Draugengass – fakling eller reinjisering

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Draugen var det første feltet som ble bygd ut nord for 62. breddegrad. Der fantes ingen infrastruktur for eksport av olje eller gass fra området. Det skapte noen utfordringer.
Fakta:
  • Norske Shell var operatør for Draugen på blokk 6407/9 – utvinningstillatelse PL093 – tildelt i 8. konsesjonsrunde i 1984.
  • Norske Shells eierandel på 30 prosent. Statoil 50 prosent. BP 20 prosent
— Fakling på Draugen. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum
draugengass falking eller reinjisering, illustrasjon, kart,
Fra forsiden til Draugen field, plan for development and operation, 1987

Geologien i området der Draugen ble påvist er spesiell. I letefasen var det flere geologer som trodde det ikke var dannet hydrokarboner i området, men at olje kunne ha migrert dit fra områder på Haltenbanken der det allerede var gjort funn. Bergartene som var interessante å undersøke, lå grunt i havbunnen. Fokus ble rettet mot et område der de seismiske undersøkelsene viste antydning til en forhøyning. Antagelsene viste seg å stemme, og Draugen-funnet ble gjort i en reservoarbergart med gode produksjonsegenskaper. Feltet var først og fremst et oljefelt, men det var også mindre mengder assosiert gass.[REMOVE]Fotnote: Lerøen, B., & Norske Shell. (2012). Energi til å bygge et land : Norske Shell gjennom 100 år. Tananger: A/S Norske Shell.: 173–74. 

Oljetransporten fra feltet kunne skje med tankskip, men hva skulle en gjøre med gassen i et område fullstendig uten infrastruktur for gasseksport? Det er spørsmålet vi skal se nærmere på i denne artikkelen.

Mulig felles gassløsning for Haltenbanken?

draugengass falking eller reinjisering, illustrasjon, kart,
Illustrasjon hentet fra Draugen field, Plan for development and operation, 1987. Illustrasjon: A/S Norske Shell

En studie av transportløsninger for olje og gass fra Haltenbanken ble igangsatt i 1985. Draugen ble vurdert utbygd samtidig som Heidrun ble vurdert bygd ut med Conoco som operatør. Siden det var flere påviste reserver på Haltenbanken (Midgard, Tyrihans, Smørbukk, Smørbukk Sør og Njord), og det var muligheter for flere funn, lå forholdene til rette for en viss samordning.

Olje- og energidepartementet ba, i brev av 24. februar 1987, de fem operatørene i området om å gå sammen om en felles utreding av ilandføringsproblematikken. Rapporten var ferdig i september samme år. For oljens del ble bøyelasting anbefalt som den mest gunstige løsningen økonomisk sett av Statoil, Saga, Conoco og Shell, mens Hydro som hadde utredet muligheten for rørledningstransport av råolje til en landterminal, gikk inn for ilandføring av olje i rør.

Når det gjaldt gassen ville en ilandføringsløsning for Haltenbanken tvinge seg frem på sikt, men det var usikkert når dette kunne skje, og hvilken løsning som skulle velges. I 1988 hadde Shell og departementet flere samtaler om hvordan gassen fra Draugen skulle disponeres. Departementet ønsket å pålegge rettighetshaverne å finne en langsiktig løsning som innebar deltagelse i et samordnet transportsystem for ilandføring av gass fra flere felter på Haltenbanken, blant annet Heidrun, med investeringer proporsjonalt med kapasitetsbehovet.[REMOVE]Fotnote: Brev av 14. desember 1988 fra Olje- og energidepartementet til energi- og industrikomiteen.

Hvordan gassen skulle utnyttes var et annet spørsmål. Statoil som hadde en ledende rolle i arbeidet med utbygging av rørledningsnettet på sokkelen, sto i spissen for utredningene om gassmarkedet og hvor en eventuell gassterminal skulle ligge. Statoil og NVE hadde allerede en tid samarbeidet om å utrede et gasskraftverk i Midt-Norge.[REMOVE]Fotnote: NTB. (1986. 6. mars). Statoil og NVE vurderer gasskraftverk. 

Statkraftverkene utredet mulighetene for et gasskraftverk, som hvis det ble bygget, ville bli det største i Europa – 30 ganger større enn kraftverket i Alta som sto ferdig i 1987, og som det hadde vært så mye protester mot. Kraftproduksjonen i et gasskraftverk kunne bli opp til 15 TWh i året. Både det svenske og finske statskraftverket så med stor interesse på mulighetene for import og diskuterte dette med ledelsen i NVE.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1986. 27. november). Gasskraftverk planlegges i MidtNorge.

Hvor gassen skulle ilandføres var et vesentlig spørsmål. Det ble pekt på fem alternativer fordelt på tre fylker: Nord-Trøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal.

Hvor store gassmengder som skulle ilandføres var enda ikke klart. Derfor ble tre alternativer utredet; ett minimumsalternativ som innebar produksjon av elektrisitet på 0,700 TWh til lokalt forbruk, et større gasskraftverk på 2,500 TWh med eksport av elektrisk strøm til Sverige og et maksimumsalternativ som i tillegg til gasskraftproduksjon innebar eksport av gass til potensielle markeder. Det var snakk om gassmengder på henholdsvis 1.0, 3.5 og 8.0 milliarder m3 i året for de tre alternativene.[REMOVE]Fotnote: Norske Shell AS, Draugen – konsekvensutredning. (1987).: 56.

I Stortingsproposisjonen 56 (1987–88) som bygde blant annet på denne utredningen, ble det lagt til grunn at et gassrør fra Heidrun og Draugen, med en transportkapasitet 1.0–1.5 milliarder m3 gass per år til en ilandføringsterminal og gasskraftverk ville koste 2,5 milliarder kroner. Ilandføring av 1.0 milliarder m3 gass per år kunne gi grunnlag for 4,500 TWh per år i et gasskraftverk. Et annet alternativ var å bruke gassen som råstoff og energi i industriell produksjon. På lengre sikt kunne salg av gass til Sverige eventuelt med rørledning via Østlandet være en mulighet, salg av gassbasert kraft til Finland/Sverige et annet. Tilknytning til eksisterende rørledninger i Nordsjøen og salg av LNG ble også diskutert.[REMOVE]Fotnote: Norsk olje- og energidepartement. (1987-88). Innfasing av feltutbygginger i årene fremover. Utbygging og ilandføring av olje og gass fra Snorrefeltet. St.prp. nr. 56 (1987–88). Pkt. 17. Oslo: Departementet.

I 1989 hadde det norske Gassforhandlingsutvalget (GFU), som besto av de norske selskapene Statoil, Norsk Hydro og Saga, møter med svenske myndigheter om gassleveranser fra Haltenbanken. Forhandlingene dreide seg om et volum på 2,5 milliarder kubikkmeter gass fra 1995. Svenskene stilte imidlertid krav som var vanskelige for GFU å imøtekomme. De forlangte at minst et av gassfeltene de skulle få sin gass fra, skulle hentes sør for 62 breddegrad. Men med de relativt beskjedne volumene svenskene ønsket seg fra midten av 1990-årene, var det ikke økonomi i en rørledning både fra Haltenbanken og en fra Nordsjøen, og forhandlingene strandet.

Begrunnelsen for svenskenes krav var at gassleveransen fra Haltenbanken alene ikke ville gi tilstrekkelig sikkerhet, særlig for kraftverkene som var tenkt å bruke deler av gassen til å produsere elektrisk kraft. Svenskene mente at regulariteten med leveranser fra Nordsjøen ville være langt bedre. Gass fra Haltenbanken til en terminal på land før den gikk til Gøteborg-området, ville være for sårbar når det skulle gjøres vedlikehold og det kunne risikeres driftsstans på flere av knutepunktene underveis. Utbygginger med undervannsløsning, reduserte ikke risikoen. I Nordsjøen vil det være flere felt og alternative leveransekilder, mente svenskene som i stedet jobbet videre med alternative leveranser både fra Sovjet og leveranser fra eller via Danmark.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv. (1989. 14. oktober). Svenskene vil ikke ha Haltenbanken.

Fra fakling til reinjisering av gass

Shells opprinnelige plan for Draugen var kontrollert avbrenning av gassen, også kalt fakling, de første produksjonsårene. Det sto i klartekst i PUDen som ble oversendt myndighetene 22. september 1987.

Shell påpekte at den assosierte gassen fra feltet kunne ilandføres i en samlerørledning og brukes i et gasskraftverk, men det ville ta lang tid før et slikt gasskraftverk sto klart, og i mellomtiden var den beste og rimeligste løsningen å brenne gassen på feltet.

Rettighetshaverne hadde også gjennomført studier som viste at det var mulig å reinjisere gassen i en separat formasjon, men det ble ansett som for dyrt. En løsning med gassinjeksjon ville dessuten bare være mulig i noen få år, etter cirka tre år ville gassinjeksjon gå ut over oljeproduksjonen.

draugengass falking eller reinjisering, avis,
Stavanger Aftenblad 4. mars,1988

Forslaget om å brenne gassen fra Draugen ble gjenstand for negativ oppmerksomhet. I Bergens Tidende ble gassbrenning på Draugen presentert under følgende overskrift: «Energi tilsvarende seks kraftverk i Alta brennes på Draugen». I avisreportasjen het det at «Sentrale aktører i det norske oljemiljøet karakteriserer overfor Bergens Tidende Shells planer for Draugenfeltet som ren galskap, og foreslår at denne feltutbyggingen skyves ut til andre halvdel av 1990-årene».

Olje- og energidepartementet var ikke nådig. Ordbruken overfor Shell i stortingsproposisjonen ble nokså skarp:

«Hvis rettighetshaverne på et senere tidspunkt skulle motsette seg å delta i et transportsystem for gass på betingelser som myndighetene finner å måtte sette, vil produksjon på Draugen kunne stanses av myndighetene for å unngå øding av petroleum»[REMOVE]Fotnote: Olje- og energidepartementet. (Utbygging av Draugenfeltet og lokalisering av drifts- og basefunksjoner for feltene Draugen og Heidrun. St. prp. Nr. 1. Tillegg nr. 2.: 35. Oslo: Departementet. 

Usikkerheten knyttet til valg av løsning for gassen på Draugen gjorde at departementet ønsket å utsette beslutningen om utbygging i inntil ett år.[REMOVE]Fotnote:  Norsk olje- og energidepartement. (1987-88). Innfasing av feltutbygginger i årene fremover. Utbygging og ilandføring av olje og gass fra Snorrefeltet. St.prp. nr. 56 (1987–88). Pkt. 17. Oslo: Departementet. Dette likte Shell lite. Forsinkelser var det siste Shell ønsket, og i løpet av kort tid revurderte selskapet planene om fakling.

I Bergens Tidende sto det nå: «Shell kommer til å trekke tilbake sitt eget forslag om å basere utbyggingen av Draugenfeltet på at gassen skal brennes. I stedet vil Shell føre gassen tilbake i reservoaret. Selskapet håper på denne måten å rykke frem i Oljedirektoratets utbyggingskø.»[REMOVE]Fotnote: Lerøen, B., & Norske Shell. (2012). Energi til å bygge et land : Norske Shell gjennom 100 år. Tananger: A/S Norske Shell.: 176–77. 

I innstillingen fra energi- og industrikomiteen om utbygging av Draugenfeltet i 1988 var det ikke lenger et aktuelt alternativ å brenne gassen. Komiteen understreket at selv om det var snakk om relativt små gassmengder, ville avbrenning av gassen ikke tillates ut fra miljø- og ressursmessige hensyn. Innstillingen la til grunn at fram til gassen kunne fraktes til land i en rørledning fra Haltenbanken, ville den bli injisert i en formasjon som inneholdt vann som lå 10 km unna Draugen. Denne prosessen kunne pågå i tre år, og det var beregnet at 75 prosent av gassen kunne produseres senere. Dessuten muligheter til å forlenge reinjiseringen i ytterlige tre år til 1999, ved å benytte et nabofelt.[REMOVE]Fotnote:  Olje- og energidepartementet. (1988-89). Innstilling fra energi- og industrikomiteen om utbygging av Draugenfeltet og lokalisering av drifts- og basefunksjoner for feltene Draugen og Heidrun. Budsjett-innst. S. nr. 8. Tillegg nr. 2. (1988–89). Oslo: Departementet.  Reservoaret som ble brukt til gassinjeksjon ble kalt Husmus.

draugengass falking eller reinjisering,
A/S Norske Shell

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 2. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

ROV-arbeid inni Draugen

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Etter at Draugen kom ut på feltet i 1993, skulle plattformen kobles til produksjonsrørene, kontrollkabler fra satellittene, eksportledningen osv. Subsea Dolphin fikk oppdraget med dette. Ved hjelp av fjernstyrte farkoster skulle alle lokkene i bunnen av Draugen åpnes.
— Draugenplattformen taues til feltet på Haltenbanken. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Nedre del av condeepen ble støpt i Hinnavågen, mens glidestøpingen av det lange skaftet skjedde inne i den dype fjorden i Vats. Allerede mens glidestøpingen pågikk i Vats ble Subsea Dolphin involvert. Arild Jenssen som var operatør av fjernstyrte undervannsfarkoster eller ROV-er (Remote Operated Vehicle) i Subsea Dolphin, husker dette godt.[REMOVE]Fotnote: Arild Jenssen i samtale med Kristin Øye Gjerde, 31.03.2016. Grunnen til at det ble brukt ROV-er inni plattformen var at skaftet ble fylt med sjøvann da plattformen var vel på plass ute på feltet, og da kunne ROVen bevege seg inni de vannfylte rommene.

