SV trenger ikke mer informasjon om Lofoten og Vesterålen, men går med på at det kan hentes inn mer informasjon – så fremt det ikke kalles konsekvensutredning. Gjøa ble offisielt åpnet sist uke, Scarabeo 8 sprekker med et halvt år og RWE tar initiativ som kan starte milliardrush. Tar vi med Statoils kontraktstildelinger på blant annet Gudrun, Veslefrikk, Statfjord B og C, har vi noen av de viktigste stikkordene fra uken som gikk.

Analyser/debatt::..

Vil ha kjemikaliepiloter i gang på norsk sokkel
- Er heltene på norsk sokkel trette, eller er de klare for nye utfordringer, spør Oljedirektoratets sjef som er opptatt av å få farten opp på den immobile oljen.
- At over halvparten av oljeressursene blir liggende igjen når feltet stenger, er ikke godt nok, sier Bente Nyland til Offshore.no. Hun vil ha kjemikalie-piloter i gang i Nordsjøen for å teste ut om det er mulig å hente ut en større andel av den immobile oljen. - Vi må få til samarbeid som kan teste ut alle typer metoder, herunder kjemikalier. Mange metoder er blitt utviklet og virker i laboratoriene og må nå testes ut på feltene. - Vi er kjent med at Statoil på noen felt planlegger piloter for å kvalifisere teknologi for å optimalisere vanninjeksjon og det er svært bra. Flere metoder må testes ut Men for å hente ut ytterligere deler av den immobile oljen, må flere metoder testes ut. Bruk av kjemikalier som kan løse opp og flytte på restoljen har lenge vært testet ut innom hus, men aldri på felt. Pilotprosjekter på felt som er egnet for dette, må derfor igangsettes, mener direktoratet. - På lang sikt savner vi tiltak rettet mot det store volum av olje som fremdeles er i feltene, blant annet den immobile oljen. Vi vet at det ikke er enkelt å realisere dette, men som ressursforvalter må vi kreve at alle muligheter utredes. Virker i laboratoriet - Vi vet jo ikke dette sikkert. Vi vet det virker i småskala i laboratoriet, men vi har jo ikke testet dette ut i stor skala. Nyland mener Statoil som operatør på de aktuelle feltene må utfordre myndighetene om de mener dette kan være en vei å gå. - Det kan være at det viser seg at kjemikalier ikke er en god vei å gå, men det vet vi som sagt ikke per i dag, siden det ikke er noen som har tørret å gjøre noe på dette. Ifølge Nyland bør Statoil utfordre miljømyndightene om de mener å ha kjemikaliestoffer som de tror kan være virksomme, men som operatøren frykter kan være problematiske i et miljøperspektiv. - Vi må ha en debatt om dette, sier Nyland som mener oljeselskapene er feige hvis de skygger unna debattarenaen. Hvor mye kan hentes ut? Oljedirektoratet har ikke kalkulert hvor store ressurser på norsk sokkel som man få ut ved hjelp av kjemikalier.

- Kjøp britiske verft nå
Etter raseringen av britisk verftsindustri går operatørene på britisk sokkel utenlands for å kjøpe større fabrikasjonstjenester. - Skal norske verftsmiljø lykkes med å ta sin del av det enormt voksende markedet, er valget enten å kjøpe gamle, britiske verft eller samarbeide med britiske underleverandører, forteller INTSOKs regiondirektør i Storbritannia til Offshore.no. Storbritannia fikk sin fabrikasjonskapasitet kraftig redusert for 10-15 år siden. I dag omsetter de ti største verftene i Storbritannia "bare" for om lag 450 millioner kroner hver i gjennomsnitt basert på de siste tre års omsetning. - Men de enorme utbyggingsplanene som ble godkjent i 2010 og som etter foreliggende planer vil bli godkjent i 2011, krever en mye større fabrikasjonskapasitet enn det britene selv kan levere, fortalte regiondirektør, Einar Holmefjord i INTSOK i Bergen Næringsråd nylig. Les også: Hundretalls milliarder venter på britisk sokkel - Ingen er lenger troverdige - De store operatørene kvir seg for å bruke britiske verft og går heller utenlands til verft som Dragados, Rosetti Marino, Saipem, Heerema, samt verft i Dubai og i Asia. Det finnes ikke lenger tilstrekkelig antall troverdige leverandører av topsides i UK. Det er for stort og komplisert for dem. De har ikke hatt noen store prosjekter på lenge. De har holdt på med subsea tie ins-prosjekter i nesten ti år. De få større som har kommet, har de hatt kapasitet til å ta på en dugnad og da var gjerne flere fabrikatører inne, sier Holmefjord. Han viser til Claire-prosjektet som et godt eksempel. - Der stykket operatøren, BP opp topsiden i så mange små moduler at britisk industri var i stand til å levere. Men da de store prosjektene som kunne vedlikeholde kompetansen i industrien forsvant, ble de store verftene lagt ned. Det var ikke økonomisk grunnlag for videre drift, sier Holmefjord til Offshore.no etter foredraget. Jobbene som britene tapte Her er jobbene som gikk til utlandet: 1) ConocoPhillips på Jasmine: To 6000 tonns ståldekk gikk til spanske, Dragados. Ett dekk til verft I Dubai og tre jacketer til italienske, Rosetti Marino. 2) RWE DEA på Clipper South: En 1700 tonns topside og jacket til Heerema. 3) BP på Clair Ridge: To jackets ,henholdsvis 22300 tonn og 9000 tonn gikk til Aker Verdal, mens topside-modulene sannsynligvis kommer til å gå til Asia. 4) Talisman på Auk Redevelopment: Boremoduler gikk til Rosetti Marino. 5) Talisman på Franklin West II: En 2800 tonns jacket gikk til Saipem på Sardinia. Alternativ 1: Kjøpe verft - Men plutselig ser de nå at det kommer mange store prosjekter igjen. Da må de snu seg rundt. Derfor har de gått ut og invitert norske selskaper til å komme over og blåse liv i de gamle verftene igjen. Grupperinger som Bergen Group Rosenberg og andre må kjenne sin besøkelsestid. De må vurdere om dette er noe de tror på og har lyst til å gjøre. Alternativ 2: Samarbeid på tvers av kjedene - Hvordan skal norske fabrikasjonsmiljø ellers få innpass i Storbritannia? - Norske verfts- og fabrikasjonsmiljø bør alliere seg med britiske leverandører om de skal lykkes med å få hånd på det sterkt voksende markedet i UK. - Er ikke norske leverandørkjeder troverdige nok? - Leverandørkjedene i Norge er troverdige. Vi ser det på mange oppdrag i Norge, der man har komplette norske leverandørkjeder. Men det er veldig vanskelig å trekke med seg hele den norske kjeden for å gjøre en jobb i UK. Av tradisjon har britiske operatører kjøpt utstyr som de har preferanser for og som de ønsker å bygge inn i sine prosjekter. Derfor vil nok disse rive opp en helnorsk basert løsning, sier Holmefjord og nevner topsider som et eksempel. Han forklarer at på topside-utstyr har operatørene gjerne standardiserte løsninger på tvers av sine plattformer. - De vil derfor typisk komme inn og bryte opp en leverandørkjede ved å kreve at noen byttes ut med andre. - Aker Verdal har klart det Men regiondirektøren i UK viser til ett unntak: - Aker Verdal har klart å beholde sin leverandørkjede for sine komplette leveranser av jacketer til Buzzard for Nexen. Dette ser også ut til å gjelde for Clear Ridge hvor de nå har to store jackets under fabrikasjon.

Annet::..

Statoils plan i Venezuela mislyktes
Statoil håpet at en internasjonal boikott av en konsesjonsrunde i Venezuela ville tvinge fram bedre betingelser for internasjonale oljeselskap i landet, men strategien mislyktes. Planen gikk i vasken da to internasjonale konsortier ledet av amerikanske Chevron og spanske Repsol la inn bud på Carabobo-feltet i Venezuela i fjor, skriver Stavanger Aftenblad, som i samarbeid med Aftenposten har funnet Wikileaks-dokumenter med referater av møter mellom Statoil og den amerikanske ambassaden i Venezuelas hovedstad Caracas. Statoils sjef i Venezuela, Anders Hattestad, var ifølge et møtereferat opprørt over at Chevron hadde lagt inn bud. Statoil hadde bestemt seg for ikke å delta i anbudsrunden på grunn av det høye skattenivået i landet. Statoil har vært i Venezuela siden 1994 og har hatt en strategi om å øke virksomheten i landet, men det motsatte har skjedd.

Vil fjerne støtte til oljeselskaper
Subsidiene til de amerikanske oljeselskapene bør fjernes, mener president Barack Obama. Han vil i stedet bruke pengene på miljøvennlig teknologi. - I stedet for å subsidiere gårsdagens energi, så la oss heller investere i morgendagens, sa Obama i sin tale om rikets tilstand. Han la til at han vil be Kongressen om å fjerne flere milliarder dollar i oljesubsidier. Disse pengene bør i stedet gå til grønn teknologi, som vindkraft og solenergi, mener presidenten. Obama lanserte et nytt mål for den amerikanske energisektoren: Innen 2035 bør miljøvennlige energikilder stå for 80 prosent av strømproduksjonen. Som eksempler på grønn energi nevnte han både naturgass og kullkraft med fangst og lagring av CO2, i tillegg til fornybare energikilder. - For å nå dette målet, trenger vi alt sammen. Jeg ber Demokrater og Republikanere om å jobbe sammen for å få dette til å skje.

