Issue 1 Norway Digital Transformation_NORWEGIAN V2

GLOBALE ENERGINYHETER

KART OVER ENERGIPROSJEKTER

DIGITAL TRANSFORMASJON JURIDISK

KONTRAKTSTILDELINGER

DEKOMMISJONERING

Velkommen til den aller første norske utgaven av “OGV Energy Magazine” hvor utgaven tar for seg temaet “Digitalisering”.

Vi er også veldig fornøyde med å lansere publikasjonen på Offshore Europe i Aberdeen. En stor takk til vår førsteside partner Ocean Installer, og du kan lese alt om deres banebrytende to-fartøys offshore FLNG installasjon på side 4-5.

I vår første utgave er vi også glade for å ønske velkommen bidrag fra GDI - An Oceaneering Company, Marwell AS, Three60 Energy, Cegal, Elementz, PD & MS, Exceed Energy, tess, STATS Group, Intervention Rentals, Brodies og ATPI. Resten av denne månedens magasin gir deg en oversikt over energisektoren i Norge, UKCS, Midt Østen og USA, sammen med industrianalyser og prosjketoppdateringer. Som alltid sender vi en stor takk til våre firmapartnere, Energy Industries Council, Leyton, Infinity-Partnerships, Elemental Energies, og ArcherThe Well Company, Three60 Energy, Brimmond, Drager, Rotech Subsea, STATS- Group, Cegal, GDI, PTS Services, ESWL, Tess, Intervention Rentals, Vulcan Completion Products, Vipe Innovations, J&S Subsea, Wellpro og Scotsbridge. Beste hilsner, Dan Hylan Dan

En verdensnyhet - Ocean Installer utfører banebrytende to-fartøys offshore FLNG installasjon

Da ENI lanserte sitt ambisiøse Kongo LNG prosjekt, ga de Ocean Installer en utfordring som aldri hadde vært utført innen offshore operasjoner: hvordan kunne de sikkert og effektivt installere et Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) system offshore ved å bruke to massive fartøyer - samtidig. Resultatet? Verdens første, banebrytende offshore operasjon, som flyttet grensene for marinteknikk, innovasjon og samarbeide.

Oppdraget: slepe og forankre den 277 meter lange Floating Storage Unit (FSU) Excalibur og den 144 lange meter Tango FLNG som en kombinert enhet offshore og på plass - sikkert, presist og under korte tidsfrister. Det Ocean Installer leverte var historisk.

Innovasjon til sjøs

Istedenfor å utføre en tradisjonell fortøyingsoperasjon offshore - et fartøy av gangen, etterfulgt av hasardiøse sammenkoblinger, foreslo Ocean Installer et risikabelt alternativ: slepe begge fartøyer som en sammenkoblet enhet til installasjonsstedet, og forankre dem i en enkelt operasjon. Denne tilnærmingen hadde aldri blitt utført offshore, og utgjorde store logistiske og tekniske utfordringer. “Den kombinerte slepeoperasjonen var en veldig innovativ løsning,” forklarer Syed Uddin, Teknisk Prosjektleder. “Vi lagde modeller av de to fartøyene som et tre-part system, noe som ga oss muligheten til å forstå komplekse interaksjoner og eliminere potensielle risikoer før vi forlot havnen.”

Simuleringsfasen, utført med støtte fra Kongsberg Maritime, spilte en viktig rolle.

Det tillot Ocean Installer’s team å øve med eksakte slepe parametere i et virtuelt miljø, noe som gjorde at de kunne være forberedt på retningsbegrensninger, fartøysdynamikk og miljøhensyn lenge før den virkelige operasjonen startet.

Sikkerhet først

Den opprinnelige planen var en kobling offshore av de 20 nylon trossene mellom FLNG og FSU enhetene

Men, mens simuleringene pågikk, identifiserte teamet risikoer for personell og utstyr, spesielt i de utfordrende forholdene i Kongo’s kystmiljø.

Løsningen: Flytte trosseoperasjonen innenskjærs, så denne kunne utføres før taueoperasjonen.

Dette avgjørende vendepunktet sikret et tryggere arbeidsmiljø og mer forutsigbar utføring.

“Sikkerhet var alltid vår høyeste prioritet,” sier Prosjektleder Matteo Mosca, “Så snart vi flyttet trosseoperasjonen til havnen, eliminerte vi en stor del av risikoene offshore. Det var den riktige beslutningen – og den virket knirkefritt.

Fortøyingsutfordringen

En av de mest komplekse sidene avprosjektet var installasjonen av det delte fortøyningssystemet. Systemet bestod av:

• 20 sammenkoblinger mellom FSU og FLNG

• 17 fortøyningsliner (9 koblet til Tango FLNG, 8 til FSU Excalibur)

• 66-tonns StevRex ankere, blandt de største som noen gang er produsert

Dette krevde høypresisjons installasjon på sjøbunnen og omhyggelig planlegging, levert i samarbeid med ingeniørpartnere som inkluderte BV Solutions, Global Maritime, Houlder, og Sealand Projects.

“Sealand gjennomføre analysen av offshore basisscenario, Global Maritime fokuserte på den kombinerte slepe dynamikken, og Houlder’s studier av hydrodynamikken sikret strukturell integritet for slepet,” forklarer Iarla Lewis, direktør for Global Teknologi i Ocean Installer. “Hver enkelt partner spilte en viktig rolle i testing og validering av hver enkelt del før utføring.

Fra konsept til ferdigstillelse på under et år.

En annen betydelig faktor som la press på prosjektet var tidsaspektet. Det som startet som et Front-End Engineering Design (FEED) studium ble omgjort til utføring på mindre enn 12 måneder – en ekstraordinær fart for et så stort og komplekst prosjekt.

“Tidsfristen var nådeløs” legger Andrew Wylie, Front End Project Director, til. “Men vårt teams egenskap til å tilpasse seg, løse problemer og jobbe hurtig var eksepsjonell.”

Til tross for den forkortede tidsplanen, og utfordringen med å håndtere flere underleverandører i mange land, klarte

Ocean Installer å holde prosjektet innenfor rammene gjennom tett koordinasjon og hyppig kommunikasjon. “Nøkkelen til suksess her var samhold,” sier Syed. “Det føltes ikke som kunde og underleverandør – vi var et team med et mål.”

Et milepæl i bransjen

Dette prosjektet var ikke bare en prestasjon for Ocean Installer, det var en milepæl for energisektoren offshore og også for Republikken Kongo.

Ved å levere Verdens første kombinerte 2-fartøys FLNG system installasjon offshore, satte Ocean Installer en ny standard for hva som er mulig i forbindelse med LNG utbygging nær kysten og offshore. Den vellykkede utførelsen støtter Kongo’s voksende energi ambisjoner og styrker også LNG båndene med Europa, spesielt Italia.

I en refleksjon over prosjektet, sier Matteo Mosca “Å konstruere og levere det aller første delte fortøyningssystemet offshore og den første kombinerte slepingen av FLNG og FSU – var virkelig en «en gang i karrieren opplevelse. Vi er stolte over å ha vært en del av dette kapittelet i energi historien.”

Fremtidsutsikter: Lærdom om motstand og gjenoppfinnelse

LNG prosjektet i Kongo beviser at at selv i et høyrisiko og høytrykks miljø kan innovativ tenking og tett samarbeid gi god avkastning med hensyn til ekstraordinære resultater.

Blant lærdommene fra prosjektet:

• Simulering er viktig

• Fleksibilitet er en betingelse

• Og fremfor alt – Sikkerhet må alltid komme først

Mens Ocean Installer ser fremover mot nye utfordringer, er en ting klart: Dette teamet vet hvordan de kan levere det umulige.

“Det var øyeblikk da hindringene virket uoverkommelige,” reflekterer Syed. “Men det riktige teamet, med den rette innstillingen, kan alltid finne veien fremover.” 

integrated bypass maintains production during isolation

Dual Leak-Tight Seals

Double Block & Bleed Isolation

Isolated Pipeline

Monitored Zero-Energy Zone

The BISEP® has an ex tensive track record and provides pioneering double block and bleed isolation while

dual seals provide tested, proven and fully monitored leak-tight isolation, ever y time, any pressure.

Editorial newsdesk@ogvenergy.co.uk

+44 (0) 1224 084 114

Advertising sales@ogvenergy.co.uk

+44 (0) 1224 084 114

Design

Jennifer McAdam

Editorial

Tsvetana Paraskova

Content Translation Nils Koren

COMMUNITY news

QHSE ABERDEEN Launches Specialist

ISO 27001 Training Service to Bolster UK Information Security

In response to the growing demand for robust information security frameworks, QHSE ABERDEEN today announced the launch of a new, dedicated ISO/IEC 27001 consultancy and training service. This new offering is designed to help UK organisations implement and maintain world-class information security management systems (ISMS) to protect against evolving cyber threats and meet critical compliance standards. With data breaches and compliance failures becoming more prevalent, ISO/IEC 27001:2022 has emerged as the international gold standard for managing information security risks. The new service positions QHSE ABERDEEN at the forefront of assisting UK businesses in achieving and retaining this essential certification. 

JMSL Strengthens Leadership and Expands Team to Drive Strategic Growth

JMSL has entered a new phase of strategic growth, building on the recent key appointments to its Advisory Board. These appointments bring additional industry expertise and insight to guide the company’s long-term direction and ensure it remains at the forefront of the energy sector.

Alongside this strengthened leadership, JMSL has established a new entity in the Middle East to expand its presence in key international markets. While pursuing opportunities abroad, the company remains firmly committed to its traditional roots in the UK energy sector, which it has successfully supported since its formation in 2003. JMSL continues to deliver high-quality manpower, project services, and fabrication expertise to its valued clients. 

Integrity HSE Expanding in Offshore Renewables

Integrity HSE has bolstered its renewable energy offering with the appointment of Tim Worth as a QHSE Advisor. Tim arrives from Sulmara, bringing with him a depth of experience in subsea operations, with particular emphasis on offshore wind projects.

His arrival aligns with a period of growing recognition for Integrity HSE, which has been shortlisted in the ‘Best Practice’ category at the Scottish Green Energy Supply Chain Awards 2025, a testament to their continued work in the lowcarbon sector.

Tim’s early professional background includes a distinguished spell in the Royal Navy, reflecting Integrity HSE’s active support of the Armed Forces Covenant. After leaving military service, he transitioned to offshore oil and gas, progressing to the role of Senior Wireline Supervisor at Expro. He subsequently held key QHSE-related positions at Helix Energy Solutions Group and SERIMAX, and more recently provided HSE support to Shell, focussing on drilling and well interventio. 

ATPI, the travel partner of choice to the global oil and gas and energy market, has retained its position as an industry leader through updated contracts with two of the largest offshore drilling contractors within the Americas.

Securing both contracts in quick succession, each deal is worth an 8-figure sum per annum and follows established relationships that have been in place for over 10 years. The updated terms for each contract will continue for the next five years.

Following the recent announcement of an 11% sales increase between 2023 and 2024, the confirmation of these two contracts has placed ATPI in a favorable position heading into the end of the US fiscal year. 

Well Academy recently supported a group of oil and gas professionals on the latest leg of their well control training journey – culminating in the successful completion of the IWCF Well Control in Design and Lifecycle Management course.

The delegates from Sasol began their training pathway in 2017 completing IWCF Drilling Well Control Level 2 and IWCF Well Intervention Pressure Control 2 courses. Well Academy delivered the courses, which provide a solid grounding in essential well control principles, in Johannesburg, South Africa and Temane, Mozambique respectively.

As their development progressed, the individuals advanced to IWCF Drilling Well Control Levels 3 & 4 and IWCF Well Intervention Pressure Control Levels 3 & 4. These courses were delivered both virtually and at Well Academy’s Apeldoorn training centre in the Netherlands 

Perth’s new Pulse Technology Hub has officially opened, offering a fresh approach to technology, collaboration, and industry growth. Founded by Obi Gjerde, Aston Ladzinski, Ian Grant, and Thrym Kristofferson in late 2024, the Hub was born from frustration with a lack of innovation in local companies.

Located in the city’s heart, Pulse combines a showcase gallery with a workshop to support new entrants and international firms entering the Australian market. At its grand opening, attended by senior industry leaders, the Hub was praised as a much-needed space for safe innovation, project support, and technology-driven transformation. 

www.cometanalysis.com

www.deltafabs.co.uk

www.xcd.com

With over 76 years’ experience, and two divisions covering a wide range of engineering capabilities, the AJT Group is one of Scotland’s premier multidisciplined engineering organisations.

www.ajt-engineering.co.uk

RenQuip are UK Distributors for leading brands such as Festec Tools, Norbar, Atlas Copco, TesnionPro, Climax H&S Tool, JEI Drilling Solutions, Cengar, Chicago Pneumatic & Universal Air Tools and offer customer owned equipment maintenance, repair & calibration through to complete equipment tracking and asset management services and product familiarization training.

www.renquip.com/

deliver the world’s most

connected ecosystem of software to ensure industrial assets are managed proactively at every stage of their lifecycles. Our disruptive technologies make a demonstrable, positive impact on business, on people and on the planet.

www.mods.solutions

Engage PR work with UK companies to produce a market-orientated strategy to improve brand awareness, celebrate achievements, strengthen market position and enhance company reputation. Our services include public relations, marketing, digital communications and publications (print and online).

www.engagepr.co.uk

For over 120 years, MRS Training & Rescue (formerly known as Mines Rescue Service), has developed specialist skills, experience and knowledge gained from working in difficult and potentially dangerous environments, to effect the rescue and escape of mine workers from underground.

www.mrsl.co.uk

Energigjennomgang Norge

Olje- og gassoperatører utenfor kysten av Norge har økt produksjonen de siste månedene og annonsert nye funn de siste ukene, mens den norske regjeringen har tatt grep for å styrke forsyningskjeden i den innenlandske havvindindustrien.

“Resultatene er påvirket av lavere væskepriser, som delvis ble motvirket av høyere gasspriser og høyere produksjon”, sa Equinor.

Equinor hadde en total egenproduksjon på 2,096 millioner fat oljeekvivalenter per dag (boepd) i andre kvartal, en økning på 2 prosent fra samme kvartal i fjor og over de 2,064 millioner boepd som var analytikernes konsensusestimat.

“Vi er på vei til å levere produksjonsvekst i 2025 i tråd med vår veiledning”, sa Equinors administrerende direktør Anders Opedal i en uttalelse.

“Sterk driftsytelse og at Johan Castberg når et stabilt produksjonsnivå er viktige bidragsytere dette kvartalet. I dagens volatile markeder er vi fortsatt forpliktet til å være en langsiktig energileverandør til Europa.”

Sterk olje- og gassproduksjon

Det norske energiselskapet Equinor, delvis eid av staten, rapporterte resultater for andre kvartal i tråd med analytikernes estimater, ettersom selskapet økte oljeog gassproduksjonen og gjentok sin forpliktelse til å være Europas langsiktige energileverandør.

Equinor hadde et justert driftsresultat, det nærmeste målet på kjerneresultatet, på 6,53 milliarder dollar for andre kvartal, en nedgang på 13 prosent sammenlignet med samme periode i 2024. Resultatet var i tråd med et konsensusestimat gitt av selskapet blant 21 analytikere.

Kontrakten sikrer en betydelig andel av BASFs naturgassbehov i Europa. BASF bruker naturgass både som energikilde og som råmateriale i produksjonen av vanlige kjemikalier.

Leveransene vil starte 1. oktober 2025, sa Equinor.

“Naturgass gir ikke bare energisikkerhet til Europa, men også en kritisk råvare til europeiske industrier”, sa Equinors Opedal.

“Jeg er veldig glad for at gassen vår også er en del av BASFs innsats for å redusere karbonavtrykket. Gass fra Norge har de laveste utslippene fra produksjon og transport.”