Det var en spesiell opplevelse å forberede ROV-arbeidet inni skaftet mens condeepen ble ferdiggjort til slep opp til feltet. Det mange hundre meter høye betongskaftet beveget seg. Rørene som gikk fra bunnen av plattformen gjennom hull i etasjegulvene slo mot hullene i dekkene nedover. Dette laget vibrasjoner, og en lyd: bong, bong … nesten som kirkeklokker. ROV-folka foreslo å sette inn trekiler i hullene for å stoppe denne dunkingen, men ingeniører fra NC mente at det skulle være sånn.

Da alle forberedelser var gjort, startet utslepet 3. mai 1993.

«Vi i SubSea Dolphin var om bord under uttauingen. Det var en fantastisk opplevelse. Når Draugen var deballastert var det flott utsikt, stille og fint vær».

Draugen var som andre condeeper bygd med runde lagringstanker rundt senterskaftet. Inni senterskaftet var det ca 70 meter med vann under uttauing, i tillegg var der en stor tank for ballastvann. Da plattformen var vel fremme og ble satt ned på 250 meters dyp. I midten var et firkantet betongrør ned til det som kaltes minicella, et rom i bunnen av plattformen som gikk fra 250 meters dybde opp til 180 meter. Inne i minicella var der rør som gikk ut til under de andre lagercellene. Via disse rørene ble det pumpet ut en betongblanding som fylte ut tomrommene under plattformen og stabiliserte grunnen.

Draugen ble satt ned litt skjevt og fikk en helning på 0,3 grader. På en 300 meter høy plattform betydde dette 1,5 meter i horisontalplanet. Selv om det var en liten helning, var det nok til å skape noen problemer med å styre ROV’en ned gjennom et trangt hull gjennom de forskjellige etasjene.

En annen ting var at plattformen da den var kommet vel på plass, begynte å svaie. Det er et kjent fenomen at skyskrapere kan svaie mange meter frem og tilbake i sterk vind, og det var beregningen at Draugen også ville svaie i vind og bølger. Men Draugen var den første konstriksjonen av sitt slag, med bare ett skaft, og svaiingen skapte det en del bekymring hos personer i kontrollrommet. «Der hang det en mutter i et tau fra taket, og den beveget seg i store åtte tall», forteller Jenssen. Siden folk ble nervøse av dette, og mutteren heller ikke hadde noen praktisk betydning, ble den etter hvert fjernet og de ansatte vente seg til svaiingen.

Celler og innvendige rør i Draugen. Illustrasjon: Norsk Oljemuseum.
Illustrasjon: Norwegian Contractors

ROV-folkene måtte gjøre seg kjent med konstruksjonen før skaftet ble fylt med vann slik at de senere kunne fjernstyre ROV-ene nedi bunnen av skaftet. For å komme ned til bunnen av plattformen tok de først heis gjennom den tynne delen av skaftet ned til plattformen der minicellen startet, deretter en ny heis inni minicellen ned til bunnen av søylen. Der nede kunne de observere rørene som førte ut i vannet på andre siden av betongen: «Til sjøvann», sto det. Inni skaftet var det lokk som skulle åpnes ved hjelp av ROV etter det var vannfylt. Lokkene var inngangene til rørene hvor rørledninger med olje og gass fra feltet, kontrollkabler og styringslinjer skulle komme inn for å føres opp gjennom skaftet til dekket på toppen av plattformen.

Neste skritt var at minicellen i bunnen av plattformen ble fylt med vann slik at ROVene kunne begynne jobben. Det var to ROVer som ble brukt inne i skaftet. Den ene var en Sprint som var en observasjons-ROV med kameraer. Så var der en stor ROV, en Scorpio, med manipulatorarmer som kunne utføre arbeidet. Men da arbeidet skulle begynne kom en av ulempene med at plattformen sto 0,3 grader skjevt til syne. Den største ROVen kunne nemlig ikke lenger enkelt heises ned gjennom de firkantede hullene i gulvet gjennom de forskjellige etasjene i skaftet slik som beregnet. Dette gikk hardt ut over ROV’en som fikk mange slag på veien, ettersom det var vanskelig å treffe helt perfekt på tur opp og ned. I det nederste rommet som var fylt med vann måtte operatøren bruke propellene for å manøvrere ROVen i posisjon til å treffe hullene. Dersom en var riktig uheldig fikk ROVen en skade på kabelen og «døde», og da var det bare å slite i kabelen for å få den opp gjennom hullet. Et stort rammeverk med sylindre og wirere gjorde at løftepunktet til ROV kunne flyttes i best mulig posisjon før og etter dykk på dekk.

Scorpio ble brukt til rov-arbeid inni draugen.  Foto: NOM
ROV'en Scorpion, med armer i titan. Foto: Arild Jensen/Norsk Oljemuseum

ROV-operatøren satt tørt og trygt høyt oppe i en container på et dekk utpå plattformen og styrte ROVene som fjernet de midlertidige lokkene som var installert for å holde plattformen tett under bygging og slep. Arbeidet ROV-operatøren utførte var krevende. ROVen beveget seg i en jungel med rør, stag, kabler, og dekk i svært dårlig sikt. Operatørene «fløy» som regel etter sonarbilder for å finne frem til lokkene som skulle fjernes. Mange ganger var det så vidt det var plass til ROV’en for å jobbe.

Forbindelsen fra Draugen til subsea installasjonene gikk gjennom fleksible rør som kom inn i betongunderstellet via J-tuber som kom ut ved havbunnen. Inntrekkingen av de fleksible rørene til J-tuben skjedde ved hjelp av en wire som ble heist ned gjennom skaftet. ROVen måtte hjelpe til i denne operasjonen.

Etter at alt var koblet sammen ble driftskontrakten for subsea tildelt Stolt Comex Seaway. Da ble Dolphin’s ROV’er erstattet med SCS, som fikk jobben med årlig inspeksjon og vedlikehold. Senere ble det oppdaget sprekker i bunnen av plattformen rundt conductorene, og det ble starten på flere år med reparasjonsarbeider inni skaftet.[REMOVE]Fotnote: Arild Jenssen intervjuet av Kristin Øye Gjerde, 16.04.2016.

 

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 21. september 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Undervannsarbeid ved Draugen

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Da Shell planla utbyggingen av Draugen på 250 meters dyp omfattet arbeidet installasjon av SUMP og PFM, plassering av moduler fra Kongsberg Offshore, åpning og stenging av ventiler på dypt vann, koblingsarbeider og vedlikehold av forskjellig slag under vann.
— Kontraktsinngåelse 30.04.1992 i forbindelse med Stolt-Nielsen Seaways oppdrag Draugen Underwater Installation Services, DUIS. Per Olaf Hustad fra Shell og Kåre Johannes Lie fra Stolt Nielsen Seaway (foran t. h.). Bak fra venstre Jim Seavar, David Cooke og en ukjent fra Shell. Dernest Arnfinn Vika, Joar Gangenes og Magne Vågslid fra Stolt Nielsen Seaway. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Det Haugesundsbaserte selskapet Stolt-Nielsen Seaway som drev med dykking og fjernstyrte undervannsfarkoster vant anbudet på prosjektet som ble kalt Draugen Underwater Installation Services, DUIS.

Stolt Nielsen Seaway måtte da gå til en litt uvanlig anskaffelse for å tilfredsstille Shells tekniske spesifikasjoner.

Det var planlagt å bruke fjernstyrte undervannsfarkoster, ROV-er (Remote Operated Vehicles) til å utføre arbeidsoppgavene med plattformen siden metningsdykkere på dette dypet var uaktuelt. Flere typer undervannsfarkoster var aktuelle: enten bemannede systemer som holdt personen som skulle arbeide under vann under atmosfærisk trykk uansett hvor dypt han var – eller ROV-er som ble operert fra et kontrollrom om bord på en rigg eller båt, uten at noe menneske trengte å være under vann.

Eric Lutzi prøver en Atmospheric Diving Suit (ADS) – en pansret dykkerdrakt med kabel og løfteutstyr opp til fartøyet. Operatøren / dykkeren stod inni drakten som en astronaut med glasskule over hodet så han kunne se ut. Foto: NOM
Erich Luzi fra Statoil prøver en Newtsuit på dykkerskipet "Seaway Condor". Foto: Ukjent/Norske Oljemuseum

Stolt-Nielsen Offshore hadde ROV-er av merket Triton om bord på sine dykkerskip. Dersom ROVen fikk problemer ønsket Shell å ha en backup løsning. Dykking kunne vært et alternativ, men selv om det var foretatt vellykkede testdykk ned til 250 meter og dypere, var det både kostbart og svært omfattende arbeid som måtte til for å vise (kvalifisere) at dykking på slike dyp kunne utføres på en sikker måte.[REMOVE]Fotnote: Joar Gangenes i email til KØG, 13.10.2017. Shell spesifiserte i stedet at selskapet måtte disponere en Atmospheric Diving Suit (ADS) som backup-løsning for å vinne anbudet.

ADS var en pansret dykkerdrakt med kabel og løfteutstyr opp til fartøyet. Operatøren / dykkeren stod inni drakten som en astronaut med glasskule over hodet så han kunne se ut. Han kunne gå nede på havbunnen, men han kunne ikke bevege seg slik en dykker kunne.

Da Stolt-Nielsen Offshore vant jobben, måtte selskapet investere i en slik ADS. Utstyret ble kjøpt fra et Canada-basert selskap gjennom Draeger og var svært kostbart.[REMOVE]Fotnote: Joar Gangenes i email til KØG, 13.10.2017. Det ble kjørt gjennom et testprogram, og det viste seg nesten umulig å få et menneske i denne dykkerdrakten til å gjøre effektivt arbeid. Den ble derfor heller ikke brukt. Heldigvis for Stolt-Nielsen Offshore var Shell villig til å ta hele regningen for både investeringen og testene. De anså dette som forskning og utviklingsarbeid. Kåre Johannes Lie som fulgte opp fra Stolt-Nielsen Offshore sin side synes ikke dette var noe moro. Det var investering i et system som det egentlig ikke var bruk for, noe som var litt synd, forteller han.[REMOVE]Fotnote: Kåre Johannes Lie i intervju med Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 09.08.2017. 

Installasjonsarbeidet foregikk med bruk av Module Handling System på fartøyet. Det var et system Stolt Nielsen Seaway tidligere hadde utviklet sammen med Elf. Stolt-Nielsen Offshore brukte en nyutviklet kraftig arbeids ROVen i 1990-årene – Perry Tritec Triton, produsert av Oceana Subsea Ltd Perry Inc med base i Florida USA. Den var designet for bruk ned til 1000 meters dybde og var den mest brukte ROV-en på norsk sokkel i 1990-årene.

Selve ROVen var utformet for å kunne foreta undervannsobservasjon, sonar søk, havbunnsundersøkelser og mekaniske arbeidsoppgaver. Triton tillot utskifting av komponenter, en kabel til å heise den opp og ned med som inneholdt nødvendige ledninger for kommunikasjon. Videre var det kabelsnelle, vinsj, kraftoverføringsenhet og kontrollrom.

ROVen hadde to avanserte manipulatorarmer utviklet av Shilling i USA. De ble fjernstyrt via fiberoptikk i kraftkabel til overflaten. Styringssystemet drev en elektrisk pumpe som igjen drev propellene og det øvrige utstyret på ROVen. Hydraulisk drevne thrustere ga fremdrift i sjøen. I tillegg var det egne systemer for å heise ROVen og garasjen (basket) fra dekk og ned i sjøen.

