OGV ENERGY SPESIALUTGAVE NR 100

UTGAVE 100 - Januar 2026

de

Utgave

SPESIALUTGAVE NR 100 GLOBALE ENERGI NYHETER KART OVER ENERGIPROSJEKTER FOKUS PÅ TEKNOLOGI 100 UTGAVER AV OGV JURIDISK FORNYBART INNOVASJON KONTRAKTSTILDELINGER DEKOMMISJONERING ARRANGEMENTER

Stuart Broadley, Administrerende Direktør i EIC skriver: En sunn energiforskyningskjede er ikke bare et teknisk krav eller en historisk antakelse; Det er ryggraden i økonomisk motstandskraft og klima ambisjoner.

I DENNE UTGAVEN

LES PÅ SIDE 4 

The EIC EM&I - Tech Spotlight 100 Issues of OGV Sheret Energy Offshore Valor

P. 04 P. 23 P. 26 P. 28 P. 30

Wellchem & CAN Group P. 31 Viper Innovations P. 32 Elementz P. 33 Intervention Rentals P. 34 Stats Group P. 36

Flotation Energy Rotech Pipetech Wellpro Ailsa Reliabilty

P. 37 P. 38 P. 39 P. 40 P. 41

Renewables Brodies Leyton Contracts ATPI & Events

P. 42 P. 44 P. 45 P. 46 P. 50

REDEFINING SUBSEA INTELLIGENCE. Elementz is transforming how the subsea sector manages asset integrity.

Our immersive software delivers clarity, tighter integration, and confidence to make smarter, data-driven decisions.

INNOVATION DOESN’T HAPPEN ALONE. Through Tide Breaker, we bring together start-ups, Operators and technology leaders to co-create tools ready for real-world subsea deployment, accelerating ideas into impactful, scalable solutions.

Join the movement. Help shape the subsea ecosystem. elementz.digital | tidebreaker.digital

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

3

feirer vår utgave nummer 100, sammen med mange av våre partnere som jobber i energisektoren og som har gjort denne viktige milepelen mulig for OGV Group.

En stor takk til vårt forsidefokus og mangeårige partner for publikasjonen, Energy Industries Council.

Denne måneden kan du lese på side 4 og 5 alt om hvordan EIC organisasjonen støtter sine medlemmer i et utfordrende globalt miljø.

Vi er også glade for å ønske velkommen i denne utvidede utgaven bidrag fra Wellvene, Wellpro, SEO, Valor Energy, Wellcem, Intervention Rentals, Rotech Subsea, Elementz, Can Group, Stats Group, Flotation Energy, Pipetech, Viper Innovations, Ailsa Reliability OPITO og EM & I Group.

Resten av denne månedens magasin gir som alltid en gjennomgang av energisektoren i Nordsjøen, Europa, Norge, Midtøsten, USA og Australia, sammen med bransjeanalyser og prosjektoppdateringer.

Takk som alltid til våre bedriftspartnere Energy Industries Council, Leyton, Infinity-Partnerships, Elemental Energies og Archer – the Well-Company, Three60 Energy, Brimmond, Drager, Rotech Subsea, Stats-Group, Cegal, GDi, PTS Services, ESWL, Tess, Intervention Rentals, Vulcan Completion Products, Viper Innovations, J&S Subsea, Wellpro og Scotsbridge, og selvfølgelig vår bedriftsreisepartner ATPI. Beste hilsner, Dan Hyland

Dan Hyland Editor

READ ONLINE

www.ogv.energy/magazine

ARRANGEMENTER

Velkommen til den 100. utgaven av ‘OGV Energy Magazine’ og den første for 2026, hvor vi denne måneden

Globale arrangementer + ATPI - Hvordan samarbeid har åpnet muligheter og vekst for ATPI Energy

KONTRAKTER

Globale kontraktstildelinger

INNOVASJON & TEKNOLOGI

Leyton – Fremskritt innen marine- og løftesektorene

JURIDISK

Brodies llp – Storbritannias Energi Politikk: Noen tanker fra Abu Dhabi

100 UTGAVER AV OGV ENERGY

Wellvene, Wellpro, SEO, Valor Energy, Wellcem, Intervention Rentals, Rotech Subsea, Elementz, Can Group, Stats Group, Flotation Energy, Pipetech, Viper Innovations, Ailsa Reliability OPITO and EM & I Group.

GLOBALE ENERGIPROSJEKTER

Siste prosjekter fra EIC

ENERGIOVERSIKTER

Norge , Storbritannia, Europa, USA, Midtøsten, Australia

UTGAVE 100 FEIRER 100 UTGAVER AV OGV ENERGI

FORSIDEARTIKKEL

04 10 24 26 44 45 46 50 Stuart Broadley, Administrerende Direktør i EIC skriver: En sunn energiforskyningskjede er ikke bare et teknisk krav eller en historisk antakelse; Det er ryggraden i økonomisk motstandskraft og klima ambisjoner.

INNHOLD

3

4

EICs fem gyldne regler for en sunn energiforsyningskjede Stuart Broadley, administrerende direktør i EIC, skriver: En sunn energiforsyningskjede er ikke bare et teknisk krav eller en gammel antakelse; Det er ryggraden i økonomisk motstandskraft og klimaambisjoner.

I en tid som fortsatt defineres av energitrilemmaet – samtidig som man oppnår sikkerhet, rimelighet og miljømessig bærekraft – har land ikke lenger råd til fragmenterte, trege eller underfinansierte forsyningskjeder.

S

ystemene som leverer elektrisitet, gass og industribrensel ligger til grunn for alt fra oppvarmingskostnader i husholdninger til global konkurranseevne i produksjon.

Robuste, diversifiserte, innovative, rimelige og internasjonalt tilkoblede forsyningskjeder gjør det mulig for land utvikle fornybar energi på en effektiv måte, sikre industriell kapasitet og tiltrekke seg langsiktige investeringer.

Svake eller dårlig integrerte forsyningskjeder, forsterker derimot risiko, øker kostnadene og bremser fremgangen mot klimamål.

Introduksjon Energisystemer er blant de mest kapitalintensive og lengstlevende komponentene i moderne økonomier.

Kraftverk, nett, plattformer, rørledninger, raffinerier og datasentre er designet for å vare i flere tiår, langt utover valgsykluser eller kortsiktige markedstrender.

Likevel sliter mange land, til tross for energiinfrastrukturens kritiske betydning, med å tilpasse politikk, investeringer og industristrategi for å levere konsistente, kostnadseffektive resultater.

En robust forsyningskjede gjør mer enn å muliggjøre elektroner eller molekyler – den opprettholder industriell konkurranseevne, understøtter innovasjon og sikrer at energisystemer er motstandsdyktige mot sjokk i markedene.

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

EIC (Energy Industries Council) har definert fem «gyldne regler» for en sunn energiforsyningskjede. Disse prinsippene— konsekvent energipolitikk, teknologisk mangfold, strukturerte prosjektpipelines, strategisk innovasjonsfinansiering og aktivt eksportengasjement—er hentet fra internasjonal erfaring, med eksempler nedenfor som spenner over Norge, UAE, Tyskland, Storbritannia og USA. Samlet sett gir de en mal for ethvert land, for dets beslutningstakere, investorer og bransjeledere som ønsker å sikre energisystemer som passer for det tjueførste århundre.

Gylden regel #1: Konsistent energipolitikk og langsiktig industristrategi

Kina, til tross for sitt annerledes politiske system, demonstrerer kraften i planlegging over flere tiår i stor skala.

Strategiske prioriteringer, enten det gjelder fornybar energi, strømnett eller elektriske kjøretøy, settes på forhånd og samsvarer med industriell kapasitet og finansiering, noe som muliggjør forutsigbar og rask utrulling. Kontrasten mellom Storbritannia og USA er slående.

Storbritannias klimamål er ambisiøse, men politisk inkonsistens og fragmentert industristrategi undergraver gjennomføringen.

På samme måte lider USA, selv om det er en global innovasjonsleder, av politiske reverseringer, fragmentert styring, proteksjonistiske politikk og fravær av bindende nasjonale energimål, noe som skaper et høyrisikomiljø for langsiktige investeringer.

Først og fremst må energipolitikken være stabil, sammenhengende og i tråd med langsiktige industrielle mål.

Lærdommen er klar: en varig industristrategi kombinert med konsekvent politikk reduserer risiko, tiltrekker kapital og forvandler ambisjoner til håndgripelige økonomiske fordeler.

Energiinfrastruktur egner seg dårlig for brå politiske endringer; Usikkerhet øker investeringsrisiko, øker kostnadene og bremser utrullingen.

Gylden regel #2: En rolle for alle teknologier og integrerte forsyningskjeder

Norge gir et lærebokeksempel. Siden 1970-tallet har den behandlet energi som en nasjonal strategisk ressurs snarere enn et partipolitisk spørsmål.

Stabil regulering, tidlig innføring av karbonpriser og disiplinert reinvestering av olje- og gassinntekter har lagt til rette for utviklingen av et nærmest fullt fornybart elektrisitetssystem side om side med globalt konkurransedyktige olje- og gassindustrier.

Energisikkerhet er bygget på mangfold.

Land som omfavner en bred portefølje av teknologier—fornybar energi, kjernekraft, naturgass og konvensjonelle drivstoff— er bedre beskyttet mot tilbudssjokk, prisvolatilitet og geopolitiske forstyrrelser.

En diversifisert energimiks gir også fleksibilitet til å svare på endrede etterspørselsmønstre og teknologisk innovasjon.

FORSIDEARTIKKEL Like viktig er robustheten i selve forsyningskjedene.

forsyningskjeder, investortilliten faller, og utrullingen blir forsinket.

handelsoverskudd, geopolitisk innflytelse og global konkurranseevne.

Energiprosjekter er avhengige av delt infrastruktur, kvalifisert arbeidskraft og produksjonskapasitet.

En klar, strukturert pipeline er derfor essensiell ikke bare for levering av Net Zero, men også for å opprettholde industriell konkurranseevne og økonomisk motstandskraft.

Statlige tiltak—inkludert eksportfinansiering, subsidier til messer og støtte fra ambassadene—spiller en avgjørende rolle i å åpne internasjonale markeder, særlig innen energisektoren. Olje og gass forblir kjernepilarer i integrerte forsyningskjeder og fortsetter å drive økonomisk motstandskraft.

Politikk som begrenser spesifikke teknologier, som sett i Storbritannias tilnærming til olje og gass, kan utilsiktet svekke den bredere forsyningskjeden ved å drive kvalifiserte entreprenører og leverandører til utlandet.

UAE viser en mer balansert tilnærming, ved å opprettholde sin innenlandske kapasitet innen sol-, kjernekraft-, gass- og konvensjonell energi, sikre kontinuitet, beholde og tiltrekke kvalifisert arbeidskraft fra hele verden, og støtte prosjektleveransen.

Budskapet er enkelt: energisikkerhet og robusthet oppstår ikke ved å satse på én enkelt teknologi, men ved å utvikle en robust, flerteknologisk energipolitikk og tilhørende forsyningskjede.

Restriktive tiltak kan nå kortsiktige politiske mål, men risikerer langsiktig kapasitet, fleksibilitet og sikkerhet.

Gylden regel #3: En pipeline av lønnsomme Prosjekter i stor skala Ambisjon uten gjennomføring er en velkjent fallgruve i energipolitikken.

Net Zero mål, uansett hvor prisverdig, er utilstrekkelige uten en klar pipeline av kommersielt levedyktige prosjekter.

Investorer trenger klarhet i lønnsomheten; Forsyningskjedebedrifter trenger sikkerhet i etterspørselen.

Uten denne sikkerheten forsvinner kapitalen, industriell kapasitet forringes, og infrastrukturutbyggingen svikter. De forente arabiske emirater (UAE) tilbyr en overbevisende modell.

Ved å samordne politikk, finans og industristrategi har UAE utviklet en tydelig pipeline av lønnsomme energiprosjekter innen fornybar energi, kjernekraft, naturgass og konvensjonell energi. Strategisk planlegging sikrer at prosjektene er kommersielt levedyktige og leveres i stor skala, tiltrekker investeringer, beholder kvalifisert arbeidskraft og styrker den innenlandske forsyningskjeden.

Fordelene strekker seg utover energiforsyning: lokale produsenter støttes, lokalt innhold oppmuntres, ingeniører utdannes, jobber skapes, og økonomisk vekst styrkes, noe som viser at en godt strukturert prosjektpipeline samtidig kan drive avkarbonisering og industriell konkurranseevne.

Gylden regel #4: Finansiering av forskning og utvikling, oppstart, oppskalering og re-industrialisering Innovasjon er livsnerven i energiomstillingen, men å omsette forskning til industriell skala krever vedvarende finansiering.

Storbritannia har, til tross for rikelige talenter og ideer, historisk sett slitt med å opprettholde jevn støtte gjennom hele innovasjonslivssyklusen, noe som har bremset utrullingen av lovende energiteknologier.

Tyskland illustrerer fordelene ved langsiktig strategisk finansiering, selv i møte med hard asiatisk konkurranse.

Ved å støtte forskning, oppstartsbedrifter, oppskaleringer og industriell reindustrialisering, sikrer Tyskland at energiinnovasjoner ikke bare utvikles, men også implementeres effektivt.

Denne tilnærmingen opprettholder innenlandske forsyningskjeder, holder kostnadene på et konkurransedyktige nivå, oppmuntrer til teknologisk fremgang og bevarer globale markedsandeler.

Sterk innovasjonsfinansiering fremhever også nasjonal ekspertise internasjonalt, og styrker myk makt og innflytelse.

Land som ønsker å gjenvinne lederskapet innen energiinnovasjon må forplikte seg til pålitelig, langsiktig økonomisk støtte.

Uten den stopper ideene opp, forsyningskjedene svekkes, og den globale konkurranseevnen forringes.

Konsekvente investeringer på tvers av alle stadier i innovasjonsprosessen er avgjørende for å opprettholde robuste, kostnadseffektive og teknologisk avanserte energisystemer.

Gylden regel #5: Eksport og internasjonal handel som strategiske spaker Ingen energiforsyningskjede er virkelig sunn uten en global dimensjon.

Storbritannia, derimot, lider av underutviklede prosjektpipelines.

Eksportfirmaer overgår rent innenlandske konkurrenter når det gjelder vekst, lønnsomhet, motstandskraft og bemanningsbeholdning.

Ambisiøse klimamål alene har ikke skapt den nødvendige investeringssikkerheten. Uten lønnsomme, skalerbare prosjekter visner

Land som ikke klarer å dyrke eksportorienterte energiindustrier går glipp av muligheter for

For more information visit: www.the-eic.com or contact: membership@the-eic.com

Storbritannias underprestasjon i energieksport fremhever kostnadene ved begrenset internasjonalt engasjement: tapt industriell kapasitet, svekkede forsyningskjeder og redusert innflytelse.

Omvendt høster land som integrerer eksportstrategi i energipolitikken økonomiske og strategiske gevinster, noe som styrker motstandskraften og styrker sin globale markedsposisjon.

Konklusjon EICs fem gyldne regler gir en plan for energiforsyningskjedens robusthet: konsekvent politikk, integrert teknologisk mangfold, strukturerte prosjektpipelines, omfattende innovasjonsfinansiering og aktivt internasjonalt engasjement.

Land som følger disse prinsippene – eksemplifisert ved Norge, UAE, Tyskland – viser raskere utbygging, sterkere industriell kapasitet og større økonomisk og geopolitisk innflytelse.

De som ikke gjør det—som Storbritannia og, på visse områder, USA—risikerer underinvestering, svekkede forsyningskjeder og langsommere fremgang mot klimamålene.

For beslutningstakere og bransjeledere er budskapet entydig: en sunn, robust og globalt sammenkoblet energiforsyningskjede er uunnværlig for å navigere energitrilemmaet og sikre langsiktig velstand. 

5

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

THEME HEADER

Editorial

newsdesk@ogvenergy.co.uk +44 (0) 1224 084 114

Advertising

sales@ogvenergy.co.uk +44 (0) 1224 084 114

7

Design

Jennifer McAdam

Editorial

Tsvetana Paraskova

Translation Nils Koren

FEATURING

YOUR ASSET IN SAFE HANDS

OUR PARTNERS

Safe, efficient and low-cost delivery of Asset Management projects, ensuring best value every time.

TRAVEL MANAGEMENT PARTNER The ATPI Group delivers world-leading corporate travel and events solutions to organisations operating in a variety of specialist sectors around the world.

LOGISTICS PARTNER Leading provider of logistics services to this industry, offering its customers airfreight, road freight, sea freight, project forwarding, customs compliance, training and consultancy, packing, crating, lashing & securing services warehousing, distribution, freight management, rig relocation and mobilisation services and offshore logistics.

Disclaimer: The views and opinions published within editorials and advertisements in this OGV Energy Publication are not those of our editor or company. Whilst we have made every effort to ensure the legitimacy of the content, OGV Energy cannot accept any responsibility for errors and mistakes.

WANT TO BE PART OF IT? VIEW our media pack at

ogv.energy

or scan the QR code

Operations

Technical support

Repair orders

Maintenance

www.quanta-epc.co.uk

8

COMMUNITY NEWS

COMMUNITY news FIND ALL THE FULL COMMUNITY NEWS ARTICLES @ ogv.energy

TWMA introduces a new era of Drill Cuttings Treatment in the United Arab Emirates

Dräger secures major North Sea gas detection and monitoring contract

RenQuip reflects on a milestone year and sets sights on an ambitious 2026

Introducing a new era of Drill Cuttings Treatment in the United Arab Emirates as TWMA begins operations at its newly constructed treatment facility in Habshan, Abu Dhabi.

Dräger UK, a global leader in the field of safety technology, has won a six-figure contract with a major North Sea operator for the supply of advanced gas detection and monitoring solutions. the deal marks the fourth large-scale multi-gas monitor changeout delivered by Dräger for same client.

RenQuip, a pioneering manufacturer of hydraulic and mechanical equipment, has marked a transformative year following the successful completion of a full management buy out (MBO). The transition has placed Managing Director Marc Gerrard and Technical Director John Morgan firmly at the helm, steering the company through a period of significant growth, innovation, and international expansion.

Breaking ground in late Q1 2025, the facility is the world’s most advanced and self-sustaining drilling waste management site of its kind.

Designed to support more than 100 rigs for a major UAE operator, it has the capacity to process up to 300 tonnes of drill cuttings per day.. 

Due to be rolled out across an offshore oil and gas asset next year, the deal marks the fourth large-scale multi-gas monitor (MGM) changeout delivered by Dräger for the client, following similar successes on both onshore and offshore assets in recent years. 

RenQuip has delivered more than 40% year-onyear revenue growth, secured 47 major contracts driven by rising global demand for its highperformance OEM equipment, and expanded into several new European and international markets – with the June management buyout marking a major milestone within an already strong year.. 

Centurion expands its Australia business with acquisition of Rapid Camps and increases credit facility by $52 million USD to $125 million

Decom Engineering’s ultralight Chopsaw proves its worth on Gulf of Mexico mooring chain project

Cegal champions career growth through training and apprenticeships

Headquartered in Fremantle, Western Australia, Rapid Camps delivers temporary turnkey accommodation infrastructure, facilities, and support services for remote projects – deploying 100-300 capacity camps designed for Australia’s harsh and remote conditions.

Rapid Camps is led by Rupert Kerr, who will continue to manage and operate the business.

Decom Engineering (Decom) deployed its recently launched ultra-light Chopsaw, the C1-16UL, to complete a challenging cutting project in deep water in the Gulf of Mexico.

TWMA, a global leader in drilling waste management, is proud to announce the first receipt of drill cuttings at its newly constructed treatment facility in Habshan, Abu Dhabi.

This acquisition comes as Centurion upsizes its credit facility by ~$52m USD, with the company now having $125m USD of firepower available for acquisitions and strategic CAPEX investments for 2026 and beyond. Additional credit has been provided by ATB Financial, HSBC, The Royal Bank of Scotland, The TorontoDominion Bank, Wells Fargo Bank and Virgin Money. 

