Det er en nedgang på 21 rigger, sammenliknet med september.

Dette viser Baker Hughes sin månedlige riggtelling.

Sammenliknet med oktober 2015 har antallet stupt fra 270.

Tellingen utelater riggene i Nord-Amerika. Tar man med disse, har antall aktive offshore-rigger falt fra 975 til 700 på et år.

Tidligere i år sikret Det norske seg en leieavtale for denne riggen. Avtalen var en kontrakt på fire faste brønner og verdt 44,75 millioner dollar.

Etter planen skal riggen starte på denne borekampanjen i neste måned.

Først ut er to brønner på Volund-feltet. Deretter følger to brønner på Alvheim-feltet. Disse er ventet å bli godkjent i lisensen ved årsskiftet.

Ut over dette har de planer om å bore tre letebrønner i Alvheim-området. En nord av Bøyla-feltet, en i Volund-området og en i lisens 677. 

Sistnevnte er et prospekt kalt Hyrokkin.

– Vi fortsetter å modne frem boremuligheter i Alvheim-området og letekampanjen neste år vil bidra ytterligere til det. Målet er å fortsette å fylle opp FPSO-en i årene som kommer, sa Aker BP-sjef Karl Johnny Hersvik under selskapets kvartalspresentasjon nylig.

Den faste delen av kontrakten strekker seg, etter planen, til juli neste år.

Etter dette er det også inngått opsjonsavtale for videre leie. Helt frem til august 2019.

– Det er fortsatt boremuligheter i Alvheim-området og diskusjoner vil derfor pågå fremover for å avgjøre om og eventuelt i hvilken grad opsjonsrettigheter for Transocean Arctic skal benyttes. Det opplyser pressekontakt Geir Bjørlo.

Lundin Norway har bestemt seg for å bore en avgrensningsbrønn i på Edvard Grieg-feltet i lisens 338.

Brønnen skal, etter planen, bores fra slutten av første kvartal neste år.

Leiv Eiriksson opptatt

Selskapet har alt Leiv Eiriksson på kontrakt, men denne vil da være opptatt med andre oppgaver for Lundin. Derfor må de ut og hente en annen rigg til boringen på Grieg.

Selskapet bekrefter dette overfor Sysla Offshore. Men så langt er lite klart.

– Foreløpig er det for tidlig å si noe om hvilken rigg som skal bore avgrensningsbrønnen på Edvard Grieg, eller hvilke alternativer som kan være aktuelle.

Det opplyser presskontakt Brage Rønningen.

Stor konkurranse

Det som er sikkert, er at svært mange rigger vil kunne ta på seg jobben. Vanndypet er bare cirka 100 meter og dermed vil en Jack Up være en naturlig løsning.

Siden det vil koste mye å reaktivere en rigg i opplag for bare en brønn, vil en av riggene som alt er i operasjon være favoritt til å ta jobben. Det er også naturlig å ta med at Lundin alt har kontrakt på Rowan Viking frem til november 2017, men de har altså ikke bestemt seg for hvilken rigg som skal ta jobben.

Håper på 30 millioner nye fat

Avgrensningsbrønnen på Edvard Grieg-feltet skal  undersøke potensialet i den vestre delen av reservoaret. Lundin har data fra produksjons- og injeksjonsbrønnene som viser at det ligger mer olje enn tidligere antatt i den vestre delen.

De tror det, i beste fall, kan handle om 30 millioner fat oljeekvivalenter.

– Det er ikke vanskelig å se at resten av dette året og neste år blir svakt. Men samtidig er det lett å se at man kan få et utfordrende 2018 for de som vil leie rigg. Det kommer til å bli trangt i døren.

Det sier rigganalytiker Anders Bergland i Clarksons Platou Securities.

– Med en stadig større del av flåten i Norge som ruller av kontrakter og går i kaldt opplag kan det bli vanskelig få enheter på kort varsel uten at man skal igjennom en lang reaktiveringstid med høy kost.

Ifølge analytikeren må det sluttes hele 23 riggår for perioden 2017-2020, dersom man legger et gjennomsnittlig aktivitetsnivå fra 2001-2016 til grunn.

