Riggselskapet Seadrill melder mandag at det har inngått en avtale med Hyundai-verftet om riggen West Mira, skriver E24.
Avtalen innebærer at Seadrill vil motta en kontant betaling på rundt 170 millioner dollar, tilsvarende rundt 1.445 millioner kroner.
West Mira blir nå kjøpt av Seatankers.
Riggselskapet vil unngå at det oppstår problemer også på Songa Encourages søsterrigger.
2. januar ble det meldt om vannlekkasje i et pumperom om bord på Songa Offshore-riggen Songa Encourage. Lekkasjen skyldtes at riggen krenget i dårlig vær i Norskehavet.
Det ble satt i gang full mønstring av de 79 om bord og 8 ble flydd med helikopter til Heidrun-plattformen like ved.
Riggen ble deretter tatt til Kristiansund, der den ble sjekket og fikset. Først 6. februar var riggen tilbake i arbeid.
170 millioner
I Songas kvartalsrapport for fjerde kvartal kom det fram at hendelsen totalt kostet selskapet 20 millioner dollar – om lag 170 millioner kroner med dagens kurs.
17 millioner dollar kom fra tapte inntekter fordi riggen ble tatt ut av operasjon, mens de øvrige 3 millioner skyldtes egenandel på forsikring og andre kostnader.
Dokumenter Sysla har fått tilgang til viser imidlertid at Songa Offshore også oppgraderte de tre andre Cat D-riggene etter vannlekkasjen.
Konsernsjef Bjørnar Iversen bekrefter at også de tre søsterriggene ble utbedret etter hendelsen på Songa Encourage.
– Det handler om å være på den sikre siden, sier Iversen.
– Lekkasjen på Encourage avdekket en svakhet. Derfor valgte vi å sette inn nytt utstyr for å hindre at noe lignende skulle skje igjen.
Ville unngå ny smell
Arbeidet innebar blant annet bytte til såkalt «hard piping» og modifikasjoner på ballastsystemene. Ifølge Iversen ble imidlertid ikke riggene Equinox og Endurance tatt til land for oppgraderingsarbeidet.
Songa Enabler var i januar i opplag og lå uansett til kai på Olavsvern utenfor Tromsø.
Dermed ble de økonomiske konsekvensene av oppgraderingene begrenset.
– Det dreide seg om noen hundre tusen dollar. Det blir nesten som en del av driften, sier Iversen.
– Førs når skaden skjer, som på Encourage, blir det snakk om store summer. Det var det vi ville unngå.
De fire riggene, kalt CAT D-rigger, er spesialbygget på oppdrag fra Statoil og er på langtidskontrakter med selskapet.
De første riggene kom i drift mot slutten av 2015 og opplevde begge en del startproblemer, mens de siste to ble satt i drift i fjor. Iversen mener imidlertid ikke det er et svakhetstegn at alle de nærmest helt nye riggene måtte oppgraderes.
– Detter er en utskiftning av en svakhet. Sånn er det når rigger kjøres inn. Det er omtrent som å flytte inn i et nytt hus. Det finnes alltid småting som må justeres, sier konsernsjefen.
Ikke krav
Ettersom Songa Encourage er norskregistrert og vannlekkasjen er knyttet til maritime systemer, er det Sjøfartsdirektoratet som har fulgt opp hendelsen på vegne av norske myndigheter.
Ifølge underdirektør Åse Waage i avdelingen for flyttbare innretninger har ikke direktoratet krevd at Songa skulle oppgradere alle de fire riggene.
– Dette er gjort på eget initiativ. Med bakgrunn i erfaringene med Songa Encourage så selskapet at en slik oppgradering ville gi bedre sikkerhet, sier Waage.
Også Petroleumstilsynet har fulgt hendelsen tett.
– Vi ser alvorlig på hendelsen, som skjedde mens innretningen var i petroleumsvirksomhet, sa pressekontakt Øyvind Midttun til Sysla få dager etter hendelsen.
Invester i dine ansatte: For under fem kroner per dag kan du og dine kollegaer få full oversikt på de viktigste bransjene i Norge. Send oss en epost for tilbud på bedriftsabonnement. Hvis du vil prøve Sysla i en måned for 1 krone, klikk her
De har mistet 1000 kolleger. Nå tror tillitsvalgte i riggselskapet North Atlantic Drilling at de snart skal få noen nye.
– Vi ser at det kommer mer jobb å gi anbud på, og det øker på, både på norsk og britisk sokkel. Mot slutten av året vil jeg tro at vi har to til tre rigger til i arbeid. Og da må vi jo ansette, sier Arild Berntsen i LO-forbundet Indsutri Energi til Aftenbladet.
En rigg sysselsetter mellom 160 til 180 personer, i tillegg til et titalls ansatte på land. Klubbnestleder Kenneth Drageide nikker på nabopulten.
– Vi har blant de første som merket nedgangen. Nå håper vi at vi skal være de første opp igjen, sier han.