Ser ikke solnedgang i Norge
Oljepioneren framfor noen på norsk sokkel ser ikke for seg en oljevirksomhet i solnedgang. - Vi planlegger for 40 år til på Ekofisk, sier Steinar Våge i ConocoPhillips Norge. I år er det 40 år siden produksjonen på oljefeltet Ekofisk ble startet opp. Verdier som tilsvarer halvparten av statens pensjonsfond utland har senere blitt pumpet opp i regi av det amerikanske globale oljeselskapet. Under nordområdekonferansen Arctic Frontiers tirsdag slo administrerende direktør Steinar Våge det klart at ConocoPhillips har tenkt å bli. - Vi ser mange beskrivelser av en norsk petroleumsvirksomhet som nærmer seg solnedgangen. Det er ikke vårt perspektiv. Vi har langsiktige interesser på den norske sokkelen, seier Våge. Han viser til at bare 40 prosent av de petroleumsressursene Oljedirektoratet tror befinner seg på norsk sokkel er utvunnet til nå. En like stor andel av den norske sokkelen er fortsatt stengte områder for petroleumsvirksomheten. - ConocoPhillips har gått fra sør til nord på den norske sokkelen. To tredeler av de antatt uoppdagede ressursene befinner seg i nord. Vi har til hensikt å være med i nord, og har operasjoner i arktiske områder både i Russland, Alaska og Vest-Grønland, sier Våge.

Bedriftsnytt::..

Stream kjøper Ahlsell Oil & Gas
- Vil skape en plattform for videre vekst, sier konsernsjefen til Offshore.no. Da Bjørge nylig ble splittet i to selskaper, Stream og Align, ble oppkjøp signalisert som en strategi for videre vekst. Nå har Stream sikret seg Ahlsells olje- og gassatsing. - Stream har spisskompetanse på ventiler, gjennom Solberg & Andersen, samt instrumentering, gjennom Team Trade. Ahlsell er dyktige på rør og flenser, og dermed sikrer dette oppkjøpet at Stream kan tilby et komplett system, sier konsernsjef Steinar Aasland i Stream til Offshore.no. Han ønsker ikke å oppgi prisen Stream har betalt for Ahlsell Oil & Gas, men snakker gjerne om de videre planene for det oppkjøpte selskapet. - Tanken er å utvide produktporteføljen og å skape en plattform for videre vekst. Ahlsell Oil & Gas vil få nytt navn og en eier som utelukkende har fokus på olje og gass. De ansatte vil få en del nye kolleger, men selskapet vil fortsatt eksistere som en enhet under Stream-paraplyen, sier Aasland. Ahlsell Oil & Gas hadde i 2009 en omsetning på 392 millioner kroner, noe som var nær en halvering fra 2007, da selskapet hadde driftsinntekter på 747 millioner. Årsresultatet falt også i samme periode, fra over 40 millioner kroner i 2007 og 2008 til rundt 10 millioner i 2009. Selskapet har rundt 70 ansatte.

Technip investerer i Brasil
Vil sikre seg større del av pre-salt-markedet. Technip starter et nytt investeringsprosjekt for å posisjonere seg i forhold til det brasilianske offshoremarkedet, som er ventet å eksplodere de neste årene. Utbyggingen av de store pre-salt-feltene har allerede ført til en betydelig økning i etterspørselen etter både brønnstrømsrør og stigerør. Denne utviklingen vil bare forsterkes i årene som kommer. - Det er nødvendig at det økte behovet blir møtt med et lokalt tilbud, til fordel for den brasilianske økonomien, skriver Technip i en børsmelding. Technip har et stort engineering-senter i Rio samt logistikkbaser i Angra dos Reis og Vitoria. Totalt har selskapet 2800 ansatte i landet. - Det nye produksjonssenteret vil fokusere på høyteknologiske produkter som er unike for Technip. Investeringsprosessen vil starte i 2011 med en satsing på rundt 240 millioner kroner. Ytterligere tilpasninger av fasilitetene vil bli skreddersydd etter kundenes behov.

Seabird og PGS samarbeider
Videreutvikling av teknologi for reservoar-overvåkning. Seismikkselskapene Seabird og PGS har inngått et samarbeid for å videreutvikle Ocean Bottom Node-teknologien for reservoar-overvåkning. Målet er å utvikle et produkt som sikrer komplette seismikkløsninger på dypt vann, i områder med kompleks geologi og i områder med mye infrastruktur på havbunnen. Selskapene venter at dette vil styrke deres posisjon innen reservoar-overvåkning- det raskest voksende segmentet i seismikkmarkedet. - Kombinasjonen av Seabirds OBN-teknologi og PGS's sterke posisjon i seismikkmarkedet, vil styrke utviklingen av denne teknologien og grunnlaget for vekst, sier konsernsjef Tim Isden i Seabird ifølge en børsmelding.

Moen fra Shell til Petoro
Petoro gjør endringer i sin organisasjon som følge av ny strategi med særlig oppmerksomhet om modne felt og gassverdikjeden. Grethe K. Moen går 1. april inn i ledergruppe med ansvar for den nyopprettede avdelingen modne oljefelt, melder Petoro. Moen kommer fra stilling som direktør for undersøkelse og produksjon i Shell og har også bakgrunn fra ulike ledende stillinger i Statoil. Omorganiseringen av Petoro trer i kraft 7. februar. Den viktigste endringen er at selskapets nåværende lisensavdeling deles i to – den overnevnte for modne felt og en egen for gassfelt. Jan Rosnes overtar den nye gassavdelingen som også skal ha ansvar for infrastruktur, nye utbygginger og leteaktivitet. Roy Ruså overtar etter Rosnes som direktør for teknologiavdelingen – en stilling Ruså også tidligere har hatt. Tor Rasmus Skjærpe går fra lederstillingen i lisensavdelingen til den nyopprettede avdelingen Strategi og organisasjon. Den nye avdelingen samler flere små, til dels én-mannsavdelinger, under Skjærpes ledelse: kommunikasjon, personal, strategi, HMS, IKT og anskaffelser. Laurits Haga fortsetter som leder for markedsavdelingen, Marion Svihus som økonomidirektør og Olav Boye Sivertsen som juridisk direktør i selskapet. - Dette er en omorganisering som vi gjennomfører for å få enda større kraft bak vår strategi, men også for å ta ut synergier og økt effektivitet i organisasjonen", sier administrerende direktør Kjell Pedersen.

Energi::..

Norge eksporterer strøm hver dag
Til tross for lite vann i vannmagasinene eksporterer Norge kraft til Nederland. Men importen er større enn eksporten. Mandag ble det eksportert kraft fra Sør-Norge til Nederland i ti timer. Tirsdag morgen ble det eksportert i sju timer, melder KraftNytt. Summen av eksport og import gjennom døgnet viser imidlertid en klar nettoimport, både fra Nederland, Danmark og Sverige den siste uken.

Felt/område nytt::..

- Maksimalt et Nornefelt i Lofoten
- Kun boring kan gi fasiten. Norge må åpne nye områder om vi skal gjøre funn av noen særlig størrelse, men noen nye Statfjord-felt kan vi ikke håpe på. – I Lofoten er det maksimalt felt i størrelsen til Norne, forteller oljedirektør, Bente Nyland til Offshore.no. Til sammenligning er Norne "bare" på 600 millioner fat olje mot Statfjords fire milliarder. - Vi kan ikke regne med å gjøre funn av betydelig størrelse. Men det gjøres jo likevel mange interessante funn som gjør at vi kan utvikle spennende huber i Nordsjøen og i de modne delene av Norskehavet, sier Bente Nyland i et intervju med Offshore.no. - Men skal det virkelig monne, må vi åpne nye områder, understreker Nyland. Et Norne eller to i Lofoten? Men ifølge seismikkundersøkelsene som er gjennomført i Lofoten og områdene rundt, er det ingen Statfjorder å finne. - I Lofoten kan vi finne felt i størrelsen til Norne og der omkring. Og det er jo interessant i en stand-alone diskusjon. Ifølge Oljedirektoratets faktasider inneholder Norne ca 95 millioner kubikkmeter olje eller nesten 600 millioner fat. I tillegg er det om lag 10 millioner kubikkmeter gass og noe kondensat. Totalt for hele Lofoten, Vesterålen og Senja, anslår Oljedirektoratet at det finnes totalt 1,3 milliarder fat oljeekvivalenter. Til sammenligning har Statfjord alene produserte 4 milliarder fat olje. - Lofoten har en veldig smal sokkel for deretter å skrå dypt nedover, sa oljedirektøren på feltkonferansen i Bergen nylig. Hun var godt fornøyd med seismikk-resultatene, fortalte hun. Må bore - Vi kan ikke gjøre så mye nå annet enn å bore brønner for å finne om det faktisk er olje og gass der. Andre typer undersøkelser vil ikke gi noe mer informasjon enn det vi har nå.

- Trenger ikke mer kunnskap
SV-leder Kristin Halvorsen ser ikke behovet for mer kunnskap om konsekvensene av oljevirksomhet utenfor Lofoten. Men hun motsetter seg ikke enda en runde med kunnskapsinnhenting så lenge det ikke skjer gjennom en konsekvensutredning etter petroleumsloven. - En konsekvensutredning er ikke nøytral informasjonsinnhenting. Det er en nødvendig del av prosessen med å åpne opp for petroleumsvirksomhet, sier Halvorsen. Hun avviser at det er et nederlag for SV om diskusjonene i regjeringen ender i et kompromiss der informasjonsinnhentingen som er nødvendig for senere oljevirksomhet pågår uten at det formelt kalles en konsekvensutredning. - En konsekvensutredning må gjennomføres uansett, og det vil ta to år. Så det er ikke slik at de som ønsker oljevirksomhet sparer tid på dette, sier Halvorsen. Sammen med statsminister Jens Stoltenberg (Ap), Sp-leder Liv Signe Navarsete og flere statsråder tok hun imot 16 ordførere fra Nordland og Troms onsdag ettermiddag. Ordførerne krever konsekvensutredning, uten at de nødvendigvis dermed sier ja til oljevirksomhet. Om det blir konsekvensutredning eller ikke, får vi vite når regjeringen før påske legger fram den oppdaterte forvaltningsplanen for Barentshavet og Lofoten.