Hvis man ser på antall operatører på norsk sokkel – 28 stykker – så har bare syv selskaper sikret seg riggkapasitet fremover.

Akkurat nå ligger det 22 rigger uten arbeid på norsk sokkel.

Det gjør at oljeselskapene kan velge fra øverste hylle i et bunnskrapt marked hvor alle vil ha kontrakt.

– Ratene i dag er tett på eller på operasjonell kost og vi tror ikke på noen voldsom økning fremover, men forventer at de beste riggselskapene vil være villige til å inngå performance based-kontrakter som gir en god bonus basert på visse performance-kriterier. Dette vil sikre de beste selskapene en ok margin på jobben.

Ny bunn nådd

Bergland har laget den historiske grafen som viser fordelingen mellom letebrønner og produksjonsbrønner. Naturlig nok var det hovedsakelig leting i starten av oljeeventyret i Norge.

Da leteaktiviteten dalte mot bunn-nivåene på starten av 2000-tallet, innførte myndighetene letefradraget i 2005.

Dette skjøt fart i letingen og mange nye selskaper kom inn.

Med et nytt stup i leteaktiviteten nå, er det bare et tidspørsmål før flere leterigger hyres inn. Denne gang ikke fordi nye insentiver blir gitt, men fordi oljeselskapene trenger å fylle på med ny olje.

– Vi er nødt til å lete snart for å gjøre funn, slik at vi kan opprettholde oljeproduksjonen i Norge. Spørsmålet er bare hvem som hyrer inn rigg først. Først da kan vi se at ratene tar seg opp igjen.

Akkurat nå har de inne følgende rigger i opplag:

West Navigator, Songa Trym, West Alpha, West Venture, Songa Dee, Songa Delta og West Hercules.

Det betyr ikke at kapasiteten er sprengt.

– Vi kan nok ta inn en rigg til, så vi er med og kjemper om de mulighetene som er i dette markedet. 

Det er sier Lars Hellandsjø, daglig leder Skipavika Terminal. 

Passer på – skulle gjerne gjort mer

Han har en rekke kaier med dybde på 25 meter eller mer, nok til å ta imot de største flyterne på sokkelen. Samtidig har de også anledning til å huse oppjekkbare rigger. 

I den nedturen markedet opplever nå, handler mye av aktiviteten på verftene om å passe på ubemannede rigger parkert ved kaiene. Således er Skipavika den store oppdragsvinneren nå – uten det det gir store penger i kassen.

– Vi skal ikke klage, når vi har så mange inne ved kai. Men samtidig håper også vi på bedre tider.

For Hellandsjø skulle gjerne hatt økt arbeidsomfang på oppdragene han har nå. 

Store klasse- og vedlikeholdsjobber er satt på vent for mange rigger.

– Vi kan tilby tjenester som både sveisere, elektrikere, overflate, stillas og sammen med en større internasjonal aktør vi samarbeider med kan vi tilby klasse- og større vedlikeholds- og modifikasjonsoppdrag.

– Er med på anbudsrunder nå

Nå er det 22 kontraktsløse rigger på norsk sokkel og i løpet av kort tid går nye rigger av. Nærmest er Stena Don nå i november, så kommer Maersk Inspirer og Bideford Dolphin rundt årsskiftet.

Repsol Norway jakter nå på en rigg til plugging på Rev og Varg-feltene.

Begge feltene er på vei inn i historiebøkene og stenges ned. P&A-jobben innebærer en riggkontrakt på 300 dager med et arbeidsomfang på 18 brønner.

Etter det vi kjenner til starter arbeidet mot slutten av 2017.

Det er en rekke ledige rigger som kan ta på seg jobben.

Her er noen av kandidatene til Jack Up-kontrakten.

Det er ogå et par andre riggjobber i spill akkurat nå.

Statoil er fortsatt på jakt etter en semi-rigg til Aasta Hansteen.