Triton ble brukt ved undervannsarbeid ved Draugen. Foto: NOM
Foto: NUI/Norsk Oljemuseum

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 2. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Draugen gasseksport – sent, men godt

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Draugen var det første feltet som ble satt i drift på Haltenbanken. Oljen ble bøyelastet og fraktet til raffinerier for deretter å bli solgt, men gassen var et problem. Siden det ikke fantes infrastruktur for gasseksport i området, ønsket Shell i utgangspunktet å brenne gassen på feltet, noe myndighetene ikke godtok av ressurs- og miljøhensyn.
Kjappe fakta:
  • Da produksjonen startet i 1993, var feltet anslått å inneholde mye olje (92 millioner m3)
  • og mindre mengder naturgass (3 milliarder m3)
— Kart over Haltenbanken.
© Norsk Oljemuseum

Den midlertidige løsningen ble å reinjisere gassen i et sidereservoar kalt Husmus. Dette ble tillatt i seks år, frem til en kunne få til en permanent eksportløsning for gass på plass.

Haltenpipe rett forbi

draugen gasseksport sent men godt,
Gjennom Haltenpipe fra sokkelen til Tjeldbergodden.

Shell og Draugen var ikke alene om problemstillingen knyttet til gassen.[REMOVE]Fotnote: Norsk Oljerevy. (1993). Draugen-prosjektet vekket Midt-Norge». Nr. 11.  Etter at det ble åpnet for leteboring nord for 62. breddegrad ble det gjort en rekke funn på Haltenbanken. Saga fant gass på Midgardfeltet i sin tredje brønn på Haltenbanken i 1981. Statoil fant Smørbukkfeltet i 1984 samme år som Draugen ble funnet av Shell. Smørbukk Sør ble påvist av Statoil i 1985, samme år som Conoco fant Heidrunfeltet. Og i 1986 påviste Hydro Njordfeltet. Haltenbanken var en suksess i løpet av kort tid. Alle de tre norske oljeselskapene samt de internasjonale selskapene Shell og Conoco ble engasjert i utbyggingsoppgaver i dette området.

Flere av feltene inneholdt naturgass i tillegg til olje, og muligheten for å finne felles løsninger for å føre gassrør til land ble luftet ved flere anledninger. På olje- og gassfeltet Heidrun med Conoco som operatør, var det større gassmengder enn på Draugen. Også her var avbrenning av gass utelukket på grunn av norske utslippskrav, og gassinjeksjon var heller ikke aktuelt. Siden det ikke fantes noe transportnett for gass så langt nord bestemte Statoil og Conoco å legge et gassrør, kalt Haltenpipe, inn til Tjeldbergodden hvor de to selskapene skulle bygge en metanolfabrikk. Særlig Statoil var opptatt av å oppfylle de politiske målsetningene om at petroleumsutvinningen skulle skape ringvirkninger og arbeidsplasser på land.

På Tjeldbergodden nord i Møre og Romsdal brukes naturgass i fremstilling av metanolprodukter, luftgass og LNG i liten skala. Foto: Statoil ASA/Norsk Oljemuseum
På Tjeldbergodden nord i Møre og Romsdal brukes naturgass i fremstilling av metanolprodukter, luftgass og LNG i liten skala. Foto: Statoil ASA/Norsk Oljemuseum

Siden Haltenpipe skulle passere Draugen med noen kilometers avstand var det en naturlig tanke at et gassrør fra Draugen kunne knyttes på Haltenpipe. Statoil/Conoco foreslo at Draugen-partnerne kunne bli medeiere i både Haltenpipe og i metanolfabrikken. I 1992 pågikk det forhandlinger mellom Draugen-partnerne Shell/BP og metanolprodusentene Statoil/Conoco om å levere gass fra Draugen til Tjeldbergodden. Men Shell og BP syntes investeringer i en ny metanolfabrikk var for dyrt, og for øvrig ønsket de ikke å drive med produksjon av metanol. De tilbød gassen gratis til eierne av Tjeldbergodden, men det var ikke det Statoil/Conoco ønsket.[REMOVE]Fotnote: Lerøen, B., & Norske Shell. (2012). Energi til å bygge et land : Norske Shell gjennom 100 år. Tananger: A/S Norske Shell: 177–78. Dette førte til at forhandlingene strandet, og Haltenpipe ble lagt rett forbi Draugen uten noen tilknytning.

Draugen gasseksport

Retten til å injisere gass fra Draugen i Husmus-reservoaret var tidsbegrenset, og en ny løsning måtte finnes. I mars 1998 kunne magasinet Offshore melde at Norske Shell endelig hadde fått en kjøper til gassen fra Draugen. Utviklingen av feltene og transportløsningen fra Norskehavet var nå kommet flere skritt videre. I forbindelse med Åsgardutbyggingen planla Statoil et nytt transportrør til Kårstø. Denne rørledningen ville passere Draugen plattformen i en avstand på 78 kilometer. Ved å legge et rør fra Draugen til Åsgardrøret og koble på med en T-forbindelse kunne Draugengassen sendes til Kårstø for prosessering og derfra sendes videre til forbrukerne i Europa. Dette var en løsning helt i tråd med Shells ønsker.[REMOVE]Fotnote: Offshore. (1998. 1. mars). Offshore Europe.

I mai 1999 ble plan for anlegg og drift av rørledningen som knyttet Draugen til Åsgard Transport oversendt til Olje- og Energidepartementet. I høringsrunden for Draugen Gasseksport, som røret ble kalt, var ikke fylkespolitikerne i Møre og Romsdal helt tilfredse. De savnet en klargjøring av regionale ringvirkninger av dette prosjektet. Fylkeskommunen ba om tiltak som sikret flere oppgaver for aktører i Midt Norge i alle nye utbygginger knyttet til Norskehavet.[REMOVE]Fotnote: Fylkesutvalget Møre og Romsdal. 1999. 16. september). Sak: U-162/99 A – Konsekvensutredning for Draugen gasseksport.  I dette tilfellet nådde ikke lokalpolitikerne frem. Det gjaldt først å fremst å sikre at gassen fra Norskehavet nådde markedene, lokale arbeidsplasser kom i annen rekke. Utbyggingsplanen ble godkjent i april 2000.
Draugen gasseksport hadde en diameter på 16 tommer, noe som ga muligheter for tilknytninger av flere felt i området. Draugen gasseksport ble satt i drift i november 2000.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet, 01.10.2007, «Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet Statusbeskrivelse for petroleumsvirksomhet i Norskehavet». Etter at rørledningen var kommet i drift, kunne Draugen øke gassproduksjonen og nye satellittfelt ble bygd ut. Garn Vest-forekomsten ble satt i produksjon i desember 2001, mens Rogn Sør-forekomsten ble godkjent våren 2001 og kom i produksjon i januar 2003.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet. (2007. 1. oktober). Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Statusbeskrivelse for petroleumsvirksomhet i Norskehavet. Hentet fra http://www.miljodirektoratet.no/old/dirnat/attachment/985/Petroleumsvirksomhet%20i%20Norskehavet.pdf

Åsgard transport og tilhørende felter

Statoil var vant med å innta en ledende rolle når det gjaldt utbygging av rørledningsnettet på norsk sokkel. Det skjedde også da rørledningsforbindelsen mellom Norskehavet og Nordsjøen ble realisert. Det var den økende etterspørselen etter norsk gass på kontinentet som gjorde dette mulig.
I 1995 ble rettighetene til Midgard, med Saga som operatør, Smørbukk og Smørbukk Sør, drevet av Statoil, samordnet i en ny eierstruktur med Statoil som operatør. Hele området ble kalt Åsgard.

Den største utbyggingen noensinne på norsk sokkel ble nå planlagt. Undervannsteknologien var blitt så godt utprøvd og driftssikker at det ble satset på et produksjonsskip for olje, Åsgard A, og en flytende produksjonsplattform for gass- og kondensatproduksjon, Åsgard B, med til sammen 63 produksjons- og injeksjonsbrønner fordelt på 19 brønnrammer på havbunnen. I tillegg ble gasskondensatfeltene Mikkel og Yttergryta planlagt knyttet opp mot Åsgard B gjennom havbunnsrammer og tilhørende rørledninger. Havdypet i området er 240–310 meter. Oljen som produseres fra produksjonsskipet skulle fraktes fra feltet med skytteltankere.

De store gassreservene som var funnet i Norskehavet skapte grunnlag for å knytte dette området til transportsystemene for gass i Nordsjøen.

Gassrørledningen Åsgard transport ble bygd og satt i drift i 2000 med en lengde på 707 km og er 42 tommer i diameter. Startpunktet er på havbunnen under Åsgard B-plattformen. Statoil er teknisk ansvarlig for Åsgard transport, mens Gassco er operatør.

Rørledningen kan transportere 25 milliarder kubikkmeter gass i året.

Siden 2000 har alle felt på Haltenbanken, med unntak av Ormen Lange og delvis Heidrun, eksportert gass gjennom Åsgard Transport. I tillegg til Åsgard-feltet omfattet det de Statoil-opererte feltene Njord, Heidrun, Kristin og Norne, det BP-drevne Skarv samt det Shell-opererte feltet Draugen.

Rett vest for Draugen ligger oljefeltet Njord, som ble satt i produksjon i 1997. I begynnelsen ble assosiert gass reinjisert i deler av reservoaret for å opprettholde trykket. Fra 2007 startet Njord med gasseksport, og mengden gass som ble reinjisert ble dermed redusert. Gassen blir transportert gjennom en 40 km lang gassrørledning (Draugen transport), som er koblet opp mot Åsgard Transport.

Olje- og gassfeltet Heidrun, som ble åpnet i 1993, sender mesteparten av gassproduksjonen til Tjeldbergodden. Fra åpningen av Åsgard Transport ble det også mulig å transportere gassen til Kårstø, men denne muligheten benyttes i liten grad.

Oljefeltet Norne ble, i likhet med Njord, satt i produksjon i 1997. Opprinnelig ble gassen som ble produsert sammen med olje reinjisert som trykkstøtte frem til 2005. Fra 2001 ble deler av gassen eksportert via Åsgard Transport, mens den i sin helhet har blitt eksportert etter at gassinjeksjonen stoppet i 2005.

Gass- og kondensatfeltet Alve og oljefeltet Urd sender sin produksjon til feltsenteret på Norne for behandling.
Like sørvest for Åsgard ligger Kristin, et gasskondensatfelt som ble satt i produksjon og tilkoblet Åsgard transport i 2005. Tyrihansfeltet ble koblet til Kristin via havbunnsløsninger i 2009. Noe gass fra Åsgardfeltet blir injisert i Tyrihansfeltet for å øke utvinningen av olje.[REMOVE]Fotnote:  Evensen, K., Nøkling, K., Richardsen. M., Sagberg, K.M. & Tjemsland, M.H. (2011. November). Gasstransportkapasitet fra Haltenbanken til Europa. Prosjektoppgave i emnet TPG4140 naturgass. Institutt for patroleumsteknologi og anvendt geofysikk. NTNU. Trondheim. Hentet fra https://docplayer.me/19623826-Gasstransportkapasitet.html

draugen gasseksport sent men godt,

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 2. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Havbunnsbrønner forlenger produksjonen

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Da plan for utbygging og drift av oljefeltet Draugen ble levert i 1988 hadde feltet en forventet levetid til 2012 og en forventet utvinningsgrad på 37 prosent. Allerede fra oppstarten av produksjonen i 1993 arbeidet Shell for både å øke og forlenge produksjonen.
— Garn Vest. Illustrasjon: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

I 2017 er teknisk levetid formelt godkjent forlenget til 9. mars 2024 av Petroleumstilsynet, og forventet utvinningsgrad strekker seg mot 70 prosent. Prognosene har forandret seg gradvis både fordi reservoaret har oppført seg bedre enn forventet, og etter hvert som teknologiske fremskritt innen oljenæringen har gjort forbedringer innen produksjonen mulig.

Større reserver, økt levetid og utvinningsgrad

Havbunnsbrønner forlenger produksjonen, kart, illustrasjon,
Illustrasjon fra Draugen development status, juli 1999

I 2001 kunne Shell opplyse om at de utvinnbare reservene på Draugen var større enn tidligere antatt. Bruk av 4D seismikk ga nemlig muligheter for en bedre geologisk forståelse av reservoaret. Dessuten oppførte reservoaret seg bedre enn forventet. Flere av brønnene produserte svært godt.

Draugens levetid ble nå forlenget til 2016 under forutsetning av at feltet var økonomisk drivverdig til da.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 5. februar). Draugen leverer olje helt til 2016.

Nye havbunnsbrønner i sør og vest

For å øke Draugenområdets produksjon og Ievetid ytterligere, planla Shell en utbygging av med havbunnsbrønnen Garn Vest og Rogn Sør og knytte dem opp mot Draugen-plattformen. Det ville øke reservene med ca. 13 millioner standard kubikkmeter olje.

