Fra slutten av juni vil riggen gå på suspensjonsrate. Den er 75 prosent av ordinær rate og riggen får dermed 277.000 dollar per dag.

Songa anslår at riggen vil være tilbake på kontrakt igjen i august. En kontrakt som går ut denne høsten.

I denne podcasten forklarer Statoil hvorfor de handler som de gjør i rigg- og boremarkedet:

Riggledigheten i oljebransjen vil fortsette å stige, og mange av riggene som blir ledige kommer trolig ikke tilbake, tror Nordea Markets.

–  Det kommer til å bli helt forferdelig i Nordsjøen de neste par årene. Vi tror at etterspørselen vil falle slik at betydelig flere rigger blir ledige, sier oljeserviceanalytiker Janne Kvernland i Nordea Markets til Finansavisen.

I tillegg til suspensjoner og kanselleringer, går flere rigger ut av eksisterende kontrakter. Ifølge rapporten fra Nordea vil 13 flytende borerigger ha fullført sine kontrakter på norsk sokkel før nyttår, og flere av de eldste riggene får kanskje aldri boreoppdrag igjen.

–  Å reaktivere en rigg som er 30 år gammel er mer risikofylt enn en som er 10 år gammel, og vi venter massiv riggdød i Nordsjøen.

I norsk sektor er mer enn 40 prosent av de flytende boreriggene over 20 år, og på britisk side er det 90 prosent. Kvernland anslår at 14 av riggene på norsk sokkel er skrapingskandidater.

Mer om den begredelige riggsituasjonen på norsk sokkel får du i denne podcasten:

Fred Olsen Energy melder at Statoil suspenderer riggen Bideford Dolphin.

Riggen vil bli suspendert når den har fullført en pågående brønn, estimert i slutten av juni, og er ventet tilbake i aktivitet i begynnelsen av oktober.

Riggen vil motta en suspensjonsrate på 80 prosent av avtalt dagrate i perioden.

Ifølge Offshore.no sin riggoversikt har Bideford Dolphin en kontrakt som strekker seg til januar 2017 med en avtalt dagrate på 474.000 dollar.   

Mer om Statoils strategi innen bore- og riggmarkedet får du i denne podcasten:

– Jeg kan bekrefte at vi er midt i en ny nedbemanningsrunde som rammer i underkant av 140 offshoreansatte og 25 på land, sier leder Espen Kristoffersen i fagforeningen Industri Energi i Dolphin Drilling.

Årsaken til kuttene er manglende oppdrag for riggen Borgland Dolphin, som, ifølge Offshore.no sin riggoversikt, er på utgående kontrakt med Rig Management Norway.

Fred Olsen Energy, som er morselskapet, vil ikke bekrefte tallene.

– Vi er midt i prosessen og kan ikke på nåværende tidspunkt bekrefte antallet som blir berørt, sier Hjalmar Krogseth Moe, finansdirektør i Fred Olsen Energy.

– I forbindelse med de fortsatt utfordrende tidene i næringen må tilpasse oss den fremtidige aktiviteten og redusere kostnader. I denne forbindelse har vi inngått samtaler med fagforeningene i Norge med tanke på disse prosessene, sier Krogseth Moe.

Selskapet var også i fjor vår gjennom en større nedbemanningsrunde der 160 offshoreansatte og 20 på land ble rammet.

Bakgrunn og innsikt i den håpløse situasjonen i riggmarkedet får du i denne podcasten:

Det skriver Firdaposten. 

Riggen vil motta en suspensjonsrate på 80 prosent av avtalt dagrate i perioden.

Ifølge Offshore.no sin riggoversikt har Bideford Dolphin en kontrakt som strekker seg til januar 2017 med en avtalt dagrate på 474.000 dollar.   

Etter dødsulykken på COSL Innovator 30. desember 2015, konkluderte Petroleumstilsynet med at riggen ikke hadde klaring (air gap) på 1.5 meter mellom underkant av nederste dekk og høyeste bølgetopp og at innretningens overbygg ikke var dimensjonert for å motstå horisontale bølgelaster.

– Juridisk diskusjon
Selskapet fikk derfor pålegg om å «verifisere at innretningene COSLInnovator, COSLPromoter og COSLPioneer, etter gjennomførte modifikasjoner etter hendelsen, er i samsvar med rammeforskriften».

På grunn av nye opplysninger i saken, trekkes nå pålegget, bekrefter Petroleumstilsynet overfor Offshore.no.

