Issuu

Access what you need. Pay for what you use.

Packaged within a blast-proof container, our Rental Cabins are designed for the most demanding environments and are deployable anywhere across the UK. Within the cabins, fully automated Rental Robot lockers give approved personnel instant access to essential equipment, 24/7!

From Dräger equipment to third-party equipment like radios, masks, and even vehicle keys, everything is controlled, tracked, and only accessible to trained users. Keep your teams focused on the job and not managing kit! With our Pay as you Go (PAYG) model, you can have the full range of equipment on-site, ready for any scenario, while only paying for what’s actually used.

No over-ordering. No wasted cost. Just total flexibility when demand changes.

Velkommen til maiutgaven av Global Energy Network magasin. Etter hvert som energisektoren fortsetter den raske utviklingen, forblir innovasjon og teknologi kjernen i omstillingen.

I denne maiutgaven av Global Energy Network Magasin ser vi på ideene, systemene og partnerskapene som former en smartere og mer robust fremtid for bransjen. Med denne utgaven som følger oss til OTC i Houston, er vi stolte av å vise frem fremtidsrettet "stemmer" fra hele det globale energilandskapet.

Vårt forsidefokus, Cegal, introduserer Cenova, som er deres neste generasjons produktøkosystem, designet for å møte den økende kompleksiteten i data og digital arbeidsflyt i energioperasjoner.

I tillegg presenterer vi verdifulle innsikter fra bidragsytere som Flotation Energy, Viper Innovations, TESS, Tronics, 3t Training, Interwell, Mechanix Wear, OPITO, ASET, AMS Global Group, Marwell Tech og Subsea Supplies.

Vi sender også vår oppriktige takk til våre partnere for deresfortsatte støtte til å drive bransjen fremover. Sammen legger vi vekt på teknologiene og samarbeidet som driver energiomstillingen.

Cenova: Samkjøring av dine tekniske data

Av Adam Watt, Produktleder, Cegal

Undervanns-team, dataansvarlige, IT-organisasjoner og beslutningstakere er avhengige av et voksende økosystem av applikasjoner, skyplattformer og databaser –hver av disse genererer, kopierer og endrer enorme mengder teknisk data. Likevel, er det til tross for all denne innovasjonen, én grunnleggende utfordring som i stor grad er uløst: hvordan man kan skape et samlet, pålitelig og styrt syn på det tekniske dataområdet.

Cenova, Cegals neste generasjons produktøkosystem, ble bygget for å løse nettopp dette problemet.

I dag mangler de fleste organisasjoner fortsatt en «enkelt sannhetskilde» for tekniske data. Til tross for store investeringer i digitalisering, opererer de med fragmenterte datalagringsmiljøer, frakoblede systemer og inkonsekvente styringsrammeverk (Figur 1). Undervannsprosjekter lever i siloer. Brønner og seismiske data sprer seg over delte disker. Reservoir modeller er duplisert på tvers av team.

Konsekvensene av alt dette er kostbare. Ifølge Splunk (2024) er «>55 % av dataene 'mørke'» – dupliserte filer, «foreldreløse» prosjekter og utdaterte datasett som ingen eier, men som alle betaler for. Etterlevelse forblir en manuell prosess. Integrasjon etter fusjoner og oppkjøp kan ta måneder. Miljø-, sosial- og styringsrapportering (ESG) blir forsinket av uklart dataeierskap og opphav.

Et enkelt kontrollnivå for en kompleks digital eiendom Cenova er et modulært, virksomhetsomfattende økosystem for indeksering, katalogisering og styring, som bygger et autoritativt bilde av alle tekniske eiendeler, inkludert seismiske undersøkelser, brønner, tolkningsprosjekter, reservoar- og simuleringsmodeller.

Cenova introduserer et nytt konsept i energisektoren: et samlet kontrollnivå som dekker hele det tekniske datalandskapet. Dette enhetlige kontrollnivået fungerer som ryggraden i en organisasjons digitale miljø. Den gir én konsistent driftsmodell for å oppdage, styre, optimalisere og skalere tekniske data—uavhengig av format eller plassering.

I stedet for å tvinge selskaper til å konsolidere eller migrere data til ett enkelt system, kobler Cenova seg til data og applikasjoner der de allerede befinner seg, enten det er lokalt, i skyen eller i hybride miljøer. Cenova gjør det mulig for selskapene å forstå hvilke data de eier, hvor de befinner seg, hvordan de endrer seg, og hvor mye det koster dem.

Hvorfor energisektoren trenger Cenova nå

1. Økende datavolumer

Data blir samlet inn og generert med en eksepsjonell hastighet. Uten et samlet kontrollnivå blir denne veksten uhåndterlig, noe som resulterer i økende lagringskostnader, tregere beslutningstaking og risiko for overholdelse.

2. Økende krav til styring

Med strengere revisjonskrav, regler for datalagring og ESG-rammeverk må organisasjoner demonstrere:

• Opprinnelse

• Eierskap

• Adgangskontroller

• Beslutninger om livssyklus

• Overholdelse av bestemmelser for bevaring og sletting

Figur 1: Fragmenterte data

Cenova integrerer styring i kjernen av det digitale området, og tilbyr policydrevet automatisering og fulle revisjonsmuligheter.

3. Hybrid- og multisky tilpasning

Muligheter for samspill mellom systemer er avgjørende når en organisasjon opererer på tvers av flere plattformer, f.eks. Azure, AWS, Google Sky, OSDU og lokale systemer. Cenova er sky- og arkitekturuavhengig, i stand til å indeksere, analysere og styre miljøer fra flere plattformer ved hjelp av et enkelt.

4. KI og automatiseringsberedskap

KI- og ML-arbeidsflyter er avhengige av rene, godt styrte data. Selskaper som mangler klarhet i metadata, duplisering og kvalitet bruker ofte uker på å forberede datasett som bør være klare i løpet av timer. Cenova gir det grunnleggende «rensenivået» som gjør det mulig for KI å skalere.

Den nye driftsmodellen for tekniske data

Energisektoren beveger seg raskt mot en fremtid som vil bli formet av automatisering, KI, skyadopsjon og beslutninger drevet av big data. Likevel, uten et samlet kontrollnivå, sitter mange organisasjoner fast med de samme langvarige utfordringene: dataduplisering og fragmentering, styrings gap og økende kompleksitet på tvers av omfattende digitale eiendommer.

Undervannsteam som tolker seismisk og brønn informasjon, dataadministratorer som opprettholder standarder på tvers av enorme lagringsmiljøer, og IT- og sky-team som støtter hybride infrastrukturer, står alle overfor et felles problem: viktige data er spredt over for mange steder med for lite synlighet og kontroll.

Cenova tilbyr en annen løsning (Figur 2). Den er designet for disse ulike brukergruppene som hver dag er avhengige av tekniske data, men som er begrenset av frakoblede systemer og inkonsekvente praksiser. Cenova samler disse disiplinene under én enkelt driftsmodell. Det gir tekniske spesialister tillit til dataene de bruker, gir styringsteamene den klarheten de trenger, og gir beslutningstakere et solid grunnlag for digitalisering, automatisering og kunstig intelligens. Til syvende og sist er Cenova produktet for enhver organisasjon som ønsker å forvandle en kompleks, raskt voksende datamengde for undervannsaktiviteter til et sammenhengende, pålitelig og fremtidsklart miljø.

Ved å samle alle tekniske data på ett enkelt kontrollnivå, hjelper Cenova organisasjoner med å:

• Reduser unødvendige lagringskostnader ved å identifisere duplisering, foreldreløse data og utdaterte datasett

• Styrke styring og samsvar gjennom tydelig eierskap, livssykluskontroll og reviderbare retningslinjer

• Muliggjøre raskere operative arbeidsflyter ved å forbedre dataoppdagelse og redusere manuelle overleveringer

• Støtte ESG- og regulatoriske forpliktelser med konsistente metadata, sporbarhet og håndheving av lagringsforpliktelser

• Forbered deg på AI og automatisering ved å tilby rene, pålitelige og godt styrte data

• Forenkle komplekse og hybride datamiljøer som er spredd flere skyer, gjennom en enkelt, sammenhengende driftsmodell

• Styrke brukeropplevelsen med bedre tilgjengelighet, tiltro til systemene, og gjøre dem i stand til å stole på dataene de er avhengige av hver dag.

I en bransje hvor presisjon, effektivitet og tillit er avgjørende, er Cenova mer enn bare et digitalt verktøy – det representerer et nytt kontrollnivå for det moderne tekniske datalandskapet.

Lokale langringssystemer Sky

Undervanns applikasjoner

Klargjort for KI Rene, troverdige data

Kostnadskontroll

Reduksjon av mørke data

Styring Opprinnelse | Revisjon

Håndheving ESG |

For å finne ut mer om Cenova, besøk Cegals stand A522 på EAGE Annual 2026-konferansen og -utstillingen i Aberdeen, fra 8.–11. juni.

Referanser Splunk (2024) State of Dark Data (Industry Survey Report). Splunk Inc., January 2024.

Lagring

Indeks | Katalog | Styring | Optimalisering

Through our comprehensive branch coverage of the UK’s major ports, Hutton’s provides marine supplies and services to the shipping industry as well as the offshore oil, gas and renewables sectors.

www.huttons-chandlers.com

Evolve Training is a leading independently owned training centre based in Aberdeen, Scotland. Evolve training was established in 1993 by Rod and Susan Garvie, and since has grown from strength to strength. Evolve began as a health and safety support and training company based in Inverurie, we branched out to deliver a wider range of safety courses such as forklift training and confined space training.

Semco Maritime’s expertise is rooted in both conventional energy and renewables. This puts us in a unique position to bridge today's and tomorrow’s solutions. To constantly seek clever and pragmatic ways to realise global energy ambitions and reach the next destination. And the next one after that.

We offer a wide range of Sand and Inflow control equipment like Sand Filters, Perforated or Slotted Liners, Inflow Control Devices, Swellable Packers, Dissolvable Plugs, High Temperature products and more. Offering customized screen solutions for applications in the Oil & Gas, Geothermal and Filtration industry with the goal in finding the most ideal solution for your challenge.

www.hpwellscreen.com

Cable Solutions Worldwide specialise in the design and supply of customer specified harsh environment, composite cables, umbilicals, tethers and top drive service loops.

Established in 1980 by chairman and managing director, Sir James Milne CBE, Balmoral Group encompasses a diverse range of businesses, including Balmoral Comtec in the energy sector, Balmoral Tanks for bulk liquid storage, Blaze Manufacturing Solutions, The Marcliffe Hotel & Spa, and property development through Balmoral Park Ltd.

We specialise in the repair, refurbishment, manufacturing, and sale of drilling and well control equipment. Providing rental of pressure control equipment and the support of competent personnel.

Our engineering department provides R&D, design from concept to detailed & draughting, project management, manufacturing, commissioning, and site support are all available as solutions. www.subsea-pressurecontrols.com

TLC SA Transportation and Logistic Consulting, a Switzerland-headquartered company, was founded in 2001 by its owner and Chairman of the Board, Mr. Philippe Masserey.

Since its inception, TLC has pursued a strategy of organic growth, meticulously expanding to countries where its expertise and know-how are most transferable, ensuring the highest quality of service for its customers.

First Integrated Solutions sources and delivers safety-critical services and best-in-class equipment so you can be ready for anything.

By listening to the unique needs of our customers, investing in a wide-ranging inventory, and continually developing our multi-skilled team, we provide unrivalled experience and solutions to a range of sectors.

EXCLUSIVE: Marwell AS awarded integrated sand control contract by Vår Energi

Vår Energi has awarded an integrated sand control contract to Marwell AS. The contract has an initial term of five years, with options for an additional six years. Under the agreement, Marwell will deliver integrated lower completion solutions – including sand control, inflow control and associated technologies – to Vår Energi’s assets across the Norwegian Continental Shelf.

The contract is estimated to be worth approximately $75 million USD and represents one of the largest awards of its kind in Norway.

Sustainable and efficient operations go hand in hand. By securing an integrated lower completions delivery with European manufacturing and shorter logistics routes, Vår Energi are able to reduce emissions, strengthen supply reliability and support longterm well performance. 

Boskalis marks first successful ROV deployment from its new Remote Operations Center in Aberdeen

Boskalis announces the successful first deployment of remotely operated vehicles (ROVs) from its new Remote Operations Center (ROC) in Aberdeen, following an 18-month development program and an investment of GBP 40 million in ROVs and the ROC. This milestone reflects the company’s continuous focus on innovation, safety and future-proof offshore solutions.

The ROC significantly expands Boskalis’ remote operating capabilities by enabling critical subsea tasks to be supported and controlled from shore. The center provides a central hub for fleet operations, offers additional on-demand expertise to support offshore crews and is designed to enhance operational efficiency, strengthen safety and ensure consistent delivery across projects. 

NETWORK news

H.P. Well Screen Plays Key Manufacturing Role in Major Vår Energi Sand Control Contract

H.P. Well Screen B.V., a leading European manufacturer of premium sand control screens, has secured a key role in the delivery of sand control solutions for a major integrated lower completions contract awarded by Vår Energi on the Norwegian Continental Shelf (NCS).

The contract, valued at approximately USD 75 million, has been awarded to Marwell AS for an initial five-year period, with options for an additional six years. Within this framework, H.P. Well Screen will act as the manufacturing partner for the sand screen systems, a critical component in the overall lower completion design. 

COMET launches the first AI capability purpose-built for incident investigation and root cause analysis

COMET, the leading provider of incident investigation and root cause analysis software for high-risk industries, announced the launch of COMET AI Assistant, the first and only capability built specifically for incident investigation and RCA. Unlike tools that have been adapted from generic AI solutions, COMET AI Assistant is built from the ground up on the investigative expertise, methodology, and HSEQ failure data knowledge that has made COMET the trusted name in investigation and root cause analysis.

The launch marks a significant milestone for the company, which serves organisations across a range of high-risk industries, including oil and gas, aviation, construction, rail, marine and ports, and waste management, protecting more than 350,000 people across 190+ global locations worldwide. 

Leading subsea controls specialist J&S Subsea Limited has taken a significant step forward in its international growth ambitions by announcing a partnership that will open doors in an important target market.

The Aberdeen-based company has recently teamed up with Westpaq International to expand its presence and tap into future potential in Sub-Saharan Africa. The MOU will see Westpaq provide local representation, business development, strategic market access and more, acting as the official incountry partner in Nigeria, Equatorial Guinea and Cameroon and regional interface for J&S Subsea Limited. It will build on J&S Subsea Limited’s existing presence in Côte D’Ivoire and Equatorial Guinea, and a string of successful projects in the region.

3t, a global leader in training and learning technology for safety-critical industries, has signed a strategic MOU with ENPPI at EGYPES – Egypt Energy Show, marking a key step in its Middle East expansion.

The agreement establishes a framework to deliver internationally accredited training and specialist instructor support across Egypt’s energy sector.

Through the partnership, 3t will work with ENPPI to enhance workforce capability, address skills gaps and support safety and performance across its client base. 

Partnership set to unlock African opportunities for leading specialist

3t and ENPPI Sign Strategic MOU to Strengthen Energy Training in Egypt

NOR

Energi oversikt Norge

Norge ser for seg å øke oljeog gassproduksjonen

Operatører på den norske kontinentalsokkelen har startet opp nye oljeog gassfelt de siste ukene, mens bransjeregulatoren har oppfordret selskaper til å vurdere utvikling av en enorm tett gassressurs oppdaget på slutten av 2000-tallet, ettersom Norge markedsfører seg som en pålitelig energileverandør midt i geopolitiske kriser.

En diamant i rå form

Det norske Sokkeldirektoratet, bransjeregulatoren, oppfordret tidlig i april selskaper til å vurdere potensiell utvikling av 6603/12-1, eller Gro, et gassfunn i Norskehavet.

Gro ligger i Norskehavet, omtrent 160 kilometer fra Åsta Hansteen-feltet og 350 kilometer vest for Sandnessjøen, og er et av de største uutviklede gassfunnene på den norske kontinentalsokkelen (NCS).

"Det er et betydelig potensiale for en verdiskapning her, men tiden renner ut," sier direktoratet.

Selv om det er en betydelig usikkerhet rundt størrelsen på funnet, indikerte tidlige estimater fra direktoratet et svært bredt spekter, med mellom 10–100 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass. Størrelsen er nå anslått til å være omtrent 52 milliarder Sm3 gass i området.

Shell oppdaget Gro i 2009, og funnet ble avgrenset i 2010. Det seismiske selskapet TGS skaffet seg et nytt datasett i 2019. I 2021 ble funnet levert tilbake til myndighetene fra daværende lisenshavere Equinor og Wintershall.

Sokkeldirektoratet har hyret inn konsulentselskapet Terra Stream Energy for å gjennomføre en studie av funnet.

Alle relevante undervannsemner ble vurdert i studien, som viser tre statiske modeller som dekker volumspekteret i funnet. Studien har resultert i geologiske modeller og en rapport som vil bli gjort tilgjengelig for selskaper på NCS.

"Neste mulighet til å søke ligger i den kommende tildelingsrunden innen forhåndsdefinerte områder (APA)," la Jacobsen til.

Ifølge direktoratet er tiden for å utvikle Gro i ferd med å renne ut, fordi funnet må knyttes tilbake til Åsta Hansteen-feltet mens det fortsatt finnes infrastruktur i området.