- Valemon et resultat av økt risikovilje
20 milliarder kroner skal partnerne bruke på Valemon de neste årene, halvparten i kompliserte brønner. – Men ennå er det mye usikkerhet om reservoarstørrelsen, forteller Statoil. Prosjektleder,Trond Bokn viste til partnernes risikovilje og den totalt lovende prospektiviteten i området rundt Valemon, da han begrunnet utbyggingen av Valemon på Feltkonferansen i Bergen onsdag. - Valemon er et veldig komplisert felt. Vi har boret totalt fem brønner. Etter den siste brønnen i 2006, måtte vi redefinere vår forståelse for reservoaret. Da fikk vi mye ny informasjon. Bokn forteller at det har vært dyre brønner å bore. Et veldig segmentert felt, forklarer han. Enda stor usikkerhet - Siden 2006 har vi modnet prosjektet videre og frem mot 2010 har vi fått økt forståelse av feltet og de omliggende områder. Ifølge Bokn er det enda mye usikkerhet om prospektiviteten, men sammen med økt risikovilje blant partnerne i lisensen og god tro på området rundt, valgte lisenspartnerne å satse. - Valemon er også viktig for å forlenge levetiden for Heimdal, understreket Bokn og vist til at innleveringen av PUDen i høst var en viktig milepæl. Ifølge prosjektlederen er Valemon ved siden av Gudrun de to viktigste utbyggingene fremover som skal bidra til at Statoil skal nå målsettingen om å opprettholde produksjonen. 10 milliarder i brønn - Halvparten av de 20 milliardene vi skal bruke, går i brønnarbeid. Valemon vil ha oppstart i 2014, altså nesten 30 år etter funnet i 1985. - Ikke fast track akkurat, men dette skyldes altså at Valemon er et komplisert felt. Totalt planlegges 11 brønner. Topsiden skal få kraft fra Kvitebjørn. Gassen skal til Heimdal og Huldrapipe. Kondensaten skal til Kvitebjørn, listet han opp. Planen videre Jacket skal være ferdig i 2012 og det planlegges å begynne boring samme år. Rør og kabel skal være ferdig året etter. Topside og tie in kommer i 2014, samtidig som hook up og ferdigstilling. Bokn regner med at Statoil og partnerne er ferdig med de 11 brønnene i 2016-17. Kontraktsutlysninger Topside skal ut før sommeren. Kabel og rør også til sommeren. - En del av utstyrspakkene herunder long lead items til topside skal trolig også ut på denne tiden. Kritisk til engineeringbruken - Vi utfordrer leverandørene på kvalitet og effektivitet med hensyn til bruk av engineeringtimer. Vi ønsker mer fokus på kostnadssiden, hvor det er rom for forbedringer, sa Bokn som hevder at man nå bruker mer engineeringtimer på norsk sokkel enn andre steder og enn det vi gjorde for noen år siden. På spørsmål fra salen om det var leverandørenes ansvar alene, gjorde Bokn litt retrett. - Nei, det er en felles utfordring dette. Vi som operatørene må være lydhøre overfor leverandørene også. Stiller vi for strenge krav, spurte Bokn og la til at det ikke er illojalitet fra leverandørene om de sier fra. 

Planlegger kompresjonsplattform til 20 milliarder
Uansett konseptvalg for kompresjonsteknologi, vil Shell lyse ut feed-konkurranse for plattform allerede i år. - Det er et kostnadsspørsmål, fortalte prosjektleder for kompresjonsanlegget, Arne Dahle på den 14. feltkonferansen i Bergen tirsdag. Plattform eller subsea? - Trykket vil som kjent falle etter hvert og vi må til med kompresjon. Konseptvalget skal tas i 2012 og det året vil Shell også få kvalifisert teknologien som skal anvendes. Alternativene - En strekkstag-plattform vil komme på rundt 20 milliarder kroner. Forhåpentligvis vil en subsea-løsning bli billigere. - Feed for TLPen vil bli lyst ut på slutten av året. Dahle listet opp de to subseaalternativene: Enten fire kompresjonstog på bunnen eller to på bunnen og landbasert kompresjon i tillegg. Kraft En subsealøsning vil uansett få kraft fra land. For plattform-løsningen er ikke dette bestemt, men Dahle utelukket ikke kraft fra land til plattformen heller. - Når det gjelder type plattform, landet vi på strekkstag fordi denne blant annet er mer utprøvd på dette vanndypet. - Betinget enkelt valg - Det blir et enkelt valg hvis kompresjonspiloten feiler. Da blir det flyter. Men jeg tror vi får gode resultater. Da vil spørsmålet i så fall være hvor pålitelig subsea kompresjon vil bli, sa Dahle og minnet om at man i forhold til på Åsgård, også her vil ha alle de elektriske komponentene på bunnen. Kan man i tillegg for eksempel redusere antall koblinger og derigjennom oppnå bedre pålitelighet, vil også valget bli lettere. - Så selv om vi hadde skuffelser på Gro og Dalsnuten tidligere i år, har vi mange spennende prosjekter på gang, konstaterte Dahle avslutningsvis med referanse også til Shells andre aktiviteter i området.

Norsk Industri ut mot SVs konsekvensnekt
Debatten om konsekvensutredning av havområdene utenfor Lofoten er merkelig og ubegripelig, mener administrerende direktør Stein Lier-Hansen i Norsk Industri. - Dette har blitt en ubegripelig og merkelig debatt. Det har alltid vært miljøbevegelsens krav å dokumentere konsekvensene av inngrep man gjør. Da går det ikke an å si nei nå, sier Lier Hansen. Han er oppgitt over at miljøbevegelsen sammen med regjeringspartner SV ikke ser behovet for mer kunnskap om konsekvensene av petroleumsvirksomhet utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja. - Det er viktig for det norske demokratiet at man gjennomfører seriøse prosesser. Det er spesielt viktig å foreta en konsekvensutredning når det er så store konflikter om et område, sier Lier-Hansen. Han avviser SV-leder Kristin Halvorsen, som hevder at en konsekvensanalyse ikke er en nøytral informasjonsinnhenting, men en nødvendig del av prosessen med å åpne opp for oljevirksomhet. - Det er ikke det samme som et vedtak om utbygging. Selv om det ofte er det normale, finnes det flere eksempler på at det ikke har blitt utbygging, sier Lier-Hansen.

Vil starte milliardrush med Zidane
RWE Dea tar initiativ til samarbeid som kan realisere verdier tilsvarende et halvt Ormen Lange-felt. Zidane var et av fjorårets største gassfunn på norsk sokkel, men er likevel for lite til å forsvare en selvstendig utbygging. Funnet trenger rørledning og gassprosessering, men begge deler er mangelvare i området. Dermed tvinges operatøren til å tenke alternativt. Flere funn og nytt rør RWE Dea ønsker derfor et samarbeid for å få realisert sitt eget Zidane-funn, Totals Victoria, Centricas Fogelberg. I tillegg spiller Heidrun-plattformen og den mulige rørledningen fra Luva til Nyhamna en sentral rolle i selskapets idé. - Hvis vår gass sendes til Heidrun, kan feltet bruke sin egen gass til å holde trykket oppe i reservoaret og få ut mer olje. Victoria er et stort, men kronglete funn. Fogelberg er et mindre funn, som kan trenge en områdeløsning for å bli utbygd. Vi har vært i dialog med alle disse aktørene, og alle synes det er en spennende tanke. Vår tanke er at litt gass kan bidra med mye godt. Vi vet at myndighetene liker tanken. Dette kan vise seg å bli en vinn-vinn-vinn-vinn-situasjon, sier administrerende direktør Hugo Sandal i RWE Dea til Offshore.no. - Ikke navet, men en del av hjulet Total bekrefter at samarbeid er nødvendig dersom deres Victoria-funn skal bli utbygd. - Vi og AS Norge håpet at Victora skulle bli navet i en ny utbygging i Norskehavet. Boreresultatene viste at det ikke ble slik. Anslagene er blitt kraftig nedjustert, men selv om Victoria ikke blir navet, kan det fortsatt være en del av hjulet. Ressursene ligger der, men vi er avhengig av samarbeid. Derfor følger vi nøye med på alt som skjer i området, sier kommunikasjonssjef Dag Olaf Ringe i Total til Offshore.no. Statoils Luva-beslutning Statoil skal til høsten gi grønt eller rødt lys for sin del av den nye norskehavsatsingen. Selskapet vil da bestemme seg for eventuell utbygging av Luva-feltet. Les også: Avgjørelse verdt 74 milliarder til høsten - Zidane vil kunne bli en standard subseautbygging knyttet til Heidrun. Prosjektet vil være akkurat passe stort som RWE Deas første utbygging på norsk sokkel. Hvis gassen vår skal produseres, kan det også senke kostnadene for Luva, noe som øker sjansen for at dette funnet kan bli utbygd, sier Sandal. Over 70 milliarder Det kan starte et milliardrush av dimensjoner i området. Selve utbyggingen av Luva, inkludert flyter og subsea-fasiliteter, er av bransjekilder anslått å koste mellom 18 og 20 milliarder kroner. - I tillegg er det rimelig å anta at de øvrige utbyggingene, Linnorm, Gro, Victoria og Asterix, hver vil koste rundt 10 milliarder kroner, sier en sentral kilde til Offshore.no. Rørledningen fra Luva til Nyhamna komme på rundt 10 milliarder. Så vil det beløpe seg omkostninger for ombygging av mottaksanlegget på Nyhamna på flere miliarder kroner. Dermed ligger det an til investeringer på over 70 milliarder kroner i området. - Tenk nytt - Det ligger flere hundre milliarder kubikkmeter gass i mindre felt på norsk sokkel. Vi må ikke la tradisjonell tenkning hindre realisering av mindre felt. Samarbeidet må økes, og vi må tenke nytt, ikke minst på tvers av lisensgruppene, sier Sandal.