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

The subsea cutting specialist was approached by a major contractor 18 months ahead of the campaign to devise a protocol for cutting a 137mm diameter studless mooring chain, which was located in an active field with tight restriction around dropped objects.

The Floating Production System had been towed into place and connected to the mooring system where it was locked into position with the 137mm link chain. Three chains on each corner of the platform were then tensioned, leaving 12 loops of loose chain which were required to be cut and removed by Decom. 

Empowering the next generation: How Cegal’s programs build careers and bridge the IT skills gap.

Cegal, specialising in energy, is proud to announce the continued expansion of its training, apprenticeship, and mentorship pathways, empowering the next generation of IT professionals to build rewarding careers in technology. At Cegal, professional development is more than a policy – it’s a passion. Cegal place people at the heart of its culture, believing that professional development, continuous learning, and mentorship are essential for building a resilient and innovative workforce.

The company’s approach is designed to help employees grow their skills, confidence, and careers, benefiting not only its teams but also customers and the wider industry. 

DECOMMISSIONING

OGV COMMUNITY SPOTLIGHT We believe innovative technology needs to work hand in hand with outstanding service. We do what it takes to deliver wellhead equipment which is safer, and is proven to save time and money.

Utilising our patented POS-GRIP® Technology we have become the global leader for the provision of HP/HT wellhead products and services.

We are dedicated to improving the efficiency and safety of critical well operations throughout the life cycle of a well.

We provide specialised sealing and integrity solutions to maximise resource recovery through our equipment and services to the global energy industry.

www.ecitb.org.uk

www.plexusplc.com

www.interwell.com

With over 25 years of expertise and successful history, IK Trax has a proven track record in designing and manufacturing pipeline pig locating and signalling equipment, as well as advanced pipeline data logging and testing systems, guaranteeing our clients’ total assurance in their operations.

We save our customers time and money testing subsea assets. C-Kore can prove new installations, fault find existing ones or monitor assets in transit, all in a fraction of the time and without the manual processes of conventional testing. From factory floor to ocean floor and anywhere in-between C-Kore keeps you ahead of schedule, on budget and provides certainty in the state of your equipment.

Elementz is a SaaS provider specialising in immersive subsea integrity software for the global offshore energy sector. The core product, Integrity Elementz, offers next-gen applications to build end-to-end integrity frameworks. Cloud-based, scalable and developed with industry input, it helps plan, execute and report on all integrity activities.

Elementz empowers users to lead in a modern, blue digital subsea ecosystem.

www.film-ocean.com

www.c-kore.com

www.elementz.digital

Envizion is at the forefront of facility management innovation, specializing in cutting-edge software and services; by fusing Envizion’s next-generation digital twin technology with Laser Gulf’s unparalleled expertise, we redefine digital twin delivery.

Our goal is to empower clients with an innovative and simplified approach to optimized facility management.

Too many safety programmes exist to tick boxes — not to protect people. But most failures don’t happen because of poor systems — they happen because of broken leadership, culture, and communication. At Integrity HSE, we help organisations close the safety performance gap — building hightrust environments where safety becomes second nature, not second priority.

www.envizion.digital

www.integrityhse.com

The Engineering Construction Industry Training Board (ECITB) is the employer-led skills body for the Engineering Construction Industry in Great Britain. ECITB’s new strategy, Leading Industry Learning, will help attract, develop and qualify a diverse talent pool, upskill the current workforce and develop the skills needed for the delivery of critical infrastructure projects, energy security and net zero ambition

At Mechanix Wear we tailor our business to yours. That’s why we operate with three divisions, each dedicated to the unique market demands.

Our commercial/industrial division serves workers and businesses with the support of distribution partners. Across the globe, we work with distributors to solve customer problems in various industries like manufacturing, energy, construction, utilities, transportation, government, oil & gas, and more.

www.b2b.mechanix.com

Would you like to see your company news featured in OGV Energy Magazine and along with a listinofOGV benefits Join The Today!

Want to see youronline company news featured Energy Magazine andOGV onlineCommunity along with a list of benefits - Join The OGV Community Today, contact sales@ogvenergy.co.uk

9

10

GLOBAL ENERGY REVIEW THEME HEADER

Energioversikt Norge Av Tsvetana Paraskova

Olje- og gassoperatører som opererer utenfor Norge fortsetter å gjøre funn på sokkelen og forlenger levetiden til produserende felt, mens den norske regjeringen fortsetter å fremheve viktigheten av Norges energiproduksjon for Europas forsyningssikkerhet.

Goliat North-brønnen er en viktig del av boreprogrammet for vurdering av Goliat Ridge.

Vår Energi og partner Equinor planlegger å bore totalt fire brønner i Goliat Ridge, hvor det bores i Zagato for øyeblikket. Etter fullføring av vurderingsprogrammet vil Vår Energi vurdere hele potensialet til Goliat Ridge ved å bruke omfattende datainnsamling kombinert med de nylig innhentede 3D-seismiske dataene.

Inkludert Goliat North-funnet, anslås Goliat Ridge å inneholde brutto oppdagede ressurser på 39 til 108 mmboe, med ytterligere prospektive ressurser som gir et totalt potensialet på opptil 200 mmboe. Operatøren planlegger en kobling av Goliat Ridge-funnene til den nærliggende Goliat FPSO. Equinor startet produksjon 2. desember fra undervannsfeltet Verdande i Norskehavet, via en tilknytning til Norne FPSO. Med reserver på 36 millioner fat olje vil Verdande bidra til å forlenge Nornes produksjon utover 2030, sa den norske energigiganten.

Feltet er utviklet med tre brønner som samlet er koblet tilbake til Nornefeltet via en rørledning.

Feltutvikling og digitale allianser Vår Energi bekreftet tidlig i desember et oljefunn i Goliat North-letebrønnen, som ligger nær Goliat-feltet operert av Vår Energi i Barentshavet.

Prøvebrønnen som ligger fem kilometer nord for Goliat-feltet, fant hydrokarboner i Realgrunnen- og Kobbe-formasjonene.

Estimerte brutto utvinnbare ressurser som er funnet, er beregnet til opptil 5 millioner fat oljeekvivalenter (mmboe).

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

“Raske og kostnadseffektive feltutviklinger som dette – hvor mindre funn realiseres gjennom smart bruk av eksisterende infrastruktur – er nøkkelen til å videreutvikle den norske kontinentalsokkelen,” sa Trond Bokn, senior visepresident for prosjektutvikling i Equinor.

startet opp i september, og nå Verdande, sa Grete Haaland, senior visepresident for Leting og Produksjon Nord hos Equinor.

“Ved å utvikle mindre funn rundt etablerte felt, maksimerer vi ressursutvinning og forlenger levetiden til eksisterende infrastruktur. Dette er god ressursforvaltning og god sosioøkonomi,” la Haaland til.

Aker BP feirer ti år med produksjon ved Edvard Grieg-feltet og har introdusert et nytt områdenavn – Eiga.

Edvard Grieg, som startet produksjonen på Utsira Høyden i Nordsjøen for ti år siden, har vært en pioner på den norske kontinentalsokkelen, med en plattform bygget i Norge og en visjon om å fungere som et knutepunkt for fremtidige utviklinger.

Siden 2022 har Edvard Grieg vært en del av den sammenslåtte Grieg Aasen-porteføljen.

Feltene tar nå et nytt steg inn i fremtiden med et nytt områdenavn: Eiga, sa selskapet.

Den norske kontinentalsokkel endrer seg, og mange av feltene som utvikles er mindre undersjøiske felt som er knyttet til eksisterende infrastruktur

“Feltet har levert langt mer enn forventet, og med Eiga tar vi et modig steg mot en mer integrert og fremtidsrettet operasjon.

Dette gir oss et solid grunnlag for å frigjøre verdiskaping på Utsira Høyden og generere enda større avkastning for våre partnere og samfunnet,” sa Karl Johnny Hersvik, administrerende direktør i Aker BP.

“Den norske kontinentalsokkel endrer seg, og mange av feltene som utvikles er mindre undersjøiske felt som er knyttet til eksisterende infrastruktur,” bemerket Equinor. både

Georg Vidnes, direktør for Eiga-området, kommenterte: «Vi har et unikt utgangspunkt for å styrke samarbeidet mellom feltene, ta i bruk ny teknologi og digitale løsninger, og fortsette å sikre høy oppetid og lavutslippsleveranser.»

Equinor har nå knyttet seks undervannsfelt tilbake til Norne FPSO, inkludert Andvare, som

Da Plan for utvikling og drift (PDO) ble levert i 2011, ble utvinnbare ressurser i området anslått til 186 millioner fat oljeekvivalenter.

“Denne tilnærmingen reduserer kostnader og miljøavtrykk.”

ENERGIOVERSIKT NORGE Gjennom teknologisk innovasjon, forbedret forståelse av reservoarer og undersjøiske tilknytninger har ressursbasen vokst betydelig. Området nærmer seg nå 500 millioner fat produsert og gjenværende ressurser, opplyste Aker BP. Aker BP lanserer også Aker Digital Alliance i et strategisk samarbeid med Solutions, Cognite og Aize.

Med Aker Digital Alliance (ADA) utvikler selskapene neste generasjons digitale løsninger for å transformere hvordan de jobber med drift, vedlikehold og modifikasjonsprosjekter.

Målet med ADA er å akselerere innføringen av moderne, datadrevne arbeidsprosesser og sette en ny standard for tverrfaglig samarbeid.

“Vi akseler digitalisering og transformasjon, og bygger verktøy som gjør hverdagsarbeidet mer produktivt for alle i feltet,” sa Thomas Bognø, visepresident i Aker Digital Alliance.

https://akerbp.com/

“Samtidig jobber vi med karbonfangst og lavutslippsteknologier,

og

vi

har

utviklet

Ressursstatistikk-dashboard

løsninger for karbonlagring,” bemerket han.

Sokkeldirektoratet har lansert et nytt dashbord for å gi en oversikt over lisenshavernes respektive petroleumsressurser og reserver på den norske kontinentalsokkelen (NCS).

Anders Opedal, administrerende direktør

Dashbordet gir tilgang til oppdaterte nøkkeltall for alle selskaper som er aktive på NCS, med data om antall aktive produksjonslisenser, en oversikt over funn og felt i drift, samt estimater for gjenværende reserver og ressurser i funnene.

i Equinor, sa også i slutten av november at «Europa trenger en mangfoldig energimiks. Vi kan hjelpe til med å finne riktig balanse.”

Det er oppmuntrende å se Europa bygge så

mye

kapasitet

for

fornybar

energi,

sa Opedal på høstkonferansen 2025, et arrangement arrangert av Equinor, det norske

“Dette kan bidra til mer åpenhet og bedre forståelse av petroleumsaktivitetene,” sa Nadine Mader-Kayser, assisterende analysedirektør i Sokkeldirektoratet.

energidepartementet og Det internasjonale

“Det er også et viktig steg i retning av mer datadrevet ledelse.”

blir en annen ting også klar, sa Opedal, og

Norges nøkkelrolle i Europas energiforsyning Norge har stått ved Europa som en pålitelig og forutsigbar energileverandør og partner, og vil fortsette å være det, sa Norges energiminister Terje Aasland på den 7. EUNorge-energikonferansen i Brussel i slutten av november.

“Først er det rollen til den norske kontinentalsokkel og hvordan vår olje- og gassproduksjon bidrar til energisikkerhet i Europa,” sa Aasland.

“Vi vil fortsette å oppmuntre til lønnsomme investeringer i leting og produksjon på sokkelen slik at vi kan fortsette å produsere og eksportere olje og gass på lang sikt,” la den norske energiministeren til.

energibyrået (IEA).

Gjennom linsen av sikker og rimelig energi bemerket at «Olje og gass trengs lenger enn mange forventet for noen år siden.»

Norges flytende havvind får europeisk godkjenning for bistand EFTAs tilsynsmyndighet (ESA) har godkjent et norsk statsstøtteprogram for utvikling av flytende havvindprosjekter i Norge under Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF).

Bistandsordningen vil bli administrert av Enova, et statseid foretak under det norske Miljø- og Klimadepartementet. Bistanden vil ha et totalt budsjett på opptil 10 milliarder norske kroner, eller 989 millioner dollar, med midler som skal fordeles gjennom flere konkurranseutlyste anbud. Ordningen vil være i kraft inntil 31. desember 2030 og erstatter et pågående program godkjent av ESA i 2023 under den da gjeldende Temporary Crisis and Transition Framework, og som utløper i desember 2025.

Norge har som mål å utvikle flytende havvind i stedet for fastbunnede havvindprosjekter, og de åpnet i mai en konkurranse om prosjektområder for havvind i Utsira Nord utenfor Rogaland på Norges sørvestkyst. 

11

12

GLOBAL ENERGY REVIEW THEME HEADER

Energioversikt Nordsjøen Av Tsvetana Paraskova

“Regjeringen ble advart om farene ved passivitet – de må nå ta ansvar for konsekvensene og revurdere.”

Storbritannias budsjett som lot Energy Profits Levy (EPL) være som det var, og bølgen av fusjonsannonseringer som fulgte, var høydepunktene i den britiske oljeog gassindustrien i Nordsjøen ved slutten av 2025.

S

torbritannias regjering avviste krav om å erstatte Energy Profits Levy (EPL), vanligvis kjent som windfall tax, i det siste budsjettet.

Den viktigste bransjeorganisasjonen, Offshore Energies UK (OEUK), fordømte regjeringens beslutning og sa at mangelen på reform ville koste titusenvis av arbeidsplasser, lamme investeringer og undergrave Skottlands og Storbritannias energisikkerhet.

OEUK ber også et umiddelbart møte med finansministeren for å utforske alle muligheter for å reversere denne politikken og forhindre ytterligere økonomisk og industriell skade, opplyste foreningen.

“Dette er ikke over. Vi vil fortsette å presse på for endring – denne bransjens folk, deres lokalsamfunn og verdien av denne strategiske nasjonale ressursen er for viktige til å overse,” kommenterte David Whitehouse, administrerende direktør i OEUK.

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

Ifølge Whitehouse: «Fremtiden for Nordsjøenergien avhenger av investeringer, som ikke vil komme uten en akutt reform av ekstravinningsskatten.»

Prosjekter vil enten stoppe opp eller forsvinne helt hvis avgiften forblir gjeldende etter 2026, sier OEUK. Ingen nye letebrønner ble boret i Nordsjøen i Storbritannia i 2025, og den innenlandske oljeog gassproduksjonen har falt med 40 prosent de siste fem årene og er på vei til å halveres igjen innen 2030, ifølge organisasjonen, som sier at denne akselererte nedgangen drives av myndighetenes politikk, ikke geologi.

Aberdeen & Grampian Handelskammer kommenterte at lysene er slukket for olje og gass i Nordsjøen, så lenge regjeringen ikke er villige til å erstatte eller fjerne denne ekstraordinær skatten.

«Begrenset fleksibilitet i lisensiering er irrelevant hvis de selskapene som produserer energien vi trenger, beskattes med en lammende sats på 78 prosent frem til 2030.

De kan ikke investere eller overleve så lenge EPL fortsatt eksisterer,” sa handelskammerets administrerende direktør Russell Borthwick.

“Den britiske regjeringen har i stedet valgt et bratt stup for produksjonen i Nordsjøen og å beskatte industrien i hjel innen fem år,” la Borthwick til.

“Jobber vil gå tapt i tusentall som en direkte følge av denne regjeringens motvilje til å handle.”

Borthwick avsluttet: «Som næringslivets stemme i Nordøst-Skottland vil vi fokusere på å sikre at denne jobb- og økonomiødeleggende skatten blir avviklet så snart som mulig.

Aberdeen gir seg ikke uten kamp.»

I tillegg til ekstraordinær skatt, var tilstanden for dekommisjonering av Storbritannias Nordsjø aktiviteter også omtalt i rapporter fra OEUKs bransjeorganisasjon og North Sea Transition Authority (NSTA).

OEUKs dekommisjoneringsrapport for 2025 fremhevet robustheten, innovasjonen og engasjementet til den britiske energiindustrien offshore mens den navigerer de komplekse utfordringene ved dekommisjonering samtidig som den beveger seg mot NET ZERO ambisjoner. ​ De siste tallene viste at de årlige utgiftene til dekommisjonering på Storbritannias kontinentalsokkel (UKCS) i 2024 for første gang oversteg 2 milliarder pund. Brønner er fortsatt den største kostnadsdriveren, og står for nesten halvparten av de forventede utgiftene, med prognoser om nærmere 2 000 brønner som skal fases ut innen 2034.

Fjerningen av eksisterende infrastruktur forventes også å øke, med over 95 000 tonn undervannsinfrastruktur planlagt fjernet, inkludert betongstabiliseringer og store undervannsmanifolder, samt 883 kilometer rørledninger som planlegges fjernet i løpet av det neste tiåret.

Dekommisjonering stod for 15 prosent av de totale olje- og gassutgiftene på den britiske sokkelen i 2024, med prognoser som indikerer at denne andelen kan overstige 30 prosent innen utgangen av tiåret.

Videre antyder dagens prognoser at kostnader for dekommisjonering kan overstige kapitalutgifter i olje og gass allerede i 2028 dersom dagens investeringsforhold forårsaket av EPL, forsinket lisensiering og markedsusikkerhet vedvarer, advarte OEUK. North Sea Transition Authority (NSTA) navnga i desember 13 operatører som har kommet bakpå med sine forpliktelser innen dekommisjonering i den første publiserte tabellen over underskuddet innen avvikling av brønner i Nordsjøen.

Tabellen viser operatører som har gått over de avtalte fristene for å fullstendig dekommisjonere totalt 153 inaktive brønner, som geografisk er spredt fra vest for Shetland til den sørlige Nordsjøen og østre deler av Irskesjøen, med størst konsentrasjon i det sentrale Nordsjøen. Tabellen inkluderer 22 operatører, hvorav ni lisensinnehavere, som opererer totalt 780 brønner, som overholder de avtalte fristene.

ENERGIOVERSIKT NORDSJØEN

13

“Vi forventer at selskapene umiddelbart tar grep for i Storbritannia med en produksjon på over 250 å forbedre etterlevelsen, ved å inngå kontrakter med 000 fat oljeekvivalenter per dag i 2026, opplyste forsyningskjeden for brønner som er forfalt eller søke TotalEnergies tidlig i desember. om tillatelser der ingen finnes,” Noen dager senere sa Pauline Innes, NSTAoffentliggjorde Harbour Energy direktør for forsyningskjede og en avtale om å kjøpe mer eller avvikling.

Storbritannia har ressursene mindre alle datterselskapene til å øke gassproduksjonen National Energy System Operator til Waldorf Energy Partners i Nordsjøen og bidra (NESO) har advart om at normale Ltd og Waldorf Production til å møte topper i forhold ikke vil true Storbritannias Ltd, som for tiden er under energibehovet, men den forsyning, men «når man tester administrasjon, for 170 fortsatte beskatningen av mot et spekter av 1-av-20-års millioner dollar. Oppkjøpet ikke-eksisterende overskudd toppbehovsscenarier for 2030/31 er umiddelbart vesentlig har blitt en stor hindring og til 2035/36, identifiserer analysen akkretiøst for Harbours belastning for investeringer en ny risiko for Storbritannias frie kontantstrøm og vil i Nordsjøen sikkerhet innen gassforsyning.» støtte konkurranseevnen, motstandskraften og Funnet av risikoen kom frem varigheten for Harbours fra NESOs første årlige vurdering av gass sikkerhet britiske virksomhet, opplyste selskapet. for vinteren mellom 2030 og 2036, som ligger under plikten til å vurdere gassforsyningssikkerhet Avtalen vil legge til oljevektet produksjon på omtrent i deres nye ansvar som Storbritannias gass 20 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) og øke systemplanlegger.

Harbours eierandel i det opererte Catcher-feltet til 90 prosent, opp fra 50 prosent, samt forbedre Vurderingen fant at under sesongmessige normale den økonomiske stabiliteten i joint ventureværforhold ville gassforsyningen være tilstrekkelig partnerskapet.