– Det har i etterkant vært en juridisk diskusjon om grunnlaget for dette pålegget. Konklusjonen er at pålegget frafalles, sier informasjonssjef Inger Anda i Ptil.

– I hvilken grad frikjenner dette riggselskapet for ansvar i forbindelse med ulykken?
– Frikjenne blir et feil ord. Vi har endret granskingsrapporten for å reflektere at forholder knyttet til air gap og horisontale bølgeslag ikke representerte regelverksbrudd på hendelsestidspunktet.

Ptil, Sjøfartsdirektoratet og DNV GL nå i gang med å tydeliggjøre sine krav for å sikre at ny kunnskap, som har kommet fram i forbindelse med ulykken, blir ivaretatt.

– Lettelse
Petroleumstilsynet konkluderer altså med at riggens design og dimensjonering ved ulykkestidspunktet var og er i samsvar med byggeforskriften.

– Vi har hele tiden vært opptatt av å forstå og lære mest mulig av denne tragiske hendelsen, som har berørt hele bransjen. Vårt ansvar er å sørge for trygge arbeidsplasser. Derfor var det tungt å ta inn over seg Petroleumstilsynets opprinnelige konklusjon, om at brudd på regelverket knyttet til riggens design og dimensjonering sannsynligvis hadde betydning for skadeomfanget. Selv om dette nå ikke endrer noe for ulykkens tragiske utfall, er det en betydelig lettelse for oss alle at Petroleumstilsynet endrer sitt vedtak, sier Jørgen Arnesen, administrerende direktør i COSL Drilling Europe, ifølge selskapets egen nettside.

For mens 13 rigger alt har gått av kontrakt og ligger arbeidsledige når vi skriver juli, vil antallet rigger uten jobb bare fortsette å stige etter sommeren.

Denne høsten går kontrakten for ytterligere 11 ut.

Da settes et historisk bunn-nivå for utnyttelsegraden av borerigger i Norge. Gitt at det ikke tildeles nye oppdrag, vil halvparten av riggene i Norge være uten jobb.

Dette står i sterk kontrast til det vi har sett fra tidlig på 2000-tallet. Da fikk alle rigger kontrakt, gjerne før de var bygget.

Hvem skraper først?
Med så stort overskudd på rigg forventer de fleste at noen rigger må ut av markedet for å få balanse igjen.

40 semi-rigger, 33 jack Up-er og 9 boreskip er tatt ut av markedet verden over.

På norsk sokkel er ingen rigger skrapet ennå, selv om mange venter på at dette må skje for å få ned tilbudssiden.

– Det er vanskelig å si hvem som må skrape først, men hvis man ser på listen over rigger som kan bli ledige i nærmeste fremtid så er de fleste selskapene eksponert med gamle rigger. Hvis disse riggene på toppen av det hele skal inn til SPS uten å ha ny kontrakt så tror vi ikke at riggene vil overleve en ny syklus.

Slik vurderte Anders Bergland, rigganalytiker i Clarksons Platou Securities situasjonen da Offshore.no spurte han om skraping i fjor høst.

Kan slå tilbake med full styrke

Han mener trenden vi ser nå vil slå tilbake på dem som vil ha rigg om noen år.

– Med et vedvarende svakt riggmarked vil de dårligste riggene antagelig bli cold stacked eller skrapet, mens de beste og mest moderne riggene vil forlate norsk sokkel hvis de får mulighet. På generelt grunnlag er NCS-rigger høyere spekket enn andre og burde ha en fordel vis a vis disse når de konkurrerer om kontrakter. Hvis dette skulle materialisere seg vil det fort kunne oppstå en situasjon hvor det blir mangel på rigger og vi går fra et overskudds-scenario til underskudd med en kraftig økning i ratene som en følgeeffekt, utdyper han.

At halvparten av riggene står uten kontrakt til nyttår, baserer seg på at ingen får nye før den tid. Som vi har skrevet om før, er det en god del riggjobber på gang – men disse starter ikke ennå. Dermed går vi mot en svart høst.

Kommende riggkontrakter:

Senest i forrige kvartalspresentasjon oppga riggselskapet at de forventet at kontrakten ville strekke seg til 1.kvartal 2017.

Nå melder riggselskapet at boreprogrammet for riggen har blitt vesentlig kortet ned av noen av klientene.

Det estimereres at riggen går av kontrakt alt i august i år.

Riggen er leid ut til Wintershall, Tullow Oil, E.ON Ruhrgas og Suncor Energy gjennom et rigg- konsortium satt sammen av Rig Management Norway.