Her er det fortsatt helt åpent, men en av de tidligere heteste kandidatene er ikke aktuell. Transocean Barents fikk i oktober en ny avtale i Canada, som gjør den opptatt i startvinduet. Dette er mot slutten av 2017.

Dermed vil denne jobben trolig stå mellom søster-riggen Transocean Spitsbergen, Scarabeo 8, Leiv Eiriksson, Eirik Raude, West Hercules – med Stena Midmax, Bollsta Dolphin og West Rigel som andre kandidater.

På britisk side er det nå startet anbudsrunder for boring på Golden Edge. Det er Nexen som styrer dette og de trenger en semi til et boreprogram på cirka 110 dager, med oppstart i andre kvartal neste år.

Et par måneder senere ønsker Total å starte boring på Franklin-West Franklin-området.

Her etterspør man en større Jack Up til å bore under en 24 månederskontrakt, med opsjoner for ytterligere arbeid.

Den aktuelle beinseksjonen skulle monteres på en av de nye CAT J-riggene, Askepott, som bygges for Oseberg-lisensen.

Statoil bekrefter til Sysla Offshore at hendelsen fant sted 20. november.

Ingen skadet

Beinseksjonen ble løftet 1,5 meter før den falt og tippet over på siden.

Ingen ble skadet i forbindelse med hendelsen.

Nå skal verftet granske hendelsen og Statoil deltar i granskingsgruppen.

– Foreløpig kan vi ikke si noe om årsaksforhold. Det må vi komme tilbake til etter at granskningsgruppen har gjennomført sitt arbeid.

– Rutineoperasjon

Det er også for tidlig å anslå eventuelle konsekvenser dette vil få for leveringstidspunktet, opplyser Statoil.

Ifølge oljeselskapet blir løftet beskrevet som en rutineoperasjon – gjennomført en rekke ganger i forbindelse med CAT J-prosjektet.

Kun én rigg er så lagt tatt ut av markedet i Norge for å skrapes; Transocean Winner.

Med stadig flere rigger i opplag, har presset på de eldste riggene økt i denne nedturen. En av riggene som de fleste har pekt på som kandidat til å bli skrapet er Songa Trym.

Må lande noe snart

Nå bekrefter Songa-sjef Bjørnar Iversen at det fort kan skje. Riggen ligger uten kontrakt og i opplag i Skipavika.

– Vi må eventuelt skrape Trym hvis vi ikke får til noe i løpet av det neste halvåret.

Det sa han under Sysla Live i Bergen i går. Songa Trym er en av de eldste enhetene på norsk sokkel nå og skal også klasses tidlig 2018. Det er lite sannsynlig at vi skje i dagens marked. Dermed vil den trolig bli hugget.

– Vi vurderer det sterkt. Å putte 50-100 millioner dollar i en rigg som er bygget på 70-tallet… Hvis ikke vi får til noe, er det stor sannsynlighet for at Trym blir skrapet.

Dermed har Iversen endret sitt syn på markedsmulighetene for riggen, siden i sommer da vi spurte han om det samme.

– 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), sa han i juli.

Les hele saken: Han har tre av de eldste riggene i Norge, men ingen planer om å skrote noen

Iversen og Songa har også to andre eldre damer liggende i Skipavika i opplag. Songa Delta og Songa Dee.

Der kan de fort bli liggende en stund.

– Hvor lenge er det fornuftig å ha de tre riggene liggende i opplag?

– Vi har klart å ta ned kostnadsnivået betraktelig. De er i kaldt opplag, og vi kan ha dem liggende som opsjon lenge, hvis vi ser det er formålstjenlig og når vi ser markedet kommer tilbake. Men jeg er ikke superoptimistisk verken på 2017 eller 2018. Kanskje 2019 blir bedre, men det blir ingen boom. Det vil ta lang tid.

Songas konsernsjef fortalte også at han ikke ser noen bedring i riggmarkedet neste år, heller.

For hans eget selskaps dels, vil CAT D-riggene sørge for stødig inntjening i årene fremover.

– Jeg tror 2017 blir mye verre enn 2016. Songa er posisjonert som selskap til å stå gjennom denne syklusen. Vi har høy gjeldsbyrde, men lange kontrakter som tar den ned.

