Petoro, som skal ivareta statens direkte-eide andeler i norsk olje- og gassvirksomhet, presenterte i dag resultatene for 2017. Driftsresultatet for 2017 ble 99 mrd. kroner, en økning på 73 prosent fra året før og en økning på 11 prosent fra 2015.
Staten kunne hente ut 87 mrd. kroner fra olje- og gasselskapene, noe som tilsvarer omtrent 6 prosent av statsbudsjettet, mot 66 mrd. kroner i 2016.
Hvis vi ser bort fra kriseåret 2016 hvor de samlede eksportinntektene fra olje- og gassproduksjonen var på 352 mrd. kroner, så var inntektene i 2017 de laveste siden 2004. Samtidig er økningen fra 2016 på rundt 17 prosent.
Kilde: SSB. Illustrasjon: Adrian Søgnen / Sysla
De økte inntektene for Petoro skyldes i hovedsak økt oljepris, rekordhøy gassproduksjon og effektivisering.
– Vi er inne i en oppgangstid, nå gjelder det å sikre fortsatt effektiv drift og legge grunnlaget for fremtidig produksjon med å finne mer olje og gass, sier Grethe Moen, administrerende direktørt i Petoro til Aftenbladet.
Europeisk gassetterspørsel fortsetter å øke, dels på grunn av høyere kullpriser og at kullkraftverk blir faset ut. Norge dekker nå 25 prosent av EUs gassetterspørsel.
For lav leteaktivitet
– Leteaktiviteten er for lav og må bli intensivert. Etter at store prosjekter som Sverdrup, Castberg og Snorre trenger vi nye prosjekter, skrev Petoro i forkant av presentasjonen ifølge Reuters.
Prognosene viser at Norge skal produserer fire millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2018, ifølge oljedirektoratet. Videre viser tallene at produksjonen skal øke frem mot 2022, opp mot 2005-nivå med 4,41 millioner fat oljeekvivalenter per dag.
Kilde: Oljedirektoratet. Illustrasjon: Adrian Søgnen / Sysla
Petoro skriver at det er nødvendig å lete etter flere profitable ressurser om oljeproduksjonen skal holde seg på dagens nivå etter 2025.
– Letingen i Barentshavet sommeren 2017 var en skuffelse, men vi er bare så vidt i gang med kartleggingen av dette spennende leteområdet. Størrelsen på nye funn er også fallende, da er det gledelig at det i 2018 er planlagt flere letebrønner enn på mange år. Petoro er med i rundt 20 av disse, sier Moen til Aftenbladet.
Få også med deg:
Total E&P Norge AS satser på å redusere staben med mellom 50 og 70 stillinger når de blir til ett selskap sammen med Maersk Oil Norway.
Selskapet skal i gang med en borekampanje på Mandalhøgda sør i Nordsjøen. Potensialet er på 434 millioner fat. (Petro.no)
Bakgrunnen er en melding fra Finanstilsynet som kom tirsdag kveld hvor det kom frem at Oceanteam ASA har gitt mangelfull informasjon som kan være villedende for investorer i en melding 24. februar, hvor selskapet rapporterte om sitt resultat for 2017. (E24)
Solstad Farstad vil endre vilkårene i et obligasjonslån knyttet til Deep Sea Supply-flåten slik at et eventuelt mislighold ikke skal ramme andre deler av rederiet. (Finansavisen)
Ansatte som er villig til å slutte i oljeselskapet Total i Norge, kan få inntil fem årslønner pluss halvannen million fra arbeidsgiveren som takk. Staten tar det meste av regningen. (DN)
Skulle selge, vil helst beholdeMidt i den verste krisen i olje og offshore på flere tiår har Boa Offshore-reder Ole T. Bjørnevik forsøkt å slanke balansen gjennom å selge gruppens to ankerhåndteringsbåter. Men ingen har vært villig til å betale nok til å dekke gjelden. Og etter hva Finansavisen erfarer vil Bjørnevik egentlig beholde skipene. (Finansavisen)
.mc4wp-form input[name="_mc4wp_required_but_not_really"] { display: none !important; }
Oljeprisen har lenge vært lav og et behov for å effektivisere oljebransjen har meldt seg.