"Om ti år kan det være for sent," sa Jacobsen. Sokkeldirektoratet vurderer også å gjennomføre lignende studier på andre uutviklede gassfunn på NCS.

"Vi ønsker å fremheve funn som er uten produksjonslisens, mange av dem i trange reservoarer. Hvis målet er lønnsom utvikling, må dette skje mens infrastrukturen fortsatt er på plass," sier Jacobsen.

"NCS trenger mer erfaring med disse gjenopprettingsmetodene. Hvis vi får satt i gang med det, vil dette også redusere kostnadene ved å utvikle Gro."

Feltoppstart og verdiskaping

Equinor etablerer to nye forretningsområder for å posisjonere selskapet for trygg og effektiv drift og økt verdiskaping.

Tsvetana Paraskova

"Hvordan kan Gro passe inn i en større utbygging av området? Selskapene kan bruke denne studien til å vurdere potensialet kun for selve funnet, eller som en del av en områdeløsning," sa Arne Jacobsen, assisterende direktør for teknologi og undervannsforskning i Sokkeldirektoratet.

De to nye forretningsområdene vil erstatte det tidligere markedsførings-, midtstrømog prosesseringsområdet (MMP). Equinor skaper et nytt forretningsområde for mellomstrøm, prosessering og infrastruktur, som vil bli ledet av Geir Sørtvedt. Det andre nye forretningsområdet, ledet av Irene Rummelhoff, vil fokusere på å utvikle og øke verdi fra handel og å fange verdi på tvers av ulike produkter, støttet av innovative digitale løsninger.

"Vi har identifisert et klart verdipotensial vi kan levere ved å styrke vår handelsvirksomhet," sa Equinors administrerende direktør Anders Opedal.

"Denne delen av virksomheten vår knytter også sammen all produksjon og produkter, og vil sikre at markedsinnsikt og fremtidig kundeetterspørsel mer aktivt vil drive strategi, porteføljebeslutninger og forretningsmodeller for Equinor.

Den norske energigiganten styrker også sin helikopterkapasitet i Bergen etter å ha tildelt Bristow Norway AS en kontrakt for helikoptertjenester. Avtalen gjelder to S-92-helikoptre som skal levere offshore transporttjenester fra Flesland lufthavn. Kontrakten starter 1. mai, med en varighet på ett år og opsjoner for forlengelse med ytterligere to ettårsperioder.

Aker BP kunngjorde tidlig i april starten på produksjon fra Symra-feltet i Nordsjøen. Prosjektet ble levert ni måneder før den opprinnelige tidsplanen, skapte betydelig verdi og akselererte produksjonsstart inn i 2026. Feltet anslås å bidra med omtrent 63 millioner fat olje tilsvarende Eiga-området.

Behovet for utslippsfrie og stabile energikilder som kan bidra til å håndtere natur- og klimakrisen og møte et økende behov for kraft, har bidratt til å reise spørsmålet om kjernekraft i Norge

Symra-feltet ligger omtrent 7 kilometer nordøst for Ivar Aasenplattformen og er utviklet som den andre undersjøiske forbindelsen til Ivar Aasen. Produksjonen vil bli delvis prosessert på Ivar Aasen før endelig prosessering ved Edvard Grieg. Feltet består av fire brønner bundet sammen via en undervannsmal. Modifikasjoner er utført på begge plattformene for å muliggjøre tilknytning av undervannsinfrastrukturen til Ivar Aasen og for å øke prosesseringskapasiteten ved Edvard Grieg, sa Aker BP.

"Symra viser hva som er mulig når sterke partnere samarbeider som én: trygg levering, høy kvalitet og raskere gjennomføring," sa Karl Johnny Hersvik, administrerende direktør i Aker BP.

"Det er også et steg inn i en ny del av Eiga-området og en ny reservoartype på den norske sokkelen, som skaper verdi for aksjonærer, partnere og samfunnet."

Aker BP er operatør av Symra (PL167/167B/167C) med partnerne Equinor med 30 prosent og DNO Norge som eier 20 prosent.

DNO bemerket på sin side at Symrafeltet har estimerte bruttoreserver på 60 millioner fat oljeekvivalenter og forventes å levere 4 000–5 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) netto til DNO ved topproduksjon. Partnerskapet innebærer betydelig ekstra ressurspotensial som kan realiseres gjennom videre boring, sa DNO.

Med Symra nå i drift har fire DNOundersjøiske felt startet produksjon i Norge de siste 12 månedene, og tre til er for tiden under utvikling. Selskapet

har også fire funn som nærmer seg endelige investeringsbeslutninger (FID) i 2026, inkludert et hurtigprosjekt for å utvikle Kjøttkake-funnet fra 2025 oppdagelse, hvor selskapet har en eierandel på 40 prosent.

Norge ser på mulighetene for å produsere kjernekraft

Kjernekraftutvalget, som ble opprettet i 2024, og som har fått i oppdrag å undersøke mulighetene for at kjernekraft kan være et levedyktig alternativ for Norges energisystem, har fullført sin rapport og levert den til Energidepartementet.

Før denne rapporten ble utarbeidet, ble kjernekraft i Norge sist undersøkt av en offentlig komité i 1978.

Den nye rapporten fra det såkalte Kjernekraft utvalget undersøker flere

sentrale spørsmål, inkludert om kjernekraft er egnet for det norske stamnettet, status med hensyn til forskning og teknologisk utvikling, kostnader og andre betydelige konsekvenser for myndigheter og private aktører, land- og miljøpåvirkninger, avfallsspørsmål, kjernefysisk sikkerhet, trygghet og ikke-spredning, beredskapsog kompetansebehov.

"Behovet for utslippsfrie og stabile energikilder som kan bidra til å håndtere natur- og klimakrisen og møte et økende behov for kraft, har bidratt til å reise spørsmålet om kjernekraft i Norge, det samme har teknologisk utvikling og planene om å etablere kjernekraftproduksjon fra private aktører i samarbeid med kommunene," sa energidepartementet.

Rapporten fra Kjernekraftutvalget vil nå bli sendt ut til konsultasjon og høring, med 8. oktober 2026 som siste frist for svar. Etter det vil regjeringen vurdere videre prosess og mulige ytterligere tiltak, inkludert å involvere Stortinget i enhver fremtidig beslutningsprosess. 

Source: Aker BP

Tsvetana Paraskova

Energi oversikt Europa

Planer om økt oljeog gassproduksjon utenfor Norge, et løft i letingen, og Storbritannias fornybare energirekorder i 2025 og så langt i 2026 har vært en del av Europas energisektor den siste måneden.

Olje & gass

I Norge har Vår Energi ASA, sammen med sin partner Equinor, levert en endret plan for utvikling og drift (PDO) for Goliat Gas Export (GGE)-prosjektet til energidepartementet.

Prosjektet forventes å bidra til en økning i oljeproduksjonen fra Goliat-feltet i Barentshavet gjennom en optimalisert forvaltning av reservoarene etter produksjon av gassreservene, som for tiden reinjiseres i reservoaret.

Den inkrementelle oljen vil bli solgt fra starten, mens gassen vil bli eksportert til LNG-anlegget i Hammerfest under en gassbankavtale, avtalt med Snøhvit, og solgt når prosesseringskapasitet er tilgjengelig.

Prosjektet for å øke produksjonen utvikler påviste, pluss sannsynlige (2P) reserver på brutto 112 millioner fat oljeekvivalenter, eller 73 mmboe netto til Vår Energi, hvorav omtrent 15 prosent er olje.

Prosjektet, som forventes å tas i bruk i tredje kvartal 2029, omfatter en ny undervannsinfrastruktur som kobler Goliat FPSO til Snøhvit-rørledningen, inkludert en gasstiger, en umbilical og en 12 km lang gasseksportrørledning. Modifikasjoner av Goliat FPSO gjør det mulig å koble den nye infrastrukturen til eksisterende anlegg på FPSO.

"Dette er et effektivt, verdiskapende prosjekt med betydelig gevinst. Prosjektet utvider infrastrukturen i Barentshavet og åpner for fremtidige utviklinger," kommenterte driftsdirektør i Vår Energi, Torger Rød.

"En viktig ting å tenke på er at prosjektet forlenger den operative levetiden til Goliat-feltet med omtrent ti år, til rundt 2050, og dermed styrker den langsiktige energiforsyningen til Europa."

I en ny avtale om utforskning, signerte TotalEnergies og Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO) i april en intensjonsavtale (MoU) om samarbeid i forbindelse med letemuligheter.

Intensjonsavtalen gir et rammeverk for teknisk samarbeid, inkludert en felles vurdering av utforskningsmuligheter i Tyrkias Svartehavsregion, i tillegg til internasjonale muligheter.

"Vi er glade for å starte dette samarbeidet med TPAO, og utnytter den tekniske ekspertisen til begge selskapene for å evaluere letemuligheter i Svartehavsregionen og internasjonalt på gjensidig fordelaktig basis," sa Nicola Mavilla, Senior Vice-President Exploration i TotalEnergies.

Energi fra lavkarbon kilder

Den siste Energy Trends-rapporten fra det britiske Departementet for Energi Sikkerhet og Net Zero (DESNZ), viste at produksjonen fra fornybar teknologi økte med 6 prosent til rekordhøye 152,5 TWh i 2025, noe som inkluderte en rekordstor andel på 52,5 prosent av elektrisitetsproduksjonen. Dette var det andre året på rad at andelen fornybar energi har oversteget 50 prosent, og en økning fra forrige topp på 50,4 prosent i 2024.

Vindproduksjonen slo også tidligere rekorder, økte med 4 prosent og bidro med rekordhøye 87,1 TWh, samt en rekordandel på 30,0 prosent. Produksjonen av solenergi steg også til en ny rekord, opp med 37 prosent til rekordhøye 20 TWh, og hadde en ny rekordandel på 6,9 prosent av elektrisitetsproduksjonen.

"Disse tallene viser at fornybar energi nå er ryggraden i Storbritannias kraftsystem, og leverer mesteparten av strømmen vår for andre året på rad, hvor vind gjør det tyngste arbeidet," sa RenewableUKs administrerende direktør Tara Singh, i en kommentar til de siste regjeringsdataene.

"Det er viktig for regninger, fordi rimelige fornybare energikilder reduserer vår avhengighet av gass, som fortsatt fastsetter nivået for strømprisene mesteparten av tiden og som er veldig sårbar for topper."

Crown Estate (en britisk myndighet som administrerer eiendommer og landområder som formelt sett ligger under

monarkiet) har kunngjort en ny prosess for å akselerere veksten innen produksjon av ren energi og skape arbeidsplasser og økonomiske fordeler, ettersom en stor ny investeringsmulighet for Storbritannias havvindsektor skal åpne neste år.

Havbunnsforvaltningen har startet et program for markedsengasjement i forkant av en planlagt offisiell lansering av en ny leierunde, Offshore Wind Leasing Round 6, i første halvår 2027, opplyste The Crown Estate i slutten av mars.

The Crown Estate mener at denne neste leierunden kan omfatte en kapasitet på rundt 6 GW eller mer, hovedsakelig i Nordøst-England og i vanndyp egnet for turbiner som står på havbunnen.

Den britiske regjeringen har tatt initiativ for å gjøre Port Talbot i Sør-Wales til en leder innen en ny ren energiindustri, takket være et tilskudd på 64 millioner pund

Disse nye prosjektene vil skape nye muligheter for bedrifter over hele Storbritannia til å levere de høyteknologiske komponentene og tjenestene som trengs for å bygge store nye havvindparker

Statlig finansiering vil gjøre det mulig for Associated British Ports (ABP) å fullføre det nødvendige design- og ingeniørarbeidet som trengs for å bygge en av de første flytende havnene for havbasert vind i Storbritannia, ved Port Talbot. Den nye havnen forventes til å begynne med å frigjøre de første 4,5 GW flytende havvindprosjekter i Keltiske hav – nok til å forsyne 6,5 millioner hjem – etter fjorårets vellykkede leierunde for havbunnslisenser fra The Crown Estate.

havvind- og bredere prosjekter innen energisektoren.

I andre nyheter om internasjonalt samarbeid og selskapsnytt, har Norge og Belgia signert en bilateral avtale om å bygge infrastruktur for transport av CO2 via rørledning fra Belgia til den norske kontinentalsokkelen. Avtalen reflekterer begge lands langsiktige forpliktelse til karbonfangst og lagring som en del av Europas klimainnsats, opplyser Energidepartementet i Norge.

H2NorthEast, et CCUS-drevet hydrogenprosjekt i hjertet av industrielle Teesside, som blir utviklet av Kellas Midstream og SSE Thermal, har signert en intensjonsavtale med Northern Gas Networks (NGN), gassdistributøren for Nord-England, for å utforske muligheter for å levere lavkarbonhydrogen til industrielle sluttbrukere i Nordøst-England.

"Disse nye prosjektene vil skape nye muligheter for bedrifter over hele Storbritannia til å levere de høyteknologiske komponentene og tjenestene som trengs for å bygge store nye havvindparker, skape høyt kvalifiserte arbeidsplasser og viktig økonomisk vekst, inkludert offshore vindkraftsentre med ekspertise rundt Blyth, Newcastle og Sunderland, som vil dra nytte av private investeringer og fornyelse som denne nye leierunden vil bringe til Storbritannia, sa" RenewableUKs viseadministrerende direktør Jane Cooper.

En ny rapport bestilt av RenewableUK, har vist at utvidelse av Storbritannias landbaserte forsyningskjede for vindkraft til etter 2050, kan tilføre opptil 56 milliarder pund i økonomisk verdi (GVA) til Storbritannias økonomi og skape tusenvis av nye jobber over hele landet.

Vurderingen av forsyningskjeden for landbasert vind, utført av konsulentselskapet Everoze, fremhever nøkkelpunkter i forsyningskjeden som vil gi størst verdi til Storbritannias økonomi. Disse inkluderer produksjon av flere vindturbinblader, tårn og stålkonstruksjoner, gondoler, drivlinjer, kabler og elektrisk utstyr for høyspenningsstasjoner i Storbritannia for landbaserte vindparker.

"Som denne rapporten viser, kan industrien spille en viktig rolle ved å fokusere spesielt på de mest verdifulle komponentene og tjenestene, mens regjeringen også har en nøkkelrolle i å redusere skatter og tollsatser, samt iverksette effektive tiltak for å redusere strømkostnadene for industrielle brukere, en reduksjon som industrien har ventet på lenge," kommenterte James Robottom, som er leder for RenewableUKs leveranser av landbasert vindkraft.

ABP forventer at den nye havnen, når den er ferdig, vil støtte tusenvis av arbeidsplasser og frigjøre over 500 millioner pund i investeringer til Port Talbot.

Maraen, en leverandør av integrerte infrastrukturløsninger for energiindustrien, har godkjent planer for over 30 millioner pund i investering ved havnen i Nigg, en av Storbritannias ledende dypvannshavner. Maraen samordner nå mulighetene som ligger i Port of Nigg, Global Energy (Group) og Global Energy Services. Virksomhetene vil bli omprofilert som henholdsvis Maraen Port of Nigg, Maraen Fabrication og Maraen Solutions. Omprofileringen kommer som en følge av oppkjøpet av virksomhetene til Mitsui & Co. Europe Ltd. og Mitsui O.S.K. Lines Ltd. i 2025.

Investeringen på over 30 millioner pund skal styrke havnekapasiteten og driftskapasiteten betydelig, og støtte innkommende og utgående logistikk for

Avtalen kommer samtidig som H2NorthEast har sendt inn sin søknad om fase 1 av prosjektet for utvelgelsesprosessen for East Coast Cluster Teesside, som vil identifisere prosjekter som kan koble seg til og utnytte CO2-lagringskapasitet i den planlagte Northern Endurance Partnership transport- og lagringsinfrastrukturen innen 2032, noe som er avgjørende for å oppnå netto null i Teesside, en av Storbritannias mest karbonintensive industriregioner.

I Belgia har TotalEnergies og entreprenørgruppen Holcim lansert Europas største flytende solkraftverk dedikert til eget forbruk. Det flytende solkraftverket har en kapasitet på 31 MW og ligger i Obourg på et tidligere kalkbrudd som er blitt omgjort til en innsjø. Anlegget vil produsere 30 GWh fornybar elektrisitet per år, som vil bli brukt av Holcims industrianlegg. 

UK

Energioversikt for Storbritannia

Rollen Storbritannias olje og gass aktiviteter i Nordsjøen spiller i den andre energikrisen på fire år, og gjennomføringen av flere store oppkjøpsavtaler var høydepunktene fra den britiske oljeog gassindustrien offshore den siste måneden.

Offshore Energies UK (OEUK), Storbritannias ledende bransjeorganisasjon for offshore aktiviteter, sa i april, som svar på finansministerens siste kommentarer om prioritering av oljeog gassproduksjon fra Nordsjøen, at disse kommentarene "reflekterer en stadig mer pragmatisk og realistisk nasjonal diskusjon om Storbritannias reelle energibehov."

Likevel etterlyser OEUK mer klarhet og tydelig kommunikasjon i det regulatoriske landskapet for sektoren, ledsaget av et finanspolitisk miljø som oppmuntrer til nye investeringer.

Totalt kommer 75 prosent av Storbritannias energi fra olje og gass, og regjeringen har erkjent at olje og gass vil være nødvendig som energikilder i flere tiår fremover.

