– Poenget er ikke å fjerne menneskene, men å la maskiner gjøre oppgavene som de kan bedre

Ivar Aasen/Nordsjøen: Bak hvite florlette skyer kunne den blå himmelen skimtes over Nordsjøens nye, svarte gullgruve. Her, på Utsirahøyden, denne geologiske høydeformasjonen ute i havet, ligger et godt knippe av norsk sokkels nye oljefelt: Gina Krog. Giganten Johan Sverdrup. Herfra, fra boligkvarteret på Ivar Aasen kan man se Lundins Edvard Grieg-plattform et stykke unna.

Under havbunnen på 112 meters dyp ligger mellom 150 og 200 millioner fat olje skal hentes opp de neste årene.

Men operatøren, Aker BP – tidligere kjent som Det norske – har forsøkt å legge til rette for digitalisering og automatisering av plattformen, slik at den blant annet kan fjernstyres fra land.

– Ble sabotert av ingeniører

Dette temaet var i sin tid en så opphetet diskusjon at daværende administrerende direktør i Det norske, Erik Haugane, følte seg sabotert av sine egne ingeniører. Haugane ønsket seg nemlig ikke et kontrollrom på plattformen i det hele tatt.

– Jeg forsøkte å få med lisenspartnerne og egne ingeniører på at vi ikke skulle ha et offshore kontrollrom på Ivar Aasen, da denne funksjonen kan løses mye bedre og billigere fra land. Etter å ha tilbakevist alle forsøk på tekniske motargument begynte man rett og slett å sabotere beslutningsprosessene, fortalte Haugane til Teknisk Ukeblad etter at han sluttet i selskapet.

Haugane ønsket for øvrig heller ikke at det skulle være røykerom på Ivar Aasen. Dette fikk han viljen sin på en god stund. Men etter han sluttet i selskapet, ble det sneket inn et lite røykerom likevel.

Men på tross av at Haugane ikke fikk viljen sin på å droppe kontrollrommet offshore fullstendig, er det ifølge dagens administrerende direktør, Karl Johnny Hersvik, lagt til rette for så effektive operasjoner som mulig.

– Vi har valgt å instrumentere prosessanlegget i veldig høy grad. Det er nok et av de mest gjennominstrumenterte prosessanleggene på norsk sokkel.

– Også har vi lagt ned en splitter som gjør at vi kan styre prosessanlegget fra land. Det betyr også at vi kan diagnostisere alt av utstyr fra land. Det betyr at vi slipper å sende ut folk for å diagnostisere utstyr, sier Hersvik.

Han påpeker at Aker BP og partnerne på utbyggingen har valgt materialkvalitet som trenger lite vedlikehold.

– Det er faktisk ikke ett rør på Ivar Aasen som ikke er høykvalitetsstål. Så her vil du finne Super Duplex, Inox og diverse kledde varianter også. Det er den ene biten av det. Vi står nå på et boligkvarter som er laget av aluminium, av samme grunn, sier Hersvik.

• Oljeplattformer har gjerne over 100 personer ombord: Denne trenger kun 20

Fjernstyringens historie

Men hvordan ser det ut for fremtiden for fullstendig fjernstyring av norske oljefelt? Det kommer litt an på hvordan du ser på det, ifølge professor ved institutt for teknisk kybernetikk på NTNU, Bjarne Foss.

Det hele startet på mange måter med integrerte operasjoner for mer enn 10 år siden.

– Da flyttet man noe personell onshore i kompetansesenter som støttet de som jobber på plattformene. Med IKT-teknologi og fiber på sokkelen kan man enkelt jobbe sammen og utveksle store mengder informasjon mellom land og plattform.

– Dette var første steget på vei mot fjernstyring, sier Foss.

Han forteller at det neste steget på vei mot full fjernstyring, er det som kan kalles delvis bemannede plattformer.

– Dette betyr helt enkelt at man kun er bemannet i spesielle perioder, for eksempel ved workover og vedlikehold. Ellers er operasjonene fjernstyrte. Dette er teknisk mulig med dagens sikkerhetsnivå, sier professoren.

Et eksempel på dette er enkle ubemannede brønnhodeplattformer, uten fasilieter eller livbåter, der brønnene er plassert på plattformdekket. Så tidlig som i 2003-2004 satte BP delvis fjernstyrte plattformer i produksjon fra Valhall-feltet på norsk sokkel.

• TU Ekstra: Det nærmer seg en storulykke på norsk sokkel. Det vil ikke være overraskende

– Oljeindustrien henger etter

En annen variant av fjernstyring er subsea-konsepter, der viktige deler av utstyret som tidligere har vært topside, nå er flyttet ned på havbunnen.

– Dette startet på mange måter med Troll Pilot i år 2000 hvor en enhet for separasjon av olje og vann ble plassert på havbunnen. Etterhvert plasserte man mer avansert utstyr under vann, ifølge professoren.

– Dette har endt med å plassere kompressorer på havbunnen. Disse er store roterende maskiner som krever mye elektrisk effekt, flere titalls megawatt. Det ultimate er sånn sett å flytte alt fra topside til havbunnen. Slikt utstyr er per definisjon fjernstyrt, fordi du ikke har aksess, annet enn ved intervensjon eller andre spesielle operasjoner. Dessverre er subsea-utbygginger ofte forbundet med høye kapitalkostnader, sier han.

Foss understreker at i overskuelig framtid så vil plattformbaserte felt tidvis kreve bemannede operasjoner.

– Du vil alltid ha behov for å bore brønner. Komplettere brønner. Plugge brønner. Men det som det hersker liten tvil om er at driftsstrategien, den daglige operasjonen, kan trekke mye mer på digitalisering enn man har sett til nå.

Han sammenligner oljeindustrien med nærliggende industrier.