Gjennom Waldorf-oppkjøpet for å dekke etterspørselen. Imidlertid kan strenge vil Harbour Energy også få tilgang til en ny vintre og høyere etterspørsel sette gassforsyningen produksjonsbase i i den nordre delen av Nordsjøen, i fare på grunn av fallende innenlandsk produksjon med tillegg av en 29,5 prosent ikke-drevet eierandel og økt import. i Kraken-oljefeltet.

“Storbritannia har ressursene til å øke gassproduksjonen i Nordsjøen og bidra til å møte topper i energibehovet, men den fortsatte beskatningen av ikke-eksisterende overskudd har blitt en stor hindring og belastning for investeringer i Nordsjøen,” sa Mike Tholen, direktør for politikk og bærekraft i Offshore Energies UK, som svar på NESOs vurdering.

Selskapsnyheterinneholdtflerefusjonsannonseringer hvor operatørene inngikk avtaler for å beskytte seg mot ekstraordinære skatter.

Shell og Equinor fullførte etableringen av sitt 50/50 joint venture Adura, som kombinerer selskapenes offshore olje- og gassvirksomheter i Storbritannia.

Adura overtar Equinor og Shells interesser i 12 produserende olje- og gassaktiva og prosjekter under gjennomføring, inkludert: Mariner, Rosebank, Buzzard, Shearwater, Penguins, Gannet, Nelson, Pierce, Jackdaw, Victory, Clair og Schiehallion. De har også flere utforskningslisenser. Selskapet har hovedkontor i Aberdeen.

En annen stor britisk operatør, TotalEnergies, har signert en avtale med NEO NEXT Energy om å slå sammen sin oppstrømsvirksomhet med NEO NEXT og bli ledende aksjonær i det nye selskapet, NEO NEXT+, med en eierandel på 47,5 prosent.

Selskapet vil ha en portefølje som inkluderer NEO Energys og Repsol UKs interesser i Elgin/Franklinkomplekset og Penguins-, Mariner-, Shearwaterog Culzean-feltene, beriket av TotalEnergies’ britiske oppstrøms eiendeler, som inkluderer deres interesser i Elgin/Franklin-komplekset, Alwyn North, Dunbar og Culzean feltene, og selskapet vil bli den største uavhengige olje- og gassprodusenten

Proud Sponsors of the UK North Sea Review

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

I andre kontrakts nyheter kunngjorde Subsea7 tildelingen av en kontrakt verdt mellom 50 og 150 millioner dollar fra Ithaca Energy, for levering av offsite dekommisjoneringstjenester for Alba Floating Storage Unit og produksjonsanlegget for Greater Stella field FPF-1, som befinner seg omtrent 230 kilometer øst for Aberdeen.

Omfanget av dekommisjoneringen inkluderer spyling av undervannsrørledningene, levering av dykkersupportfartøy og rydding av havbunnen.

Offshore-aktiviteter er planlagt å starte i andre kvartal 2026.

Ithaca Energy har også tildelt TechnipFMC en betydelig kontrakt for fleksible risere på Captain-feltet i i Storbritannias del av Nordsjøen.

TechnipFMC vil designe, produsere og installere fleksible risere, flowlines og tilhørende hardware, opplyser selskapet, hvor en «betydelig» kontrakt har en verdi mellom 75 millioner og 250 millioner dollar.

Captain-feltet har sett teknologiske forbedringer siden første produksjon i 1997, inkludert andre fase av et forbedret oljeutvinningsprosjekt støttet av TechnipFMC i 2024.

Tjenesteleverandøren DeepOcean har sagt at de nærmer seg fullføringen av en dekommisjoneringskontrakt tildelt av TotalEnergies for frakobling og tauing av Gryphon Alpha FPSO, samt fjerning av tilhørende undervannsinfrastruktur.

Dette skjer for første gang med proprietære verktøy designet og utviklet internt, som gjør det mulig å utføre hele oppdraget uten behov for dykkere.

Spolefrakoblingen og installasjonen av blindflensen representerer banebrytende prestasjoner innen drift uten dykker, sa DeepOcean. 

UK NORTH SEA REVIEW SPONSORED BY

Engineering | Operations Systems

14

GLOBAL ENERGY REVIEW THEME HEADER

Energioversikt Europa Av Tsvetana Paraskova

Utenfor Norge har Vår Energis vurderingsbrønn 7122/8-4 S bekreftet Zagato-oljefunnet, som ble dokumentert i februar.

Økte gassleveranser fra Norge til Sentral-Europa, Storbritannias nye rekord for produksjon av vindkraft, Danmarks restartede anbudsrunde for offshore vind, EUs nettpakke og fremgang i store havvind- og hydrogenprosjekter i Europas energiindustri ved utgangen av 2025.

Olje og gass Equinor har signert en 10-årig avtale med Prahas gass- og elektrisitets selskap Pražská plynárenská om å levere gass til Tsjekkia frem til 2035.

Equinors forsyninger av rørgass til Europa sikres av ressursene på den norske kontinentalsokkelen, Europas viktigste energiprovins, sa den norske energigiganten i slutten av november.

Denne avtalen «slutter seg til en rekke langsiktige gasskontrakter vi har signert over hele Europa de siste årene, og demonstrerer hvilken rolle gass spiller for europeisk energisikkerhet», sa Equinors administrerende direktør Anders Opedal.

Selv om Equinors hovedmarkeder for gass har vært i Nordvest-Europa og Storbritannia, har selskapet utvidet sin virksomhet det siste tiåret til å inkludere leveranser til Baltikum og Polen, og ser nå et økende markedspotensial blant kunder i Sentral- og Sør-Europa.

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

Brønnen ble boret like nord for Goliat-feltet, 90 kilometer fra Hammerfest, opplyste det Sokkeldirektoratet.

Funnet anslås å inneholde mellom 18 og 64 millioner fat utvinnbar oljeekvivalent.

Lisensinnehaverne vurderer å knytte funnet tilbake til eksisterende infrastruktur på Goliat-feltet.

Lavkarbon energi Den britiske energiregulatoren Ofgem har godkjent et investeringsprogram på 28 milliarder pund for energinettselskaper for å oppgradere Storbritannias kraft- og gassnett.

Oppgraderingene har som mål å gjøre Storbritannias energinettverk stabile, sikre og robuste.

Planen ga også ytterligere detaljer om det £1 milliard store programmet «Energy – Engineered in the UK», et omfattende initiativ designet for å styrke Storbritannias basisindustri og bidra til å gjennomføre Storbritannias industrielle strategi.

Med prioriteringene og finansieringen som er fremlagt i planen, har Great British Energy som mål å levere minst 15 gigawatt (GW) fra rene energikilder og lagringsanlegg innen 2030 – nok til å drive nesten 10 millioner hjem.

Totalt 15 milliarder pund fra privat finansiering forventes å bli gjort tilgjengelig over tid, drevet av GBEs investeringer og langsiktige partnerskap. GBE vil også støtte mer enn 1 000 lokale energiprosjekter og samfunns eide prosjekter, og utvide offentlig deltakelse og lokal kontroll over energisystemet. Det forventes at mer enn 10 000 jobber, direkte støttet gjennom GBE-støttede og finansierte prosjekter, inkludert i områder som historisk er avhengige av olje og gass, vil bli skapt.

Mesteparten av finansieringen, eller £17,8 milliarder, vil gå til vedlikehold av «Denne planen viser hva et offentlig eid Storbritannias gassnettverk, og holde dem energiselskap vil levere: en overflod av ren, blant de sikreste, mest trygge og robuste hjemme dyrket energi for britene og tusenvis av i verden. Den gjenværende opprinnelige gode jobber over hele landet,» sa energiminister investeringen på 10,3 milliarder pund vil Ed Miliband. være øremerket til styrking det nasjonale Mens oljeog elektrisitetsnettet, gassindustrien kritiserte forbedre påliteligheten mangelen på reform Denne planen viser og utvide kapasiteten for av Energy Profits Levy å støtte elektrifiseringen hva et offentlig eid i budsjettet, ønsket av økonomien og drive energiselskap vil levere: interesseorganisasjonen vekst. en overflod av ren, R e n e w a b l e U K budsjettforpliktelsene hjemme dyrket energi “Å investere nå for å om å kutte opprettholde en robusthet for britene og tusenvis e n e r g i r e g n i n g e r, i verdensklasse og utvide av gode jobber over f r e m s k y n d e nettkapasiteten er den hele landet planleggingssystemet mest kostnadseffektive og fjerne måten å utnytte ren hydrogenavgiften energi, støtte økonomisk velkommen. vekst og beskytte landet mot gassprissjokk som “Denne pakken med tiltak vil hjelpe vår det vi så i 2022,” sa Ofgem. bransje med å levere større energisikkerhet og skape enda flere arbeidsplasser, samtidig Great British Energy publiserte tidlig i desember som rettferdighet for forbrukerne sikres,” sa sin første strategiske plan for å akselerere RenewableUKs viseadministrerende direktør, Storbritannias overgang til fornybar energi og styrke landets industrielle ryggrad.

Jane Cooper.

ENERGIOVERSIKT EUROPA

15 15

Europakommisjonen gikk inn for å lansere en større nettoppgradering av EUs kraftoverføringsnett ved å foreslå European Grids Package, som har som mål å muliggjøre mer effektiv strømflyt i alle medlemsland, integrere billigere ren energi og akselerere elektrifisering.

Pakken vil sørge for sikker og pålitelig forsyning etter hvert som Europa beveger seg bort fra import av energi fra Russland for å oppnå energiuavhengighet, sa Kommisjonen i desember.

Den nye tilnærmingen vil muliggjøre best mulig bruk av eksisterende energiinfrastruktur og parallelt med dette akselerere utviklingen av nett og annen fysisk energiinfrastruktur over hele EU. Pakken er et viktig og avgjørende skritt mot å gjøre energi mer rimelig og trygg for husholdninger og industri, sa WindEuropeorganisasjonen som svar på EU’s nettverkspakke.

Disse lovgivningsmessige og politiske tiltak for å modernisere og utvide Europas strømnett adresserer langvarige flaskehalser i nettutviklingen, foreslår nye regler for nettplanlegging og tillatelser, og legger frem en visjon for et mer integrert, robust og fremtidssikkert energisystem – basert på høye andeler av vindkraft.

“Nettverk er avgjørende for Europas energisikkerhet og konkurranseevne. Et energisystem basert på fornybar energi vil være mye billigere for Europa – selv når man tar med de ekstra kostnadene for nett, lagring og elektrifisering,” sa WindEuropes administrerende direktør Giles Dickson.

Crown Estate vil tildele selskapet Ocean Winds, som er et 50-50 joint venture mellom EDPR og ENGIE, rettighetene til et tredje flytende havvindanlegg i Celtic Sea. Nyheten følger etter Offshore Wind Leasing Round 5-auksjonen i juni, som tildelte rettigheter til to av tre lokaliseringer for nye flytende vindparker til Equinor og Gwynt Glas, som begge inngikk avtaler om leie for sine respektive flytende vindparkprosjekter i oktober.

Ocean Winds og The Crown Estate vil nå arbeide mot å ferdigstille en leieavtale, som forventes å fullføres våren 2026.

En fersk rapport fra Frontier Economics, bestilt av AquaVentus, har funnet at kombinasjon av havvindproduksjon med offshore hydrogenproduksjon kan redusere systemkostnadene betydelig samtidig som energisikkerheten i Tyskland styrkes.

“Men du kan ikke få mer fornybar elektrisitet uten flere strømnett. EU nettverkspakke vil muliggjøre raskere tillatelser, bedre planlegging og økt investeringssikkerhet.»

Kobling mellom offshore sektorer, som knytter havvindparker til offshore elektrolysatorer og hydrogenrørledninger, gir de største besparelsene, fant analysen.

I andre prosjektnyheter har det britiske Department for Energy Security and Net Zero gitt grønt lys til en utviklingstillatelse for (DCO) for Morecambe Offshore Windfarm.

Tyskland må ta regulatoriske grep for å gjøre muligheten til virkelighet, sier Frontiers rapport. Disse tiltakene inkluderer å utvide utpekte områder for offshore elektrolyse utover dagens 1 GW-grense, tillate blandede offshore kraft- og hydrogenforbindelser, gi slike integrerte prosjekter juridisk prioritet, og etablere mekanismer for å redusere risikoen ved investeringer.

Når det er ferdig, vil det 480 megawatt (MW) store prosjektet, som ligger omtrent 30 km fra Lancashire-kysten i østre del av Irskesjøen, generere nok fornybar elektrisitet til å forsyne mer enn 500 000 britiske hjem. Copenhagen Offshore Partners (COP) leder utviklingen av Morecambe Offshore vindpark på vegne av prosjektets eier, Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), som overtok fullt eierskap til prosjektet i første halvår 2025.

“Denne positive godkjenningen for offshore planlegging representerer et viktig steg for Morecambe Offshore Wind Farm, og vi er klare til å gå videre til neste fase av prosjektet,” sa Keld Bennetsen, som er visepresident og leder for Europa i COP.

Det danske energiselskapet kunngjorde i november anbud på tre nye danske havvindområder med minst 2,8 GW havvindkraft.

Danmark har revidert sitt anbudsskjema og regelverk etter mislykkede anbud for havvind i 2024, hvor ingen anbud ble mottatt. I ettertid har Det danske energidirektoratet holdt flere markedsdialoger, som dannet grunnlaget for to politiske avtaler i 2025. De nye 2,8 GW offshore vindanbudene er basert på disse avtalene.

RWE vil bygge sitt største batterilagringsanlegg i Storbritannia— Pembroke Battery Storage, etter å ha tatt en endelig investeringsbeslutning i desember.

Den 200 millioner pund dyre utviklingen, når den først er ferdig, spiller en viktig rolle i driften av Pembroke Net Zero Centre for avkarboniseringshub i Sør-Wales.

Minister for Wales i regjeringen i Storbrtiannia, Jo Stevens, var i november vertskap for den marine energisektoren for å diskutere hvordan industri og myndigheter kan samarbeide for å realisere Wales’ 6 GW i tidevannsstrøm- og bølgeenergipotensial.

Diskusjonen omhandlet bransjens fremgang, rollen til Marine Energy Taskforce og den kommende auksjonen for fornybar energi.

I Wales gjøres det fremskritt ved Morlaisprosjektet på Anglesey, som er et samfunnseid tidevannsstrømsområde, drevet av det sosiale foretaket Menter Môn, med 240 MW godkjent kapasitet.

I de siste tre fornybare auksjonene har 38 MW blitt suksessfullt kontraktert av selskaper som Inyanga Marine, Magallanes Renovables, QED Naval og Verdant, med prosjekter planlagt i drift før 2028.

I Tyskland ble byggingen av Hamburg Green Hydrogen Hub (HGHH), en 100 MW elektrolysator, startet på stedet til det tidligere Moorburg kraftverket. Prosjektet planlegger å starte kommersiell drift i andre halvår 2027 og produsere rundt 10 000 tonn grønt hydrogen per år.

I Nederland har Vattenfall sikret 100 MW (400 MWh) lagringskapasitet fra det nederlandske Leopard-batteriet.

Giga Storage har tatt en endelig investeringsbeslutning (FID) for Leopardbatteriet, som vil ha en maksimal effekt på 300 MW og bygges i Delfzijl i NordNederland. Vattenfall vil kunne lagre opptil 400 megawattimer i batteriet og lade eller lade ut med en maksimal kapasitet på 100 MW. Kontrakten starter 1. januar 2028. 

16

HEADER

Olje og gass oversikt USA Av Tsvetana Paraskova

Den umiddelbare fremtiden for det amerikanske skifersegmentet og en rekke føderale lovendringer for å reversere Biden-æraens reguleringer preget nyhetsbildet i den amerikanske olje- og gassindustrien ved slutten av 2025.

Utsikter for skiferolje industrien i USA for 2026 Wood Mackenzies siste utsikter peker på en historie om to råvarer i USAs Lower-48 stater neste år. Regioner som er hovedsakelig oljefokuserte vil oppleve en nedgang i aktiviteten på grunn av lavere referanseoljepriser, spesielt i første halvår 2026. På den annen side er gassfokuserte regioner klare for vekst midt i en kraftig økning i etterspørselen etter naturgass i USA ettersom LNG-eksportprosjekter og -leveranser øker, mener WoodMacs analytikere.

Nivået på oljeaktivitetene forventes å avta i første halvår 2026, ettersom oljeprisene under 60 dollar per fat vil reise spørsmål om investeringsstrategiene for de amerikanske selskapene.

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

Antall horisontale rigger vil sannsynligvis falle til under 500 enheter, men matrisen for antallet rigger er ikke som det var tidligere.

Operatører har styrket driftseffektiviteten vesentlig, noe som har redusert antallet aktive rigger som kreves for å opprettholde basisvirksomheten, sier WoodMac. Oppstrøms operatørene borer raskere, og syklustidene forbedres. Som et eksempel kan Diamondback nå bore 26 brønner per rigg per år, opp fra 24 brønner i 2024. Expand Energy leverer samme produksjon i Haynesville med syv rigger, som de gjorde med 13 rigger for to år siden, ifølge Wood Mackenzies analyse.

“Utviklere av LNG-prosjekter står overfor en kritisk utfordring i forsyningskjeden, som vil føre til et behov for å redefinere prioritetene for amerikanske gassinvesteringer,” sa Lydia Walker, senioranalytiker hos Wood Mackenzie. «Perm-gass alene er ikke i stand til å møte økende eksportetterspørsel, noe som skaper strategiske muligheter for investorer i komplementære forsyningsregioner. Eagle Ford og Austin Chalk tilbyr lengre levetid for reservoarene og operativ fleksibilitet som LNGkjøpere i økende grad verdsetter for å kunne sikre langsiktige forsyninger og leveranser» la Walker til.

Oljeproduksjonen i Lower 48-regionen Western Haynesville vil kunne bli det neste forventes å stoppe opp i 2026 for første gang store, blomstrende gassområdet i Lower-48 siden pandemien i 2020. delstatene, hvis Men Permian-bassenget operatørene fortsetter å forblir robust og vil for X kutte kostnader samtidig første gang noensinne Utviklere av LNGsom de replikerer, eller stå for 50 prosent av prosjekter står overfor forbedrer produktiviteten USAs landbaserte en kritisk utfordring oljeproduksjon, påpeker til de første brønnene WoodMac. i regionen, sa Rystad i forsyningskjeden, Energy i en fersk analyse. som vil føre til et Samlet produksjon fra behov for å redefinere Delaware Wolfcamp, De høye kostnadene og Bone Spring, Midland prioritetene for den høye produktiviteten Wolfcamp og Midland amerika i forekomstene stammer Spraberry vil i 2026 utgjøre fra geologien i området, mer enn 50 prosent av ettersom de vestligste USAs oljeproduksjon på områdene av Haynesvilleog Bossierland. Oljeproduksjonen i Delaware Wolfcamp skiferene finnes på reelle vertikale dybder på forventes å flate ut for første gang siden omtrent 17,000 fot pandemien, men tilhørende gassproduksjon fra området vil overstige 10 bcfd i 2026. En (5180 meter) eller dypere, og inneholder økende ratio i gass/oljeforhold og utvikling reservoarer med overtrykk og ekstremt høye som flytter seg til gass rikere områder av bassenget, er ventet å ville drive frem en vekst temperaturer i bunnen av brønnene. i gassvolumene.

Brønnene i Western Haynesville har høyere Fusjoner og oppkjøp vil fortsette utviklingen initial produktivitet og grunnere helninger fra slutten av 2025, spesielt for gassfokuserte sammenlignet med de gamle brønnene i områder og avtaler, ifølge WoodMac. Haynesville, ifølge energianalyse firmaet.

Med stadig økende etterspørsel etter gass i takt med økende strømforbruk og opptrapping av LNG-prosjekter, er gassregionene forventet å få høyere aktivitet, inkludert Western Haynesville, sørvestlige Eagle Ford, det dype Pennsylvania Utica området og ulike gassforekomster i Rocky Mountains.