Nye milepæler i Nordsjøen
Med oppstart på Gjøa-feltet åpner en ny del av Nordsjøen for olje- og gassproduksjon. Elektrifiseringen sparer miljøet for en kvart million tonn karbondioksid (CO2) i året, noe som tilsvarer årlig utslipp fra 100.000 biler. Produksjonen startet 7. november i fjor, men den offisielle åpningen var i Stavanger tirsdag ettermiddag. Olje- og energiminister Terje Riis-Johansen (Sp) fikk æren: - Gjøa bidrar til utviklingen av norsk sokkel og er et viktig industriprosjekt for Norge. Driften av feltet bidrar også til sysselsetting og andre ringvirkninger i Sogn og Fjordane. Jeg er også glad for at Gjøa har en grønn profil ved at installasjonen får kraft fra land, sier Riis-Johansen til NTB. Elektrifisering av installasjoner på sokkelen er ett av de viktigste tiltakene for ytterligere å redusere CO2-utslippene fra norsk olje- og gassproduksjon. Statoil har vært operatør for utbyggingen, og nå tar franske GdF Suez over operatørskapet. Det er første gang selskapet er driftsoperatør på norsk sokkel. Se videoreportasje fra Gjøa: Det nye knutepunktet i Nordsjøen

Været::..

Uke 5 - Lavtrykk på rekke og rad.

Sist uke var dominert av et blokkerende høytrykk over De britiske øyer og sørlige deler av Nordsjøen, noe som medførte til at lavtrykkene fra N Atlantern gikk i bane over Danmarkstredet og videre østover mot Norskehavet og Barentshavet. Denne uken vil et høytrykk bygges i Atlanteren utenfor Portugal sin kyst, med en høytrykksrygg som strekker seg østover kontinentet.  Dette medfører at lavtrykkene fra N-Atlanteren kan ta en mer østlig bane inn over Norskehavet og senere N-Skandinavia.

I løpet av denne uken vil flere frontsystem passere over Nordsjøen og Norskehavet, noe som gir lengre perioder med SW'lig kuling og økende bølger. I Norskehavet trolig perioder med opp i 35-40 kt med bølgehøyder (Hs) 5-8 meter. I Barentshavet vil stort set få NE-SE vind, og lengre perioder med kuling.

Felt/område nytt – INT::..

Statoil vinner i Angola
To operatørskap og deltakelse i flere blokker. - Det nasjonale oljeselskapet Sonangol har kunngjort at den angolanske juryen for budrunder har valgt Statoil som operatør samt partner i flere pre-salt-blokker utenfor kysten av Angola, skriver Statoil i en pressemelding. Statoil har levert sitt bud som en del av den begrensede offentlige budrunden som Sonangol har arrangert for deltakelse i pre-salt-lisenser i Kwanza-bassenget utenfor Angola. Statoils bud omfatter operatørskap for blokkene 38 og 39 og deltakelse i blokkene 22, 25 og 40 med et omfattende arbeidsprogram og signaturbonus for hver blokk. - Pre-salt i Angola er et uutforsket leteområde med stort potensial. Statoil kan få tilgang til viktige leteprospekter som antas å tilsvare pre-salt i Brasil. Ved å sikre seg en større portefølje av leteblokker tidlig i dette nye området, posisjonerer Statoil seg strategisk med ytterligere mulighet for verdiskapning dersom potensialet bekreftes, sier konserndirektør for leting Tim Dodson. - Med nærmere 20 års erfaring fra Angola og som den fjerde største produsenten i landet, har vår ambisjon vært å bli operatør. Vi ønsker å utvide porteføljen vår i Angola samt bli en enda mer aktiv bidragsyter til utviklingen av olje- og gassektoren i Angola og økonomien generelt, sier Dodson. Statoil mener at selskapets tekniske kompetanse og undergrunnskompetanse, erfaring fra leting på store havdyp, samt meritter innen planlegging og gjennomføring av store komplekse prosjekter til havs, utgjør en verdifull erfaring for å realisere letepotensialet i pre-saltområdene i Angola. Som partner i blokkene 4/05, 15, 15/06, 17, 31 og 34 deltar Statoil allerede i ti produserende felt i Angola, samt fire felt som er under utbygging. Statoils egenproduksjon fra Angola ligger på omkring 180 000 fat olje per dag, noe som utgjør nesten 10 prosent av Statoils totale produksjon.

Ny Catcher-brønn påbegynt
Avgrensning av storfunn med norske eierinteresser. Avgrensningen på Catcher Nord-prospektet i britisk sektor av Nordsjøen er i gang. Borearbeidet startet mandag klokken 08.00 med riggen Transocean Galaxy II, melder operatør Encore Oil. Stavanger-baserte Agora Oil & Gas har en andel på 15 prosent i funnet som beskrives som det største i moden del av britisk sokkel de siste fem årene. 300 millioner fat I lisens 1430 har partnerne foreløpig boret tre prospekter som alle har gitt treff. Det første prospektet som ble boret i sommer, ga gjenlyd på sokkelen, ettersom operatøren Encore ga estimater i området rundt 300 millioner fat olje. Siden har også Catcher Øst gitt treff, og nå i tillegg Varadero. Les også: - Største funnet på fem år Det er ventet at Catcher Nord-boringen vil ta rundt 20 dager.

DNO håper på Irak-eksport
Kan starte eksport fra Tawke på kort varsel. Ifølge en pressemelding fra regionale kurdiske myndigheter, er disse blitt enige med regjeringen i Bagdad om oppstart av oljeeksport fra Kurdistan-regionen i Irak. Det skriver DNO i en børsmelding. DNO International har teknologien og infrastrukturen som skal til for å starte eksport fra Tawke-feltet på kort varsel. Eksportkapasiteten på feltet er minst 50.000 fat per dag, melder selskapet.

Oljesand-start for Statoil
- Klare for å sette kunnskapene ut i livet. Oljeproduksjonen fra demonstrasjonsprosjektet Leismer er i gang. – Vi er svært fornøyd med den vellykkede oppstarten av anlegget og første oljeproduksjon fra Leismer. Dette er definitivt en milepæl for virksomheten vår i Canada, sier Lars Christian Bacher, direktør for Statoil Canada, ifølge Statoil.com. 18.800 fat per døgn LDP, som er godkjent for produksjon av 10.000 fat per døgn, er første fase av Leismer-prosjektet. Anleggets kapasitet forventes å øke til 18.800 fat per døgn innen 24 måneder. Statoils oljesandlisenser ligger omkring 120 kilometer sør for Fort McMurray i Athabasca-regionen nordøst i Alberta. Neste fase for selskapet, Corner, er et foreslått anlegg med en produksjon på 40.000 fat per døgn. Sammen med den endelige utvidelsen av Leismer til 40.000 fat per døgn ble Corner nylig godkjent av Alberta Energy Resources Conservation Board. – De siste tre årene har vi fått større innsikt i oljesandvirksomheten og føler oss nå klare for å sette kunnskapene ut i livet, sier Bacher. Vil redusere CO2-utslipp – Vi skal fortsette med flere forsknings- og teknologibaserte innovasjoner og tester i LDP-prosjektet. Hvis de er vellykkede, vil vi benytte erfaringene i framtidige faser av utbyggingen for å styrke kostnadseffektiviteten og redusere miljøpåvirkningen, inkludert reduserte CO2-utslipp fra anleggene våre i Alberta, sier han. Statoil har satset på en femårig teknologiplan som vil danne grunnlag for selskapets ambisjon om å redusere karbonutslippene med mer enn 40 prosent innen 2025. Statoil Canada Ltd. er operatør for Kai Kos Dehseh med 60 prosents eierandel i prosjektet, mens thailandske PTT Exploration and Production er partner med 40 prosents eierandel.

HMS nytt::..

Ingen boring på dypt vann
- Oljeselskapene har ikke god nok beredskap. Amerikanske myndigheter har fortsatt ikke delt ut boretillatelser på dypt vann, åtte måneder etter Deepwater Horizon-ulykken. Årsaken er at myndighetene mener oljeselskapene ikke har god nok beredskap, ifølge TDN Finans som viser til Bloomberg News tirsdag kveld. Analytiker Brian Uhlmer i Global Hunter Securities peker på at oljebransjen fremdeles er usikker på hvilket utstyr og ressurser som er påkrevd.

Supplybåt traff Ekofisk
Alarmen gikk på Ekofisk da en fraktebåt sneiet borti et plattformbein søndag. – Det var ingen farlig situasjon, og ingen personer ble skadet i sammenstøtet, sier pressevakt Tore Falck hos ConocoPhillips til Aftenbladet.no. Fraktebåten fikk problemer med den ene motoren, og berørte det ene plattformbeinet, sier Falck som understreker at plattformen ikke ble evakuert. Produksjonen ble heller ikke ble stengt ned. Uhellet skjedde i forbindelse med lossing og en krane-operasjon i tilknytning til denne. – ConocoPhillips ser alvorlig på hendelsen, og Petroleumstilsynet vil bli varslet om episoden, sier Falck. Petroleumstilsynet oppsummerte nylig 26 kollisjoner mellom innretninger og besøkende fartøyer de siste ti årene. Tilsynet har funnet at seks av disse hendelsene har hatt meget stort farepotensiale.

Gasslekkasje på Oseberg A
En mindre gasslekkasje førte til at produksjonen på Oseberg A-plattformen i Nordsjøen ble stanset mandag morgen. Gasslekkasjen i et rør ble oppdaget like etter klokken 8.30. - Det var i forbindelse med oppstart av arbeid på et rør at det ble oppdaget en sprekk. Det lekket noe gass ut, men ingen av detektorene ga noen alarmreaksjon. Gasslekkasjen hadde begrenset omfang, opplyser pressekontakt Ola Anders Skauby i Statoil til NTB. Statoil ser alvorlig på hendelsen og valgte å sende alt personell som ikke har med beredskap å gjøre i livbåtene, der de ble i om lag en halvtime. Selve lekkasjen varte i en time etter at den ble oppdaget. Plattformledelsen valgte å starte en kontrollert nedkjøring av prosessanlegget da lekkasjen ble oppdaget. - Vi ser alvorlig på hendelsen og vil undersøke den grundig. Foreløpig kjenner vi ikke årsaken til lekkasjen, sier Skauby. Produksjonen ved plattformen ble umiddelbart stanset og vil være nede på ubestemt tid.