CTO Marius Kjeldahl (t.v.) og CFO André Backen fra uttaler seg om hvorfor Oljebransjen bør digitalisere.
Oliasoft har utviklet et eget software som digitaliserer boring og brønn hos oljeselskapene. Ifølge daglig leder Ándre Backen må man digitalisere hele verdikjeden om bransjen skal være i stand til å hente olje og gass lønnsomt med lavere oljepriser i snitt. Han opplever at oljeselskapene er endringsvillige og ønsker digitalisering for å oppnå en mer effektiv operasjon.
Hør Oliasofts argumenter i intervjuet i filmen over.
På et langbord i kantinen til TechnipFMC står flere urørte marsipankaker. Direktør for salg og forretningsutvikling, Erik Vik, får på seg et mikrofonsett, og gjør seg klar til å holde en liten tale til de ansatte som har samlet seg i kantinen.
Det har gått en stund siden sist kakefeiring.
– Det har vært fire krevende år for bransjen og firmaet, med nedbemanning og omorganisering. Vi har fått kontrakter, men det har vært vanskelig å ha de store feiringene i denne situasjonen. Den siste nedbemanningsrunden var i mål på fredag, sier kommunikasjonssjef i TecnhipFMC, Andreas Helgesen.
Denne tirsdagen før jul feires tre kontrakter. I talen til de ansatte forteller Vik om en kontrakt på Snorre Expansion Project, med en verdi på i underkant av to milliarder. En kontrakt på Fenja-utbyggingen blir signert samme dag som kakefeiringen.
Under kakefeiringen 19. desember markerte TechnipFMC tre nye kontrakter. Foto: Sigrid Haaland
I tillegg til disse to utbyggingene har TechnipFMC også sikret en rammeavtale med Statoil på vedlikeholdsarbeid på 320 brønner, til en verdi på fire til fem milliarder for den første perioden.
På både Snorre- og Fenja-utbyggingene skal selskapet levere nye subseaproduksjonssystemer. Prosjektene styres fra Kongsberg, og når subseasystemene skal installeres overføres prosjektet til Bergen som vil stå for installasjonen av dette offshore.
– Vi er nødt til å unngå nedgang og vinne nye kontrakter, og det gjør vi nå. Det er utrolig kjekt, sier Vik, og slipper deretter sultne arbeidere til kakefatene.
En litt tryggere framtid
For de ansatte betyr kontraktene en noe sikrere arbeidsplass. Arvid Øygard er tillitsvalgt i Forbundet for Ledelse og Teknikk, for omlag 350 ansatte som jobber både on- og offshore.
– Det ser mer positivt ut og det er med på å trygge arbeidet for de som er her, men folk senker nok ikke skuldrene helt, sier Øygard.
Les også: Inntil 700 må gå i FMC
Han har vært tillitsvalgt i 17 år, og forteller at det har vært stor forskjell på de tre siste årene sammenlignet med årene før. Det er omlag 700 ansatte på TechnipFMC på Ågotnes i dag. Før oljekrisen var de omtrent dobbelt så mange. Disse tallene inkluderer ansatte offshore. Etter flere runder med nedbemanning, har mange lært seg å leve med at jobben ikke er trygg, sier Øygard.
– Sjokket var størst den første runden, men så har det blitt slik at det er normalen at det er usikkert, sier han.
Arvid Øygard er tillitsvalgt i Forbundet for Ledelse og Teknikk, for omlag 350 ansatte som jobber både on- og offshore. Han har vært tillitsvalgt i 17 år. Foto: Sigrid Haaland
– Har vært tøft
Å ha en skygge av usikkerhet over seg gjør imidlertid noe med arbeidsmiljøet, forteller den tillitsvalgte.
– Jeg tror det har gjort noe med motivasjonen og stemningen. En del blir kanskje ikke i stand til å yte 100 prosent i slike situasjoner. Det tøffeste har vært å se kolleger som nettopp har etablert seg med store lån, og så blir det plutselig usikkert om de klarer å beholde eiendommen. Kanskje har heller ikke ektefellen jobb. Det har vært tøft å se reaksjonen når noen må gå og vi ikke kan hjelpe, medgir han.
Les også: – Nedbemanning er noe av det såreste
Han har inntrykk av at de ansatte har snakket en del om usikkerheten seg i mellom.