Naturgass gir ikke bare energisikkerhet til Europa, men også en kritisk råvare til europeiske industrier

Etter mindre enn tre måneder i produksjon nådde Johan Castberg-feltet i Barentshavet et stabilt produksjonsnivå 17. juni. Samme måned ble det gjort et oljefunn anslått til omtrent 9–15 millioner fat i området, som kan bidra med ytterligere reserver til feltet.

I tillegg har Equinor og britiske Centrica signert en langsiktig gassalgsavtale på 55 terawattimer (TWh) naturgass per år over en periode på 10 år, noe som viser viktigheten av langsiktige gassforsyninger fra norsk sokkel for å støtte Storbritannias energisikkerhet.

Equinor bekreftet også sitt strategiske partnerskap med BASF ved å signere en tiårig leveringsavtale for naturgass i juli, som vil gi en årlig levering på opptil 23 TWh naturgass i løpet av 10-års perioden.

En annen operatør på norsk sokkel, Aker BP, sa i juli at feltutviklingsporteføljen deres gikk etter planen, “med flere prosjekter som til og med ligger foran planen.”

“Vår robuste balanse og solide kontantstrøm gjør det mulig for oss å manøvrere stødig i et volatilt marked – samtidig som vi fortsetter å levere attraktive og robuste utbytter til våre aksjonære”, sa administrerende direktør Karl Johnny Hersvik.

Aker BP har også styrket sin Nordsjøportefølje med en avtale med Japex om å bytte en 10 prosent eierandel i den Aker BP-opererte Alve Nord-utbyggingen og en 3,5 prosent eierandel i Verdande-utbyggingen. Til gjengjeld vil Aker BP motta Japex’ portefølje i Nordsjøen og et kontantvederlag på 14 millioner dollar.

Transaksjonen trådte i kraft 1. januar 2025, på betingelsen av godkjenning fra norske myndigheter.

Japex’ portefølje i den nordlige delen av Nordsjøen består av en eierandel på 15 prosent i Kjøttkake-funnet (PL1182S), en eierandel på 10 prosent i Kveikje-funnet (PL293B/PL293CS) og en eierandel på 20 prosent i PL1212S.

Ved å øke sin eierandel i Kjøttkake til 45 prosent og gå inn i Kveikje med 10 prosent, styrker Aker BP sin posisjon i en kluster av funn med høyt potensiale, opplyser selskapet.

Den norske olje- og gassoperatøren DNO ASA har bekreftet et gass- og kondensatfunn på Vidsyn-prospektet, nær det olje- og gass produserende feltet Fenja, som begge ligger innenfor lisens PL586 i Norskehavet. DNO har en eierandel på 25 prosent i lisensen, opp fra en tidligere eierandel på 7,5 prosent før det nylige oppkjøpet av Sval Energi Group AS, som ble fullført i juni.

Foreløpige estimater fra Vidsyn anslår at brutto utvinnbare ressurser ligger i området 25 til 40 millioner fat oljeekvivalenter (MMboe), med et gjennomsnitt på 31 MMboe, som er over estimatintervallet før boringen. Partnerskapet, som inkluderer Vår Energi ASA (75 prosent og operatør), anser at funnet er kommersielt drivverdig og ser et potensial til å frigjøre et større volum i lisensen.

Vidsyn ligger bare åtte kilometer vest for Fenja-feltet, som er knyttet til de Equinoropererte Njord-anleggene 35 kilometer nordøst. Njord-olje eksporteres med skytteltankere, mens gass transporteres i rørledning til markedet via Åsgard Transport System.

I 2023 hadde mer enn 800 selskaper, hvorav mange har erfaring fra petroleumsindustrien, en samlet omsetning på 44,6 milliarder kroner, eller 4,4 milliarder dollar, en økning på nesten 30 prosent fra året før, ifølge regjeringens siste tall.

Nye prosjekter både på den norske kontinentalsokkelen og internasjonalt gjør myndighetene sikre på at vindforsyningskjeden offshore har sjansen til å vokse videre.

Norge vil ikke gi statlig støtte til havvindprosjekter i overskuelig fremtid, men vil bidra til den avgjørende oppstartsfasen for leverandørselskapene, sa energiminister Terje Aasland.

Norges leverandørkjedeselskaper konkurrerer internasjonalt fordi de har bygget på offshore-ekspertise i verdensklasse innen petroleumsindustrien, sa næringsminister Cecilie Myrseth.

“Vidsyn er et nytt spennende tilskudd til våre mange funn i Norge”, sa DNOs arbeidende styreleder Bijan Mossavar-Rahmani.

“Vidsyn er et nytt spennende tilskudd til våre mange funn i Norge”, sa DNOs arbeidende styreleder Bijan Mossavar-Rahmani.

“Sammen med Vår Energi vil vi jobbe hardt for å sette det i produksjon raskere enn det som er normen i Norge.”

I et annet spennende funn har Equinor og partnerne funnet gass i Skred-prospektet nær Johan Castberg-oljefeltet i Barentshavet. Brønnen ble boret omtrent 23 kilometer nord for funnbrønn 7220/8-1 på Johan Castberg-feltet og 210 kilometer nordvest for Hammerfest.

Foreløpige beregninger indikerer at funnets størrelse er 1,9–3,1 millioner fat oljeekvivalenter. Lisensinnehaverne vil nå vurdere funnet med tanke på en mulig tilknytning til Johan Castberg-feltet.

Ny strategi for Norges forsyningskjede for havvind

Den norske regjeringen presenterte i august en ny strategi for den lokale havvindtjenesteog leverandørindustrien. Regjeringen ser store muligheter for at den innenlandske industrien kan støtte den lokale havvindsektoren og vinne kontrakter i utlandet.

Den norske leverandørindustrien spiller en nøkkelrolle i lavutslippsøkonomien, la Myrseth til.

Den norske regjeringen har en ambisjon om å sette av areal til utbygging av 30 GW havvind innen 2040. Dette er nesten like mye som hele den norske vannkraftproduksjonen i dag.

Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord er de første skrittene mot å nå havvindmålet. Sørlige Nordsjø II vil bli Norges største kraftverk målt i installert kapasitet og vil levere strøm tilsvarende forbruket til om lag 450 000 husstander.

I mai i år utlyste regjeringen en konkurranse om prosjektområder for havvind i Utsira Nord. Hvert prosjektområde kan ha en installert kapasitet på opptil 500 MW flytende havvind.

For å støtte leverandørkjedeselskapene lovet den norske regjeringen å legge til rette for regelmessige utlysninger og støtte konkurranser i en oppstartsfase. 

https://varenergi.no/

Energigjennomgang Europa

By Tsvetana Paraskova

Kjetil Hove, Equinors konserndirektør for leting og produksjon i Norge, sa: “Vi er godt i gang og har allerede gjort nye funn i området.”

Den offisielle åpningen av Norges nye arktiske oljefelt, olje- og gassfunn og utviklingsplaner, og Storbritannias tildelingsrunde for havvind har vært tema i Europas energisektor de siste ukene.

Olje og gass

Johan Castberg-feltet, Norges nordligste oljefelt, ble offisielt åpnet tidlig i august av Norges energiminister, Terje Aasland.

Feltet, som startet opp tidligere i år, produserer allerede 220 000 fat olje per dag. Produksjonen forventes å fortsette i minst 30 år, sa feltoperatør Equinor.

Det nye feltet «skaper stor verdi og ringvirkninger og er viktig for Norges rolle som en pålitelig, langsiktig energileverandør», la selskapet til.

“Dette er en milepæl for petroleumsindustrien i Barentshavet. Med Castberg i drift har Barentshavet nå både vårt nest største produserende oljefelt, vårt nest største gassfelt og det største funnet som vurderes for utbygging”, sa Aasland i sin tale til FPSOmannskapet rett etter åpningen.

Mindre enn tre måneder etter at Johan Castberg-feltet ble satt i drift, produserte det med en toppkapasitet på 220 000 fat olje per dag. Hver tredje eller fjerde dag går last fra Johan Castberg.

Vår Energi og partnerne har gjort et gassog kondensatfunn i Vidsyn-prospektet i Norskehavet. Foreløpige estimater indikerer at størrelsen på funnet er 25–40 millioner fat oljeekvivalenter.

Lisensinnehaverne vil nå vurdere funnet sammen med prospekter i området for en potensiell utvikling knyttet til eksisterende infrastruktur, opplyser Offshoredirektoratet.

Vidsyn-funnet er Vår Energis tredje kommersielle letesuksess så langt i år.

De nylige funnene på Goliatryggen modnes som en hurtigutvikling på undervannsnivå med fleksibilitet til å inkludere potensielle fremtidige funn, og to avgrensningsbrønner er planlagt på Goliatryggen senere i år, Goliat Nord og Zagato Nord, ifølge Vår Energi.

Selskapet jobber med rundt 30 tidligfaseprosjekter som utgjør netto 2C betingede ressurser på rundt 600 mmboe og forventer å godkjenne over 10 prosjekter i løpet av 2025. Fire prosjekter er godkjent hittil i år, inkludert Balder fase VI, en hurtigutvikling drevet av Vår Energi som vil bidra med høyverdig produksjon gjennom Jotun FPSO allerede sent i 2026. Fram Sør, en undervannsutvikling med tilknytning til Troll C, tok en endelig investeringsbeslutning i andre kvartal, og utvikler 116 mmboe brutto ressurser, ifølge Vår Energi.

TechnipFMC har blitt tildelt en betydelig integrert kontrakt for ingeniør-, anskaffelses-, konstruksjons- og installasjonsarbeid av Equinor for sitt Heidrun-utvidelsesprosjekt i den norske delen av Nordsjøen.

For TechnipFMC er en “betydelig” kontrakt mellom 75 millioner dollar og 250 millioner dollar.

Leverandøren av energidata og -intelligens, TGS, har i samarbeid med Axxis Multi-client AS og Viridien, annonsert den vellykkede fullføringen av den endelige avbildningen av OMEGA Merge, for å levere et enkelt, sømløst og enhetlig datasett av høy kvalitet på tvers av Heimdal Terrace, Utsira og Sleipner Ocean Bottom Node (OBN) multiklientundersøkelser.

Med et totalt areal på 3700 kvadratkilometer fra utplasseringen av over 250 000 noder og 9,5 millioner skudd, er OMEGA Merge det største kontinuerlige OBN-datasettet på den norske kontinentalsokkelen, ifølge TGS.

Energean og partneren INA – INDUSTRIJA NAFTE d.d. har tatt en endelig investeringsbeslutning (FID) for utviklingen av Irena-gassfeltet utenfor kysten av Kroatia. Energean har en eierandel på 70 prosent i prosjektet. Utviklingsplanen er en enkelt plattform knyttet til den eksisterende infrastrukturen på Izabela-feltet. Den første gassen fra Irena-feltet forventes i første halvdel av 2027.

“Beslutningen om å investere i utviklingen av Irena-gassfeltet er et nytt viktig skritt i å fremme vår strategi for å styrke innenlandsk olje- og gassproduksjon og sikre Kroatias langsiktige energisikkerhet”, sa Josip Bubnić, driftsdirektør for leting og produksjon hos INA.

Lavkarbonenergi

Offshore Energies UK (OEUK) har foreslått viktige reformer for å akselerere havvindproduksjon etter at regjeringen publiserte sin gjennomgang av elektrisitetsmarkedsordninger (REMA).

Beslutningen om å ta en nasjonal tilnærming til prising vil oppmuntre til flere investeringer i vindenergi for å hjelpe regjeringen med å nå sine mål for ren kraft 2030 og øke veksten i den kritiske offshore energiforsyningskjeden, sier OEUK.

OEUKs analyse viser at for å nå målet om 95 prosent ren kraft innen 2030, må Storbritannia levere halvparten av dette målet fra havvind. Dette betyr at minst 43 gigawatt (GW)

havvindkapasitet må installeres innen 2030, men nåværende prognoser er bare 35 GW korte. De neste tre Contacts for Difference (CfD)-rundene må derfor sikre ytterligere 20 GW – tilsvarende strøm til rundt 15 millioner hjem, ifølge OEUK.

OEUK ønsket regjeringens reformer av CfDordningen eller tildelingsrunde 7 for havvind velkommen.

“Denne nye og pragmatiske tilnærmingen til planlegging, tidslinjer og budsjetter er viktig for å gjøre tildelingsrunde 7 (AR7) til en suksess”, sa OEUKs vind- og fornybarsjef, Thibaut Cheret.

“Det vil gjøre det mulig for havvindprosjekter med fast bunn uten endelig byggetillatelse å delta i årets AR7 Contracts for Differenceauksjon. OEUK er glad for at den britiske regjeringen også har fulgt våre anbefalinger om å utvide Contracts for Difference (CfD) fra 15 til 20 år for å frigjøre investeringer og redusere kostnader for forbrukerne.”

For å nå Clean Power 2030-målene mener OEUK det er avgjørende at AR7 øker 8,4 GW havvindkapasitet, noe som avhenger av samarbeid med industrien.

Den britiske regjeringen har valgt ut seks prosjekter for å starte forhandlinger om å bli med i HyNet-karbonfangstklyngen i NordvestEngland. Disse er Connah’s Quay Low Carbon Power, Essar Energy Transition Industrial Carbon Capture (EET ICC), Hydrogen Production Plant 2 (HPP2), Ince Bioenergy with Carbon Capture and Storage (InBECCS), Parc Adfer Energy fra Waste Industrial Carbon Capture Project og Silver Birch.

Enrique Cornejo, leder for energipolitikk i OEUK, kommenterte: “Hvis vi skal nå Storbritannias netto nullutslippsmål og holde industrien vår blomstrende, må CCUS-prosjekter som dette gå fra planer til levering mye raskere.”

Energiteknologi- og oljefelttjenestegruppen SLB har blitt tildelt en teknologi- og tjenestekontrakt for utvikling av karbonlagringssteder i Nordsjøen av Northern Endurance Partnership (NEP), et innlemmet joint venture mellom bp, Equinor og TotalEnergies.

NEP utvikler infrastruktur på land og til havs som er nødvendig for å transportere CO2 fra karbonfangstprosjekter over Teesside og Humber – samlet kjent som East Coast Cluster – for å sikre lagring under Nordsjøen.

Prosjektomfanget for SLB inkluderer boring, måling, sementering, væsker, kompletteringer, kabelledninger og pumpetjenester.

En annen stor energitjenesteleverandør, Halliburton, har også blitt tildelt en kontrakt av Northern Endurance Partnership (NEP) – for å levere kompletteringer og overvåkingstjenester nedhulls for karbonfangst- og lagringssystemet (CCS).

Halliburton skal produsere og levere mesteparten av utstyret som kreves for dette prosjektet fra sitt britiske produksjonsanlegg i Arbroath.

Statkraft, Europas største produsent av fornybar energi, skal videreføre planene for Shetland Hydrogen Project 2, etter å ha inngått en leieavtale på et område eid av Shetland Islands Council.

BESS-anlegg. Det vil også støtte den pågående finansieringen av ni steder som allerede er i drift eller i sen byggingsfase. Disse stedene er strategisk plassert over hele Storbritannia i områder som Skottland, Devon, StorManchester og Wales.

Cydnerth-prosjektet, som skal støtte utvidelsen av tidevannsenergiprosjektet i Morlais, har gått inn i byggefasen ettersom arbeidet har startet på stedet i Parc Cybi i Holyhead for å styrke nettinfrastrukturen for Morlais, et flaggskipprosjekt for tidevannsenergi som drives av det lokale sosiale foretaket Menter Môn Morlais Ltd.