Kontrakter::..

DOF-kontrakter i Nordsjøen
To ganger seks år for ConocoPhillips. DOF har inngått to seksårige befraktningsavtaler med ConocoPhillips Skandinavia AS. Avtalene gjelder for to supply-skip med design STX PSV 09. Kontraktene inneholder ytterligere opsjonsperioder. Driftsområdet er i Nordsjøen. Skipene er forventet levert fra STX OSV, Aukra, i henholdsvis 4. kvartal 2011 og 1. kvartal 2012, ifølge en melding. Partene oppgir ikke noen verdi av avtalene.

Rowan Stavanger til Norge
Intensjonsavtale med Talisman. Den tidligere Skeie-riggen Rowan Stavanger kommer til Norge. Riggen har fått en intensjonsavtale med Talisman Norway. Rowan Stavanger har fått en avtale på mellom 90 og 120 dager i Nordsjøen. Riggen er under bygging og skal leveres i januar. Oppstart på avtalen er estimert til å bli mellom mai og august, avhengig av godkjennelse fra norske myndigheter. Jack up-en trenger blant annet SUT-godkjennelse fra Petroleumstilsynet for å kunne operere på norsk sokkel. Dagraten i avtalen er omlag 300.000 dollar. Så sent som i desember meldte Offshore.no om at riggen hadde mistet sin intensjonsavtale med en ikke oppgitt kunde.

Gudrun-kontrakt til Cameron
Statoil har tildelt Cameron en kontrakt for leveranser av brønnhoder og subseatrær til bruk ved høyt trykk og høy temperatur i utbyggingen av Gudrun-feltet. Avtalen, som har en verdi på rundt 530 millioner kroner, omfatter også opsjoner for utbyggingene av Valemon og Brynhild, skriver Cameron i en børsmelding. Kontrakten omfatter også en sjuårig avtale for servicetjenester, med opsjoner på nye toårsavtaler ut Gudruns levetid. Samlede investeringer knyttet til feltinstallasjoner, rørledninger og boring av produksjonsbrønner på Gudrun summerer seg til nær 21 milliarder kroner. Her er noen av nøkkelkontraktene som er tildelt så langt: Bygging av dekket på Gudrun-plattformen er tildelt Aibel. Aker Solutions er blitt tildelt kontrakten for levering av understell. Apply Leirvik skal konstruere og bygge boligmodul og helikopterdekk. EPCI-kontrakten på tie-in til Sleipner er tildelt Aker Solutions.

Veslefrikk-kontrakt til Odfjell Drilling
Oppgraderer boreanlegget for 160 millioner. Odfjell Drilling har blitt tildelt EPC(I)-kontrakt på Veslefrikk med umiddelbar oppstart. –Vi ser frem til å utføre denne jobben for Statoil, sier konsernsjef Simen Lieungh i Odfjell Drilling ifølge en pressemelding. Kontrakten omfatter oppgradering av boreanlegget på Veslefrikk. Det skal blant annet installeres et nytt drilling kontrollsenter samt at styringssystemene for boreanlegget oppgraderes. Odfjell Drilling samarbeider med Aibel på dette prosjektet. – Odfjell Drilling er svært fornøyd med tildelingen av denne kontrakten fra Statoil. Vi anser med dette at Statoil anerkjenner den totalkompetansen som selskapet besitter innenfor engineering, innkjøp, konstruksjon og installasjon, sier Lieungh. Kontrakten har en verdi på 160 millioner norske kroner. Veslefrikk er lokalisert i blokk 30/3 i Nordsjøen. Feltet kom i produksjon i 1989 og var det første feltet på norsk sokkel som ble utviklet med en flytende produksjonsenhet.

EPCI-jobb til Bergen Group
Bergen Group Rosenberg skal oppgradere kontrollsystemene til dieselmotorene på Statfjord B og C. Kontrakten har en estimert verdi på 20-25 millioner kroner. Modifikasjoner EPCI-kontrakten (Engineering, Procurement, Construction & Installation) inkluderer modifikasjoner av Statfjord B and C plattformene for å oppgradere kontrollsystemene av dieselmotorene til generatorer og brannvannspumper. Prosjektet omfatter også forberedelser for og assistanse i forbindelse med systemferdigstillelse. - Umiddelbar start Planleggingen og ingeniør-aktivitetene starter umiddelbart i selskapets kontorer på Buøy i Stavanger. Offshore installasjon og ferdigstillelse er planlagt å ferdigstille i Q3 2012.. - Dette prosjektet er strategisk viktig for Bergen Group Rosenberg AS, sier Kristin Færøvik, divisjonsdirektør for Bergen Group Offshore og adm.dir. ved Bergen Group Rosenberg. Har tro på porteføljen - Modifikasjoner av plattformkontrollsystemer representerer etter vår vurdering en jevn portefølje av prosjekter hos våre kunder i årene som kommer. Med denne tildelingen har vi fått demonstrert aksept for vår kompetanse fra en av de største kundene, Statoil. Samarbeid Prosjektet vil bli gjennomført i felleskap med Norse Technology AS som vil være Bergen Group Rosenberg sin hovedpartner i prosjektet.

Kontrakter – INT::..

Nye Brasil-jobber for Subsea 7
Både Acergy Harrier og Acergy Skandi har sikret seg nye subseaoppdrag. Det er en utvidelse av eksisterende kontrakt som Subsea 7 har inngått med Petrobras. 40 millioner dollar får selskapet får jobben som varer frem til november. Arbeidet innebærer metningsdykk til 300 meter og ROV-tjenester ned til 2,500 meter. Rov-tjenestene innebærer inspeksjon, vedlikehold og reperasjoner. Fra november skal båten til Sul-Norte Capixaba-prosjektet. Acergy Skandi har fått installasjonsjobber både på Tambau-feltet og Jubarte-feltet.

Sikret seg russisk Stillehavs-kontrakt
Bennex skal leverere subsea distribusjonssystemer til Sakhalin III-prosjektet. Bennex vil ikke oppgi eksakt kontraktsverdi, men skisserer at det er et tosifret millionbeløp. Leveransene omfatter elektriske og hydrauliske distribusjonssystemer. De første leveransene er allerede startet og vil fortsette gjennom 2011. Utstyret produseres og testes i Bennex sitt verksted i Kongsberg Teknologipark. - Kontraktene er inngått med tre ulike norske selskap som alle har betydningsfulle leveranser til dette russiske prestisje prosjektet sett fra norske øyne. Leveransene vi her gjør er også de første Bennex er involvert i til Russland, sier Geir Otto Amundsen, direktør i Bennex Kongsberg. Kirinskoye er et gass- og kondensatfelt offshore Russland beliggende på i Kirinsky-blokken på Sakhalin III. Feltet ligger på 90 meters havdyp 28 kilometer utenfor Sakhalinøya.

RXT sikrer mer jobb i Vest-Afrika
Seismikk-forlengelse verdt 75 millioner kroner. RXT har fått en forlengelse av en seismikkontrakt som sikrer RXT1 og RXT4 arbeidet i Vest-Afrika ut februar. Utvidelsen har en verdi på rundt 75 millioner kroner, melder selskapet.

350 millioner til Scana
Skal levere 16 lossesystemer i Brasil. Scana Industrier ASA har gjennom sitt datterselskap Scana Offshore Vesty AS signert intensjonsavtale for levering av 16 lossesystemer til Brasil. Intensjonsavtalen er inngått med det brasilianske selskapet Engevix Construcões Oceânicas S.A for åtte FPSO-fartøy under bygging i Brasil. Kontraktsverdien er cirka 350 millioner kroner, ifølge en melding. - Tildelingen er en stor anerkjennelse av Scanas leveringsevne og gir Scana et meget sterkt fotfeste i Brasil. I tillegg viser denne kontrakten det store potensialet for Scana leveranser til det økende FPSO-markedet, sier Rolf Roverud, konsernsjef i Scana Industrier ASA. Fabrikasjonen starter andre kvartal 2011 og levering vil skje fra første kvartal 2012 og frem til 2014. Prosjektledelse vil bli i Norge og Brasil, mens fabrikasjon og sammenstilling planlegges å skje i Europa og Brasil. - Neste skritt er å signere den endelige kontrakten med Engevix, etablere prosjektorganisasjonen og tildele oppdrag til våre underleverandører, sier Roverud. - For Scana er det av stor betydning å nyttiggjøre det lokale brasilianske markedet i leveringen av disse lossesystemene, da det vil være av stor verdi for videre forretning i Brasil, fortsetter Roverud.

Mozambique-jobb til EMGS
Electromagnetic Geoservices (EMGS) skal samle inn 3D-data for en ikke-navngitt kunde offshore Mozambique. Avtalen er verdt 49 millioner kroner, melder selskapet. BOA Galatea vil starte arbeidet tidlig i februar. - Denne kunden bruker elektromagnetiske 3D-data på fast basis for å eliminere risikoen i forbindelse med borebeslutninger. At selskapet stadig kommer tilbake til oss, viser at vi gir dem verdifull informasjon, sier konsernsjef Roar Bekker i EMGS.

Forlengelse for Siem Marlin
Marine Platfomrs Limited og Siem Offshore har forlenget avtalen for Siem Marlin med ett år, til april 2012. Avtalen omfatter også opsjoner på 2+1 år, melder Siem Offshore. Fartøyet jobber for et datterselskap av Chevron ved Agbami-feltet i Nigeria.

Premier Hytemp-kontrakt til Scana
Scana Industrier har gjennom sitt datterselskap Scana Steel Björneborg inngått en femårig rammekontrakt med Premier Hytemp for levering av smidde materialer. Kontraktsverdien er estimert til 50 millioner svenske kroner per år, noe som gir en estimert total kontraktsverdi på 250 millioner svenske kroner, melder Scana. - Scana Steel Björneborg har en lang historie som leverandør til Premier Hytemp, som krever høykvalitets smidd stål til sine komplekse produkter for å betjene kunder innenfor olje- og gassektoren, sier konsernsjef Rolf Roverud i Scana Industrier.