Brønnene i West Haynesville har ennå ikke vist den ekstreme frontlastede produksjonskurven til de gamle brønnene i Haynesville, hvor mye av brønnens ultimate utnyttelsesgrad blir produsert i de første årene av produksjonen.

ENERGIOVERSIKT USA

17 17

Det gjenstår imidlertid å se om disse resultatene kan replikeres over hele områdets omfang, ettersom brønnene så langt har vært begrenset til et smalt landområde i Leon og Robertson fylker.

“Med Comstock og Mitsui som borer utenfor dette første området og Expand som leier leiearealet mot øst, bør resultatene snart begynne å komme inn, å indikere i hvilken grad disse resultatene kan gjentas nordover og østover,” sa Rystad Energy.

“Med brønnene i West Haynesville som viser kommersielt potensial på grunn av sin imponerende produktivitet, vil områdets endelige suksess avhenge av i hvor stor grad produsentene kan redusere kostnadene.”

“After years of delay in federal leasing, this is a historic step toward unleashing our nation’s vast offshore resources”

American Petroleum Institute (API) roste det nye leasingforslaget som «et historisk skritt» mot amerikansk energiledelse.

energiteknologiog tjenestesektoren, ønsket også den nye femårige offshoreleasingplanen velkommen, og sa at den gjenoppretter sikkerheten og styrker amerikansk energisikkerhet.

“Etter år med forsinkelser i føderale leieavtaler, er dette et historisk skritt mot å frigjøre nasjonens enorme offshore-ressurser,” sa API-president og administrerende direktør Mike Sommers.

“USA vil møte betydelige økninger i energibehovet i årene som kommer, og Gulf of America vil være et av våre største verktøy for å møte dette behovet og sikre fortsatt energisikkerhet for USA. Amerikansk energidominans starter i Gulfen,” sa Energy Workforce-president Tim Tarpley.

Mike Sommers API President and CEO

De nådeløse geologiske forholdene i området gjør brønner strukturelt svært kostbare. Produsentene har gjort fremskritt med å redusere antall boredager, men brønnkostnadene må senkes ytterligere for å gjøre området til et reelt vekstområde, ifølge Rystad Energy.

Olje- og gassindustrien ønsker nye leasing planer for offshore velkommen Det amerikanske innenriksdepartementet beordret i november Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) til å ta nødvendige skritt, i samsvar med føderal lov, for å avslutte Biden’s 2024–2029 National Outer Continental Shelf Oil and Gas Leasing Program og erstatte det med et nytt, omfattende 11. National Outer Continental Shelf Oil and Gas Leasing Program innen oktober 2026.

I følge det nye forslaget for 2026–2031 National Outer Continental Shelf Oil and Gas Leasing Program tar Innenriksdepartementet et viktig skritt for å styrke USAs energiuavhengighet og opprettholde innenlandsk olje- og gassproduksjon.

Forslaget for den nye offshore leasingplanen inkluderer så mange som 34 potensielle salg av offshore områder som så langt har vært leieområder fordelt på 21 av 27 eksisterende planleggingsområder på den ytre kontinentalsokkelen, som dekker omtrent 1,27 milliarder mål. Arealet inkluderer 21 områder utenfor kysten av Alaska, syv i Gulf of America, og seks langs stillehavskysten.

“Ved å få en reell leieplan tilbake på rett spor, gjenoppretter vi energisikkerheten, beskytter amerikanske jobber og styrker nasjonens evne til å lede energisektoren i flere tiår fremover,” sa Jarrod Agen, administrerende direktør for National Energy Dominance Council.

“Vi applauderer sekretær Burgum for å legge grunnlaget for et nytt og mer omfattende femårig program som åpner muligheter for langsiktige investeringer i utlandet og støtter energitilgjengelighet i en tid med økende etterspørsel både hjemme og i utlandet.”

Energy Workforce & Technology Council, den nasjonale bransjeforeningen for

“En tydelig leieplan for offshore styrker våre forsyningskjeder, forankrer langsiktig planlegging og sikrer at arbeidsstyrken vår har den stabiliteten de fortjener. Slik bygger man reell energisikkerhet,” la Energy Workforcepresident Molly Determan til. 

OGV ENERGY

REVIEW & FORECAST BREAKFAST 15th January, 2026 The Chester Hotel Aberdeen of Energy Chris Wright This annual flagship Business BreakfastSecretary promises to deliver an unparalleled level of data-driven insight into the global and UK energy sectors. Attendees will gain exclusive access to forward-looking intelligence, exploring how market dynamics, investment flows, and technological innovation will shape the energy landscape in 2026 and beyond.

Host

Sponsored by

Key Participants

Adnoc

18

GLOBAL ENERGY REVIEW THEME HEADER

Olje og gass oversikt Midt Østen Av Tsvetana Paraskova

OPEC’s decision on near-term oil production levels and a new mechanism to assess quotas in the longer term, investment plans of the national oil companies of key Middle Eastern oil and gas producers, and strategic and joint venture agreements of the NOCs featured in the Middle East’s energy sector at the end of 2025.

OPECs vedtak om kortsiktige oljeproduksjonsnivåer og en ny mekanisme for å vurdere kvoter på lengre sikt, investeringsplanene for de nasjonale oljeselskapene til sentrale oljeog gassprodusenter i Midtøsten, samt strategiske og joint venture-avtaler for NOC-ene, som ble presentert i Midtøstens energisektor ved utgangen av 2025.

OPEC opprettholder produksjonsnivåene og starter ny gjennomgang av kvoter De åtte produsentene i OPEC+-gruppen – Saudi-Arabia, Russland, Irak, UAE, Kuwait, Kasakhstan, Algerie og Oman – bekreftet ved slutten av november sin beslutning fra 2. november om å stoppe produksjonsøkningene

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

i januar, februar og mars 2026 på grunn av sesongvariasjoner. Første kvartal av et hvilket som helst år er vanligvis det svakeste for global oljeetterspørsel.

De åtte OPEC+-landene gjentok at de gjenværende 1,65 millioner fat per dag (bpd) av nåværende kutt i produksjonen kan reverseres helt eller delvis, avhengig av endrede markedsforhold og på en gradvis måte.

“Landene vil fortsette å overvåke situasjonen nøye og vurdere markedsforholdene, og i sine kontinuerlige anstrengelser for å støtte markedsstabilitet bekreftet de viktigheten av å innta en forsiktig tilnærming og beholde full fleksibilitet til å fortsette og midlertidig stoppe eller reversere de ytterligere produksjonsjusteringene, inkludert de tidligere implementerte frivillige justeringene på 2,2 millioner fat per dag, som ble kunngjort i november 2023, “ sa OPEC. I et annet vedtak på møtet i slutten av november ga produsentene OPEC-sekretariatet mandat til å utvikle en mekanisme for å vurdere deltakerlandenes maksimale bærekraftige produksjonskapasitet (MSC), som skal brukes som referanse for basisproduksjonen for 2027 for alle OPEC+-produsenter.

OPEC+ og dets leder, Saudi-Arabia, hevder at den nye mekanismen for å vurdere hvor mange fat olje en gitt produsent kan produsere over en bærekraftig periode, er mer transparent og rettferdig for å fastsette produksjonsnivåer fra og med 2027.

Vurderingen av maksimal bærekraftig produksjonskapasitet vil bli gjennomført mellom januar og september 2026 for basisnivåene for 2027, og OPEC+ planlegger å få MSC vurdert hvert år etterpå.

Et USA basert revisjonsfirma vil vurdere MSC-en til 19 av de 22 OPEC+-medlemmene.

Russland og Venezuela, som begge er pålagt sanksjoner, vil bruke et ikke-amerikansk selskap, mens Iran, som også er pålagt strenge sanksjoner, vil bruke gjennomsnittet av sin egen produksjon i august, september og oktober 2026, som utgangspunkt for 2027 produksjonen, noe som vil bli vurdert av OPECs sekundærkilder.

«Nå har vi den mest detaljerte, mest tekniske og transparente tilnærmingen til hvordan vi kan gå videre i fremtiden i henhold til markedsstyring og hvordan vi skal håndtere produksjonen,» sa Saudi-Arabias energiminister, prins Abdulaziz bin Salman, i sine kommentarer om den nye mekanismen for å vurdere og fastsette produksjonskapasiteten.

Qatar sier at mer LNGinvestering trengs for å møte den økende etterspørselen Qatar, verdens nest største LNG-eksportør etter USA, bekrefter sitt langvarige engasjement for å støtte alle nasjoner med deres LNG-behov, sa QatarEnergys konsernsjef og administrerende direktør Saad Sherida Al-Kaabi på Doha Forum 2025 i desember.

“Vi har kunngjort at vi øker produksjonen fra 77 millioner til 142 millioner tonn per år innelands.

Ytterligere 18 millioner tonn vil komme fra vårt Golden Pass terminal prosjekt i USA. Vi er klare til å støtte alle nasjoner med deres LNGbehov hvis det er kommersielt levedyktig for begge parter,” sa Al-Kaabi, som også er Qatars statsråd for energisaker.

Qatar forventer at den første etappen i landets prosjekt for utvidelse av LNG vil komme i drift innen tredje kvartal 2026.

I en kommentar til balansen mellom tilbud og etterspørsel for LNG sa Al-Kaabi: «Jeg er overhodet ikke bekymret for etterspørselen i fremtiden. Jeg er bekymret for manglende investering for et øket tilbud i fremtiden, noe som vil føre til at prisene skyter i været.»

Med global økonomisk vekst, en milliard mennesker som fortsatt mangler tilgang til elektrisitet, og gass som trengs for å drive fabrikker, “må vi investere i fremtiden,” bemerket den qatarske tjenestemannen.

Global LNG-produksjon er i dag omtrent 400 millioner tonn, mens verden vil ha behov for rundt 600 til 700 millioner tonn innen 2035.

«Det er ytterligere 200–300 millioner tonn, drevet av vekst hovedsakelig i Asia, men også i resten av verden. Det er også noe vi aldri hadde regnet med, verken i 2017 eller bare for noen år siden, og det er kunstig intelligens (AI),» sa Al-Kaabi.

ENERGIOVERSIKT MIDTØSTEN

19

ADNOC avslører investeringsplan på 150 milliarder dollar Styret i Abu Dhabis nasjonale oljeselskap, ADNOC, har godkjent en femårs forretningsplan og kapitalutgifter (capex) på 150 milliarder amerikanske dollar (551 milliarder dirham) for 2026-2030, for å opprettholde nåværende drift og øke veksten, mens det fortsetter å møte økende global energibehov. © www.pasqal.com/newsroom/aramco-and-pasqal-make-hisStyret ønsket også tory-with-saudi-arabia-first-quantum-computer/ velkommen ADNOCs Vi implementerer AI og økning av UAEs og industrisektorene i Saudi-Arabia og det andre teknologier i stor Saudi Aramco konvensjonelle reserver, bredere Midtøsten, sa Aramco. skala for å ytterligere signerer fra 113 milliarder standard forbedre driften vår, fat av olje til 120 milliarder “Vi implementerer AI og andre teknologier i store avtaler standard fat av olje og maksimere effektiviteten stor skala for å ytterligere forbedre driften fra 290 billioner standard Ved slutten av 2025 vår, maksimere effektiviteten og frigjøre verdi og frigjøre verdi i kubikkfot (tscf) naturgass kunngjorde den i virksomheten vår,” sa Ahmad Al-Khowaiter, virksomheten vår, til 297 tscf naturgass, saudiarabiske statlige Aramcos EVP for teknologi og innovasjon. noe som styrket landets oljegiganten Aramco posisjon som forvalter flere store avtaler og “Vårt partnerskap med Pasqal er en naturlig gjennombrudd. av verdens sjette største utvikling, og vi er begeistret for å være pionerer oljereserver og sjuende største gassreserver. innen neste generasjons kvantekapasiteter, og Aramco signerte i november så mange utnytte betydelige muligheter som denne nye som 17 intensjonsavtaler (MoU) og avtaler ADNOC har nylig gjort nye olje- og gassfunn grensen innen databehandling gir.” med en potensiell total verdi på mer enn 30 med en total på mer enn 1,2 milliarder fat milliarder dollar med store selskaper i USA. oljeekvivalenter (boe). Funnene ble muliggjort Aramco, ExxonMobil og Samref har signert en De potensielle avtalene forventes å støtte av bruk av bransjeledende teknologier, Venture Framework Agreement for å evaluere Aramcos strategiske vekstmål samtidig inkludert verdens største tredimensjonale en betydelig oppgradering av Samref-raffineriet som de øker aksjonærverdien, og involverer (3D) seismiske undersøkelse og bruk av AIi Saudi-Arabia, samt en utvidelse av anlegget til samarbeid og partnerskap som dekker en drevet datatolkning som har åpnet tidligere et integrert petrokjemisk kompleks. rekke aktiviteter, inkludert LNG, finansielle utilgjengelige strukturer og formasjoner, sa tjenester, avansert materialproduksjon og ADNOC i en uttalelse.

De tre selskapene vil se på kapitalinvesteringer anskaffelse av materialer og tjenester. for å oppgradere og diversifisere produksjonen, Styret gjennomgikk også fremdriften for å inkludert høykvalitets destillater, i tillegg Videre sa Aramco, at de i samarbeid med frigjøre Abu Dhabis ukonvensjonelle ressurser, til muligheter for å forbedre raffineriets det nøytral-atom kvantedatamaskinfirmaet for å støtte innenlandsk selvforsyning av energieffektivitet og redusere utslipp fra Pasqal, med suksess hadde tatt i bruk gass og for å møte den økende globale driften gjennom en integrert strategi for Saudi-Arabias første kvantedatamaskin, og etterspørselen etter gass. Styret anerkjente reduksjon av utslipp. regionens første kvantedatamaskin dedikert ADNOCs suksess med å tiltrekke nye til industrielle applikasjoner. internasjonale partnere til ukonvensjonelle “Designet for å øke konverteringen av råolje og letekonsesjoner, ved å engasjere global petroleumsvæsker til høyverdige kjemikalier, Utplasseringen av Pasqals kvantedatamaskin ekspertise for å akselerere utviklingen. Abu styrker dette prosjektet vårt engasjement for drevet av nøytrale-atomteknologi ved Dhabis ukonvensjonelle utvinningsressurser å fremme verdiskaping i nedstrøms og vår Aramcos datasenter i Dhahran markerer et anslås til 160 billioner standard kubikkfot av strategi for væske-til-kjemikalier,” sa Aramco avgjørende skritt i oppbyggingen av regional gass og 22 milliarder standard fat av olje, Downstream-president Mohammed Al ekspertise og akselerere utviklingen av ifølge ADNOC. kvanteapplikasjoner innen energi-, materialQahtani i desember. 

Thru Tubing I Inflatable Packers I Well Intervention

wellprogroup.com

Innovative Specialist Solutions Middle East Review SPONSORED BY

20

GLOBAL ENERGY REVIEW THEME HEADER MARINE, INNOVATION LIFTING & TECHNOLOGY & LOGISTICS

Energioversikt Australia Av Tsvetana Paraskova

Australia fremskynder prosjekter innen naturgass og sjeldne jordarter

Sunrise-feltene mellom Sunrise Joint Venture, Øst Timor og australske myndigheter.

Denne muligheten kan utvikles til et LNGkonsept, med første potensielle LNG produksjon i 2032–2035, avhengig av konseptvalg og investeringsbeslutninger.

Woodside-sjef Meg O’Neill ønsket avtalen velkommen og sa at «Dette arbeidet er en utvidelse av fjorårets konseptstudie og vil ta for seg de gjenværende hensynene som kreves for å komme frem til valg av konsept, som å bli enige om den mest hensiktsmessige kommersielle strukturen nedstrøms for å tiltrekke finansiering og forståelse for den foretrukne ruten for eksportrørledningen for gassen.»

Australske selskaper fremskynder utbyggingen av naturgassressurser og gassdrevet produksjon for å sikre forsyninger, mens gruveutforskning tar seg opp igjen og produsenter av sjeldne jordarter rapporterer store gjennombrudd.

Infrastrukturselskapet Jemena, som er eier av Northern Gas Pipeline, har lansert sin Northern Territory Gas Strategy – en plan som vil bruke eksisterende infrastruktur for å transportere Beetaloo-gass til markedet på østkysten allerede fra 2026.

Northern Gas Pipeline, som ble satt i drift sent i 2019, er den eneste rørledningen i Northern Territory som er direkte koblet til Australias gassmarked på østkysten, noe som skjer via Queensland.

Planer for gassutvikling Woodside Energy har undertegnet en samarbeidsavtale med Departementet for petroleum og mineralressurser i Øst Timor for å gjennomføre studier og aktiviteter for å utvikle et Timor-basert LNG-konsept (TLNG).

I henhold til avtalen vil Øst Timor og Woodside utføre kommersielle og tekniske modningsaktiviteter for et grønt Timorbasert LNG-konsept på omtrent 5 millioner tonn per år, med et innenlandsk gassanlegg og et utvinningsanlegg for helium. Disse aktivitetene vil foregå parallelt med de pågående forhandlingene om finansielle, regulatoriske og juridiske rammeverk for å støtte utviklingen oppstrøms av Greater

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

For øyeblikket kan opptil 90 TJ/d Beetaloogass transporteres via Northern Gas Pipeline til gassmarkedet på østkysten når produksjonen starter i bassenget. I fase to av Jemenas strategi vil Northern Gas Pipeline bli utvidet for å øke kapasiteten med omtrent 45 prosent, noe som betyr at rørledningen vil kunne transportere rundt 130 TJ/d gass fra Beetaloo Basin – omtrent 10 prosent av den typiske etterspørselen på østkysten.

De neste fasene i Jemenas strategi vil være at selskapet prosjekterer arbeidsoppgaver for å bygge en ny 370 km lang rørledning lateralt nordover fra territoriets Barkly-region til Beetaloo-bassenget. Det vil også bli igangsatt arbeid for en ytterligere økning av kapasiteten til Northern Gas Pipeline i tråd med markedets etterspørsel.

APA Group har inngått samarbeid med CS Energy for å utvikle og eie det foreslåtte Brigalow Peaking Power Plant. Det 400 MW store gasskraftverket vil ligge ved siden av CS Energys eksisterende Kogan Creek kraftverk i Queensland. Når prosjektet er operativt i 2028, vil det gi en styrket kapasitet for perioder med maksimal strømetterspørsel, og supplere energimiksen med variabel fornybar energi.

Utviklingen av prosjektet er fortsatt betinget av og underlagt nødvendige eksterne og statlige godkjenninger, ferdigstillelse av flere utviklingssaker, samt ferdigstillelse av fullstendig dokumentasjon, opplyste APA i desember.

Endelige kapitalutgifter vil være underlagt detaljert ingeniørdesign, som forventes ferdigstilt i første halvår av kalenderåret 2026. GE Vernova er valgt for leveranser av gassturbinene til prosjektet, bemerket APA.

Operatør i energimarkedet offentliggjør overgangsplan for systemsikkerhet Australian Energy Market Operator (AEMO) publiserte i desember sin overgangsplan for systemsikkerhet for 2025 — en plan for å møte behovene for systemsikkerhet i det nasjonale elektrisitetsmarkedet (NEM) i det neste tiåret, for å støtte Australias energiomstilling.

«Rapporten skisserer tiltakene som kreves for å erstatte systemsikkerhetstjenestene som tilbys av dagens kullkraftverk, som nå legges ned, og frigjør det økende potensialet til fornybar energi, som inkluderer solcelleanlegg på takene, for å bidra til en smidig overgang for forbrukerne,» sa AEMOs administrerende direktør Daniel Westerman.

Kullkraftverkene som har forsynt Australia i flere tiår, «pensjoneres» nå og tas nå ut av drift, og fornybar energi, sikret med lagringsløsninger og støttet av gass, utgjør den rimeligste veien for å møte forbrukernes behov samt myndighetenes energi- og utslippspolitikk frem til 2050, sier AEMO.