Brutalt fall
Nå er de rundt 400, offshore og på land, igjen i North Atlantic. Rundt 1000 har altså sluttet, inkludert konsulenter. Hvis noen trenger et bilde på hvordan oljenedturen ser ut, kan aksjekursen til riggselskapet brukes: 9. juni 2014 kostet en aksje i North Atlantic 113,9 dollar på New York-børsen. 10 dager senere stoppet oljeprisen på 115,19 dollar og begynte å falle.
Mens oljeprisen har klatret litt opp igjen, og nå ser ut til foreløpig å ha stabilisert seg over 50 dollar, har fallet for North Atlantic vært brutalt. Nå ligger aksjekursen rett i overkant av 1 dollar.
Vil tilbake
På klubbkontoret ser situasjonen likevel altså lysere ut enn for et år tilbake.
– Vi har moderne rigger, som står klare for å begynne å jobbe igjen. Vi har tro på at bunnen er nådd og at situasjonen er i ferd med å snu. De som har sluttet, har to års rett på å få tilbake jobben. Nå kan det være håp, sier klubbleder Berntsen.
– Vil de komme tilbake?
– De fleste vil nok det. Men noen er nok blitt skeptiske. De har fått seg fast jobb på land og vil nok tenke seg om før de går tilbake til en usikker bransje.
Les hele saken på aftenbladet.no (abo.).
De bommet grovest av alle på hvor ille 2016 skulle bli. Nå spår offshore-entreprenørene selv at det vil ansettes 270 nye i år.
I går la Norges Rederiforbund sin konjunkturrapport, helseerklæringen for norske rederier.
Det var ikke spesielt lystig lesning.
Omsetningen i fjor ble enda verre enn rederiene hadde sett for seg, og de som bommet grovest var offshore-entreprenørene, altså eierne av mobile rigger, boreskip, losjienheter og flytende produksjonsenheter for olje og gass.
De forventet en reduksjon på 4,6 prosent, mens estimatet i rapporten viser en reduksjon på hele 28 prosent.
Tror ikke på ansettelsesfest
Men nå kan situasjonen være i ferd med å snu, mener senioranalytiker Janne Kvernland i Nordea etter å ha hørt riggselskapene legge fram sine siste kvartalsresultater og snakke om utsiktene framover.
For oljeselskapene har begynt å interessere seg for borerigger igjen.
– Interessen har ikke materialisert seg i nye oppdrag, men riggselskapene får flere forespørsler. Det kan være positivt, ikke for i år, men for 2018, sier Kvernland til Stavanger Aftenblad.
Riggeksperten tror imidlertid ikke på noen umiddelbar ansettelsesfest i bransjen.
Vil ansette 270
Det gir administrerende direktør Sturla Henriksen i Norges Rederiforbund henne rett i, men tegn til lysning er det likevel:
Mens offshore-rederiene forventer videre nedbemanninger i år, svarer offshore-entreprenørene at de forventer en netto oppbemanning på 270 ansatte i 2017, ifølge konjukturrapporten.
Nordea har likevel et negativt syn på riggsektoren.
– Det er alt for mange rigger. Flere må skrotes og etterspørselen må stige for å kunne friskmelde markedet. Siden er for mange rigger, mener vi at presset på ratene vil vedvare. Vi har fortsatt for mye gammel riggkapasitet for norsk sokkel, sier Kvernland til Aftenbladet.
Når bunnpunktet i 2017
For rigganalytiker Lars Eirik Nicolaisen hos Rystad Energy er det ikke veldig overraskende at det snakkes om ansettelser i bransjen nå. Men det betyr ikke at han tror på full fest og jubelbrus framover.
– En stund nå har vi sett konturene av bunnen. Vi har ennå ikke lagt den bak oss, men det er ikke så langt unna. I praksis vil det si at vi når bunnpunktet i 2017 en gang, og at 2018 blir bedre enn 2017, sier Nicolaisen til Aftenbladet.
I februar 2016 lå 100 skip og 16 rigger tilhørende Rederiforbundets medlemmer i opplag.
Ett år senere teller vi 158 skip og 25 rigger fra deres medlemmer i opplagsbøyene, og den krevende situasjonen ser ut til å vedvare også gjennom 2017, ifølge Henriksen.
Miljødirektoratet har mottatt søknad fra Statoil om tillatelse til boring av letebrønn 6507/8-9 Carmen i Norskehavet.
Oppstart vil være tidligst i midten av mai.
Letebrønnen er lokalisert cirka 10 km nordøst for Heidrun TLP og 160 km fra land, Vikna i Nord-Trøndelag, melder Miljødirektoratet.
Boringen planlegges utført med den halvt nedsenkbare boreriggen Deepsea Bergen. Estimert varighet for hovedbrønn er 30 dager, skriver Statoil i sin søknad.
Maersk Invincible kommer i arbeid på Valhall-feltet.
– Med dagens rotasjonsordning snakker vi vel om rundt 300 jobber i direkte tilknytning til arbeidsoperasjonen riggen skal ut på, forklarer Jakob Korsgaard, administrerende direktør i Maersk Drilling Norge, til Aftenbladet.