Tre av de fire CAT D-riggene leverte operasjonell effektivitet på 100 prosent, melder Songa.

Songa Endurance nådde 88 prosent, på grunn av fire dager med planlagt vedlikehold i løpet av måneden.

Songa Delta gikk av kontrakt med Statoil 10. november og ble lagt i opplag – der den ligger nå.

Fra før hadde de både Songa Dee og Songa Trym parkert i Skipavika i påvente av nye oppdrag.

Les også: Songa Trym blir trolig skrapet

Frigstad Deepwater Ltd heter selskapet som de nå går ut av.

Aksjene er solgt til et datterselskap av China International Maritime Containers Group (CIMC),  fremgår det av en melding.

Siden 2012 har de jobbet med å bygge to ultradypvanns-rigger på Yantai CIMC Raffles i Kina. Frigstad Shekou og Frigstad Kristiansand er planlagt levert 1.kvartal 2017 og 3. kvartal 2017.

Nå bli Frigstad Deepwater Ltd i sin helhet eid av CIMC og omdøpt til CIMC Bluewhale Rig Ltd. Et team fra Frigstad Offshore vil dog fortsatte å overvåke byggingen av de to riggene frem til de er ferdige.

– Det er fryktelig mye på gang nå. Ikke lange, flotte kontrakter som Deepsea Aberdeen gjør, men mange korte brønner. Det er mange nå som ser at det er billig rigg.

Det sa konsernsjef Simen Lieungh under Sysla Live – rigg og rederi nylig.

Deepsea Bergen går av sin kontrakt med Statoil neste sommer og er avhengig av å vinne ny kontrakt for å unngå opplagsbøyen.

–  Vi har nok et tosifret antall jobber vi prøver å få Deepsea Bergen inn på. Så jeg er ganske optimistisk på at vi klarer å få til noe utover høsten eller neste år. Men raten har jeg ikke lyst til å snakke om, sa han.

Den 30. november inviterte vi Songa Offshores toppsjef Bjørnar Iversen til en riggprat under Sysla LIVE – rigg og rederi.

Iversen forteller i dette intervjuet om tiden etter milliardsprekken i 2012, hva hovedeier Frederik Wilhelm Mohn har betydd for selskapet og at tiden for å skrape Songa Trym snart er moden.

Hvis du heller vi se vår samtale med riggsjefen, gjør du det her!

Bjørnar Iversen from Sysla on Vimeo.

27 av 44 rigger på norsk sokkel står uten kontrakt per 1. januar 2017. 1. august står ytterligere fem rigger uten kontrakt, ifølge tall fra Norges Rederiforbund, melder Stavanger Aftenblad.

En rigg har normalt mellom 350 og 380 direkte ansatte. I tillegg vil flere leverandører bli indirekte berørt. 32 rigger uten kontrakt fra begynnelsen av neste år kan dermed gjøre utslag på mellom 10.500 og 11.400 jobber.

Rigganalytiker i Rystad Energy, Lars Eirik Nicolaisen, tror ikke aktivitetsnivået vil ta seg opp igjen før i 2018. Men det er avhengig av en økende oljepris.

– Og så vil det øke i relativt høyt tempo utover. Men det vil ikke nå et like høyt aktivitetsnivå som vi hadde i 2014 før godt etter 2020, sier han til avisen.

Her er full oversikt over hvilke rigger som er i opplag nå og hvilke som går av kontrakt fremover. 

Med svært mange ledige borerigger forsøker oljeselskapene og sikre seg billige brønner. For en tid tilbake var toppsjefen i Island Drilling, Roger Simmenes, i forhandlinger på britisk side for skaffe jobb til Island Innovator.

De han snakket med ga beskjed om at riggen var akkurat det de trengte, men ledelsen i oljeselskapet hadde en føring.