Fokuset har nå flyttet seg til hvor fremtidens oljeog gassforsyning vil komme fra: Storbritannia kan utnytte sine egne ressurser best mulig eller velge å øke importen, som ikke støtter arbeidsplasser, økonomisk verdi og lokalsamfunn, er mer karbonintensive og mindre sikre, sa OEUK.

Uten nye tiltak, vil Storbritannia være avhengig av LNG-leveranser for å kunne dekke over halvparten av sitt gassbehov innen 2035, advarte bransjeorganisasjonen.

Ifølge OEUK er en tidlig implementering av mekanismen for oljeog gassprising (OGPM) avgjørende for å frigjøre de private investeringene som trengs for å opprettholde innenlandsk produksjon og unngå unødvendig overavhengighet av import. Denne permanente, prisutløste mekanismen gir en rettferdig avkastning til publikum når prisene er høye, samtidig som den gir investorene den sikkerheten de trenger for å forplikte kapital.

Det vil imidlertid være for sent å utsette gjennomføringen til 2030, slik regjeringen har foreslått, hevder OEUK.

David Whitehouse, administrerende direktør i Offshore Energies UK, kommenterte:

"Å bruke våre egne ressurser støtter energisikkerheten, beskytter arbeidsplasser og kunnskap/erfaring, reduserer utslipp sammenlignet med import og forblir ryggraden i neste generasjon av offshore-industrier."

Lederen bemerket: "Det er en økende forståelse blant alle partier og nasjonen om at dette ikke er et svart-hvitt valg mellom fornybar energi eller olje og gass. Vi trenger begge deler for å sikre og utvikle økonomien i dag og i tiår fremover."

Mark McClelland, leder for offentlige anliggender i OEUK, som deltok på Offshore Norges årlige konferanse i Oslo, sa at Norge fortsetter å søke nye produksjonsmuligheter og forlenge levetiden til eksisterende felt, mens Energy Profits Levy og et forbud mot ny leting i Storbritannia vil føre til fortsatt nedgang i produksjonen offshore i Storbritannia uten skattemessig og regulatorisk reform.

"Norge viser at et stabilt finans- og reguleringsregime, tverrpolitisk støtte til energipolitikk og en dyp forståelse av bidraget til regional energisikkerhet er en suksesshistorie som fortsetter å tiltrekke investeringer," sa McClelland.

"Det er ikke for sent for Storbritannia å følge etter."

Med den nye energikrisen utløst av konflikten i Midtøsten, forbedrer olje og gass i Nordsjøen Storbritannias energisikkerhet, samtidig som det er billigere å produsere og mindre utslippstungt enn importert LNG, sier analytikere ved Wood Mackenzie.

Tsvetana Paraskova

"Å reformere denne skatten nå er nøkkelen til å frigjøre 50 milliarder pund i private investeringer, opprettholde produksjonen på en ansvarlig måte, og også opprettholde energisikkerheten," sa bransjeorganisasjonen.

Energisikkerhet står igjen øverst på agendaen for alle regjeringer, og i land som Storbritannia og Nederland "vipper konflikten tilbake mot økt forsyning ved å utnytte innenlandske ressurser som hadde blitt forlatt eller ignorert som uøkonomiske eller uønskede," kommenterte WoodMacs Gail Anderson, forskningsdirektør for North Sea Upstream, og Lewis Lawrence, Senior forskningsanalytiker, Europa Upstream.

"Med våpenisering av energi som et tilbakevendende geopolitisk tema, vil forsyningssikkerheten i økende grad få forrang over andre hensyn," sa de.

Energi oversikt Storbritannia

"I stedet for en enten/eller-holdning til hydrokarboner og fornybar energi, vil myndighetene i økende grad måtte innta en 'både-og'-tilnærming."

Noen av de nyeste fusjonerings- og oppkjøpsavtalene i Storbritannias deler av Nordsjøen tyder på at selskapslandskapet i UKCS er i utvikling, sa Westwood Global Energy Group i en analyse i april, rett etter at TotalEnergies og NEO NEXT kunngjorde fullføringen av fusjoneringen mellom TotalEnergies UKs upstream-virksomhet og NEO NEXT for å danne et nytt selskap, NEO NEXT+, hvor TotalEnergies har en eierandel på 47,5 prosent.

Som et resultat av denne sammenslåingen blir NEO NEXT+ den største uavhengige oljeog gassprodusenten på Storbritannias kontinentalsokkel med en forventet produksjon i 2026 på over 250 000 fat oljeekvivalenter per dag, opplyste TotalEnergies ved utgangen av mars.

NEO NEXT+ forventes å stå for 22 prosent av den totale forventede oljeog gassproduksjonen i Storbritannia i år, anslår Westwood.

På grunn av den nåværende kortsiktige nedgangen i produksjonen, rangerer selskapet som det nest største, basert på netto gjenværende reserver, bak Adura, joint-venture selskapet mellom Equinor UK og Shell UK, ifølge energianalysefirmaet.

Denne banebrytende avtalen fremhever veksten av selskaper med fokus på Storbritannia, som erstatter dominansen til hovedaktørene innen olje og gass industrien, bemerket de.

I år, for første gang på flere tiår, er BP den eneste av hovedaktørene innen olje og gass industrien, som er igjen blant de seks største selskapene på UKCS. Siden 2014 har hovedaktørenes direkte andel av UKCS-reservene falt fra 52 prosent til 16 prosent.

Sammenslåingen av flere betydelige aktører i Storbritannia betyr nå at de seks største selskapene – Adura, NEO NEXT+, Ithaca Energy, BP, Harbour Energy og Serica Energy – står for 80 prosent av de gjenværende reservene. Fire av disse seks selskapene fokuserer på britiske porteføljer for å drive virksomheten sin, mens kun BP og Harbour Energy har internasjonale porteføljer, sa Westwood.

I løpet av det siste tiåret har antallet selskaper som opererer på UKCS falt drastisk. Tilbake i 2014 hadde 74 selskaper reserver. I dag gjenstår bare 34 selskaper, noe som forsterker omfanget av konsolideringen på sokkelen, sa Yvonne Telford, forskningsdirektør – NordvestEuropa, og Matthew Belshaw, senioranalytiker –Nordvest-Europa hos Westwood.

"Økningen i antall selskaper med fokus på Storbritannia er et tegn på at Storbritannia sliter med å tiltrekke seg eksterne investeringer. En større andel av de gjenværende reservene ligger nå i hendene på et mindre antall selskaper," sa forskningsanalytikerne.

"Deres beslutninger og investeringsvilje vil forme produksjonsutsiktene i Storbritannia. Men forretningsforholdene må være riktige."

I andre selskapsnyheter har North Sea Transition Authority (NSTA) ilagt lisensinnehaveren EnQuest Heather Limited bøter med en totalsum på 16,5 millioner pund for å ha unnlatt å avvikle 33 inaktive brønner.

Den samlede boten gjelder for langvarig manglende overholdelse på 33 brønner under fire separate lisenser på Alma, Galia, Broom og Dons-feltene, som avsluttet produksjonen i tidsrommet mellom sommeren 2020 og våren 2021. Den ilagte boten for hvert brudd er på £500 000.

Sanksjonen følger etter omfattende engasjement og gjentatte advarsler til selskapet, sa regulatoren, og bemerket at "Rettidig avvikling er avgjørende for å beskytte det bredere miljøet, forhindre ekstra kostnader for skattebetalerne og støtte jobber i forsyningskjeden."

Perenco har lyktes med å fullført kjøpet av ulike Saturn Banks-eiendeler fra CalEnergy Resources etter å ha mottatt godkjenning for endring av eierkontroll fra NSTA.

Transaksjonen involverte kjøp av CalEnergy North Sea Limited og CalEnergy Infrastructure Limited, omdøpt til henholdsvis Perenco SNS Limited og Perenco UK Infrastructure Limited, og de tilhørende 50 prosent deltagerandelene i selskapene, og operatøransvaret for Blythe- og Elgood-lisensene.

"Perenco er glade for å legge disse blokkene til vår eksisterende portefølje av felt i søndre deler av Nordsjøen, som sender produksjonen til vår Bacton-terminal på Norfolk-kysten," sa Jo White, daglig leder for UK SNS.

"På mellomlang sikt vil vi se etter måter å øke produksjonen og redusere driftskostnadene for enhetene, blant annet ved å bringe Blythe H2brønnen inn i vår LAPS-kompressor i løpet av det kommende året."

CB&I, en leverandør av integrerte lagrings- og ressursforvaltningsløsninger, fullførte i april salgsavtalen for eiendeler for å overta Petrofacs Asset Solutions-virksomhet, en leverandør av drift, vedlikehold, brønner og avviklingstjenester for landbaserte og offshore energiressurser.

Nettoinntektene fra transaksjonen vil bli fordelt til sikrede kreditorer i samsvar med interkreditoravtalen inngått mellom Petrofac og sikrede kreditorer.

"Vi er trygge på at CB&I vil være et utmerket hjem for Asset Solutions, som bringer økonomisk styrke, kombinert med vår omfattende erfaring innen kapitalforvaltning og smidig tilnærming, for å sikre kontinuitet i leveransen av tjenester for kundene, samt en solid plattform for å utvide aktiviteter på viktige markeder internasjonalt," sa John Pearson, driftsdirektør for Asset Solutions-virksomheten. 

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

USA

Energi oversikt USA

Olje og gass produsenter i USA har ikke vært raske med å øke produksjonen til tross for stigende priser på tilgjengelige råvarer midt i Midtøsten-krisen.

Det amerikanske skifersegmentet, som til tross for en foreløpig økning i boreaktiviteten, ser på en geopolitisk usikkerhet og ekstrem prisvolatilitet som en avskrekking mot en umiddelbar endring av kapitalbudsjetter og boreplaner. Enhver substansiell økning i produksjonen vil ikke vise seg på det fysiske markedet før om mange måneder, selv om amerikanske produsenter skulle begynne med hensynsløse nye boreaktiviteter – noe de ikke planlegger å gjøre.

Forsiktighet råder midt i en periode med volatile priser

Olje- og gassaktiviteten i store deler av Permian-bassenget økte i første kvartal 2026, viste den siste undersøkelsen fra Dallas Fed Energy. Usikkerheten økte imidlertid også, med usikkerhetsindeksen for utsikter som forble høy og steg fra 43,4 til 53,7, ifølge undersøkelsen som samlet inn data og kommentarer i den tredje uken av krigen i Iran.

Ledere i lete- og produksjonsselskaper trenger en gjennomsnittspris på West Texas Intermediate (WTI) på omtrent 43 dollar per fat for å dekke driftskostnader for eksisterende brønner, og 66 dollar per fat for å bore en ny brønn lønnsomt, sa respondentene. De gjennomsnittlige break-even-prisene steg med 1 dollar per fat sammenlignet med samme tid i fjor.

Prisene for WTI steg i siste del av kvartalet til 100 dollar fatet og mer, noe som tyder på gode fortjenester fra brønnboring.

E&P-selskapene har imidlertid ikke hastverk med å øke aktiviteten og produksjonen - toppledere pekte på at usikkerheten rundt hvor oljeprisene vil ligge om tre måneder er for stor for å rettferdiggjøre en umiddelbar økning i aktiviteten.

."De fremtidige effektene av denne volatiliteten, samt sjokket i råvaretilbud og priser er ennå ikke klarlagt, men fokuset på energisikkerhet de kommende årene bør plassere amerikanske produsenter godt på den globale scenen,." sa en E&P-leder i kommentarer til undersøkelsen.

Langsiktige utsikter kan være gunstige, men den kortsiktige usikkerheten taler

ikke til fordel for det amerikanske skifersegmentet.

En annen leder advarte om at "Hormuzstredet tilfører kompleksitet. Leverandørene prøver allerede å øke prisene, og administrasjonen fortsetter å prøve å snakke ned [olje]prisene. Hvor bærekraftige er dagens oljepriser? Vanskelig å forplikte seg til lang sikt eller å 'drille, baby, drill'."

Mens en annen toppleder bemerket at "Volatiliteten på tvers av alle råvarene er helt vanvittig og gjør planleggingen svært vanskelig."

Supportselskaper innen oljeog gassektoren synes det er blitt enda vanskeligere å planlegge og forutsi konsekvensene av konflikten.

En toppleder sa at "Stengingen av Hormuzstredet skaper stor usikkerhet for verdensøkonomien og vil til slutt påvirke virksomheten vår. Denne påvirkningen vil sannsynligvis komme på flere måter, inkludert noen vi ikke ser for oss nå."

En annen leder kommenterte bare: "Vi opplever virkelig noen merkelige dager for tiden."

Ingen umiddelbar økning i amerikansk produksjon

Til tross for økningen i oljeprisene, forventes amerikansk råoljeproduksjon å være stabil eller litt lavere i år sammenlignet med 2025, på grunn av forsinkelsen mellom ny boring og faktisk produksjon.

US Energy Information Administration forventer at amerikansk råoljeproduksjon i gjennomsnitt vil være på 13,5 millioner fat per dag i 2026, sammenlignet med 13,6 millioner fat per dag i 2025. Økningen forventes å bli mer synlig neste år, hvor EIA for øyeblikket ser for seg en gjennomsnittlig amerikansk råoljeproduksjon på 13,9 millioner fat per dag.

I tillegg vil ikke amerikansk LNG-eksport være i stand til å kompensere for de store tapene i Midtøsten, ettersom amerikanske eksportanlegg var nær full kapasitet allerede før krigen.

Tsvetana Paraskova

"Med høy kapasitetsutnyttelse finnes det kun en svært begrenset fleksibilitet for å øke eksporten. Denne fleksibiliteten kommer fra utsatt vedlikehold, tempoet i nye prosjektoppbygginger og nylige avtaler om eksportgodkjenning," sa EIA i sin kortsiktige energiutsikt for april.

Uansett hvor lenge Midtøsten-krisen kommer til å vare, har den gjort én ting sikkert: energisikkerhet er utrolig viktig, skrev Tim Tarpley, president for Energy Workforce, i en analyse like etter at USA og Iran kunngjorde våpenhvile 8. april.

"Vi kan forvente at et "trygt fat" med olje vil være mer verdt enn et "risikabelt" fat fremover," sa lederen for den store amerikanske bransjeorganisasjonen for oljefelttjenester.

"I tillegg ser det ut til å være stadig mer sikkert at olje og gass er helt avgjørende for verdens forsyningskjede, og det kommer ikke til å endre seg med det første. En forstyrrelse av denne størrelsen har minnet oss om hvor sammenkoblet verden er med olje og gass."

Dette er ikke en midlertidig avbrekk i forsyningen, men et strukturelt skifte i den globale energiflyten, Javier Solis, Analyst

at Wood Mackenzie – Maritime Team.

Europa og Asia importerer rekordstore volumer av råolje fra Nord-Amerika

Etter hvert som råoljetilførselen fra Midtøsten har kollapset med stengingen av Hormuzstredet, importerer Europa og Asia økte mengder råolje fra USA og Canada for å fylle gapet, ifølge en analyse fra Wood Mackenzie.

Den verste forstyrrelsen i energiforsyningen i historien har utløst " en enestående global energiomlegging", der Europa importerer rekordstore mengder av nordamerikanske råolje og raffinerte produkter, samtidig som de eksporterer overskudd av bensin og fyringsolje (FO) til Asia.

"Dette er ikke en midlertidig avbrekk i forsyningen, men et strukturelt skifte i den globale energiflyten," kommenterte Javier Solis, analytiker hos Wood Mackenzie –Maritime Team.

"Europas underskudd av diesel og overskudd av bensin, kombinert med Asias rolle som balanseventil, representerer et bevegelig landskap der prising og strømmer forblir tett knyttet til politiske beslutninger snarere enn rent kommersielle signaler."

Asia har blitt den globale utløpsventilen, og absorberer Europas overskuddsbensin og fyringsolje sammen med rekordstore mengder nordamerikansk råolje. USAs råoljestrømmer til Asia matchet Europas rekordinntak på 1,41 millioner fat per dag ved utgangen av mars, hvor India og Øst-Asia fremstår som dominerende importører, ifølge WoodMac.

Renessanse for gass i Rockies regionen

Wood Mackenzie har også analysert utsiktene for en gjenoppblomstring av naturgassproduksjonen i Rocky Mountainsregionen. Rockies-gassen kan nå dra nytte av konvergensen 'rett sted, rett tid, riktig

økonomi', etter år med kvelende utvikling på grunn av høye kostnader.

Nå øker gassetterspørselen i USA, og forventningene om vedvarende gasspriser på over 4 amerikanske dollar per tusen kubikkfot (mcf) endrer økonomien i Rocky Mountains-gassen, spesielt ettersom en forbedret utvinningsteknologi maksimerer brønnøkonomien, sa Jennifer McNally, senioranalytiker for Upstream Lower 48 hos WoodMac, i en analyse i april.

"Legg dette til etablerte rørledninger med muligheter for utvidelse i eksportkapasiteten for å kunne håndtere ekstra produksjon, og scenen er satt for en gassrenessanse i Rockies," bemerket McNally.

Selv om gassproduksjonen på USAs Gulfkyst og i Nordøstre deler av landet har økt, har Rocky Mountains slitt de siste 15 årene på grunn av høye kostnader, mer kompleks geologi og strengere tillatelsesog miljøregler i Colorado og Utah.