Med Maersk Invincible på plass i Norge, er den fjerde toppmoderne XLE-riggen i rekken ferdig, og satsingen som Maersk satte i gang i 2011 fullført. Selskapet har brukt vel 16 milliarder kroner på de fire riggene, den siste riggen er bygget ved DSME-verftet i Busan i Sør-Korea, mens de tre første ved Keppel-verftet i Singapore.
Samtlige av riggene i XLE-katgorien er på kontrakter på norsk sokkel. Maersk invincible skal til Valhall-feltet, mens de tre andre er henholdvis rekvirert til Martin Linge (Maersk Intrepid), Gina Krog (Maersk Integrator) og Ivar Aasen (Maersk Interceptor).
Maersk Invincible har en femårskontrakt med Aker BP for brønnplugging på Valhall-feltet. Kontrakten har en verdi på 812 millioner dollar, vel 6,9 milliarder kroner. Maersk har også oppsjon på 1 ganger fem år, slik at riggen kan være i arbeid i totalt 10 år.
Les hele saken på aftenbladet.no (abo.).
Selv et «verst tenkelig» oljeutslipp i havområdene utenfor Lofoten vil ikke redusere skreibestanden med mer enn 12 prosent, viser en fersk rapport.
Det er et skrekkscenario: En ulykke gjør at 28.300 fat olje strømmer ut i havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja – hver dag i 90 dager. Hva gjør det med skreibestanden?
Ikke fryktelig mye, ifølge en ny forskningsrapport laget av Akvaplan-niva, Havforskningsinstituttet, Sintef og Universitetet i Tromsø. Prosjektet er finansiert av Norges forskningsråd og flere oljeselskaper, skriver Aftenposten.
Forskningsinstitusjonene har utviklet et modelleringssystem for å beregne effekten på skreibestanden av et tenkt oljeutslipp. Resultatene viser at skreibestanden er mindre sårbar for utslipp enn man først har antatt:
– Vi ble overrasket over at den modellerte effekten for skreibestanden i alle scenariene var såpass begrenset, sier seniorforsker JoLynn Carroll ved Akvaplan-niva, som har ledet prosjektet.
I rapporten presiseres noen viktige forbehold: Prosjektet har bare analysert effektene av utslipp på skrei og skreilarvenes hovedmatkilde raudåte, og ikke andre arter. Den tar ikke høyde for effekter på andre deler av økosystemet.
De foreløpige konklusjonene i rapporten ble presentert under konferansen Arctic Frontiers i januar, og er blitt godt mottatt av tilhengerne av konsekvensutredning av oljevirksomhet utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja.
Les hele saken på aftenposten.no.
– Dette er et veldig kjekt prosjekt å jobbe med, sier Hans Petter Bukkholm, prosjektleder for driftsforberedelser i Statoil.
I februar i fjor ble det klart at utvidelsen av Snorre-feltet, som skal øke utvinningen fra det 25 år gamle feltet fra 47 til 51 prosent, skal skje med en subsea-løsning fremfor en ny plattform.
Det innebærer at en rigg skal bore nye brønner, både i nord-, vest- og østlig del av feltet som ble oppdaget av Saga Petroleum i 1979.
Henges i hjørnet
Nesten all utvidelse vil altså skje med subsea-installasjoner på brønner om lag 350 meter under vann.
Det eneste synlige tegnet over vann, blir en modul som skal henges av på Snorre A-plattformen, som startet produksjonen i 1992.
Den såkalte riser hang-off modulen skal henges på det nordøstre hjørnet av plattformen, opplyser Bukkholm.
– Der skal de nye injeksjons- og produksjonsriserne henges. Så har vi noen manifold-systemer som skal samle rørene, samt nødavstengingsventiler og noen piggesluser som brukes når en ferdigstiller byggingen av rørledningene og ved eventuelle inspeksjoner, sier han.
Må fjerne vekt
En modul på rundt 650 tonn i hjørnet gjør sitt med stabiliteten på den flytende plattformen, som er forankret i havbunnen med strekkstag.
– Det blir også et vektfjerningsprosjekt, hvor vi fjerner utstyr som er faset ut, sier Bukkholm.
– Det er tidkrevende arbeid, men vi har allerede identifisert utstyr vi kan ta vekk. Det blir blant annet en ferskvannspakke, som allerede er erstattet av nytt utstyr.
Halv million timer – minst
Det er også planlagt andre modifikasjoner på plattformen, blant annet med prosessanlegget for oljestabilisering og gasskompresjon.
– Vi går for å tilrettelegge for fullstabilisering av oljen og gjøre den klar for transport. På Snorre-produksjonen er den ikke det i dag, sier Bukkholm.
Han anslår at det vil gå med mellom 500.000 og 600.000 arbeidstimer om bord på plattformen.
– Vi har gitt en feed til Aibel. I den feeden er det opsjon for en detaljprosjektering på hele jobben, som inkluderer modulen og installasjonsarbeidet, sier Bukkholm.
Feed betyr front-end, engineering og utviklingskontrakt.