– På grunn av vesentlig avvik mellom original kontrakt og det antall dager som riggen faktisk er i operasjon, vil selskapet undersøke våre juridiske rettigheter til å få tilbake deler av den reduserte inntekten.

Det skriver riggselskapet i dagens presentasjon ved fremleggelse av sine kvartalstall.

Etter det Offshore.no kjenner til blir riggen suspendert i tre måneder.

I tillegg skal den på verft for klassing. Riggen vil først ligge inne for demontering av utstyr som skal til overhaling i forbindelse med klassingen.

Deretter vil den ligge på suspensjonsrate i tre måneder. Den siste måneden vil overhalt utstyr bli satt på plass igjen.

Dermed vil den være ute av operasjon totalt fem måneder. Når suspensjonen starter er uklart.

Det er ikke mer enn en måned siden riggen fikk forlenget sin kontrakt med fire måneder, til oktober 2017.

Hvilken betydning suspensjonen får for de ansatte i Saipem, som eier riggen, er ikke klart ennå.

– Vi er nå i dialog med arbeidsgiver om både reduksjon i arbeidstid og lønn. Vi prøver å få til en liknende avtale som vi har inngått for dem på Scarabeo 5.

Det sier Robert Jaques de Vries, leder i Industri Energi i Saipem. Han opplyser at ordningen innebærer cirka 12 prosent reduksjon i arbeidstid og cirka 10 prosent i lønn.

Eni Norge, som leier riggen, har ikke svart på våre spørsmål om suspensjonen.

Men å skrape en eller flere gamle rigger for kun å fokusere på sine fire helt nye CAT D-rigger skjer ikke.

Songa Trym er alt i bøyen, til høsten følger Songa Dee og Songa Delta.

– Vi ser ikke aktivt på å skrape eller selge noen av disse tre enhetene, sier Songa-topp Bjørnar Iversen.

Kan bli service-rigg
Den første riggen som gikk av kontrakt for selskapet var Songa Trym. Den nest eldste riggen i Norge, bygget i 1976 og ombygget/modifisert flere ganger senere.

Riggen har vært budt inn som service-rigg på aktuelle kontrakter, men Iversen peker på at den fortsatt er en borerigg de har brukt mange penger på å holde i stand.

– Markedet er fremdeles veldig tøft og vi byr riggen der hvor vi mener den er konkurransedyktig. Vi har investert flere hundre millioner dollar i Songa Trym over en årrekke og riggen er en svært effektiv boremaskin, spesielt til leteboring og plugge-operasjoner. Vi har neste to år igjen til neste klasse så vi får se hvordan markedet utvikler seg det neste året. Riggen er svært konkurransedyktig og et kjempegodt verktøy de neste to årene for operatører som ønsker gjennomført konkurransedyktig letebrønner eller tyngre intervensjons-jobber. Utover det kan riggen eventuelt brukes som TSV (tender support vessel), sier han.

Venter med å klasse Delta
Songa Delta er suspendert fra sin Statoil-kontrakt fra den 20.juli til 20.august, ifølge Songa Offshore selv.

Etter dette er den uten oppdrag, men denne riggen står foran en stor utfordring med tanke på fremtiden; riggen må klasses. Siden dette koster mange titall millioner dollar blir klassingen satt på vent frem til nye oppdrag er sikret.

– Markedet i dag er svært vanskelig med dagrater rundt driftskostnadene og dermed ikke bærekraftig til å forsvare en klassing per i dag. Vi vil ikke gjennomføre klassing av Songa Delta før vi har en kontrakt/dagrate som kan forsvare dette økonomisk. Delta borer svært godt for tiden og leverer perfekte brønner som perler på en snor. Vi får igjen se hvordan markedet utvikler seg fremover og ta det derfra.

Den tredje riggen, Songa Dee blir også ledig etter sommeren. Denne er klasset for ikke lenge siden og har tre og et halvt år igjen til neste klassing.

Da sitter Songa Offshore med tre gamle rigger i opplag, samtidig som de har fire nye CAT D-rigger i drift for Statoil.

– Ser ikke lyst ut
Det åpenbare spørsmålet er om Iversen og co. burde kvitte seg med de eldste enhetene og kun fokusere på å makse ut potensialet i langtidskontraktene for CAT D-riggene.

– Vil Songa stå sterkere med bare å fokusere på CAT D?