Med støtte fra North Wales Growth Deal og finansiering fra både den walisiske og britiske regjeringen, vil Cydnerth-prosjektet til 16 millioner pund fremtidssikre Morlais ved å øke nettkapasiteten fra 18 MW til eventuelle 240 MW.

Dette er et viktig og velkomment skritt mot å realisere det fulle potensialet til tidevannsressursene i Ynys Môn og etablere området som et knutepunkt for bærekraftig energi

Shetland Islands Council har inngått en leieavtale med Statkraft, som planlegger å bygge et grønt hydrogenknutepunkt og ammoniakkproduksjon ved siden av den nedlagte Scatsta lufthavn.

Den foreslåtte ordningen er et elektrolytisk hydrogen-til-grønt ammoniakkproduksjonsanlegg på opptil 400 MW, på land ved siden av Scatsta lufthavn, som ligger i nærheten av den eksisterende oljeterminalen Sullom Voe og Shetland gassverk.

Pulse Clean Energy har sikret seg en grønn finansieringsavtale på 220 millioner pund fra et konsortium av seks internasjonale banker, noe som markerer en av de største finansieringene i Storbritannia for batterilagringsinfrastruktur. Denne grønne finansieringen vil legge til rette for bygging av seks byggeklare batterilagringssystemer (BESS), inkludert konvertering av eksisterende dieselanlegg til

“Dette er et viktig og velkomment skritt mot å realisere det fulle potensialet til tidevannsressursene i Ynys Môn og etablere området som et knutepunkt for bærekraftig energi”, kommenterte Andy Billcliff, administrerende direktør i Menter Môn Morlais Ltd.

Europakommisjonen har godkjent en fransk ordning på 11 milliarder euro for å støtte havvindenergi i tråd med målene i Clean Industrial Deal.

Tiltaket vil støtte bygging og drift av tre flytende havvindparker: én i havet utenfor kysten av Sør-Bretagne og to andre i Middelhavet. Hver vindpark forventes å ha en kapasitet på rundt 500 MW, og å generere strøm tilsvarende det årlige forbruket til 450 000 franske husholdninger.

Dette tiltaket vil bidra til Frankrikes overgang til en nullutslippsøkonomi og til å nå målet for fornybar energi som er satt på EU-nivå for 2030, sa Kommisjonen. Ordningen ble godkjent under Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF) som ble vedtatt av Kommisjonen 25. juni 2025. 

EnergigjennomgangNordsjøen

Viktigheten av olje og gass reservene for Storbritannia, dekommisjoneringen av infrastrukturen for energiforsyningen offshore for Storbritannia, og nye prosjekter og kontrakter har blitt omtalt i olje og gass sektoren i Storbritannia i de siste ukene.

Offshore Energies UK (OEUK) har svart på rapporten fra NESO’s Future Energy Scenarios, som skisserer fire mulige veier for energiomstillingen i Storbritannia.

Energieffektivitet, fleksibilitet i etterspørsel, infrastruktur og energiforsyning, og overgang til lav-karbon teknologier vil være de kritiske faktorene for å lykkes i energiomstillingen ifølge rapporten, og bemerker at “Suksess for veien til 2050 er avhengig av valgene som gjøres i dag.”

OEUK’s leder for markedsinformasjon, Ben Ward kommenterer,

“Denne rapporten gjør en ting helt klart: Storbritannias vei mot net zero blir mer og mer utfordrende, det er et behov for en akselerasjon i utplasseringen av lav karbon energikilder i et meningsfullt samarbeid med befolkningen for å forme måtene vi forbruker energi på i fremtiden.”

Nordsjøen’s naturgass og fremvoksende karbonfangst industri, fortsetter å være viktig for å gi landet strøm, og redusere utslippene, ifølge OEUK.

“Å nå klimamålene våre blir hardere for hvert år. Storbritannia har allerede ekspertisen, erfaring og en forsyningskjede i verdensklasse i eksisterende industrier, som kan levere på energiomstillingen” sier Ward.

“For å oppnå våre klimamål, må vi fortsette å støtte våre nasjonale energisektorer.”

Olje og gass vil fortsette å være en del av Storbritannias energimiks “i lang tid” sa Storbritannias statsminister Keir Starmer i et møte med USA’s President Donald Trump, under et møte i Skottland i slutten av juli.

Dette forsterker beskjedene fra Offshore Energies UK, bransjeorganisasjonen som representerer en sektor som er vital for Storbritannias økonomi, uttaler OEUK.

“Vi tror på en miks, og det er klart at vi vil ha olje og gass i lang tid fremover, og dette vil være en del av miksen, men også vind, sol, og økende kjernekraft”, uttalte Sir Keir Starmer.

“Etter hvert som vi går fremover, er det viktig for Storbritannia at vi har kontroll over vår energi og har uavhengighet med hensyn til energi og sikkerhet,” la statsministeren til.

David Whitehouse, Chief Executive for Offshore Energies UK, ga følgende kommentarer til statsministerens uttalelser,

“Det er godt å høre denne klare erkjennelsen fra statsministeren at Storbritannia trenger en mangfoldig energiblanding og at olje og gass fortsetter å være viktige for Storbritannias energifremtid. Vi har i lang tid sagt at dette ikke er et valg mellom fornybar og olje og gass – vi trenger begge.”

Whitehouse la til, “hvis vi skal bruke olje og gass, la oss produsere den her – på en ansvarlig mate, med lavere utslipp, og med alle fordeler for jobber, skatter og vekst som kommer fra hjemlig forsyning.”

Britiske North Sea Transition Authority (NSTA) publiserte sin rapport om kostnader

for dekommisjonering og ytelsesrapport for UKCS for 2025, en rapport som konkluderte med at olje og gass industrien i Nordsjøen er antatt å bruke 27 milliarder pund på dekommisjonering mellom 2023 and 2032.

Dekommisjonering er en nøkkelaktivitet for Storbritannias oppstrøms olje og gass sektor, hvor operatørene brukte et rekordhøyt beløp på 2.4 milliarder pund på dette området i 2024. Dette er et klart bevis på at operatørene setter av og bruker betydelige ressurser for å rydde i arven etter virksomheten.

Sektoren er inne i en viktig og sentral 10års periode, hvor operatørene antar at de vil forplikte seg til å bruke £27 milliarder på dekommisjonering mellom 2023 og 2032 – mer enn halvparten av det totale kostnadsanslaget (fra 2025 og fremover) for full dekommisjonering av det gjenværende kostnaden for dekommisjoneringen på UKCS, som nå er anslått til å være 44 milliarder pund (i 2024 verdier)

Dette er en økning på 3 milliarder pund i anslaget for tidsrommet frem til 2032 sammenlignet med fjorårets rapport, noe som viser at alle aktiviteter innen dekommisjonering har blitt dyrere. Økningen skyldes flere faktorer, blant annet at dekommisjoneringsarbeid er blitt fremskyndet, inflasjon, høyere dagrater for rigger, og at aktiviteter har blitt dyrere enn planleggernes opprinnelige antagelser.

Mens flere selskaper presenterer på et prisverdig nivå og er i den øverste kvartilen for effektivitet, er det mange som sliter med å kontrollere kostnadene, ifølge rapporten fra NSTA.

Aktiviteten som har best potensiale for kostnadsbesparelser er brønnplugging og avslutting (P&A) som er antatt å stå for rundt halvparten av de totale kostnader for dekommisjonering. Det er også området som skaper mest bekymring, fordi altfor mage selskaper utsetter arbeidet med P&A, ifølge NSTA

Det har bygget seg opp et etterslep på mer enn 500 brønner som har misset de opprinnelige tidsfrister for dekommisjonering, mens over 1000 brønner vil være klare for P&A mellom 2026 og 2030.

“Forsyningskjeden bør kunne regne med brønnkostnader og driftskostnader som en pålitelig inntektsstrøm som holder dem forankret i bassenget inntil flere tjenesteselskaper kan overføre ferdighetene sine til energiomstillingsprosjekter, som karbonlagring, som nå begynner å materialisere seg og skape muligheter”, sa NSTA.

Sammen med oppdateringen om dekommisjoneringskostnader advarte NSTA om at operatørene umiddelbart må begynne å håndtere etterslepet av brønner som allerede skal avvikles for å stoppe rigger fra å forlate Nordsjøen og forhindre milliarder av pund i merkostnader for dem selv og skattebetalerne.

“Operatører står overfor høyere kostnader hvis de fortsetter å la forsyningskjeden vente på arbeid, noe som fører til ytterligere reduksjoner i riggtilgjengelighet ettersom riggeierne søker muligheter i utlandet”, sa bransjeregulatoren.

“De risikerer også bøter ettersom NSTA i fjor åpnet sine første undersøkelser av manglende tidsfrister –og flere kan følge.”

Pauline Innes, NSTAs direktør for forsyningskjede og dekommisjonering, sa:

“Den bitre virkeligheten er at operatørene går tom for tid til å ta tak i etterslepet ettersom flere entreprenører vurderer å ta riggene sine til utlandet, noe som skader forsyningskjedens evne til å møte etterspørselen og forbli kostnadskonkurransedyktig.

Vi trenger at operatørene tar utfordringen og bruker forsyningskjeden før de mister den.” Separately, NSTA ga Chrysaor en bot på 150 000 pund for brudd på ventilasjonsanlegget ved Armada-knutepunktet i det sentrale Nordsjøen i 2022.

Chrysaor, som ble kjøpt opp av Harbour Energy i 2021, skyldte på bruddet på sterk vind som hindret dem i å tenne fakkelen på Armada-plattformen, som ligger 132 nautiske mil øst for Aberdeen.

Totalt slapp Chrysaor ut 370 046 tonn ved Armada fra 1. januar 2022 til 31. desember 2022, og oversteg dermed tillatelsen med 145 566 tonn, eller nesten 65 prosent.

“Det er avgjørende å redusere utslippene av skadelige klimagasser, og NSTA vil fortsette å støtte industrien i arbeidet med å nå netto null innen 2050», sa NSTAs direktør for regulering. Jane de Lozey.

“I de få tilfellene der selskaper ikke overholder kravene, vil ikke NSTA nøle med å iverksette strenge sanksjoner.”

NSTA vil øke åpenheten om selskapsspesifikk informasjon i en ny policy etter en høring lansert i 2024. Policyen vil føre til at selskaper navngis når det åpnes en etterforskning av et mistenkt brudd, for eksempel overskridelse av produksjon eller faklingog ventilasjonstillatelser eller manglende avvikling.

Tidligere ble selskaper bare navngitt når en sanksjon var gitt. Det er besluttet å publisere navnene tidligere, da det ble bestemt at det var i både offentlig og sektorinteresse, sa NSTA.

I selskapets nyheter har Repsol UK fullført den strategiske fusjonen med NEO Energy. Den sammenslåtte gruppen har fått nytt navn til NEO NEXT og blir en av de største produsentene på den britiske kontinentalsokkelen. Joint ventureselskapet eies av Repsol E&P Group med 45 prosent og NEO UK med 55 prosent, med en anslått produksjon på omtrent 130 000 fat oljeekvivalenter per dag (boe/d) i 2025.

“Vår strategi kan oppsummeres som “Motstandskraft, avkastning og vekst”: det sammenslåtte selskapet har mye større skala og mangfold og muligheter for kostnadskonsolidering og portefølje med høy gradering, noe som gir motstandskraft til tross for de tøffe forholdene i Storbritannia”, sa John Knight, administrerende direktør i NEO NEXT.

“Dette selskapet vil også være svært godt posisjonert til å velge både organisk og uorganisk vekst. Vi vil absolutt se etter å gjøre flere verdiskapende oppkjøp.”

Serica Energy sa tidlig i august at de fortsetter å gjøre fremskritt med å fremme fremtidige produksjonsmuligheter. Undervannsarbeidet på Sericas 100 prosent opererte Belinda-felt går bra, og dette nye feltet vil komme i drift i begynnelsen av 2026.

Well-Safe Solutions har blitt tildelt en flerårig kontrakt av EnQuest. Kontrakten, som forventes å generere inntekter på over 45 millioner dollar, vil bli utført ved hjelp av Well-Safe Defender og består av minimum 100 dagers aktivitet i 2026 og minimum 130 dager i 2027.

Kontrakten inkluderer også opsjoner for videre aktivitet mellom 2028 og 2034, noe som skaper et flerårig strategisk partnerskap og sikrer viktige forsyningskjederessurser i Nordsjøen langt inn i det neste tiåret, sa Well-Safe Solutions.

Shelf Drillings datterselskap i Nordsjøen har sikret seg en ny kontrakt for sin premium jack-up-rigg, Shelf Drilling Fortress, for operasjoner på britisk kontinentalsokkel. Kontrakten gjelder én fast brønn med en estimert varighet på tre måneder, og en totalverdi på omtrent 12 millioner dollar. Driften forventes å starte i slutten av august eller begynnelsen av september 2025. Riggen inngikk sist en kontrakt i Storbritannia i mai 2025. 

THREE6O ENERGY A life cycle solutions company enabling a sustainable future.

EnergigjennomgangMidtøsten

vil ha fullført reverseringen av alle disse produksjonsreduksjonene i september.

OPEC+-gruppen planlegger å fullføre produksjonskutt på 2,2 millioner fat per dag i september. Inntjeningen hos Saudi Aramco ble rammet av de lavere oljeprisene i andre kvartal, men verdens største råoljeeksportør er optimistisk med tanke på den globale oljeetterspørselen i andre halvdel av året.

Dette er noen av de nyeste temaene i oljeog gassektoren i Midtøsten, som også inkluderer økende investeringer i Omans olje- og gassektor og UAEs ADNOC Drilling som rapporterer rekordhøye inntekter og fortjeneste.

OPEC+ fortsetter med produksjonsøkninger

OPEC+-alliansen bestemte seg tidlig i august for å øke sin samlede produksjon i september med 547 000 fat per dag (bpd).

De åtte landene som implementerer kuttet på 2,2 millioner fat per dag – Saudi-Arabia, Russland, Irak, De forente arabiske emirater, Kuwait, Kasakhstan, Algerie og Oman –

OPEC+-allierte bekreftet sin «forpliktelse til markedsstabilitet basert på nåværende sunne oljemarkedsfundamenter og stabile globale økonomiske utsikter», sa OPEC.

“Utfasingen av ytterligere frivillige produksjonsjusteringer kan bli satt på pause eller reversert avhengig av utviklende markedsforhold. Denne fleksibiliteten vil tillate gruppen å fortsette og støtte stabiliteten i oljemarkedet.”

Riktignok vil den faktiske økningen sannsynligvis være lavere enn hovedtallene antyder – som i tidligere måneder – på grunn av produsentene som gir avkall på store produksjonsøkninger for å kompensere for tidligere overproduksjon, som for eksempel Irak, OPECs nest største produsent.

De åtte OPEC+-landene vil fortsette å holde månedlige møter for å gjennomgå markedsforhold, samsvar og kompensasjon.

Med produksjonsøkningen i september vil OPEC+ ha reversert de største kuttene i produksjonen de siste årene.

Et siste kutt på 1,66 millioner fat per dag gjenstår å bli reversert. For øyeblikket planlegger OPEC+ å gjøre dette innen utgangen av 2026.

Men hvis markedene strammes inn på grunn av sanksjoner, straffer eller ytterligere tiltak mot russisk og iransk oljeeksport, kan OPEC+ kunne trappe opp og implementere disse kuttene tidligere enn forventet, sier analytikere.

“Vi tror gruppen er ferdig med sine forsynings økninger, ettersom vi beveger oss ut av den sterkere sommeretterspørselen og lagrene begynner å øke”, sa ING-råvareanalytikere etter at OPEC+ kunngjorde avgjørelsen tidlig i august.

“Mye avhenger imidlertid også av hva som skjer med russiske oljestrømmer.”