Må godkjennes
Statoil og partnerne godkjente i desember i fjor at Snorre Expansion Prosjektet videreføres (DG2) og jobber videre mot en planlagt investeringsbeslutning (DG3) i slutten av 2017.
– Planen er at partnerskapet skal ta en beslutning i slutten av året. Deretter skal Stortinget ta stilling til plan for utbygging og drift av petroleumsforekomst (PUD).
– Kommer prosjektet til å gjennomføres?
– Vi jobber nå hardt for å modne fram et godt prosjekt, og så blir det opp til myndighetene og partnerne å godkjenne prosjektet, sier Bukkholm.
Valgte vekk plattform
Utvidelsen er ett av Statoils kommende gigantprosjekter på norsk sokkel. De to andre er Johan Castberg og Johan Sverdrup fase 2.
I februar i fjor besluttet partnerskapet å gå videre med en undervannsløsning som mulig utbyggingskonsept og har jobbet med å modne denne videre.
Det er aktuelt å bygge ut feltet med seks havbunnsrammer, hver med 4 brønnslisser.
Rammene vil settes over lokasjonene hvor det er høyest potensiale for gjenværende ressurser.
Det planlegges 11 produksjonsbrønner og 11 injeksjonsbrønner.
Øker til 51 prosent
Statoil har ikke oppdatert kostnadsanslaget for utbyggingen. Dette ligger foreløpig på mellom 24 og 28 milliarder kroner.
Planlagt utvinningsgrad i dag er 47 prosent og det er forventet at denne vil øke til 51 prosent på Snorre-feltet som følge av et eventuelt vedtak om å gjennomføre Snorre Expansion.
ABBs marinevirksomhet samarbeider med Presserv om vedlikeholdspakker for fartøy i olje- og gassindustrien som går i opplag for lengre perioder.
– Det er et tegn i tiden at det er stor etterspørsel etter slike tjenester, og vi er alltid lydhøre for hva kundene ønsker. Å legge fartøy i opplag er en spesiell situasjon som betinger ekspertise på preservering for ikke å forringe utstyret om bord. Vi ser frem til å samarbeide med Presserv som har omfattende erfaring med preservering, sier Pål Nikolaysen, leder for Offshore Service i ABBs marineavdeling.
Avtalen mellom selskapene innebærer at ABB vil vedlikeholde elektriske systemer om bord i eksisterende fartøy for fremtidig drift
– Samarbeidet med ABB, som innehar høy kompetanse innen elektro og automasjon, betyr at vi kan levere nøkkelferdige løsninger for våre kunder, sier Kristian Høvring, Business Line Manager hos Presserv.
«Statoil har behov for en kritisk gjennomgang av sin internasjonale virksomhet, konkluderer Øystein Noreng, professor emeritus i petroleumsøkonomi ved Handelshøyskolen BI, i en kommentar i Teknisk Ukeblad.
– Tallene viser at Statoils godt betalte direktørstab i London, med ansvar for strategiutvikling og internasjonale operasjoner, har vært vesentlig mindre kompetente enn sine mer beskjedent gasjerte kolleger på Forus. Etter å ha gått gjennom årsrapportene for hele tidsserien siden børsnoteringen i 2001, trodde jeg ikke mine egne øyne sier han til Aftenbladet.
Investerer mest i utlandet
Noreng har gått gjennom Statoils resultater for perioden 2001 – 2016. Arbeidet er en del av et bokprosjekt som skal utgis i august.
Blant annet konkluderer han med at:
«Statoil har siden 2001 brukt mer penger enn selskapet har tjent, i motsetning til de fleste andre store oljeselskapene, med unntak av italienske Eni» skriver Øystein Noreng i Teknisk Ukeblad-artikkelen.
– Noe analytikerne er svært opptatt av
Analytiker Trond Omdal i Pareto Securities sier Norengs gjennomgang taler for seg selv.
Store investeringer og svak lønnsomhet internasjonalt viser et bilde som investorer og analytikere er svært opptatt av, ifølge oljeanalytikeren.
– Det har vært høy oppmerksomhet blant investorer og analytikere om den svake lønnsomheten i Statoils internasjonale virksomhet sammenlignet med den norske, sier Omdal.
Les hele saken på Aftenbladet.no (abo)
– Modnere fase
Det går bedre på norsk sokkel fordi feltene er i en modnere fase. Det svarer Statoil på kritikken av en utenlandssatsing som går i tap, skriver Aftenbladet.
Da markedet sviktet i Norge, holdt Oiltec Solutions seg flytende. Årsak: økende eksport av teknologi og store, nye kontrakter i Mexico.
– Vi har jobbet lenge med å komme inn på det meksikanske markedet. Det har tatt tid, mye på grunn av krevende prosesser. Men ting falt på plass, og dermed sikret vi oss to viktige kontrakter, sier Tom Bremer, daglig leder i Oiltec Solutions.
Fall i produksjon
Ifølge Bremer har Mexicos nye energireform åpnet for nye muligheter. Selskapet har også fått rådgiving og bistand fra Norwegian Energy Partners, det sammenslåtte INTSOK og INTPOW.