– Vi i Songa Offshore-organisasjonen fokuserer på det som vi selv kan gjøre noe med. Det er å levere sikre –  og svært kostnadseffektive brønner til vår kunde Statoil, så får vi se hvor det tar oss. Vi håper selvsagt på økt borebehov på norsk sokkel, men det ser ikke så lyst ut akkurat nå for verken 2016 eller 2017.

Riggene som er solgt er Ensco 6003 og Ensco 6004, som nylig har boret i Brasil under navnene Pride Rio de Janeiro og Pride Portland, boreskipene Ensco DS-1 og Ensco DS-2, tidligere kalt Pride Africa og Pride Angola, samt jack-up-riggene Ensco 91 og Ensco 58.

Dette ifølge en flåteoppdatering.

Rundt 200 ansatte i landorganisasjonen til Songa Offshore vil miste jobben i løpet av året.

Nå kan over 300 offshoreansatte miste jobben i riggselskapet i løpet av høsten. Årsaken er at riggene Songa Dee og Songa Delta går mot slutten av sine kontrakter med Statoil.

– Vi har to rigger som går av kontrakt i løpet av høsten, Songa Dee og Songa Delta. Den første i midten av september, og den andre i midten av november. Hvis ikke vi får ny kontrakt på riggene, vil det ikke være arbeid for i overkant av 300 offshoreansatte, sier administrerende direktør Bjørnar Iversen i Songa Offshore til Sysla.

– Vi er svært lei oss for dette, siden våre ansatte og riggene leverer svært effektive brønner for Statoil her på norsk sokkel, tilføyer han.

Oppsigelser
Riggene vil bli lagt i opplag dersom ikke de får arbeid.

– Hva skjer med de ansatte om riggene må i opplag?
– Da vil vi beklageligvis måtte si opp mange av våre svært dyktige offshoreansatte.

Hver av riggene har rundt 160 ansatte. Det betyr at i overkant av 300 ansatte kan miste jobben i løpet av høsten.

Svart marked
– Hvordan er utsikten til å få nye kontrakter for riggene?
– Markedet er helt svart som vi ser det i dag. Vi håper på bedring og økt aktivitet på sokkelen, men i realiteten ser vi få forespørsler.

Nedbemanningen i landorganisasjonen har blitt gjennomført etter planen, ifølge Iversen. 160 har så langt måttet gå, mens cirka 40 nye må slutte i løpet av året. Disse tallene inkluderer både ansatte og innleide konsulenter.

Songa Trym ligger allerede i opplag på Mongstad utenfor Bergen. Selv om Songa Offshore har tre av de eldste riggene i Nordsjøen, er det ingen planer om å skrote dem.

Også Maersk Drilling Norway sliter med å få oppdrag til riggene sine. Selskapet varslet i går at 130-140 mister jobben på grunn av rigger som går av kontrakt.

Riggen har på grunn av «overkapasitet i riggporteføljen» til Statoil vært suspendert fra kontrakten siden 5. oktober i fjor.

Suspensjonen er blitt forlenget flere ganger, men nå setter Statoil altså riggen i arbeid igjen.

– Riggen hentes ut av suspensjon fra 1. august. Den starter med permanent plugging av én brønn på Kristin-feltet før den skal gjøre work-over på en brønn på Snorre. Deretter går turen videre til Huldra og Njord, sier informasjonssjef Ola Anders Skauby i Statoil.

Riggen ble først suspendert fra 5.oktober i fjor og ut 2015. Deretter ble suspensjonen forlenget, med parkering til mars 2016. Så ble oppstarten utsatt til mai. Deretter til august.

Ifølge Offshore.no sin riggoversikt, har Scarabeo 5 en kontrakt med Statoil som løper til august 2017.

Her kan du se når riggene på norsk sokkel går av kontrakt:

Oljeselskapet har sendt ut en forespørsel for en rigg til boring av opptil seks brønner på Aasta Hansteen. Oppstart vil være i vinduet slutten av 2017 – starten av 2018.

– Kontrakten er brønnbasert, ikke tidsbasert. Riggen vil få kontrakt for boring av seks brønner, med opsjoner på inntil seks enkeltvise brønner i etterkant.

Det bekrefter pressekontakt Knut Rostad i Statoil.

Lang liste med aktuelle rigger

Etter det Offshore.no forstår vil brønnene ha en varighet på 60-70 dager og kontrakten vil dermed ta et års tid.

Listen over ledige rigger mot slutten av 2017 kommer til å bli svært lang, men vanndybden på Aasta Hansteen gjør at de må ha en dypvannsrigg. Da vil det trolig stå mellom 6-7 rigger i praksis.

