner. 68 prosent av leveransene til prosjektet kommer fra norske leverandører.
Partnere i feltet er DEA Norge AS, operatør (55%), Petoro (35%) og Edison Norge AS (10%).
Transocean Arctic er en «Harsh Environment Midwater Semi-Submersible» borerigg, som også er sertifisert for å bore brønner i Barentshavet og brønner under HPHT-betingelser (høyt trykk og høy temperatur).
Lavere kostnader
– Sammenlignet med de opprinnelige planene har vi klart å redusere kostnadene i prosjektet med over 20 prosent. Det er et stort skritt for DEA å levere inn planen for utbygging og drift, og dermed ta prosjektet inn i en ny fase, sa administrerende direktør Hans Hermann Andreae i DEA Norge i forbindelse med overlevering av PUD i oktober 2016.
Olje- og energidepartementet har godkjent plan for utbygging og drift (PUD) for Dvalin-feltet i Norskehavet.
Utbyggingen gir arbeidsplasser i minst seks fylker. Utbyggingen av Dvalin vil koste i overkant av 10 milliarder kroner, og er det største prosjektet det ble levert inn PUD på i 2016.
– Vi forventer at to-tredjedeler av leveransene i prosjektet går til norske leverandører. Dvalin-utbyggingen bidrar til betydelig verdiskapning langs store dele av kysten, sier Kjetil Hjertvik, Communications Manager i DEA Norge til enerWE.no
Feltet er lokalisert i produksjonslisens (PL) 435 i Norskehavet, omtrent 15 kilometer nordvest for Heidrun-feltet, og 290 kilometer nord for Nyhamna i Midt-Norge. Utvinnbare ressurser er beregnet til 18,2 milliarder standard kubikkmeter gass. Lisensen ble tildelt i Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2006.
– Godkjennelsen av utbyggings- og driftsplanen er viktig milepæl for prosjektet. Vi fortsetter arbeidet for fullt og ser fram til produksjonsstart i 2020, sier Hans-Hermann Andreae, administrerende direktør i DEA Norge.
I utbyggingsfasen er det beregnet at prosjektet vil gi arbeid til over 6000 årsverk hos leverandører og underleverandører.
– Dvalin-prosjektet bidrar så langt til økt aktivitet i Trøndelag, Møre og Romsdal, Rogaland, Østfold, Oslo og Akershus hos en presset leverandørindustri. Vi er stolte over å lede et prosjekt med vidtrekkende ringvirkninger. I tillegg er Dvalin-utbyggingen svært betydningsfull for DEA’s ambisjoner om videre vekst i Norge, sier Andreae.
Like etter at planen for utbygging og drift ble overlevert Olje- og Energidepartementet i oktober 2016, ble de første store utbyggingskontraktene tildelt Aibel, Aker Solutions og Technip Norge. Prosjektet er nå i en fase med detaljprosjektering. Produksjon av modulene som skal til Heidrun og undervannsproduksjonssystemet skal etter planen starte senere i år.
Dvalin blir bygget ut med en brønnramme med fire brønner, som vil bli knyttet inn til Heidrun-plattformen gjennom en rørledning og en kontrollkabel. På Heidrun-plattformen vil det bli installert en ny modul, som veier hele 4 500 tonn, hvor gassen vil bli prosessert og deretter komprimert. Statoil har ansvar for alt modifikasjonsarbeid på Heidrun, og DEA har, som operatør for Dvalin, ansvar for alt undervannsarbeid.
Partnerskapet i Dvalin har lykkes i å redusere prosjektkostnaden med over tjue prosent sammenlignet med opprinnelig kostnadsoverslag. Dette skyldes en mer effektiv prosjektgjennomføring og ved å forenkle noen av utbyggingsløsningene. I tillegg har økt konkurranse i markedet hjulpet med å kutte kostnader.
DEA Norge er operatør av Dvalin-lisensen (PL435) med 55 prosents eierandel. Partnere er Petoro (35%) og Edison (10%).
Se videointervju fra overlevering av PUD for Dvalin