ENERGIOVERSIKT AUSTRALIA

21

Tasmania har som mål å lede utviklingen når det gjelder produksjonen av kritiske mineraler Den tasmaniske regjeringen har offentliggjort Tasmanian Critical Minerals Prospekt på bakgrunn av at de fortsetter å støtte fremtidig vekst innen gruve- og mineral sektorene.

Prospektet er en investeringsguide som viser Tasmanias unike styrker innen utforskning og utvikling av kritiske og strategiske materialer.

“Tasmania er et av de mest mineralrike stedene på planeten og har en unik posisjon til å bidra med leveranser av mineralene verden trenger for å dekke den globale etterspørselen etter avansert teknologi og forsvarsteknologi,” sa Tasmanias minister for næringsliv, industri og ressurser, Felix Ellis.

X

Tasmania er et av de mest mineralrike stedene på planeten og har en unik posisjon til å bidra med leveranser av mineralene verden trenger for å dekke den globale etterspørselen etter avansert teknologi og forsvarsteknologi

“Dette prospektet omfavner størrelsen på mulighetene foran oss. Fra wolfram på King Island, sjeldne jordarter i nordøst, og forekomster av silika i nordvest,” sa Ellis.

Kort tid etter denne kunngjøringen sa ABx Group Limited at Australian Nuclear Science and Technology Organisation (ANSTO) på deres vegne hadde produsert den første prøven av blandet sjeldne jordkarbonat (MREC) fra Deep Leads-ressursen i NordTasmania. ABx MREC inneholder 4,0 prosent dysprosium (Dy) og 0,7 prosent terbium (Tb) som prosentandel av totale sjeldne jordoksider (TREO), mer enn dobbelt så mye som noen annen sammenlignbar MREC. Videre inneholder ABx MREC også de høyeste mengdene andre verdifulle tunge sjeldne jordarter og svært lave urenheter, inkludert aluminium, uran og thorium.

De høye andelene av disse høyt verdsatte sjeldne jordmetallene betyr at enhetsprisen på

ABx MREC er 17 til 51 prosent høyere enn alle tilsvarende MREC-er.

«Kombinert med størrelse på ressursene, renhetsgrad og ideell beliggenhet nær eksisterende infrastruktur, gjør dette at Deep Leads-prosjektet er en svært attraktiv mulighet,» sa ABx Groups administrerende direktør og CEO Cooksey.

“ABx MREC vil sannsynligvis være spesielt ettertraktet av kunder som ønsker høyt DyTb og lavt innhold av uran og thorium.”

Australias leting etter mineraler tar seg opp igjen

Utgiftene til gull-leting har økt med 45 prosent de siste tolv månedene, ledet av økt aktivitet i New South Wales og South Australia, bemerket AMEC.

Clean Energy Council roser føderale miljøreformer Australias Clean Energy Council (CEC) har ønsket velkommen den føderale regjeringens beslutning om å vedta etterlengtede reformer av Australias miljølover i vurderings- og godkjenningsprosesser for fornybare energiprosjekter.

Kostnadene for Australias mineralproduksjon endte på totalt 1,068 milliarder AU$ for tredje kvartal (til september 2025), en økning på 5,7 prosent sammenlignet med andre kvartal (til juni 2025) og 5,0 prosent høyere enn året før, viste data fra Australian Bureau of Statistics (ABS) i desember.

«Når det er vedtatt, ser vi frem til å se sterkere resultater ved å minimere dupliserte prosesser mellom Samveldet og delstatene, og levere en formålsbestemt, regionalt basert tilnærming til miljø- og biologisk mangfoldsvurderinger, noe som er avgjørende for å levere den nye infrastrukturen for energiindustrien som vi trenger,» sa Clean Energy Councils administrerende direktør Jackie Trad.

Det tredje kvartalet i 2025 hadde de høyeste utgiftene til leting siden fjerde kvartal i 2023, drevet av en økning i gull-leting, opplyste Association of Mining and Exploration Companies (AMEC).

“Vår sektor eksisterer på grunn av behovet for å beskytte miljøet vårt, og ikke til tross for det. Vi ser frem til å jobbe på en mer strømlinjeformet måte for å levere utrullingen av ren energi i nasjonal interesse.» 

Australian Review SPONSORED BY

4-5 February 2026 | P&J Live, Aberdeen

A world-leading subsea exhibition and conference www.subseaexpo.com Organised by

Meet and connect with thousands of UK and overseas visitors Showcase your products, services and latest technologies alongside 100+ exhibitors Debate and discuss leading industry topics across multiple conference sessions Align your brand with this established event through sponsorship

Event partner: Boskalis Subsea Services

Sponsors and Supporters

Media partners at Subsea Expo

23

EM&I, Asset Integrity and Disruptive Innovation Over the last four decades, EM&I has been redefining what is possible in offshore asset integrity management. Built on a legacy of disruptive innovation, the company has continually pushed the boundaries to make offshore energy production safer, more efficient, and more cost-effective.

Current Developments ROVs also enable tasks, required by Class, which previously required dry-dock or divers; EM&I’s JAWS® system is designed to replace depleted sacrificial anodes on station, whether those are on the hull, the thrusters or in sea chests.

EM&I successfully completed trials in September 2025 for a drillship operator client. The trials confirmed the technology’s performance and demonstrated EM&I’s ability to replace even the most challenging drillship thruster anodes, without the use of divers or work-class ROVs, while the rig remained on station and fully operational.

F

rom pioneering technologies that minimise risk and reduce offshore headcount (POB), to developing solutions that enhance data quality and optimise operational uptime, EM&I’s focus has always been clear: deliver safer, smarter integrity outcomes for operators worldwide.

This progress has not happened in isolation.

EM&I’s success is rooted in deep collaboration with energy majors, classification societies, operators, research bodies, and specialist service providers.

By forming and leading influential Joint Industry Projects (JIP), the company has helped lead industry-wide breakthroughs from advanced inspection methodologies to safer, non-intrusive maintenance techniques.

A Track Record of Innovation.

A decade of working with the Hull Integrity Techniques and Strategies (HITS) JIP led to significant progress in successful diverless UWILDs – underwater inspection in lieu of drydocking – with ODIN®.

HITS also laid out strategies for reducing the requirement for human entry into confined spaces and working at height in cargo oil tanks. NOMAN® continues to improve integrity management capability in reducing risk and cost in cargo and ballast tanks with strong likelihood of reducing the need for bottom plate cleaning - a costly and dangerous task.

EM&I’s success is particularly evident in how offshore producers are managing critical systems like sea valves. Traditionally, isolating sea valves has been an impediment to safe operations, involving the use of divers.

EM&I has developed ODIN now to include proven solutions for inspecting and maintaining sea valves and sea chests.

More than 200 ODIN ports have been fitted to FPSOs and drilling assets, which enable inspections from inside the hull…no divers, no ROVs, no weather downtime and low cost.

When the time comes to replace or repair sea valves, then ODIN PLUG® is the tool for the job. Over 60 successful isolations in the last few years alone.

The PLUG is used to insert double or even triple block valves in discharge lines while another tool, LIMPET®, blanks sea chests.

LIMPET enables diverless blanking of sea chests so that inlet valves can be replaced or repaired.

With no divers in the water, EM&I’s bespoke ROVs enable visibility for control of the operation.

EM&I — Asset Integrity Management Specialists To find out more visit: www.emialliance.com

This marks another step forward in our mission to deliver safer, more cost-effective, and innovative integrity solutions for the offshore industry. Opportunities to enhance the accuracy and efficiency of the JAWS system have been identified, and are currently being implemented, ensuring that JAWS becomes the most efficient method for anode replacement in the industry.

The Future Today, as operators, drillers and the floating gas sectors face rising costs, the need to stay on station for longer periods, and the ongoing challenge of ageing assets, EM&I’s innovative spirit remains as strong as ever.

The company continues to deliver proven, value-driven solutions that reduce operational disruption, strengthen safety performance, and improve inspection efficiency across the asset lifecycle.

Next stop, the development of EM&I’s own integrity class ROV to dive deeper for autonomous inspection and maintenance of seabed production infrastructure…watch this space!

Over forty years on, EM&I stands not just as a service provider, but as a trusted partner driving the next generation of integrity excellence in offshore energy.

24

ENERGY PROJECTS MAP

SPONSORED BY

Energy projects and business intelligence in the energy sector

www.eicdatastream.the-eic.com

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

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

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

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

Energy Projects Map

2

3

8

6 10

4

7

11

9

5 12

1

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

ENERGY PROJECTS MAP 1

2

3

4

FALKLAND ISLANDS

CANADA

AZERBAIJAN

$150 million

$2.9 billion

Navitas Petroleum

ExxonMobil

bp

$2.05 billion

SEA LION OIL FIELD (PHASE 1)

HEBRON FIELD DEVELOPMENT

A final investment decision has been made for the Sea Lion 1 project in the North Falkland Basin. The project requires US$1.8bn to reach first oil and US$2.1bn to completion.

Aker Solution has been awarded by ExxonMobil an extension of the original brownfield maintenance and modification (M&M) services contract signed in 2015 for the Hebron platform. The deal is valued between US$147m and US$245m.

5

6 KUWAIT

$1.98 billion

Kuwait Petroleum Corporation

9

BLOCK 52 – SLOANEA GAS FIELD

BOS Shelf has been awarded a $156 million contract for the fabrication of the jacket and piles for the SDC platform. The scope of work includes shop and erection engineering, rolling of tubulars, and the fabrication and assembly of a 9,900-tonne jacket along with 5,800-tonne pin and skirt piles. It also covers the commissioning of installation systems, as well as the load-out and sea-fastening of the completed jacket.

Staatsolie has approved the declaration of commerciality for the Sloanea-1 gas discovery. Petronas will now prepare and submit a development plan for regulatory approval. FID is expected in H2 2026, with first gas targeted for 2030. The chosen concept includes gas wells, subsea infrastructure, and an FLNG vessel.

8 USA

$5 billion

Gulf Energy Ltd

TRINIDAD & TOBAGO

MALAYSIA

Eni

bp

Petronas

JUNIPER PLATFORM MODIFICATIONS

TechnipFMC has been awarded the integrated EPCI (iEPCI) contract for the Maha project. As part of the contract, TechnipFMC will design and manufacture the Subsea 2.0 tree system, flexible flowlines, a manifold and controls. The company will also be responsible for overseeing the installation of the SPS.

Massy Wood has been contracted to deliver EPC and commissioning services for brownfield upgrades on the topsides of the Juniper platform. The effort is part of bpTT’s Ginger project. The work scope includes detailed engineering and critical topsides modifications, including enhancements to subsea pipeline corrosion protection and integration of methanol injection systems.

Seatrium has been formally awarded the engineering, procurement, construction and onshore commissioning (EPCC) contract for the Tiber FPU. More than 85% of the Tiber FPU’s design will replicate BP’s Kaskida FPU, which is currently under construction at Seatrium’s yard in Singapore.

12

$250 million

MAHA FIELD DEVELOPMENT

TIBER-GUADALUPE OFFSHORE OIL FIELD

The Kenyan Government has approved the South Lokichar Basin Field Development Plan, officially moving the project from exploration to full-field development. The first oil is targeted for December 2026 and the initial production is targeted at 20,000 b/d, rising to 50,000 b/d by 2032.

11

$50 million

bp

SOUTH LOKICHAR DEVELOPMENT PROJECT

KPC has confirmed three significant offshore oil discoveries Al-Nokhatha, Al-Jlaiaa, and Jazah with all operational work now complete, and three additional discoveries are expected pending final technical evaluation. Initial assessments indicate promising hydrocarbon reserves. AlNokhatha has estimated oil reserves of 2.1 billion barrels of oil and 5.1 Tcf of gas.

10

INDONESIA

SHAH DENIZ COMPRESSION PROJECT

$3.4 billion

AL-NOKHATHA FIELD

Chevron and its partners have announced the project has reached final investment decision (FID) with total investment of AUD $3 billion (USD $1.98 billion). The Stage 3 project will ensure replacement gas for exports across Asia and Western Australia domestic market.

Petronas

KENYA

$1 billion

GREATER GORGON GAS PROJECT EXPANSION – OFFSHORE PHASE 3

$1 billion

7

AUSTRALIA Chevron

SURINAME

AUSTRALIA $500 million

$1.38 billion

Santos

KELIDANG CLUSTER PROJECT FID for the project has been reached. The project’s commercial start-up date is expected in 2030 with a production capacity of 390 MMcf/d of gas. Tendering and bidding activities for the FPSO charter are ongoing.

WORLD PROJECTS SPONSORED BY

NINGALOO VISION FPSO DECOMMISSIONING AND FLOATING ASSET REMOVAL DeepOcean will assist the decommissioning of subsea infrastructure and the work scope includes the removal of flowlines, risers, and dynamic umbilicals, the suspension of subsea trees, as well as the extraction of a disconnectable turret mooring (DTM) buoy.

The project is scheduled to commence next year and will be carried out using one of DeepOcean’s regional vessels.

25

Fra et enkelt rom i Aberdeen til en ledende global medievirksomhet for energisektoren OGV Groups administrerende direktør reflekterer over

D

100 utgaver av ‘OGV Energy Magazine’

a vi startet det som ble kalt “Oil and Gas Vision” Magazine, jobbet jeg fra et enkelt rom. Det var to uker før Offshore Europe 2017, og jeg tenkte på å lage et magasin for å promotere nettsiden vår. Jeg ba Bob Keiller, Department of International Trade, Big Partnership og noen andre selskaper og folk jeg kjente om å gi meg en artikkel og input, og innen en uke hadde jeg innholdet til den første utgaven, så da var det bare å få utgaven trykket og levert. Uten å ane hvor mange magasiner jeg trengte, så jeg så på andre publikasjoner som hevdet at de hadde et opplag på 6000 kopier, og da de kom, innså jeg raskt at det rett og slett ikke finnes nok kontorer til å distribuere dem.

Vi utviklet oss raskt til et team på fire i et lite, kaldt kontor på Dyce i Aberdeen, men vi var tydelige fra starten på at forsyningskjeden fortjente en bedre måte å dele nyheter, jobber, ideer og muligheter på. De første tidlige dagene ga opphav til en enkel idé, som kombinerte tidsriktige digitale nyheter om energisektoren, med en stillingsportal og et høykvalitets trykt bransjemagasin, som havnet i hendene på ledere, ingeniører, teknikere og fagfolk innen leverandørkjeden, alle som jobbet i sektoren og brydde seg om hva som skjedde der..

Fra starten av hadde vi som mål å være en plattform for engasjement for både personer

og for hele energiverdikjeden. I begynnelsen var det olje og gass, men etter det første året endret vi vår profil til ‘OGV Energy Magazine’ og begynte med å også omfavne sektoren for fornybar energi. I dag har vi et tilbud, som er spredd over flere plattformer og som inkluderer en regional nettside for Storbritannia, Australia, Norge og Afrika som er under utvikling, sammen med en ny app, OGV Play – med videointervjuer fra globale arrangementer, vår jobbportal og selvfølgelig publikasjonen “OGV Energy”.

Magasinet som vokste med sine lesere OGV Energy Magazine startet med til tider dristige artikler som tok for seg tekniske og kommersielle utfordringer for bransjen, casestudier som leverandører kunne lære av, og profiler av ledere som knyttet folk på tvers av bransjen. Oppigjennom årene har vi finpusset en formel rundt temautgaver som knytter seg til globale energiarrangementer for å hjelpe kundene våre med å maksimere sin merkevareeksponering. Dyptgående undersøkende artikler og tilpasset reklame som fremstår som nyttig informasjon i stedet for støy. Vårt redaksjonelle mål har alltid vært det samme: være relevante, troverdige og lesbare.

ISSUE 95 - AUGUST 2025

ISSUE 92 - May 2025

DRILLING & WELLS

INNOVATION & TECHNOLOGY GLOBAL ENERGY NEWS ENERGY PROJECTS MAP DRILLING & WELLS ON THE MOVE LEGAL RENEWABLES INNOVATION CONTRACT AWARDS DECOMMISSIONING EVENTS

GLOBAL ENERGY NEWS ENERGY PROJECTS MAP INNOVATION & TECHNOLOGY LEGAL INNOVATION

The wells transition: Operators now need a supply chain that can shoulder regulatory risks

de

P. 04 P. 10 P. 24 P. 28

Zenith Energy McGregor Consultants QHSE Aberdeen Cavitas

P. 30 P. 31 P. 33 P. 34

J+S Subsea Brodies Leyton ATPI

P. 35 P. 40 P. 41 P. 46

READ ONLINE AT

UTGAVER

IN THIS ISSUE

IN THIS ISSUE

www.ogv.energy I Januar 2026 I

Elemental Energies Energy Reviews Projects Map Stena

CONTRACT AWARDS

3t Powering Progress in Energy

DECOMMISSIONING EVENTS

READ ON PAGE 4 

READ ON PAGE 4  3t

ENERGY REVIEWS

THE EIC PROJECTS

P. 04 P. 10 P. 24

INNOVATION & TECHNOLOGY P. 26

MOBLYZE DRÄGER GDI

VULCAN COMPLETION

P. 30 P. 31 P. 32 P. 34

INTERVENTION RENTALS ROTECH SUBSEA BRODIES LEYTON

P. 37 P. 39 P. 40 P. 41

READ ONLINE AT

Å nå vår utgave nummer 100 er derfor ikke et numerisk forfengelighetsmål for meg, det er bevis på at personlig investering i vår forsyningskjede fungerer. Samtaler er gjennomført, selskaper er markedsført og promotert, karrierer videreutviklet og prosjekter og muligheter er forklart. Det er kulminasjonen av redaktører, bidragsytere, fotografer, salgsteam og ikke minst leserne som inviterte den fysiske utgaven av magasinet inn i styrerom, resepsjonsområder, kantiner, fotballarenaer, hoteller og offshorelugarer.

Vi har mye å takke våre langvarige partnere og sponsorer, som stolte på at vi presenterte arbeidet deres respektfullt og nøyaktig for den globale energiindustrien, for. Den nylige støtten fra organisasjoner som EIC for forsiden på vår utgave nummer 100, er symptomatisk for denne tilliten.

Fra britiske røtter til en global publikasjon Vår identitet ble formet i Storbritannia, i Aberdeens energimiljø, og vår distribusjon i begynnelsen gjenspeilet dette. Men energibransjen er ikke bundet av kystlinjer og grenser. Prosjekter og mennesker er globale, og vår dekning må gjenspeile dette, så vi har alltid reist til de viktigste energiarrangementene og utstillinger og tatt med oss publikasjonen.

De siste årene har vi bevisst utvidet vårt

27

geografiske perspektiv ved å bestille internasjonale funksjoner, dekke prosjekter over landegrensene og endre temamiksen for å reflektere de globale endringene i bransjen – nylig har integreringen av KI stått i sentrum.

Vi har også åpnet et kontor i Perth, Australia sammen med Stavanger, Norge, og lansert vårt eget arrangement kalt ‘Wider African Energy Summit’, som nå har funnet sted i Ghana og Storbritannia og vokser hvert år. Den utvidelsen reflekterer to ting. Realiteten at våre kunder opererer på tvers av flere kontinenter, og vårt ansvar som utgiver for å reflektere hvor arbeidet og innovasjonen skjer.

Hva 100 utgaver har lært oss 1. Nisjeekspertise er viktig. Tekniske detaljer vinner tillit, og våre sterkeste egenskaper er de som går utover overskrifter og inn i de operative verdiforslagene til våre kunder, teknologi og tjenester.

2. Tradisjonell media har fortsatt kraft. I en stadig mer digital verden er et fysisk magasin en bevisst, taktil måte å engasjere seg på ved å utnytte den medfødte menneskelige atferden til å stoppe opp og reflektere mens de leser og utdanner seg selv.

3. Diversifisering er ikke et emne for diskusjon. Fra dekning av fornybar energi til digitaliseringsfunksjoner må vi reflektere over hvordan sektoren utvikler seg og gjøre det uten å gi opp grundig rapportering.