OILTEC SOLUTIONS
Statskontrollerte Petroleos Mexicanos’ (Pemex) er midt i en stor omstilling. Selskapet jobber nå for å møte konkurransen med andre store oljeselskaper som får tilgang til Mexicos olje- og gassmarked.
– Nå som Mexico vil øke sin olje- og gassproduksjon, er det behov for treningsfasiliteter. På bare fem år har produksjonen i Mexico falt med nesten 200 millioner fat per år, noe som utgjør enorme tapte verdier for både Pemex og Mexico, sier Bremer.
Pemex-kontrakter
Oiltec har inngått kontrakter med Pemex, som blant annet innebærer at selskapet har levert produkter og tjenester til et treningssenter i Dos Bocas.
– Her har vi bygget opp et kompetansesenter, hvor simulatoren vår blir navet i treningen. Det skal bores komplekse brønner, og gjøres vanskelige operasjoner. Treningen er derfor et viktig element, og en av nøkkelfaktorene for å lykkes, sier Bremer.
I fjor var første gang Mexico holdt anbudsrunde for dypvanns olje- og gassblokker. Til sammen ble 10 dypvannsblokker lagt ut for anbud. Statoil ble tildelt to av disse.
Trener crewet
– Flere meksikanske crew skal trenes opp. Vi har vært mange turer til Mexico det siste året. Der har vi også fått oss noen overraskelser. Første gang vi var nede for å installere, ble vi møtt av en metallstruktur med et jordgulv. Simulatorbygget ble ferdigstilt samtidig som vi skulle installere teknologien vår. Men vi kom i mål, sier Bremer.
Eivind Rovik (t.v.) og Tom Bremer i Oiltec. Foto: Ane M. Knoph
I Norge har Oiltec et tett samarbeid med eDrilling og Maersk Training. Sammen har de tre selskapene to simulatorer i sitt treningssenter på Forus. Hele borecrew kommer hit for å øve på det som kan skje offshore.
– Å drille på sikkerheten er utrolig viktig. En ting er å lære det i teorien, men det å ha egen erfaring fra simulatortrening, kan være skillet mellom en potensiell ulykke og det å kontrollere hendelsen på en sikker og trygg måte, sier Eivind Rovik, teknisk direktør i Oiltec.
Er optimistiske
Oiltec har hatt krevende år, men har likevel unngått røde tall. Da Norge opplevde paniske kutt, leverte selskapet teknologien sin til flere andre land.
– I 2015 omsatte vi for 33 millioner kroner og hadde et EBITDA-resultat på vel 3,2 millioner kroner. 2016 ble noe svakere på omsetning og resultat. Men vi er optimistiske for 2017. Vi ser at både olje- og gassomsetningen innenlands, samt eksport tar seg opp, sier Bremer.
Seadrill sier at det ikke vil komme i mål med en redningsplan før 31. juli, etter tidligere å hatt mål om å bli ferdig 30. april.
Selskapet er blitt enig med bankene sine om å utsette en rekke nedbetalinger, skriver E24.
I to år har Bjørn Torkildsen og Incus Investor ryddet opp i gamle problemer. Nå starter et nytt kapittel med positivt fortegn.
Det børsnoterte investeringsselskapet Incus Investor, som inntil i fjor var kjent som Scana Industrier, har kjempet i motbakke i mange år.
Selskapet har ikke hatt positivt resultat siden 2009, og totalt er om lag én milliard kroner tapt i perioden.
Flere ganger har selskapet behøvd hjelp fra aksjonærer og banker for å overleve.
Bjørn Torkildsen overtok som styreleder i 2013 og satte i gang en prosess for å rydde opp.
Ny strategi
Våren 2015 ble det besluttet at selskapet skulle gå fra å være et industrikonsern til å bli et investeringsselskap, og samme høst overtok han også jobben som toppsjef.
– De siste årene har handlet om å få kontroll over selskapet, sier Torkildsen.
Men nå starter en ny fase. Selskapet starter jakten på bedrifter det kan kjøpe.
– Et investeringsselskap skal selge og kjøpe. Foreløpig har vi ikke hatt mulighet til det siste. Nå går vi ut i markedet og leter aktivt etter potensielle oppkjøpskandidater, sier Torkildsen.
Han mener to forhold skiller Incus fra tradisjonelle investorselskaper.
– Det første er vår industrielle bakgrunn og erfaringen med å snu selskaper. Vanligvis går investorer inn i gode selskaper, men vi måtte begynne med flere problembarn i den eksisterende porteføljen.
– Det andre er at vi er børsnotert. Det betyr at vi har en mer fleksibel tidshorisont.
Fleksibilitet
Han peker på at private equity-selskaper ofte har som strategi å eie et selskap i et gitt antall år, for så å selge med gevinst og sørge for utbytte til sine eiere.
– Det trenger ikke vi. Våre aksjonærer kan selv velge å selge Incus-aksjene når de vil, og vi kan eie bedrifter så lenge vi mener vi tjener mer på å beholde selskapene enn å selge.
