Alimak Group sin norske virksomhet, Heis-Tek AS, har fått en Johan Castberg-kontrakt på 17 millioner svenske kroner. Det tilsvarer 15,8 millioner norske kroner med dagens kurs.
Det er Sembcorp Marine som gir selskapet avtalen, som går ut på å levere tre heiser til Castberg FPSO-en.
– Økt oljeaktivitet
Verftet i Singapore bygger for tiden skroget og boligenheten på den flytende plattformen. Det er her heisene skal installeres.
Les mer: Her er de norske og utenlandske selskapene som får en bit av Castberg-kaken
Ingeniørarbeid starter i andre kvartal i år, og utstyret skal leveres ett år senere, skriver Heis-Tek i en melding.
– De siste månedene har vi sett en økt aktivitet i olje- og gassegmentet, uttaler direktør i Alimak group, Tormod Gunleiksrud, i meldingen.
Fikk avtale for alle heiser til Sverdrup
I februar fikk selskapet sin første kontrakt på Equinor-prosjektet. Den fikk de av Aker Solutions til en verdi av 11 millioner kroner.
Det svenske morselskapet Alimak Group har tidligere arbeidet med Equinor gjennom en rammeavtale for alle heisene på Johan Sverdrup, i tillegg til flere andre større prosjekter.
Les mer: Snart har 2400 personer sin arbeidsplass på Sverdrup-feltet
12. juni kommer Liv-Runi Syvertsen til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
– Tidligere designet vi et juletre til hvert felt. Nå har vi et standard juletre for norsk sokkel, sier Liv-Runi Syvertsen i Aker Solutions.
På selskapets hovedkontor snakker senior visepresident Syvertsen om juletrær. Solsteken ligger over Fornebu, og følgelig er det ikke grønne, glitrende trær hun snakker om, men selskapets undervannsløsninger som installeres på havbunnen.
Juletrær er også kalt ventiltrær, og er en innretning som installeres på brønnen, og består av ventiler, måleinstrumenter og sikkerhetsbarrierer. Treet tar imot trykket fra brønnen, og sender olje- og gasstrømmen til en manifold, og deretter videre til produksjonsenheten.
Juletreet er en viktig del av Aker Solutions produktportefølje innen produksjonssystemer under vann. Selskapet er blant de største leverandørene til norsk olje- og gassnæring.
Syvertsen har fulgt Equinor sitt Johan Castberg-prosjekt siden 2013, fra tidligfase med studier og konseptutvikling, til godkjenning og kontraktstildeling 5. desember fjor, da utbyggingssøknaden (PUD) ble levert for feltet.
Standardisering til et nytt nivå
Som Equinors prosjektleder for subsea på Johan Castberg, Benedicte Nordang, tidligere har sagt, ble leverandører invitert til å diskutere de tekniske kravene som ble satt fra operatørenes side. Syvertsen i Aker Solutions forteller at de har brukt tid på å utvikle smartere og lettere produkter og løsninger.
– Det har vært en veldig spennende reise. Sammen med Equinor har vi fjernet krav, og Aker Solutions har kuttet kostnadene med opp mot 50 prosent. Vi har designet et helt nytt juletre som er vesentlig lettere, sier Syvertsen.
Liv-Runi Syvertsen i Aker Solutions. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Også bunnrammer og manifolder er gjort lettere.
– Det er viktig for oss at kostnadskuttene er bærekraftige. Kutter du stål og vekt, så fjerner du kostnad for alltid, sier hun.
Det nye standard-treet for norsk sokkel er vertikalt og ikke horisontalt. Ved bruk av vertikale trær vil riggtiden ved installasjon av en brønn reduseres, og juletreet kan trekkes opp igjen uten å dra produksjons-tubingen. For vedlikehold kan man da trekke treet dra treet uten å trekke brønnkompletteringen. I tillegg forlenges levetiden på brønnhodet.
