Hittil er over 52 felt med petroleumsforekomster i drift på norsk sokkel.
Nærmere 75 plattformer er bygget og i tillegg er det satt i drift rundt 100 undervannsbrønner.
De samlede investeringene er på rundt 1100 milliarder kroner i løpet av de 30 årene oljevirksomheten har vært i Norge.
Virksomheten i Nordsjøen står for 23 prosent av Norges brutto nasjonal produkt, 32 prosent av statens inntekter og 45 prosent av Norges eksport. Papirindustriens eksport er til sammenlikning i underkant av en prosent av verdien av vår olje og gasseksport.
Petroleumsvirksomheten er helt avgjørende for norsk økonomi og betydningen den har for vår velferd er økende. De tre første kvartalene i år var verdien av vår olje og gasseksport hele 241,5 milliarder kroner. Til sammenlikning koster den samlede driften av kommune-Norge rundt 200 milliarder kroner årlig.
Men for å opprettholde eksporttallene kreves det innsats fra mange mennesker. Rundt 80.000 personer er sysselsatt i eller i tilknytning til næringen. Stadig mer må investeres i teknologi og i vedlikehold for å opprettholde en høy produksjonsrate fordi en stor del av våre felt er kommet over sitt toppnivå, platå, når det gjelder produksjonsvolumer.
Det kreves stadig økt innsats av energi og teknologi for å få mer olje og gass ut av reservoarene. Dagens utvinningsrate nærmer seg 35 prosent totalt, fra faste innretninger er enkelte som på Statfjordfeltet nærmer 60 prosent i utvinningsrate, dvs 60 prosent av de påviste petroleumsreservene kan utvinnes, mens for undervannsanlegg er denne nede i 17 prosent.
Med andre ord er det mye å hente i havbunnen fortsatt. Dette er beskrevet i Stortingsmelding 38 2002 - 2003, Olje og Gassmeldingen.
80 års drift
I Olje og gassmeldingen beskriver regjeringen to scenarier - forvitringsbanen og den langsiktige utviklingsbanen. Alle oljeselskapene ønsker å møte den langsiktige utviklingsbanen som vil gi økt verdiskaping på 2000 milliarder kroner eller to ganger landets BNP, i forhold til forvitringsbanen.
Men dette kan ikke oppnås uten økt innsats innen forskning og utvikling og ikke minst fra operatørselskapene og de som driver videreutviklingen av de enkelte feltene fremover. For det er på det enkelte felt at behovet oppstår, og ikke i hodet på forskere og andre interessenter.
Norsk olje og gassvirksomhet skal være levedyktig i mange år til. Ekofisk, som var det første oljefeltet, ble satt i drift i 1972. Hittil har ConocoPhillips planer om å videreføre driften frem til 2050. Troll Gass skal leve i nærmere 80 år til. Nye felt som bygges ut som Grane, har levetid på 30 år, osv. osv. Derfor er noen av de mest attraktive kontraktene for leverandørindustrien rammekontraktene som går på vedlikehold og modifikasjon. De er langvarige, ofte med opsjoner på inntil 12 år, de sikrer god sysselsetting og jevn inntekt.
Jevnt fordelt
Som regel er det de store leverandørene som har vunnet modifikasjons og vedlikeholdskontraktene. De er fordelt omtrent slik utbyggingskontraktene i sin tid ble fordelt. ABB har kontrakten for Ekofisk pluss Statoils installasjoner i Nordsjøen og Troll, Aker Kværner for Tampen-området, men Aker i samarbeid med Reinertsen i Trondheim dekker Haltenbanken.
Akers kontrakt på Tampen omfatter Statfjord, Gullfaks og etterhvert også Snorre og Visund når Statoil overtar operatøransvaret for disse fra 1. Januar 2003. Verdien på en slik kontrakt er på nesten syv milliarder kroner fordelt over en periode på 11 år.
Hvert år vil rundt 600 personer bli sysselsatt i kontrakten. Innholdet i kontrakten omfatter på den annen side ikke bygging av nye moduler på plattformene, de går ut på anbud, men det er klart at de som har dypest innsikt i plattformenes ve og vel, V&M leverandøren, har et fortrinn når anbudene leveres og evalueres. Dessuten er timeratene og personellet som det er behov for tilpasset V&M arbeidet. Dette gir en effektiv måte å videreutvikle plattformene på.