"Men takket være økningen i etterspørselen, sterkere priser, ny teknologi og potensialet til å utnytte eksisterende infrastruktur, er regionen klar for et betydelig comeback," sa McNally i WoodMac.

"Fra å være 'for vanskelig, for dyrt', ser det plutselig ut som et tilfelle av 'på rett sted, til rett tid, med riktig økonomi' med hensyn til Rockies-gassen." 

MID East

Energi oversikt Midt-Østen

Krigen i Midt-Østen snur etterspørselen etter og handelen med olje og gass på hodet

Krigen i Midtøsten og stengingen av Hormuzstredet har kuttet forsyningene fra Gulfen, endret oljeog gasshandelen og snudd opp ned på etterspørsels- og tilbudsprognoser på kort sikt.

Kraftig fall i oljeog gassforsyningen fra Midtøsten

Den globale oljeforsyningen falt med 10,1 millioner fat per dag, til 97 millioner fat per dag i mars, ettersom angrep på energiinfrastrukturen i Midtøsten og pågående restriksjoner på tankskipsbevegelser gjennom Hormuzstredet førte til den største forstyrrelsen av oljeforsyningen i historien, ifølge Det internasjonale energibyrået i sin månedlige rapport for april.

Produksjonen av råolje fra OPEC+ landene falt med 9,4 millioner fat per dag fra februar, til 42,4 millioner fat per dag i mars, mens tilbudet av olje fra land utenfor OPEC+ falt med 770 000 fat per dag måned for måned, til 54,7 millioner fat per dag, ettersom lavere produksjon i Qatar oppveide gevinstene i Brasil og USA.

Krigen snudde opp ned på IEAs globale etterspørselsutsikter, og byrået forventer nå at oljeetterspørselen vil minke med 80 000 fat per dag i år, sammenlignet med en forventet økning på omtrent 650 000 fat per dag ifølge byråets forrige rapport. For andre kvartal forventer IEA at den globale oljeetterspørselen vil falle med 1,5 millioner fat per dag, noe som vil være det kraftigste fallet siden Covid-19 pandemien reduserte drivstofforbruket. Innledningsvis har de mest omfattende og dypeste kuttene i oljebruken kommet i Midtøsten og Asia-Stillehavsregionen, hovedsakelig for nafta, LPG og jetdrivstoff. Det forventes imidlertid at reduksjonen i etterspørselen vil spre seg ettersom knapphet på produkter og høyere priser vedvarer, mener IEA.

Byrået la også til at oljeprisene oppnådde sin største månedlige økning noensinne i mars, i kjølvannet av det mest alvorlige oljesjokket i historien. Spotpriser og differensialer for råolje skjøt i været, og overgikk futuresmarkedene, ettersom raffineriene febrilsk forsøkte å erstatte oljelaster som var blokkert i Midtøsten. Nordsjø-datert råolje ble i april handlet til rundt 60 dollar mer per fat enn det som var nivået før krigen, og omtrent 30 dollar per fat høyere enn Brent-oljefutureskontrakten.

Uavhengig av når en varig forhandlet løsning på konflikten oppnås, bør globale oljeog gassmarkeder forberede seg på betydelige forstyrrelser og alvorlig prisvolatilitet i flere måneder, opplyste IEA.

Det internasjonale pengefondet har advart om at det store tilbudssjokket vil sette en hittil robust global økonomi på prøve.

"Hadde det ikke vært for dette sjokket, ville vi ha oppgradert global vekst," sa IMFs administrerende direktør Kristalina Georgieva i en tale på vårmøtene for IMF for 2026. Disse møtene ble holdt i Washington DC, tidlig i april.

"Men nå innebærer selv vårt mest håpefulle scenario en nedgradering av forventet vekst. Hvorfor? På grunn av betydelige skader på infrastrukturen, forsyningsforstyrrelser, tap av tillit og andre skadelige effekter," sa Georgieva.

Ta Qatars Ras Laffan-kompleks – et enormt viktig eksempel på strategisk investering gjort riktig; produsent av 93 prosent av Gulfens LNG, hvorav omtrent 80 prosent går til Asia-Stillehavsregionen, en region som nå lider av alvorlige drivstoffmangel. Ras Laffan har i praksis vært stengt siden 2. mars, fikk direkte treff 19. mars, og kan ta 3 år å få tilbake til full kapasitet igjen, bemerket IMFs administrerende direktør.

Med usikkerheten rundt skipstrafikken i Midtøsten, "er realiteten at vi egentlig ikke vet hva fremtiden bringer for transporter gjennom Hormuzstredet, eller for den saks skyld for gjenopprettingen av regional lufttrafikk," sa Georgieva.

"Det vi vet, er at veksten vil være langsommere—selv om den nye freden er varig."

Eksportkollapsen i Midtøsten snur energihandelen på hodet Råoljeeksport fra Midtøsten krasjet med 60 prosent i kjølvannet av krigen i Iran, noe som førte til en omforming av de globale oljestrømmene, sier analytikere fra Wood Mackenzie.

Nedgangen i eksporten fra 18,7 millioner fat per dag til 5,9 millioner fat per dag, ettersom Hormuzstredet bokstavelig talt ble lammet, har utløst en enestående global energiomlegging. Dette har ført til at Europa og Asia har importert rekordstore mengder nordamerikansk råolje og raffinerte produkter, mens Europa samtidig eksporterer overskuddsbensin og fyringsolje til Asia, ifølge energikonsulentselskapet.

"Dette er ikke en midlertidig forstyrrelse, men et strukturelt skifte i globale energistrømmer," sa Javier Solis, analytiker hos Wood Mackenzie – Maritime Team.

"Europas dieselunderskudd og bensinoverskudd, kombinert med Asias rolle som balanseventil, representerer et bevegelig landskap der prising og strømmer forblir tett knyttet til politiske beslutninger snarere enn rent kommersielle signaler."

Asia har blitt den globale utløpsventilen, og absorberer Europas overskuddsbensin og fyringsolje sammen med rekordstore mengder nordamerikansk råolje. USAs råoljestrømmer til Asia matchet Europas import på 1,41 millioner fat per dag de siste ukene av mars, med India og Øst-Asia som de dominerende asiatiske råoljeimportører fra USA, ifølge WoodMacs anslag.

Lang vei til bedring

De 11 millioner fat per dag med oppstrømsproduksjon som for øyeblikket er innestengt på tvers av Midtøsten, kan bare gjenopprettes når eksportlogistikken normaliseres, ifølge Wood Mackenzie.

Per 24. april var Hormuzstredet fortsatt stengt for normal tankskiptrafikk, med bare et fåtall fartøy som forsøkte og/eller passerte det viktige oljeog LNGflaskehalspunktet hver dag, sammenlignet med rundt 100 skip som passerte kanalen daglig før krigen.

For at produsentene i Midtøsten skal kunne gjenopprette den innestengte produksjonen, må trafikken normalisere seg, og rederne må ha sikkerhetsgarantier, sier WoodMac.

det globale raffineringsmarkedet, og vedvarende innkommende skiptransitter gjennom stredet som gjør ballastfartøy tilgjengelige for lasting av råolje ved Gulfens lastehavner."

Selv om trafikken gjennom Hormuzstredet skulle komme tilbake til nivået før krigen i dag, ville oljeog gassprodusenter i Midtøsten trenge måneder for å gjenopprette produksjonen, og i noen tilfeller år for å reparere skadene fra direkte treff på produksjonsanlegg og energiinfrastruktur, mener WoodMac.

Regning på 58 milliarder dollar for reparasjoner

De totale kostnadene for reparasjon og restaurering av energirelatert infrastruktur som følge av krigen kan nå opp mot 58 milliarder dollar, viste en analyse fra Rystad Energy i april. Av dette kan de totale reparasjonskostnadene for oljeog gassanlegg kan være opptil 50 milliarder dollar, ifølge analysefirmaet.

Dette er ikke lenger bare en historie om ødelagte fasiliteter og anlegg i Gulfen. Dette er en stresstest for hele den globale energiforsyningskjeden

Et fungerende system for transitt og tillit fra skipsredere til sikkerheten for transportfartøyene er essensielt, kommenterte Alan Gelder, SVP for raffinering, kjemikalier og oljemarkeder ved Wood Mackenzie.

"Dette inkluderer tilgjengelighet av forsikring for transittfartøy, tilrettelegging for kommersiell handelsfinansiering, vedvarende utgående skiptransitter gjennom Hormuzstredet, som gjør nåværende olje på kjøl tilgjengelig for

Skadene på energiressurser i Midtøsten reiser spørsmålet om begrensninger som kan forsinke reparasjonstider. Den viktigste begrensningen vil være tilgang til utstyr, entreprenører og logistikk, snarere enn kapitaltilgjengelighet, ifølge Rystad Energy.

"Tidsperspektivene for gjenoppbyggingen begynner å variere mellom eiendeler og land, noe som reflekterer forskjeller i innenlandsk gjennomføringskapasitet og tilgang til forsyningskjeden," sa analysefirmaet.

"Samtidig vil reparasjonsaktivitet sannsynligvis fortrenge nye prosjekter, ettersom operatører prioriterer å gjenopprette eksisterende produksjon fremfor å gjøre fremskritt innen grønne innovasjoner."

Kostnadene for reparasjon og restaurering av olje og gass anlegg som er berørte, kan komme opp i og utgjøre rundt 46 milliarder dollar, hvor ingeniør- og anleggskostnader står for den største andelen av forventede totale utgifter, etterfulgt av utstyr og materialer, anslår Rystad Energy.

"Dette er ikke lenger bare en historie om ødelagte fasiliteter og anlegg i Gulfen. Dette er en stresstest for hele den globale energiforsyningskjeden," kommenterte Karan Satwani, senioranalytiker for forsyningskjedeforskning i Rystad Energy.

"Reparasjonsarbeid skaper ikke ny kapasitet; den omdirigerer eksisterende kapasitet, og denne omdirigeringen vil merkes i prosjektforsinkelser og påvirke inflasjonen i land langt utenfor Midtøsten," la Satwani til.

"Regningen på 58 milliarder dollar er overskriften, men ringvirkningene på tidsperspektivene for energiinvesteringer globalt kan vise seg å være like betydelige." 

AUS

Energi oversikt Australia

Australia tar initiativ for å beskytte drivstoff- og mineralforsyninger

Australia jobber for å beskytte egen drivstofforsyning og hjelpe forbrukerne midt i drivstoffmangelen forårsaket av konflikten i Midtøsten.

Samtidig arbeider den føderale regjeringen for å sikre fremtidig forsyning og de strategiske ressursene for kritiske mineraler, mens Queensland vurderer å sette i gang Australias første nye oljeprosjekt på 50 år.

Staten Queensland gjør tiltak for å frigjøre oljetilførselen fra Taroom Trough

Queensland åpner for utviklingen av Australias første oljefelt på 50 år på Taroom Trough, for å styrke landets langsiktige drivstoffsikkerhet, med strømlinjeformet støtte under en ny Taroom Trough Development Plan, opplyser delstatsregjeringen i Queensland. Staten oppfordrer den føderale regjeringen til å anerkjenne Taroom Trough som et prosjekt av nasjonal interesse og effektivisere miljøgodkjenninger under National Interest Fast-Track Assessment Pathway, som allerede er på plass for andre store prosjekter.

National Interest Fast-Track Assessment Pathway vil fjerne dupliserte godkjenninger som allerede er gjennomført på delstatsnivå, slik at olje kan produseres uten unødvendig forsinkelse, opplyste Queensland-regjeringen.

Shell har startet produksjon av små volumer ved Taroom Trough, som nå blir en del av den innenlandske drivstoffforsyningen— omtrent 200 fat råolje per dag, som raffineres ved iORs Eromanga-raffineriet for produksjon av diesel.

Men Queensland ønsker mer leting og produksjon på prosjektet og oppfordrer den føderale regjeringen til å godkjenne prosjektet, som vil åpne Australias første nye oljeområde på et halvt århundre.

Sikkerhet for drivstoff og kritiske mineraler

og drivstoffleverandører for å sikre en kontinuerlig strøm av drivstoff til Australia.

Lovforslaget om endring av den statlige organisasjonen for Eksportfinansiering og Selskapsstøtte (strategisk reserve) 2026 har blitt vedtatt i parlamentet, noe som gir regjeringen makt til å sikre drivstoff og andre strategiske materialer, inkludert gjødsel.

De nye lovene oppfyller også regjeringens forpliktelse til å etablere en strategisk reserve for kritiske mineraler, som gjør det mulig for regjeringen å sikre, selge og lagre kritiske mineraler og sjeldne jordarter som er avgjørende for økonomien, nasjonal sikkerhet og ambisjonene om Future Made in Australia.

I henhold til lovforslaget vil Export Finance Australia (EFA) få nye fullmakter til å garantere kjøp av drivstoff fra internasjonale markeder — noe som gjør det mulig for regjeringen å samarbeide direkte med leverandører for å garantere en sikker flyt av drivstoff til australske hjem, landbrukseiendommer og bedrifter.

"Vår regjering iverksetter alle de praktiske tiltakene som trengs for å beskytte nasjonen vår fra de verste konsekvensene av denne globale usikkerheten. Vi handler nå for å forberede og beskytte australiere mot det verste av denne pågående konflikten," sa Chris Bowen, som er klimaog energiminister.

Madeleine King, minister for ressurser og Nord-Australia, har sagt at lovgivningen var et viktig skritt i Australias globale lederskap innen kritiske mineraler og sjeldne jordarter.

"Den strategiske reserven for kritiske mineraler vil støtte australske prosjekter innen gruvedrift og prosessering av kritiske mineraler, skape arbeidsplasser og sikre at Australia forblir sentralt i globale anstrengelser for å bygge stabile og pålitelige forsyningskjeder," sa King.

Tsvetana Paraskova

Midt i forsyningsproblemene forårsaket av Midtøsten-krisen, etablerte den føderale regjeringen nye fullmakter og bestemmelser for drivstoffsikkerhet, som muliggjorde et samarbeide mellom regjeringen

Handels- og turistminister Don Farrell kommenterte at "Den strategiske reserven av kritiske mineraler vil diversifisere globale forsyningskjeder, noe som vil

gjøre det mulig for oss å styrke våre partnerskap med våre nærmeste allierte og handelspartnere, som USA, Japan, Sør Korea, Europa, Canada og Storbritannia."

Antimon, gallium og sjeldne jordarter, som er viktige for ren energi og avansert produksjon, vil være det første fokuset for Critical Mineral Strategic Reserve.

Loven om Strategiske Reserver 2026 forventes å gjøre det mulig for de kritiske forsyningskjedene mellom Australia og dets partnere å vokse og omgjøres til langsiktige kommersielle partnerskap som sammen gir sterkere kommersielle forsyningskjeder for å bidra til att den australske mineralindustrien blir førstevalget som global leverandøren, ifølge Tania Constable, administrerende direktør i Minerals Council of Australia.

Association of Mining and Exploration Companies (AMEC) har også ønsket denne lovgivningen velkommen , og forventer at den vil levere en avgjørende finansieringsmekanisme for å øke drivstofftilførselen og støtte Australias energibehov.

"Denne prosessen kan ikke skje raskt nok, ettersom verden beveger seg raskt for å etablere sikre og bærekraftige forsyningskjeder for kritiske mineraler," sa AMECs administrerende direktør, Warren Pearce.

Fjerningen av tollsatser skaper også nye muligheter for australske produsenter og nye utviklere til å skalere driften og tiltrekke seg investeringer.

Etter Kina er EU verdens nest største region for produksjon av elbiler, med 2,4 millioner biler produsert i 2024. Frihandelsavtalen mellom EU og Australia bidrar til å styrke motstandskraften i Australias forsyningskjeder ved å diversifisere distribusjonen av dets kritiske mineraler, ifølge organisasjonen.

"Europa utvider raskt sine kapasiteter for produksjon av elektriske kjøretøy og ren energi, og det krever sikker og stabil forsyning av kritiske mineraler," kommenterte AMECs Pearce.

"Australia er godt posisjonert til å møte den etterspørselen. Våre sterke ESGstandarder gir internasjonale partnere tillit til at mineralene våre produseres på en ansvarlig måte."

I et nytt løft for lokale forsyningskjeder for kritiske mineraler har delstatsregjeringen i Queensland erklært Sugarbag Hill Ultra High Purity Quartz Sand Project som et foretrukket prosjekt for å fremskynde leveransen.

Australia må ligge foran i flokken hvis landet ønsker å bli en stor aktør i den globale forsyningen av kritiske mineraler.

"Australia må ligge foran i flokken hvis landet ønsker å bli en stor aktør i den globale forsyningen av kritiske mineraler."

AMEC roste også fokuset ikke bare på kritiske mineraler, men også på å finne en annen måte å direkte svare på dagens forstyrrelser i forsyningskjeden.

"Som et resultat av dette arbeidet er regjeringen godt posisjonert til å utvide disse fleksible verktøyene for å bidra til å sikre drivstoff- og gjødselforsyningen under denne globale utfordringen i forsyningskjeden," bemerket Pearce.

Handelsavtalen mellom Australia og EU er positiv for australske kritiske mineraler

AMEC har ønsket velkommen kunngjøringen i slutten av mars, om ferdigstillelsen av en frihandelsavtale mellom Australia og EU, særlig fjerningen av tollsatser på kritiske mineralprodukter levert til EU.