– Det nye vertikale treet setter en ny standard for juletrær, spesielt tilpasset norsk sokkel. I tillegg til Johan Castberg, skal dette treet leveres til Ærfugl, Troll og Askeladd. Vi har tatt standardisering til et helt nytt nivå gjennom denne prosessen, sier hun.
– Vi måtte tenke nytt
I en tid der oljeprisen falt fra 110 dollar fatet i 2014 til 30 dollar fatet i 2016, gjennomførte hele oljebransjen kostnadskutt i stor stil. Omsetningen i Aker Solutions sank fra 32,9 milliarder kroner i 2014 til 22,5 milliarder kroner i år. Rundt 5000 er gått de siste årene.
På samme tidspunkt posisjonerte flere leverandører seg i det nye markedet. Selskaper slo seg sammen eller inngikk allianser av flere slag. For Aker Solutions del, betød dette at en av deres hovedkonkurrenter FMC slo seg sammen med Technip, og fikk et integrert selskap for både produksjonssystemer under vann (SPS), og «SURF-tjenester», som kobler undervannsteknologien til overflaten.
Selv gikk Aker Solutions inn i subseaallianseavtale med Aker BP (da Det norske), og befant seg side om side med Subsea 7. Aker Solutions har også en global subseaallianse med Saipem.
– Tidligere jobbet vi mer adskilt og leverandørene hadde ikke noe særlig med hverandre å gjøre før kontraktsinngåelse. Det meste av kommunikasjonen gikk via oljeselskapene, sier Syvertsen.
– Da markedet endret seg og oljeprisen sank måtte vi tenke nytt. Vi ser at vi, i tillegg til å fokusere på forbedringer, digitalisering og kostnadseffektivitet, har oppnådd mye gjennom samarbeid med både kunder og andre leverandører i forkant av kontraktstildelinger, sier hun.
12. juni kommer Benedicte Nordang til Sysla Live. Frem mot det vil Sysla publisere en rekke saker om utfordringer og erfaringer innenfor undervannsteknologi i Norge. Meld deg på ved å trykke på denne lenken. Etter oljekrisen – er vi god på bunnen?
Man kjenner den igjen på det store produksjonsfartøyet, Johan Castberg, som er den minste av de to «Johan-ene».
Men under fartøyet står enorme undervannsinstallasjoner på havbunnen i Barentshavet.
Tross motstand fra miljøbevegelsen ble gigantprosjektet vedtatt i energi- og miljøkomiteen på Stortinget, 31. mai. 11. juni skal det behandles av hele Stortinget.
Men selv om alt nå ligger til rette for at den første oljen skal komme opp i 2022, har historien om det største subsea-feltet i Norge siden Åsgard ikke alltid vært så rosenrød som Equinor-logoen.
– Castberg har en lang og til dels vond historie, sier Benedicte Nordang, Equinors prosjektleder for subsea-delen av feltet.
Castberg-feltet ble funnet i 2011. For et prosjekt som så dagens lys da oljeprisen vaket på mellom 110 og 120 dollar, var det klart at mye måtte gjøres for å få til en utbygging da prisen falt i gulvet etter 2014.
Benedicte Nordang i Equinor. Foto: Adrian Nyhammer Olsen/Sysla
Tre år på rad ble Johan Castberg-utsatt, første gang i 2013, fordi prosjektet var for lite lønnsomt. I 2015 skrev Dagens Næringsliv at en oljepris på 100 dollar fatet hadde gitt marginal gevinst på prosjektet.
På samme tid skjøt arbeidsledigheten i Norge i været. Fra 2014 til 2016 ble 40.000 jobber revet bort, ifølge en DNB Markets-analyse.
Nå ligger oljeprisen og vaker mellom 75 og 80 dollar fatet, og Castberg-prosjektet har en break-even-pris på under 35 dollar fatet.