4. Fellesskap er valuta. Vår publikasjon, arrangementene vi arrangerer og samhandlingen gjennom nettsiden og appen vår danner alle ett sentralt OGVfellesskap. Det er dette nettverket som har vært nøkkelen til vår vekst

Hva er veien videre?

Som administrerende direktør er min ambisjon enkel: å fortsette å betjene energisamfunnet med klarhet og integritet mens sektoren gjennomgår en endring og overgangsprosess.

I praksis betyr det å investere videre i undersøkende artikler om energiomstilling, utvide globale distribusjonskanaler, styrke partnerskap med bransjeorganisasjoner og institutter, og fortsette å innovere digitalt (multimedieartikler, podkaster og utvidet nettinnhold som supplerer magasinet). Vi vil også sørge for at publikasjonen forblir forankret i temaene som våre lesere verdsetter, som teknisk innsikt, casestudier og uttalelser fra ledende eksperter. Å gå globalt betyr ikke å bli generisk, det betyr å utvide relevansen samtidig som man bevarer det redaksjonelle DNA-et som gjorde våre tidlige britiske utgaver pålitelige i utgangspunktet.

En takk og en invitasjon!

Til enhver forfatter, journalist, fotograf, annonsør, abonnent og leser som har engasjert seg i vår publikasjon de siste åtte og et halvt årene — tusen takk! Å nå 100 utgaver er en kollektiv prestasjon, og jeg er veldig stolt over å ha nådd denne milepælen. Til våre kommersielle partnere og kunder som har støttet magasinet og sponset viktige utgaver, har tiltro til magasinets verdi holdt oss oppe mens vi oppskalerte og hjulpet oss med å investere og tilby andre tjenester. Til dere som leser dette fra nye markeder – ‘Velkommen’, vi ser frem til å skrive om deres prosjekter, fortelle deres historier og bygge relasjoner på tvers av ulike tidssoner. Til slutt, til vårt fantastiske team av kreative, redaksjonelle guruer, videografer, grafiske designere, sosiale medieransvarlige, arrangementskoordinatorer og selvfølgelig ‘Teamakers’ som har hjulpet oss å nå langt lenger enn vi noen gang kunne drømt om – takk, og jeg lover at utgave nummer 100 både er en milepæl og en startpistol. Det markerer det vi har bygget og signaliserer en akselerert satsing på å betjene et virkelig globalt energisamfunn. Hvis du er en del av et prosjekt, team eller selskap som fortjener oppmerksomhet — eller hvis du har en historie, en lærdom eller en advarende historie — vil vi gjerne høre fra deg, så ta gjerne kontakt! 

Av Kenny Dooley, administrerende direktør, OGV Group ogv.energy

ISSUES OF OGV ENERGY!

28

Photo David Sheret. Photo by Rory Raitt

Building The Finn Moray Social Compact From grief to a living model that shares music value with the places it came from At Sheret Energy Offshore (SEO), Corporate Social Responsibility isn’t a branding exercise, it’s how the company chooses to work. SEO’s founders believe values only matter when they’re lived, which is why they support the Finn Moray Social Compact with the same seriousness they bring to any of the group’s business streams. This isn’t box-ticking or a PR gesture; it’s a real, long-term commitment to returning value to Scottish communities, built from personal loss, purpose and a refusal to settle for empty promises.

Below, David Sheret, CEO of SEO, explains how the project came to life and why it matters to him.

T

he last time I read The Tree on the Sun in public before it became a song, I was standing at the front of friends and family at Clydebank Crematorium, looking at my dad’s coffin.

It was 2 May 2025. The air in the room felt pretty small and very full at the same time.

The poem was something I had written about ten years earlier. I never meant it for that moment, but life made the choice for me. It was one of my father’s favourites and

www.ogv.energy I January 2026 I I Januar 2026

de th

ISSUE SPECIAL UTGAVER

the final words of my eulogy. When I finished reading, I sat down and thought: this can’t be where it ends.

In the space of a few weeks I had lost my dad, my friend Paul and our dog Jax. You don’t walk through that much absence and stay who you were, at least I didn’t. Grief strips the noise away. It can leave awkward, simple questions. Who are you, really? What do you want your work to do? If your life is shorter than you hoped, are you spending it well?

In real life, my name is David Sheret. Since 2006 I have worked in offshore energy and consultancy in Aberdeen. I like creating opportunities, building solutions and helping more than is probably healthy. I run a company called SEO with my business partner Graeme Wood. We deliver consultancy projects and are building a communications AI service that helps people say what they mean with more clarity and less nonsense. It is good work, but it is not the whole story.

ISSUES OF OGV ENERGY! The other part of me writes poems, lyrics, and songs, and sits with a trusted Freshman acoustic guitar until the shape of a feeling turns into chords. I call that part of me Finn Moray.

Finn is not a character. He is the name I give to the creative side of my life so I can look at it straight. Under that name I have made a simple, serious promise. I am turning my writing, songs and the work around them into a long-term giving project. Under the Finn Moray Social Compact, fifty percent of all net profit from Finn’s music and related work goes back to communities in Scotland. Not a token cut of a single, not a small charity tie-in on a T-shirt, but half of everything after costs.

The other half keeps the project alive and fair to the people who help me make it.

AON is the first expression of that decision. It is an album and a wider body of work built as a living musical map, fifteen songs in two parts tied to real places and real people. Part one is called The Call, my versions of the songs I heard in my head. Part two is called The Gathering, the echo that comes back when other people answer in their own voices. You can read more about this on the website, but if you are talented and like one of the songs on The Call, you could be chosen to sing it on The Gathering, so get in touch.

On the core catalogue, including The Call, the net profit split is simple. Fifty percent goes to good causes, fifty per cent is retained to keep Finn Moray and collaborators sustainable.

When a track is reinterpreted under The Gathering, Finn’s share drops. Net profit is shared fifty per cent to the region, twenty-five per cent to the covering artists and twentyfive per cent to Finn.

If streaming is now the default way people listen, then let us treat it like infrastructure and design it to return value to place. Under the Social Compact, every song on AON is tied to a real Scottish town or village, or a person from that town, and half the net profit flows back to that region. When The Gathering opens up, I want undiscovered artists in those places not only to reinterpret the songs but, if they wish, to release their own work on their own streaming rails too, whether that is a co-owned platform, a white-label service or a simple site with a decent player.

At that point the power flips. We can help with structures and introductions to digital distribution. They bring the talent and the graft. After that it is up to them to use online marketing, community building and old-school word of mouth to grow. Why should they not. Why should an artist in Ayr or Lerwick feel they have to feed the same global machine as everyone else when they could keep the bulk of their cash and their integrity in their own streets.

It is much better, in my view, to sell out a small hall and keep your soul intact than to chase a stadium while being fleeced by a corporation. One hundred people in a room who really listen and know that part of their ticket is keeping a youth club open or a mental health peer support group alive can be worth more, artistically and economically, than a playlist spike that goes, for the most part, back to the corporation.

None of this means turning our back on technology. Although I wrote and arranged

the songs, I have proudly used AI tools in the making of AON: The Call to create stems, clean messy audio, test rhythm ideas, find and shape the voices best suited to the songs and sketch arrangements that would otherwise take months. The final sound has been crafted with the help of Argentinian Latin Grammy-winning producer and mixing engineer Mariano Beyoglonian, working with me through calls and file transfers between Aberdeen and Buenos Aires. The tech is clever. The heart stays human.

Although AON is rooted in Scottish streets, people and places, the idea behind it is not a narrow national gesture. It starts here because this is my home, but the deeper ambition is quiet and wide. I would like this to become a thought that travels, a structure other people can look at and say, in their own language and context, why not. We can do something like this here.

Grief began this project, but it is not a sad monument. I do not want a marble statue by the roadside. I want a living practice of responsibility, a way of keeping faith with what my dad taught me. Work hard. Be present. Love good people. Give away what you can. Keep going clear, as my dad used to say.

If the music travels and the value returns, if one good cause stays open a bit longer, if one person feels seen because a song quietly carried their town back to them, then this whole Finn Moray experiment will have been worth it. 

Streaming now makes up around two thirds of global recorded music revenue and more than 750 million people pay for music subscriptions, yet Spotify still pays artists roughly three dollars per thousand streams on average, while Apple Music and Amazon rarely clear nine dollars per thousand streams. Only a tiny fraction of artists share meaningfully in those billions.

The industry line is that this is just how things are now. We want songs everywhere, instantly, on every phone, with no friction.

I do not believe that.

We are not prisoners, we are creatures of convenience. The awkward truth is that we could stream music differently tomorrow.

We already have the tools to host albums on artist-owned sites, co-operative platforms and regional services that pay properly. We could stream directly from artists without the big platforms in the middle and bookmark those instead of reflexively opening an app whose business model treats most musicians as background noise. We just choose not to. That choice costs artists a fair deal, and that is wrong.

29

To buy AON: The Call or find out more about the Finn Moray Social Compact go to www.finnmoray.com or email: finn@finnmoray.com

Your Offshore Energy Partner

Phone: +44(0)7718312121 Email: info@sheret.net Neo House, Riverside Drive, Aberdeen, AB11 7LH

www.sheret.net

Remote Robotic Inspection Enhanced Oil Recovery

THINKING DIFFERENTLY, SOLVING COLLECTIVELY Engineered in the North Sea, delivering innovative solutions to the global energy sector.

From North Sea roots to global impact, Valor’s companies are driving forward the future of energy. With 2026 set to be our biggest year yet, we continue to deliver technically advanced, internationally scalable solutions.

AISUS is transforming subsea inspection with remote robotics and intelligent data, supporting safer, more efficient asset management as it expands from Aberdeen into the Middle East with partners Petrotec and Asia Waterjet Equipment.

Cavitas is redefining enhanced oil recovery with its patented THOR technology, reducing carbon intensity while improving production. With major projects in Kuwait and growing activity in Ecuador and the US, Cavitas is unlocking heavy oil more sustainably and cost-effectively. info@valor-group.co.uk

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

31

For more information contact www.wellcem.com

Sealing the Future of Well Integrity Across the industry, operators face a growing need to secure long-term well integrity while reducing intervention time and cost.

Z

onal isolation plays a central role in that effort. When water or gas migrates through screens, gravel packs, cement microchannels, or deteriorated completions, the impact is immediate: unwanted production, reduced recovery, and operational downtime.

ThermaSet®, Wellcem’s engineered thermosetting resin, is designed to address these challenges with precision. With a viscosity similar to thin oil and density comparable to seawater, the resin can move through paths that cement cannot access. It penetrates microchannels, damaged cement, gravel packs, and sand screens, forming an impermeable and durable seal.

Recent field applications show the value of this approach. In Indonesia, a water-producing gas zone was isolated by placing a ThermaSet plug through sand screens and gravel pack.

The intervention was performed with wireline using bailers, reducing water production by 98% and restoring well performance.

In another case, an operator aimed to isolate a reservoir section suffering from water breakthrough before sidetracking. Water was migrating through fractured cement from the shoe into several producing zones. To prevent inflow into the planned sidetrack, ThermaSet was squeezed through the gravel pack, slotted liner, and into microchannels in the cement and formation. Post-treatment testing confirmed no crossflow.

Beyond field cases, controlled testing performed by a supermajor operator demonstrated 99.9% permeability reduction across a gravel-pack completion system, confirming the resin’s

capability to establish a robust barrier against water production.

For operators, the benefit is clear: targeted treatments, predictable setting behavior, and a seal that performs under demanding downhole conditions. As wells age and more work is needed to maintain zonal integrity, resinbased solutions offer an efficient alternative to conventional methods.

With more than 800 global applications, Wellcem remains focused on advancing practical, effective zonal isolation that supports safe and productive wells—today and for the next 100 issues of OGV to come. 

CAN Group ASSET INTEGRITY YOU CAN TRUST

www.cangroup.net

For nearly four decades, integrity has been at the core of our business. People powered, we combine our expertise with smart, data-driven solutions to enhance asset integrity, ensure safety, and drive operational success.

Choose CAN Group as your trusted partner for your Asset Integrity needs.

40Year

CANNIVERSARY 2026

BE V. SMART BE V-LIFE READY INTELLIGENCE INSTALLED

As assets age, cables degrade, and failures happen. Low insulation resistance caused by water ingress is inevitable, compromising production and safety...but you can mitigate the risk. The power is at your fingertips.

Simply install V-LIM today for enhanced monitoring; with increased visibility of the health of your subsea control system, there’s no need to work in the dark.

You’ll also be future-proofing your system’s integrity with the ability to switch on V-LIFE, the only preventative and active ‘healing’ solution for compromised cables.

It’s time to be proactive to avoid risk to production and unplanned intervention. It’s time to be v.smart and be V-LIFE ready.

For more information, visit:

viperinnovations.com/be -v-life -ready www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

ISSUES OF OGV ENERGY!

33

Building the Blue Digital Ecosystem: Where Innovation Meets Integration How Tide Breaker is accelerating intelligence for subsea operations

T

he subsea industry does not suffer from a lack of innovation: it suffers from a lack of integration. AI solutions are developed in isolation, operators struggle to validate them, and promising pilots rarely progress to production. Meanwhile, decades of inspection data, rich with insight, remain locked in archives and disconnected from the tools that could unlock their value.

This is the gap the emerging Blue Digital Ecosystem and Tide Breaker are designed to close.

From standalone tools to a connected ecosystem Subsea integrity software has traditionally been reactive and highly vertical. One tool is used for pipelines, another for cables, another for structures, often built for narrow use cases and rarely capable of communicating with one another.

Yet whether in oil and gas, offshore wind, telecoms or defence, operators face the same challenges: • Managing growing volumes of inspection data • Enabling efficient collaboration across multiple stakeholders • Extracting actionable intelligence from large and complex datasets We don’t need another isolated tool, we need a horizontal digital ecosystem. This ecosystem must connect data, workflows and AI solutions so operators can construct the intelligence layer that best supports their operations.

This is exactly what Elementz is building, with Tide Breaker as the innovation engine.

Tide Breaker: The subsea R&D engine for applied AI Tide Breaker brings together start-ups, technology providers and major operators through Compass, the Elementz customer advisory board. Within this forum, operators provide insight, steer product strategy and help shape solutions before they are deployed at scale.

The initiative is guided by The Data Lab, Scotland’s Centre for Data Science and AI, whose experience in collaborative innovation ensures technical rigour and real impact.

Support from ONE Digital Tech opens access to the region’s wider entrepreneurial ecosystem, amplifying adoption opportunities

IMMERSIVE SUBSEA INTEGRITY SOFTWARE•

Five priority themes emerged directly from these operators: Autonomous Eyes use computer vision to unlock insights from archived inspection footage and power real-time anomaly detection: essential infrastructure for the unmanned future.

Predictive Integrity forecasts asset degradation and remaining life, replacing calendar-based maintenance with conditionbased strategies that prevent failures before they happen.

Intelligent Risk quantifies uncertainty through AI-powered profiling and scoring, transforming subjective assessments into data-driven intelligence that optimises investment decisions.

Digital Engineer automates time-consuming tasks like campaign planning, scope writing, and report generation, freeing engineers to focus on complex analysis and critical decisions.

Learning System turns decades of inspection data into organisational intelligence that learns, connects, and never forgets, detecting patterns and surfacing insights across entire asset portfolios.

Each theme addresses a specific operational pain point but together, they’re building something bigger: an intelligence marketplace of validated, interoperable AI solutions that plug directly into the Elementz platform.

The Intelligence Marketplace Imagine an app store for subsea operations.

Elementz provides the core platform, a unified operating system for inspection data, integrity workflows and collaboration.

Solutions developed within Tide Breaker become modular AI plug-ins that enhance platform intelligence in targeted ways.

This model gives operators a powerful alternative to choosing between fully in-house development or rigid, closed vendor systems.

They gain access to: • A curated catalogue of proven solutions • Capabilities validated by industry peers • Seamless integration with existing workflows and enterprise systems As more operators join, the ecosystem strengthens. Meaningful industry challenges attract stronger innovators. Better solutions attract more operators.

www.elementz.digital

The result is a self-reinforcing, collaborative network of capability and adoption.

Integration is the real competitive advantage What makes this model work is integration.

Elementz has deliberately built for interoperability: simplified APIs, plug-and-play connectors, seamless sync with enterprise systems like SAP and Documentum, and integration pathways to digital twins and analytics engines.

When integrity data lives within wider digital infrastructure rather than locked in silos, it becomes actionable. Real-time monitoring feeds predictive models. Anomaly detection triggers automated workflows. Asset health data informs long-term planning.

The entire operation becomes more intelligent, responsive, and efficient.

The prize is significant. Digital enablement and streamlined workflows can increase subsea team capacity by 25%. Operations require 30% less effort and become twice as predictable. Operating costs drop by more than 40% through automation, deeper integration, and trusted understanding of cumulative risk.

Co-creation as a sector-wide strategy Tide Breaker launched in October 2025, with the first cohort beginning in early 2026. Its influence, however, extends far beyond a single programme.

It positions Elementz as the place where subsea innovation happens, where operators, start-ups and technology providers collaborate to shape the future of underwater asset management. This represents a shift from fragmented experiments to coordinated deployment, from isolated tools to connected intelligence and from discussing AI potential to real operational performance.

The Blue Digital Ecosystem is no longer a concept for the future: it is being built now, one validated and integrated solution at a time, through an intelligence marketplace where innovation meets integration and ambition becomes adoption. 

Where We Came From & Where We’re Going An Overview of Our Biggest Milestones 2006

2007

2009

Formation of The Company

Measurement Division Opened

Annulus Testing Packages Developed

2010

2012

2017

Open Base in Doha, Qatar, & Launch of Calibration Loop

Reach 50+ Employees

Opening of Westhill Sales Office

2019

2021

2022

New Facilities in Lunan

New Senior Management

Expansion to North Africa, UAE and KSA

2023

2024

2025

Launch of Sustainable Solutions

Employee Ownership Trust 70+ Employees

Launch of Our Mobile Calibration & Testing Service

www.interventionrentals.com UTGAVER

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

sales@interventionrentals.com

+44 (0)1224 254657

The Future of Intervention Rentals From Global Energy Markets to Sustainable Solutions Sustainable Solutions

The Iron Club

Sustainable Solutions helps industries cut carbon, reduce waste, and unlock cleaner energy. We work with food producers, distilleries, agriculture, and energy partners to improve efficiency and shrink Scope 3 emissions. By integrating smart treatment and resource recovery technologies, we take carbon-heavy transport off the road and support better environmental reporting.

The Iron Club helps customers cut costs across testing, certification, logistics, warehousing, and storage while reducing the need for test bays and capex. By advancing recertification, expanding storage, improving real-time asset logging, and elevating pressure testing, we’re creating a smarter, more efficient iron management ecosystem that delivers safer operations, lower costs, and clearer visibility across equipment.

Overseas Development

Pressure Control & IRM

Our overseas development is accelerating as we bring our full range of equipment and lifecycle services to new regions.

By building strong local partnerships and delivering the same trusted quality that defines our work, we’re expanding our global footprint and supporting clients with safer, more efficient, and future ready operations.

We are advancing pressure control and integrity management capability with smarter technology, specialist tooling, and highly trained teams. To achieve this we will be expanding our existing services, Flowline, Measurement, Recertification & Calibration, Pressure Control & Wellhead IRM.

Supporting a low carbon future

Isolated Pipeline

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

At the vanguard of floating offshore wind Flotation Energy is a global offshore wind developer, specialising in pioneering floating projects in deeper waters.

Our focus is clear: delivering large-scale renewable energy that accelerates the transition away from fossil fuels, cuts emissions and creates lasting economic benefit.

Find out more:

www.flotationenergy.com

38

ISSUES OF OGV ENERGY!