Denne avtalen styrker Australias posisjon som en pålitelig, langsiktig leverandør av kritiske mineraler til globale markeder, med EU som en nøkkeldestinasjon når de akselerer sine ambisjoner med hensyn til ren energi og avansert produksjon, sa AMEC.

Kvarts som har en spesielt høy renhetsgrad, er et viktig materiale som brukes til å lage produkter som halvledere, spesialisert glass og utstyr som trengs i avansert produksjon.

Prosjektet på 515 millioner AUD forventes å gi 600 arbeidsplasser under byggetiden og 140 fremtidige jobber når prosjektet er operativt, noe som gir betydelige økonomiske fordeler for det regionale Queensland.

Videre prosessering av det kritiske materialet er foreslått ved Lansdown Eco-

Industrial Precinct sør for Townsville, med et pilotanlegg i Stuart og kjemikalielagring ved Port of Townsville.

Prosjektet vil også tillate eksport av høykvalitets kvartssand gjennom havnen.

Delstatsregjeringens erklæring gir sikkerhet for prosjektet, sa Stuart Jones, administrerende direktør i High Purity Quartz Limited.

"Den anerkjenner viktigheten av å etablere en Queensland-basert forsyning av kvartssand med ultra-høy renhet, som er sjelden på global basis, og som er kritisk for produksjon av silikonskiver, som brukes i produksjonen av solcellepaneler. Dette samsvarer med statens ambisjon om å bygge en verdensledende suveren evne i denne fremtidsfokuserte industrien," la Jones til.

Interessen for elbiler øker som en følge av drivstoff krisen

Antallet elbiler som bruker offentlig tilgjengelige ladenettverk, har økt kraftig de siste ukene, mens nettsøk etter elbiler øker, et annet tegn på at bruken og interessen for elbiler øker i forbindelse med drivstoffmangelen forårsaket av konflikten i Midtøsten, har National Roads and Motorists' Association (NRMA) opplyst

"Vi har sett en tydelig økning i bruken, og nettverket fungerer som planlagt med nok kapasitet til å støtte videre EV-bruk," sa Ian Cosgrove, leder for Capital Works og Network Operations i NRMA.

I tillegg viser brukerdata fra nettsiden Open Roads også en økning i nett trafikken på 300 prosent via organiske søk etter "elektriske pickuper" i mars sammenlignet med februar, og antallet søk etter "elektriske SUV-er" har doblet seg, la NRMA til.

"Nettbasert søkeatferd kan ofte være et tidlig signal om endret kjøperintensjon, spesielt når det samsvarer med økende driftskostnader og bredere bekymring for drivstofftilgang," bemerket foreningen. 

Monthly intelligence summary for the GEN supply chain community. Rig and vessel markets, operator activity, regional signals and the GENI Index.

PROJECT INTELLIGENCE

Venus Field Development — Orange Basin

OPERATOR: EST. VALUE: STATUS

$10bn or more

TotalEnergies, Galp, NAMCOR, QatarEnergy FID expected 2026

The Venus discovery, made in 2022, holds an estimated 6 billion barrels of oil in place, one of the largest finds of the past decade. TotalEnergies and Galp are advancing FID for a 150,000 barrels per day FPSO-based development with a 40-well subsea production system and full SURF installation. A threewell Mopane appraisal programme is underway in 2026 to firm the resource ahead of sanction. Shell is also drilling a separate five-well Orange Basin programme with the Deepsea Mira.

Papua New Guinea

Papua LNG — Elk-Antelope Gas Development

OPERATOR: EST. VALUE:

$10bn or more

TotalEnergies,ExxonMobi, Santos, ENEOS Xplora FID expected 2026

Papua LNG will be the next major greenfield LNG project in Asia Pacific, producing 5.6 million tonnes per annum from the Elk-Antelope gas fields, which hold an estimated 6 to 7 trillion cubic feet of recoverable gas. The project targets FID in 2026 with more than $3 billion in EPC contracts expected to be placed in the near term. Offshore subsea infrastructure and onshore LNG trains are both in scope. TotalEnergies has been advancing FEED studies and government engagement in PNG throughout early 2026.

Coral Norte FLNG — Rovuma Basin Area 4

OPERATOR: EST. VALUE: STATUS

$7bn or more

TotalEnergies, Galp, NAMCOR, QatarEnergy FID ready- awaiting government approval

Coral Norte FLNG will be a near-duplicate of the Coral South FLNG vessel, which delivered first LNG in 2022 and has operated successfully since. Capacity of 3.37 million tonnes per annum. The FLNG vessel concept de-risks execution versus onshore LNG trains. Eni stated it is ready to take FID and has been waiting for government authorisation from Mozambique since early 2025. Government approval has been described as imminent on multiple occasions. If authorisation arrives, FID could follow within weeks.

Namibia

Mozambique

Mexico

OPERATOR:

04 Zama Field Development — Bay of Campeche

Harbour Energy (op) / Pemex / Talos / Wintershall Dea / Grupo Carso

Multi-billion

FID targeted late 2026

Zama is one of the world's largest shallow-water oil discoveries of the past 20 years, with estimated gross resources of 600 to 800 million barrels. FEED studies conducted by DORIS are expected to complete in 2026, paving the way for EPC tendering and FID. The development plan covers two offshore fixed platforms, 46 dry tree wells, 68km of pipelines and an onshore facility at Dos Bocas Maritime Terminal. Harbour Energy took operatorship in 2024 following Pemex's operational difficulties and has been advancing the project.

OPERATOR: EST. VALUE: STATUS

Indonesia

Tangkulo Gas Development — South Andaman Block

Mubadala Energy

$2bn to $4bn

FID targeted mid-2026 — first gas 2028

Mubadala Energy made the Tangkulo discovery in 2024 on the South Andaman Block and moved rapidly to fast-track development in line with Indonesia's priority to reduce LNG imports and shore up domestic gas supply. FID is targeted by mid-2026 with first gas planned for late 2028. The project is positioned as a key contribution to Indonesia's national energy security programme and domestic offtake agreements are being progressed with state entities. Indonesia's regulator SKK Migas is actively supporting fast-track development across the country's offshore gas portfolio.

Malaysia

BIGST Gas Cluster — Offshore Terengganu

OPERATOR: EST. VALUE: STATUS

05 Cyprus/Egypt

Cronos Gas Development — Cyprus EEZ Tieback to Egypt

Eni (50%) / TotalEnergies (50%)

$2bn to $4bn

FID targeted Q1 to Q2 2026

Cronos holds estimated gas in place of 3.1 to 3.4 trillion cubic feet. The development concept uses a subsea tieback via a 90km pipeline to the Zohr field facilities in Egypt for processing, with LNG export through Damietta. The approach avoids new platform construction and uses under-utilised Egyptian infrastructure to accelerate timelines and reduce capital. Cyprus's first commercial gas production from its EEZ will reinforce Egypt's role as an Eastern Mediterranean gas hub. FID has been anticipated for early 2026 with first gas in late 2027 or early 2028.

US Gulf of Mexico

OPERATOR:

EST. VALUE:

STATUS

08

BP Tiber Deepwater Development — Keathley Canyon

BP (operator) with partners

$8bn to $12bn over field life

echnipFMC iEPCI awarded

BP's Tiber field, discovered in 2009, is one of the largest undeveloped deepwater prospects in the US Gulf at an estimated 4 to 6 billion barrels of oil in place. TechnipFMC secured the iEPCI contract covering subsea production systems and SURF installation. BP is using the same semisubmersible FPU design philosophy applied to Kaskida, its other major Paleogene development. Tiber requires 20,000 psi ultra-high pressure technology, making it one of the most technically demanding GoM developments. The Conifer-1 ILX well is also being drilled on the northwest flank of Kaskida in 2026.

Norway NCS

Irpa Deepwater Gas Development — Aasta Hansteen Tieback

Ivory Coast

Baleine Phase 3 — Deepwater FPSO Development

OPERATOR:

EST. VALUE:

STATUS

Eni (90%) / Petroci (10%)

$3bn to $5bn

FID deferred for capex optimisation

Baleine is West Africa's largest oil and gas discovery in recent years. Phase 1 and Phase 2 production is already underway using an existing FPSO. Phase 3 will require a new dedicated FPSO capable of handling 150,000 barrels per day of oil and 200 million cubic feet per day of gas. Eni deferred Phase 3 FID in late 2025 for capex optimisation but has indicated it intends to proceed in 2026. Murphy Oil's parallel Caracal and Bubale drilling programme in the same basin adds to the West Africa deepwater development profile for the year.

OPERATOR:

EST. VALUE: STATUS

UAE

ADNOC Nasr Expansion (Nasr-115) — Offshore Abu Dhabi

ADNOC Offshore

$1bn to $2bn

EPCI awarded to McDermott

ADNOC has awarded the EPCI contract for the Nasr field expansion to McDermott, covering three fixed platforms, a gas-lift pipeline, subsea power cables and more than 30km of pipeline installation. The project is part of ADNOC's ongoing programme to expand Abu Dhabi's offshore oil and gas production capacity. In January 2026, the Nasr-115 project progressed to construction phase alongside several other UAE offshore developments, confirming ADNOC's continued capital commitment to brownfield offshore capacity expansion despite the Hormuz situation affecting other regional operations.

USA — Louisiana

Rio Grande LNG — Trains 1 to 4, Texas/Louisiana Coast

OPERATOR:

OPERATOR: EST. VALUE: STATUS

Petronas / ENEOS Xplora

$2bn to $4bn

Advancing to FID - first gas to Kerteh '29

The BIGST cluster groups five offshore gas fields on the Peninsular Malaysia shelf to deliver gas to the Kerteh gas processing complex by 2029. The development is part of Petronas's programme to reinforce domestic supply as legacy fields decline and industrial gas demand grows. ENEOS Xplora, the Japanese operator's upstream subsidiary, is a partner. Malaysia is running one of the most active jackup and deepwater markets in Asia Pacific in 2026, with multiple concurrent programmes attracting supply chain interest from international companies.

EST. VALUE:

STATUS

Equinor (operator)

NOK 15bn to 20bn

Construction advancing

EST. VALUE:

STATUS

Rio Grande LNG / TotalEnergies (Trains 1 to 4)

$12.5bn

FID imminent

TotalEnergies committed $928 million to Trains 1 to 4 of the Rio Grande LNG project following the broader US LNG geopolitical repositioning post-Hormuz. Technip Energies has been issued authorisation to advance work ahead of formal FID. With full commercialisation in place and one of the largest LNG engineering contractors cleared to proceed, FID is expected imminently. The project joins CP2 LNG, Woodside Louisiana LNG and Corpus Christi Trains 8 and 9 as part of the second wave of US LNG export capacity targeting delivery between 2027 and 2029.

Blomstrende innovasjon innen energi og teknologi

Energibransjen har alltid søkt innovasjon og teknologiske fremskritt for å forbedre driften, øke produksjonen og minimere risiko. Etter hvert som den globale energietterspørselen fortsetter å øke midt i geopolitiske omveltninger, spiller innovasjon og digitalisering en avgjørende rolle i forvaltning av eiendeler og energisikkerhet.

Muligheter innen teknologi

Digitalisering spiller en stadig viktigere rolle i å hjelpe energibransjen med å utforske og oppnå større effektivitet i driften, effektivisere seismisk datatolkning og annen databehandling, samt utvikle nye forretningsmodeller via brønnautomatisering eller Internet of Things (IoT)-integrasjon.

De siste årene har digital transformasjon i bransjen hjulpet operatører og forsyningskjeden med å finne og identifisere problemer og overvåking av eiendeler, og skapt en prediktiv vedlikeholds metode for en sikker og pålitelig drift av brønnboring, rørledningssikkerhet, turbin- eller raffineridrift.

Akkurat som i hverdagen har digitalisering og digitale enheter sett eksponentiell bruk i energibransjen og vil fortsette å være drivkraften bak teknologisk og ytelsesinnovasjon i sektoren.

Teknologitemaene inkluderer KI, Big Data, tingenes internett (IoT), robotikk, metaverse, blokkjede, 3D-printing, skybasert databehandling, kvantedatabehandling, cybersikkerhet og fremtiden for arbeidsoppgaver.

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

KI og andre teknologiske fremskritt er også klare til å forvandle energiomstillingen, muliggjøre smarte nett, etterspørselsstyring, løsninger for energi lagring, karbonfangst, utnyttelse og lagring (CCUS), samt smarte hjem og bygninger. KI-algoritmer kan også hjelpe til med å forutsi produksjon av sol- og vindkraft ved å analysere værmeldinger og sanntids værmønstre og forhold.

Digital innovasjon vokser raskt frem som en definerende kraft for oljefelttjenester (OFS)-sektoren, ettersom den tilpasser seg endrede markedsforhold og skaper muligheter for jevn, langsiktig vekst, ifølge Rystad Energy

Energiintelligensfirmaet spår at oljeog gassindustrien kan spare mer enn 320 milliarder dollar i løpet av de neste fem årene ved å digitalisere driften ytterligere innen fem nøkkelområder: boreoptimalisering, autonom robotikk, prediktiv vedlikehold, reservoarforvaltning og logistikkoptimalisering.

OFS' forretningsøkosystem forventes å gjennomgå en betydelig transformasjon ettersom fortsatt fusjons- og oppkjøpsaktivitet (M&A), nye forretningspartnerskap med teknologiselskaper og større programvareintegrasjon driver digital-først forretningsstrategier for sentrale OFSaktører, mener Rystad Energy.

En merkbar trend innen digitale investeringer er økt bruk av partnerskap med teknologiselskaper, noe som supplerer

Av Tsvetana Paraskova intern kapasitetsbygging og oppkjøp i det digitale rommet, ifølge firmaet.

"Vi anslår at 320 milliarder dollar er et beskjedent beløp, ettersom bredere digital adopsjon på tvers av andre forretningsområder kan skape enda større verdi. For å realisere dette må ledere bevisst prioritere digital transformasjon ved å fremme en mindre risikovillig forretningskultur," sier Binny Bagga, Senior Vice President for forsyningskjeden i Rystad Energy.

"Å legge vekt på digitalisering er en direkte vei til å skape varig verdi for aksjonærene," bemerket Bagga.

Adopsjon av teknologi og innovasjon blomstrer selv i de mest modne områdene som den britiske delen av Nordsjøen, som har vært en testplattform for banebrytende teknologier for å maksimere oljeog gassproduksjonen og akselerere energiomstillingen, sa North Sea Transition Authority (NSTA) i sin siste Technology Insights-rapport

Undersøkelsen, som var en del av rapporten, viste at det finnes sterke bevis blant UKCS-operatører for et fortsatt fokus på teknologier for kostnadseffektiv produksjon av hydrokarboner og reduksjon av utslipp gjennom hele prosjektets livssyklus.

Merkbare eksempler på teknologiske innovasjoner innen boring og brønnbygging inkluderer rimelige plattformmodulære boreplattformsystemer, enkeltløft brønn-brønn-overføringer, "logging mens en borer" av sonisk logging for identifikasjon av toppen av sement, digital brønnplanlegging med KI, kombinerte wireline-verktøystrenger og rør, som kan hentes ut med overflatestyrt sikkerhetsventil under overflaten.

I anleggsdesign og inspeksjoner søker operatører og forsyningskjeden høyfrekvent vibrasjon og aksial dataanalyse, kostnadseffektive rørledninger og lengre tilkoblingskabler,undervannsgasskompresjon og flerfase-boosting, ikke-intrusive inspeksjonsteknologier og KI for risikobaserte inspeksjonssystemer.

Ved brønnintervensjoner økte operatørene bruken av trådløse overvåkingsteknologier i brønnene, fiberbaserte engangslinjer, oppgradering av DHSV-er og ESP-er med fleksible sonale isolasjonsløsninger, sanntids slickline- og coiled tubing-løsninger, samt vannavstengningsløsninger, ifølge NSTA.

Operatørene refererte til 1 280 innovative løsninger i teknologidelen av UKCS Stewardship Survey i 2025 og i sine teknologiplaner, opp fra 1 250 året før. Halvparten av disse teknologiene har blitt brukt i felten, og 141 ble rapportert som nye for 2025.

Mer enn halvparten av teknologiene (61 prosent) kommer direkte fra leverandører, og denne trenden fortsetter å øke i år.

I 22 prosent av tilfellene samarbeider imidlertid operatørene aktivt med utvalgte leverandører for å utvikle løsninger i partnerskap og/eller fra felles bransjeprosjekter, ifølge NSTAundersøkelsen.

Energiinnovasjon blir sikkerhetsfokusert

Energisikkerhet har nylig blitt den ledende drivkraften for innovasjon i energisektoren, sa Det internasjonale energibyrået (IEA) i sin rapport The State of Energy Innovation 2026 fra tidligere i år.

Energiinnovasjon globalt går inn i en ny fase formet av energisikkerhet, industriell konkurranseevne og infrastrukturens robusthet, konkluderte rapporten.

De fleste teknologier refererer til energiomstillingen, med over 150 store innovasjonspunkter i løpet av året, fra halvleder aircondition til perovskittsolceller, fusjonsenergi, natrium-ion-batterier og neste generasjons geotermiske systemer, ifølge IEA.

Konteksten for energiinnovasjon har vippet mot konkurranseevne og sikkerhet. I IEAs undersøkelse blant eksperter og fagutøvere, plasserte 80 prosent av respondentene energisikkerhet blant de tre viktigste driverne for energiinnovasjon i 2025, foran rimelige løsninger, klimagassutslipp og nasjonal økonomisk ytelse.