Midtøsten forventes å bli verdens nest største gassproduserende region

Midtøsten forventes å gå forbi Asia og bli verdens nest største gassprodusent i 2025, kun rangert bak Nord-Amerika, sier Rystad Energy basert på ny forskning og analyser.

Naturgassproduksjonen i Midtøsten har økt med omtrent 15 prosent siden 2020, og den fremtidige veksten understreker regionale produsenters besluttsomhet om å tjene penger på gassreserver og utvikle eksportpotensial for å møte den globale etterspørselen, ifølge det uavhengige forsknings- og energiinformasjonsfirmaet.

Midtøsten produserer for tiden omtrent 70 milliarder kubikkfot gass per dag (Bcfd).

Dette forventes å øke med 30 prosent innen 2030 og 34 prosent innen 2035 takket være betydelig utvikling i Saudi-Arabia, Iran, Qatar, Oman og De forente arabiske emirater. Innen 2030 vil regionen legge til ytterligere 20 Bcfd, tilsvarende halvparten av Europas totale gassetterspørsel per dag, regner Rystad Energy med.

Disse utsiktene avhenger av at Brentoljeprisen holder seg på 70 dollar per fat og oljeindekserte gasspriser svever i området 7–9 dollar per million britiske termiske enheter (MMBtu). Hvis prisene faller under 6 dollar per MMBtu, kan nye prosjekter bli forsinket, og forventet volumvekst innen 2030 kan avta, avhengig av hvor alvorlig og varig prisfallet er.

“Omtrent halvparten av de 20 milliarder kubikkfot per dag (Bcfd) av nye gassforsyninger vil dekke økende innenlandsk etterspørsel, spesielt fra industrielle brukere, mens resten vil være tilgjengelig for eksport”, sa Mrinal Bhardwaj, senioranalytiker i Upstream Research i Rystad Energy.

“Etter hvert som flere langsiktige gasskontrakter signeres og eksportvolumene øker, er Midtøsten på vei til å bli et sentralt energiknutepunkt for land som søker stabile og pålitelige naturgasskilder.”

Olje og gass driver utenlandske direkteinvesteringer i Oman

Utenlandske direkteinvesteringer (FDI) i Oman økte til omtrent 79,5 milliarder dollar ved utgangen av første kvartal 2025, med en tilstrømning på 13,6 milliarder dollar, opp fra 10,7 milliarder dollar i samme periode i 2024, viste foreløpige tall utgitt av National Centre for Statistics and Information (NCSI).

Oppstrøm olje og gass forble den største mottakeren av FDI, og tiltrakk seg 64,1 milliarder dollar, eller 81 prosent av de totale investeringer, med en kvartalsvis tilstrømning på 12,5 milliarder dollar, ifølge dataene.

Storbritannia forble den største bidragsyteren til FDI, og sto for 51 prosent av de totale FDI på 40,5 milliarder dollar, etterfulgt av USA med 20,3 milliarder dollar og Kuwait med 3,2 milliarder dollar.

Saudi Aramco rapporterer fall i overskuddet, satser på vekst i oljeetterspørselen i første halvår

Til tross for høyere oljeproduksjon i tråd med OPEC+-avtalen, rapporterte Saudi Aramco et fall på 19 prosent i inntjeningen for andre kvartal, ettersom lavere oljepriser tynget realisasjonene av likvide midler. Aramco rapporterte et nettoresultat som kan tilskrives aksjonærene på 22,85 milliarder dollar for andre kvartal, en nedgang på 19 prosent fra samme periode i fjor. Inntektene falt også sammenlignet med første kvartal, ettersom Aramcos gjennomsnittlige realiserte råoljepris var 66,70 dollar per fat i april til juni, ned fra 76,30 dollar i første kvartal og fra 85,70 dollar per fat for andre kvartal i fjor.

Verdens største oljeselskap er imidlertid fortsatt optimistisk med tanke på oljemarkedet i andre halvdel av året og på lang sikt.

“Markedsfundamentene er fortsatt sterke, og vi forventer at oljeetterspørselen i andre halvdel av 2025 vil være mer enn to millioner fat per dag høyere enn i første halvdel», sa Aramcos president og administrerende direktør Amin Nasser.

“Vår langsiktige strategi er i samsvar med vår tro på at hydrokarboner vil fortsette å spille en viktig rolle i globale energi- og kjemikaliemarkeder, og vi er klare til å spille vår rolle i å møte kundenes etterspørsel på kort og lang sikt.”

I De forente arabiske emirater har Abu Dhabis ADNOC kunngjort sin intensjon om å overføre sin eierandel på 24,9 prosent i OMV AG til XRG, deres heleide internasjonale investeringsselskap med fokus på gass, kjemikalier og grønn energi.

ADNOC Drilling Company PJSC sa at de leverte rekordbrytende resultater på tvers av omsetning, EBITDA og nettoresultat, samtidig som de opprettholdt sterk momentum i aksjonæravkastning og leverte regional ekspansjon.

For første halvdel av 2025 bokførte ADNOC Drilling et rekordstort nettoresultat på 692 millioner dollar, en økning på 21 prosent fra samme periode i fjor. Inntektene økte med 30 prosent til 2,37 milliarder dollar, EBITDA økte med 19 prosent til 1,08 milliarder dollar, og fri kontantstrøm økte med 67 prosent til 727 millioner dollar.

ADNOC Drilling ekspanderer regionalt i Oman og Kuwait, mens Turnwell, ADNOC Drillings spesialist på ukonvensjonell boring, nådde nye driftsmilepæler i andre kvartal 2025 da de utvidet sin tilstedeværelse i UAEs ukonvensjonelle bassenger på land.

ADNOC Drilling fortsetter også å integrere AI, automatisering og avansert analyse i hele virksomheten for å forbedre effektivitet, sikkerhet og pålitelighet.

“ADNOC Drilling har konsekvent vist sin evne til å vokse i alle faser av energisyklusen», sa Abdulla Ateya Al Messabi, administrerende direktør i ADNOC Drilling.

“Med høy og synlig kontantstrøm, økende inntjening og sterk synlighet for fremtidig avkastning, er vi fortsatt trygge på vår evne til å fortsette å levere langsiktig verdi til våre aksjonærer. 

Energigjennomgang USA

By Tsvetana Paraskova

Den amerikanske industrien står overfor motstridende utsikter for olje- og naturgassproduksjon ettersom oljeboringsaktiviteten har avtatt, mens antallet aktive rigger som borer etter gass har økt det siste året.

Avtagende oljeaktivitet

“De primære driverne for boreaktivitet i NordAmerika er råvarepriser, kontantstrøm fra bedrifter og kapitalallokeringsstrategier, ikke myndighetenes politikk. Og disse faktorene har generelt ikke gitt lederteam insentiver til å satse på vekst i år”, sa Ed Crooks, nestleder for Amerika hos Wood Mackenzie, i en analyse i august.

“Drill, baby, drill” kan fungere bra på politiske møter og på sosiale medier. Det er et mindre vinnende budskap i styrerom og investormøter.”

Til tross for USAs president Donald Trumps slagord “drill, baby, drill” har antallet aktive olje- og gassborerigger falt siden hans innsettelse, og siden sommeren 2024.

Mens antallet oljerigger sank, økte antallet gassborerigger, noe som tyder på at de nåværende forholdene i den amerikanske energibransjen favoriserer økt gassproduksjon, men lavere vekst i amerikansk råoljeproduksjon.

Antallet rigger som borer etter olje i USA har falt med omtrent 14 prosent det siste året, men antallet rigger som borer etter gass har økt med 20 prosent, ifølge estimater fra WoodMac.

Positive utsikter for gass

For gass er utsiktene helt annerledes. Den AI-drevne økningen i strømforbruket vil støtte høyere gasskraftproduksjon, mens LNGeksporten vil fortsette å øke. Disse to viktigste vekstdriverne vil rettferdiggjøre høyere gassproduksjon i USA.

Wood Mackenzie forventer at Nord-Amerikas innenlandske gassetterspørsel pluss eksport vil hoppe med omtrent 33 prosent i løpet av de neste 10 årene, fra omtrent 1,26 billioner kubikkmeter (tcm) i 2025 til omtrent 1,67 tcm i 2035.

LNG-eksporten er ventet å mer enn dobles, mens datasentre for AI og nye fabrikker driver en økning i amerikansk etterspørsel etter strøm, med gasskraftverk som spiller en nøkkelrolle i å møte den økte etterspørselen, sier WoodMac.

Som et resultat av de optimistiske utsiktene for gass, signerer amerikanske produsenter leveringsavtaler for å levere gass til kraftverk i nærheten av produksjonssentrene.

Den amerikanske administrasjonen støtter en sterk olje- og gassproduksjon, infrastrukturutvidelse og eksport.

Men selskaper baserer sine investeringer og aktivitet på råvarepriser, kontantstrøm og kapitalutgifts strategier. Disse har ikke ført til en økning i antall oljerigger i USA eller en økning i produksjonen.

Til tross for at den har nådd rekordnivåer i produksjonen, har den amerikanske råoljeproduksjonen sett en avtagende vekst de siste månedene, på grunn av lavere oljepriser og usikkerhet rundt etterspørsel og markeder i andre halvdel av året og tidlig neste år.

Kontrasten er mest tydelig i viktige oljeog gassproduserende bassenger, ifølge Ryan Duman, direktør i Wood Mackenzies forskningsteam US Upstream.

Antallet aktive rigger i det oljefokuserte Permian-bassenget har falt med 44 i år, mens antallet i Haynesvilles gassproduserende skiferfelt har økt med 10.

Trendene gjenspeiler to kontrasterende utsikter – et mer pessimistisk for olje og et positivt utsikter for amerikansk gassproduksjon.

WoodMac regner med at oljeprisene vil være lavere neste år sammenlignet med 2025, mens den globale oljeetterspørselen forventes å flate ut tidlig på 2030-tallet. Energikonsulentfirmaet ser at amerikansk oljeproduksjon flater ut før toppen i global oljeetterspørsel.

Nylige avtaler «markerer et strategisk vendepunkt for produsenter i Appalachene», sa Robert Clarke, Wood Mackenzies visepresident for Upstream research.

Disse avtalene signaliserer fremveksten av en ny aktiva klasse for skifergass fra Lower 48: drevet av etterspørsel fra energi tunge datasentre, ved siden av infrastruktur og støttet av langsiktige kontrakter, bemerket Clarke.

Til tross for økende aktivitet og ny etterspørselsvekst, har de fleste gassfokuserte selskapene ennå ikke økt investeringene betydelig.

“Noen av de ledende børsnoterte gassfokuserte E&P-selskapene begrenser utgiftene sine og prioriterer økonomisk styrke, fordi de fortsatt står overfor press fra investorer for å opprettholde kapitaldisiplin, kutte lån og returnere kontanter til aksjonærene”, ifølge WoodMac.

Skifer gir langsiktig strategisk fordel for amerikanske supermajors

Skiferbassengene, spesielt den høye eksponeringen mot Permian-bassenget, gir strategiske fordeler for de amerikanske supermajors ExxonMobil og Chevron, sammenlignet med deres europeiske rivaler, sier WoodMacs Clarke og Luke Parker, visepresident for bedriftsanalyse.

Analytikere i WoodMacks regner med at skiferressursen er en fordel i en portefølje til et stort internasjonalt selskap, ettersom den tilbyr skala, kapasitet til å produsere volumer på lengre sikt og fleksibilitet til å øke eller redusere investeringer som følge av pris, regner WoodMacks analytikere.

Konsulentselskapet forventer at Exxon og Chevrons innenlandske skiferproduksjon vil fortsette å vokse til tross for en nært forestående topp i den totale amerikanske væskeproduksjonen. Begge de store selskapene har samlet enorme Permianposisjoner, og hver har over 10 års løpende rom i Tier 1-lager til en WTI-pris på under 45 amerikanske dollar med dagens borerater. Etter hvert som aktørene modnes, intensiverer disse ledende aktørene innsatsen for å redusere kapitalintensiteten, blant annet gjennom bruk av AI.

Chevrons Permian-produksjon forventes å øke med nesten 25 prosent til over 1,2 millioner fat oljeeier/dag innen 2030, da den vil bidra med rundt en tredjedel av selskapets totale produksjon, ifølge Wood Mackenzie.

Målet vil deretter være å opprettholde produksjonen rundt dette nivået og maksimere genereringen av fri kontantstrøm.

Permian-bassenget er enda viktigere for ExxonMobil, ettersom det bidrar med nesten en tredjedel av volumene i 2025. Exxons produksjon i Permian-området forventes å øke med 55 prosent til 2,3 millioner fat oljeeier/dag innen utgangen av dette tiåret. Dette vil tilsvare BPs totale produksjon, sier WoodMac, og forventer at Exxon vil holde dette nivået frem til 2040.

Andre store selskaper vil ikke finne lett tilgjengelig skiferareal å kjøpe, hvis de ønsker det.

“Å kjøpe inn i amerikansk tett olje i stor skala på dette modne utviklingsstadiet virker usannsynlig”, bemerket WoodMacs analytikere.

“Muligheter av høy kvalitet er ikke åpenbare etter sektorkonsolidering, mens det å kjøpe seg inn i tett olje og dens unike økosystem tidligere ofte har vist seg å være en kostbar feil for utenforstående.”

Den Amerikanske Golfkysten klar for stor gassutvidelse Gassutviklingen langs den amerikanske Gulfkysten vil forme fremtiden for det amerikanske gassmarkedet, ifølge Daniel Myers, senioranalytiker for North America Gas, hos Wood Mackenzie.

Naturgassmarkedet langs den amerikanske Gulfkysten står overfor en enestående ekspansjon, med en etterspørsel som forventes å vokse med over 28 bcfd innen 2050, sa Myers i en rapport i juli. Veksten langs den amerikanske Gulfkysten strekker seg langt utover LNG-eksport, ettersom kraftproduksjon, industrielle applikasjoner og utvikling av blå hydrogen forventes å stå for mer enn 30 prosent av den forventede etterspørselsøkningen.

Permian- og Haynesville-bassengene fremstår som kritiske forsyningskilder som støtter den regionale ekspansjonen langs den amerikanske Gulfkysten, og hver legger til rundt 10 bcfd til forsyningene langs Gulfkysten på lang sikt, ifølge WoodMac. 

SPONSORED BY

www.eicdatastream.the-eic.com

Energy projects and business intelligence in the energy sector

The EIC delivers high-value market intelligence through its online energy project database, and via a global network of staff to provide qualified regional insight. Along with practical assistance and facilitation services, the EIC’s access to information keeps members one step ahead of the competition in a demanding global marketplace.

Energy Projects Map

The EIC is the leading Trade Association providing dedicated services to help members understand, identify and pursue business opportunities globally.

It is renowned for excellence in the provision of services that unlock opportunities for its members, helping the supply chain to win business across the globe.

The EIC provides one of the most comprehensive sources of energy projects and business intelligence in the energy sector today.

MINA WEST GAS FIELD

The operating joint venture comprising of and KUFPEC announced a financial investment decision for the field development.

The Mina West gas field, located in water depths of approximately 250 metres, will be developed as a subsea tie-back to the existing infrastructure of West Delta Deep Marine (WDDM).

SHENANDOAH SOUTH SUBSEA TIE-BACK

A final investment decision has been announced with first oil expected to be reach in Q2 2028. The discovery which is estimated to hold around 74 million barrels of oil equivalent (P50 resources) will see the drilling and completion of two production wells. The wells will be tied back to the Shenandoah FPU using a 3.2km flowline and a dedicated riser.

AZERBAIJAN

SHAH DENIZ COMPRESSION PROJECT

SOCAR-KBR LLC has secured a contract to provide detailed engineering design solutions and procurement services for the SDC gas field project. The company was also awarded a contract to support the BP operated Sangachal Terminal Electrification (STEL) Project.