Det seneste eksemplet for slike preferanser var Hydros tildeling av to nye gassmoduler for Visund Gass eksportsystem. Denne kontrakten ble gitt til ABB. Verdien av de to modulene som skal på Visund er på rundt 600 millioner kroner. Men samtidig med denne kontraktsinngåelse ble V&M kontrakten som ABB hadde med Norsk Hydro med Statoils aksept, forlenget med to år, til tross for at Statoil overtar operatøransvaret for Visund fra nyttår. - Vi er glade for forlengelsen av V&M kontrakten som innebærer at arbeidet med installasjon og uttesting av de to nye modulene offshore kan samordnes med de vanlige offshorerotasjonene. Noe vi mener kan gi en rimeligere og bedre løsning kvalitetsmessig for Visund, sa Rasmus Sunde i ABB Offshore Systems da kontrakten ble undertegnet.
Må vedlikeholdes
Det er store utfordringer for de felt som er bygget ut med undervannsanlegg. Undervannsbrønner er vanskeligere å komme til. Brønnvedlikeholdet er ikke enkelt og ved feil på utstyr er langt vanskeligere å finne og reparere. - Opprinnelig regnet folk med at undervannsutrustning var tilnærmet vedlikeholdsfritt. Erfaringene i løpet av de ti årene som har gått siden de første undervannsbrønnene ble satt i drift er at de krever tilsvarende vedlikehold som annet mekanisk utstyr. Det gjelder både ventiler og kontrollsystemer, forteller avdelingsleder Jan Henry Melhuus ved ABB Offshore Systems ved Dusavika.
Rundt 300 mann er i arbeid med ferdigstilling og vedlikehold av undervannsutrustning ved verkstedet som kan stå som eksponent for den omstilling som må til for en del av verkstedsindustrien. Opprinnelig produserte ABB prosessmoduler og prosesspakker ved verkstedet. Dette ble for dyrt i Norge og er overført til et verksted i fjerne Østen. For å så å ende som et verksted for vedlikehold og klargjøring av undervannsutrustning. - Vi må tilpasse oss et aktivitetsnivå som samsvarer med størrelsen på lokalene vi har. Det gir en fornuftig inntjening, mener Melhuus.
Kontinuerlig oppgraderinger
Investeringene årlig for vedlikehold, modifikasjoner og drift ligger på rundt 35 milliarder kroner, eller rundt halvparten av de totale investeringene på norsk sokkel. Når en stor del av de største installasjonene etterhvert begynner å trekke på årene, må mye utstyr skiftes ut. Den rivende teknologiske utviklingen innen kontroll og reguleringsutrustning, samt myndighetskrav til mer optimal produksjon med lavest mulig forbruk av energiressurser, gjør sitt til at plattformene må oppgraderes kontinuerlig.
Statoils Heidrun-plattform har nylig fått ny kontroll og reguleringsutrustning, Hydro planlegger å skifte hele systemet på Oseberg feltsenter, ikke bare fordi utstyret er gammelt, men også av plassehensyn. Feltet har blitt utvidet så mye at plassen i kontrollrommet rett og slett er for liten. Tilsvarende problemstillinger kan dukke opp når satellittfelt skal knyttes opp mot eksisterende infrastruktur.
Økende krav til HMS gir også utslag i oppgraderingen. Målet om å oppnå null skadelige utslipp til sjø fra oljeinstallasjonene innen 2005, setter store krav til vannrensing og boreutrustning om bord. Ikke uten grunn har Norsk Hydro gått inn i selskaper som lager slikt prosessutstyr.
Mer gass
Hittil har det meste av gassen som er tatt opp på norsk sokkel vært pumpet ned i reservoarene som trykkstøtte for oljeutvinningen. Etter som gassen blir mer og mer etterspurt i Europa som energikilde, samt at forholdene i reservoarene krever at gassen også tømmes, så installeres utstyr for gasseksport på eldre plattformer. Dette gir omfattende ekstraarbeider og sikrer mange norske bedrifter arbeidsplasser.
Utfordringen for de mange små bedriftene er hvor i organisasjonene de skal henvende seg for å få salg og oppdrag på sokkelen. Skal de henvende seg til oljeselskapet, til V&M leverandørene, til driftsorganisasjonen? Dette er en jungel. Erfaringene er at de som sitter med skoen på er de som vet hvor den trykker. Derfor er en god kontakt med driftsorganisasjonene fortsatt den beste måten å få være med i det industrieventyret som pågår utenfor vår synsvidde på norsk sokkel.