Vinsj-kontrakter til TTS
TTS Group har gjennom sitt datterselskap TTS Marine GmbH i Bremen, inngått tre kontrakter til en samlet verdi av rundt 26 millioner kroner. Kontraktene er inngått med rederier i Sør-Korea, Kina og USA og gjelder levering av elektro-hydrauliske vinsj-systemer til fire skip til kunder i Hellas, Danmark og USA, melder selskapet. Levering finner sted i perioden 2011-2012.

Montara-kontrakt til Subsea 7
Avtale verdt 940 millioner fra PTTEP Australasia. Subsea 7-selskapet SapuraAcergy er tildelt en kontrakt med PTTEP for leveranser til Montara-prosjektet i Timor-havet. Arbeidet omfatter ingeniørtjenester, innkjøp, transport og konstruksjon knyttet til fjerning av eksisterende topside, samt installasjon av blant annet nye rørledninger, stigerør, kontrollkabler, manifolder og ny topside. Forberedelsene vil starte umiddelbart og arbeidet planlegges gjennomført i løpet av inneværende år ved bruk av fartøyet Sapura 3000.

Kurs/Konferanser::..

Hvem bør få HMS-pris?
Siste frist for å sende inn kandidatforslag til Trainingportal HSE Award er den 1. februar 2011. HMS-prisen deles ut på Offshore og Energibransjens HMS-konferanse 2011. - Trainingportal HSE Award er et initiativ fra Mintra AS, forteller Chul Christian Aamodt. Hensikten med Trainingportal HSE Award er å oppmuntre og motivere til arbeidet for å oppnå null skader på menneske, miljø og materiell. Trainingportal HSE Award tildeles personer eller organisasjoner som har bidratt særskilt i dette arbeidet. Vinneren av Trainingportal HSE Award vil få oppmerksomhet på Offshore og Energibransjens HMS-konferanse 2011, samt gjennom reportasje i Trainingportal Magazine. I tillegg blir vinneren tildelt 5.000 kroner i premie. Beløpet skal benyttes til et valgfritt veldedig formål. - I fjor deltok mer enn 260 personer på Offshore og Energibransjens HMS-konferanse, og vi forventer enda større oppslutning i februar i år, forteller Chul Christian Aamodt. Gjennom Trainingportal HSE Award kan vi på HMS-konferansen hedre ildsjeler som jobber for god HMS. Programkomitéen for Offshore og Energibransjens HMS-konferanse fungerer som jury for Trainingportal HSE Award. I programkomiteen er selskap fra både energibransjen og offshorebransjen representert. De to industriene oppfordres til å sende inn kandidatforslag med begrunnelse til chul.aamodt@mintra.no. Fristen for innsendelse er den 1. februar 2011.

OTD 75 prosent utsolgt
Offshore Technology Days OTD 2011 i Stavanger i oktober er allerede en gedigen suksess. - Ni måneder før messeåpning er 3.300 kvadratmeter solgt til 180 bedrifter og det utgjør 75 prosent av tilgjengelig standkapasitet, sier salgsdirektør Odd Eide Knudsen i Offshore Media Group. Det var aksepten fra ABB på en 42 kvadratmeter stand i går som brakte OTD 2011 opp i 75 prosent utsolgt i Stavanger Forum, der messen skal arrangeres 19-20. oktober. Det er første gang den ti år gamle messen avholdes i Stavanger etter at den måtte flyttes fra Bergen på grunn av manglende messefasiliteter. - Fortsetter dette i samme tempo kan vi ikke utelukke at messen blir utsolgt lenge før tiden, slik vi har sett det de siste fire årene i Bergen, selv om messearealet i Stavanger Forum er større enn i Bergen. Spesielt populær er den legendariske Octoberfesten, som samler representanter for samtlige standsdeltagere om kvelden mellom messedagene. I 2011 kan vi komme til å huse mellom 2200 og 2500 gjester, og for messens del langt over 10.000 besøkende. Begge deler er i så fall ny rekord, men rekorder er jo til for å slås, sier Eide Knudsen optimistisk.

OffshoreTv.no::..

Livsverket hans er blitt gigantpilot
- Jeg hadde nok ikke fantasi til å se at det skulle bli så stort, sier Kjell Olav Stinessen, mannen bak idéen om subsea gasskompresjon. Se videoreportasje om ham og Ormen Lange-piloten her! Tekst og video: Glenn Stangeland I 1985 hadde Kjell Olav Stinessen en idé om å øke utvinningen ved hjelp av subsea gasskompresjon. Idéen ble en skisse, og skissen ble etter hvert hans livsverk. Nå, drøyt 25 år senere, står en gigantisk pilot sammenstilt i Aker Solutions’ subseahall i Egersund og er klar for å fraktes til Nyhamna for grundig testing. - Det er ikke helt ulikt den opprinnelige skissen, men mye større. Og med mange flere komponenter. Jeg hadde nok ikke fantasi til å se at det skulle bli akkurat slik, sier Stinessen til OffshoreTV.no. Akers kontrakt med Statoil for bygging av piloten er verdsatt til 850 millioner kroner.

HiLoad viser seg frem
Se video fra sjøprøvene av det spektakulære fartøyet! Denne uken var en milepæl for laste- og lossefartøyet HiLoad DP no. 1. Fartøyet gjennomgikk torsdag sjøprøver i Klosterfjorden utenfor Stord. Aframax-tankeren SKS Tana har bistått et omfattende program for testing av alle bruksområder for den banebrytende teknologien, og resultatene er gode. HiLoad DP (dynamisk posisjonering) bygger på en patentert festeteknologi utviklet av Remora. Systemet er basert på et sugekopp-prinsipp for tilslutning mellom HiLoad-fartøyet og tankbåter, og kan benyttes for lasting og lossing av olje og gass offshore. Teknologien er unik i verdenssammenheng både når det gjelder funksjonalitet og sikkerhet, uavhengig av vanndyp og skipstype. HiLoad DP er sertifisert av Det Norske Veritas. Demonstrasjon for kunder Under sjøtestingen har oljeselskaper, operatører og andre samarbeidspartnere fått demonstrert teknologien på nært hold. - HiLoad-fartøyet kan kobles til alle typer tankskip og holde sikker avstand til produksjonsenheten gjennom hele laste- og losseoperasjonen. Teknologien forutsetter ingen spesielle krav eller tilpasninger hos tankskipene, og den kan opereres uten bistand fra andre fartøyer. HiLoad har også systemer for rask frakobling ved behov, for eksempel ved skiftende værforhold, sier administrerende direktør for Remora, Peder E. Farmen. Stor interesse Bruk av HiLoad som alternativ til konvensjonelle metoder for lasting og lossing til havs kan gi både operasjonelle og økonomiske fordeler for aktører i olje- og gassindustrien, og interessen for å delta på Remoras sjøtesting, såkalt Sea Trials, har vært stor. - Rundt 20 oljeselskaper har deltatt på Sea Trials, i tillegg til en rekke aktører innen oljeservicenæringen. Fordelene ved HiLoad knytter seg blant annet til lave investeringskostnader, stor driftssikkerhet og fleksible løsninger. Det har vært stor interesse for testperioden, og vi ser nå frem til å rette fokus mot kommersiell virksomhet og samarbeid med aktører innen olje- og gassindustrien, sier Farmen.

Økonominytt::..

Staten subsidierer oljeselskapenes bonusfest
Små oljeselskap med store underskudd utbetaler millionbonuser til sine direktører. Staten har utbetalt 9,1 milliarder kroner i støtte til de samme selskapene. Ifølge Klassekampen gikk 44 oljeselskap med underskudd i 2009. Disse har dermed rett til å få 78 prosent av letekostnadene subsidiert av staten. Totalt har 9,1 milliarder kroner blitt utbetalt av staten i slike subsidier. - Dette er den største bonusfesten som er lagt opp til i statlig regi, sier Jens Ingvald Olsen fra partiet Rødt. Blant selskapene som har utbetalt millionbonuser finner vi Det norske oljeselskap ASA, der Kjell Inge Røkke er storaksjonær, North Energy og Norwegian Energy Company. Bare disse tre selskapene alene har samlet utbetalt 25,5 millioner kroner i bonuser og frynsegoder til sine direktører, gått med 2,2 milliarder kroner i underskudd og mottatt like under 2,1 milliarder kroner i subsidier. - Det er ikke greit at sterkt statsstøttede selskap utbetaler store bonuser. Nå må vi få en gjennomgang av hele petroleumsskatteregimet, sier Inga Marte Thorkildsen, finanspolitisk talsperson i SV.

Aker Drilling på milliardjakt
Aker Drilling vurderer å utstede inntil 1500 millioner kroner i et usikret obligasjonslån i det norske markedet med forfall i februar 2016. Nettoprovenyet skal bli brukt til å refinansiere et utestående obligasjonslån, nedbetale utestående lån til Aker ASA og for finansiering av selskapets generelle virksomhet, melder selskapet. DnB NOR Markets, Nordea Markets, Pareto Securities og SEB Merchant Banking er tilretteleggere for det nye obligasjonslånet.

Politikk::..