Dette skiftet mot energisikkerhet og konkurranseevne kan styrke teknologier som støtter kritiske mineralforsyninger, kjernekraft, kraftnett og innenlandske energikilder, bemerket det Paris-baserte internasjonale byrået.

Rapporten konkluderte med at offentlig støtte til energiinnovasjon er uvurderlig. Nylige eksempler har vist at tidlig statlig finansiering la grunnlaget for flytende anlegg for LNG, litium-ion-batterier og neste generasjons geotermiske produkter.

Likevel har høyere renter, makroøkonomisk usikkerhet og sterk konkurranse fra virksomheter basert på kunstig intelligens, tynget kapitalstrømmene til støtte for energiinnovasjon.

Rapporten fremhevet viktigheten av offentlige utgifter til energiforskning og -utvikling (FoU) og tidlige kommersielle prosjekter for en rekke sentrale politiske mål, spesielt ettersom mulighetene for privat finansiering har blitt mer sjelden.

Ifølge rapporten, selv om prioriteringene kan endre

seg, er argumentet for vedvarende og strategisk støtte til energiinnovasjon fortsatt sterkt.

"Med energiinnovasjon som blir stadig mer grunnleggende for moderne økonomier, er det bevist at den kan gi transformative økonomiske og sikkerhetsmessige fordeler som vil kunne strekke seg over flere tiår fremover," sa IEA 

Bridging the gap

Advancing floating wind through hybrid foundation design

Scott Davie, Engineering Team, Flotation Energy

As offshore wind pushes into deeper waters, the industry is increasingly focused on how to deploy projects efficiently across a wider range of seabed conditions. While floating wind has opened up new opportunities, there remains a critical transition zone between fixedbottom and fully floating technologies. It is here that hybrid foundation concepts, including the Fixed Tension Leg Platform (FTLP), are beginning to attract attention.

Recent collaborative work across the sector, including a study led by the Offshore Renewable Energy Catapult, has explored how these technologies could be applied in practice. Rather than focusing solely on concept design, the work examines the full lifecycle of FTLP deployment, from manufacturing and delivery through to offshore assembly and installation, alongside comparison with a conventional semi-submersible floating baseline for a deep-water site.

The driver is clear. As water depths increase, fixed-bottom solutions become less viable, while floating solutions, although proven, still carry cost and supply chain challenges. Hybrid technologies offer a potential middle ground, particularly in intermediate water depths where neither approach is fully optimised.

A key outcome from this work is a clearer understanding of how the FTLP could be delivered at scale. Execution planning is central to this. Understanding how components are manufactured, transported and assembled is as critical as the design itself, particularly as the sector moves towards commercial deployment.

The comparison with semi-submersible designs remains important. Semi-subs are currently the benchmark, with established supply chains and installation approaches, typically involving assembly at port and tow-out to site. By contrast, FTLP concepts introduce a different installation methodology, more closely aligned to fixedbottom approaches, with structures installed offshore and turbines assembled in situ.

This presents both challenges and opportunities. Installation in deeper waters introduces technical complexity, but there is also potential to reduce material use and create more flexible supply chains. There may be opportunities to support more local fabrication and assembly, helping to strengthen UK supply chain capability and align with wider ambitions around domestic content and industrial growth.

Beyond cost, the study highlights broader value drivers, including schedule risk, supply chain resilience and the ability to tailor solutions to specific site conditions. Rather than replacing existing technologies, the FTLP, and other hybrid foundation concepts, add to the range of options available to developers.

A critical next step is demonstration at scale. Test and demonstration (T&D) sites will play a key role, providing a controlled environment to validate design assumptions, refine installation methodologies and build operational experience. Moving from modelling to realworld deployment is essential to reducing uncertainty and accelerating learning.

T&D sites also play a direct role in cost reduction. Early deployment at smaller scale helps identify efficiencies, improve

installation processes and support supply chain development ahead of full commercial rollout. This iterative approach is essential to bringing down the cost curve and enabling emerging technologies to compete alongside more established solutions.

Risk and opportunity remain closely linked. As highlighted in the Offshore Renewable Energy Catapult’s recent public summary report, detailed assessment of technical and delivery risks, including offshore installation and structural behaviour, has been carried out alongside a structured risks and opportunities register. This is an important step in building confidence across developers, the supply chain and regulators.

Collaboration has been a defining feature of this work. Bringing together designers, developers and installation specialists ensures that innovation is grounded in practical delivery insight, which is critical as the sector evolves.

For the UK, where much of the continental shelf sits within these intermediate water depths, the opportunity is particularly relevant. Hybrid technologies, supported by effective demonstration and a coordinated supply chain approach, could help unlock new sites and improve project economics.

As the industry moves forward, the focus is shifting from what is technically possible to what is practically deliverable. The role of T&D sites, alongside continued collaboration and detailed study, will be central to that transition, helping to turn emerging concepts into scalable, costeffective solutions for the future. 

Images courtesy of OSIRenewables

TAKE CONTROL OF YOUR SUPPLY CHAIN

Smart inventory management, automated restocking, and cost-effective procurement to boost productivity and ensure seamless operations.

Every operation is different. Your supply solution should be too.

TESS Integrated Supply transforms how you manage critical components — reducing downtime, cutting costs, and giving you full operational control.

Our Integrated Supply model transforms how businesses manage critical components, streamlining procurement, reducing downtime, and improving operational control.

Inventory Management

Turnover rate measurement

Automated replenishment

Real-time inventory viewing and planning

Finance

Automated cost allocation to the correct project and personnel

Option for monthly consolidated invoices

TESS owns deferred inventory, freeing up company capital

Access Management

24/7 Access to Products

Grant access to the right employees

Share access with subcontractors and partners

Environment

Fewer transports

From Simulation to Skills: 3t’s Technology Edge in Global Workforce Development

The energy industry is entering a period of profound change. Digital transformation, new operating environments, emerging energy technologies, and evolving workforce expectations are converging to reshape the way organisations build, manage, and sustain competence.

In such a dynamic landscape, training is no longer simply about delivering information and skills, it is about equipping people to perform in complex, high pressure, and often hazardous environments with confidence and accuracy.

For 3t, innovation is not a side project, but part of its core business operations. It is the engine that drives the business forward and the foundation upon which it is rewriting the rules of workforce development. Through a blend of advanced simulation, immersive digital learning, data-driven competence systems, and a growing global presence, 3t is transforming how global energy companies prepare their people for the realities of the energy world now.

Rather than seeing training as a standalone sector, 3t envisions it as an interconnected system, a lifecycle that begins with learning but extends into performance, assurance, measurement, and continuous development.

The architecture of 3t reflects how the company is set up to support every part of the workforce development journey: from hands on accredited training at world-class training centres and world-leading drilling simulation technology to digital learning and competence platforms, through to large-scale workforce development and fully managed training operations.

Individually they deliver specialist expertise, but together they form a cohesive, technology-driven model that reflects the complexity and demands of today’s global energy industries.

At the core of this integrated approach lies a commitment to utilise technology that enables learning to go beyond theory and into real-world application. Whether it is creating a digital twin of an offshore asset, capturing data from live drilling simulation exercises, or incorporating AI tools to track competence across continents, 3t sees technology as the key to building more intuitive, safer, and more agile workforces everywhere.

Immersive Simulation: Turning High Stakes Learning into Safe Experience

Simulation has become one of the most effective tools across the sector for developing deep technical competence, especially in the drilling, well control, and broader safety-critical environment. Throughout the years, 3t has led the

way in simulation innovation, long before immersive technologies became industry standard. Today, its simulators are relied upon across more than 60 countries to help individuals and teams rehearse complex tasks, practise responses to challenging scenarios, and sharpen decision making under pressure.

But what sets 3t’s simulation apart from the competition is its fidelity. These are not superficial visualisations designed to look impressive in a training centre. They are customer-by-customer engineered environments built on advanced mathematical models that replicate the physics, mechanics, and system behaviours of real assets. When operational system pressure rises, instrumentation reacts accordingly. When a trainee initiates the wrong sequence, the environment responds with accuracy that mirrors live well behaviour, taking into consideration all elements such as forces, flows, alarms and hydraulic responses.

Instead of theoretically memorising steps or watching demonstrations, trainees experience the full consequences of their actions and error in a safe, controlled environment. Working with realistic scenarios with real failure builds resilience, as teams can learn how to communicate, coordinate, and problem solve together, which is something traditional classroom environments have been lacking to replicate.

The impact of this approach is evident in the company’s major international projects. One standout example is 3t’s partnership with SADA in Saudi Arabia, where 3t delivered a suite of advanced simulators that now sit at the centre of a fully immersive learning environment. Combined with virtual reality applications, the facility enables trainees to move seamlessly incorporating theory and practical assessments, mirroring the exact pressures and operational demands they will face in the field.

3t believes that these environments are more than just visual learning spaces, they are preparation grounds for global futureready workforce. As organisations expand across regions and adopt increasingly sophisticated equipment, simulation ensures that capability keeps pace with operational reality. It gives companies the confidence that their people can handle the unexpected, communicate effectively, and maintain safety even under the most challenging conditions.

3tx: A Global Platform Connecting Skills, Data and Competence

As valuable as advanced training is, the modern energy sector faces another major challenge: how to maintain a consistent, compliant and capable workforce across different countries, regulatory frameworks, and skill requirements. While workforce mobility is on the rise, there are

more companies that see their teams being distributed across the continents. Ensuring consistent competence across such complexity is one of the biggest challenges facing global operators today.

To solve this, 3t created 3tx, its next generation Training and Competence Management platform. While many platforms in the current market offer scheduling, reporting, or learning management in isolation, 3tx was designed to unify the entire lifecycle, from training delivery to evidence capture, from skills tracking to risk insights.

The platform is designed to act as the digital backbone of a global training ecosystem. It provides energy clients with real-time visibility of workforce capability, whether workers are based onshore, offshore, in transit, or spread across multiple regions. This visibility allows organisations to make informed operational decisions, reduce compliance risk, and ensure that only competent, certified personnel are deployed into safety-critical roles.

One of the most innovative aspects of 3tx is its ability to integrate and combine data generated from simulation, practical assessments, and digital learning. Instead of competence being judged by static checklists or annual reviews, it becomes a dynamic dataset, which is constantly updated and shaped by real-world performance indicators. The platform is evolving with the implementation of AI, tools further strengthening this by identifying trends, predicting training needs, and highlighting risk areas before they become operational issues.

Global scalability is central to 3tx’s design. Whether a company operates in one or multiple regions, the platform can be configured to consider local legislation, international standards, or company specific frameworks. This ensures that training and competence management are both consistent and relevant for each case across the global 3t network.

Recently, 3t hosted its 3tx User Forum, where industry leaders highlighted how the platform is helping reshape their workforce strategies. Discussions centred not just on efficiency and compliance, but on how data-driven competence is enabling better planning, stronger operational readiness, and a more agile approach to workforce development. After its integration 3tx has become a cornerstone for many

organisations, helping them to establish a future ready competence system, where learning, performance, and organisational needs are truly interconnected.

A Global Vision for the Future of Workforce Development

The pace of change in the global energy world shows no sign of slowing. As companies navigate new challenges and opportunities, training models must evolve accordingly. 3t’s vision is built on the belief that the training and competence systems of the future will be integrated, digital, and highly immersive, and that globally connected workforces will require globally capable solutions.

With training centres across major energy hubs including the UK, the Middle East and the Americas, simulation solutions deployed worldwide, digital learning solutions expanding into new regions, and 3tx now supporting multinational operations, 3t is well-positioned to shape the next chapter of workforce development. The company’s focus on innovation ensures that it remains at the forefront of training technology, as its global expansion means its expertise is accessible wherever clients operate.

As the energy transition accelerates, the need for highly capable, adaptable, and safety focused professionals will only grow. Technology will not replace people, but it will play an essential role in supporting them, providing the insight, know-how and intelligence needed to perform effectively in complex environments.

3t’s contribution to this future is clear: a connected ecosystem of simulation, digital learning, global training, and data-driven competence management. Together, these capabilities will continue helping the energy sector build workforces that are not only compliant, but confident and skilled for today while being ready for the challenges ahead.

In a world where energy operations are expanding, diversifying, and evolving at unprecedented speed, 3t is ensuring that the people behind those operations progress just as quickly. Through innovation, global reach, and the ongoing evolution of technologies like 3tx, the company is setting a new benchmark for what workforce development can and should look like on a global scale. 

Unwanted Water?

Shut It Off. Take Back Control.

From 70% water cut to 0.6%

When Water Takes Over

A subsea gas producer experienced rising water cut due to a failed OH Packer, threatening premature shut-in and permanent production loss.

→ Failed annular barrier integrity

→ Rapidly increasing water cut

→ Escalating operation costs

→ Imminent loss of the well

Precision Isolation

A focused annulus isolation strategy was deployed to shut off the water source at its origin.

→ Horizontal CannSeal annulus isolation

→ HEX RPB for long-term zonal isolation

→ Water shut-off across the wellbore

Production Restored

Water cut eliminated from 70% to 0.6%

→ Production restored & increased

→ 1300 psi sustained drawdown

→ Extended production well life

→ Avoided abandonment costs

Facing rising water cut? Discover how Interwell restores well performance at Interwell.com across 4 meters

The material difference: how glove engineering is solving the compliance problem in energy operations

Hand and finger injuries have accounted for approximately 17% of all reported nonfatal workplace injuries in Great Britain every year for the past decade, a proportion that has not shifted despite broader safety improvements (HSE, RIDSITE, 2025).

In 2024/25 alone, nearly 10,000 were reported under RIDDOR. With HSE estimating that around half of non-fatal injuries go unreported, the true annual figure is likely closer to 20,000. For workers in waste management and water and sewerage, non-fatal injury rates run at nearly four times the national average (HSE, RIDIND, 2025).

The compliance problem is rarely one of intent. Research into planned behaviour, most notably Icek Ajzen's foundational work on attitude, social norms and perceived behavioural control, shows that workers remove their gloves not out of defiance but in rational response to a tool making their job harder. When protection competes with performance, performance usually wins. No policy changes that. Better materials can.

"Innovation in hand protection has never really been about adding more material," says Josephine Jeon, Director of Research and Development at Mechanix Wear. "It is about understanding the exact demands of the job and engineering a solution precise enough to meet them. That problem-solving mindset is what drives everything we do."

Three material advances reshaping hand protection

1. High-dexterity cut resistance: the end of the bulk compromise

For energy workers managing instrumentation, valve systems or cable terminations, the trade-off between cut protection and dexterity has long been a trigger for glove removal. New-generation cut materials, incorporated into 360-degree and 180-degree cut-resistant styles, address this directly. By engineering cut resistance at the fibre and weave level rather than through added layers, these materials deliver high protection ratings in a profile that moves with the hand. When the performance penalty disappears, so does the justification for removing the glove.

2. Engineered comfort systems: making the right choice the easy choice

The most protective glove is the one a worker wears for an entire shift. Mechanix Wear's Core Refresh platform, spanning The Original®, FastFit® and M-Pact®, was built on that principle. CoolPlus moisture-management technology actively reduces heat build-up rather than tolerating it. Perforated, lighter-weight TPR overlays improve flexibility and ventilation while reducing the cumulative hand fatigue that Shalom H. Schwartz's Norm Activation Model identifies as an erosion of the personal norms that sustain safe behaviour across a demanding shift.

"Comfort is not a secondary consideration in glove design," says Jeon. "A glove that manages heat build-up and reduces fatigue across a full shift removes the very irritants that cause workers to take protection off. Our Core Refresh was built around that principle from the ground up."

3. Durahide™ leather technology: protection built in, not applied

In refinery, substation and welding environments, leather gloves are the standard. But standard leather degrades under the same conditions it is meant to manage. Mechanix Wear's Durahide™ technology addresses this by infusing flame-resistant treatment directly into the leather during tanning, rather than applying it as a surface finish that wears away. The result is FR performance that is inherent to the material, with significantly greater resistance to the heat-driven drying and cracking that erodes worker confidence in a glove over time.

"A surface-treated glove and a Durahide™ glove may look identical on day one," says Jeon. "The difference shows over time, under real conditions. The right leather substrate, matched with the right Durahide™ recipe for the specific job, is how we make protection reliable over the life of the product."

The material difference

The persistence of hand and finger injuries at 17% of all workplace incidents across a full decade is a signal that tools have not kept pace with the demands of the work. For safety leaders, the most important procurement question is no longer what protection rating a glove carries. It is whether the material engineering is aligned closely enough with real task demands that the performance trade-off disappears entirely. When it does, compliance stops being a campaign. It becomes the path of least resistance. 

Don’t Let your Business Become the Weakest Link

Without robust management systems, compliance and properly trained staff, even the strongest organisations can break under pressure.

At QHSE Aberdeen, we help business strengthen every link through ISO certification, legal compliance support, auditing and professional training.

ASET delivers specialist, hands-on training to prepare people for complex operational environments, safely. Based in Aberdeen, Scotland, with over 32 years of experience developing technical skills across global energy and industrial sectors.

WHY TRAIN WITH ASET?