– Ledelsen ønsket seg en rigg til 100.000 dollar dagen. Vi spurte om de ville sammenlikne de andre riggene med vår, som var dobbelt så effektiv. De var de som satt med det operasjonelle ansvaret instilt på, men ledelsen syns det var veldig komfortabelt å leie en rigg til 100.000 dollar. Om den var effektiv eller ikke, spilte ikke så stor rolle. Da reiste jeg meg nesten og gikk, sukker han.

Vi intervjuet han i en panelsamtale under Sysla LIVE i Bergen 30. november, hvor dette kom frem.

Det hører med til historien at oljeselskapet valgte en rigg til 110.000 dollar dagen. En rigg som egentlig skulle skrapes.

Les også: Kjemper om et tosifret antall jobber for Deepsea Bergen

Hør Songa-sjefen snakke om sine syv rigger.

Et felles selskap (joint venture) mellom Saudi Aramco og Rowan vil bygge 20 offshorerigger de neste ti årene, skriver DN med henvisning til Bloomberg.

Aramco vil også investere i 50 nye landrigger sammen med Nabors Industries.

COSL understreker at selskapet er «sterkt uenig» i grunnlaget for avgjørelsen og at dette er kommunisert til Statoil, men at man likevel ikke har kommet til enighet.

Selskapet hevder at termineringen er ulovlig og krever at kontrakten blir oppfylt. Dersom dette ikke lar seg gjøre, krever COSL at Statoil dekker selskapets tap som følge av kontraktsbruddet.

Ptils pålegg ble trukket tilbake
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.

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, ble dette pålegget senere trukket tilbake.

Janice A ankom Vats i september og har siden da blitt forberedt av eieren,  Maersk Oil UK, for endelig overlevering  til AF Offshore Decom for gjenvinning.

Overleveringen ble signert tirsdag denne uken.

AF Offshore Rig Services er en del av AF Offshore Decom og står for jobben.

– Vi har i tillegg til å ha ansvar for klassing og oppgradering av rigger og boreskip, tatt steget videre der vi også påtar oss recycling av flytende fartøy og konstruksjoner. Det vil si at vi følger fartøyer nærmest fra vugge til grav.

Det sier Rolf Eikemo, Project Director AF Offshore Rig Services.

Fred Toal (Disposal Lead Maersk Oil UK)  og Rolf Eikemo ved overlevering. Foto: AF Offshore Decom.

AF Offshore Decom har lang erfaring med seksjonering av plattformer offshore og gjenvinning av disse ved deres Miljøbase i Vats.

Ulike offshoreinstallasjoner som topsides, jackets og subseainstallasjoner ankommer vanligvis AF Miljøbase Vats via store løftefartøy, men Miljøbasen har også mulighet for å ta imot strukturer fra lektere eller mindre fartøy.

– Dette blir første gang en FPU ankommer for gjenvinning, forklarer plassjef Stein Espen Bø.

– Men jobben blir den samme som vi har erfaring med fra før. Først av alt skal vi fjerne farlig avfall på en trygg måte, da dette skal ut av kretsløpet. Deretter skal seksjon for seksjon løftes i land og gjenvinnes. Det aller meste er stål, som smeltes om til armeringsjern og får nytt liv i bygninger og konstruksjoner rundt omkring i Norden.

Litt avhengig av hva en plattform består av, kan gjenvinnings-graden ligge på opp mot 98 prosent. AF Miljøbase Vats er spesialdesignet for å ta imot utrangerte offshoreinstallasjoner.

Avløpsvannet går gjennom et renseanlegg som er designet for å fjerne de komponentene som man typisk finner i offshore installasjoner.

I tillegg vil alt prosessutstyr bli rengjort før det blir gjenvunnet.

Først rengjøres prosessanlegget om bord i Janice i et lukket system for å fjerne eventuelle rester av hydrokarboner.

Eventuelle faste avleiringer vil bli fjernet i et eget rensetrinn innendørs etter at modulene er kommet på kai.

– Vi har for tiden flere prosjekter pågående, men har god kapasitet til å ta imot flere installasjoner framover. Vår styrke ligger i effektiv prosjektledelse, lang erfaring og en kompromissløs holdning til sikkerhet og miljø.