GLOBAL LEADERS IN OFFSHORE EXCAVATION & TRENCHING Access to to Subsea Subsea Structures Structures Access Cable Array Array & & Export Export Cable Cable Joint Burial Pipeline Trenching/Deburial Trenching/Deburial Pipeline Backfilling illing Operations Operations Backf Jack-up Leg Leg & & Spud Spud Can Can Clearance Clearance Jack-up Rock Dump Dump Dispersal Dispersal Rock Free Span Span & & Sandwave Sandwave Clearance Clearance Free UXO & & Salvage Salvage Deburial Deburial UXO Cable/Pipeline Cutting Cutting & & Recovery Recovery Cable/Pipeline Rock Dump Dump Removal/Relocation Removal/Relocation Rock UXO/Salvage Recovery Recovery UXO/Salvage

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

T: +44 (0) 1224 698 698

E: info@rotech.co.uk

W: www.rotech.co.uk

39

Reflecting on a Year of Transition and Shaping Pipetech’s Road to 2026 2025 has been a defining year for the energy sector shaped by intensifying operational pressures, rapid policy shifts and a more pragmatic approach to the energy transition.

T

he momentum built in 2024 has continued, but this year has demanded sharper focus, faster adaptation and measurable progress rather than aspirational targets. Policy signals, particularly those introduced through the UK’s 2024 Autumn Budget incentives, have accelerated expectations around emissions reduction, efficiency gains and greater value extraction from existing assets. What was once theoretical is now quantifiable, and operators are being assessed on demonstrated outcomes.

At the same time, the operational challenges presented by an ageing offshore landscape have become unavoidable. Many North Sea fields, already deep into late-life production, face escalating issues such as wax deposition, hard scaling and corrosion - problems that can no longer be dismissed as routine. In 2025, unplanned remediation rose sharply, driven by stricter environmental reporting requirements and reduced tolerance for downtime in volatile commodity markets. The industry’s message is clear: maintaining, restoring and optimising existing wells is now as strategically important as new developments.

Supply-chain organisations have been navigating transitions of their own. For Pipetech, integration into the Denholm Environmental Group in Q2 2025 proved timely, enabling a year where combined expertise became essential to meeting client expectations. Throughout 2025, Pipetech delivered some of its most technically demanding cleaning and remediation campaigns to date - particularly across the Norwegian Continental Shelf (NCS) and within the UK refining sector. These projects highlighted shift in industry standards: high-precision execution, environmental responsibility and consistently repeatable performance have moved from being differentiators to baseline expectations.

Pipetech successfully executed a major UK campaign, delivering £2 million worth of inspection and cleaning services for a multinational operator. A 25 strong team was mobilised to clean several kilometres of complex pipework systems at a leading refinery. Using its Aqua Milling® technology, Pipetech removed oil-based debris responsible for severe blockages, restoring the system to a free-flowing state.

In parallel, the company delivered its strongest quarter in a decade on the NCS. Over the summer, Pipetech supported shutdown events across five offshore platforms for two clients - three with a major Norwegian operator and two with a US-based E&P company. More than 20 personnel and a suite of specialist technologies were deployed to clean produced-water systems and caissons, targeting scale and confirming results through camera inspections. The work contributed to more than 15 million NOK in Norwegian revenue for the quarter, alongside nearly £2 million of recently completed UK work.

However, the most significant step forward this year has been in technology development, particularly in flow remediation. As operators face increasing pressure to reduce chemical usage and lower environmental footprints, demand for mechanical, non-chemical alternatives has surged. In this context, Pipetech’s Downhole Scale Remediation (DSR) system made a groundbreaking leap, evolving from an R&D concept to a fully validated prototype.

The DSR extends Pipetech’s proven topside and subsea expertise into the downhole environment, supporting energy security, decarbonisation efforts and well-life extension across oil and gas, carbon capture and storage

(CCS) and hydrogen applications. Following independent qualification in Aberdeen at the end of 2024, the DSR gained significant momentum in 2025 with operator-led testing and proof-of-concept trials. Patents granted in UK, US and applied for in Europe further secured its commercial position. Now at TRL 7, the system is preparing for multi-region field deployments in 2026.

Looking ahead, 2026 will be the year of realworld demonstration. Planned field trials across UK, Norwegian and international assets will test the DSR against complex well conditions, proving its ability to remove hard mineral scales, navigate challenging geometries and restore wellbore surfaces with minimal environmental impact.

Successful execution will pave the way for full commercial launch at a time when demand for reliable, low-impact remediation technologies is at its peak.

The experiences of 2025 have made clear that innovation must be practical, environmental responsibility must be built in from the start, and value must be proven through transparent, measurable outcomes.

With the sector moving from short-term fixes to long-term integrity solutions, Pipetech is well placed to contribute to that transition. 

Flow Remediation Specialists

To find out more visit: www.pipetechcfs.com

Wellpro Group delivers industry leading Thru Tubing, Well Intervention and Inflatable Packer solutions, backed by best in class service and rapid response Get in touch with us to find out how we can help with your project.

wellprogroup.com info@wellprogroup.com

de

UK | UAE | Saudi Arabia | Kurdistan | Bahrain | Kuwait | Malaysia | Thailand | Australia www.ogv.energy I Januar 2026 I

UTGAVER

ISSUES OF OGV ENERGY!

41

Simplifying IIoT Deployment for Offshore Condition Monitoring Ailsa Reliability Solutions Ltd, based in Rubislaw, Aberdeen, have been deploying online condition monitoring systems on offshore assets for over four years. These systems are showing tangible benefits to offshore clients and proving that implementation is not as challenging as many businesses think.

A

recent project for an offshore client demonstrated how streamlined and pain-free the process can be when all stakeholders are aligned. This project involved the deployment of a vibration and temperature monitoring system for critical pumps and fans offshore. A POV (Proof of Value) project was carried out initially to prove the technology, communications, and ease of installation. This delivered clear, tangible benefits by identifying a problem before it became an issue and also highlighted areas for improvement in the client’s existing condition monitoring and lubrication strategy.

As a result, the client’s engineering and management teams recognised the value very quickly.

Following the POV, the client chose to roll out the solution across their critical assets.

This phase was streamlined, with all parties working together to ensure the process was planned and implemented without disruption to operations.

The system consisted of ATEX Zone 0 wireless tri-axial vibration and temperature sensors, connected to a number of cellular gateways strategically located across the

site. These gateways were all located within Zone I and Zone II production areas of the platform and communicated with the cloud, allowing both the client and ARSL engineering teams to monitor data and predict issues without the need to travel offshore.

The client uses cellular 4G Tampnet on the platform, so the gateways were modified to accept Tampnet SIM cards. This enabled communication and allowed the client to manage subscriptions internally.

For the wider rollout of the system, the offshore core crew installed the sensors and gateways themselves, with onshore support from the ARSL team.

ARSL have successfully mitigated these challenges for three North Sea operators to date and have helped save clients more than £400 million in potential downtime over the last 18 months.

The above example shows how one client identified that lubrication had not been carried out on one of the monitored machines. The offshore team were informed, the equipment was lubricated, and readings returned to normal operating conditions. The issue was caught early, resulting in no downtime and no concerns. It really can be as simple as this.

Customer Testimonial:

• We do not have personnel with the skills required to analyse the data.

“The deployment of the wireless vibration and temperature monitoring system was optimised through ASRL’s advanced technical support and the pre-configuration of sensor units. This approach allowed the offshore team to install and commission the sensors without requiring ASRL’s physical presence onsite. The system is now fully operational, providing real-time condition monitoring data that supports proactive maintenance actions. Initial analytics highlighted gaps in existing lubrication schedules, revealing that greasing intervals were not aligned with actual asset needs. These insights have driven significant improvements in our conditionbased maintenance (CBM) strategy, reducing unplanned outages and increasing equipment uptime.”

• We do not have the time to analyse additional data alongside current workloads.

Kane Taylor and Jamie Burns from Ailsa commented:

When ARSL first became involved with online monitoring systems offshore, many companies had not implemented digital technologies, as they felt the challenges outweighed the benefits. ARSL have consistently demonstrated that this is not the case.

Some of the common challenges raised by clients ahead of projects going live include: • What are the best sensors for individual applications? Every company claims to have the best solution, and it can be unclear what best suits specific applications.

• Can we ensure the data is secure?

• Installing new software on our IT infrastructure is a challenge.

• Retrieving data from offshore without connecting to our network is difficult. Can this be done?

Reliability and Availability of Assets are key to the performance of any organisation www.ailsareliabilitysolutions.com

+44 1294 208505

“These projects are great examples of how the energy sector can implement IIOT technologies to its advantage, helping to reduce unplanned downtime and improve OEE by using the latest technologies on the market.” 

42

RENEWABLES RENEWABLES sponsored by:

Drill with Confidence with our advanced mud coolers and cooling solutions

www.ossoltd.com

North Sea Gas Platform ‘Goes Green’ with Offshore Wind

N05-A has the capacity to produce up to 2

Dutch gas producer ONE-Dyas has started operating the first natural gas production platform in the Dutch and German North Sea to be powered by offshore wind energy, after completing an electricity cable connection to Germany’s Riffgat offshore wind farm.

demand. The platform is located in a cross-

billion cubic metres (bcm) of natural gas per year, equivalent to about 7% of Dutch gas demand and more than 2.5% of German border area of the North Sea where several small fields contribute to gas supply for both countries.

The wider so-called GEMS area holds an estimated 50 bcm of natural gas. Gas demand in 2024 stood at around 75 bcm in Germany and about 30 bcm in the Netherlands.

“As long as there is demand for natural gas, we will take our responsibility together with the Dutch and German governments.

The electrification of N05-A increases the sustainability of North Sea natural gas and helps to reduce our reliance on imported natural gas from countries on which we do not wish to be fully dependent. It is a powerful signal that the Netherlands and Germany are fully committed to local gas production in the North Sea. “The volumes from N05-A and surrounding fields

adjacent

fields

are

contributing

significantly to enhancing our selfsufficiency,” said Chris de Ruyter van Steveninck, CEO of ONE-Dyas.

The project aligns with Dutch and German The N05-A platform, developed together with partners EBN and Tenaz Energy, is now producing gas using power supplied from the offshore wind facility, marking a milestone in efforts to cut emissions from North Sea gas production.

The platform has been producing natural gas for several months from a single Dutch well, and drilling of a second well is expected to begin shortly. The mobile drilling unit that

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

will be temporarily connected to N05-A has

government policy aimed at sustaining

been converted to run fully on electric power,

domestic gas production in the North Sea

allowing both production and drilling to take

while reducing reliance on imports during the

place with minimal carbon emissions.

energy transition.

Electrification

reduces

Germany and the Netherlands signed a

greenhouse gas emissions to near zero,

of

the

platform

bilateral agreement in August to support

supporting climate targets while maintaining

gas supply security for households and

domestic gas supply during the energy

businesses and to strengthen the European

transition, the company said.

gas market. 

RENEWABLES

NESO unveils new project pipeline to deliver Clean Power by 2030

Eni Fires Up New Andalusia Solar Plant

The National Energy System Operator (NESO) has today (December 8) confirmed the delivery pipeline of energy projects that will be prioritised for connection to the electricity network.

Eni SpA, through Eni Plenitude SpA Società Benefit, has put online its second photovoltaic generation facility in Andalusia, the 150-megawatt (MW) Caparacena project in Granada.

The current approach has seen a ten-fold increase for grid connections over the past five years to more than 700MW – around four times more than is needed across Great Britain by 2030.

For nearly three years, Scottish Renewables has worked closely with NESO and all key stakeholders on this major reform of the connections process.

Commenting, Claire Mack, Chief Executive of Scottish Renewables, said: “A key barrier to the investment and deployment of clean power has been the time taken for projects to secure a grid connection. The changes announced today recognise this issue and will help to bring more stable power costs to the public quicker by enabling faster energy network connections.

The Connections Reform process, designed to re-order renewable energy projects which are ready and needed to hit the UK’s clean power targets for 2030 and beyond, is expected to unlock £40 billion of annual investment in clean energy.

The new connections process will prioritise grid connections for the clean energy generation and storage projects that will be delivered to meet our 2030 clean power target which is based on what is needed rather than what is available.

The latest start-up raises the Italian statebacked oil and gas producer’s installed renewables capacity in Spain to nearly 1.5 gigawatts (GW), it said in a press release.

“The project, one of the most significant in the company’s portfolio in Spain, covers 264 hectares and comprises three photovoltaic parks of 50 MW each”, Eni said. With over 274,000 bifacial modules, the plant has an annual capacity of 320 gigawatt hours, it said.

“Our grid is a critical UK infrastructure asset and getting it fit for the future, as well connecting projects in the right places at the right time and at as low a cost as possible, is essential to our long-term energy security.

“Creating the best possible conditions to build and invest in Scotland is paramount for the realisation of our clean power ambitions.

We will continue to work with government to optimise the Strategic Spatial Energy Plan and take the measures needed to enhance the viability of Scottish projects for the benefit of the whole country.” 

S&P Global Energy Releases Key Clean Energy+ Trends for 2026 as AI Growth and Geopolitical Shifts Reshape Global Energy Markets

The Caparacena plant, in Chimeneas and Ventas de Huelma, is among renewable installations totaling about 400 MW – all solar – that Eni completed in Spain last year, according to a press release by the company January 7, 2025. Eni only announced activation now.

AI-driven power demand surge tests grid, sustainability limits while China consolidates cleantech leadership in transformative year for energy transition S&P Global Energy today released its Top Trends report identifying the pivotal developments shaping clean energy technology, sustainability and growth in global energy markets in 2026. The report was produced by analysts of its Horizons team, which provides comprehensive energy expansion and sustainability intelligence, from big picture trends to asset level insights.

a key constraint on energy security and competitiveness.”

S&P Global Energy Horizons Top Trends for 2026—tackling themes from AI’s rapid growth, geopolitical realignments, and mounting climate risks—highlight how energy expansion and sustainability are necessarily interlinked.

“In 2026, AI’s surging power demand growth will be testing grid limits, revenue models and sustainability goals,” said Eduard Sala de Vedruna, Vice President and Head of Research, Horizons, S&P Global Energy. “The pace of progress will depend on unlocking new capacity and flexibility, with grid modernization

“The interplay of AI-driven demand, grid bottlenecks, evolving procurement strategies, and rising climate risks highlights how energy expansion and sustainability are not parallel ambitions, but intertwined imperatives,” said Leanne Todd, Senior Vice President, Global Head of Horizons, S&P Global Energy.

43

Announcing the start-up, Eni noted the project had been completed while successfully preserving a sixth-century Iberian necropolis.

Archaeological monitoring works at the site in April 2024 had led to the discovery, which yielded funerary ceramic urns and period artefacts, according to Eni. “In compliance with the requirements established for the project authorization process, during the construction of the plant, several measures were implemented to protect the natural environment and preserve the soil”, it said.

Eni already produces solar power in Andalusia through Seville’s 230-MW Guillena plant. 

OGV RENEWAbles SPONSORED BY:

44

LEGAL

Energy in 2026:

By Andy Russell and Laura Petrie, Brodies LLP

Realities and opportunities ahead

Over the last ninety-nine editions of OGV Energy magazine, this legal column has highlighted collaborative contracting, the growing decommissioning obligation, internationalisation of the UK supply chain and wider energy related considerations including financing the energy transition, management of new technologies and protection of intellectual property interests in a global market.

A

s we look towards 2026, the energy sector faces a delicate balance between challenge and opportunity. In the UK, confidence remains fragile following prolonged uncertainty over fiscal policy and a perceived decline in support for oil and gas..

The global market, however, continues to grow with significant projects launched in the Middle East, South America and further afield in Australia, with a new licensing round opened in December 2025. These international opportunities present a clear benefit to the UK supply chain to export their skills and expertise but obviously leave the UK operators facing a potential shortage of skilled support.

UK and UKCS: A year of transition The UK Continental Shelf remains a critical part of the energy mix, but the outlook is challenging. The combination of high tax burdens, regulatory uncertainty and political debate around the Energy Profits Levy has hindered investment. Operators and supply chain businesses are both announcing redundancies in the UK market, reflecting a sector under pressure and bracing for leaner times as focus shifts to shorter-cycle projects and cost control.

At the same time, the energy transition agenda is accelerating. Offshore wind and hydrogen projects continue to attract attention, and carbon capture and storage is moving from concept to delivery. The UK government is engaged in making these projects a success with the proposed extension of the Clean Industry Bonus and future Contract for Difference rounds scheduled. Howeverthere remains a large amount of practical work required to ready the UK’s infrastructure for the anticipated energy generated from these projects.

Europe: Steady advancement amid complex challenges Across Europe, the energy transition continues at a measured pace, though progress remains uneven. Persistent policy uncertainty and unfavourable economic conditions frequently

result in deferred investment decisions.

Nonetheless, significant momentum is evident in sectors such as offshore wind, hydrogen, and digital infrastructure. These developments necessitate specialised legal expertise to structure sophisticated projects, manage associated risks, and ensure compliance with dynamic regulatory frameworks. This is important to the UK market, both for opportunities to secure additional resources should UK supply not meet demand.

United States: Stability amid change On the other side of the Atlantic, the U.S. energy sector enters 2026 on relatively stable footing. Oil and gas production remains strong, supported by LNG export growth and investment in infrastructure. While price volatility persists, the U.S. continues to offer a predictable environment for operators and service providers, in stark contrast to less certain future facing the UKCS. Again, there are lessons to be learned from this market and as 2026 progresses the continued strength of operations in the US will present opportunities for some UK companies looking to expand into wider global markets.

Middle East and ADIPEC: Optimism on display The Middle East stands out as a region of optimism, with major oil and gas projects moving forward alongside significant investment in renewables. This year’s edition of ADIPEC attracted over 239,000 attendees and reported deals worth approximately $46 billion, but more importantly, the conversations we had were marked by genuine excitement. The people we met spoke openly about opportunities and potential entry into the region with a real sense of confidence and positivity. UK companies were strongly represented across the dedicated UK Pavilion, showcasing technologies from carbon capture to AI-driven efficiency tools. This enthusiasm reflects a broader trend: national oil companies and governments in the Middle East continue to sanction projects and diversify into renewables, creating a pipeline of work that will extend well beyond 2026.

Asia: Growth and transition Asia remains a key driver of global energy demand.

Rapid industrialisation and urbanisation continue to underpin oil and gas consumption, while governments accelerate investment in renewables and LNG infrastructure. For companies and advisers, this means navigating complex regulatory frameworks and balancing traditional energy needs with ambitious decarbonisation targets.

Key Trends shaping 2026 In meeting the needs of these varied markets, = there are several themes that are likely to dominate boardrooms in 2026: Cost optimisation and AI: Companies globally are under pressure to reduce operating costs while maintaining efficiency. AI-driven solutions are increasingly being deployed for predictive maintenance, drilling optimisation and supply chain management. This trend raises new considerations around data governance, cybersecurity and contractual risk allocation.

Energy transition and ESG: The push towards net-zero continues to influence investment strategies, commercial and sustainability goals require balancing.

Workforce and skills: Recent announcements of redundancies and consolidation in the oil and gas sector highlight the ongoing challenge of maintaining critical skills.

Mergers and acquisitions are likely to continue as companies seek scale and resilience.

Where do we go from here?

While the UK faces challenges, global markets offer significant opportunities for those prepared to adapt. From Middle Eastern investment programmes to emerging technologies and Asian infrastructure projects, 2026 will reward agility, collaboration and strategic thinking. For legal advisers, the challenge is clear: enable business by offering solutions and deliver value by helping clients navigate uncertainty while positioning them to capture growth in a rapidly evolving energy landscape.  Want to know more?

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

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

INNOVATION AND TECHNOLOGY

45

SPONSORED BY

The UK’s largest innovation funding consultancy Leyton is an international consulting firm that helps businesses leverage financial non-dilutive incentives to accelerate their growth and achieve long lasting performance.

We 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.

LEYTON.COM

Shaping the Future of Innovation Funding in an Evolving Global Energy Landscape As OGV Magazine marks its 100th edition - a milestone that reflects both resilience and evolution across the global energy community - it provides an important opportunity to reflect on how the sector continues to innovate in the face of unprecedented change.

F

or organisations across oil and gas, recent years have brought significant structural pressures: volatile commodity markets, shifting geopolitics, supply-chain uncertainty, and an accelerating global push toward diversified and lower-carbon energy systems.