MERPATI FIELD DEVELOPMENT

Following the award of a Production Sharing Agreement for Block C in Brunei, EnQuest will now look to form a JV with Brunei Energy Exploration Sdn Bhd. Once established the JV will focus on the development plan for Merpati with the aim of reaching a final investment decision in 2027, and starting gas production in 2029.

GAJAJEIRA GAS AND CONDENSATE

Azule Energy has announced a gas discovery through the Gajajeira-01 exploration well, drilled by the Valaris 144 jack-up rig.

Preliminary estimated resources are about 1Tcf of gas and 100MMboe of condensate. Drilling operations will continue on the well targeting the Lower Oligocene LO300 interval.

AKKAS FIELD REDEVELOPMENT

Iraq has signed a new agreement with SLB to increase the production at the Akkas gas field in Al-Anbar province.

Schlumberger will be drilling new wells to achieve an initial production rate of 100 MMcf/d, and targeting a longer term production rate of 400MMcf/d.

SABRATHA GAS

PROJECT – A AND E

STRUCTURES

INTEGRATED FIELD DEVELOPMENT

A project management services contract has been awarded to Hill International. The scope of work includes detailed design to approve engineering on new infrastructure and upgrades, fabrication, installation and hook-up, and testing and commissioning of the onshore facilities.

HEIDRUN SUBSEA EXTENSION

TechnipFMC has been awarded an iEPCI contract worth between USD$75m and USD$250m for the project. The company previously had been awarded and conducted an iFEED study. The field development will involve the installation of two new production templates with eight slots, and the drilling of five new wells; two production wells and three injection wells, plus a new umbilical to Heidrun.

BLOCK 15 REDEVELOPMENT

Oceaneering has been awarded a three-year contract to provide services in support of offshore operations in the block.

Under the agreement, the company will provide ROVs, ROV tooling, intervention workover control systems (IWOCS), satellite communication systems, subsea inspection, hydrate remediation, and engineering services.

WOLIN EAST OIL AND GAS DISCOVERY

CEPetroleum has announced an oil and gas discovery via the Wolin East 1 well drilled utilising the Noble Resolve jack-up rig. The project’s estimated to contain 200MMboe. The operator will now advance conceptual infrastructure development studies on the discovery which is located in water depths of 9.5 metres.

IRENA GAS FIELD

The operator has taken a final investment decision on the 30.5 Bcf gas field. The field is to be developed as a single platform tie-back to the existing infrastructure at Izabela field. First gas is expected in the first half of 2027.

VIETNAM GAS PROJECT – BLOCK B

A consortium of Yinson and PTSC has been awarded the contract to provide an FSO for the project. The contract includes a firm period of 14 years with a potential extension of up to 9 years. The FSO is expected to be a newbuild, double-hull, turretmoored unit to be installed in a water depth of 80m. The FSO will have a storage capacity of 350,000 barrels of condensate.

Driver fremtiden:

Digital omstilling i energibransjen

Digitalisering spiller en stadig viktigere rolle i å hjelpe energibransjen med å utforske og oppnå større effektivitet i driften, effektivisere tolkning av seismiske data og annen datahåndtering, og utvikle nye forretningsmodeller via automatisering av brønnsteder eller integrering av Internet of Things internett (IoT).

By Tsvetana Paraskova

De siste årene har digital omstilling i bransjen hjulpet operatører og forsyningskjeden med problemdeteksjon og overvåking av eiendeler, og skapt en tilnærming til forutsigbart vedlikehold for sikker og pålitelig drift av brønnboring, rørledningssikkerhet, turbin- eller raffineridrift.

Akkurat som i hverdagen har digitalisering og digitale enheter sett økende bruk i energibransjen og vil fortsette å være drivkraften for teknologi og innovasjon i sektoren.

Vekst i markedet for digital omstilling

Markedet for digital omstilling i den globale olje- og gassindustrien forventes å øke med 14,5 prosent hvert år mellom 2025 og 2029, eller med 56,4 milliarder dollar totalt, viser en rapport fra teknologiforsknings- og rådgivningsselskapet Technavio tidligere i år.

Økningen i bruken av digital tvilling teknologi, økningen i KI-drevne modeller for optimalisering, utnyttelse av eiendeler, produksjonseffektivitet og risikostyring driver den økende veksten i digitale løsninger for olje- og gassindustrien globalt.

Etter hvert som digitaliseringen øker, øker behovet for teknologikyndige fagfolk til å tolke dataene og ta beslutninger basert på data, sier rapporten.

Data- og analyseselskapet GlobalData har identifisert så mange som 11 teknologitemaer blant sine 20 viktigste temaer som former olje- og gassindustrien i 2025.

“Det finnes ingen KI uten energi; samtidig har KI potensialet til å transformere energisektoren”, bemerket byrået.

IEA illustrerte i flere casestudier mulighetene til KI innen energiforsyning, transport og innovasjon. KI-drevne verktøy hjelper med prediktiv overvåking i havvindprosjekter. Litium- og oljeutvinning kan også optimaliseres av KI-drevne løsninger. Disse kan også bidra til å redusere strømforbruket med KI-drevne HVAC-systemer og forbedre energieffektiviteten. KI-satellittbilder hjelper også med måling og overvåking av metanutslipp i olje- og gassindustrien, mens maskinlæring kan muliggjøre neste nivå av etterspørselsrespons i bygninger.

Spesielt i olje- og gassindustrien vokser bruken av KI-brukstilfeller raskt på tvers av oppstrøms-, mellomstrøms- og nedstrøms aktiviteter, viste en undersøkelse fra IBM Institute for Business Value (IBM IBV) i mai.

For tiden bruker 44 prosent av oppstrøms organisasjoner KI i olje- og gassleting. Ytterligere 45 prosent planlegger å gjøre det innen tre år. I nedstrømsoperasjoner bruker 41 prosent KI i raffinering, mens ytterligere 52 prosent forventer å gjøre det om tre år.

Ledere i 59 prosent av de spurte olje- og gasselskapene forventer at KI vil bidra betydelig til inntektene deres innen tre år.

Totalt 75 prosent av bransjeledere sier at KI-investeringer vil gi et målbart konkurransefortrinn innen tre år.

Teknologitemaene inkluderer KI, Big Data (Ekstremt store og mangfoldige samlinger av strukturerte, ustrukturerte og semistrukturerte data som fortsetter å vokse eksponentielt over tid), Internet of Things (IoT), robotikk, metaverse, blokkjede, 3D-printing, skytjenester, kvantedatabehandling, cybersikkerhet og fremtidens arbeid.

Disse teknologitemaene har kapasitet til å forstyrre hvordan ting gjøres i energibransjen og til å bidra til innovasjoner og digital transformasjon av bedriftsdrift, eiendelsintegritet, seismiske undersøkelser og risikostyring.

KI og andre teknologiske fremskritt er også klare til å transformere energiomstillingen, og muliggjøre smarte nett, etterspørselsresponshåndtering, energilagringsløsninger, karbonfangst, -utnyttelse og -lagring (CCUS), og smarte hjem og bygninger. KI-algoritmer kan også bidra til å forutsi sol- og vindkraftproduksjon ved å analysere værmeldinger og sanntids værmønstre og -forhold.

Videre kan KI og KI-drevne applikasjoner og verktøy bidra til å optimalisere energilagringen av elektrisitet generert fra fornybare kilder. Ved å analysere ulike faktorer, inkludert strømforsyning og -etterspørsel, nettforhold og -tilkoblinger, og priser, kan KI-verktøy bestemme når det er mest optimalt å lagre sol- og vindenergi, og når og hvor mye som skal distribueres.

Innen olje og gass ledes KI-ledet oljeleting av de største leverandørene av oljefelttjenester. Halliburton og SLB har sendt inn det største antallet patentsøknader for KIutforskning siden 2021, etterfulgt av Saudi-Arabias oljegigant Aramco, ifølge GlobalData Patent Analytics.

KI-bølge kan transformere energisektoren

“Det har vært en dramatisk endring i egenskapene til kunstig intelligens (KI), drevet av fallende beregningskostnader, en økning i datatilgjengelighet og tekniske gjennombrudd», sa Det internasjonale energibyrået (IEA) i sin rapport fra Energy and AI Observatory i juni.

Undersøkelsen viste at over halvparten, 56 prosent, av lederne sier at KI vil muliggjøre nye teknologiske muligheter som fundamentalt forandrer forretningsmodellen deres. Dessuten er 70 prosent enige i at KI vil forbedre deres evne til å navigere i markedsforstyrrelser, som endringer i etterspørsel, geopolitisk ustabilitet og fremveksten av grønt hydrogen og andre alternative drivstoff og produkter med lavere utslipp.

KI-teknologier leverer allerede forretningsresultater, ettersom 64 prosent av lederne sier at de fornyer arbeidsflyter betydelig for å forbedre prosesseffektiviteten og redusere manuell innsats, viste IBM IBV-undersøkelsen.

Initiativene inkluderer automatisering av tolkning av seismiske data i oppstrømsoperasjoner, bruk av KI for sanntidsdata og optimalisering av boring, forbedring av prediktivt vedlikehold i mellomstrøms rørledningsnettverk og optimalisering av raffineriutbytte i nedstrømsoperasjoner, bemerket IBM.

Ledere innen olje og gass rapporterer en forbedring på 27 prosent i produksjonsoppetid – for eksempel gjennom KIbasert prediktivt vedlikehold av utstyr – og en forbedring på 26 prosent i optimalisering av utnyttelse av eiendeler.

Ledere jobber aktivt med å dra full nytte av KI-drevne løsninger.

Hele 67 prosent av ledere sier at de aktivt omstrukturerer måten de jobber på for å utnytte det fulle potensialet for bruk av KI. I tillegg mener 58 prosent at KI-løsninger kan skape betydelig verdi gjennom nye inntektsstrømmer –som datadrevne tjenester, digitale driftsplattformer og KIdrevne handelsverktøy.

“Disse synspunktene baner vei for at olje- og gassektoren ikke bare kan optimalisere driften, men også tenke seg om for fremtiden”, sier IBM.

Zahid Habib, visepresident for global industrisektorleder og global energi- og ressursbransjeleder hos IBM Consulting, skrev i forordet til undersøkelsen:

“For en bransje definert av markedsvolatilitet markerer utnyttelse av kunstig intelligens et fundamentalt skifte i hvordan olje- og gasselskaper kan få et fortrinn – men det krever en balanse mellom investeringer i produktivitet og innovasjon.” 

Integrity in the Digital EraFinding the Signal in the Noise

In asset integrity management, the problem is rarely a lack of information. Across the global energy sector, vast amounts of data are being collected every day - inspection readings, anomaly records, corrosion rates, condition monitoring results, and operational history. In theory, this should make decision-making faster and more precise. In practice, it often has the opposite effect.

The challenge for many operators is finding the signal in the noise - identifying which of the thousands of data points actually require action, which can safely be deferred, and which indicate developing risk that must be addressed before it impacts safety, production, or compliance.

This challenge is being amplified by the changing operational landscape:

• Ageing infrastructure demanding more frequent and targeted interventions

• Budgetary pressure limiting headcount and offshore access

• Increasing regulatory demands for traceability and documented justification

• Operational complexity across multi-asset portfolios and extended supply chains

At the same time, the expectation on integrity teams is not simply to maintain the status quo but to actively extend asset life, minimise unplanned outages, and deliver this with greater efficiency than ever before.

This is where many traditional integrity approaches show their limitations. Scaling resource to meet rising demand can only go so far before cost, complexity, and diminishing returns set in. What is needed is not more effort, but more focus - transformative tools and processes that allow existing teams to work at maximum efficiency, cutting through the noise to act where it matters most.

GDi, an Oceaneering Company is committed to providing exactly that. As a technologydriven company grounded in engineering expertise, our focus is on building systems that streamline integrity workflows from planning to closeout, enabling operators to do more with less - not by adding people, but by removing the friction that slows them down.

Focusing Efforts Where They Count Most

GDi’s Vision platform is built to restore flow across the integrity cycle. By integrating planning, execution, anomaly management, and reporting into a single environment, Vision enables operators to cut through the noise and focus effort exactly where it matters.

Our approach is defined by six capabilities that work together to deliver faster, better decisions with less wasted resource.

1. Statistical Risk Assessment (SRA): From Engineering Data to Probabilistic Insight

GDi’s SRA module applies proven statistical methods to your asset data - including historical inspection records, design parameters, and corrosion rates - to calculate time to failure for individual components.

Using mathematical techniques, SRA converts a qualitative likelihood estimate into a quantified probability of failure (PoF). This shifts planning from recurrence-based intervals to genuinely risk-driven inspection strategies.

Integrated within Vision, SRA creates inspection programmes that are statistically defensible, operationally efficient, and aligned with recognised methodologies such as API 581.

Why it matters:

• True risk-based planning using quantifiable models

• Reduced inspection scope without loss of coverage

• Justifiable deferrals with full audit traceability

• Greater confidence in asset life predictions and budgeting

2. Automated Workpack Generation: Targeted, Data-Led, and Offshore-Ready

Powered by the Oceaneering’s Inform PredictTM algorithm, GDi’s workpack engine analyses historical inspection data to determine the optimal distribution of inspection at a test-point level.

Inform PredictTM pinpoints the highest-priority locations based on degradation history, design context, and operational conditions. Each test point is plotted on the 3D asset model and linked to its plot plan location, so offshore teams can navigate directly to the inspection site and complete tasks in the most efficient sequence.

The result is an execution-ready workpack that combines engineering precision with offshore practicality.

Why it matters:

• Focuses inspection on highest-risk, highest-value locations

• Removes unnecessary low-priority inspection

• Provides visual and plot plan references for easy access

• Improves offshore efficiency and reduces downtime

• Delivers the most efficient inspection programme possible

3. Remote Visual Inspection (RVI): Insight Without Offshore Burden

RVI is fully integrated into the Vision workflow - not treated as a workaround, but as a recognised, auditable inspection method.

RVI scans are planned, executed, reviewed, and closed out entirely within Vision by our team of competent senior inspectors. Findings are traceable, supported by photographic evidence, and linked to follow-up work where required. This allows operators to progress inspection scope without waiting for shutdowns or mobilising full offshore teams.

Why it matters:

• Progresses inspection without bed space or shutdown dependency

• Maintains technical assurance and compliance

• Reduces MAH exposure and offshore logistics cost

• Shortens inspection-to-decision timelines

4. Visual Campaign Planning: Building Workable Execution Logic

Where RVI can’t finish the job, offshore inspection success depends on more than defining scope - it requires execution logic that works in the field.

Using the asset’s 3D model, Vision enables planners to group work by zone, access type, and permit boundary, bundling tasks to minimise unnecessary movement and duplicated access. Campaigns can be modelled and adjusted before mobilisation to eliminate clashes and optimise sequencing.

Why it matters:

• Reduced offshore time and cost

• Fewer access and permit conflicts

• Improved integration between inspection, maintenance, and scaffolding

• More predictable campaign delivery

DIGITAL TRANSORMATION

Registration within Vision ensures every component, from major equipment down to test point, is uniquely identified, fully traceable, and linked to its complete condition and inspection history. This guarantees that no item is “off the radar” and that all records are tied to the correct location, function, and operational context.

Records are structured, searchable, and visually attached to their related equipment within the 3D model. This eliminates the inefficiency of chasing files across different systems or static documents and provides decision-makers, auditors, and operational teams with instant access to current, validated information.

Why it matters:

• Reduces wasted time locating and validating data

• Improves internal governance and oversight

• Ensures complete and accurate component registration

• Speeds up audit and compliance reporting

5. Structured Anomaly Management: Finding the Signal in the Noise

Anomalies can overwhelm even the most capable integrity teams. Without effective triage, urgent issues risk being buried among routine or low-impact findings.