Incus vil gå bredt ut når det nå skal letes etter oppkjøpskandidater.
– Vi er i utgangspunktet fleksible med tanke på bransjer, men vil foretrekke områder der vi har erfaring.
– Er dette et godt tidspunkt for å kjøpe bedrifter i oljesektoren?
– Ja.
– Vi har god tro på olje og gass framover. Samtidig er det vanskelig å si når det virkelig vil snu. Vi vil derfor basere oss på bedrifter vi tror vil levere umiddelbart.
Tror på tillit
Torkildsen har flere krav når han skal lete etter selskaper å kjøpe.
– Vi vil ikke gå inn i selskaper som ligger helt nede med brukket rygg, for så å bygge dem opp igjen. Vi kommer heller ikke til å investere i oppstartsbedrifter – der er risikoen for stor. I tillegg er det et ønske at bedriftene har hovedkontor i Norden.
Ifølge Torkildsen har selskapet ingen forhåndsdefinert sum å investere for. Strategien er å hente penger i markedet når det dukker opp interessante muligheter.
– Med vanskelighetene selskapet har hatt, har dere tillit nok til å kunne hente penger i markedet?
– Jeg tror det ser positivt på den snuoperasjonen vi har foretatt de siste to årene. Vi har fått kontroll på gjelden og bedret driften.
Skifter fortegn
Samtidig vedgår Torkildsen at bankene fortsatt holder et tett øye med virksomheten.
– Det er naturlig med de problemene som har vært. Samtidig tror jeg også bankene har respekt for arbeidet vi har gjort for å få kontroll.
Torkildsen ser fram til å gå inn i en ny fase.
– Til nå har vi hatt en periode med negativt fortegn på det vi har holdt på med – nå starter vi med positivt fortegn. Jeg tror selskapet kommer til å vokse betydelig i tiden framover, sier han.
Det var produksjonsbrønn 31/2-Y-21 AY2H på Troll-feltet i Nordsjøen.
BRØNNER PÅ NORSK SOKKEL
Alle undersøkelses- og produksjonsbrønner som er boret på norsk sokkel siden 1966 er registrert på faktasidene med brønnbanebenevnelse og brønn-ID.
Det er på denne oversikten Troll-brønnen har tikket inn som nummer 6000. Vitenskapelige brønner og grunne boringer er ikke med på denne lista.
I ODs steinlager er det prøver fra borekjerner og kaks fra så godt som alle letebrønner som er boret, i tillegg finnes alle kjerner og mye borekaks fra samtlige produserende felt. Alt dette er tilgjengelig for allmennheten. Det samme er informasjon om for eksempel trykk, temperatur, porøsitet og permeabilitet i brønnene.
Mange kommer for å studere utsnitt av borekjerner, ofte i forbindelse med søknader til Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) eller ordinære konsesjonsrunder. I dag er det seks ukers ventetid for slike besøk.
– Etter at Johan Sverdrup ble påvist i 2010, var det for eksempel stor rift om å undersøke kjerner fra funnbrønnen, opplyser dataforvalter Per Henning Sæle i OD.
Det skriver Aftenbladet.
Som aksjonær i Statoil vil Besteforeldrenes Klimaaksjon, med Guttorm Grundt i spissen, komme med følgende forslag til vedtak på generalforsamlingen 11. mai:
”Styret legger frem en strategi for, og konsekvensvurdering av, en full avvikling av all ny letevirksomhet og prøveboring etter fossile energiressurser. De innsparte investeringsmidlene forutsettes øremerket økt satsing på fornybar energi og energieffektivisering av eksisterende og vedtatte anlegg. Strategien, med konsekvensutredning, presenteres i årsrapporten for 2017/18.”
Grundt har på vegne av besteforeldrene i flere år deltatt på Statoils generalforsamling, der han i flere år la fram aksjonærforslag om å avvikle selskapets oljesandvirksomhet i Canada.
I aksjonærforslaget kommer det fram at besteforeldrene mener at dette nedsalget, sammen med selskapets klimaveikart fram til 2030, betyr at de mener det kanskje ennå er håp.
Samtidig stiller de spørsmål om Statoils planlagte økning i investeringer i fornybar energi og lavkarbonløsninger til 15-20 prosent innen 2030 er stor nok til å kompensere for klimaeffektene fra fortsatt leting etter ny olje og gass.
Greenpeace, en annen Statoil-aksjonær, er også opptatt av Statoils letevirksomhet i sitt forslag til vedtak, spesielt i Barentshavet.
Miljøorganisasjonen mener at generalforsamlingen bør stemme for at Statoil avstår fra å bore letebrønner i PL859 (Korpfjell) og PL855 (Gemini Nord).
Bakgrunnen for dette forslaget er at Greenpeace Norden, sammen med Natur og Ungdom, har stevnet den norske stat for retten for å få stanset tildelingen av oljelisenser i Barentshavet.
De mener Grunnlovens paragraf 112 ble brutt da nye områder ble åpnet for olje- og gassvirksomhet i 23. konsesjonsrunde. Den såkalte miljøparagrafen slår fast at staten skal verne om naturen og miljøet for framtidige generasjoner.