Teknologien for å knytte havbunnsbrønner opp mot faste og flytende installasjoner hadde utviklet seg med 7-mils-steg i 1990-årene. Felter som var for små til å forsvare oppbygging av en egen prosessplattform, kunne nå i stedet bygges ut med rimelige standard havbunnsbrønner som ble knyttet opp mot en prosessplattform, en flyter eller endatil til et prosessanlegg på land. Flerfaseteknologien gjorde det mulig å sende ubehandlet brønnstrøm over stadig lengre avstander. Utbygging av mindre satellittfelt ble en lønnsom affære – noe som kom godt med for oljeselskapene rundt årtusenskiftet da oljeprisene var på et meget lavt nivå. En fordel med havbunnsbrønnene var at de var raske å installere og sette i produksjon.[REMOVE]Fotnote: http://factpages.npd.no/factpages , 26.10.2017.

Garn Vest – helt vest i Draugenområdet – var først ut og ble bygd ut med to undervannsbrønner knyttet opp via en 3,3 km lang rørledning til prosessanlegget på Draugen sommeren 2001.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 5. februar). Draugen leverer olje helt til 2016.

Utbyggingen av Rogn Sør ble godkjent våren 2001. Året etter boret og installerte «Transocean Winner» to undervannsbrønner slik at produksjonen kunne starte i januar 2003. Transportrøret for brønnstrømmen fra Rogn Sør går via Garn Vest. Satellittfeltene forlenget produksjonen på Draugen – noe som var gunstig etter at oljeprisene for alvor igjen begynte å stige.

Til sammen ble det investert for 1,5 milliarder kroner i Garn Vest og Rogn Sør.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 30. mai). Draugen større. Oppdragene gikk blant annet til Kværner Oilfield Products a.s på Lysaker utenfor Oslo som leverte undervannssystemene.[REMOVE]Fotnote: NTB. (2000. 6. juni). Draugen utvides for 130 millioner kroner. Også Kristiansunds næringsliv nøt godt av utbyggingene. De største lokale leverandørene Aker Møre Montasje og Vestbase fikk oppdrag i et omfang av 70–90 millioner kroner. Oppdraget med rørledningen gikk til Coflexip Stena Offshore. Mens det nye vannbehandlingssystemet på Draugen ble utført av Aker Offshore Partner på Stord.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 30. mai). Draugen større.

Vann, vann og mere vann

Produksjonen på Draugen var svært lovende i 2001. Da var den på sitt høyeste noensinne med 12,87 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Det var nesten for godt til å være sant. Produksjonen av olje, gass og kondensat utgjorde like mye som produksjonen fra Garn Vest og Rogn Sør ville utgjøre til sammen.

Produksjonen viste seg likevel å ha noen svakhetstegn. Etter hvert som oljen ble produsert, steg vannet i reservoaret. Det gjorde at det kom mer vann i produksjonen.

I juni 2002 meldte Shell at vanninnslaget hadde økt til 35 000 kubikkmeter per måned, det vil si en tredobling av nivået fra et halvt år tidligere. Brønn A1 som frem til slutten av mars 2002 produserte ti prosent vann i oljen hadde i løpet av tre måneder økt vanninnholdet til 30 prosent.

Den beste brønnen A4 som hadde rekord på 77 000 fat olje i døgnet, måtte stenges på grunn av utfelling av salter som kunne tette porene i brønnveggene – en indikator på at området det produseres fra er i ferd med å tømmes. Den totale oljeproduksjonen på Draugen hadde likevel ikke gått særlig ned, siden produksjonen fra de øvrige brønnene hadde økt.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2002. 11. juni). …mens vannet stiger i Draugen.

 

Vannproduksjon på Draugen. Kilde: OD

Vanninntrenging i produksjonen er en naturlig del av en brønn og et felts levetid, men Shell ønsket å optimalisere produksjonen på Draugen og hadde meislet ut en strategi for økt vannproduksjon. Ved å reinjisere det produserte vannet kunne man både sende det tilbake til formasjonen der det kom i fra, samtidig som injisering av vann representerte støtte til å opprettholde trykket i reservoaret.

I årene som fulgte viste det seg likevel at etter hvert som produksjonen av vann gikk opp så gikk produksjonen av olje og gass ned. I 2010 var produksjonen redusert til 20 prosent av det den var i toppåret 2001 – nemlig 2.6 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Vannproduksjonen nærmet seg 8 millioner standard kubikkmeter.

Ny boost for Draugen

Ny avansert seismikk avdekket flere oljelommer i området. I 2012 utløste det en plan om å bore fire nye brønner. Disse ville også bidra til å gi brenngass til strømproduksjonen på plattformen, uttalte driftssjef Ervik.[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav. 2012. 3. februar). Langt liv for Draugen.  Elektrisiteten skulle blant annet brukes til å drive en ny trykkstøtte pumpe.

Shell inngikk kontrakt med Seadrill om at «West Navigator» skulle bore havbunnsbrønnene som skulle bidra til å øke oljeproduksjonen på Draugen. Prosjektet ble kalt Draugen Infill Drilling Programme. Brønnene ble planlagt å komme i produksjon samtidig som en undervanns «boosting» pumpe ble installert i 2017.[REMOVE]Fotnote: Halvorsen, T.H.  (2014. 5. september). Petro.no. Får bruke havbunnsbrønn på Draugen. Hentet fra https://petro.no/far-bruke-havbunnsbronn-pa-draugen/2235 Prosjektet omfattet dessuten en Subsea Tee Manifold på Rogn Sør, 19 kilometer nye produksjonsrør, 11 kilometer styreledninger og 52 inntrekkinger , såkalte tie-ins.

Dette er skjematisk fremstilt i neste figur:

Havbunnsbrønner forlenger produksjonen, illustrasjon,
Boosting pumpesystem for å øke oljeproduksjonen på Draugen. Illustrasjon: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Ved å sette et boosting pumpesystem i rørstrømmen fra brønnrammene kan man øke utvinningen. Først ble det satt ned en beskyttelsesstruktur, deretter en manifold og deretter pumpen opp i dette. Det var to pumper i parallell med 3000 hk i hver pumpe. Hver kompressor har to vertikalt monterte motorer som roterer i hver sin retning som øker trykket. Pumpene er ikke så store i størrelse, men det er de som sørger for å øke produksjonen.

 

Havbunnsbrønner forlenger produksjonen,
Illustrasjon fra"Draugen subsea boosting"-presentasjon av Jan-Olav Hallset/A/S Norske Shell

Dette bidro til at produksjonen på Draugen var høyere i 2017 enn året før. Det vellykkede resultatet gjør at Shell implementerer tilsvarende teknologi også andre steder i verden.

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 18. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Kristiansund god på «bunn’»

person Kristin Øye Gjerde, Norwegian Petroleum Museum
På begynnelsen av 2000-tallet begynte Kristiansund kommune å jobbe for at byen skulle bli landets subsea-senter nord for Stad. Det var mange gode grunner for det. Alle funnene som var gjort på Haltenbanken i Norskehavet siden 1980-årene var på forholdsvis dypt vann (300 meter og dypere), noe som hadde fremmet valg av subsealøsninger.
— Mye subsea-relatert arbeid foregår i Kristiansund. Foto: Harald M. Valderhaug
© Norsk Oljemuseum

I 1990-årene ble flere felt på midt-norsk sokkel bygget ut med havbunnsinstallasjoner. Draugen, med Shell som operatør, hadde helt fra starten i 1993 havbunnsbrønner for olje og gassproduksjon, en havbunnsbrønn for vanninjeksjon og en midlertidig brønn for gassinjeksjon. Heidrun med Statoil som driftsoperatør etter åpningen i 1995, ble bygget ut med en strekkstagplattform i betong over en bunnramme. Den nordlige delen av feltet ble senere bygget ut med undervannsinnretninger. Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard med Statoil som operatør ble i 1990-årene bygget ut med havbunnsbrønner koblet til produksjons- og lagerskipet Åsgard A (FPSO) og til den flytende, halvt nedsenkbare innretningen Åsgard B som behandler gass og kondensat.

Shells lokaler på Vestbase i 2017. Foto: NOM
Shell sin subsea-hall på Vestbase. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Subseaaktiviteter på Vestbase

Vestbase i Kristiansund lå perfekt til for å støtte opp om oljevirksomheten da letevirksomheten startet på Haltenbanken i 1980-årene.

Der var det gode havneforhold og basen hadde den korteste avstand fra land ut til feltene på Haltenbanken. Forsyning, logistikk og service til fartøyer i Norskehavet ble håndtert fra Vestbase. At Kristiansund fikk driftsorganisasjonen for Draugen, og at Heidrun skulle ha base der gjorde at Kristiansund for alvor kunne kalle seg en oljeby. Dette ble forsterket da Norsk Hydro ved midten av 1990-årene, la sin driftsorganisasjon for Njord-feltet. Oljefeltet Njord startet produksjonen i 1997 fra en halvt nedsenkbar flytende stålplattform med bore- og prosessanlegg tilknyttet havbrønnsbrønner. [REMOVE]Fotnote: Hegerberg 2012: 79–86. Etter fusjonen mellom Statoil og Norsk Hydros oljedivisjon i 2007 tok Statoil over driftsorganisasjonen.

Shell hadde likevel en mye større betydning for byen. I 1998 var rundt 60 ansatte i driftsorganisasjonen på Råket, mens 120 arbeidet i rotasjonsordning på Draugen offshore. Hydro hadde til sammenligning 15–20 ansatte i Kristiansund.[REMOVE]Fotnote: Prosjektoppgave verdiskapning innen Draugen driftsorganisasjon, BIs Management program 1998.

Utbyggingene på Haltenbanken i 1990-årene og senere, krevde relativt mye støtte. Leverandørbedriftene i Kristiansund spesialiserte seg på undervanntjenester, spesielt relatert til legging av rørledninger og annen avansert havbunnsteknologi. På Vestbase etablerte det seg bedrifter som drev med service og vedlikehold på subseainstallasjoner. Større serviceselskaper valgte å opprette avdelingskontorer og verksteder på Vestbase. Subsea 7 var en av aktørene som var tidligst ute med å etablere seg på basen og har vært operative i Kristiansund siden 1985 frem til 2016 da oljenedturen satte en foreløpig stopper for virksomheten. Kongsberg Offshore Subsea, nå TechnipFMC, etablerte seg med servicehaller tidlig i 1990-årene i forbindelse med installasjon og driftsstøtte til Draugenfeltet. Senere ble basen utvidet for betjening av vedlikehold på undervannsutstyr for Statoils Norne, Åsgard, Kristin, Heidrun og Mikkel. Fra basen drives vedlikeholdsarbeid og reparasjon og videre mobilisering og demobilisering av offshore utstyr. Subsea-utstyret til Ormen Lange med Shell som operatør har også blitt vedlikeholdt fra TechnipFMCs servicehall i Kristiansund.[REMOVE]Fotnote: Rapport IRIS 2013/031: 134. Subsea Services med hovedkontor i Stavanger etablerte seg med verksted, anleggs- og malingstjenester og tilbød overflatebehandling i henhold til de strengeste NORSOK-standarder. Bedriften hadde et stort lagringsområde på 8000 m2 og egen kai som håndterte forsyningsfartøy på opptil 120 meter.[REMOVE]Fotnote: www.subseaservices.no/category/department/kristiansund 12.12.2017.

Alle disse utbyggingene krevde basefasiliteter og undervannsteknologisk kompetanse. Det gjorde også legging av Haltenpipe fra Heidrun til Tjeldbergodden i Aure kommune på Nordmøre i 1996–97. Langt mer omfattende var det enorme Ormen Lange-prosjektet på 850–1100 meters dyp med ilandføring til Nyhamna i Aukra kommune utenfor Molde, og videre med eksportrørledning til Storbritannia, som sto ferdig i 2007.

Kjøring av truck på Vestbase. Foto: NOM
Truckfører i arbeid på Vestbase. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Optimisme før oljenedtur

Frem til 2014 var det stor optimisme for hva undervannsteknologi kunne tilføre Kristiansund av næringsvirksomhet. En kunne få inntrykk av at dette var en bransje hvor det var lett å tjene seg søkkrik. Dette inntrykket befestet seg etter at to gründere, Olav Kvalvåg og Terje Fagervold, i 2008 solgte kristiansundsselskapet GTO Subsea for 210 millioner kroner til det amerikanske selskapet Oceaneering i Stavanger. Selskapet leverte løsninger for graving og flytting av bunnmasser til utbyggingsprosjekter under vann helt ned til 1700 meters dyp. Ideen startet med en steinsuger med egen pumpe nede på bunnen. Fra en beskjeden start på et loftsværelse på Leira på Tustna i Aure kommune i 1999, hadde GTO Subsea utviklet seg til å bli en av de ledende leverandører innen sin spesialitet på verdensbasis.[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav, 05.03.2008, «GTO solgt». Stor var imidlertid skuffelsen året etter da Oceaneering flyttet hele virksomheten og arbeidsplassene til Stavanger. [REMOVE]Fotnote: Tidens Krav, 03.09.2009, «Mister unik teknologibedrift».