GDi’s anomaly management process is designed to separate the signal from the noise.

Anomalies are classified at the point of capture using consequence-led logic, defect type, and degradation rate. This enables automated prioritisation - routing high-consequence findings for immediate review and grouping low-risk items for bundling or deferral.

Reviewers work with full context - historical data, design details, images, and comparable cases - ensuring decisions are both consistent and auditable.

Why it matters:

• Ensures the highest-risk issues are addressed first

• Reduces backlog by streamlining lowpriority reviews

• Improves consistency across reviewers and assets

• Maintains a complete, traceable record from detection to closeout

6. Up-To-Date Integrity Records: One System, One Source of Truth

Vision consolidates all integrity datainspection history, anomalies, workpacks, reviews, registration records, and supporting evidence - into a single, unified environment.

• Supports continuous improvement across inspection cycles

The Value of Clarity

The energy industry is continually under pressure to deliver more output with fewer resources, while maintaining safety, compliance, and profitability. In this environment, the organisations that will succeed are those that can extract maximum value from the data they already hold - and transform it into timely, confident, and defensible decisions.

GDi’s role is to make this transformation achievable.

We don’t simply digitise existing processes; we design and deliver systems that connect them - removing wasted effort, automating where it adds value, and keeping the focus firmly on risk and outcome. By doing this, we help operators reduce inspection backlog without compromising integrity, shorten campaign durations to improve offshore efficiency, and consistently prioritise the highest-risk issues for action. Additionally, we ensure the maintenance of clear, auditable records that are readily available for regulatory scrutiny.

The key is clarity. Clarity about where to act, clarity in how decisions are made, and clarity in demonstrating that those decisions are the right ones.

Effective integrity management relies on clarity rather than data volume. It enables teams to focus on the work that protects safety, preserves asset value, and meets operational targets.

The goal is to deliver clear insights that enable operators to move beyond managing noise and consistently focus on the critical signal. This is where effective digital transformation brings efficiency, safety, and performance into alignment. 

View From Management: Phil Scott Adapting to a Tighter Market Through Collaboration and Smarter Operations

The energy sector is facing one of its most challenging periods in recent history. Global market volatility, combined with stricter capital expenditure (CAPEX) and operational expenditure (OPEX) controls, is forcing businesses across the supply chain to rethink how they operate. The days of simply “doing more” are behind us—now, the focus must be on doing better

In this climate, success will belong to those who can reduce inefficiencies, extend asset life, and lower maintenance costs without compromising on safety or performance. It’s about working smarter, not harder. That means optimising every aspect of asset management—from inspection and certification through to storage, utilisation, and redeployment.

At Intervention Rentals, we believe the key lies in collaboration across the supply chain. For too long, service providers and operators have worked in silos, with duplicated effort, fragmented data, and competing priorities. By breaking down these barriers and sharing information more effectively, we can remove waste, reduce downtime, and collectively achieve better results.

Technology plays a critical role in enabling this shift. Digital tools now allow for real-time monitoring, predictive maintenance, and fully traceable records. These capabilities mean we can identify potential failures before they occur, schedule maintenance with precision, and provide transparent reporting that supports compliance while reducing manual administration. By adopting these systems, we can move away from costly reactive interventions and towards proactive, datadriven decision-making.

However, technology alone is not enough. It must be paired with a mindset that prioritises value over volume. This requires reviewing traditional practices and asking tough questions: Do we need to own e very asset we use? Can we extend inspection cycles without compromising safety?

Are there opportunities to share or pool resources with partners? Every decision should be measured not just on immediate cost, but on long-term return on investment and impact on operational continuity.

The reality is that high CAPEX projects are harder to justify in today’s environment. Operators are looking for ways to defer largescale spending while still meeting production and safety targets. This is where the supply chain must step up—offering innovative commercial models, flexible access to equipment, and services that genuinely reduce total cost of ownership.

For Intervention Rentals, this means delivering more than just equipment. It’s about providing complete asset management solutions that ensure our customers always have the right, certified, and fully compliant equipment available when they need itwithout the burden of unnecessary ownership or maintenance costs. By integrating our services into our clients’ operational planning, we help them free up space, reduce staffing requirements for equipment management, and lower QHSE risks on site.

In a market where margins are under pressure, standing still is not an option. The companies that will thrive are those that embrace collaboration, leverage technology intelligently, and focus relentlessly on costefficiency without compromising standards. By aligning our capabilities with these priorities, we are not only responding to today’s challenges—we are building a stronger, more resilient future for our industry. 

Maximizing Reservoir Value Through Advanced Wireless Completions

A new generation of intelligent completions—driven by real-time sand face data—is transforming how operators unlock asset value on the Norwegian Continental Shelf.

By leveraging wireless technology, operators can now optimize production by utilizing remotely operated wireless inflow control valves (WICVs) without the need for traditional electrical, hydraulic, or fiber optic lines within the wellbore. This innovation is turning conventional wells into intelligent assets, delivering unmatched data acquisition and production control capabilities.

Since its founding in 2019, Marwell has been at the forefront of this technological evolution. Based in Stavanger, Norway’s energy capital, Marwell was built on a foundational philosophy: “Well-first thinking.”

This principle shapes every aspect of our approach—placing the unique characteristics of each well at the center of our designs, tools, and collaborations. Every solution we develop is focused on delivering success for our clients’ well projects.

To realize this vision, Marwell has looked beyond Norway’s borders, forging strategic partnerships with leading international technology providers. These collaborations have provided access to a portfolio of advanced technologies, enabling us to grow into a fully integrated completions provider within Norway.

Today, Marwell is delivering some of the most sophisticated subsea wells ever executed on the Norwegian Continental Shelf. Our wireless intelligent completions allow operators to monitor conditions at the sand face and actively control inflow across an unlimited number of zones. We provide pressure and temperature monitoring deep within lateral legs, with the ability to control flow independently from every lateral compartment.  This allows live shut-off of water-bearing zones whilst maximizing recovery from those still producing hydrocarbons.  All valve control and data transmission is via wireless telemetry, eliminating the limitations and potential leak paths of conventional control line and feed through systems.

Designing wells of this complexity requires a multidisciplinary team. Marwell brings together seasoned reservoir, drilling, and completions engineers to ensure a fully integrated approach to well design. Each system component— casing hardware, sand screens, liner hangers, wireless inflow valves, and downhole gauges— undergoes a rigorous design review to ensure seamless compatibility and alignment with the well’s performance objectives. Complementing our wireless intelligent completion capabilities, Marwell’s other focus areas include ‘FADETM’ dissolvable material, ‘Extender’ non-metallic tubulars, wellbore construction, sand control screens, zonal isolation, slim-hole completion, intervention and multistage stimulation. 

Unlocking business insights with Cetegra: A smarter way to optimise your digital resources.

| by Julie Vonnet Product Marketing Lead, Cegal

| The cost of complexity

Managing subsurface data, petrotechnical applications, and more generic business workflows has traditionally been a balancing act between technical efficiency and cost control.

Data is power — but only if you harness it effectively. This applies to all sectors of energy from oil and gas, to renewables, power and utilities. From subsurface workflows and reservoir management to smart grid optimisation and asset monitoring, energy companies generate vast amounts of data daily.

Accessing and making sense of this data is often hindered by fragmented IT infrastructures, disconnected storage solutions, and complex system architectures that make retrieval slow and inefficient. Critical insights become buried in scattered folders, outdated archives, and disorganised file structures, while rigid licensing constraints and siloed departmental setups create further roadblocks. These inefficiencies not only reduce transparency but also lead to unnecessary operational complexity and missed opportunities for optimisation.

Cegal’s Cetegra changes this by being more than just a cloud-based digital hub for hosting and deploying applications and data; it’s a specialised business intelligence engine designed for the energy sector, transforming how companies manage resources, track software consumption, and extract value from their entire digital ecosystem.

Energy companies invest heavily in specialised software, high-performance computing, and cloud infrastructure, yet many struggle to answer a fundamental question: are they using these resources efficiently?

Cloud consumption can present a major challenge, especially when data is stored in thirdparty systems, making it hard to track usage. This lack of visibility can lead to overspending on underutilised infrastructure, draining budgets and slowing down operations.

With Cetegra, that question becomes easy to answer. The platform provides critical insights into software usage, compute consumption, and collaboration patterns, all while ensuring data remains securely within the user’s own tenant. Instead of guessing how licences are utilised or where inefficiencies lie, Cetegra brings more clarity, empowering organisations to act swiftly, rationalise resources, adjust workflows, and scale operations efficiently.

| Business insights that drive smarter decisions

1. Applications license tracking and management

How many licences are actually in use? Are teams paying for software they barely touch?

by Julie Vonnet | Product Marketing Lead, Cegal

Cetegra’s built-in tracking capabilities offer complete visibility into licence consumption, ensuring companies only pay for what they need. By identifying underutilised assets, businesses can reallocate resources, negotiate smarter contracts, and eliminate wasteful spending.

2. Optimising cloud and compute resources

Energy workflows demand significant computing power and provisioning too much or too little can be costly. Cetegra provides dynamic insights into compute usage, enabling companies to scale resources based on demand. No more overprovisioning expensive high-performance computing (HPC) environments — just the right amount of power, when and where it’s needed.

3. Data access and usage insights

With Cetegra, companies gain full visibility into who accesses what data, how often, and for what purpose. This helps decision-makers track project progress, ensure data governance, and maintain transparency across teams. By understanding data consumption patterns, organisations can refine their workflows and improve operational efficiency.

| Streamlined collaboration with silos

Beyond tracking consumption, Cetegra redefines how teams interact with digital resources. Instead of working in isolation, teams can securely collaborate within a unified ecosystem, reducing delays caused by versioning conflicts, inaccessible datasets, or scattered communication.

As an illustration, BW Energy, an oil and gas operator, leverages Cetegra as a virtual workspace that enables remote teams to work simultaneously on projects, accessing data and software without disruption.

Cetegra provides the flexibility of a cloud-based solution, allowing team members to collaborate in real time, regardless of their location, all while ensuring data security and efficient resource management.

Role-based permissions ensure that the right people have access to the right tools and information, improving both security and compliance. Manual overhead is reduced, and project delivery is accelerated by integrating existing tools and applications directly within Cetegra.

This unified approach has helped BW Energy achieve a 400% growth in its operations without adding additional IT headcount, showcasing the power of Cetegra to drive business efficiency while keeping operations streamlined and scalable.

| Turning insights into competitive advantage

In a market where efficiency directly impacts profitability, Cetegra provides companies with the tools to operate smarter. By leveraging these critical business insights, businesses can maximise the value of their digital investments. The result? Lower operational costs, improved decision-making, and a digital infrastructure that works as efficiently as your team does. Get in touch today to learn how Cetegra can optimise your operations.

Contact us | sales@cegal.com

Cegal is a specialist provider of IT and Geoscience products and services to the Energy industry.

• High-performance cloud computing

• Geoscience and data management software

• Virtual data rooms

• Business intelligence and AI services

• IT consulting and Managed Services

cegal.com

PD&MS: Your Trusted Lifecycle Partner.

The UKCS oil and gas industry has a challenging backdrop, as a mature basin with declining reserves and falling production levels, workforce issues, higher taxation rates along with the need to transition to a lower carbon future.

EXCEED Continues to Lead the UK’s Energy Transformation

Wells expertise remains critical to the transition to a lower carbon future, through maintenance of the integrity of existing wells, the recycle and repurpose of existing assets and the permanent abandonment of former oil and gas wells.

Leading well and reservoir management specialist, Exceed’s impact on the energy industry is based on project management expertise, outstanding technical and commercial capabilities, and the ability to seamlessly become a part of its clients’ teams.

UK’s Leading Independent Well Operator

Earlier this year, Exceed announced that it had secured what it terms as “one of the most significant contract wins” in its 20-year history.

Appointed as Well Operator for the 192 wells which will comprise Viaro Group’s One Gas West assets following completion of the acquisition from Shell and ExxonMobil, Exceed will manage all aspects of late life well operations, starting with the decommissioning of the 26 wells associated with the SNS Leman Foxtrot and Golf platforms, which commences later this year.

Subsequent activity within the five-year, £multi-million contract’s term will include well intervention and further decommissioning operations, as well as the development of new gas production wells, widely regarded as an energy transition fuel.

John Anderson, Exceed’s Commercial Director – Wells commented: “Our well and reservoir management capabilities have gained an outstanding reputation for the ability to balance

decarbonisation with energy security and affordability, as we continue to champion a sustainable UK energy transition.

“Understandably, this contract has been keenly contested across the North Sea industry, and we are delighted that our capacity and competency have been recognised by Viaro as providing optimum levels of expertise and support for its major acquisition.”

Since gaining Well Operator status in 2022, Exceed has established itself as the North Sea’s leading independent Well Operator, and will now be managing over 200 wells throughout the region, on a scale commensurate with major North Sea operators.

Pushing Boundaries to Ensure a Lower Carbon, Energy Secure Future for the UK

And in late 2024, Exceed announced its role in the initial stages of a world leading clean energy project, which could result in the creation of more than 30 jobs at the Aberdeen-headquartered company.

With the knowledge and experience to develop hydrogen-ready wells, the company was selected by Centrica Energy Storage (CES+) as a Tier One partner, alongside Wood, for the front end works specific to the redevelopment of the UKCS Rough field.

As RougH2, the UK’s largest proven gas storage facility may provide hydrogen ready facilities that could allow storage of up to 260 billion cubic feet of gas. This would be pivotal in ensuring the security of the UK’s energy supply and the facility could ultimately create approximately 4,000 jobs, whilst lowering energy costs.

Exceed’s workscope will include the provision of integrated multi-discipline subsurface engineering, field redevelopment planning and delivery, and well project management of the design.

The FEED contract award to Exceed follows the successful completion of a Rough Redevelopment engineering pre-FEED phase, and eight-month integrated CCS pre-FEED transition engineering study in support of the Morecambe Net Zero (MNZ) cluster, owned by Centrica Energy Storage and Spirit Energy.

Ian Mills, Exceed Managing Director, commented: “Without question, RougH2 is critical to the success of UK’s energy transition. This contract makes clear the necessity for, and transferability of, well and reservoir management capabilities throughout that journey, and we take pride in our involvement in this landmark project.

“Exceed is increasingly recognised for our commitment to a highly collaborative approach. We are delighted to be working closely with both Centrica and Wood to deliver a project which is genuinely pushing boundaries to ensure a lower carbon, energy secure future for the UK.”

Defining Decom Standards

Exceed continues to answer some of the biggest decom challenges through the design and build of innovative solutions – including a world first response to the complex issues around the integrity of ageing subsea wellheads.

Its team doesn’t just solve problems; it anticipates them to ensure every project is executed to the highest safety and operational standards.

A unified decommissioning unit comprises a team of highly skilled and experienced professionals from multiple disciplines –subsurface, decommissioning, well services, subsea, contracts and well engineering. This integrated approach allows Exceed to address even the most complex surface and subsea challenges with precision, efficiency, and innovation.

Exceed thrives on tackling the unique challenges inherent in offshore decommissioning. With a “can-do” attitude and a commitment to thinking outside the box, its team collaborates closely with clients and the supply chain partners to design and implement complex, bespoke subsea solutions. Whether addressing intricate well abandonment scenarios or overcoming subsea engineering hurdles, Exceed continually delivers results that inspire confidence.

In addition, a dedicated vessel-based decommissioning team provides a carbon neutral, fully-compliant subsea wellhead removal service. Removing postdecommissioning liability, clients also benefit from cost efficiencies via a campaign approach.