Søksmålet skal opp i Oslo tingrett mellom 13. og 24. november 2017.
«Mens sakens parter avventer endelig dom, vil det derfor være uforsvarlig for noe selskap å starte oljeaktivitet, uavhengig av karakter, i de aktuelle lisensområdene,» heter det i aksjonærforslaget fra Greenpeace.
Styret i Statoil anbefaler at generalforsamlingen stemmer mot begge forslagene.
Les hele saken hos Stavanger Aftenblad.
Lundin Norway AS, operatør for utvinningstillatelse 338, har avsluttet boringen av avgrensningsbrønn 16/1-27 på oljefeltet Edvard Grieg i den midtre delen av Nordsjøen, melder Oljedirektoratet.
Brønnen er boret om lag tre kilometer sørvest for Edvard Grieg-plattformen.
Feltet ble påvist høsten 2007, og består av reservoarbergarter av kritt og jura/trias alder. Før brønn 16/1-27 ble boret, var operatørens ressursanslag for feltet på 35 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter.
Hensikten med brønnen var å undersøke feltets utstrekning, reservoaregenskaper og total oljekolonne i det sørvestlige delen av Edvard Grieg-feltet. I tillegg var formålet å optimalisere dreneringsstrategien for å kunne plassere utvinningsbrønner best mulig i dette området.
Brønn 16/1-27 påtraff en total oljekolonne på 15 meter i sandsteiner av kritt og trias/jura alder med meget god reservoarkvalitet. Totalt var sandsteinsintervallet på 94 meter, en økning fra 38 meter forventet før brønnen. Olje/vann-kontakten ble påtruffet 1948 meter under havflaten som er ni meter dypere enn kontakten i den øvrige delen av Edvard Grieg feltet.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Foreløpige beregninger viser at resultatene fra brønnen kan føre til en økning på mellom 1.6 til 4.8 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbart olje i denne delen av Edvard Grieg-feltet. Videre arbeid er ventet å redusere usikkerheten i dette estimatet. Resultatene har gitt verdifull informasjon med hensyn til endelig plassering av produksjons- og vanninjeksjonsbrønner.
16/1-27 er den 11. letebrønnen i utvinningstillatelse 338 og den åttende letebrønnen på Edvard Grieg. Tillatelsen ble tildelt i TFO 2004.
Avgrensningsbrønn 16/1-27 ble boret til et vertikalt dyp på 2229 meter under havflaten, og er avsluttet i granittisk grunnfjell. Havdypet er 108 meter. Brønnen er permanent plugget og forlatt.
Brønnen ble boret av boreinnretningen Island Innovator.
Prisen hoppet umiddelbart nesten 1 dollar etter uttalelsen til de to landenes oljeministre tidlig mandag morgen. Noen timer senere ble nordsjøolje omsatt for 52 dollar fatet.
Avtalen mellom oljekartellet OPEC, Russland og flere andre oljeprodusenter bør forlenges til mars neste år, mener Russland og Saudi-Arabia.
De to landene er «enige om å gjøre hva enn som trengs for å oppnå målet om å stabilisere markedet». OPEC skal møtes 25. mai, og der ligger det an til at også de andre OPEC-landene vil gå med på å forlenge avtalen nå som Saudi-Arabia er blitt enig med Russland, skriver nyhetsbyrået Reuters.
Avtalen om produksjonskutt ble opprinnelig inngått i fjor, og inntil nå har planen vært at den skulle vare fram til i sommer.
Mens OPEC, Russland og flere andre land har kuttet sin produksjon, har produksjonen av såkalt skiferolje i USA gått opp. Dette har bidratt til å forhindre en kraftig oljeprisøkning som følge av OPEC-avtalen.
Det kommer frem i en børsmelding fra selskapet mandag.
Idar Hillersøy, som tiltrådte som administrerende direktør i Siem Offshore høsten 2015, forlater dermed selskapet etter mindre enn to år i stillingen.
– Han bor i Stavanger, har familie der, og har pendlet til Kristiansand mens han har jobbet her. Det har han sagt han ikke ønsker lenger, sier styreformann i selskapet, Eystein Eriksrud.
Han legger til at begge parter beklager situasjonen slik den nå står. Styreformannen forteller at selskapet ikke var forberedt på beskjeden, da den kom.
– Dette kom brått på for oss, sier Eriksrud i en kort kommentar.
Partene satt mandag morgen i møte, da Sysla Offshore tok kontakt med styrelederen. Det er allerede klart at Bernt Omdal, som ble ansatt som head of chartering i selskapet sommeren 2011, vil gå inn som ny administrerende direktør.
– Det er en naturlig overtakelse. Han kjenner selskapet godt, kjenner kundene og er god på drift. Vi anser det som en veldig god løsning, sier Eriksrud.
Omdal vil gå inn i stillingen om kort tid, men styrelederen opplyser at det vil bli en kortere overgangsperiode før Omdal tar helt over.