Ordførere ber Stoltenberg gi gass for olje i nord
Ordførerne i Nord-Norge mener å ha hele landsdelen bak seg i kravet om konsekvensutredning av havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja. I underkant av 20 ordførere fra Nordland og Troms tropper onsdag opp på kontoret til statsminister Jens Stoltenberg (Ap). De krever at Arbeiderpartiet overkjører regjeringspartnerne SV og Senterpartiet som begge har sagt nei til konsekvensutredning med tanke på petroleumsvirksomhet. - Vi nærmer oss beslutningens time. Saken vil i stor grad bli avgjort av Ap. Vi vil be Stoltenberg om å sette nasjonale, regionale og lokale interesser foran hensynet til borgfreden i regjeringen, sier ordfører Jonni Helge Solsvik (H) i Andøy kommune til NTB. - Marginalt mindretall I motsetning til SV mener Solsvik at et ja til konsekvensutredning ikke automatisk innebærer et ja til oljeboring. - Dette handler om å skaffe seg mest mulig kunnskap om ressursgrunnlag og risikofaktorer, sier Solsvik, Han håper Stoltenberg vil lytte til ordførerne, som han hevder snakker på vegne av minst 95 prosent av Nord-Norges befolkning. - Elleve av tolv kommunestyrer i Lofoten og Vesterålen har sagt ja til konsekvensutredning. Det samme har de tre fylkestingene gjort samt bystyrene i Bodø, Narvik, Tromsø og Harstad. Det er bare et helt marginalt mindretall som har motsatt seg konsekvensutredning, sier Solsvik. En sentral stemme i dette mindretallet er ordfører Arnfinn Ellingsen (V) på Røst. Som eneste kommunestyre i Lofoten og Vesterålen har Røst sagt nei til konsekvensutredning. Hadde han blitt med ordførerkollegene til Oslo, ville han ha solgt inn et helt annet budskap. - Norges største sjøfuglkoloni ligger på Røst, og noen av de viktigste gyteområdene for fisk ligger like utenfor. Det er klart vi er bekymret for følgene av en mulig oljeulykke i våre farvann, sier han til NTB. Utsettelse Forvaltningsplanen for Lofoten og Barentshavet skal etter planen legges fram før påske. Det springende punkt er om planen går inn for konsekvensutredning etter petroleumsloven eller ikke. - Den avgjørende diskusjonen står om konsekvensutredning. Den er et juridisk første steg på veien mot oljeboring, har SVs parlamentariske leder Bård Vegar Solhjell tidligere sagt til NTB. SV har ikke fått regjeringspartnerne med på et varig vern av havområdene som sies å være spesielt sårbare. Men partiets fremste folk virker trygge på at det ikke vil bli noen konsekvensutredning i inneværende stortingsperiode. Noe annet ville sannsynligvis bety slutten for SV i regjering. Om Røst-ordføreren uteblir, vil Natur og Ungdom gjøre sitt til at miljøinteressene blir hørt og sett under onsdagens ordførermøte hos Stoltenberg. - Her i sør er vi mange ungdommer fra nord som vil flytte hjem etter hvert. Men ikke til en landsdel som lever av klimaforurensing og fossile ressurser. Vi vil satse på fornybare næringer innen ren energi, fiskeri og reiseliv, sier Ola Skaalvik Elvevold, leder i Natur og Ungdom.

- Norges troverdighet står på spill
- Norges troverdighet som langsiktig gassleverandør til Europa står på spill om vi snarest ikke finner nye gassressurser og får dem i produksjon, sa styrelederen i North Energy på feltutviklingskonferansen i Bergen tirsdag. Han mener at svaret på Norges gassutfordringer ligger i Barentshavet. - Hvilket tidsperspektiv har vi i vår målsetting om å være troverdig og langsiktig gassleverandør til Europa, spurte Johan Petter Barlindhaug retorisk og røpet skepsis til hvor optimistisk regjeringen selv kunne uttrykke seg om Norges evne på dette området. Johan Petter Barlindhaug er styreleder i North Energy. Ikke realisme - Man etablerer en holdning i opinionen om at Norge er en langsiktig gassleverandør. Men er det virkeligheten? Styrelederen i North Energy mener vi må få inn realisme i debatten ved å ta inn over oss at om vi ikke får nye ressurser i produksjon, så vil gassen ta en rask nedtur og det samme for det norske omdømme. Fare for prosesseringen i Sør-Norge Barlindhaugs figurer viste kraftig økning i ledig kapasitet for prosesseringsanleggene i sør. Allerede fra 2020 faller gassproduksjonen betydelig. - For å unngå nedbygging av prosess- og terminalanlegg i Sør-Norge, må vi veldig raskt få nye funn i produksjon. Etter noen år med kapasitetsproblemer, vil Norge få ledig transportkapasitet fra 2020, forteller en av figurene til Gassco, som Barlindhaug viste. Barlindhaug synes det er naivt at regjeringen snakker om rensing av gass i milliardklassen. Han minner om tiden det tar å få funn i produksjon. Tomt på Kårstø? - Vi har jo ingenting igjen snart, meldte han og viste blant annet en foil som demonstrerte at Kårstø innen relativ kort tidshorisont kom til å gå tom for gass. Fra 2020 synker gassen til Kårstø betydelig og noen år etter, er det slutt hvis det ikke kommer ny gass i løypen. Norge troverdig? - Vi må altså gjøre store gassfunn på kort og lang sikt om vi skal beholde vår troverdighet. Og snakker vi om store ressurser, så har vi kun Barentshavet igjen. Hva er eksportløsningen for Barentshavet? - Hvordan skal vi eksportere gassen fra Barentshavet, spurte Barlindhaug på slutten av foredraget. Han ser for seg en egen Barentshav-løsning hvis ressursene er store nok, det vil si rørtransport over norsk, finsk eller russisk territorium. - Velger man en transportløsning sørover langs kysten kommer man ikke utenom Lofoten og Vesterålen. Å tenke en todeling i denne sammenhengen er meningsløst. En motorvei sørover uten Lofoten, er urealistisk, mener han. Kan miste EU-markedet Barlindhaug mener at Eu-markedet står på spill ved at vi risikerer at EU må finne seg andre leverandører. Det haster derfor. - Foreløpig kan vi bare smile av dette, men det kan fort bli virkeligheten, advarte Barlindhaug, men var samtidig klar på at skal man få til utbygginger i nord, må man ha hele kystbefolkningen med seg.

Forstår ikke at SV vil si nei
- Merkelig og ubegripelig debatt om Lofoten. Hvorfor si nei til utredning, spør Norsk Industri. Debatten om konsekvensutredning av havområdene utenfor Lofoten er merkelig og ubegripelig, mener administrerende direktør Stein Lier-Hansen i Norsk Industri. - Dette har blitt en ubegripelig og merkelig debatt. Det har alltid vært miljøbevegelsens krav å dokumentere konsekvensene av inngrep man gjør. Da går det ikke an å si nei nå, sier Lier Hansen. Han er oppgitt over at miljøbevegelsen sammen med blant andre regjeringspartiet SV ikke ser behovet for mer kunnskap om konsekvensene av petroleumsvirksomhet utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja. - Det er viktig for det norske demokratiet at man gjennomfører seriøse prosesser. Det er spesielt viktig å foreta en konsekvensutredning når det er så store konflikter om et område, sier Lier-Hansen. - Ikke grønt lys Han avviser SV-leder Kristin Halvorsen, som hevder at en konsekvensanalyse ikke er nøytral informasjonsinnhenting, men en nødvendig del av prosessen med å åpne opp for oljevirksomhet. - Det er ikke det samme som et vedtak om utbygging. Selv om det ofte er det normale, finnes det flere eksempler på at det ikke har blitt utbygging, sier Lier-Hansen. Skulle en konsekvensutredning starte allerede i 2011 og deretter føre til utvinning av olje- og gass i Lofoten-Vesterålen, erkjenner Norsk Industri at produksjonen neppe kommer i gang før etter 2020. Det faller sammen i tid med en antatt nedgang i annen aktivitet på norsk sokkel i perioden 2015-2020. - Aktiviteten i disse områdene kan være avgjørende for en videreutvikling av leverandørindustrien i Nord-Norge og viktig for å unngå en rask forvitring av bransjen totalt sett, skriver Norsk Industri i sin konjunkturrapport som ble presentert torsdag. Høy vekst Der kom det fram at norsk industri trolig vil få 5.000 nye arbeidsplasser i år. Bedrifter innenfor offshore leverandørindustri er av dem som ser aller mest optimistisk på det kommende året. Økende petroleumsinvesteringer på norsk sokkel gir ifølge bransjeorganisasjonen Norsk Industri en solid drivkraft til en etter hvert svært stor offshore leverandørindustri. - Industrisysselsettingen som falt til under 270.000 personer i 2004, vil i år igjen passere 280.000 personer, sier industripolitisk direktør Knut E. Sunde i Norsk Industri. Totalt tror han at veksten i år vil komme opp i 7 prosent. Gjeldskrisen i flere Euro-land bidrar fortsatt til en økonomisk usikkerhet, men Sunde tror at Norge først i 2012 eventuelt vil se konsekvensene av budsjettkuttene i disse landene. Næringsminister Trond Giske (Ap) mener at industriens optimistiske framtidsutsikter skyldes at regjeringens tiltakspakker har virket. - Særlig eksportfinansieringen, med utvidede rammer i GIEK og Eksportfinans, har bidratt til økt ordreinngang. Tiltakene var svært viktige for mange industribedrifter og deres ansatte, sier Giske.