Exceed’s collaborative approach to decommissioning has been typified by the official launch of a collaborative agreement with DeepOcean to supply vessel-based well plugging and abandonment services to the global decommissioning market.

Characterised by their “one team” approach, the companies’ single contract solution offers a turnkey service including equipment, planning, execution and close-out, leaving a full audit trail to ensure optimum repurpose and reuse of retrieved assets.

The partnership commenced with an agile multi-well vessel-based P&A campaign on behalf of Serica Energy in 2024, which resulted in significant time and cost-savings, and reduced CO2  impact, when compared with rig-based P&A activity. 

THREE60 Energy: Independent Thinking for Late-Life Success

At THREE60 Energy, we help operators unlock remaining value from mature fields and prepare assets for safe, efficient end-of-life. With integrated expertise across subsurface, wells, operations, EPCC (engineering, procurement, construction and commissioning) and subsea, we deliver practical late-life and decommissioning solutions grounded in independence and shaped by client needs.

Across drilling, wells and operations, engineers still spend more time retrieving and interpreting data than acting on it. Despite investments in digital tools (including AI), operational knowledge remains slow to access, a Mature fields still hold potential. The challenge is extracting it safely, efficiently and cost-effectively before transitioning to the abandonment phase. That’s where THREE60 Energy has carved out a clear role. We support operators through every phase of late-life optimisation, from low-cost reservoir access to P&A (plug and abandonment) strategy, detailed planning, execution and decommissioning.

As an independent company, we bring a vendor-neutral perspective. Our role is not to promote specific technologies, but to challenge conventional approaches and recommend what is genuinely best for the well. In late-life projects, we’ve shown how low-cost reservoir access can achieve the same outcomes as traditional methods, with less complexity and lower cost. These are the stories we’re proud to tell, because they demonstrate how independence, backed by experience, delivers real value.

Data, assurance and smarter decisions

Late-life operations are rarely straightforward. Data is often incomplete, fragmented or stored across multiple systems, making traditional

workflows time-consuming and error prone. To address this, we’ve developed an in-house data application that validates and crosschecks inputs from various sources. This ensures engineers can trust the data and focus their attention where it matters most - boosting efficiency, strengthening quality assurance and improving risk management.

Integrated subsurface and wells expertise

THREE60 Energy brings together one of Northern Europe’s strongest subsurface teams with the region’s largest independent drilling and wells capability. This depth allows us to confidently deliver integrated studies and complex late-life and P&A projects.

What sets us apart is our seamless integration of subsurface, wells and decommissioning expertise under one roof. For P&A, this enables us to tackle complex well challenges through a multidisciplinary approach, aligning subsurface and drilling teams to uncover opportunities and mitigate risks. Our in-house decommissioning capability further enhances our ability to manage abandonment projects holistically, including facility removal. For operators, this means efficient, fit-for-purpose solutions that optimise resource through all phases of the project, while fulfilling regulatory requirements.

Services that scale with demand

A core part of our business is placing consultants directly with clients on site. This model provides operators with day-today capacity where it’s needed most, while maintaining access to the broader expertise and systems of THREE60 Energy.

Our study and services portfolio has grown rapidly, reflecting increased industry activity and the trust placed in our teams to deliver critical late-life scopes. The scale and complexity of our assignments continue to grow, demanding deeper integration and multidisciplinary collaboration.

Expanding projects, global reach

Today’s projects are larger, more complex and span multiple disciplines. Our independence and experience give operators confidence in our ability to deliver across all late-life phases.

THREE60 Energy is active in several international markets, supporting operators facing similar late-life and decommissioning challenges. The same combination of practical experience, vendor-neutral thinking and integrated capabilities apply across basins, providing consistent, high-quality support wherever our clients operate.

A diverse team with shared values

Behind the delivery is a team representing over forty nationalities. This diversity fosters fresh perspectives, broader debate and practical solutions shaped by experience from around the world.

As late-life activity accelerates across the industry, THREE60 Energy is ready to deliver larger, more complex projects across our markets. With independence and integrated capability, we help operators capture remaining value and close out assets safely and efficiently. 

The UK’s largest innovation funding consultancy

Managing cyber risk - new laws and government guidance to help businesses in the UK

The recent high profile cyber attacks on Marks and Spencer and the Co-op have highlighted the devastating impact a cyber attack can have on an organisation and the importance of managing cyber risk in your supply chain

Other recent high profile cyber attacks have affected the Ministry of Defence, NHS bodies and local authorities. In 2023, a number of well known charities were the subject of a cyber attack on a third party IT platform used to store information on supporters.

Supply chain cyber risk doesn't just apply to an organisation's IT service providers - a cyber attack on a business-critical supplier can also be highly damaging. For example, if a manufacturing business suffers a cyber attack on its logistics provider or the supplier of raw materials, then it may be unable to get products to market.

A similar situation in the energy industry would have almost immeasurable consequences and the risks are increasing. A report published by Sophos in July 2024, which surveyed 275 cybersecurity and IT leaders from the energy, oil/gas, and utilities sector across 14 countries, found 67% of respondents said their organisation had suffered a ransomware attack in the previous 12 months.

In the case of Marks and Spencer, it confirmed that hackers had gained access to its systems via a third party service provider, providing a timely reminder that organisations need to take a holistic view to cyber risk and focus on governance and supply chain risk.

To help organisations improve their cyber resilience and manage cyber security risk, the UK Government is proposing to introduce new legislation. This legislation will accompany a number of voluntary codes of practice that have been developed by the Government in conjunction with the National Cyber Security Centre.

Cyber Security and Resilience Bill

The Cyber Security and Resilience Bill is designed to modernise and expand the country’s cyber security framework. For the energy sector—already classified as part of the UK’s Critical National Infrastructure (CNI)—it signals a shift in regulatory expectations and operational responsibilities.

Since 2018, the UK’s cyber security regime has been governed by the Network and Information Systems (NIS) Regulations, which implemented an EU Directive targeting operators of essential services, including energy, transport, water, and health. However, the scope of these regulations has proven limited in the face of evolving cyber threats and increasingly complex supply chains.

Key provisions of the Bill

The Cyber Security and Resilience Bill introduces several new measures that will directly impact energy operators:

• Sector expansion: cyber obligations will extend to new sectors and entities, reflecting the interconnected nature of modern infrastructure.

• Managed Service Providers (MSPs): MSPs delivering IT services to energy companies will face similar obligations to cloud providers, with the intention of improving resilience across outsourced IT services.

• Supply chain duties: operators of essential services must ensure cyber resilience throughout their supply chains, with potential flow-down obligations to subcontractors and vendors.

• Critical supplier designation: The Government will gain powers to designate certain suppliers as “critical,” subjecting them to enhanced oversight and compliance requirements.

• Incident reporting enhancements including:

- 24 hour obligation for initial notification

- new obligations in relation to ransomware attacks

- transparency obligations requiring providers of digital services and data centres to alert customers who may be affected by incidents

• Regulatory flexibility: The Bill allows updates to the cyber framework via secondary legislation, enabling swift responses to emerging threats.

• Data Centres as CNI: Following their designation as critical infrastructure in 2024, data centres may also be subject to new cyber resilience obligations.

Energy companies must prepare for deeper scrutiny of their digital ecosystems, particularly where third-party IT services and operational technology intersect. The Bill’s emphasis on supply chain resilience and rapid incident reporting will require updated governance, contractual frameworks, and technical capabilities.

Supporting Codes of Practice

To complement the new legislation, the Government has introduced a suite of voluntary Codes of Practice aimed at improving cyber governance and technical resilience:

• Cyber Governance Code of Practice: Published in April 2025, this code offers boards and senior leaders a framework for managing cyber risk, covering strategy, people, incident response, and assurance.

• Software Security Code of Practice: Released in May 2025, this code targets software developers and vendors, promoting secure design, deployment, and customer communication. Energy firms procuring software should consider referencing this code in tenders and supplier assessments.

• AI Cyber Security Code of Practice: Published in January 2025, this code addresses risks unique to AI systems, such as data poisoning and model manipulation. Though aimed at developers, energy companies using AI should consider the code in vendor diligence and risk management.

The Cyber Security and Resilience Bill represents a proactive step toward safeguarding the UK’s energy infrastructure against increasingly sophisticated cyber threats. By expanding regulatory scope and introducing practical guidance through Codes of Practice, it is hoped the industry will build a more resilient digital foundation for the energy sector and beyond. 

Want to know more?

Brodies LLP is a UK top 50 law firm with offices across Scotland, the UK and internationally. For more useful insight and details of our energy expertise visit brodies.com

White Cross Offshore Windfarm receives full planning consent

Major boost for floating offshore wind in the Celtic Sea as White Cross receives full consent

Leading offshore wind developers Flotation Energy and Cobra have announced that their pioneering Celtic Sea floating offshore wind project, White Cross, has been granted full onshore and offshore planning approval.

The White Cross Offshore Windfarm project, applied to North Devon Council and the Marine Management Organisation (MMO) in 2023 to construct and operate a 100MW floating offshore windfarm and for works to connect the windfarm to the grid.

The proposed windfarm, located 52km off the Devon coast, will consist of six to eight state-of-the-art floating wind turbines and, when operational, will generate enough clean electricity to power around 135,000 households.

The offshore application was submitted to the MMO in March 2023, and the onshore planning application was submitted to North

Devon Council in September 2023. The applications were the subject of three rounds of public consultation.

Following the approval at North Devon Council’s Planning Committee on Wednesday 7 May, the council has now granted consent for the onshore elements of the project.

Meanwhile the Marine Management Organisation has issued a Marine Licence under the Marine and Coastal Access Act 2009 to enable the offshore elements of the project in accordance with the South West Marine Plan.

“This is an important moment for the White Cross Offshore Windfarm, and for floating offshore wind in the Celtic Sea. We are grateful to the North Devon Council and the Marine Management Organisation, and to everyone who has engaged with the project. In response to feedback, we have adapted our plans to minimise environmental and social impacts.

“The UK is already a leader in floating offshore wind technology, but until now this has only been via projects in Scottish waters. This decision gives us a valuable opportunity to harness this pioneering technology to help deliver the energy transition in the south west of England. By doing so, we will seek to spark the development of a specialised local supply chain, creating jobs whilst providing 135,000 homes with renewable energy.”

White Cross Senior Project Manager | Sam Park

White Cross Offshore Windfarm’s offshore export cable(s) will make landfall at Saunton Sands beach, before connecting to the onshore export cable(s). The onshore export cable(s) will be completely buried underground for their entire length and will travel approximately 8km to a new White Cross onshore substation which will accommodate the connection to the existing East Yelland substation. The cable(s) will pass beneath Braunton Burrows and the Taw Estuary via trenchless technology, designed to avoid any surface disruption within the Braunton Burrows Special Area of Conservation (SAC) dune system and the TawTorridge Estuary SSSI.

White Cross is a stepping stone project that is pivotal to the Crown Estate’s ambitions to scale-up and commercialise floating energy technologies in the Celtic Sea.

The project supports the UK Government’s target for offshore wind, alongside wider decarbonisation and energy security targets. White Cross will also play a key role in supporting the growth of a regional supply chain, whilst also creating new jobs and skills for local communities. 

Green light for Berwick Bank paves way for world’s largest offshore wind farm

 Scottish Government grants consent order for SSE’s Berwick Bank offshore wind farm, after a decade of meticulous development work

 Berwick Bank has the potential to inject c.£8 billion of value into the UK economy and create over 9,000 UK jobs

 At full capacity, Berwick Bank could generate enough electricity to power more than six million homes annually

SSE welcomes the Scottish Government’s decision to grant consent for the pivotal 4.1GW Berwick Bank offshore wind farm, located around 38km east of the Scottish Borders coastline, boosting Scotland’s net zero ambitions and the UK’s clean power mission.

Today’s Section 36 consent determination by Scottish ministers approves the project’s main offshore wind farm array in the outer Firth of Forth off the East Lothian coast.

The decision represents the last major consent necessary for the project to proceed and is the culmination of more than a decade of meticulous development work by SSE Renewables on the project’s design.

Delivery of the project will now be subject to SSE securing a contract for new low-carbon offshore wind power under the UK’s Contracts for Difference (CfD) scheme, as well as reaching a final investment decision.

Berwick Bank offshore wind farm is vital to the UK’s 2030 clean power mission and to the energy security goals of the Scottish and UK governments.

If fully delivered, Berwick Bank would become the world’s largest offshore wind farm, capable of generating enough clean energy to power more than six million homes annually.

Berwick Bank has the potential to create 9,300 direct, indirect and induced jobs in the UK at peak construction – with around 4,650 of these jobs in Scotland. Over the project’s expected lifetime, it is estimated Berwick Bank could inject £8.3 billion of value into the UK economy.

Securing consent for the main offshore wind farm array is a vital step towards the UK Government’s mission, as set out in the Clean Power 2030 Action Plan, to increase installed offshore wind capacity to up to 50GW as part of a mass deployment of offshore wind over the next five years.

The project could increase Scotland’s current operational renewable electricity capacity by almost 25%, boosting the country’s efforts to achieve net zero carbon emissions by 2045.

Stephen Wheeler, Managing Director, SSE Renewables said:

“The Scottish Government’s decision to grant a consent order for Berwick Bank Offshore Wind Farm is hugely welcome. At over 4GW of potential capacity, Berwick Bank can play a pivotal role in meeting the mission of Clean Power 2030 for the UK and achieving Scotland’s decarbonisation and climate action goals.

“As the UK’s clean energy champion, SSE now looks forward to the UK Government delivering the most ambitious CfD scheme yet through the upcoming AR7 auction round.

“Berwick Bank has the potential to rapidly scale-up Scotland’s operational renewable energy capacity and can accelerate the delivery of homegrown, affordable and secure clean energy to UK consumers from Scottish offshore wind, helping meet the UK’s clean power ambition by 2030.” 

Weatherford Awarded Drilling Contract for Mexico Deepwater Oil Project

Weatherford International plc said it was awarded a “significant” contract to deliver managed pressure drilling (MPD) services for the Trion project, a deepwater oil production project in Mexico operated by Woodside Petróleo Operaciones de Mexico.

The multi-year contract includes MPD services for an initial eight wells with the potential to expand to 24 wells, the company said in a news release. Financial terms of the contract were not disclosed.

As part of the project, Weatherford said it plans to deploy its Victus intelligent MPD system, which it describes as a solution “designed to enhance drilling safety, efficiency, and performance”. The solution features algorithm-driven pressure control, real-time downhole data for automated responses, and the industry’s first field-proven deepwater riser system for floating rigs, according to the release.

The Trion project is located in deepwater about 8,200 feet (2,500 meters) in the Gulf of America, approximately 112 miles (180 kilometers) east of the coast of Tamaulipas and 18.6 miles (30 kilometers) south of the US-Mexico maritime border, the release said.

Trion is a joint venture between Woodside Petróleo Operaciones de México, S. de R.L. de C.V., who serves as the operator with a 60 percent interest, and Petróleos Mexicanos (PEMEX) with 40 percent.

The contract award “reinforces Weatherford’s market leadership in high-performance MPD and expands its presence in Mexico’s offshore energy sector,” the company said.

Weatherford President and CEO Girish Saligram said, “We are proud to support Woodside Energy on this historic project. The Trion development represents a defining moment for Mexico’s energy sector, and Weatherford is honored to contribute with trusted MPD technologies that improve safety, efficiency, and well delivery. This award further strengthens our position as a trusted partner for complex offshore operations”.

Second-Quarter Results

In the second quarter, Weatherford reported revenue of $1.2 billion, an increase of 1 percent sequentially and a decrease of 14 percent year over year. Operating income was $237 million, an increase of 67 percent sequentially and a decrease of 10 percent year over year. Net income for the quarter was $136 million, an increase of 79 percent sequentially and an increase of 9 percent year over year.