To åpenbare kandidater er Transocean Spitsbergen og Transocean Barents. Dette er rigger som både rigganalytiker Anders Bergland i Clarksons Platou Securities og Janne Kvernland i Nordea Markets pekte på  da vi ba dem peke ut sine favoritter tidligere i år.

Rigger som Leiv Eiriksson, Eirik Raude, Scarabeo 8, West Navigator, West Hercules, Henry Goodrich, Stena Midmax, Bollsta Dolphin, West Mira og West Rigel har også vært snakket om i riggkretser.

Statoil har gått bredt ut, men holder kortene tett til brystet når det gjelder hvem som får by.

– Vi har forespurt de riggselskapene som vi mener har rigger som kan være aktuelle for dette oppdraget, men ønsker ikke å spesifisere hvilke selskaper dette gjelder, sier Rostad.

Blir pris-press

Det er ventet en skikkelig budkrig hvor ratenivået vi har sett den siste tiden vil bli bekreftet.

– I dagens marked vil alle oljeselskap peke på «last done», når det kommer til raten. Markedet tilsier en dagrate på 150.000-200.000 dollar, sa Anders Bergland tidligere i år.

Han tenker da på at mens Odfjell-riggene Deepsea Stavanger og Deepsea Atlantic fikk 300.000 på Maria og Johan Sverdrup, fikk den sist inngåtte avtale en rate på 145.000 dollar – Leiv Eiriksson til Lundin. Videre har Transocean Arctic inngått avtaler på 170.000-179.000 dollar.

Rostad peker på at flere forhold enn dagraten spiller inn i vurderingen.

– Kontrakten vil bli tildelt basert på en helhetsvurdering, der vi legger vekt på HMS-resultater, tidligere prestasjoner , demonstrert effektivitet, tekniske kapabiliteter, tilgjengelighet og pris.

Etter det Offshore.no kjenner til vil Transocean Winner være den første riggen som tas ut av operasjon for godt.

Transocean Winner ligger i Åmøyfjorden i Stavanger for demoblisering av tredjepartsutstyr. Om ikke lenge skal den taues til Malta for fullføring av dette arbeidet.

Utstyr som kan brukes på andre Transocean-rigger vil bli tatt av og flyttet.

Så skal den skrapes i Tyrkia, etter det vi kjenner til.

Uten kontrakt og må klasses

Enheten bygget i 1983 står nå uten kontrakt og må gjennom hovedklassing for å kunne fortsette å operere. Slik markedet er nå vil ikke riggen være konkurransedyktig og blir dermed tatt ut for godt, opplyser flere uavhengige kilder.

Transocean Winner rakk å sette viktige spor etter seg på norsk sokkel, i løpet av sin karriere.

Høsten 2010 boret riggen brønnen 16/2-6 i lisens 501. Det skulle vise seg å være en gigantisk innertier; Avaldsnes (senere en del av Johan Sverdrup).

Les saken om funnet her: Årets største oljefunn

Nekter å svare

Transocean i Norge henviser til sin amerikanske kommunikasjonsavdeling når vi spør om kommentarer på skrapingen.

Der svarer leder for kommunikasjon Pam Easton ikke på våre spørsmål.

Hun henviser til selskapets flåteoppdatering for juli i stedet.

Både Songa Delta og Songa Dee oppnådde 100 prosent operasjonell effektivitet. Førstnevnte ble dog suspendert og vil være det fremt til 15.august.

Songa Trym er fortsatt i opplag og markedsføres for nye oppdrag.

De fire nye CAT D-riggene noterte seg for følgende:

Songa Equinox fikk 98 prosent operasjonell effektivitet, Songa Endurance 100 prosent,  Songa Encourage 100 prosent, mens Songa Enabler startet sine boreoperasjoner 29.juli.

Alle riggene er på kontrakt med Statoil.

Som vi tidligere har skrevet skal riggen suspenderes og klasses.

Les saken: Nå blir også denne riggen suspendert

Den første måneden ute av operasjon vil bli brukt til demontering av utstyr som skal til overhaling i forbindelse med klassingen.

Deretter vil den ligge på suspensjonsrate i tre måneder. Den siste måneden vil overhalt utstyr bli satt på plass igjen.

Dermed vil den være ute av operasjon totalt fem måneder.

Det er bare to måneder siden riggen fikk forlenget sin kontrakt med fire måneder, til oktober 2017.