I Norskehavet skjedde det likevel så mange utbygginger at subseamiljøet i Kristiansund ikke så noen grunn til å sørge veldig lenge. For eksempel ble Statoils Tyrihans- olje- og gassfelt i Norskehavet startet opp i juli 2009. Tyrihans var en komplett undervannsutbygging knyttet opp mot eksisterende installasjoner og infrastruktur på feltene Kristin og Åsgard på Haltenbanken.

Skybaren på Vestbase. Foto: NOM
Skybar på Vestbase. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Oljekrisen hadde enda ikke slått til for fullt da Norsk Petroleumsforening i februar 2014 inviterte til en helaften med et dypdykk i temaet «Subsea» i Kristiansund. På menyen sto foredrag, middag og gode samtaler. Arrangementet ble frontet under vignetten: «Fremskritt innenfor undervannsteknologi legger til rette for at olje- og gassfelt kan bygges ut på en lønnsom måte på stadig dypere vann. Norsk industri leverer i dag hele femti prosent av den globale etterspørselen av undervannsutstyr til petroleumsbransjen og det er sagt at subseamarkedet skal dobles innen 2020. Antallet subsearelaterte bedrifter i Møre og Romsdal er også økende, og mange av morgendagens arbeidsplasser vil være knyttet mot nettopp subsea».[REMOVE]Fotnote: https://www.npf.no/nyheter/subsea-helaften-i-kristiansund-article4676-193.html

Lite visste oljenæringen da om hvor lavt oljeprisen skulle synke og alle innstrammingene som skulle skje i bransjen med nye runder med innskrenking i bemanning i selskaper og fusjoner mellom selskaper for å holde seg konkurransedyktige. I optimismens tegn trodde en fremdeles på at det var behov for mange nye mennesker innen subsea. I Kristiansund opprettet Høgskolen i Bergen en egen avdeling for utdanning av ingeniører innen undervannsteknologi tilsvarende linjene som allerede eksisterte i Bergen og i Florø. Det ble sett på som fordelaktig å utdanne mennesker i tett samarbeid med industrien og basevirksomheten. Det første kullet ble tatt opp ved Høgskolesenteret i Kristiansund i 2015. Men allerede året etter var søkningen til denne utdannelsen så lav at det ble for dyrt å starte opp med et nytt kull. For å gjøre studiet mer attraktivt er studiet omgjort til havteknologi i stedet for undervannsteknologi.[REMOVE]Fotnote: https://www.tk.no/nyheter/kristiansund/skole/hiksu-tilbyr-forkurs-i-julegave/s/5-51-387658 Forslaget er ikke tatt helt ut av det blå. Utdanningen kan lett dreies mer i retning av det maritime, fiskeoppdrett i lukkede anlegg, fornybar energi til havs, skipsfart, havbruk og mineralutvinning på havbunnen, i tillegg til oljesektoren.[REMOVE]Fotnote: http://panorama.himolde.no/2016/05/12/tar-ikke-opp-subsea-studenter-i-kristiansund/ Denne dreiningen i utdanningssektoren er typisk for subseanæringen generelt i perioden 2014–17. Etter en opphetet periode på 2000-tallet har subseanæringen vært gjennom en kraftig nedkjøling med store nedbemanninger.

Ungdommer med tro på fremtiden

 

Subsesa-studentene Trygve Maridal Olsen (f.v.), Daoud Musagoni og Serine Åndahl ser lyst på framtida. Foto: Arild J. Waagbø Uavhengig nettavis Høgskolen i Molde.
Subsea-studentene Trygve Maridal Olsen (f.v.), Daoud Musagoni og Serine Åndahl ser lyst på framtiden. Foto: Arild J. Waagbø/Panorama

Det er likevel all grunn til å tro at det kommer til å være subseaaktivitet i mange år enda. Alle havbunnsbrønnene som eksisterer i Norskehavet i dag trenger vedlikehold. Dessuten skjer det flere nye utbygginger som trenger assistanse og kompetent personell i årene som kommer. Som studenten Serine Åndahl i Kristiansund som er ferdig utdannet i 2018 sier: «Når vi er ferdige, så skriker de etter vår kunnskap. I tillegg så er subsea framtida. Installasjoner under vann er mindre sårbart for vær og vind. De styres fra land, så da trenger man ingeniører i stedet for f.eks. mekanikere.» Hun får støtte av sin medstudent Daoud Musagoni som mener subsea er en internasjonal bransje og han kan gjerne tenke seg å arbeide utenlands. Trygve Maridal Olsen, med fartstid som operatør på Vestbase i Kristiansund mener: «Alt blir lagt under vann nå, så dette er framtida».[REMOVE]Fotnote: http://panorama.himolde.no/2015/11/11/nar-vi-er-ferdige-sa-skriker-de-etter-var-kunnskap/

Hegerberg. Et stille diplomati – Årbok Norsk Oljemuseum 2011

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 18. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Utviklingskontrakter

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Som første oljeselskap tok Norske Shell beslutningen om å legge en driftsorganisasjon til Midt-Norge og Kristiansund. Valget ble støttet av myndighetene, under forutsetning av at lokaliseringen skulle komme landsdelen til gode. For å oppfylle det, måtte Norske Shell finne en metode å støtte opp under midtnorsk næringsliv. Et av svarene var utviklingskontrakter.
— Shell-bygget på Råket ble tatt i bruk i 1992. Da flyttet også driftsorganisasjonen for Draugen-feltet inn i bygget. Foto: Heine Schjølberg/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Erfaringer fra Stavanger og Bergen hadde vist at nærhet mellom oljeselskapene og servicenæringen var en viktig faktor for å bygge opp serviceindustrien, men også for å oppnå kostnadseffektiv drift av petroleumsfelt. Denne synergien håpet både Shell og norske myndigheter å oppnå i Kristiansund og Midt-Norge. I 1988 opprettet Norske Shell derfor et industrikontor i Midt-Norge som skulle lokalisere mulige samarbeidspartnere i landsdelen. (les mer: Etablering av kontor i Kristiansund)

Midt-Norge regnes i denne sammenheng som Møre og Romsdal og Trøndelagsfylkene.[REMOVE]Fotnote: Midt-Norge er ikke et definert geografisk område og regnes ikke som en landsdel. Det kan omfatte hele Møre og Romsdal og opp til og med Helgeland.

I godkjenningen av «utbygging av Draugenfeltet og lokalisering av drifts- og basefunksjoner» som ble godkjent i statsråd 10. nov. 1988, ble det fra myndighetenes side lagt føringer for at Draugen skulle skape ringvirkninger for Midt-Norge.[REMOVE]Fotnote: Olje- og energidepartementet (1989) Utbygging av Draugenfeltet og lokalisering av drifts- og basefunksjoner for feltene Draugen og Heidrun. (St. prp. nr. 1. Tillegg nr. 2. 1988—89 for budsjetterminen 1989. Oslo: Olje- og energidepartementet  Valg av kontraktsstrategi og anbudspraksis skulle bidra til å skape grunnlag for valg av konkurransedyktige midtnorske leverandører.

Krav til industrien om deltakelse i norsk næringsliv var ikke et nytt fenomen. Allerede i utlysningen til fjerde konsesjonsrunde i 1978 ble det stilt krav til gjenytelser fra oljeselskap gjennom at teknologi- og industrisamarbeid ville bli vektlagt i konsesjonstildelinger. De såkalte teknologiavtalene skulle sikre at utviklingen av ny teknologi tilfalt norske selskap eller at norske selskap fikk drahjelp fra oljeselskapene til å komme inn som underleverandører.[REMOVE]Fotnote: Vatne, E., & Analyse av regionale og distriktspolitiske virkninger av statlig petroleumspolitikk. (2003). Regionale og distriktspolitiske virkninger av statlig petroleumspolitikk (Vol. Nr 8/03, Working paper (Samfunns- og næringslivsforskning: online)). Bergen: Samfunns- og næringslivsforskning: 12. Hentet fra https://brage.bibsys.no/xmlui/bitstream/handle/11250/165714/A08_03.pdf?sequence=1&isAllowed=y

Konsesjonssystemet som ble utviklet på 1960-tallet var virkemiddelet staten brukte. Gjennom at staten hadde eksklusiv eiendomsrett til naturressursene, kunne staten bestemme hvilket selskap som skulle få konsesjon, hvem som skulle bli partner og hvem som skulle få operatøransvar. Riset bak speilet for ikke å involvere norsk næringsliv var mulig utestengelse fra fremtidige konsesjonstildelinger.

Retningslinjer for industrisamarbeid

Konkrete retningslinjer for hvordan industrisamarbeid skulle realiseres ble nedfelt i stortingsmelding 9 (1984/85) om teknologi og industrisamarbeid, var at samarbeidet skulle kunne komme all norsk industri til gode og prosjektene skulle være bedriftsøkonomisk lønnsomme og gjensidig fordelaktige for samarbeidspartnerne. En sentral presisering var at industrisamarbeidet bare gjaldt for utenlandske selskap og disse ikke-norsk selskapene skulle bidra med teknologi, marked, bedriftsutvikling eller opplæring og /eller internasjonalisering av den norske partneren utover finansielle ytelser. I tillegg skulle samarbeidsbestrebelsene pågå som en kontinuerlig prosess uavhengig av de enkelte konsesjonstildelinger.[REMOVE]Fotnote: Søilen, E. (2002). Hvorfor gikk det galt?: Statens rolle i utviklingen av norsk næringsliv etter 1945. Oslo: Gyldendal akademisk.: 156.  

I 1985 ble vare- og tjenestepolitikken nedfelt i petroleumsloven. Det skulle sikre norsk industri tilgang til leveranser til oljesektoren. Norsk leverandørindustri skulle prioriteres hvis de var konkurransedyktige på pris, kvalitet og leveranse. Norske leverandører skulle gis reelle muligheter til å oppnå leveranser, og de skulle foretrekkes når de var konkurransedyktige med hensyn til pris, kvalitet og leveringstid.

Der inngikk følgende bestemmelse med gyldighet for utvinningstillatelser nord for Stad: «Det påhviler deres selskap som operatør et ansvar for at forholdene legges til rette slik at varer og tjenester fra områdene nord for Stad kan få innpass på det markedet oljevirksomheten representerer».

En evaluering av ordningen som ble gjennomført i 1985, viste at når det gjaldt teknologioverføring var ordningen vellykket, men når det gjaldt kapitaloverføring var den mindre vellykket. Det var i første rekke forskningsmiljøene som trakk nytte av ordningen.  I tillegg var skattereglene slik at de utenlandske selskapene kunne trekke utgifter fra samarbeidsavtalene fra på skatten. Det betydde at det i realiteten var den norske stat som betalte.[REMOVE]Fotnote: Norge Industridepartementet. (1985). Om erfaringene fra og justeringer av retningslinjene for teknologi- og industrisamarbeid (Stortingsmelding 9. 1984-85). Oslo: Departementet: 7. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1984-85&paid=3&wid=a&psid=DIVL1171

Regjeringen fortsatte likevel å legge vekt på teknologi- og industrisamarbeid i lisenstildelingen på norsk sokkel.[REMOVE]Fotnote: Norge Næringsdepartementet. (1989). Om næringspolitikk (Stortingsmelding 53. 1988-89. Oslo: Departementet: 79. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1988-89&paid=3&wid=d&psid=DIVL1521 Det avgjørende skulle være produktutvikling som resultat av samarbeidet, og ikke direkte pengeoverføring.

Gjennom industrisamarbeidsavtalene hadde koblingen mellom produktutvikling og forskning dekket behov i det norske markedet og var i liten grad rettet mot eksport. Ønsket om økt internasjonaliseringen av det norske oljemiljøet var fortsatt fraværende.[REMOVE]Fotnote: Norge Næringsdepartementet. (1989). Om næringspolitikk (Stortingsmelding 53. 1988-89. Oslo: Departementet: 76. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1988-89&paid=3&wid=d&psid=DIVL1521

Det er i denne rammen vi må se kartleggingen av næringslivet i Midt-Norge og Norske Shell sin bruk av utviklingsavtaler med midt-norsk næringsliv.