– Mange har nok også båret på mer enn de gir uttrykk for, påpeker han.
Mer gjenbruk
Mye har skjedd på Ågotnes siden oljenedturen begynte. Halldis Engen er leder for alle verkstedene på Ågotnes, samt et i Kristiansund, et i Florø og et i Kongsberg. Hun forteller at TechnipFMC de siste årene har vært i en prosess for å bli mer effektive.
Les også: – Effektivisering skal aldri gå på bekostning av sikkerheten
– Vi har gått bort fra faste arbeidspakker, spesielt i store jobber. Vi har plukket prosessene fra hverandre og sett på hva som er nødvendig å gjøre når utstyret kommer inn. Vi har kuttet timer, og gjenbrukt mer deler. Jobbene har blitt mer skreddersydd, forteller hun.
Hun understreker at de ikke har gått på kompromiss med sikkerhet eller kvalitet.
– Vi har levert 100 prosent feilfritt på overhaling i 18 måneder. Det som har vært en utfordring har vært at flyten har stoppet litt opp i en innkjøringsfase, forteller hun.
På verkstedet til TechnipFMC på Ågotnes ser inspektør Asbjørn Syslak med haukeblikk etter korrosjon. Foto: Sigrid Haaland
– Har etterlyst effektivisering
Verkstedslederen mener ikke arbeidspresset på den enkelte har blitt større, men at de nå jobber smartere.
– De ansatte har i hovedsak opplevd dette som positivt. De har bygget kompetanse, og kommet med gode ideer og initiativ, og føler mer eierskap. Det er jo de som står og skrur på utstyret som kan dette best, sier hun.
Les også: Statoil satte oljeindustrien på tidenes hestekur. Resultatene vekker oppsikt.
Øygard forteller at effektiviseringen har vært etterlyst.
– Vi har vært ineffektive tidligere. Nå er tegninger, prosedyrer og utstyr på plass når vi starter en jobb, så da blir det kontinuitet i det man holder på med, sier den tillitsvalgte.
Heller ikke han mener at arbeidspresset har blitt større.
– Men det er mer tilrettelagt for å arbeide uten avbrudd, forklarer han.
Mekaniker Eirik Skånevik (29) rengjør utstyr før montering på verkstedet til TechnipFMC på Ågotnes. Foto: Sigrid Haaland
– Folk kommer hit for å lære
Kompetansen TechnipFMC har bygget opp på Ågotnes, har fått oppmerksomhet i det globale selskapet.
– Det vi har bygget opp av arbeid på verkstedene her har blitt et referansepunkt for andre regioner. Det er jo en anerkjennelse for teamet, at folk kommer hit for å lære, sier verkstedsleder Engen.
Les også: – Robotene tar ikke jobbene våre
Framover skal de gå gjennom ledd for ledd og jobbe med forbedringspunkter.
– Vi tror det har vært ganske sunt å jobbe med å levere raskere. Vi lærer mens vi går, vi og, avslutter hun.
Det nærmer seg ett år siden Wintershall igjen satte i gang med boringen ved Brage-feltet. 2016 gikk forbi uten at det ble boret ved plattformen. Økte kostnader, lav oljepris og for lite effektivitet var blant årsakene til stansen. Alle piler pekte nedover. Noe måtte gjøres.
– Vi satte i gang et forbedringsprogram i forbindelse med borestansen. Det endte med at da vi startet opp igjen, så boret vi den første brønnen fire ganger så raskt som den siste før stansen, og vi gikk fra 38 meter per dag til 144 meter per dag, forteller Alv Solheim, teknisk direktør i Wintershall.
Fakta
Forlenge
Lukke
Wintershall
Tysk oljeselskap
Eid av BASF
Etablert i Norge i 2006
Om lag 500 ansatte i Norge
Operatør for feltene Brage og Vega, som er i produksjon
Også operatør for prosjektene Maria og Skarfjell
40 prosent avslag
Og starten har unektelig vært bra for oljeselskapet etter ett års stopp ved Brage. Ifølge Solheim ligger boreeffektiviteten i snitt tre til fire ganger høyere enn før stansen i 2015. Forbedringsprogrammet har betalt seg.