Reduserte krav
Arbeidet Equinor gjorde for å få prisen ned er ganske uortodoks, forteller Nordang. Leverandørene ble invitert tidlig inn i prosessen for å diskutere kravene Equinor skulle sette til deres leveranse. De kunne deretter tilby sine produkter og tjenester basert på disse kravene
– Vi inviterte dem inn og sa: «Dere må hjelpe oss, vi må hjelpe dere». Alle fortalte at oljeselskapene stilte for mange krav. For mange tekniske krav medførte for mye dokumentasjon, noe som ble kostnadskrevende. Vi kunne diskutere alle krav som ikke var knyttet til sikkerhet, barrierer og miljø.
– Hvorfor hadde dere slike krav i utgangspunktet?
– Vi hadde bygget opp et omfattende sett med krav, hvor krav på krav ble lagt på over tid. Vi så ikke totalbildet som leverandørene har sett. Vi løftet frem en og en del, så på hvilken funksjon den hadde, og skrelte bort alle tekniske krav som var kostnadsdrivende uten at det gikk på bekostning av sikkerheten. Resultatet er at vekten og størrelsen på bunnrammene er mye lavere, noe som betyr mindre stål og enklere installasjoner.
Fakta
Forlenge
Lukke
Johan Castberg
Oljefeltet ligger i Barentshavet, rundt 240 kilometer nordvest for Hammerfest.
Utbyggingsløsningen er en flytende produksjons- og lagerenhet (FPSO) tilknyttet et havbunnsanlegg.
Totalt investeringsanslag til i underkant 50 milliarder kroner.
Forventede utvinnbare ressurser er anslått til 450 – 650 millioner fat olje.
Produksjonsstart er ventet i slutten av 2022. Feltet har en forventet levetid på 30 år.
Castberg-feltet ligger i utvinningstillatelse 532. Partnere er Statoil 50 % (operatør), Eni Norge 30 %, Petoro 20 %.
– Vi har vært heldige
På Castberg-prosjektet, som hun ledet, gikk Equinor for separate leverandører. Aker Solutions fikk kontrakten på produksjonssystemet, Subsea 7 skal produsere og legge rør, Ocean Installer utfører marine operasjoner, Oceaneering leverer navlestrenger og singaporske National Oilwell Varco (NOV) skal levere fleksible stigerør.
Likevel har man kunne sett en trend av ulike former for konsolidering av leverandører innenfor subsea. Amerikanske FMC og franske Technip, med 3000 ansatte i Norge, inngikk et fullverdig ekteskap i fjor. Aker Solutions har allianser med flere, deriblant en trekantallianse med Subsea 7 og Aker BP.
Produksjonsfartøyet på Castberg. Illustrasjon: Equinor
I sistnevnte allianse står Aker Solutions for produksjonssystemene under vann («SPS» = subsea productions systems) og Subsea 7 leverer såkalte SURF-tjenester. Det engelske akronymet «SURF» betyr leveranse av undervanns-navlestrenger, stigerør og rørledninger.
SURF og SPS er to hovedinndelinger for store undervannsleveranser.
Før oljekrisen inntraff, var det færre av slike allianser, og operatørene kunne plukke den billigste SPS-leverandøren og den billigste SURF-leverandøren. I et nytt og mer presset marked må både operatører og leverandører tenke nytt.
– Det er fordeler og ulemper ved alle de forskjellige modellene leverandørene baserer seg på. Equinor spiller på hele markedet når vi ser på hvilke leverandører som kan levere de ulike prosjektene våre. Dette avhenger av porteføljen til enhver tid. Når man får store enheter, kan andre falle utenfor. Kompetanse kan bli borte, og de mindre leverandørene kan miste muligheten til å nå opp. De mindre leverandørene kan være enda flinkere innen visse områder, og kan være en korreks for kostnader. Det er en balansegang som er viktig, sier hun.
Hun understreker at de ulike modellene vil passe på forskjellige prosjekter.