With specialist facilities including a live process plant, HV/LV systems and advanced simulation technology, training goes beyond the classroom, delivered by experienced professionals to build the skills needed to operate safely and effectively. Supporting training across key sectors including:

Integrated Lower Completions in the Spotlight

Norway has long been at the forefront of smarter completion strategies, driven by the need to maximize efficiency and production in one of the world’s most demanding offshore environments.

Harsh North Sea conditions, high operating costs and a deeply ingrained culture of efficiency have shaped an industry that consistently pushes the boundaries of well design and execution.

Since the inception of Marwell in 2019 the company has kept the challenges of the well at the forefront. This has become known as their ‘well-first thinking’ approach which is the guiding principle behind their innovative completion and intervention solutions.

Building on a distinctive portfolio of proprietary technologies, Marwell has partnered with leading international technology providers to deliver a fully integrated lower completion offering to the Norwegian market. Through this model, Marwell draws on best-in-class solutions from across the global supply chain, assembling tailored, fit-for-purpose systems that directly address operator challenges. This approach has gained

international recognition from major operators, who view Marwell’s integrated strategy as a genuine value-adding alternative to traditional supply models.

That recognition was further reinforced recently when Marwell was named a winner of ConocoPhillips’ global 2025 Supplier Recognition Award. The accolade highlights the value ConocoPhillips sees in Marwell’s integrated completion philosophy and ability to deliver measurable performance improvements. In parallel, Marwell was awarded a USD 75 million integrated sand control contract by Vår Energi in Norway. The full scope of this contract brings together a comprehensive suite of lower completion technologies including sand control, inflow control, zonal isolation and associated components. A cornerstone of the delivery will be sand control screens manufactured in Europe by Marwell’s long-standing partner, HP Well Screen in Wierden, the Netherlands.

European manufacturing offers clear and tangible advantages for operators on the Norwegian Continental Shelf. These include consistently high product quality, significantly shorter lead times, reduced carbon footprint and lower geopolitical risk within the supply chain. With a transit time of just two days from manufacturing facility to Norway, Marwell is able to deliver sand control completions at unprecedented speed—supporting both operational efficiency and project security.

Sustainable and efficient operations go hand in hand. By utilizing integrated lower completions delivery with European manufacturing and shorter logistics routes, operators are able to reduce emissions, strengthen supply reliability and support long-term well performance. With facilities powered with renewable energy in The Netherlands and Norway, sustainability is embedded as a key performance indicator across the organization. The company’s ISO 14001 environmental management certification further underlines its commitment to responsible operations.

As integrated lower completions take center stage, renewed attention has been placed on the role of sand control screens in Norwegian developments. This is an area of deep expertise for both Marwell and HP Well Screen. Backed by highly experienced completion engineers and supported by local European manufacturing, the partnership enables high-quality execution, customized designs and short-lead-time delivery across the NCS.

wMarwell is an energy technology company based in Stavanger, Norway, specializing in integrated completion and intervention services. Through an engineering-driven approach, Marwell develops and delivers value-focused technologies to the global energy industry. 

Keeping you connected

Subsea Supplies is a global provider of equipment for the ROV, AUV, oil & gas, renewable energy, and oceanographic sectors. As the only European distributor certified to manufacture Burton Subsea cable and connector assemblies to Eaton standards, we deliver trusted quality, reliability, and performance worldwide.

For over 5 decades, Burton has been the trusted industry standard connector in the subsea world. Whatever your underwater interconnection need, Subsea Supplies has a solution for you.

The UK’s largest innovation funding consultancy

Leyton is an international consulting firm that

The Growing Case for Homegrown Clean Energy in a Changing Geopolitical Landscape

For years, the energy industry has talked about the Strait of Hormuz as a theoretical risk. It sat neatly in risk registers and board slides, but never quite felt immediate. In February 2026, that changed.

The US-Israeli military action against Iran, followed by Iran closing the Strait, brought around a fifth of global oil supply and a significant share of LNG trade to a near standstill. Oil moved back above 100 dollars a barrel, European gas prices spiked sharply, and the head of the International Energy Agency described it as the most serious global energy security challenge we have seen.

The short-term impact has been severe. But stepping back slightly, it has also reinforced something more structural. The importance of building domestic, low-carbon energy systems. That is where blue hydrogen, coupled with carbon capture and storage (CCS), becomes increasingly compelling.

At its core, blue hydrogen is not new. It is produced from natural gas using well-established reforming processes, with the CO₂ captured and stored rather than emitted. What makes it particularly relevant right now is its practicality. It builds on infrastructure we already have, supply chains that already exist, and the subsurface expertise the oil and gas sector has developed over decades. The positive is that we do not need to reinvent an entire energy system overnight. We only need to adapt what is already there. Capture rates are now approaching 95% in modern facilities, and as CO₂ transport and storage networks scale, costs across the value chain are beginning to decrease.

Timing is a big part of this. Even before the disruption in the Strait of Hormuz, the hydrogen sector was undergoing a reset. The early momentum from the 2020s slowed, with several projects shelved in 2025. Green hydrogen in particular has struggled with high electricity costs and uncertain project economics.

By comparison, blue hydrogen has been more resilient. In the US alone, over 1.5 million tonnes of capacity reached final investment decision in 2025, significantly ahead of green hydrogen. The reason is fairly straightforward. It is easier to scale, and the economics are currently more workable.

Now layer in the geopolitical context. The events in Iran have highlighted how exposed energy systems still are when they rely heavily on specific shipping routes and concentrated sources of supply. Europe entered this period with relatively tight gas storage, and the risk of competing globally for LNG brings back clear memories of the disruption following Russia’s invasion of Ukraine.

For the UK, the strategic case is quite compelling. We sit on existing North Sea resources and established gas infrastructure, and we have legally binding net-zero targets. Producing hydrogen domestically and storing CO₂ beneath our own seabed not only advances the energy transition story but also significantly enhances the UK’s energy security.

We are also well positioned to act on it. Projects like HyNet, the East Coast Cluster, Acorn, and Viking CCS are all moving forward. Collectively, they represent a meaningful shift towards building a UKbased CCS network, with the potential to support tens of thousands of jobs over the next decade.

Acorn is a good example of how this comes together in practice. Based at St Fergus, it will take North Sea gas, produce hydrogen, and use existing pipeline infrastructure to transport CO₂ for permanent offshore storage. It effectively repurposes legacy oil and gas assets within the low-carbon system while also protecting a significant number of skilled jobs.

Developing domestic hydrogen, backed by CCS, directly addresses the over-reliance on a single energy source. It improves resilience while still moving us towards decarbonisation. It is one of the few areas where energy policy and national security are clearly aligned.

Of course, there are still challenges. Securing long-term offtake agreements remains a barrier, and regulatory frameworks need to keep pace with the pace at which projects are advancing. There have been positive steps, including moves in Europe to take a more technologyneutral approach, but there is still more to do to unlock investment at scale.

What this crisis has done, more than any policy document, is make the value of homegrown energy very real. It has been demonstrated that countries with more diversified, domestically anchored systems are always in a stronger position.

Blue hydrogen and CCS are not the full solution, but they are one of the more credible and scalable parts of it. This is particularly true for a country like the UK, where the underlying assets and expertise already exist.

For companies working on complex or technically challenging projects in this space, there is also a clear link to R&D tax relief. A lot of the work required to scale hydrogen and CCS involves genuine technical uncertainty, whether that is process optimisation, integration challenges, or infrastructure development.

That is exactly the type of activity HMRC’s R&D scheme is designed to support. With the right approach, businesses can recover a meaningful portion of those costs and reinvest back into development.

At Leyton, we support companies through that process, helping identify eligible work and ensuring claims are robust and maximised. 

Article by Benson John MSc CEng MIMechE, R&D Tax Incentives, Leyton, UK

helps businesses leverage financial nondilutive incentives to accelerate their growth and achieve long lasting performance.

simplify your access to these complex incentives. Our combined teams of highly skilled Tax and Technical specialists, enhanced with cutting-edge digital tools developed internally, maximise the financial benefits for any type of business.

Renewable energy development in Scotland – the demand for land

There has been a consistent demand across Scotland in recent years for sites suitable for renewable energy schemes such as solar energy (via panels which capture sunlight for conversion to energy), onshore wind energy (via wind turbines which convert wind into energy) or battery energy storage systems (storing excess energy from these renewable sources in batteries for later use).

In the Scottish Highlands, demand has been especially high for sites suitable for onshore wind projects and battery energy storage. As we edge closer to the 2050 net zero target set by the UK Government (2045 in Scotland), it is anticipated that this demand will continue and that the Highlands will continue to play a key role.

The first, and arguably the most important, step is to take proper advice at the outset – you may wish to start with a lawyer, who will be able to recommend a suitable land agent, or with a land agent who will be able to recommend a suitable lawyer. The developer should cover the cost of any advice that you require in connection with the proposed development.

The second step is to agree commercial terms, such as the length of any agreement (and any renewal options), the sums due to you, and any termination provisions. You should consider the rights that you wish to retain, such as rights of access to the land, and any conditions that you wish to include regarding the return of the land at the end of the development, such as removal of infrastructure. Your land agent will help you to achieve the best terms possible.

By Gary Webster and Erin Hunt, Brodies LLP.

Thirdly, a tax advisor should be instructed to advise on the tax implications of the transaction (both in terms of tax on income from the development and in terms of possible tax implications regarding the change of use of the land).

Finally, your lawyer will draft up the necessary legal documents. Often, the agreement will grant the developer an option over the land for a short period of time, allowing the developer a defined period to carry out certain checks, with a lease to follow if the site is viable. These checks may include:

1. Grid connection – The developer will want to confirm the availability of a grid connection to the site, and the costs associated with this. A key aspect of the anticipated increase in approaches to landowners is the ongoing grid upgrade; the existing infrastructure has limited capacity for further renewable energy development. Grid connection can be a major hurdle for developers –even where a site is technically ideal, grid capacity may diminish viability, particularly in more rural areas.

2. Land suitability – The developer will look to assess the titles to the land to confirm ownership, identify any third-party access rights over the land and note any existing tenancies. It will want to ensure that the lease would allow suitable access rights over the land for the installation of the development and any required maintenance during its lifetime.

3. Planning - The developer will want to ensure that it is able to secure planning permission before entering into a lease. There will likely be environmental considerations to be borne in mind, and potentially considerations around the community impact of a renewable energy development.

Some benefits to leasing your land for renewable energy use are:

1. A reliable, long-term income – Leasing land for renewable energy use will usually provide a reliable, regular income, and can potentially increase the value of the land due to the additional income stream.

2. Diversification and sustainability – A secondary income, for example beyond farming, can provide additional financial certainty. Depending on the type of energy project, only a small parcel of land may be required, so the impact on your day-to-day use of the land may be minimal.

3. Positive environmental impact – By making land available for renewable energy use, you are supporting the country’s efforts to achieve net-zero and the broader global transition to clean energy.

4. Habitat restoration - There is the possibility that the developer may be required to carry out habitat management works as a condition of any planning application, so you may benefit from improvements to your wider property including restored peatland, tree planting or constructed wetlands.

The key takeaway from this is that, if you are approached about the possibility of leasing your land for a renewable energy development, you should ensure that you take proper legal and commercial advice. While these projects come with benefits, this can be a complex area, and it is important to ensure that you are properly protected by any agreement. 

Want to know more?

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

TotalEnergies takes FID on 1-GW Kazakhstan wind project with battery

TotalEnergies has taken the final investment decision for the Mirny project in Kazakhstan that will consist of 1 GW of wind power capacity and a 600-MWh battery energy storage system.

The company has secured a financing framework for the USD-1.2-billion (EUR 1bn) project, which will be about 75% externally financed. Along with its partners, yesterday TotalEnergies signed a common terms agreement (CTA) with a lending consortium, including the European Bank for Reconstruction and Development (EBRD), Proparco, DBK, DEG, Societe Generale, QNB Group, China Construction Bank and Standard Chartered.

TotalEnergies owns 60% of Mirny, while Samruk Energy and KazMunayGas each hold 20%.

The renewables power plant, to be located in the southeastern part of the country, will sell its output to Kazakhstan’s government under a 25-year power purchase agreement (PPA) signed in 2023. It will be made up of 150 turbines and a BESS supplied by TotalEnergies' subsidiary Saft.

Olivier Jouny, SVP Renewables at TotalEnergies, said the project will contribute to the 9-GW renewables portfolio that the company is combining with Masdar through a 50/50 joint venture across nine Asian countries, including Kazakhstan.

"We are delighted to launch one of Kazakhstan's largest renewable energy initiatives to date, thereby contributing to the country's target of increasing the share of renewables in electricity generation to 15% by 2030. We look forward to advancing construction of the Mirny project alongside our partners and in cooperation with the Kazakhstani authorities,” Olivier Jouny commented.

A capsule laying ceremony for the project to mark the start of construction was held in March. 

GE, Energia probe blade break at Irish wind farm

GE and Energia are investigating the cause of a blade break at the 48MW Drumlins wind farm in county Monaghan, Ireland

A GE Vernova spokesperson confirmed that the “blade event” occurred on 22 April, and said there were no injuries.

The GE Vernova spokesperson told reNEWS: “On April 22, 2026, a blade event occurred at the Drumlins Park wind farm in Ireland.

“There were no injuries. We are working with our customer to investigate the event.”

An Energia spokesperson added that the blade damage happened with turbine 8 in the array, and the company has established an exclusion zone around the turbine.

The spokesperson added: “The wind farm has been temporarily shut down while the incident is being assessed.

The windfarm is under a full-service operation & maintenance contract with the Original Equipment Manufacturer GE Vernova.”

The wind farm began construction in the spring of 2022, and took turbine deliveries in the summer and autumn of 2023.

Commercial operation began at the site in 2024.

Photographs show a turbine with significant damage to one of the blades at the eight-turbine array.

The array features GE Vernova 6.1-158 machines. 

RENEWABLES sponsored by:

Kinewell completes ForeCoast® Marine acquisition

BRITISH clean-tech scale-up Kinewell has announced the acquisition of ForeCoast® Marine, a leading marine weather risk software for the offshore wind industry.

The acquisition will see ForeCoast® Marine incorporated into the Kinewell business and complement its existing software-as-a-service (SaaS) solutions.

The offshore wind industry – which the Global Wind Energy Council (GWEC) expects to reach a global capacity of 2TW by 2030 – faces increasing pressure to deliver projects faster, at lower cost, and more reliably and the addition of ForeCoast® Marine will enable Kinewell’s award-winning solutions to be used throughout the entire lifespan of an offshore wind farm.

Kinewell’s existing software solutions support the planning and design phase, optimising inter-array cable layouts, enhancing export system design and maximising energy by optimising turbine placement, saving developers millions of pounds and hundreds of hours in development time.

By simulating marine operations and entire sea campaigns using historical metocean data and real-world operational constraints, ForeCoast® Marine will allow project teams to see how projects would have performed across past seasons. This further strengthens Kinewell’s offering by giving developers, contractors, operators and consultants actionable insights that help them forecast future uncertainty and make informed, de-risked decisions.

Tony Appleton, Chief Commercial Officer at Kinewell, said: “The future of offshore wind depends on digitalisation

and adding ForeCoast® Marine to our software portfolio will enable Kinewell’s solutions to optimise every single stage of a project lifecycle, from installation to the operational and decommissioning stages.

“It will help the industry to move faster, de-risk projects and lower costs, while positioning Kinewell at the forefront of offshore wind digital transformation. We are delighted to welcome it into the Kinewell family.”

The marine management software market is swiftly becoming a global industry, with the latest findings from Market Research Future revealing that it is worth $2.5billion per year and is forecast to continue growing by around 10-11% per annum.

The acquisition of ForeCoast® Marine will allow the King’s Award winner to establish itself within this rapidly emerging market, while allowing its team to continue supporting the global transition to a netzero society and increase its total revenue by approximately 30% per year.

Dr Andrew Jenkins, founder and chief executive of Kinewell, added: “ForeCoast® Marine’s software will provide a major boost to the entire supply chain, from developers to consultants, insurers, marine planners, operators and ports, providing a single, easy-to-use solution that can not only de-risk developments, but also maximise performance and improve project financials. 

Centurion acquires Trand Inc., expands onshore wind footprint in US following growth year in 2025

Centurion Group announces the acquisition of Trand Inc., further advancing its strategy and expansion into the US onshore wind sector.

Headquartered in Sawyer, Kansas, Trand is a family-owned and operated business with a strong track record of delivering complex lifting operations to the onshore wind industry. Its expertise strengthens Centurion’s existing lifting services in the United States, while introducing additional specialist heavy lift capabilities aligned with the growing onshore wind market in the Mid-West.

The acquisition also complements Centurion’s Minnesota-based Althoff Crane Service operations, creating opportunities for regional growth, broader service capability, and enhanced service delivery across the Mid-West US. It marks another step forward in Centurion’s strategy to expand its existing presence in renewables and onshore wind and to build a more diversified, multi-industry equipment and services platform.

Centurion has scaled significantly through a combination of organic growth and acquisitions, delivering a strong performance in FY’25 and continuing its upward trajectory, with EBITDA having grown from ~$105m USD in FY’24 to ~$130 million USD* at the end of FY’25. Over the last eight years, the Group has grown its EBITDA by ~$100m USD from ~$30m USD at its formation in December 2017. Centurion has also expanded its geographic footprint and operational capabilities with 24 acquisitions and ~75 new locations established across its core regions. 