Kartlegging av midt-norsk næringsliv

Som en del av konsesjonsvilkårene ble Shell pålagt å redegjøre for hvordan de ville følge opp bruk av midt-norsk næringsliv både overfor sentrale myndigheter (Olje- og energidepartementet), fylker og kommuner i Midt-Norge. For å kartlegge mulighetene ble det tidlig etablert et industrikontor, først i Trondheim i 1988, og et år senere flyttet til Kristiansund.

Sentrale oppgaver for industrikontoret var å utarbeide oversikt over midtnorske bedrifter, informere næringsliv og myndigheter, identifisere varer og tjenester for mulige leveranser fra Midt-Norge både i prosjekt og driftsfase, prekvalifisere mulige leverandører, initiere bedriftssamarbeid og medvirke til rekruttering, utdanning og opplæring.[REMOVE]Fotnote: E-post fra Roy Ødegård, hos Norsk Oljemuseum Alt for å kartlegge kompetansen i Midt-Norge.

Shell ønsket altså å i størst mulig grad bruke næringsliv i Midt-Norge, delvis begrunnet i krav fra myndighetenes side, men selskapet mente som tidligere nevnt at det ville være effektivt og økonomisk lønnsomt å ha en leverandørindustri i nærhet til driftsorganisasjonen, basen og feltet.

I 1988 utarbeidet Norske Shell et utviklingsprogram for Draugen-feltet for effektiv drift og vedlikehold. For å kartlegge behovet for vedlikehold på Draugen inngikk Shell en intensjonsavtale med SINTEF. Hensikten var å utvikle midtnorsk industri og næringsliv for framtidige leveranser til utbygging og drift på Haltenbanken.

Målsetning med samarbeidet med SINTEF var å utnytte SINTEF’s ekspertise for å optimalisere design og drift av Draugen-plattformen ved å utnytte erfaringer og potensiale i midtnorsk industri. SINTEF skulle identifisere typer utstyr og arbeidsoppgaver som fra tidligere var årsak til de største arbeidsbelastningene.[REMOVE]Fotnote: Pressemelding fra A/S Norske Shell, 14. mars 1988. Draugen med eget utviklingsprogram for effektiv drift og vedlikehold.

SINTEF og Marintek hadde også fått oppdraget med å utrede vedlikeholdsbehovet for Draugen. På Nordmøre var irritasjonen stor over at to Trondheimsfirma hadde fått denne jobben. Lokale bedrifter som Møre Engineering eller Grøner i Kristiansund kunne fint utført arbeidet, ble det hevdet. I konsekvensanalysen for Draugen-utbyggingen sto det at lokalt næringsliv skulle foretrekkes dersom konkurranseforholdene var like. Når slike kontrakter gikk ut av regionen var frykten at Nordmøre og Kristiansund ble sittende igjen med kontrakter på «skruer og mutre og sånn …»[REMOVE]Fotnote: Nordmørsposten (1990, 15. juni). Skruer og mutre og sånn …

Flere lokale selskap hadde håpet på flere fordeler fra Shell. Men Shell ønsket ikke å subsidiere midt-norsk næringsliv. Det ville ikke gagne Shell, og det ville heller ikke gagne bedriftene på nord-vest landet på sikt. Shell stilte likevel gjerne med «informasjonssubsidier».[REMOVE]Fotnote: Hegerberg, H., & Wærnes, A. (2013). Alt på én hånd: Arnt A. Wærnes: Suksessgründer mot alle odds. Kristiansund: [A.A. Wærnes]: 104. Det var et virkemiddel for å involvere midt-norsk næringsliv. Shell gjennomførte industriseminar, utarbeidet informasjonsmateriell og drev oppsøkende virksomhet.

A/S Norske Shell inviterte, også nå i samarbeid med SINTEF og Marintek i Trondheim, utvalgte bedrifter i Midt-Norge til seminarer, hvor det ble gitt informasjon om de tekniske installasjonene på Draugen, vedlikeholdsbehov og operasjonsfilosofi. Behov for videreutvikling av bedrifter og av ideer til produkter og tjenester fra Midt-Norge var et sentralt tema. A/S Norske Shell håpet seminaret ville bidra til å sette midtnorsk industri i en konkurransemessig god posisjon.[REMOVE]Fotnote: Presseinformasjon fra A/S Norske Shell. (1988). 8. august. Draugen – utviklingsprogram for effektiv drift og vedlikehold.

Arbeidet var ikke bare enkelt. Interessen var for så vidt stor, men kompetansebredden var mangelfull. Dette var en stor utfordring for næringslivet.

Midtnorske bedrifter var i hovedsak små, og de manglet kapital til å satse. Shell mente de små bedriftene burde samarbeide for å stå sterkere. En av målsetningene for Shell var at leverandørbedrifter ikke måtte basere seg på å levere kun til Draugen, men måtte ha hele oljeindustrien, og gjerne et internasjonalt marked som mål.

Bygging ingen nordmørsk suksess

I byggingen av dekket til Draugen var det ingen kontrakter som havnet på Nordmøre. Det var ikke mange som kunne levere det som ble etterspurt, få hadde en helhetlig og langsiktig satsing, enkelte bedrifter sa – for Shell – overraskende nei til kontakter. Stor verkstedbedrifter som Sterkoder valgte bort oljeindustrien. Verkstedet hadde på denne tiden fulle ordrebøker. For bedriftene på Nordmøre var det driftsfasen som var viktigst.

Shell mente likevel de hadde gjort det som var forventet av den, de hadde tildelt flere kontrakter til Midt-Norge, men de tenkte ikke i forgderigrenser, og flere kontakter gikk til Romsdal og Sunnmøre og til Trøndelag. Selv om de aller fleste – og de største – kontraktene gikk til Stavanger og Rogaland. Og Kristiansund fikk som sagt ingenting.

Shell skriver selv i en pressemelding fra 1988 at «responsen fra industrien har vært svært positiv og samtlige inviterte bedrifter har meldt sin ankomst».[REMOVE]Fotnote: Presseinformasjon fra A/S Norske Shell. (1988). 8. august. Draugen – utviklingsprogram for effektiv drift og vedlikehold. I følge journalist og forfatter Helge Hegerberg var interessen fra Nordmøre på dette tidspunktet laber. «Flere bedrifter svarte ikke engang på henvendelsen.» [REMOVE]Fotnote: Hegerberg, H., & Wærnes, A. (2013). Alt på én hånd: Arnt A. Wærnes: Suksessgründer mot alle odds. Kristiansund: [A.A. Wærnes]: 104

Dette kommer også fram i en studie utført av Asplan på vegne av Midtnorsk Oljekontor i 1991. Her slås det fast at Shell hadde startet utadrettet og åpent for å trekke til seg bedrifter, men av ulike årsaker hadde de fleste falt fra. Mange av dem som fikk anledning til å komme med anbud trakk seg. De oppga enten for liten kapasitet, produksjonen passet ikke inn med det selskapet drev med, eller de hadde større fortjeneste med det de allerede drev med. Dette gjaldt særlig mekanisk industri hvor de fleste ikke engang gadd å svare på henvendelsen fra Shell.[REMOVE]Fotnote: Asplan. (1991). Leveranser til Draugen-utbyggingen.

Selv om det fortsatt manglet noe for å få med næringslivet på Nordmøre, viste norsk industri seg konkurransedyktig. Av bruttoleveranser til Draugen-prosjektet var 93 prosent fra norske leverandører. Hvis en trekker fra disses innkjøp var leveransen på 78 prosent norsk. Det myndigheten hadde krevd, hadde Shell oppfylt. Norske bedrifter hadde fått kontrakten gjennom ordinær konkurranse.

Men Shell ønsket likevel å gå videre med tanken på bruk av lokalt næringsliv. De måtte bare legge forholdene til rette og støtte opplæring og bedriftsutvikling.

Utviklingsprosjektet

Dette skjedde blant annet gjennom at bedriftene etablerte spesielle utviklingsprosjekt eller at de ble trukket inn for lengre eller kortere tid i forbindelse med ferdigstillelsen av Draugen-plattformen.

Initiativet til utviklingsprosjektene måtte komme fra den enkelte bedrift. Langsiktig suksess for midt-norsk industri var avhengig av at bedriftene selv var villige til å satse. Selv om bedriftene fikk hjelp av Shell måtte de konkurrere på kvalitet og pris. Dette mente Shell var den eneste måten å skape livskraftig virksomhet.

AS Linjebygg

Utviklingskontrakter,
AS Linjebygg

En av bedriftene som fikk utviklingskontrakt var AS Linjebygg. De kom ikke fra Nordmøre, men fra Romsdal. Selskapet som ble etablert i 1933 hadde hovedkontoret sitt i Molde. De var i 1993 en av de ledende kraftlinjeentreprenører i Norge. Selskapet drev med kraftlinjebygging, bygging av broer og kommunikasjonssystemer. Da vedtaket om utbygging på Haltenbanken var klart, så de at selskapets lokalisering var gunstig. Men får å komme inn på det markedet trengte de erfaring. De fikk oppdrag på Ekofisk. Selskapets store fordel var at de kunne jobbe i høyden. I 1991 ble det opprettet kontakt med AAk Fjellsportsenter, som på det tidspunktet var i ferd med å utvikle et system for tilkomstteknikk. Tilkomstteknikken skulle forenkle arbeidsoperasjoner i høyden og dermed erstatte stillasbygging nedover langs vegger, under dekk og opp i fakler.

I 1991 inngikk Linjebygg en utviklingskontrakt med Shell som gikk ut på å videreutvikle tilkomstteknikken, samt å analysere Draugen-plattformen med hensyn til tilkomstmetoder. Resultatet var en mobil arbeidsplattform.  Shell likte produktet og Linjebygg fikk etter dette en av vedlikeholdskontraktene på Draugen – «Offshore inspeksjon og vedlikehold av strukturer, rørsystemer og tanker på Draugen-installasjonene.[REMOVE]Fotnote: Haukebø, Bjørn. (1994). Kostnadsreduksjoner i drift av offshoreinstallasjoner – mulighet for nye aktører? Foredrag Haltenbankkonferansen 8.-9. mars 1994, Trondheim. Behovet for kostbare stillas offshore ble betydelig redusert.

Oss-nor

Utviklingskontrakter,
Oss-nor

Det kom også kontrakter til Kristiansund. Kristiansundbedriften Oss-nor fikk en utviklingskontrakt som viste seg å bli starten på et langt forhold som var med på å styrke Oss-nors konkurranseevne.[REMOVE]Fotnote: Sysla. (2014, 21. juli). Shell-kontrakt til Oss-nor.

Det begynte med at Oss-nor i 1990 fikk en kontrakt med Kongsberg Offshore for å produsere undervannsutstyr for Draugen-prosjektet. I 1991 fikk selskapet utviklingskontrakt direkte med Shell og gjennom denne kontrakten var det mulig å utvikle en nisje i markedet. Oss-nor spesialiserte seg på vedlikehold av ventiler. Kontrakten ble stadig forlenget og senere utvidet til også å gjelde Ormen Lange.

Atlanten Elmek A/S

Et annet Kristiansundfirma som fikk utviklingskontrakt var Atlanten Elmek A/S. Firmaet hadde utviklet en miljøvennlig strømgenerator for skip. Norske Shell koblet SINTEF til prosjektet for å utvikle og teste den nye teknologien. Koblingen til SINTEFs forskningskompetanse med produktutviklingen til Atlanten Elmek var helt i tråd med Norske Shell sin forskningsstrategi da forskningsinnsatsen ble knyttet nær opp mot et kommersielt produkt. (ble dette brukt på Draugen?)[REMOVE]Fotnote: Presseinformasjon fra A/S Norske Shell. (1991). 2. juli. Miljøvennlig energisparetiltak for skip.

Selskapet Halaas og Mohn ble dannet i 1992 med bakgrunn i en utviklingskontrakt inngått med Norske Shell.

Liaaen Engineering

Også sørfylket fikk sin del av utviklingskontraktene. Liaaen Engineering i Ålesund fikk mulighet til å utvikle en ventil til bruk på store havdyp. Utviklingskostnadene på 7,2 millioner kroner ble betalt av Norske Shell.  Ventilen skulle kunne installeres og vedlikeholdes uten hjelp av dykkere. Ventiler av denne type var på denne tiden ikke tilgjengelige på markedet og utviklingen ga derfor mulighet til kommersiell drift – akkurat etter Shells intensjon med utviklingskontraktene. En utviklingskontrakt for undervannsventiler med Liaaen Engineering i Ålesund ble sett på som meget vellykket.