Hillersøy har mandag morgen ikke vært tilgjengelig for kommentar om at han forlater selskapet.
Siem Offshore hadde i fjor inntekter på 469,1 millioner dollar, en vekst på 11 prosent fra 422,5 millioner året før.
På bunnlinjen ser det imidlertid verre ut. Resultatet på minus 96,2 millioner dollar før skatt var riktignok en halvering av underskuddet fra året før, men rederiet understreker at det fortsatt ser mørkt ut.
– Lav aktivitet i oljeserviceindustrien har ført til laverer rater og lengre perioder uten arbeid. Vi tror overskuddskapasiteten vil vare i flere år framover og fortsette å gjøre markedet vanskelig, noe som kan tvinge flere skip i opplag, skrev selskapet i kvartalsrapporten i februar.
I februar i fjor ble selskapet også dømt til å betale en bot på 5 millioner kroner for skattesvik i årene 2005-2007.
I mai tilbyr vi halv pris på bedriftsabonnement.
Kr 990,- per bruker per år, så lenge dere tegner for minst tre brukere.
Abonnementet gjelder for Sysla.no, Sysla Offshore, Sysla Maritime og Sysla Grønn.
Send e-post til abonnement@sysla.no eller ta kontakt her.
Lundin har søkt Miljørdirektoratet om tillatelse til boring av letebrønn 7220/6-3 Børselv i Barentshavet.
Brønnen skal bores med Leiv Eiriksson.
Brønnen er lokalisert vest i den sentrale delen av Barentshavet. Forventet borestart er i august 2017.
Planlagt varighet for hele operasjonen, som omfatter boring av en hovedbrønn, og eventuelt et sidesteg og en brønntest, er 53 dager.
Dagen etter at delelinjeavtalen med Russland trådte i kraft 7. juni 2011 gikk de første seismikkbåtene inn i det som tidligere var omstridt område, for å starte kartleggingen av den nye norske sokkelen inn mot Russland. Sju år senere har kartleggingen i regi av Oljedirektoratet snudd opp ned på den konvensjonelle kunnskapen om Barentshavet som et område der det er størst sjanse for å finne gass.
Dette kom fram på et seminar i regi av Oljedirektoratet i Oslo tirsdag.
Forventer mest olje
I den nordøstlige delen av Barentshavet som ligger sørøst for Svalbard, startet kartleggingen i 2012. Når seismikken i det 170.000 kvadratkilometer store området blir sammenholdt med grunne boringer, får det store utslag for geologenes ressursestimater.
– Våre anslag viser at det er 60 prosent væske og resten gass i disse områdene. Dette er helt motsatt av forholdene i Barentshavet sør, der det er størst sannsynlighet for å finne gass. Dette er forskjellig fordi petroleumskilden i den nordlige delen av Barentshavet sannsynligvis er oljegenererende, sier letedirektør Sissel Eriksen i Oljedirektoratet.
Dobler anslagene
Tolkingen av den nyinnsamlede seismikken gjør at anslaget for utvinnbare ressurser i Barentshavet nesten kan dobles. I desember i fjor lød ressursanslaget på 1395 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Ved utgangen av april 2017 er dette økt til 2.525 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
– Vi tror nå at nesten 65 prosent av de uoppdagede ressursene befinner seg i Barentshavet. For et år siden utgjorde Barentshavet 49 prosent, opplyste Eriksen tirsdag.
Større enn Nordsjøen
Barentshavet nordøst er 10.000 kvadratkilometer større enn sokkelen i Nordsjøen. Kartleggingen viser nye og lovende strukturer og høyder i det nordøstlige Barentshavet. Størrelsen på Sentralbankhøgda og Olgabassenget er justert kraftig opp, og i tillegg en ny struktur Kong Karl-plattformen.
– Vi anser disse for å være særlig interessante i petroleumssammenheng. Vi vet at høydene skiller seg positivt ut, sier letedirektøren og peker på at oljefunnene vest i Barentshavet alle er gjort på geologiske høyder som kan lukke inn oljen.
De lovende strukturene strekker seg fra den nye grensen mot Russland og vestover inn mot Svalbard. Oljedirektoratet understreker at størrelsen på strukturene ikke nødvendigvis sier noe om størrelsen på eventuelle ressurser.
– Men vi snakker om betydelige muligheter både i antall og i størrelse, sier Eriksen.
Mer kartlegging
Hun understreker at det gjenstår mye og ny kartlegging før det uåpnede området Barentshavet nordøst er like godt kartlagt som andre deler av norsk sokkel. I fjor inngikk Oljedirektoratet en avtale med sin russiske motpart om utveksling av seismiske data.
På russisk side i Barentshavet ble oljeselskapet Rosneft tildelt alle lisenser. De planlegger boringer i Barentshavet sør inn mot de åpnede delene av norsk sokkel, og vil gå lenger nord enten samme år eller i 2019.
– Resultatet av disse boringene er selvsagt svært interessant for vårt arbeid. Men det er Stortinget som avgjør om og når det kan bores på norsk side av grensen, sier letedirektør Sissel Eriksen.