- Russland bestemte løpet for Delelinjeavtalen
Les hvorfor Russland ville ha Delelinjeavtalen akkurat nå og hvordan Norge kan hevde sine petroleumsinteresser i Barentshavet. - Det var Russland som bestemte tidspunktet for inngåelsen av avtalen. Ikke vi, konstaterte styreleder i North Energy, Johan Petter Barlindhaug på den 14. feltutviklingskonferansen i Bergen . - Hvorfor ønsket Russland avtalen nå og ikke om 30 år, spurte han videre. Les også: - Norges gasstroverdighet står på spill Det russiske rasjonale For å nærme seg svaret minnet han om Putins ord: "Skal vi være en stormakt i energi, så må vi også være tilstede i Barentshavet." Og da trenger de samarbeidspartnere, fortsatte Barlindhaug. - Hva er det russiske rasjonale i at en stormakt som Russland ønsker å løse en slik stridighet med et lite land som Norge? - Vil bli ledende stormakt i Polhavet Barlindhaug listet opp fem motiver han menter var forklarende til russernes imøtekommenhet: 1) Ønsker å bli den ledende nasjonen i Polhavet. 2) Må som energistormakt være tilstede i Barentshavet. 3) Trenger teknologisamarbeid. 4) Vil sikre seg et "fallback" dersom Shtokman slår feil. 5) På lengre sikt kunne dominere EU-markedet for rørgass. - Vi må være klar over at vi har en stormakt som har helt andre strategier enn det vi har for Barentshavet, oppsummerte han. Russerne først ute Barlindhaug mener Russland gikk over streken da de i sin tid, la frem sitt kart over mulige forekomster i Barentshavet. - Det var en provokasjon i forhold til avtalen vi hadde om ikke å foreta undersøkelser i området før vi hadde etablert en delelinjeavtale mellom oss. Hvordan hevde Norges interesser? - Det er ingen venner i Barentshavet lenger, det er kun interesser, sa Barlindhaug som mener det derfor er svært viktig at Norge nå posisjoner seg riktig. Og han var klar på hvilken strategi Norge måtte velge. - Det viktigste er at vi ivaretar våre interesser gjennom økt industriell aktivitet. I tillegg må vi holde full fart på norsk side og ikke gå inn i avtaler med Russland som kan redusere vårt handlingsrom. - Russland trenger norsk teknologi og kompetanse. Derfor er de som stormakt interessert i oss. Han mener at den dagen vi ikke lengre er interessante, vil vår nabo i øst betrakte oss som en mindre viktig nasjon å ta hensyn til. Norge må derfor være ledende på industri og teknologi for at Russland skal være interessert i å møte våre interesser. - Unngå konsortier For felter som strekker seg over delelinjen, har partene fastslått at det kun skal være en operatør. - Her er det særlig viktig at Norge beholder sitt handlingsrom. Vi må derfor unngå konsortier der russiske og norske selskaper samarbeider om utvinningen på slike felt.

Riggnytt::..

Satser titalls milliarder på dypt vann
Aker Drilling har ambisjoner som utløser riggbestillinger for store summer de neste årene. Halvparten funnene i verden gjøres nå på ultradypt vann. Dette danner bakteppet for riggselskapenes iver etter å skaffe seg nye, moderne enheter bygget for værharde forhold og med kapasitet til å bore dypt. Som en av flere spillere i riggbransjen har Aker Drilling også et sterkt ønske om å vinne andeler i et sterkt økende marked. Fra før besitter Aker Drilling de to ultra-dypvannsriggene Aker Spitsbergen og Aker Barents. Disse riggene har nå meget god drift og med dagrater på til sammen over 1 million dollar er selskapet sikret solid kontantstrøm fra superriggene. Aker Spitsbergen leid ut til Statoil frem til sommeren 2013, med opsjoner som kan sysselsette riggen i ytterligere ti år. Aker Barents leies av Det norske, en avtale som strekker seg frem til sommeren 2014, pluss en opsjon på nye to år. Understreker fokus I forrige uke at det ble kjent at selskapet inngår en intensjonsavtale for bygging av to boreskip fra DSME-verftet i Sør-Korea. I tillegg er det sikret opsjoner på ytterligere to boreskip. - Vi har allerede to rigger bygget for værharde forhold og som kan operere på dypt vann, og med denne intensjonsavtalen kan vi sikre oss opp til fire moderne boreskip for mildere farvann. Vi ønsker å understreke vårt fokus og tro på dypvannsmarkedet, sier konsernsjef i Aker Drilling Geir Sjøberg til Offshore.no. Prisen per boreskip er om lag 600 millioner dollar, eller 3,5 milliarder kroner. Bestemmer selskapet seg for å bygge begge de to første og så ta opsjonene på enhet tre og fire også, vil totalsummen dermed komme opp i 14 milliarder kroner. Og mer kan det bli. For Aker Drilling ser mulighetene som et enda større volum gir selskapet. - Vi mener det er fornuftig å ha et ambisjonsnivå om videre vekst. Da har vi sagt at dette nivået skal ligge på mellom seks og ti rigger totalt innen 2015 -2016 forklarer Sjøberg. Hvilke type enheter som ligger i et slikt anslag er ikke spikret. - Det er noe vi må vurdere fra prosjekt til prosjekt, så det ligger ikke noen føringer på at det må være bare boreskip eller bare semisub-er. Vi ønsker å fortsette å fokusere på enheter for dypt vann og værharde forhold. Opp mot 35 milliarder Dersom flåten skal vokse til ti rigger totalt, må det bestilles enda fire boreskip eller rigger. Da trengs det nye 14 milliarder. Plusser man da på sluttregningen for Aker Barents og Aker Spitsbergen, kan selskapet ha kjøpt rigger for om lag 35 milliarder kroner. Et annet element er i hvilken region selskapet nå ser på. Leteboring på store havdyp kobles fort til Brasil, Mexicogolfen og Vest-Afrika, men Norge er langt fra utelukket som mål. Sjøberg understreker at nordområdene, inkludert Norge er "meget spennende". Statoil-tender En god mulighet for Aker Drilling her hjemme er Statoils anbud på såkalte kategori D-rigger, som snart går ut. Her skal Statoil etter sigende få tilbud på to eller flere nye rigger, spesialtilpasset norsk sokkel. Riggselskapene som vinner muligheten er sikret kontrakter på åtte år på disse enhetene. - Vi følger denne anbudsrunden med interesse og gjør våre vurderinger, er alt Geir Sjøberg kan si om denne saken. Etter det Offshore.no vet kommer anbudet til å gå ut i februar og tildeling skjer til våren eller sommeren. Aker Drilling, Fred.Olsen og Songa Offshore er blant kandidatene som ekspertene tror vil by seg inn til Statoil. Og skulle Aker Drilling vinne, vil de ikke bare sikre flere Aker-rigger på sokkelen, de vil også vinne et solid investeringsprosjekt som bærer seg selv i kontraktsperioden.

Milliardsprekken bekreftet
- Scarabeo 8 blir seks måneder forsinket, opplyser Saipem. Som Offshore.no meldte sist torsdag blir Scarabeo 8 et halvt år forsinket. Da ville ikke Saipem si noe om opplysningene som Offshore.no satt på. Nå bekrefter riggeier Saipem at det vil ta lang tid å ferdigstille riggen. - Estimert leveringstid på riggen bli utsatt med seks måneder i forhold til oppsatt dato. Den er nå ventet å bli levert i fjerde kvartal 2011, opplyser selskapet. Scarebeo 8 ligger nå ved Westcon i Ølen, som har vunnet kjempejobben i tøff konkurranse med andre verft. Udramatisk for Eni Riggen er leid inn av Eni Norge for å bore produksjonsbrønner på Goliat-feltet. Nå blir dette arbeidet altså forsinket, men det påvirker ikke oppstarten på feltet som er fjerde kvartal 2013. - Konsekvensen av at riggen blir et halvt år forsinket, bli at vi kommer senere i gang med å bore de 22 produksjonsbrønnene som er planlagt. Men det er lagt inn mer tid til dette arbeidet enn det som strengt tatt er nødvendig og forsinkelsen får ingen påvirkning for oppstarten av Goliat, sier Andreas Wulff, kommunikasjonssjef i Eni Norge til Offshore.no. Mens forsinkelsen ikke bekymrer Eni, vil merarbeidet svi for Saipem som taper dagrater og må betale for overskridelsene. Vinneren er verftet, som er sikret salt i grøten i lang tid.

Ungdom/Arbeidsmarked::..

- Tre ganger så stor etterspørsel
Både Ingeniør Compagniet og Manpower Professional Engineering rapporterer om en betydelig økning i etterspørselen etter ingeniører. Førstnevnte mener veksten er "formidabel". Salgssjef Stig Waage forteller Offshore.no at økningen av forespørsler fra de største kundene nå er omtrent tre ganger så stor som i fjor sommer. - Ingeniør Compagniet har rammeavtaler med flere store aktører innen oljebransjen, og alle disse trenger flere ingeniører. De er ute etter alle typer ingeniører og prosjektadministrativt personell, sier Stig Waage. Etterspørselen er akkurat nå størst i Bergen og Stavanger, mens den er økende i Trondheim og Oslo. Hundrevis av ansettelser Også hos Manpower er det stor etterspørsel. - 5-6 selskaper har uttalt at de ønsker å ansette 50-talls ingeniører, sier administrerende direktør Geir Dølvik. - Nå har vi større trykk enn på lenge, men det er likevel et godt stykke tilbake til 2008, legger han til. Les mer: - Signifikant fremgang Da var det underkapasitet på ingeniører i Norge og selskapet måtte ut for å finne fagfolk. Det er et stykke igjen før selskapet er i den situasjonen. - Det er fortsatt mulig å få tak i ingeniører, sier Dølvik. - Men det kan hende vi må ut for å se etter søkere til noen områder, som for eksempel piping og struktur, hvor det er vanskelig å få tak i nok arbeidskraft i dag. Kamp om ingeniører Ingeniør Compagniet, som er en del av Adecco-konsernet, mener det er en kamp om ingeniørene. - Det er vanskelig, men vi får det til, sier Waage. Selskapet rekrutterer både nasjonalt og fra utlandet. Nå er selskapet i innledende samarbeid med et søsterselskap i andre land i Europa som Polen, Tyskland, Storbritannia og etterhvert, Portugal og Spania. - En fjerdedel av våre konsulenter er allerede fra utlandet, jevnt fordelt fra hele Europa. Også Manpower har flere utenlandske ansatte som oppholder seg i Norge. Dølvik mener utenlandske arbeidstakere ser på Norge som et attraktivt land å jobbe i. - Vi er langt fremme, sier han. Han er optimistisk med tanke på rekruttering i 2011. Waage deler hans oppfatning: - Det er gode tider for ingeniører.

Lerøen kommenterer::..

Statoil i Standard Oils rolle
Det er 100 år siden amerikanske konkurransemyndigheter tvang John D. Rockefeller til å løse opp sitt Standard Oil, fordi det var blitt for stort. I Norge klager vi på Statoils størrelse.
Les hele kommentaren her.