Trass i kraftig motstand fra miljøhold går et flertall på Stortinget inn for å godkjenne Equinors planer om utbygging av Johan Castberg-oljefeltet. Torsdag satte energi- og miljøkomiteen sitt godkjentstempel på planene, opplyser saksordfører og Arbeiderpartiets oljepolitiske talsperson Hege Haukeland Liadal til NTB. – Det er et klart flertall for utbyggingen på Stortinget, sier Liadal. Av partiene...
Source
Morselskapet Halvorsen group ble slått konkurs i mars i år, og det hersket en viss usikkerhet om datterselskapene ville bestå.
Få dager senere meldte Halvorsen Tec at de hadde inngått avtale om refinansiering med ny eierstruktur, og morsselskapet gjenoppsto som Tratec Halvorsen.
Det har uten tvil vært flere tunge år for bedriftene som lå under Halvorsen-gruppen, men nå har mye snudd i riktig retning.
For Halvorsen Tec, som nå eies av Blue Water Energy, har de siste tre årene gått med til kostnadskutt, oppsigelser, permitteringer og unntakstilstand.
Snudde opp ned på driften
Men så kom gigantprosjektet Johan Castberg.
Fakta
Forlenge
Lukke
Johan Castberg
Equinor og lisenspartnerne har leverte plan for utbygging og drift av oljefeltet Johan Castberg i Barentshavet i fjor, rundt 240 kilometer nordvest for Hammerfest.
Utbyggingsløsningen er en flytende produksjons- og lagerenhet tilknyttet et havbunnsanlegg. Totale investeringer er anslått til i underkant 50 milliarder kroner.
Forventede utvinnbare ressurser er anslått til 450–650 millioner fat oljeekvivalenter.
Nasjonal sysselsetting under utbygging: 23.000.
Produksjonsstart er ventet i slutten av 2022. Feltet har en forventet levetid på 30 år.
Rettighetshavere er Equinor (operatør, 50 prosent), Eni Norge AS (30 prosent), Petoro AS (20 prosent).
Olje- og energidepartementet (OED) har behandlet utbyggingsplanen og lagt den frem for Stortinget, før den så skal godkjennes av OED.
Tidligere i år fikk selskapet sin største kontrakt noensinne på Equinor-utbyggingen i Barentshavet. Over natten ble ordreboken fylt opp, og selskapet gikk fra nedbemanning til oppbemanning.
Les mer: Nær 50 milliarder skal investeres og nær halvparten går til norske bedrifter. Se hvem som får en bit av Castberg-kaken her.
Nå har Halvorsen Tec hanket inn enda en levering til Johan Castberg, nærmere bestemt tre varmegjenvinningsenheter (WHRU).
Disse vil bli montert på topsiden av FPSO-en (den flytende produksjonsenheten på bildet over), og skal gjenvinne varme fra gassturbinens eksos.
Det er Siemens og Baker Hughes som bestiller utstyret på vegne av Equinor.
Har ikke fått ordre på tre år
Samlet vekt på de tre enhetene er nærmere 600 tonn og har en total kontraktsverdi på cirka 90 millioner kroner, ifølge en melding fra Halvorsen Tec.
Prosjektet vil bli ledet fra TEC sitt kontor på Skøyen i Oslo og sikrer aktivitetsnivå et godt stykke ut i 2019, skriver selskapet.
Det er denne type varmegjenvinningsenheter som tradisjonelt har vært Halvorsen TEC sitt viktigste produkt. (Se hvordan den fungerer i faktaboksen under.)
Fakta
Forlenge
Lukke
Slik fungerer varmegjenvinningen
Eksosgassen fra gassturbinen ledes gjennom varmegjenvinningsenheten hvor eksosen avgir varme til et varmemedium (vann/glykol-blanding).
Når eksosen passerer varmeveksleren reduseres temperaturen fra ca 550 grader til rundt 100 grader. Varme-mediumet distribueres og dekker behovet for prosessvarme og boligformål på FPSO-en.