– Vi er nå i ferd med å bore den tredje brønnen. De to første har gått veldig bra, og vi har sett en signifikant forbedring av boreeffektiviteten. Kostnadene er også svært mye lavere, oppsummerer direktøren.
Les også: Slik trodde Wintershall de skulle få enda mer ut av Brage i 2014
Forenkling av brønnene ved Brage har, i tillegg til økt boreeffektivitet, bidratt til å presse kostnadene ned. Arbeidet i løpet av stansen har medført at det nå kun puttes det mest nødvendige utstyret ned i brønnen, og at mengden vurderes for hver brønn.
– Tidligere gikk man gjerne på «Mercedes-løsningen» med en gang, og la inn det dyreste utstyret straks. Men vi har jobbet mot et mål om at brønnene skal koste 40 prosent mindre, og er nok innenfor det, forklarer Solheim.
Fra stafett til synkron
Det er imidlertid ikke bare tekniske endringer og boreeffektivitet som har sørget for fremskritt hos selskapet. For da boringen skulle settes i gang igjen ved Brage, valgte man å organisere leverandørene på en helt ny måte.
Alv Solheim, teknisk direktør i Wintershall. Foto: Audun Hageskal
– Effektiviteten og kostnadsreduksjonen vi har oppnådd, handler om et veldig godt samspill mellom alle involverte parter. Vi inviterte de tre-fire nøkkelleverandørene ved Brage inn og organiserte et samarbeid vi døpte «One Team». Vi sa la oss løse dette som ett lag, uten tanke på hvilken logo vi har på kjeledressen. Når alle jobber mot samme mål, har det vist seg å være veldig positivt, forklarer Solheim, og legger til:
– Tidligere var det nærmest som en stafett, hvor man leverte pinnen videre når en jobb var gjort. Det har vi gått bort ifra nå.
Les også: Han blir ny sjef for Wintershall Norge
For å øke effektiviteten ytterligere, har selskapet også jobbet med å få på plass insentivbaserte kontrakter. På den måten håper man å kunne motivere arbeiderne ytterligere.
– Hvis vi oppnår visse mål, så betales det mer til leverandørene for innsatsen de gjør. One Teamet har på den måten et felles mål, og hvis man lykkes i fellesskap øker også belønningen til alle, forteller den tekniske direktøren.
Høster nærliggende frukter
Wintershalls langsiktige mål ved Brage, er produksjon frem til 2030, og den nye norgessjefen, Hugo Djikgraaf, har tidligere sagt til Sysla at de skal investere 20 milliarder i Norge de neste fire årene. Etter stansen har selskapet prioritert å bore kortere brønner for å redusere kostnader ved Brage. Tanken er at nå som man har suksess med disse, kan kompleksiteten økes for kommende brønner.
Ifølge Solheim har endringene vært avgjørende for Wintershalls fremtid ved feltet.
– Jobben vi har gjort, var helt nødvendig for å fortsette ved Brage. For å klare 13 år til, er vi nødt til å lykkes med nye brønner, ellers går volumene sakte, men sikkert ned til man treffer driftskostnaden – og da er det slutt. Men vi vil holde liv i produksjonen på et bærekraftig økonomisk nivå, konkluderer han.
Nylig la Statoil frem sin rapport for tredje kvartal, som viste at pengene strømmer inn for energiselskapet. Mens tredje kvartal i fjor var svært preget av den lave oljeprisen, økte i år det justerte driftsresultatet til 2,3 milliarder dollar, opp fra 0,6 milliarder dollar i samme periode i fjor.
Men det er ikke bare inntektene som står sentralt hos Statoil. I løpet av de siste årene har også kostnadene fått massiv oppmerksomhet. Det har gitt resultater.
Tre forutsetninger
– Vi har vært gjennom det som best kan beskrives som en endrings- og forbedringsreise, sier direktør for prosjektutvikling hos Statoil, Torger Rød.
Slik oppsummerer han arbeidet Statoil har gjort for å få redusert break even-prisen på sine prosjekter kraftig.
Resultatet har blitt det som nærmer seg en tredjedel. I 2013 hadde selskapet en break even på 70 dollar per fat. Et offensivt mål om å få tallet ned til 40, ble satt.
