OPPSIGELSER, OMPLASSERING ELLER NATURLIG AVGANG? Terje Nustat, leder i Fagforeningen SAFE frykter 3000 arbeidsplasser forsvinner i fusjonen, men leder i LO-forbundet Industri Energi, Leif Sande, deler ikke bekymringen. (Bilde: Statoil)
GAMMELT: Olje og energiminister Kåre Kristiansen i kontrollrommet åper produksjonen på Statfjord C 2. juli 1985. (Bilde: Statoil)
(Bilde: Anders J. Steensen)
Terje Hauge, plassleder for Statfjord senfase på Statfjord C-plattformen.
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
MER TILSYN: Nettselskapene får en klarere tilsynsplikt med regjeringens nye lovforslag. (Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)
(Bilde: Anders J. Steensen)

Full gass for gamle felt

Det finnes store skjulte gassreserver i mange av oljefeltene på norsk sokkel. Dette skyldes utvinningstrategien for oljefeltene og norsk lovgiving som har forbudt avbrenning av assosiert gass i fakkel. Derfor har oljeutvinning på norsk sokkel forurenset lite sammenliknet med andre land.

Med høye olje- og gasspriser ønsker olje- og gasselskapene å holde liv i feltene lengre. Mange av de store oljeselskapene overlater ofte operatørskapet av feltet til mindre operatører som er spesialiserte til å ta ut restverdier av oljefelt. I Norge er det lite som tyder på at Statoil vil følge denne linje. Tvert i mot ønsker de å viderutvikle utvinningstrategier som maksimerer uttaket av hydrokarboner, olje og gass, også i senfasen av et felt.

For Statfjord-feltet betyr det at Statoil og de andre eierne i feltet investererer 13 milliarder kroner for å hente ut merverdier på 100 milliarder i olje og gass fra reservoaret. Prosjektet vil være retningsgivende for utviklingen av andre store oljefelt som kommer i haleproduksjon om få år.

I tillegg investeres 1,5 milliarder kroner i et nytt eksportsystem, Tampen Link, for eksport av gass over til britisk sektor.



1,9 milliarder fat olje

Fortsatt er det slik at i de aller fleste oljefeltene på norsk sokkel er det mer olje og gass igjen i reservoaret enn det som allerede er tatt opp og solgt på verdensmarkedet. Norske myndigheters mål er at 50 prosent av oljen skal tas opp og overføres fra petroleumsformue til finansiell formue. Forskjellen mellom nåsituasjonen for utvinningsgraden og myndighetenes mål om 50 prosent utvinningrad, er 300 millioner Sm 3 olje, eller i dagens oljepriser – 750 milliarder kroner.

Hvert fat olje koster i størrelsesorden 30 kroner å produsere på norsk sokkel. Driftskostnadene for den ekstra olje kan bli på rundt regnet 60 milliarder kroner. Med andre ord: her er det store verdier å hente for oljeselskapene og ikke minst, Statens pensjonsfond Utland (Oljefondet).

Forutsetningen er at operatørselskapene finner nye og bedre teknologier for å hente ut de ekstra ressursene. Med dagens teknologi og utvinningstrategi vil kostandene for hvert fat produsert øke betydelig. Kostnadsøkningene for utvinning på sokkelen har i de siste to årene økt med nær 50 prosent.



Alt skal ut

Petroleumsloven § 4-1 sier følgende: Utvinning av petroleum skal foregå på en slik måte at mest mulig av den petroleum som finnes i hver enkelt petroleumsforekomst, eller i flere petroleumsforekomster sammen, blir produsert. Utvinningen skal skje i samsvar med forsvarlige tekniske og sunne økonomiske prinsipper og slik at øding av petroleum eller reservoarenergi unngås. For å oppnå dette, skal rettighetshaver fortløpende vurdere utvinningsstrategi og tekniske løsninger og iverksette nødvendige tiltak.

Dette kan tolkes på mange måter, men hovedoppfatningen er at så mye som mulig av ressursene skal hentes ut av reservoaret så lenge det er økonomisk forsvarlig. Ifølge spesialrådgiver Rolf Wiborg i oljedirektoratet, er økonomien ikke nødvendigvis knyttet til operatatørselskapenes krav til avkastning, men til hva som er godt for det norske samfunnet.



Må se på nye løsninger

En operatørlisens på sokkelen varer i 30 år etter at den blir tildelt. Skal en operatør drive et felt ut over denne perioden, må det søkes tillatelse og fornying av lisensen til de norske myndighetene. I denne søknaden må det innarbeides en plan for videreføring og drift, deriblant utvinningsstrategi for å få fornyet tillit.

Når et oljeselskap leverer inn søknad om å forlenge lisensene for et oljefelt, må selskapet komme opp med ny utvinningstrategi for å opprettholde myndighetenes tillit. Statoil går til det skritt å gjøre om Stafjord til gassfelt for å ta ut mest mulig hydrokarboner. Dermed forlenges levetiden på feltet med 10 år. Statfjord blir det første av flere felt på Tampen-området som på sikt kommer til å konvereres fra olje- til gasssprodusenter.