GEN RENEWABLES

Equinor awards Worley Rosenberg framework agreement for offshore assets in Norway

Worley Rosenberg has been selected by Equinor Energy AS for a parallel framework agreement for Maintenance and Minor Projects on selected facilities on the Norwegian Continental Shelf.

The framework agreement builds on Worley Rosenberg’s existing relationship with Equinor and marks an important step in supporting the company’s long-term services arrangement.

The framework is expected to support activities for selected installations including the Sleipner and Johan Sverdrup facilities following contract signing. The framework agreement is scheduled to commence on 1 May 2026.

Petrobras gives out $56 million contract extension to

Solstad CSV

A construction support vessel (CSV) owned by Solstad Maritime (SOMA) has secured a two-year contract extension worth approximately $56 million with Brazilian oil & gas company Petrobras.

“We value the trust Equinor has placed in Worley Rosenberg through this framework agreement,” said Jan T. Narvestad, Managing Director at Worley Rosenberg. “It reflects our strong local presence in Stavanger, combined with access to Worley’s global resource network enabling us to draw on specialized skills and capacity to support Equinor’s offshore operations when required.”

The agreement will run from 1 May 2026 to 30 April 2031, with options to extend for an additional three years, followed by two more years, bringing the potential total duration to ten years.

“Long-term collaboration built on trust and mutual commitment has been central to successfully delivering projects on the Norwegian Continental Shelf. We look forward to supporting Equinor under this framework agreement through high-quality solutions, driving safe and predictable delivery,” Narvestad added.

Through this agreement, Worley Rosenberg will bring together local knowledge and global expertise to support Equinor’s offshore assets, reinforcing its long-standing capability in offshore maintenance and asset services on the Norwegian Continental Shelf 

As part of the extended contract, the CSV Normand Fortress will provide accommodation services to support production activities on the Brazilian continental shelf.

The extension will begin in early July.

The vessel will be on bareboat contract from SOMA to Solstad Offshore, which is the contract holder with Petrobras. Solstad Offshore holds 27.3% of the shares in SOMA.

Normand Fortress is of MT 6016 MK II design and was built in 2006. It is 93 meters long, has an 800 m2 cargo area and can accommodate 100 persons. 

Transocean Ltd. Announces $425 Million Additional Backlog for

Ultra-Deepwater

Drillship

Transocean Ltd. announces that the Deepwater Corcovado was awarded a 1,156-day contract extension with Petrobras in direct continuation of its current activity

The extension is expected to contribute approximately $445 million in incremental backlog and commit the rig through November 2030.

Prior to the extension period, from April 1, 2026, until the commencement of the new contract in September 2027 (approximately 525 days), the existing backlog will be reduced by approximately $20 million.

Seadrill wins $480 million rig contract extension with Petrobras

Drillship West Polaris will continue drilling offshore Brazil until early 2031

Bermuda-based drilling company Seadrill has secured a contract extension with Petrobras worth $480 million for one of its six drilling rigs operating offshore Brazil.

Over the past few months, Petrobras had been in extensive negotiations with its main suppliers concerning rig contract extensions, which resulted in new awards for multiple units operated by Transocean, Valaris, Constellation Oil Services, Foresea and Ventura Offshore.

According to Seadrill, Petrobras has agreed to a three-year extension for the drillship West Polaris.

About Transocean

Transocean is a leading international provider of offshore contract drilling services for oil and gas wells. The company specializes in technically demanding sectors of the global offshore drilling business with a particular focus on ultra-deepwater and harsh environment drilling services and operates the highest specification floating offshore drilling fleet in the world.

The $480 million charter is expected to commence in direct continuation of the current programme in January 2028, when the rig will be employed to drill development wells in the giant Buzios presalt field in the Santos basin.

The two sides also agreed to new dayrates on the existing contract, which will be $409,200 until March 2027, then increasing to $454,700 through January 2028.

“This award enhances Seadrill’s earnings visibility for a mature asset into the next decade,” said Seadrill chief executive Samir Ali.

Seadrill operates six drilling rigs offshore Brazil, including five with Petrobras and one with Norway’s Equinor. 

Saipem wins $400 million Aramco offshore EPCI contracts at Safaniya field

Saipem has been awarded two offshore contracts by Aramco worth a combined $400 million to support development work at the Safaniya field, one of the world’s largest offshore oil fields.

The awards, issued as Contract Release Purchase Orders (CRPOs) under a longterm agreement with Aramco, cover engineering, procurement, construction and installation (EPCI) of key infrastructure aimed at supporting water injection and reservoir management.

The first contract includes the installation of a water injection tie-in platform, two wellhead platforms, approximately 5 km of 24-in. pipeline and 15 km of subsea power cables. The second contract covers the installation of four additional water injection wellheads and associated subsea facilities.

Water injection projects play a critical role in maintaining reservoir pressure and sustaining production levels in mature offshore assets such as Safaniya, reinforcing the field’s long-term output capacity.

Offshore installation activities will be carried out using Saipem’s construction vessels currently operating in the region, while fabrication will take place at the company’s Saudi yard, operated by Saipem Taqa Al-Rushaid Fabricators Co. Ltd.

The awards further strengthen Saipem’s position in Saudi Arabia and expand its long-standing relationship with Aramco, as the operator continues to advance offshore brownfield and capacity maintenance projects across its portfolio. 

Decommissioning

Urgent action on oil and gas decommissioning could create 25,000 jobs

Redwater Insights said 500 North Sea oil and gas wells are already overdue for decommissioning, and a further 1,700 are due to be plugged.

Athink tank has called for “urgent action” to ensure oil and gas companies decommission old North Sea infrastructure, saying doing so could create up to 25,000 jobs and deliver a £15 billion economic boost.

A report by Redwater Insights found Government action to guarantee operators clean up ageing infrastructure could also provide a “critical skills bridge” for 15,000 skilled workers facing an unemployment “cliff edge” as the North Sea basin continues to decline.

To achieve this, Redwater said the North Sea Transition Authority – which regulates the sector – needs increased powers to impose binding deadlines on operators around the decommissioning of infrastructure.

It said currently regulators are “regularly” approving requests to delay removal of infrastructure, despite some 500 oil and gas wells already being overdue for decommissioning, and a further 1,700 due to be plugged in the next six years.

The body also called for operators to be required to pre-fund some decommissioning costs, and for more support to be given

to workers transitioning from oil and gas production to decommissioning roles.

Redwater Insights director of legal Sophie Marjanac said: “When operators delay their clean up responsibilities, this creates further uncertainty for workers and their communities.

“Proper decommissioning will provide a skills bridge for current oil and gas workers and create new jobs along the east coast of the UK, from Aberdeen to Great Yarmouth.

“We need urgent action to avoid a disaster for jobs, communities and the UK economy.

“There are more than 500 oil and gas wells currently overdue for plugging and abandonment in the North Sea, with hundreds more expected to reach end-oflife in the next few years.

“Overly flexible regulation means operators are kicking the decommissioning can down the road. But delaying too much longer runs the risk of ballooning costs and highly skilled workers leaving the industry.”

The report, entitled After The oil: Jobs And economic Impacts From UK Offshore Decommissioning, calculated that timely decommissioning could attract £25.6 billion of investment from operators.

It said this would generate nearly £7 billion in direct economic benefit to the UK, plus a further £9 billion in indirect and “induced” gross value added.

However it warned there is only a short window to avoid delays causing “potentially disastrous” impacts for UK jobs and regional economies.

The report found oil well degradation and deterioration of structures are expected to significantly increase the cost of repair and removal work – and that this would be exacerbated by workers retiring or leaving the sector.

Ms Marjanac went on: “The Treasury could face a significant challenge if cost blowouts cause companies to fail and decommissioning liabilities fall to taxpayers.

“Meanwhile, regional communities risk being hit harder if the only workers skilled enough to decommission old assets have had to leave the industry because of continued delays.

“There is a fast closing window for proper decommissioning.

“We need urgent action from Government, regulators and most importantly from operators who are legally obliged to ensure their wells are cleaned up properly.”

Lang Banks, director of WWF Scotland, said: “Having earned hundreds of millions of pounds in profit from extracting fossil fuels from under the North Sea, it is only right that oil and gas companies clean up after themselves.

“Unnecessarily delaying the decommissioning of oil and gas facilities leaves our marine environment at risk of harm and undermines efforts to create skilled jobs and support coastal communities.”

A spokesperson for the UK Department for Energy Security and Net Zero said: “Oil and gas production will be with us for decades to come, and we will manage existing fields for the entirety of their lifespan – while actively scaling up clean energy industries in the North Sea. “Our ambitious plans to make the North Sea a clean energy powerhouse for Britain will create up to 40,000 new jobs in Scotland by 2030.” 

Well-Safe Solutions awarded North Sea decommissioning scope for Forties Field

• Well-Safe Solutions has been awarded a North Sea decommissioning scope in partnership with Apache North Sea Limited, commencing in 2026

• The contract secures hundreds of jobs in Aberdeen and provides much-needed confidence in the supply chain

Well-Safe Solutions, the tier-one well decommissioning contractor, announced a multi-year contract with Apache North Sea Limited to decommission its platform wells and subsea wells in the Forties Field.

Work will begin in 2026, with Well-Safe Solutions leading the contract across all well related project management, well and subsurface engineering, and offshore delivery of platform and subsea wells.

The award will support hundreds of jobs in Aberdeen and provide a much-needed boost to the economy in the northeast of Scotland at a time when the sector is facing significant challenges and concerns over wider industry job retention.

Phil Milton, Chief Executive Officer at WellSafe Solutions, said:

“This award is a defining moment for Well-Safe Solutions and a testament to the confidence Apache has in our team to deliver safe, efficient and technically robust decommissioning solutions at scale.

“This contract award is exciting news for our business and for the wider economy, sending a powerful signal to the supply chain and helping to secure critical talent and resources. This announcement is undoubtably a huge moment for our business and our industry, however, it comes at a particularly difficult time for our sector when we are hopeful of retaining the talent and capability that we have in the North

The availability of mobile offshore drilling units capable of drilling and decommissioning both platform and subsea wells has been declining significantly year on year, with just five semi-submersible rigs remaining in the UK Continental Shelf. This persistent reduction in capacity risks severely undermining the UK’s ability to meet its energy needs and decommissioning obligations, with thousands of wells due to be decommissioned by the end of the decade.[1]

Donald Martin, Vice President, Decommissioning, Apache, commented:

“We are pleased to partner with Well-Safe Solutions on this large-scale decommissioning programme across the Forties Field. This contract reflects our commitment to delivering safe, predictable and cost-effective decommissioning through disciplined execution and with a high-performing, integrated team.

“Building on decades of successful production from one of the North Sea’s cornerstone assets, Apache is focused on maximising latelife asset value, reducing risk, and delivering a safe, efficient and disciplined transition into decommissioning.”

This most recent contract reinforces WellSafe’s position as a strategic leader in the UK decommissioning space, following recent successful campaigns with the Well-Safe Defender and Well-Safe Protector, and follows two recent major contract awards for Well-Safe Solutions this summer with other operators in the North Sea. Sea”. 

Global Events

Global Energy Show Canada

V 9-11 June 2026

, Calgary, Canada

Global Offshore Wind

V 16-17 June 2026 , Manchester, UK

D&A Australia

V 23-24 June 2026

, Perth, Australia

ONS

V 24-27 August 2026 , Stavanger, Norway

Oil & Gas Asia (OGA)

V 2-4 Sept 2026

, Kuala Lumpur

Energy Travel Management, Reimagined with Innovation, Efficiency, and Digitalisation

Across our global teams specialising in energy travel, ATPI is on a shared mission to bring greater structure to industry travel and create a connected energy travel ecosystem.

ATPI’s proprietary crewing technology, combined with Avenir, provides the digital backbone required to effectively manage both crew and corporate travel. Together, these integrated solutions represent a significant step change in how organisations approach travel and workforce logistics.

By pairing advanced technology with deep industry expertise and a global footprint, ATPI enables companies to streamline operations and consolidate their corporate travel programmes. The result is a more connected, efficient, and scalable approach to managing complex travel and workforce requirements across global markets.

What is Avenir?

Developed as Direct Travel’s global travel platform and delivered through ATPI’s specialist Energy and Marine service lines, Avenir: Travel Edition brings structure and consistency to corporate business travel within complex industries, such as the global energy industry.

A modern travel platform designed to move beyond the limitations of traditional online booking tools, unlike legacy online technology that relies on fragmented systems. Avenir operates on a single, cloud-native platform that brings together content, policy, approvals, and servicing into one seamless environment. This enables a more intuitive user experience, greater access to content (including NDC and direct connections), and real-time servicing capabilities.

Importantly, it combines this advanced technology with human expertise, ensuring travellers and clients still have access to experienced travel professionals whenever support is needed, particularly for more complex or time-sensitive requirements.

Combining powerful automation, real-time insights, and expert support within one platform.

Avenir for Energy Travel

Avenir enhances ATPI’s specialist offerings by introducing a consistent global foundation for business travel, while preserving the depth and specialisation of existing solutions.

Industries such as energy manage multiple types of travel simultaneously, from largescale workforce and crew movements to executive, commercial and project travel. These needs are fundamentally different and require distinct solutions.

Avenir is designed to support traditional business travel within the sector, bringing structure and consistency to:

• Executive leadership travel

• Commercial and client-facing teams

• Project-based and technical specialists

This sits alongside ATPI’s established specialist services, which continue to manage:

• Crew and workforce mobility

• Offshore and rotational travel

• Highly customised logistics to remote and complex destinations

Together, this creates a more coordinated and complete travel framework.

“Booking a business trip finally feels modern and intuitive. I love that I can keep a pulse on the programme through richer data reporting and get the data in real time.” - Feedback from a travel manager who utilised Avenir.

OTC 2026: Providing the Platform for Avenir to Take Centre Stage

This month’s OTC event in Houston is all about showcasing the technologies that are reshaping the future of energy. Avenir is perfectly placed amongst them.

Representing the next evolution of workforce mobility, Avenir brings the same level of digital transformation to travel that the industry is demanding across all aspects of operations and throughout the supply chain.

When walking the show floor and speaking to attendees, we will likely hear about how companies of all sizes have the same aim of scaling internationally and diversifying across oil & gas and renewables. To meet demand and achieve these strategic goals, though, companies need an approach to travel that includes modern solutions combined with sector-specific expertise and high-touch service.

Avenir, like ATPI CrewHub and ATPI CrewLink, provides a unified global platform for business travel, working alongside specialist logistics solutions to support the full travel ecosystem. 

Ettienne De Swardt, Managing Director – USA

ENERGY AND CREW TRAVEL REIMAGINED

Smarter technology for complex crew and business travel

Smarter systems. Seamless execution. Total control.

Issue 104 - Innovation and Technology NOR

Access what you need. Pay for what you use.

Cenova: Samkjøring av dine tekniske data

NETWORK news

NOR

Energi oversikt Norge

Energi oversikt Europa

Olje & gass

Energi fra lavkarbon kilder

UK

Energioversikt for Storbritannia

Energi oversikt Storbritannia

USA

Energi oversikt USA

at Wood Mackenzie – Maritime Team.

MID East

Energi oversikt Midt-Østen

AUS

Energi oversikt Australia

Australia tar initiativ for å beskytte drivstoff- og mineralforsyninger

PROJECT INTELLIGENCE

Venus Field Development — Orange Basin

Papua LNG — Elk-Antelope Gas Development

04

Zama Field Development — Bay of Campeche

05

Cyprus/Egypt

08

Blomstrende innovasjon innen energi og teknologi

Bridging the gap

Advancing floating wind through hybrid foundation design

TAKE CONTROL OF YOUR SUPPLY CHAIN

From Simulation to Skills: 3t’s Technology Edge in Global Workforce Development

Immersive Simulation: Turning High Stakes Learning into Safe Experience

3tx: A Global Platform Connecting Skills, Data and Competence

A Global Vision for the Future of Workforce Development

Unwanted Water?

Shut It Off. Take Back Control.

When Water Takes Over

Precision Isolation

Production Restored

The material difference: how glove engineering is solving the compliance problem in energy operations

Three material advances reshaping hand protection

The material difference

Don’t Let your Business Become the Weakest Link

WHY TRAIN WITH ASET?

Integrated Lower Completions in the Spotlight

Keeping you connected

The UK’s largest innovation funding consultancy

The Growing Case for Homegrown Clean Energy in a Changing Geopolitical Landscape

Renewable energy development in Scotland – the demand for land

Want to know more?

TotalEnergies takes FID on 1-GW Kazakhstan wind project with battery

GE, Energia probe blade break at Irish wind farm

Kinewell completes ForeCoast® Marine acquisition

Equinor awards Worley Rosenberg framework agreement for offshore assets in Norway

Petrobras gives out $56 million contract extension to

Solstad CSV

Transocean Ltd. Announces $425 Million Additional Backlog for

Ultra-Deepwater

Drillship

Seadrill wins $480 million rig contract extension with Petrobras

Saipem wins $400 million Aramco offshore EPCI contracts at Safaniya field

Decommissioning

Urgent action on oil and gas decommissioning could create 25,000 jobs

Well-Safe Solutions awarded North Sea decommissioning scope for Forties Field

Global Events

Energy Travel Management, Reimagined with Innovation, Efficiency, and Digitalisation

Avenir for Energy Travel

ENERGY AND CREW TRAVEL REIMAGINED