– Underveis har vi hatt tre tydelige forutsetninger for å oppnå det vi ønsker. Kort oppsummert har disse vært sikkerhet, kontinuerlig forbedring, samt samarbeid og felles erkjennelse, sier Rød.
Veien til lavere kostnader
Han forklarer at de ansatte erkjente både internt og sammen med industrien om at de måtte bli bedre, og startet med det forbedringsprogrammet allerede for fire år siden.
– Både Statoil og resten av industrien gjorde en erkjennelse i 2013 og 2014 om at prisene var for høye. Tidligere hadde vi en tendens til å prøve å gjøre det umulige mulig. Nå bruker vi det i stedet til å gjøre ting enklere. Vi har snudd på det: Vi bruker innovasjon til å gjøre ting enklere. Det har ført til at vi nå begynner å få enklere konsept som gjør at det både er mer konkurranse, men også at man har to gode muligheter i form av både ubemannet brønnhodeplattform og subsea-løsninger, sier direktøren.
Han viser med det blant annet til arbeidet Statoil har gjort med Oseberg Vestflanken 2, hvor alt er strippet ned og man ikke en gang har et pissoar om bord. Resultatet? En break even på under 20 dollar for prosjektet, og et prosjekt hvor man har presset kostnaden ned med 90 prosent i forhold til tidligere topside-konsepter. Investeringskostnaden ligger per nå på 6,5 milliarder kroner – ved investeringsbeslutningen var den 8 milliarder.
Topsiden på den ubemannede plattformen. Foto: Laila Sømme/Statoil
– Vi både må, kan og bør bli bedre. Dette gjorde vi også på Oseberg Vestflanken 2, ved å stille oss spørsmålet: “Kan vi finne bedre løsninger enn det som eksisterer i dag?”
Det ga oss til slutt den ubemannede brønnhodeplattformen, forteller Rød.
Les også: Bygger ut på Oseberg for 8 milliarder kroner
Under 40 dollar for lengst
Målet om å få ned break even til 40 dollar per fat, er med andre ord historie med god margin for den ubemannede brønnhodeplattformen. Men over hele linjen er kostnadene presset ned for Statoil. I dag har selskapet ifølge Rød omkring 300 milliarder i prosjektverdi totalt, og det han beskriver som et godt aktivitetsnivå som man er fornøyd med, tatt i betraktning den situasjonen bransjen er i.
Porteføljen har i dag et break even snitt på 27 dollar. Det er nær en tredjedel av hva som var fasit for fire år siden. Likevel mener Røed det er mye å gå på.
Les også: Slik vil Statoil spare enda mer på framtidige utbygginger
– Det er fremdeles mye å hente på hvordan vi utvikler prosjektene og samarbeider med industrien. Forenkling er et stikkord, og det ser man blant annet på Oseberg Vestflanken 2. Innen standardisering er det også mye å hente, og det er ingen tvil om at det er mulig å jobbe break even lenger ned. I tillegg ligger det muligheter innen digitalisering, hvor det er store muligheter med hensyn til hvor langt man kan komme og hvor stor gevinst det vil gi, forteller direktøren.
Milliarder til digitalisering
På det punktet får han også støtte fra Statoils IT-sjef, Åshild Hanne Larsen. Statoil kunngjorde i mai at de vil bruke 1-2 milliarder kroner på digitalisering de kommende årene. Selskapet har etablert et nytt digitalt “veikart” som skal danne grunnlaget for hvordan ny teknologi skal utnyttes fremover.
Under Sysla Live i oktober gjestet Larsen scenen i sesjonen “Digital revolusjon i oljesektoren”.
– Det vil alltid være behov for mennesker på plattformen. Men på nye konsepter går det klart mer i retning av at vi bruker tilgjengelig teknologi, og i noen av de tilfellene vil vi bruke ubemannede løsninger, sa hun den gang.
Hun fortalte også hvordan AR-teknologi (Augmented Reality, utvidet virkelighet, journ. anm) har blitt testet ut på Mariner– og Johan Sverdrup-prosjektet de siste 18 måneder. Resultatene er nærmest umiddelbart synlige i form av vesentlig effektivisering.