Yet even amid such disruption, innovation has not slowed. If anything, it has intensified. Across the global energy value chain - from upstream operations to digital transformation and cleanenergy deployment - companies are rapidly investing in new technologies and new business models. At Leyton Group, a global specialist in innovation funding, we witness this momentum first-hand across the nearly 20 countries in which we operate. Our teams support thousands of organisations each year as they push the boundaries of what is possible in energy production, efficiency, decarbonisation, and advanced industrial technology.

What these companies share is not only a commitment to innovation, but a clear need for confidence in how that innovation is funded.

With competition for capital increasing, and with government incentive frameworks continuing to evolve, securing the right mix of grants, tax-based incentives, and strategic funding sources has become a cornerstone of sound planning. Energy challenges today are global - supply chains span continents, and the technologies driving progress - from carbon capture to robotics and hydrogen often rely on cross-jurisdictional collaboration.

Understanding funding pathways at a global level is now essential.

Leyton’s international footprint is designed for this landscape. Over the past 28 years, our organisation has grown not simply by adding offices, but by developing deep local expertise in each market’s regulatory, technical, and economic ecosystem. Our consultants, engineers, and sector specialists work closely

Elena Karadzhova,

International Consulting Director, Leyton Group

with clients on the ground, supported by a global knowledge architecture that allows us to identify emerging opportunities whether through UK innovation incentives, European green-transition programmes, US federal funding, or rapidly evolving schemes elsewhere in the world.

This global capability creates clear synergies between Leyton and the OGV community worldwide. OGV has cultivated a network that brings together operators, supply-chain leaders, technology developers, and decisionmakers across continents. Leyton’s model complements this ecosystem: as OGV’s members and readers pursue international growth, new technology commercialisation, and operational diversification, Leyton can help unlock non-dilutive financial resources in each market. Many of the most promising opportunities today - digital twins, automation, hydrogen pilots, emissions-reduction technologies, advanced inspection robotics are precisely the types of projects that benefit from structured innovation funding and crossborder knowledge sharing. Working together, the OGV community’s global reach and Leyton’s funding expertise can help accelerate new projects, scale emerging technologies, and strengthen the competitiveness of energy businesses worldwide.

It is essential to acknowledge the sensitivity of the current moment. The North Sea remains a critical component of the UK’s energy system, yet the regional workforce continues to face significant contraction. This context underscores the importance of sustained investment, not only in traditional oil and gas operations, but also in new technologies and transition pathways that create future-ready roles.

Governments and regional bodies recognise this urgency. Recent UK Government programmes are providing tailored support

for Aberdeen and Aberdeenshire workers to transition into clean-energy and advanced engineering roles, including offshore wind, carbon capture, and hydrogen. However, sentiment across the region remains cautious, with many stakeholders questioning whether current initiatives are sufficiently scaled or targeted to deliver meaningful long-term impact. Reports on the Just Transition for the Northeast of Scotland further emphasise the need for industry-led innovation and collaboration to protect communities and create new opportunities. Greater coordination between industry and policymakers will be essential if these programmes are to evolve into the level of sustained, structural support the region truly needs.

Our experience across global markets demonstrates that businesses investing in innovation, even during challenging periods, consistently emerge stronger. They become more agile in adapting to regulatory changes, more resilient to market cycles, and better positioned to capture emerging opportunities.

The energy landscape will continue to evolve rapidly. Global funding programmes are expanding in ambition, with governments prioritising decarbonisation, security of supply, and technological modernisation.

For organisations prepared to innovate, the opportunities are substantial - yet navigating these frameworks requires trusted guidance and global insight.

As Leyton continues to expand our global presence, our commitment remains the same: to empower organisations to realise the full value of their innovation. We believe that strong partnerships - across regions, across technologies, and across sectors - will accelerate the responsible and sustainable transformation of the global energy system.

Whether supporting a start-up developing next-gen inspection robotics or a multinational investing in green hydrogen infrastructure, our goal is to ensure that innovation is not limited by financial barriers but enabled by strategic, accessible, and impactful funding.

OGV’s 100th edition celebrates a sector that has repeatedly adapted, reinvented, and risen to meet global challenges. As the next chapter of the energy transition unfolds, we look forward to continuing our collaboration with industry partners, helping organisations innovate with confidence and build a future defined not by constraint, but by possibility. 

For more information visit: leyton.com

46

CONTRACTS SPONSORED BY

DeepOcean awarded IMR contract extension by Equinor

MECC wins $113mln Kuwait Oil Company project contract A major KOC project, the Manfolds and Group Trunk Lines manifold pipeline aims to transport liquids from the wells to gathering centers 29, 30 and 31 Kuwait-based Mechanical Engineering & Contracting Company has secured a major contract from Kuwait Oil Company for one of its key projects – Manfolds and Group Trunk Lines ( MGT) in country’s northern region.

Ocean services provider DeepOcean has been awarded an extension to its existing frame agreement with Equinor for the provision of subsea inspection, maintenance, and repair (IMR) services.

As a part of the renewal, DeepOcean will deploy specialised IMR vessels, along with comprehensive subsea services, throughout 2026 and into 2027.

The scope of work also includes onshore engineering and project management services for various subsea operations. These will be managed from DeepOcean’s office in Haugesund, Norway, and supported by its remote operations centre at Killingøy.

“We are excited that Equinor has chosen to extend our long-term collaboration. This award ensures continuity of IMR operations for Equinor until we take delivery of the environmentally friendly, next-generation newbuild IMR vessel, Rem Ocean, in 2027.

The transition between vessels will now be seamless,” says Olaf A. Hansen, managing director of DeepOcean’s Europe operation. 

Valaris wins multiyear Shell contract Valaris Ltd, the Bermudian-based offshore drilling company, has secured a multiyear contract with Shell for the use of Valaris DS-8, its drillship, on the Orca project off the shore of Brazil.

The agreement is scheduled to begin in the first quarter of 2027 and is expected to run for about 800 days. Valaris said the contract carried a total value of about $300 million.

Shell has also added options that could extend the work by about another year.

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

Anton Dibowitz, the Valaris president and chief executive, said the award highlighted rising interest from international oil companies in Brazil’s deepwater sector.

“We are pleased to have been selected by Shell to provide drilling services on the Orca project,

Mechanical Engineering & Contracting Company were awarded the contract by KOC after they emerged the lowest bidder with KD34.7 million (113 million) price beating three others in the race, said KOC in a statement..

These were Combined Group Contracting Company with a bid of KD35.4 million; Sayed Hamid Behbehani & Sons Company with KD39.8 million and Heavy Engineering Industries & Shipbuilding Company (HEISCO) with KD40.1 million, it stated.

A major KOC project, the Manfolds and Group Trunk Lines manifold pipeline aims to transport liquids from the wells to gathering centers 29, 30 and 31, it added.  demonstrating both their confidence in Valaris to deliver complex deepwater drilling solutions and the growing IOC interest in developments offshore Brazil,” he said.

Mr Dibowitz added that the company has secured more than $2.5 billion in contract backlog so far this year, supporting future earnings and cashflow.

Valaris operates a global fleet of ultradeepwater drillships, semisubmersibles and jackups, and is headquartered in Bermuda. 

CONTRACTS McDermott Awarded EPCIC Contract For Natural Gas Development Project Offshore Brunei McDermott Awarded EPCIC Contract For Natural Gas Development Project Offshore Brunei

The award follows McDermott’s successful completion of front-end engineering design (FEED), engineering optimization and readiness planning for the project.

Under the contract scope, McDermott will provide EPCIC services for a subsea production system and associated infrastructure, including umbilicals, risers and flowlines, which will connect six wells to a floating production unit for natural gas

recovery. McDermott will also deliver EPCIC services for a gas export pipeline that will supply feedstock to Brunei’s liquefied natural gas (LNG) sector.

“Transitioning from FEED to a full EPCIC award underscores McDermott’s engineering excellence and proven ability to deliver complex subsea projects across the region,” said Mahesh Swaminathan, McDermott’s Senior Vice President, Subsea and Floating Facilities. “It also reinforces McDermott’s collaborative approach in working with customers to drive engineering value. We look forward to continuing our collaboration with PETRONAS Carigali Brunei and its partners to advance this project safely and efficiently.”

Project management will be led from McDermott’s engineering center of excellence in Kuala Lumpur, Malaysia, supported by teams across other McDermott offices and project sites.

The gas field is expected to provide a longterm supply of natural gas, supporting Brunei’s domestic energy needs and LNG export commitments. 

Subsea7 awarded contract offshore UK Subsea7 today announced the award of a sizeable1 contract by Ithaca Energy, for the provision of off-station decommissioning services for the Alba Floating Storage Unit and Greater Stella field FPF-1 production facility, approximately 230 kilometres east of Aberdeen.

Hani El Kurd, Senior Vice President of UK and Global Inspection, Repair and Maintenance, Subsea7, said: “This award provides an excellent opportunity to further demonstrate the extent of our three decades of full-field proven decommissioning expertise and our This decommissioning scope includes the flushing of the subsea pipelines, provision of diver support vessel services, and seabed clearance.

Project management and engineering will commence immediately at Subsea7’s office in Aberdeen. Offshore activities are scheduled to commence in Q2 2026.

capability in delivering complex, safe and effective solutions.

“Subsea7

is

proud

of

its

longstanding

relationship with Ithaca Energy, which began

47

Semco Maritime wins drydocking and energy optimisation work for Floatel Floatel International has selected Semco Maritime’s Hanøytangen facility outside Bergen, Norway, to perform a series of modifications and service works on the Floatel Endurance rig ahead of an upcoming contract on the Norwegian Continental Shelf.

Following completion of its current assignment in Canada, Floatel Endurance will sail across the Atlantic to Hanøytangen, arriving in Q1 2026 for yard stay and energy optimisation works.

The Semco Maritime facility at Hanøytangen is a key hub for repair, modification, and conversion work on offshore vessels and units. The site features a 125 by 130-meter dry dock with 16.5 meters water depth, deepwater quays reaching 90 meters, and a modern infrastructure supported by large cranes with substantial lifting capacity, making it one of the most capable drydock setups in the region.

The facility is fully integrated with Semco Maritime’s engineering, project support, and yard service teams. This structure allows the company to handle the full scope of offshore projects, from major conversions and complex upgrades to internal and local compliance work. Combined, these capabilities deliver a complete end-to-end solution for all types of offshore assets. 

in 2008, and looks forward to collaborating closely throughout this project to combine our expertise and ensure its successful delivery.”

More new contract news available

@ www.ogv.energy/news/contracts

CONTRACT AWARDS SPONSORED BY

48

DECOMMISSIONING UK-Brazil Partnership Opens Doors for Decommissioning Collaboration Decom Mission, the only UK-based trade organisation focused upon late life and decommissioning across the energy sector, has signed a Memorandum of Understanding (MoU) with Brazilian organisation, Findes (Federation of Industries of Espírito Santo).

ConocoPhillips sanctions $1.8bn redevelopment project off Norway US major ConocoPhillips has

greenlit the $1.8bn a new project

on the Greater Ekofisk Area in the

Norwegian sector of the North Sea, some 300 km from Stavanger.

The so-called Previously Produced Fields project involves the joint redevelopment of the Albuskjell, Vest Ekofisk, and Tommeliten Gamma fields, with recoverable gas condensate resources estimated at 90 to 120m barrels of oil equivalent.

Plans for development and operation will be submitted to the Norwegian Ministry of Energy in the first quarter of 2026.

Albuskjell and Vest Ekofisk are in the PL018B and PL018F licenses, while Tommeliten Gamma lies in the PL044 and PL044D licenses.

The three fields were shut in before end-oflife in 1998 due to the decommissioning of infrastructure and limited processing capacity at Ekofisk.

Capacity is expected to become available in the late 2020s, enabling future gas production from these fields.

As Brazil’s third-largest oil and gas producing state, Espírito Santo is turning to the North Sea’s experienced providers of late-life and decommissioning activity as it enters its first wave of platform and facility decommissioning.

significant pipeline of international activity,

The MoU has been established to strengthen connections between Decom Mission’s supply chain members and the decommissioning opportunities in the region, which currently include 20 approved onshore and offshore projects sanctioned by Brazil’s National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels.

Paulo Baraona, President of Findes added:

Last month, Findes conducted a trade mission to Scotland, during which the jointly hosted UK-Brazil Decommissioning Business Forum brought together Decom Mission members and companies from the Findes Membership in Espírito Santo.

strengths and regions together for the benefit

Callum Falconer, Decom Mission Operations Director comments: “The Forum marked an important step in delivering on this MoU. By bringing together several of our supply chain members with Brazilian companies seeking their expertise, we were able to establish valuable relationships from the outset.

“Decom Mission has been extending its reach beyond the North Sea for several years.

Partnerships such as this provide an effective route for the UK supply chain to engage in a

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER

while supporting Brazil in pursuing a highly efficient and well-structured decommissioning industry.”

“We are a not-for-profit organisation dedicated to supporting industry, while Decom Mission fulfils a similar role with a specific focus on decommissioning. This MoU, and the

The total project’s capital investment is approximately NOK 19.5bn ($1.8bn). The joint development concept includes 11 wells and four new subsea templates. All the wells will be tied back to the Ekofisk Complex via a shared multiphase pipeline, with first gas scheduled for the fourth quarter of 2028.

ConocoPhillips is the operator of all licenses.

The partners are Vår Energi, Orlen Upstream Norway, and Petoro. 

activities associated with it, bring our of both Findes and Decom Mission members in Brazil and the UK. “Last month’s Forum in Scotland marked the beginning of this partnership, providing an excellent platform for UK and Brazilian companies to explore opportunities within Brazil’s growing decommissioning market.

From here, we can build on those connections and create further avenues for successful collaboration and business development in Brazil. We look forward to welcoming Decom Mission to Espírito Santo in early 2026 to continue this journey.” 

Find out more at: www.archerwell.com I elementalenergies.com

DECOMMISSIONING

49

Petrobras launches tender to reuse the topsides of the P-35 and P-37 platforms Petrobras launched a tender for the reuse of the topsides (production modules) of the P-35 and P-37 platforms, which operated in the Marlim field, in the Campos Basin, with the aim of modernizing them and reusing them in other projects, as a more economical alternative to decommissioning, taking advantage of the hulls of these units. The strategy aims to optimize costs and develop a platform modernization capacity in Brazil, with the P-37 being the first unit to undergo this reconditioning process, followed by the P-35.

Initiative Details: •

Objective: To reuse the production structures (topsides) of the P-35 and P-37 platforms, which have been deactivated, instead of carrying out complete dismantling, which is more expensive and complex.

•

Process: Petrobras plans to modernize the topsides and reassemble them on the hulls of the platforms themselves, which will also be reused, a process that will be carried out in Brazil.

•

Justification: This measure is part of a strategy to gain “muscle” and develop the national capacity for modernizing assets, optimizing costs and taking advantage of existing infrastructure.

•

Next Steps: The P-37 is the first platform to enter this reuse phase, with the bidding process being launched for the decommissioning and reassembly modules.

This initiative represents a change in strategy for the state-owned company, which previously considered dismantling, but now focuses on reusing assets to extend their useful life and reduce costs. 

More new decommissioning news available @ https://www.ogv.energy/news/decommissioning

50

UPCOMING

Your Trusted Global Travel Partner

GLOBAL EVENTS

Your Trusted Global Travel Partner

Offshore Wind Conference V 28 - 29 January 2026 , Glasgow, UK

How Collaboration has Unlocked Opportunity and Growth for ATPI Energy

Charlotte Harris, Head of Energy and Middle East Marketing

As a global travel management company (TMC) with close ties to a multitude of industries, including being the TMC of choice for the energy industry, we have access to many transformational collaborations.

Subsea Expo V 4-5 February 2026 , Aberdeen, UK

The Foresight Event 2026 V 4-5 February 2026 , Liverpool, UK Scottish Energy Futures Con V 10-12 March 2026 , Aberdeen, UK

T

ravel is a fundamental resource in every industry, and we are proud to facilitate opportunities and help create connections for our customer base. And this is an ethos that we value internally too, with strategic partnerships and agreements with external stakeholders and supporters a common theme throughout our business lines. From marine to sport, and corporate to events, ATPI is defined not just by our in-house experts but by the network of collaborators we support and vice versa.

For the energy sector in particular, several of our partnerships and collaborations have demonstrated how working together lifts us all higher and benefits the industry as a collective.

Operational Excellence To benefit energy workforces and crews, we have broken barriers through two partnership agreements. Established specifically with energy travel in mind, these agreements have provided several operational benefits, from saving time and money to mitigating workforce shortages.

Working with Aberdeen-based crew management software provider Onboard Tracker, we helped create a much-needed offshore travel operations hub. Integrating ATPI Bookings with the Onboard Tracker portal, we combined the expertise and software of both companies to provide a system where users can request, manage, and view bookings all in one place. The collaborative software manages a suite of crewing-related operations, offering a centralised system for requesting and tracking every stage of offshore travel to automate manual tasks in one place.

Designed for the energy, marine, and renewables sectors, the partnership was targeted to take a crucial leap forward in crew and travel efficiency.

Enhancing customer experience, this collaboration has helped users control travel costs, streamline payment reconciliation processes, and access key data insights to carbon emissions and traveller wellbeing, supporting ESG commitments.

Similarly, partnering with a global short-term immigration provider, we have sought to help companies fill potential workforce gaps. Following changes in policy, tightening UK migration rules, including the removal of the shortage occupation list, resulted in added difficulties accessing international talent and expertise.

Mitigating these concerns, this additional collaboration aims to equip energy companies with solutions to obtain international personnel and ease staff challenges in an industry facing an aging workforce and an accelerating shift to renewable energy.

Available to energy and marine clients via the ATPI TravelHub, users now have access to specialised visa and immigration services to assist multinational and domestic clients with visa processing and validation, ensuring rapid turnaround and compliance.

Global Growth While we have supported bringing expertise into the UK, as the global partner to the energy industry, we have also used collaboration to break new ground in international markets. In early 2025, we announced our strategic partnership with Saudi Arabia-based Arjaa Travel to extend our presence across the Middle East and beyond.

Providing significant benefits to travellers and corporate clients, this partnership combined our global network, extensive resources, and technical prowess with Arjaa Travel’s deep local market knowledge and established customer base.

Our cutting-edge technology platforms and 24/7 support, with the addition of Arjaa Travel’s local resources, have already proven to provide seamless and hassle-free journeys to meet the needs of customers travelling to the KSA region with the aim of expanding their presence there or helping those in the region create new connections with international businesses.

In the first year of this agreement, the collaboration has resulted in strategic travel planning, cost optimisation, travel policy compliance, and a greater set of advanced reporting and analytics for our customers.

A New Benchmark for Duty of Care The wellbeing of our customers is a top priority for ATPI. So, to enhance how we look after our travellers, we partner with health and security services firm International SOS. Working with International SOS, we have optimised our ability to provide critical and timely safety information for our clients.

The energy industry is a sector that requires a strong and trusted approach to duty of care, with the workforce travelling to high-risk and volatile environments. Assisting our customers across the globe, International SOS work with us to provide essential assistance and support from the planning stage until they return. This includes emotional and logistical support for travellers, full reporting on ongoing situations and emergencies, 24/7 support, and alternative and emergency travel support.

While duty of care support is something we provide internally through platforms such as ATPI Traveller Tracking, our partnership with International SOS only strengthens our commitment and takes wellbeing to a new level.

Congratulations to the entire OGV team for reaching 100 issues of the OGV Energy magazine – we have loved supporting this journey!

VIEW ALL EVENTS AT de

www.ogv.energy 2026 I UTGAVER www.ogv.energy II Januar November/December 2025

www.ogv.energy/events

AUSTRALIA

If you would like to find out how ATPI can help streamline your travel management, email:

atpienergytravel@atpi.com

Take the stress out of crew travel Introducing ATPI CrewHub, ATPI’s proprietary booking platform that reimagines travel for large groups.

Drive down costs and speed up the booking process at the click of a button.

Scan me!

atpi.com

www.ogv.energy I Januar 2026 I

de

UTGAVER