Brent-feltet som er operert av Shell og som ligger like over grensen til britisk sektor, har allerede gjennomført en slik omlegging av utvinningsmetodene.



1100 milliarder kroner siden 1979

Statfjord-feltet har inneholdt enorme mengder med olje og gass. Hittil er verdier for 1100 milliarder kroner hentet ut av reservoarene under de tre plattformene. Det har vært investert 107 milliarder kroner. Statoil og partnerne bruker nye 14,5 milliarder kroner for hente opp verdier for ytterligere 100 milliarder kroner.

Merverdiene skal høstes ved å endre utvinningsstrategi. Oljen er hittil produsert ved at store mengder vann er injisert i reservoaret for å opprettholde trykket. Oljen har inneholdt mye gass som er pumpet tilbake i feltet som trykkstøtte.

De første årene feltet var i drift, fra 1979 til 1985, ble all gass som ble produsert på feltet pumpet tilbake i reservoaret. Det skjedde fordi det ikke fantes avsetning for gassen og fordi det er forbudt å brenne den av i fakkel. Ilandføring kom først i 1985, da Statpipe og prosessanleggene samt terminalen på Kårstø og gassrørledningen til Emden var klar. Men fortsatt ble det produsert langt mer gass enn det som ble sendt til videre prossering på land og salg. Denne gassen ble pumpet tilbake ned i reservoaret for å maksimere uttaket av olje.



Trykkavlastning

Nå skal all denne gassen ut på markedet. Det gjøres ved trykkavlastning av reservoaret. Gassen som strømmer opp skal fordeles mellom eksisterende Statpipe og Kårstøanlegg og en ny rørledning over til FLAGS-rørledningen, Tampen link, på britisk sektor. Behandlingen av Statfjordgassen vil foretas ved St. Fergus-terminalen. Årsaken til at gassen blir brakt i land i Storbritannia er at FLAGs og mottaksterminalen på St. Fergus hadde ledig kapasitet, mens rørsystemene på norsk side er mer enn fulle.

I første omgang er det to av reservoarene, Statfjord og Cookformasjonene, som skal trykkavlastes. I Brentformasjonen skal det fortsatt kjøres alternativ gass og vanninjeksjon. – Dette må vi gjøre for å maksimere uttaket av olje, særlig nå som oljeprisen er høy, forteller områdedirektør for Tampen-området, Lars Christian Bacher i Statoil.



Endres i farta

– Vår ambisjon for Statfjord med dette prosjektet er å få mest mulig hydrokarboner ut av reservoarene slik at vi oppnår en samlet utvinningsgrad på 70 prosent. For å få til det må vi bygge om produksjonsinnretningene både for å kunne ta ut langt mere gass enn tidligere, men også slik at levetiden forlenges med 10 - 15 år. Vi må rett å slett bygge om plattformene fra 1970- og 80-modeller til å bli 2007 modeller den 1.10.2007, da gasseksporten til Storbritannia starter for fullt , sier Bacher.

Shell har tidligere gjort en tilsvarende ombygging på Brent – feltet. Men deres gjennomføringsplan for oppgaven var annerledes. Hele plattformen ble stengt ned for ett år før feltet igjen begynte å produsere gass og olje.

Statoil har valgt en annen gjennomføringsmodell. Plattformene skal bygges om mens de produserer olje og gass som vanlig. Dette setter store krav til planlegging og logistikk. – Du kan si at det er som å bygge om en gammel boble til en ny Passat mens bilen kjører i 100 km/h langs motorveien, sier Bacher. Som understreker at ombyggingen skal skje uten at det går ut over helse, miljø og sikkerhetskravene om bord.



Flere vil bygges om

– Ombyggingen av Statfjord er den første hvor vi bygger om oljefelt med vann- og gassinjeksjon som trykkstøtte til gassfelt. Vi må regne med at det kommer flere slike felt for å maksimere uttaket av hydrokarboner fra reservoarene, understreker områdesjefen. Både Gullfaks, Snorre og Visund kan bli konvertert når de kommer over i haleproduskjon.

– Jeg tror ikke Gullfaks blir det neste store feltet vi konverterer. Det er fortsatt for mange småfelt rundt formasjonen og installasjonene som kan utvinnes med oljestrategi, før vi konvererer prosessanlegget til gass, sier Bacher. Han sikter til prosjekter som Tordis IOR, Gimle, Gulltopp og andre småfelt som fortsatt inneholder betydelig mengder med olje.



Antall senger bestemmer gjennomføringen

Omstillingen for den nye fremtiden gjøres både organisatorisk og på utrustingen. Nye ti års drift av anleggene krever mye, blant annet er boligkvarterene oppgradert til ny standard. Opprinnelig var det tomannlugarer på Statfjord. Disse er nå bygget om til enkeltmannslugarer.