Saligram said in a statement, “Our core operating markets continued to exhibit activity slowdown during the quarter, driven by geopolitical events, supply-demand imbalance concerns, and trade uncertainties. Despite these structural headwinds, the One Weatherford team delivered second-quarter results in line with expectations, reflecting disciplined execution and operational efficiency in a distinctly softer market. The sequential performance demonstrates strong fundamentals and the resilience of our operating model”.

“Revenues increased and adjusted EBITDA was flat despite the previously announced divestiture of certain businesses in Argentina. Adjusted Free Cash Flow also increased, even as receivables continued to build in Latin America due to lack of payments in Mexico. This performance underscores the strength of the new Weatherford operating paradigm and marks a positive departure from past responses to prior market cycle inflections,” he added.

Weatherford’s North America revenue was $241 million, down 4 percent compared to the previous quarter, “primarily from lower Wireline activity in Canada Land, partly offset by higher Cementation Products and Liner Hangers activity,” the company said. The North America segment decreased 4 percent from a year ago, primarily from lower activity across all the segments, partly offset by higher activity in the US offshore segment.

The company’s International segment revenue of $963 million was an increase of 2 percent sequentially and 16 percent year-over-year, the company said in its earnings release. 

Saipem secures Scarabeo 8 contract extension with Aker BP until 2027

Aker BP has exercised the option to extend a contract with Saipem for the semi-submersible drilling unit Scarabeo 8 until 31 December 2027.

The extension is a direct continuation of the previous one-year contract and solidifies the ongoing collaboration between the two companies.

The contract was originally awarded by Aker BP to Saipem for a drilling campaign for a three-year period in March 2022. The $325m (€284.88m) contract included the option of two one-year extensions.

The Scarabeo 8, a sixth-generation drilling unit owned by Saipem, will continue to perform drilling activities for Aker BP offshore Norway. Designed to withstand challenging offshore conditions, the derrick deep-water unit is equipped with dynamic positioning and advanced mooring systems, adhering to the highest regulatory standards.

Saipem’s Scarabeo 8 drilling rig was previously employed on various projects with major oil companies across the Norwegian Continental Shelf (NCS), including the Barents Sea.

ConocoPhillips Awards Halliburton Multi-Year Well Stimulation Services Contract in the North Sea

ConocoPhillips Skandinavia AS (ConocoPhillips) awarded Halliburton a contract to deliver comprehensive well stimulation services to improve well performance and reservoir productivity. The contract spans five years and includes three optional extension periods.

Under the agreement, Tidewater’s vessel, North Pomor, will be transformed into an advanced stimulation vessel designed to efficiently deliver offshore well stimulation services in the North Sea. The improvements will include Octiv® digital fracturing services to maximize stimulation equipment performance and operational efficiency.

“We are pleased to strengthen our longstanding relationship with ConocoPhillips through this important award,” said Mark Dawson, senior vice president, Halliburton

Completion and Production division. “This contract win complements our extensive experience in well stimulation and highlights how we execute globally. The combination of our latest technology and our focus on automation and safety is how we maximize value for our customers.”

The contract award highlights Halliburton’s leadership in stimulation services and its strategic focus to deliver integrated solutions for complex offshore environments. 

In a press release, Saipem said this contract extension is a testament to the unit’s high performance and Saipem’s commitment to safety and efficiency.

In July 2024, Aker BP and its partners announced a gas discovery in an exploration well, drilled with the Scarabeo 8 rig in the Barents Sea, nearly 300km off Norway’s northern coastline.

Designated 7324/8-4 (Hassel), the discovery followed the initial exploration effort at well 7324/6-2 in production licence 1170.

Saipem provides engineering services for the design, construction and operation of complex energy infrastructure and plants, both offshore and onshore.

With an employee base of 30,000, the company operates in 50 countries through six business lines: Asset Based Services, Drilling, Energy Carriers, Offshore Wind, Robotics & Industrialized Solutions, and Sustainable Infrastructures. 

INPEX Masela Awards Major FEED Contracts for Abadi LNG Project

Progress is being made on the Abadi LNG project in Indonesia, as INPEX Masela, a subsidiary of INPEX, has announced the awarding of major contracts for the front-end engineering and design (FEED) phase.

The project, which incorporates a carbon capture and storage (CCS) component, is moving forward following the Indonesian government’s approval of a revised development plan in December 2023.

Contracts were awarded for three of the four primary FEED packages. For the floating production, storage and offloading (FPSO) unit, Saipem Indonesia and Technip Engineering Indonesia will each lead a consortium in a “dual-FEED” process to enhance competition. Worley SEA Indonesia has been selected to handle the subsea umbilicals, risers, and flowlines (SURF) and gas export pipeline (GEP) packages. The final contract for the onshore LNG plant (OLNG) has not yet been awarded.

The Abadi LNG project is a joint venture between INPEX Masela (65%), Pertamina (20%), and Petronas (15%). With an anticipated annual production of 9.5 million tons of LNG, these FEED activities are a critical milestone toward reaching a final investment decision for this significant energy venture. 

Allseas vessel removes giant North Sea Heather A topsides

The platform decommissioning and recycling project involved three years of preparation, including structural modifications and offshore work, culminating in a 14-second lift.

Allseas Pioneering Spirit vessel has completed a single-lift removal of the 15,300mt topsides from the Heather Alpha platform, 460 km northeast of Aberdeen in the UK northern North Sea, according to an Aug. 14 Allseas news release.

It was the largest planned single-lift operation in the North Sea this year, according to a separate Aug. 14 press release by EnQuest, operator of the Heather Field.

The 14-second lift followed three years of detailed engineering, planning and offshore preparation under a collaboration between EnQuest and various contractors.

Allseas started its preparations for the task last year, installing custom-made lift points on the topsides, also performing structural strengthening, caisson works and separation cuts. Much of this activity took place while the platform was still manned.

Early this year, Allseas’ teams returned to complete the underdeck scopes related to leg cutting and separation.

The teams worked alongside specialist rope access crews to address weather and operational constraints to keep the project on schedule.

“Pioneering Spirit completed the lift in around 14 seconds, but that astonishing reality was only made possible by three years of meticulous planning, engineering and preparation works.

After almost 50 years of operations in the North Sea, Heather Alpha’s legacy is to be an exemplar of a best-in-class decommissioning project, from inception to the responsible recycling of its materials.”

—EnQuest Decommissioning Director John Alla

The topsides were due to be transferred to Allseas’ Iron Lady cargo barge for towing to the M.A.R.S. disposal yard in Frederikshavn, Denmark. There, the structure will be dismantled, with more than 95% of materials and other items set to be recycled and repurposed.

Heather Alpha was an integrated drilling, production and living quarters platform. According to the UK’s North Sea Transition Authority, the topsides comprised three decks, supported by an eight-legged tubular steel frame jacket in 143 m water depth. 

North Sea Operators Release New Tenders

EnQuest, Dana Petroleum, Neo Energy, and Petrogas—have initiated a flurry of new tenders for decommissioning projects.

EnQuest is at the forefront with four decommissioning projects. The company’s work on the Heather field includes a sub-£25 million contract for seabed clearance and debris removal, with a revised tender date of January 1, 2026. EnQuest is also exploring options to decommission four wells across its Alma Galia, Don, and Broom fields.

Dana Petroleum is seeking contractors for its Western Isles decommissioning project. The company intends to hire rigs for a planned 80-day period in 2027 to perform reservoir isolation on seven wells split between the Barra and Harris fields.

Neo Energy has issued a tender valued at over £25 million to plug and abandon 19 subsea wells across its Donan, Balloch, and Lochranza fields. This work is set to begin in the first quarter of 2026, with the tender scheduled for release on December 31, 2025.

Petrogas is also contributing to the activity with three contracts for its Abbey and Baker Fields. One major contract, valued at over £25 million, covers subsea EPIC work and has a tender date of November 30, 2025. Two smaller contracts, both under £25 million, will provide pre-FEED and FEED engineering services, with tender releases planned for September 1, 2025, and October 1, 2025, respectively.

CNOOC has also announced its potential well intervention plans for 2026. The company is offering 31 tenders for activities such as logging, repairs, and surveillance across the Scott, Buzzard, and Golden Eagle fields. The work is scheduled for the first quarter of 2026, with no specific contract values provided.

This simultaneous activity in both decommissioning and new energy projects underscores the ongoing transition and evolving priorities within the North Sea’s offshore industry. 

Kent wins Australian offshore decommissioning gig

Host government responsible for decommissioning the Laminaria-Corallina oilfields after liquidation of former operator NOGA

Integrated energy services company Kent has won a new technical advisory services contract from the Australian government to support the permanent plugging and abandonment of the Laminaria-Corallina oilfields in the Timor Sea.

The contract also includes advisory services for the safe removal of associated subsea infrastructure.

Under the initial two-year contract, Nesma & Partners-backed Kent will deploy a multidisciplinary team of technical and regulatory experts to provide strategic and operational support throughout the planning and execution of the decommissioning.

The value of the contract was not disclosed.

“Our advisory team, with deep roots in Australia and the UK, is energised by this opportunity to help shape the future of offshore decommissioning,” commented Michael Costello, executive vice president — development, APAC & Americas at Kent.

Building on existing work on the Northern Endeavour floating production, storage and offloading vessel, the contractor said the latest award underscores its position as a trusted decommissioning partner with a deep commitment to regulatory compliance, environmental stewardship and technical excellence.

The Northern Endeavour FPSO is permanently moored between the Laminaria and Corallina fields in the Timor Sea. Following the liquidation of its former operator, Northern Oil & Gas Australia (NOGA), the facility was transferred to the ownership of the Commonwealth of Australia.

The safe decommissioning of the FPSO and associated infrastructure is a key priority under the government’s broader strategy for responsible offshore oil and gas transition, noted Kent. This includes full lifecycle management of offshore assets and a commitment to protecting Australia’s marine environment through safe, sustainable decommissioning practices. 

EnQuest completes UK North Sea topsides removal

The 15,300 tonne topsides is the heaviest single lift removal scheduled for this year

EnQuest has completed the removal of topsides from its Heather Alpha platform in the UK North Sea, the London-listed operator said on Thursday.

Allseas’ giant heavy lift vessel, the Pioneering Spirit, carried out the removal with the 15,300 tonne topsides the largest single lift removal scheduled for this year, EnQuest said on Thursday.

“The Pioneering Spirit completed the lift in around 14 seconds, but that astonishing reality was only made possible by three years of meticulous planning, engineering and preparation works,” said EnQuest decommissioning director John Allan.

“After almost 50 years of operations in the North Sea, Heather Alpha’s legacy is to be an exemplar of a bestin-class decommissioning project, from inception to the responsible recycling of its materials.”

Installed in 1977, EnQuest gained the greenlight to end production and decommission the platform in May 2020.

The Heather topsides will be dismantled in Frederikshavn, Denmark, with 95% of the structure expected to recycled and repurposed.

EnQuest has plugged and abandoned more than 80 North Sea wells over the past three years as part of plans to decommission its Heather, Broom, Thistle, Deveron, Alma, Galia and The Dons fields. 

UPCOMING GLOBAL EVENTS

MEOS Geo

V 16 - 17 September 2025 , Sakhir, Bahrain

African Energy Week 2025

V 29 Sept - 03 Oct , Cape Town

Geofluid

V 1-4 October 2025 , Piacenza, Italy

OTD Energy

V 15 - 16 October 2025 , Norway, Stavanger

Offshore Energy 2025

V 25 - 26 November 2025 , Amsterdam, Netherland

Wider African Energy Summit

V 18 - 19 November , Aberdeen

Adipec 2025

V 03 - 06 November , Abu Dhabi

Transforming

As the offshore energy sector accelerates its digital transformation, technology is playing an increasingly central role in improving operational efficiency. This is particularly evident in crew travel and logistics, where managing complexity, cost, and compliance remains a constant challenge. ATPI is addressing these issues through two proprietary platforms, CrewHub and CrewLink, developed specifically for the needs of the offshore and energy industries.

CrewHub: Simplifying the Booking Process

ATPI CrewHub is a booking platform designed to reduce the complexity of group travel in the offshore sector. Tailored to the energy industry’s unique requirements, it enables users to arrange multi-origin, multi-destination itineraries through a straightforward interface with just five required input fields.

By streamlining the booking process, CrewHub helps reduce reliance on email threads, spreadsheets, and disconnected systems. Users report booking time reductions of up to 60%, allowing teams to focus on highervalue tasks. Whether organising a deployment involving multiple countries or managing recurring crew rotations, CrewHub brings all logistics into one place.

The platform offers flexible filtering, by speed, price, or operational preferences, supporting offshore-specific considerations such as remote destinations and last-minute changes. With options to manage up to 20 route combinations per booking, CrewHub accommodates complex mobilisations while helping operators monitor and manage travel spend effectively.

CrewHub also supports direct control by users, allowing them to create, amend, or cancel bookings instantly without third-party intervention. This autonomy can improve responsiveness, particularly in time-sensitive or changing operational contexts.

CrewLink: Centralising Crew Management for Total Control

While CrewHub simplifies the booking process, CrewLink addresses the broader operational challenges involved in managing the entire lifecycle of crew logistics. Designed to handle the ongoing operational demands of maritime and offshore environments, it brings together scheduling, compliance tracking, communication tools, and wellbeing oversight into a single, integrated platform.

In offshore environments where work often takes place in remote or high-risk locations, duty of care extends beyond regulatory compliance. It involves ensuring that workers are supported through clear communication, safe scheduling practices, and responsive planning. CrewLink incorporates these elements by offering real-time visibility into crew movements, enabling operators to respond quickly in the event of disruptions such as extreme weather, logistical delays, or medical issues.

The platform’s rostering tools support more sustainable planning by helping coordinators avoid fatigue risks, ensure rest periods, and prioritise direct travel routes when feasible. CrewLink also allows planners to consider availability, qualifications, and individual preferences, which can contribute to more consistent deployments and reduce administrative overhead.

Communication features built into the system help maintain contact with travelling personnel, facilitating timely updates and support when needed. In operational contexts where conditions may change quickly, the ability to stay connected and informed is key to maintaining safety and coordination.

By bringing these functions into a central platform, CrewLink aims to support more efficient logistics while reinforcing the importance of crew wellbeing as part of daily operations.

The Future of Offshore Travel

Together, CrewHub and CrewLink offer an integrated approach to offshore crew travel and logistics. CrewHub focuses on simplifying and accelerating the booking process, while CrewLink supports long-term planning and oversight. By addressing both the tactical and strategic aspects of crew movement, these platforms help operators improve efficiency, maintain compliance, and better support their workforce in demanding environments.

As project requirements evolve and global operations expand, these tools provide a foundation for more responsive and informed decision-making in offshore travel management.

Smart Hose Management Starts with THM

maintenance costs, and increased uptime. TESS takes full responsibility for compliance with regulations and standards.

The cost of a hose failure

A hose rupture may cause the release of harmful substances, which may lead to:

• Downtime and operational shutdowns

• Hazardous incidents such as fire and accidents

• Environmental emissions

• Risk of injury and loss of life

• Stop in production and loss of revenue

• Damaged reputation

• Serious environmental damages

Hose maintenance plan

Planned inspections and replacements, based on a risk assessment of each hose installation.

ID tag

Each hose has a unique ID for fast identification and ordering.

Cloud-based database

Cloud and mobile app for hose management and maintenance, with offline capability.

Hose replacement

Hose replacements are based on inspection result and intervals in the maintenance plan.

Uptime secured by service

Our 24/7 Hose Support ensures that the correct hose is being delivered and installed.

Keith Robertson Director

keith.robertson@tess-aberdeen.co.uk