Scarabeo 8 vil ventelig ankomme Ølen tidlig neste uke.

Det viser Baker Hughes sin månedlige riggtelling.

Antall aktive rigger på internasjonal basis var 226, mot 223 i juni. Sammenliknet med juli 2015 er dog antallet kraftig ned, fra 264.

Teller man antall aktive rigger internasjonalt inkluder Canada og USA, offshore og på land, viser oversikten at aktiviteten stiger.

I juni var det 1163 rigger på jobb, mens tallet nå er 1233.

Riggen var under slep og slepefartøyet Alp Forward meldte natt til søndag at de hadde store problemer vest av Isle Of Lewis på grunn av hardt vær.

Ifølge Maritime & Coastguard Agency (MCA) ble riggen skilt fra Alp Forward da slepet røk 04:20 natt til mandag.

De klarer heller ikke å koble på igjen på grunn av været.

Riggen har nå grunnstøtt nær Carloway. Daily Record har publisert bilder og video av riggen på sine nettsider.

Ifølge MCA er det ingen personer ombord på riggen og således ikke fare for at liv skal gå tapt.

Både riggselskapet og ALP Marine har etablert kriseberedskap.

– Tranocean Winner mistet slepet i kraftig uvær og som en følge av dette gikk den på grunn utenfor Skottland. Intet riggpersonell er i fare. Transocean jobber tett sammen med myndighetene for å løse situasjonen så fort som mulig. Ytterligere informasjon vil bli frigitt så fort som den blir tilgjengelig, skriver riggselskapet i en e-post.

Saken oppdateres – Tips oss på  jo@offshore.no

Som Offshore.no skrev forrige uke skal riggen taues til skraping som den første på norsk sokkel.

Deretter starter boringen av en produksjonsbrønn som skal gi påfyll av gass til Hammerfest LNG.

Den fjerde CAT D-riggen kom rett fra verftet i Sør-Korea og er i gang med sitt første oppdrag på norsk sokkel. Det skjer på Snøhvit for Statoil.

Må ha ny brønn

Snøhvit er fortsatt det eneste LNG-prosjektet i verden hvor CO2 som skilles fra brønnstrømmen blir fanget og lagret i en egen formasjon offshore.

Så langt er det lagret mer enn fire millioner tonn CO2 fra Snøhvit, som holdes under oppsikt slik at den ikke blander seg med hovedreservoaret som det produseres fra. Nå er det behov for en ny CO2 injeksjonsbrønn.

Etter at den nye CO2-injektoren er på plass, går boreriggen rett over til å bore den første nye produksjonsbrønnen på Snøhvit etter at feltet startet opp i 2007.

Borekampanjen er planlagt å vare fram til jul.

– Viktig prosjekt for Statoil

I 2013 ble prosjektet «CO2 solution project» etablert for å bygge og installere en ny CO2 – injeksjonsbrønn til erstatning for den opprinnelige injeksjonsbrønnen, som over tid ville lekket CO2 inn i gassreservoaret på Snøhvit-feltet, skriver Statoil i en pressemelding.

– Hammerfest LNG trenger påfyll av mer gass for å opprettholde den høye produksjonen og kapasitetsutnyttelsen ved anlegget samtidig som vi må sørge for en bærekraftig CO2-lagring. Derfor er prosjektet viktig for Statoil, sier Geir Owren, oppdragsleder for prosjektet.

Sommeren 2015 ble det gjennomført en omfattende marin kampanje hvor rørledninger og brønnramme for CO2-prosjektet ble installert og knyttet opp mot det eksisterende havbunnsanlegget på Snøhvit-feltet.

Det nye havbunnsanlegget ble bygget og installert uten skader og godt innenfor budsjettrammen på 2,5 milliarder kroner.

– Avstanden til Barentshavet gir ekstra utfordringer med hensyn til mobilisering og seilingstid, dermed kreves nøye planlegging, grundige forberedelser og tett samarbeid med leverandørene. Vi er godt fornøyd med både utstyrsleveranser og marine operasjoner, som resulterte i en vellykket prosjektgjennomføring, sier prosjektleder, Sveinung Øvretveit.

Nå kommer også Askeladd

Det neste store utbyggingstrinnet for Hammerfest LNG er utbyggingen av Askeladd-feltet som inngår i planen for utbygging og drift av Snøhvit-lisensen.

Det er forventet oppstart i 2020/2021.

Dette utbyggingstrinnet vil bidra til fortsatt full kapasitetsutnyttelse på Hammerfest LNG.