– Vi har bestemt oss for å gjennomføre Statfjord senfaseprosjektet uten å måtte leie inn en boligrigg for ekstra sengekapasitet. Det betyr at prosjektet må styres slik at vi utnytter eksisterende sengekapasitet optimalt, forteller plassleder for Statfjord senfase på Statfjord C-plattformen, Terje Hauge.

Selve grunnbemanningen for å kunne operere Statfjord C er på 32 mann. I tillegg kommer vanlig vedlikehold og modifikasjonsfolk fra Aker Kværner Offshore Partner, KOP, som har V&M-kontraktene med Statoil for Tampen-området. Rundt 150 - 200 senger er derfor til enhver tid tilgjengelig for å gjennomføre de nødvendige ombyggingene både i prosessanlegget, boligkvarteret og boreanlegget.



Mangler ingeniørkapasitet

Totalt er det rundt 130 brønner i Statfjord-reservoaret. Av disse er 90 produksjonsbrønner, mens 30 er injektorer, enten av vann eller gass. Når feltet bygges om skal det bores 76 nye brønner. Av disse skal 10 utrustes med 1 MW nedihullspumpe for sjøvann. Disse pumpene skal brukes for å redusere trykket i reservoaret raskere enn med kun gassuttak fra brønnene, og dermed øke gassproduksjonen.

Statfjord B og C får de største ombyggingene. Her skal det inn nytt og oppgradert boreutstyr. I alt 14 brønner skal utrustes med gassløft. Dvs at det installeres et tynt gassrør inne i en oljebrønn. Gassen slippes ut i bunnen av brønnen for å få oljen opp til prosessanlegget. Fra høsten i år skal prosessanlegget bygges om for å kunne håndtere lavere trykk og større gassproduksjon.

– Den største flaskehalsen i prosjektet er ingeniørarbeidene. Selv om Aker Kværner som har oppdraget på Statfjord B og C, får utført en del av arbeidet i India, er det fortsatt utfordringer med å få tak i kompetent personell som kjenner til de eksisterende utrustingene på plattformene, forteller prosjektleder for Statfjord Senfase, Bjarne Bakken.

Vetco Aibel, som har ansvaret for ombyggingen på Statfjord A, hadde problemer med å frembringe folk som kunne oppgradere de 30 år gamle Elliott-kompressorene på plattformen. Det løste seg ved at de leide inn en engelsk pensjonist.



Lange leveringstider

En annen utfordring er leveringstidene. Særlig for det nye boreutstyret er det krevende å få frem utstyret i tide. Bygggeboomen i riggmarkedet har tatt omtrent all ledig kapasitet hos underleverandørene. Det gjelder særlig trekkverk og nytt utstyr for slambehandling. – Vi bygger om boreutrustningen fra likestrømsdrift til vekselstrøm. I tillegg er mye av det gamle utstyret utstlitt og må erstattes slik at vi møter dagens krav til sikkerhet og arbeidsmiljø, forteller Hauge.

Varme- og ventillasjonsanlegget, borepaneler og all elektrisk utsrustning er skiftet ut. Også den fleksible kabelen som sørger for forbindelse mellom det bevegelige boreanlegget og den faste plattformen, er byttet.



Sikker og god drift

Statfjord-plattformene har vært robuste. Oppetidene for det tekniske anlegget er over 99 prosent. – Vi må opprettholde denne gode driften også under ombyggingen sier plattformsjef Thorstein Thoresen. Han skryter av samarbeidet mellom ombyggingsprosjektet og driftsorganisasjonen om bord og på land. Særlig er de daglige videomøtene med landorganisasjonen i samarbeidsrommet nyttige hvor kritiske data rundt prosjektet og driften drøftes og avgjørelsene fattes.

– Et annet viktig element i gjennomføringen av prosjektet er at alle oppgaverer skal gjennomføres med en sikker jobbanalyse før arbeidet settes i gang. Slik får vi redusert risiko og kan gjennomføre prosjektet uten skader på medarbeidere, forteller han. Thoresen legger vekt på kollegaprogrammet i Statoil som bidrar til økt sikkerhetsbevissthet også under gjennomføringen av oppgavene ute i felten.



Færre utslipp

Omleggingen av produksjonen krever mindre energi. Årsaken er at både gassinjeksjon og vanninjeksjonen kuttes ut og at behovet for kraft er redusert. Behovet for fakling er også mindre. Det samlede CO 2-utslippet fra plattformene er redusert med 49 prosent mens NO x-utslipper blir redusert med 42 prosent. De samlede CO 2 utslippene over tid går ikke ned, fordi plattformene forlenger levetiden, mens punktustlippet er mindre.

Et ledd i prosjektet er også en omlegging av bruk av kjemikalier i borevæsken.

Fortsatt vil feltet produsere store mengder vann. For å rense dette vannet har Statoil valgt å bruke CTour-teknologien, som gir utslippsnivåer langt under det tillatte.