Total installert gjenvinningskapasitet er 125 MWth, som tilsvarer energibruket til 50 000 boliger.
Varmegjenvinningsenhetene bidrar til et anlegg med en total virkningsgrad på nær 80 prosent.
Kilde: Halvorsen Tec
– Vi har levert denne type produkter til nybygg markedet siden starten på 2000-tallet. Nå har vi imidlertid vært igjennom vår lengste periode uten ordreinngang, sier salgsdirektør Tommy Brudal i en melding.
– Kritisk for å kunne beholde miljøet
Slik ser varmegjenvinningsenheten som skal leveres til Johan Castberg ut. Klikk for større bilde. Foto: Halvorsen Tec
– Siste ordre fikk vi i 2015 med leveranse i 2016. Siden den gang har det i hovedsak vært tilbudsarbeid og reservedelssalg som har vært arbeidsoppgavene til gruppen som sitter på Skøyen. Første gang vi var involvert i dagens Johan Castberg het prosjektet Skrugard og årstallet var 2013. Det har vært mange møter og tilbudstimer som nå har ledet frem til at vi blir tildelt disse prosjektene, sier Brudal.
Les mer: Slik ble Castberg-utbyggingen 50 milliarder billigere
Oljenedturen har vært veldig tøff for spesialistmiljøet på Skøyen. Antall ansatte er blitt nesten halvert siden 2015.
– Å vinne disse prosjektene var kritisk for å kunne videreføre dette miljøet. Nå har vi startet prosessen med å ansette flere, sier daglig leder Svein Helge Pettersen.
Kontrakten til Kværner innebærer levering av moduler til produksjonsdekket på produksjonsskipet (FPSO) for Johan Castberg-feltet og dermed drypper det videre på Aker Solutions.
Som underleverandør til Kværner vil blant andre Aker Solutions verft i Egersund levere moduler for injeksjon av vann og kjemikalier, mens selskapets anlegg i Sandnessjøen vil levere mindre moduler, samt fakkelbommen, skriver Kværner i en pressemelding.
– Nå har vi nok å gjøre fremover
Aker Solutions får et oppdrag verdt 450 millioner kroner. Hvor mye jobb det betyr for Egersund-verftet er ikke sikkert.
– Det er to små moduler, men det gir godt arbeid her nede. Eksakt antall mann i arbeid på dette prosjektet er ikke sikkert enda. Dette starter vi ikke på før i 2019, men vi har nok å gjøre frem til det, sier vara tillitsvalgt og klubbleder Oddvar Hølland i Aker Solutions Egersund til Aftenbladet.
Det har vært en god start på året for Aker Solutions, noe som har ført til jubel i Egersund. Dagens nyhet sikrer arbeid i ytterligere år, noe som er betryggende.
– Det er full produksjon her i Egersund og masse aktivitet, så nå går det bare en vei, sier klubblederen.
Produksjonsskipet skal bli testet og ferdigstilt på Stord før planlagt utslep til feltet i første kvartal 2022.
Svein Oskar Nuland. Foto: Pål Christensen
– Dette er en gledens dag for Norge
Verftsdirektør Svein Oskar Nuland er godt fornøyd med kontrakten og det som fører med.
– Vi ser frem til å jobbe med Kværner og Statoil på disse modulene som sikrer arbeid flere steder i Norge, sier han i en pressemelding.
Gode nyheter for et stort selskap er gode nyheter for et annet, noe som er gode nyheter for norske arbeidsplasser.
– Dette er en gledens dag for Norge. Kontraktstildelingen er et nytt bevis på hvilke ringvirkninger felt på norsk sokkel gir for bedrifter, arbeidsplasser og lokalsamfunn på land når norske leverandørbedrifter er internasjonalt konkurransedyktige, sier olje- og energiminister Terje Søviknes (FrP) i en melding.