Utviklingskontrakter og FoU kontrakter

ble inngått med følgende bedrifter i Midt-Norge:

  • Atlanten Elektro
  • NTH Norges tekniske høgskole (I dag NTNU – Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet)
  • SINTEF – forskningsinstitutt med flerfaglig spisskompetanse innenfor teknologi, naturvitenskap og samfunnsvitenskap
  • Marintek – Norsk marinteknisk forskningsinstitutt AS, i dag SINTEF Ocean
  • IKU – Institutt for kontinentalundersøkelser
  • Siktek – Sikrings teknikk AS
  • Seres – Semantikk Register for Elektronisk Samhandling
  • Seatex – utvikler, produserer og selger maritim elektronikk
  • Reslab – tidligere oljeserviceselskap
  • Oceanor – automatisert miljøovervåking, meteorologi, oceanografi og overvåkingsutstyr
  • Liaaen – verft
  • Møre Engineering
  • Bentech Subsea
  • Oddstøl Elektronikk
  • Linjebygg
  • Oss-nor – oljeservicebedrift
  • Møre Engineering/ CorrOcean/ Liaaen

Andre program

Shell var også med i UMNI-programmet (Utvikling av Midtnorsk Industri) sammen med Statoil, Conoco, NTNF  (Norges Teknisk-Naturvitenskapelige Forskningsråd) og fylkene i Midt-Norge. A.R. Reinertsen var engasjert som programkoordinator.[REMOVE]Fotnote: Draugen Innsyn. (1990). nr. 1. Leveranser fra midt-norsk industri. Dette initiativet ga støtte til utvikling av flere nye prosjekt, hvorav flere ble kommersialisert.

Målsettingen med utviklingskontraktene var kompetanseoverføring slik at bedriftene kunne konkurrere med etablerte leverandører når kontrakter på drifts- og vedlikeholdsoppdrag skulle tildeles. De fleste av bedriftene fra Midt-Norge som begynte med en utviklingskontrakt oppnådde senere kontrakter i åpen konkurranse.

Midtnorsk oljekontor (initiert av fylkeskommunene i Midt-Norge) engasjerte Asplan til å utrede leverandørmønsteret til Draugen utbyggingen på Haltenbanken. Hensikten var å kartlegge omfanget av leveranser fra Midt-Norge til denne utbyggingen og studere hvilke betingelser som må være tilstede for å kunne øke andelen av midtnorske leveranser til framtidige feltutbygginger utenfor Midt-Norge. Prosjektet ble finansiert av Midtnorsk oljekontor, Norske Shell, Conoco, Statoil og NHO (Næringslivets hovedorganisasjon). I flg. Hans Henrik Lie (EPOF) ga rapporten «et svært positivt bilde av Norske Shells innsats i å informere og gi muligheter til Midtnorsk industri». Det foreligger også omfattende materiale der både sentrale, regionale og lokale myndigheter samt talsmenn for bedrifter og organisasjoner uttalte seg positivt om den måten Shell oppfylte konsesjonsvilkårene på. I følge enkelte kom belønningen i form av operatørstatus for Ormen Lange.

Konklusjon

I følge konsesjonsvilkårene skulle altså Shell legge forholdene til rette for at næringslivet i landsdelen skulle kunne levere så framt de var konkurransedyktige med hensyn til pris og kvalitet. Mange var skuffet over resultatet. Da Draugen-utbyggingen startet var bedrifter fra sørvest landet dominerende i markedet. Likevel oppnådde 14 bedrifter fra Midt-Norge å få levere utstyrspakker til plattformdekket. Leveransene var kanskje i overkant av det en kunne forvente. Men ingen av dem var fra Kristiansund og området rundt.

For Nordmøre var resultatet når det gjaldt kontrakter for utbygging var skuffende. Når det gjaldt driftsfasen fungerte det bedre.

I en gjennomgang av Draugen-utbyggingen og midt-norsk næringsliv på Haltenbankkonferansen i 1991 uttalte Dr. Ing. Even Lind som hadde deltatt i studie av midt-norske leveranser til Draugen-utbyggingen, seg positivt om Shells anstrengelser for å trekke inn lokalt næringsliv i utbyggingsfasen. I følge ham hadde Shell vært svært åpne for å benytte seg av midt-norske til seg bedrifter, men av ulike årsaker hadde de fleste falt fra. Flere trakk anbudene med begrunnelsen for liten kapasitet, at produksjonen ikke passet inn med det selskapet kjernevirksomhet, eller de hadde større fortjeneste med det de allerede drev med. Andre tok seg ikke bryet med å svare på henvendelsen fra Shell.[REMOVE]Fotnote: Sunnmørsposten. (1991, 6. mars). Oljedråper til Midt-Norge.

Som gjennomgangen viser var det flere firma i Midt-Norge som bygget seg opp på bakgrunn av utviklingskontrakter fra Norske Shell.

Publisert 25. april 2018   •   Oppdatert 5. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Kongen åpner

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Kong Harald V foretok den offisielle åpningen av Draugen-feltet onsdag 1. desember 1993. 145 kilometer ut i havet nord-vest for Kristiansund, klokken kvart over tolv, trykket kongen på produksjonsknappen.
— Kong Harald klipper snora på Draugen-plattformen. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Den symbolske handlingen markerte ikke bare at et nytt felt ble åpnet for oljeproduksjon, men en helt ny oljeprovins. For Tidens Krav, lokalavisen i Kristiansund markerte ikke den symbolske handlingen bare åpningen av et nytt oljefelt, men den innledet en helt ny æra innen norsk petroleumsvirksomhet. Den magiske grensen ved 62. breddegrad var brutt og en ny landsdel med uante petroleumsressurser skulle bringe store verdier til utviklingen av det norske samfunnet i generasjoner framover: «Med åpningen av Draugen er det første steget tatt for en ny fremtid for Midt-Norge.»[REMOVE]

kongen åpner, helikopter, ankomst,
Her ankommer Hans Majestet Kong Harald V og hans følge med helikopter. Draugen skal offesielt åpnes. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Fotnote: Asbjørn Jordahl. (1993, 2. desember). Mulighetenes ti-år. Tidens Krav.

Feltet var også det første feltet Kong Harald fikk æren av å åpne.

40 nøye utvalgte gjester var invitert, blant den administrerende direktør i Norske Shell, Martin van den Wittenboer, selskapets direktør for undersøkelse og produksjon, Hans Meijer, Draugen-ledelsen med driftsdirektør Terje Olsen, fylkesmann i Møre og Romsdal Alv Jakob Fostervoll, fylkesordfører i samme fylke Grethe Bjørlo, Kristiansunds ordfører Harald Stokke og representant for regjeringen var statssekretær Gunnar Myrvoll i Nærings- og Energidepartementet.

Det var selvfølgelig stor stas at selveste kongen kom på besøk. En uke før selve besøket kom en av kongens adjutanter om bord for å gå opp løypen som kongen skulle gå. Alt var planlagt; hvilket toalett kongen skulle bruke, hvilken lugar han skulle ha hvis det ble behov for hvile og hvor han kunne røyke. Ingenting ble overlatt til tilfeldighetene.

Planlegging er en ting, virkeligheten en annen. Det ble litt panikk i rekkene da kongens bagasje kom på avveie. Kongen hadde nemlig tatt av seg dressjakka da han skulle ha på seg overlevelsesdrakten for helikopterreisen før avreise fra Kvernberget. Kongen steg av helikopteret på Draugen, mens bagasjen med dressjakka ble losset av på Regalia, hotellplattformen som lå ankret opp ved siden av Draugen. «Er det noen som har sett dressjakka mi?», undret kongen etter ankomsten. Det ble satt i gang søk og rask oppklaring- i ekspressfart kom dressjakka over på rett innretning.

kongen åpner, omvisning,
Kongen fikk omvisning på Draugen. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Omvisning på plattformen og den symbolske åpningen av produksjonen gikk helt etter planen. Det var en opplagt konge som trykket på knappen. Produksjonen på plattformen hadde startet opp allerede 19. oktober og hadde derfor pågått i nesten seks uker da kongen kom.

Etter åpningen var det invitert til lunsj i messa. Alle var dresset opp og stemningen var god. Da hovedretten var fortært, tok kongen opp en pakke sigaretter, banket ut en sigarett og fyrte opp …, forteller Per Sælevik, produksjonsleder på Draugen. Panikken begynte å spre seg i rekkene. Operasjonslederen, John Aitkin, kastet seg på telefonen til kontrollrom: «You must override all smoke detectors in the canteen, the king is smoking …».

Da kongen først hadde tent opp en sigarett, benyttet også andre anledningen. Sigarettrøyken la seg tett over messa. Da kom det rolig fra kongen: «Jeg tror jeg hjalp mange nå …»[REMOVE]Fotnote: Sælevik, Per, Historier fra Draugen, Upubli.

kongen åpner,
Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

For at flere skulle få ta del i den helt spesielle dagen, var mange gjester invitert til å følge hendelsen via fjernsynsskjermer på Rica Hotell i Kristiansund. Om lag 200 personer skålte og applauderte da knappen ble trykket inn.

Hele seansen fra Draugen ble sendt på direktesendt fjernsyn. For at gjestene skulle komme i den rette stemningen ble det før selve åpningen vist glimt fra byggingen av betongbeinet, slepet nordover fra Stavanger til Haltenbanken og plasseringen av plattformen på selveste 17. mai. Også de ansatte på Råket i Kristiansund fikk ta del i direktesendingen. Det samme gjorde hovedkontoret til Norske Shell i Oslo, og kontorene på Sola og i Bergen.

kongen åpner,
Menyen til festmiddagen i forbindelse med offisiell åpning av Draugenfeltet.

Etter at kongen og hans følge returnerte fra Draugen, var det klart for festmiddag på Festiviteten i Kristiansund. Middagen ble preget av høytidsstemt taler og vakre ord. «Utbyggingen av Draugen og Heidrun har skapt optimisme og pågangsmot i et distrikt som har sakket akterut de siste ti-årene», sa kongen i sin tale. Han avsluttet med et ønske om at Kristiansund og omlandet ville møte de nye utfordringene med håp, entusiasme og vilje til innsats.

kongen åpner, skipsklokke,
I gave fra Norske Shell fikk kongen en tro kopi av skipsklokken fra det gamle kongeskipet Heimdal. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Etter diverse kulturinnslag fikk kongen overrakt gave fra Norske Shell. En tro kopi av skipsklokken fra det gamle kongeskipet Heimdal, som 25. november 1905 tok imot kongens bestefar, Kong Haakon, samt Dronning Maud og kronprins Olav utenfor Drøbak da de for første gang ankom Norge som landets nye kongefamilie. Skipsklokken ble overrakt av prosjektdirektøren for Draugen-utbyggingen Mahdi Hasan.

kongen åpner, skipsklokke,
Skipsklokken er en tro kopi fra det gamle kongeskipet Heimdal. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Kristiansund kommune ville ikke være dårligere og ordfører Stokke ga kongen mansjettknapper med byens kommunevåpen som motiv. Stokke fulgte opp og ga Draugen-administrasjonen den seks-bind store Kristiansundshistorien. Her skulle de nye bybarna innlemmes, ikke bare i nåtid og framtid, men også i byens fortid.
På grunn av tåke og vind kunne ikke flyet tilbake til Oslo lette fra Kvernberget. Kongens avreise ble derfor utsatt. I stedet fortsatte festen og det ble båret inn ny drikke og stemningen steg upåklagelig. Utpå kvelden bedret været seg og kongens fly kunne ta av.

Dagen etter ble informasjonssjef for Draugen, Alf Kristian Lillebo kalt opp til fylkesmannen. Lillebo ante uråd, og lurte på hva som hadde skjedd. Det var slottet som ville meddele sin tilfredshet med arrangementet. Dronningen hadde uttrykt at kongen var i usedvanlig godt humør da han ankom slottet kvelden før.[REMOVE]Fotnote: Sælevik, Per, Historier fra Draugen, Upubli.

Film: Draugen åpningssermoni

Foto: Offisiell åpning av Draugen

Program åpning Draugenfeltet

Publisert 25. april 2018   •   Oppdatert 18. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

«Ekstraservice – Det er Shell, det»

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Samtidig som Draugen-organisasjonen etablerte seg i Kristiansund, og Shell planla for oppstart av Draugen-feltet fikk selskapet stor oppmerksomhet for en ny reklamekampanje. «Shell-dama», i Marianne Krogness skikkelse, har blitt omtalt som en av norgeshistoriens mest vellykkede markedskampanjer.
— Marianne Krogness som Shell-dama. Foto: A/S Norske Shell
© Norsk Oljemuseum

I 1992 ble hele Norge kjent med dama som hang bak kassen i en sliten bensinstasjon og delte sine betraktninger om kundeservice. «Ekstraservice. Det er Shell, det» kom på alles lepper.