Eksempel på det du ser i Statoils AR-briller. Foto: Statoil
– Jo enklere, jo sikrere
Forbedringene Statoil har gjort på kostnadssiden, har ifølge Rød sørget for at selskapet har kunnet utvide porteføljen underveis, også da bransjen har hatt det som tyngst. Direktøren forteller at man blant annet har klart presse kostnadene ned til et nivå som har gjort det mulig å beslutte prosjekter i perioder hvor alternativet ville vært realisering av svært få eller ingen av dem.
Men til tross for digitalisering og fremtidsutsikter med mål om å presse break even ytterligere ned – en ting vil han imidlertid ikke fire på underveis i arbeidet, og det er sikkerheten.
I fjor høst førte en rekke alvorlige hendelser på kort tid til full gransking internt i Statoil. Resultatene ble lagt fram i februar i år. Ifølge selskapets sikkerhetssjef på norsk sokkel, Øystein Arvid Håland, var det imidlertid ingenting som tydet på at milliardkuttene var en felles årsak.
– Vi klarer ikke å se en negativ trendutvikling ut i fra det arbeidet vi har gjort, sa Håland den gang.
Selv mener Rød at forbedringene selskapet har gjort og skal gjøre, aldri vil være mulig uten å ha nettopp sikkerheten på plass.
– I flere sammenhenger gjør vi det motsatte, vi forbedrer sikkerheten ved å forenkle design. Jo enklere et anlegg blir, jo sikrere blir det. Ingen motforestillinger på effektivisering og sikkerhet, men stikk motsatt, slår han fast.
På OTD 2017 rådet en gryende optimisme. Vi møtte fortsatt en litt usikker oljebransje i enorm omstilling, med halvert oljepris og hvor det enda meldes om nedbemanningsrunder. Men flere og flere selskaper velger nå å satse. Et av disse er Torq/Lite Europe som leverer trekkeverktøy. Ifølge daglig leder Tom Kåre Gjerde er bransjen på vei opp igjen, og med nye eiere og gode agenturer i ryggen satser de for fullt på komme enda tyngre inn hos både service- og operatørselskaper.
Fornøyde kunder
Bli oppdatert! Meld deg på vårt nyhetsbrev her
Ønsker å utgjøre en forskjell
– Det går på tids- og pengebesparelser da våre leverandører utvikler produktene sine selv, forklarer Gjerde. Torq/Lite Europe har kuttet et mellomlegg og opprettet direktekontakt med hovedleverandørene, som igjen sitter på egne verksteder og monterer det meste av utstyret sitt selv. Dette gjør at Torq/Lite kan tilby en mye lavere pris, samt spesialtilpasse utstyret, uten ekstra kost for kunden. Produktene er raske, effektive og består av mye færre deler , som gjør at kunden halverer operasjonstiden.
– Dét er et godt signal til markedet i dag – å utføre mer arbeid pr time!, sier han.
Gjerde viser til Archer som et av deres nylige suksesscase. Archer fikk halvert arbeidstiden ved å skifte til Torq/Lites IU-XLmodell.
Ellers kan man komme opp i en tidsbesparelse på 60-70% med Fastorq som benyttes på HP riser med Zip tensioner helautomatisk løsning. Dette er et handsfree tension system som ikke er utprøvd her i Norge tidligere, men som Torq/Lite Europe ser et stort potensiale for i markedet både på Riser siden på riggene og ikke minst på de store subsea jobbene. I tillegg kommer flere av Fastorq produktene, som f.eks SpinnTorq som kan operere 36 ganger raskere enn en hydraulisk nøkkel. Når det gjelder dobbel – nutsplitter er dette også tidsbesparende med minimum 50%.
– Så her er hovedfokus; tid og penger er lik dobbel besparelser, understreker Gjerde.
Per i dag er det flere selskaper som allerede benytter Torq/Lite Europe som eksempel: Saipem, Odfjell, North Atlantic Seadrill, Bilfinger industri og Yara, enda flere benytter dem på leie.
-Så med TS Group i ryggen er Torq/Lite Europe , en trygg totalleverandør av både bemanning, opplæring, kurs og verktøy salg og utleie, avslutter Gjerde.
Torq/Lite Europe AS var på plass på OTD 2017 for å vise frem sine produkter innen trekkeverktøy.
Følg oss på Facebook