– Se for eksempel på prosessindustrien. Der ser du at bruken av automatisering ligger langt foran oljeindustrien. Hvis prosessindustrien hadde vært driftet med samme presisjon som på norsk sokkel, så ville den rett og slett ikke vært konkurransedyktig.

– Årsaken er at man ikke har gått langt nok og brukt nok ressurser på å få en presis drift offshore. En av grunnene til det er at man frem til 2014 har hatt særs store driftsmarginer. Det har gjort at man ikke har blitt tvunget inn i et slikt regime, sier han.

• Bli med på ombord: Klikk deg rundt og se sentrale områder på Ivar Aasen-plattformen

– La folk gjøre det de er gode på

Bjarne Foss sier dog at det ligger store muligheter for norsk sokkel fremover. Spesielt dreier dette seg om utnyttelsen av en allerede svært kraftfull infrastruktur for innsamling og tilgjengeliggjøring av data, både sanntids driftsdata og historiske data.

– Det ligger et stort potensial i å utnytte denne voksende datamengden, både til å effektivisere drift og til å øke graden av autonomi, sier han.

Det er flere aspekter ved økt digitalisering og økt grad av fjernstyring som kan slå heldig ut. Et element er økonomi ved at det faktisk er billigere å ha folk på land enn ute i havet.

– Et annet aspekt er sikkerhet. Det er tryggere å ha folk på land enn på en plattform. Sånn er det bare. Rent økonomisk, derimot, er jeg usikker på hvor mye det faktisk vil ha å si om man får redusert antall personer fra 16 til 10. Men du får i hvertfall en mer konsistent måte å drifte feltet på.

– Dessuten: Det er ikke et poeng å fjerne så mange mennesker som mulig. Men du skal fjerne de oppgavene som maskiner gjør bedre enn mennesker. Så lar du folkene gjøre det de er gode på: Kreativ problemløsning, sier professoren.

Han mener at man i tiden fremover vil se en rekke tekniske utviklingstrekk på sokkelen, som vil gjøre plattformene til mer autonome enheter.

– Innen drift vil man se mer robotiserte løsninger for vedlikehold og inspeksjon, og innen boring der automatiserte enheter overtar for folk.

– En annen trend er dette med prediktive teknologier. Med store mengder måledata fra felt kan du si mye om statusen på systemet, for eksempel evaluere ytelsen på ulike brønner. Eller vurdere om vedlikeholdsarbeid bør gjøres nå, eller om det kan vente til det neste planlagte vedlikeholdet om for eksempel et halvt år. Her står millionbesparelsene i kø, ifølge Foss.

• Fjerner folk offshore: Nå overtar robotene alle operasjoner på boredekket

Teknologibamsen Statoil

Han sier at det som gjør at digitalisering har blitt en megatrend nå, er at en rekke teknologier har utviklet seg i parallell.

– Vi har drevet med automatisering på institutt for teknisk kybernetikk i mer enn 50 år. Det som skjer i dag er at flere teknologier har modnet seg samtidig, noe som gir kraftfulle synergier. Det dreier seg om sensorer, tilgjengeligheten av data, nettverk og kommunikasjon, evnen til å visualisere data, kunnskap innen automatisering og robotisering, samt AI-orienterte teknologier som maskinlæring.

– Dette er litt det samme som man ser i autonome biler. Det er ikke utviklingen av én teknologi, men parallellutvikling langs mange teknologiakser som gir resultatene.

Foss tror at norske leverandører er godt i stand til å levere i et slikt marked, og peker på både ABB og Kongsberg Gruppen. Han tror for øvrig at det er de små oljeselskapene har spesielle fortrinn for å utnytte fjernstyringsmulighetene best.

– De små selskapene – som Aker BP og Lundin – har lettere for å kunne hive seg rundt. Den store teknologibamsen Statoil er selvsagt viktig med utbygginger som den fjernstyrte Valemon-plattformen, men med den typen teknologi vi snakker om her mener jeg de små er best posisjonert.

• Derfor valgte Lundin norsk: «Heller én mann i Verdal enn 100 i Korea»

Klarer seg med 16 personer

Karl Johnny Hersvik i Aker BP sier til Teknisk Ukeblad at Ivar Aasen-plattformen ikke kommer til å bli noen fullstendig fjernstyrt plattform.

– Selve driften kan ikke tas fra land. Kontrollrommet kan du i prinsippet styre fra land. Men det er ikke sikkert at det kommer til å skje. Jeg tror hovedeffekten av instrumenteringen av IT-systemene vi har satt opp, er å få gjort en raskere og kjappere diagnostisering, slik at kontrollromoperatørene kan fokusere på å drifte anlegget mens feilsøking kan gjøres andre steder.

– Det andre er at det gir oss en unik mulighet til å trene og samkjøre operasjoner, enten det er logistikk, drift, vedlikehold eller andre ting, sier Hersvik.

– Har dere lagt opp til å ha så få personer som mulig her ute?

– I seg selv er ikke det noe mål. Men det vi har gjort er at vi har valgt en løsning som er så effektiv som vi får til. Hvor vi har valgt nye teknologiplattformer der hvor det har vært fornuftig og mulig. Det har i sum medført at bemanningen er betydelig lavere på denne type installasjon enn den var for bare ti år siden.

Hersvik mener at de kan klare seg med en relativt lav bemanning på Ivar Aasen, selv om et vanlig skift vil ligge på rundt 20 personer i et vanlig driftsdøgn når alt er normalisert.

– Vi har vel en minimumsbemanning på rundt 16. Men det handler om beredskapssituasjoner og evnen til å håndtere en beredskapssituasjon her ute som er dimensjonerende faktor for det.

• 1 uke overtid i Nordsjøen: 82.362 kroner