Reklamekampanjen besto av flere filmer med et budskap som ble dramatisert på forskjellige måter, men alltid over samme lest gjennom humor og folkelighet.

Reklamefilmene, som ble sendt på det nyoppstartede TV2, skapte oppmerksomhet og Norske Shell ble kåret til årets markedsfører av Norges Markedsføringsforbund. I begrunnelsen sto det blant annet: «Selv om vinneren er et internasjonalt selskap, har selskapet preget 1992 med en gjennomført norsk kampanje, der både TV, radio og printmedia har spilt sammen. Vinneren har oppnådd det mange markedsførere drømmer om; at deres markedsføring blir en mediebegivenhet, og har skapt et munnhell».

Kampanjen ble introdusert etter at både Norsk Shell, moderselskapet, produktene og hele virksomheten i flere år hadde vært utsatt for negativ offentlig fokusering på sitt engasjement i Sør-Afrika og lanseringen av motoroljen Formula Shell som viste seg å skade norske biler.

Filmene bidro til å få opp humøret og motivasjonen til Shell-ansatte både på bensinstasjonene og i oppstrømsorganisasjonen.

Filmene fikk også internasjonal oppmerksomhet og Shell-dama ble kåret til beste reklamefigur og kampanjen til beste reklamekampanje i Shell-gruppen i 1992.

Publisert 24. april 2018   •   Oppdatert 25. april 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Draugen Village

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Det er langt fra Haltenbanken i Norskehavet til det kuperte Raigad på vestkysten av India. Men i dette distriktet, omtrent midt mellom byene Mombai og Poona, ligger Draugen Village, eller Bhorkas som den egentlig heter. I 2001 startet ansatte på Draugen-feltet i Norskehavet en innsamling for å bygge hus og trygge utdanning for barn i denne landsbyen.
— Artikkel i EP Spectrum International.
© Norsk Oljemuseum

Landsbyen ligger langt ute på den indiske landsbygden. Innbyggerne bodde i primitive jordhytter. I regntiden strømmet vannet inn gjennom lekke vegger og tak og etter uker med regn smuldret veggene rett og slett bort. Landsbyboere ble tvunget til å bruke tiden med å reparere hyttene og hadde derfor mindre mulighet til å ta lønnet arbeid.

Shell-ansatte på Draugen-feltet ønsket å bygge murhus til familier i Bhorkas og endte opp med å endre livet til 300 mennesker i landsbyen, samt å øke fjernadopsjonen av indiske barn.

Det begynte i Lima

Lima 2000-prosjektet var det første hjelpeprosjektet de ansatte på Draugen-plattformen startet opp. I utkanten av Lima i Peru fantes det et falleferdig hus hvor handikappede barn fikk daglig trening. Huset hadde navnet «Villa Maria». Det var i svært dårlig stand og de ansatte ombord på Draugen bidro, i samarbeide med Røde Kors, både i Norge og i Peru, med midler til å utbedre huset. Etter hvert viste det seg at nabolaget til Villa Maria ikke var av de beste, med økende kriminalitet og søppelhauger som vokste og elendige sanitærforhold. Det ble til slutt en umulig oppgave å fortsette arbeidet. Barna ble flyttet over til et lokalt sykehus hvor de fikk oppfølging og behandling, og Villa Maria ble lagt ned.

Med nedlegging av Villa Maria ønsket styringsgruppen for Lima 2000 å videreføre entusiasmen i et nytt hjelpeprosjekt i regi av de ansatte i Norsk Shell i Kristiansund. Forslaget som fikk størst oppslutning var hjelpeprosjektet i India.

Forslaget gikk ganske enkelt ut på å starte en innsamling blant de som arbeider på Draugen for å bygge murhus til innbyggerne i en liten landsby. Kollegene tente på ideen og innsamlingen kom i gang.

Innsamlingen

Innsamlingen av penger foregikk gjennom at mange av de ansatte på Draugen hadde faste lønnstrekk, øremerket landsbyprosjektet.

I tillegg ble det arrangert lotteri, auksjoner og bingokvelder på plattformen. Premiene var stort sett ting de ansatte selv hadde laget. I tillegg til å hjelpe noen som trengte det, var Draugen Village et felles prosjekt som skapte et positivt samhold offshore. Enkelte av de ansatte brukte også sin sikkerhetsbonus til å bore etter vann i Bhorkas. Det ble samlet inn totalt 1 038 000 norske kroner.

Draugen village,
Byggearbeider pågår i Draugen Village, hvor ansatte på Draugen plattformen støtter kvinner og barn økonomisk for at de skal få bygget hus og få en lettere hverdag. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Pengene ble brukt på materialer, mens landsbyens innbyggere var med på byggingen. Gamle tømmerstråhytter ble erstattet av murhus på om lag 36 kvadratmeter hver. I de nye boliger var det en kombinert stue og soverom der hele familien sov og et kjøkken med røykfrie ovner, samt vaskerom. Alle husene hadde vanntette tak og massive murvegger. I tillegg til at de ble bygget i betong, var grunnmuren så høy at den holdt regnvann, slanger og krypdyr ute. Totalt ble det bygget 72 hus.

Kvinnene som eiere

Draugen village,
Innbyggere i Draugen Village, hvor ansatte på Draugen-plattformen støtter kvinner og barn økonomisk for at de skal få bygget egne hus og få en lettere hverdag. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Gjennom Draugen Village fikk kvinnene i landsbyen en ny status. Det var nemlig dem som sto som formelle eiere, og som fikk navnet sitt på skiltene utenfor de nye husene. Nå kunne hverken ektemenn eller svigerfamilien kaste dem ut hvis de ville skilles eller ektemannen skulle dø, og huset kunne ikke selges uten hennes samtykke. Dette var uvanlig i India, spesielt i landbruksdistrikter, hvor analfabetisme og overtro sto og fortsatt står i vei for mange jenters utvikling.

Følger med

For de Draugen-ansatte var det viktig å vite at pengene de samlet inn kom fram til mottakerne. Derfor ble det sendt penger nok til å bygge ti til femten hus om gangen. Neste utbetaling kom ikke før de hadde mottatt bilder og annen dokumentasjon på at husene var ferdigbygget. Den tette oppfølgingen førte også til et enda nærere forhold til prosjektet.

Draugen village,
Glade unger i Draugen Village. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

I tillegg til å finansiere husprosjektet, var Draugen-ansatte også ivrige fosterforeldre for landsbybarna. Fjernadopsjonen ble organisert i samarbeid med Fadderbarnas framtid (FAF), en norsk humanitær organisasjon som arbeidet for å forbedre situasjonen for fattige barn i India gjennom utdanning og helsetilbud. Bistandsorganisasjon ble stiftet i 1991, men skiftet i 2013 navn til Indias barn. FAF samarbeidet igjen med den indiske søsterorganisasjonen Children’s future India (CFI). CFI var en sekulær, ikke-politisk, ideell frivillig organisasjon som arbeidet for velferd for underprivilegerte barn, deres familier og deres lokalsamfunn i slummen og landbefolkningen i India.

Draugen Village-prosjektet samarbeidet også med andre NGOer (non-governmental organization eller ikke-statlige organisasjoner). CASP – Community Aid and Sponsorship Program var en av samarbeidspartnerne. En representant fra CASP besøket Draugen Village hver uke for å se til framgangen for fosterbarna og inspisere byggingen.

Å bygge en bedre verden

Prosjektet Draugen Village var helt i tråd med Royal Dutch Shell sin filosofi om bærekraftig utvikling og fellesskap. Moderselskapet hadde på dette tidspunkt opprettet en frivillig organisasjon drevet av Shell-ansatte og entreprenører. Den hadde fått navnet Project Better World (PBW).[REMOVE]Fotnote: Brosjyre, PBW National Teams «What is wrong with these pictures?

Ideen til PBW kom til i Amsterdam i april 1998. En diskusjon om bærekraftig utvikling endte med å implementere Shells kjerneformål «å hjelpe mennesker med å bygge en bedre verden» i en frivillig organisasjon. Shells satsing på bærekraftig utvikling skulle gjøres håndgripelig for alle ansatte og for verden.
Ideen var å gjøre det mulig for Shell-ansatte å tilby sine ferdigheter til en frivillig organisasjon. Royal Dutch Shell så snart hvilke fordeler dette også kunne ha for Shell, fra arbeidstaker til konsernnivå og til samfunnet som helhet.

Draugen village,
Barn i Draugen Village betrakter et bilde av Draugen-plattformen, hvor ansatte støtter dem og familiene deres for å få en lettere hverdag. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Tanken var å bygge bevissthet og forståelse for bærekraftig utvikling og gjennom det bidra til å skape et kulturelt skifte i organisasjonen. Programmet skulle gjennom frivillig arbeid innenfor økonomiske, miljømessige og sosiale områder gi deltakere økt forståelse for bærekraftighet som igjen kunne knyttes til Shells egen virksomhet. Det ble opprettet flere PBW-team rundt om i verden bestående av entusiastiske Shellansatte.

Shell var også direkte involvert i Draugen Village. Norske Shell donerte blant annet penger til et samfunnshus i Bhorkas. Huset ble brukt til samlinger og produksjon av røkelsespinner. Fadderbarna fra landsbyen fikk også servert et varmt måltid om dagen i hallen. Gjennom samfunnshuset fikk landsbyen også et sted for undervisning av barna. De fleste voksne i landsbyen kunne verken lese eller skrive, men gjennom prosjektet Draugen Village ble barna sendt til skolen. Tidligere hadde de minste fått undervisning av en lærer som kom til landsbyen, mens tenåringer må gå åtte kilometer til Pen, nærmeste by, for å gå på skole. Veien var dårlig og i den fire måneder lange monsun-sesongen ble veien til gjørme og det var ikke mulig å forlate landsbyen. Med samfunnshuset og lønning av en lokal lærer, kunne barna få skolegang hele året.[REMOVE]Fotnote: Notat, Draugen Village – oppsummering

Draugen Village-prosjektet ble avsluttet i 2006. Oppsummert hadde de Draugen-ansatte fått bygget 72 hus, fått finansiert et samfunnshus og lønnet en lærer. De hadde fått boret en brønn med tilhørende pumpeanlegg og tappestasjoner. Det var montert solcelle-lys i gatene og inne i husene og en regnvannsamler var bygget av plastikk fra sementsekker. Dette siste utvidet frukt og grønnsaks-sesongen med to måneder. I landsbyen begynte de også å dyrke mango og andre grønnskaper.

Viktig var det også at kvinnene fikk arbeid gjennom å lage røkelsespinner og dermed skape en egen inntekt.

Fortsettelsen

Draugen Village-prosjektet slik det opprinnelig var organisert, ble altså avsluttet i 2006. Men siden det var penger igjen på kontoen prosjekt opprettet i 2010. «Thakur Rights and Development» er en samlebetegnelse på hjelp til urfolklandsbyene Bhorkas, Ratatachiwadi og Tadachiwadi. Det var et treårig prosjekt som på norsk fikk navnet «Rettigheter og utvikling for Thakur-folket i Bhorkas» og som arbeidet med kapasitetsbygging av lokalsamfunn i Raigad. Prosjektet ble i sin helhet finansiert av de ansatte på Draugen.

Formålet med prosjektet var å støtte befolkningens rettigheter, og forbedre levekårene for befolkningen i de tre landsbyene. Prosjektet hadde fokus på utdanning, helse, levekår og miljø, og ble gjennomført i samarbeid med CFI.

Bevisstgjøring av befolkningens rettigheter og indiske myndigheters plikter var sentralt og det ble gjennomført flere møter om praktisk og monetær økonomi, med spesielt fokus på formelle prosedyrer, landbruk og kvinners rettigheter. Landsbybefolkningene fikk veiledning og informasjon om rettigheter til jord, forsikringsordninger, kastesertifikater, rasjoneringsbutikker, osv.

Prosjektet støttet også flere initiativ for få fremme utdanning, som utdeling av skolebøker og skrivesaker, og informasjonsmøter med foreldre om fordelen med barns grunnskoleutdanning. Flere barn og voksne i landsbyene mottok støtte til opplæring i praktiske yrker, som snekker og murer, og flere familier fikk utdelt høns og kyllinger som bidrar til økte inntekter og bedret levestandard i lokalsamfunnet. I tillegg til dette fikk befolkningen i landsbyene oppfølging i helse og ernæring, og deltok i aktiviteter som fremmer miljøbevissthet, som planting av trær.

Prosjektet ble avsluttet i 2013 og det er per 2018 ikke igangsatt nye hjelpeprosjekt på Draugen-plattformen.

Publisert 24. april 2018   •   Oppdatert 2. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk