Dekket – design og innhold

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Dekket på Draugen-plattformen er utformet som et integrert dekk. Det betyr en kompakt løsning uten bruk av moduler.
— Draugendekket ferdigstilles ved Rosenberg Verft i Stavanger. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum
Dekket design og innhold,
Illustrasjon: Norwegian Contractors/Norsk Oljemuseum

Tidlig i utviklingsperioden fram mot endelig beslutning og levering av Plan for utbygging og drift (PUD) var hovedalternativet for Shell en flytende plattform (halvt nedsenkbar eller som en plattform som var forankret ved hjelp av strekkstag). Studier av ulike alternativer viste at dette ville bli det billigste utbyggingsalternativet. Det som avgjorde valget til slutt var kostnadene knyttet til drift og vedlikehold for den bærende konstruksjonen. En Condeep med ett skaft (monotower) ga en mulighet til å beholde dekkets grunnform uten store justeringer og man slapp en ny runde med design og planlegging.

Et integrert design betyr at dekket er ekstremt kompakt og vekteffektivt (lav vekt i forhold til kapasitet). Hoveddimensjonene for dekket har en grunnflate på 78m x 48 meter inkludert de ytre gangveiene. Fra overkant av skaftet til overkant av helikopterdekket er det 32 meter og toppen av boretårnet raget ytterligere nesten 50 meter høyere. Total høyde av plattformen (fra underkanten av skjørtene til toppen av boretårnet er omtrent 370 meter. Vekten av dekket ved produksjonsstarten var rundt 18 500 tonn (tørrvekt).

Helt fra begynnelsen av konseptutviklingen var sikkerhet den drivende faktor for utformingen av dekket. Det var særlig eksplosjonsfaren i de enkelte områdene som kom til å prege den endelige løsningen. Særlig valget av en åpen fagverkskonstruksjon og bruken av rister i gulv i stedet for et platedekk førte til en reduksjon av et overtrykk ved en eventuell eksplosjon.[REMOVE]Fotnote: Cockbain, G., Jermstad, A. (1990). Design of the Draugen Topsides for the Effects of Gas Explosions. Paper presentert på OTC 6477.  Houston, Texas.  Dette var også et viktig bidrag til den lave dekksvekten.

Dekket design og innhold,
Moduler som er klare for å plasseres i skaftet gjøres klare i Vats. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

For å optimalisere dekksanlegget mest mulig fikk Kværner Engineering og Shell gjennomført spesielle beregninger ved Chr. Michelsens Institutt i Bergen. Man tok i bruk et spesielt simuleringsprogram FLACS (Flame Acceleration Simulator) som instituttet hadde utviklet på oppdrag for flere store internasjonale oljeselskap noen få år tidligere.[REMOVE]Fotnote: Gexcon. (2018). Flacs software. Hentet fra https://www.gexcon.com/products-services/FLACS-Software/22/en

Boring

For å oppnå den produksjonsmengden som var planlagt i det første året, var det en forutsetning at man skulle kunne både bore og produsere olje samtidig i det ene skaftet på plattformen. Dette ble verifisert gjennom en egen studie.[REMOVE]Fotnote: SikteC A/S. (1991. august). Draugen GBS Shaft Safety Study – Management report. Report no. ST-91-CR-018-01.

Boreutstyret var en integrert del av dekksanlegget. Boretårnet var flyttbart slik at det kunne plasseres direkte over den aktuelle brønnen. Boretårnet ble fjernet i 1997. Arbeidet med å klargjøre boreriggen for fjerning startet 10 april og det siste av i alt 26 større løft ble utført 10. mai nøyaktig en måned etter at arbeidet med fjerning startet.[REMOVE]Fotnote: Shell UP, 1997. nr. 5, s. 14.

Vanninjeksjon

Helt fra produksjonsstart var det nødvendig å injisere vann for å opprettholde reservoartrykket. Vannet som injiseres må være helt fritt for skadelige materialer for å unngå å ødelegge olje- og gassforekomstene. Vannbehandlingssystemet er integrert med andre sjøvannssytemer for både rensing og kjøling. Systemet har fem hovedelementer: filtrering, deoksidering, pumping, sterilisering og kjemisk behandling.

Sjøvannet hentes opp fra rundt 70 meters vanndyp inne i bæreskaftet. På dette nivået er kvaliteten mer enn god nok til å føres inn i vanninjeksjonsbrønnene, og den skadelige sesongoppblomstringen av plankton skjer mye nærmere havoverflaten. Som et ekstra sikkerhetstiltak er det allikevel installert et enkelt filtreringssystem ved innløpet til plattformanlegget samt finfiltrering før injeksjon. Sjøvannet blir tilsatt klor for å drepe alt organisk materiale som måtte følge med vannstrømmen. Oksygen fjernes ved hjelp av vakuum og som en siste foranstaltning blir det tilsatt kjemikalier for å ta vekk de siste restene av uønskede elementer i vannstrømmen.

Hovedutstyret

Dekket design og innhold,
I prosessanlegget blir det produsert, behandlet og eksportert olje og gass. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Hovedutstyret på dekket skal ivareta kravene som stilles til å produsere, behandle og eksportere olje og gass. Les mer om prosessen i en egen artikkel.

Hjelpeutstyret

Hjelpesystemer er en felles betegnelse for alle systemer som er nødvendige for drift av en plattform og som ikke er direkte involvert i olje- og gassproduksjon. Dette omfatter både systemer som direkte støtter produksjonsprosessen og generelle systemer for kraftproduksjon og systemer som gjør det mulig å bo og arbeide på en plattform slik som sikkerhet, prosesskontroll, varme og ventilasjon i tillegg til kommunikasjonsutstyr.

Sikkerhet og sikring

Systemene som regnes til denne kategorien er nødvendige for å varsle og gjennomføre aksjoner for å unngå eller redusere skader og havarier. I tillegg regnes utstyr som skal kunne evakuere personellet fra plattformen i en nødsituasjon, eller å plukke opp personer som har falt i sjøen.

Alarmer

Formålet med alarmene er å varsle om hendelser som krever en koordinert innsats av alt personell for å redde liv og opprettholde sikkerheten på plattformen. Alarmene gis over høyttaleranlegget (PA-systemet) enten som tonealarm (støt o.l.) eller som muntlig beskjed.

Rednings- sikkerhetsutstyr

Dekket design og innhold,
Redningsutstyret omfatter blant annet personlige overlevelsesdrakter. Disse henges på lugaren når de ikke er i bruk. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Formålet med rednings- og sikkerhetsutstyret er å kunne evakuere personellet fra plattformen raskt i en nødsituasjon, eller å kunne plukke opp personer som har falt i sjøen. Redningsutstyret omfatter blant annet:

  • Overbygde motoriserte fritt-fall-livbåter
  • Overdekte sjøloppblåsbare redningsflåter
  • Mann-over-bord-båt (MOB)
  • Redningsstrømper for å evakuere plattformen til havoverflaten
  • Personlige overlevelsesdrakter

Brann- og gassdeteksjon

Alle områder om bord er utstyrt med brann- og gassdetektorer. Dersom det blir en indikasjon på brann eller lekkasje igangsettes automatisk følgende aksjoner:

  • Brannpumpemodus initieres
  • Deluge eller sprinkleranlegg løses ut
  • Brannspjeld i ventilasjonssystemet stenges
  • Plattformprosessen stenges ned (Emergency Shut-down – ESD)

Brannslukningssystem

Dekket design og innhold,
Brannvann er en del av brannslukningssystemet ombord på Draugen. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Brannslukningssystemet sørger for å beskytte personell, struktur og utstyr over hele plattformen (også i skaftet). Det finnes to typer system:

  • Våte, som bruker vann eller skum
  • Tørre, som bruker CO2 eller pulver

Våte system får vann fra brannpumpene som er plassert i skaftet. Faste skumtanker er installert for å dekke områder med høy risiko for oljebranner.

Av de tørre systemene blir CO2 brukt i tekniske rom som inneholder mye elektrisk og elektronisk utstyr. Et større pulversystem er installert i tilknytning til helikopterdekket. I tillegg er løse brann-slokningsapparater (både CO2 og pulver) plassert til rask bruk over hele plattformen.

Vann

Dekket design og innhold,
Det går med mye vann for å holde en plattform som Draugen i gang. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Plattformen trenger vann – mye vann – til forskjellig formål. Sjø- og servicevannsystemet (Sea and Service Water System) er konstruert for å forsyne plattformen med alt sjøvann som brukes i bore-, injeksjons- og ventilasjonssystemene og til produksjon av ferskvann. Egne systemer finnes for brannvann og ballastvann.

Det meste av ferskvannet brukes til drikkevann, men noe brukes også til rengjøring og kjøling.

Servicevann lagres i en tank på kjellerdekket og fordeles av pumper.

Dekket design og innhold,
Kjølevæske. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Kjølevann er vann til kjøling av gasskjølerne og kjølere for gjenvunnet olje der. Kjølevann er en oppløsning av tre deler ferskvann fra fordelingssystemet for avsaltet vann og en del av monoetylenglykol fra glykolsystemet og har et frysepunkt på -120 C. For å unngå korrosjon tilsettes en liten mengde inhibitor i kjølevannet.

Varmtvann produseres for å ha en sikker varmekilde med konstant temperatur for følgende bruksområder:

  • Avsalting av sjøvann i fordamperne.
  • Varme- og ventilasjonssystemer (unntak er boligkvarteret som har elektrisk oppvarming).
  • Forsyning av kjølevann til sirkulasjonspumpe for varmemedium.

Damp blir produsert i en dampgenerator med et trykk på 8 bar for utdamping av prosessbeholdere og for forskjellig bruk innen forskjellig renhold. Dampgeneratoren er en varmeveksler.

Varme, ventilasjon og klimatisering

Dette systemet er delt i to separate systemer – produksjon og bolig. Formålet med oppvarmings-, ventilasjons- og klimatiseringssystemet i produksjonsområdet er å skaffe til veie luft med spesifisert temperatur og trykk i plattformens moduler for å kunne virke risiko og ulykkes dempende i det brann- og eksplosjonsfarlige området (e Trykkluft). Dette systemet er av avgjørende betydning for en sikker drift av plattformen. Dersom systemet av en eller annen grunn kollapser, må prosessanlegget stanses øyeblikkelig. Oppvarming og ventilasjon av boligkvarteret er et helt selvstendig system som fungerer som i vanlige hus på land.

Varmemediumsystemet

(Heating Medium System) har til hensikt å virke som varmekilde for:

  • Det sirkulerende varmtvannsystemet for avsalting av sjøvann og for romoppvarming med unntak av boligkvarteret som er elektrisk oppvarmet.
  • Dampframstilling
  • Superoppvarming av slam
  • Behandling av slam
  • Kondensatstabilisering
  • Glykoldestillasjon

Varmekilden er en raffinert parafinolje som sirkuleres til brukerstedene hvor den oppvarmes i ovner med åpen flamme og i tre gjenvinningsenheter for spillvarme.

Klimaanlegg i boligkvarteret betjener lugarene, fellesrommene og bysserommet. Systemet trekker frisk luft gjennom separate klimaanlegg som ligger i ventilasjonsrommet i Service-etasjen, og leverer ren luft med forhåndsfastsatt trykk, temperatur og fuktighet til hele boligkvarteret.

System oppvarming for Helidekk sørger for at helikopterdekket er fritt for nedising, at temperaturen i brenngassledningen opprettholdes for å hindre kondensatdannelse, at temperaturen i prosessgassledningen opprettholdes for å hindre hydratdannelse og at brannvann- og injeksjonsvannsystemene hindres i å fryse. Helikopterdekket varmes opp ved hjelp av varmekabler som ligger i hulrom under dekket, mens de øvrige systemene varmes opp av elektriske varmebånd som er påmontert rørene på utsiden av disse. Systemet aktiviseres automatisk når miljøovervåkingssystemet oppdager at omgivelsestemperaturen er 5oC eller under.

Trykkluft

I et prosessanlegg der det kan forekomme eksplosive gasser og rom der det er elektrisk utstyr må være trykksatt med luft slik at trykket alltid er større der enn i prosessanlegget ellers. Dette skal hindre at gass kan trenge inn og antennes av elektriske gnister. Trykkluftsystemet skal sørge for en pålitelig kilde av ren komprimert luft til instrumentluft og arbeidsluft.

Kloakkbehandling

Formålet med dette systemet er å samle alt kloakk- og avløpsvann, behandle det og deretter slippe det over bord. Det meste av kloakken kommer fra boligkvarteret og stammer fra toaletter, dusjer, håndvasker, kjøkkenavfall og vaskemaskiner. Kloakken føres til septiktanker ved hjelp av gravitasjon og undertrykk. Et filter fanger opp faste partikler. Deretter sendes partiklene gjennom materialkverner som sørger for å male opp kloakken til en flytende væske. Alle bakterier i kloakkvannet fra anlegget, i særdeleshet koliformer, drepes med klorinnsprøytning før den behandlede kloakken føres ut i sjøen 10 meter under havoverflaten. Om nødvendig kan råkloakk losses i en lekter gjennom en slangekobling for avhending i land.

Drivstoff

To typer drivstoff trenges om bord på plattformene – helikopterdrivstoff (flybensin) og dieselolje som brukes til kraftgenereringsutstyret og annet spesialmaskineri. Tilførsel av drivstoff gjøres via forsyningsbåter som frakter helikopterdrivstoffet i spesielle tanker som løftes ombord med kran og som kan pumpe dieselolje direkte via en slangestasjon til et eget lager inne i en av cellene i betongunderstellet til plattformen.

Smøreolje

Formålet med dette systemet er å fordele smøreolje til hovedsystemene gjennom et permanent rørnett som transporterer forskjellige typer smøreolje. Fra påfyllingstankene for smøreoljer (Tote Tanks) går oljene i rør via fordelingstanker (Lubrication Oil Distribution Tank) til de viktigste forbrukerne: gassturbiner, generatorer, vanninjeksjonspumper og brannpumper. Det er også behov for andre typer olje/smøreolje om bord, men forbruket av disse gjør det ikke berettiget med et permanent rørsystem.

Kjemikalier

Det blir benyttet mange forskjellige kjemikalier på Draugen.  Kjemikalier og kjemikalieblandinger benyttes blant annet til å hjelpe separasjon av olje og vann og forhindre eller bryte ned oljedråper i produsert vann fra råoljestrømmen (emulsjon), for hindre eller stabilisere skumming av råolje, for å hindre isdannelse, bakteriegroing eller korrosjon. Kjemikaliene fraktes med forsyningsbåter til plattformen. De mest vanlige er:

  • Metanol som brukes for å hindre utskilling av hydrater som kan virke som “propper” og stanse væskegjennomstrømningen. Når gass inneholder vann i små mengder kan det under spesielle forhold av trykk og temperatur dannes is lignende klumper – hydrater.
  • Glykol brukes først og fremst som et middel til å fjerne vann fra våtgassen fordi det har den egenskapen at det effektivt tar opp i seg vann. Glykol brukes også i kjølesystemene der det senker frysepunktet til minus 12 grader.
  • Klor brukes i sjøvann for å hindre vekst og groing av bakterier i rørledninger og utstyr i systemene for ballastvann, sjøvannsystemet og brannvann. Natriumhypokloritt (NaOCl) brukes til å drepe uønskede levende organismer.
  • Korrosjonsinhibitor tilsettes for å forhindre innvendig korrosjon av rør og tanker. Kjemikaliesammensetningen som brukes er som regel basert på organiske komponenter som legger seg som en beskyttende hinne på metallet. I tillegg brukes inhibitorer for å hindre avsetninger.
  • Baktericid brukes for å kontrollere vekst av bakterier i vann og hydrokarboner. Det alvorligste problemet ved produksjon av olje og gass er de sulfatreduserende bakteriene som utvikler hydrogensulfid (H2S). I tillegg til å være giftig er H2S både eksplosiv og ekstremt korrosjons drivende. Draugen bruker H2S-fjerner.
  • Skumdempingsmiddel brukes for å hindre skumming i hovedprosessen og injiseres før separatortanker slik at separering av vann, olje og gass kan skje mest mulig effektivt.

Overførings- og målesystemer

Råoljen fra lagercellene overføres til lastebøya gjennom et lossesystem som består kraftige pumper på toppen av skaftet. Deretter går den via mindre eksportpumper og et system for måling (såkalt fiskalmåling) av mengder, før den går inn i et eget rørsystem.

Det er viktig at målingen av væskestrømmen er korrekt, slik at partnerne i lisensen skal føle seg trygge på at mengden er riktig og at skattemyndighetene skal være overbevist om et riktig salgstall. Et eget målesystem er derfor installert for periodiske kontroller.

Kraftgenerering

Den elektriske strømmen som skal til for å drive plattformen kan produseres av tre gassturbiner som hver har en kapasitet til å dekke 50% av maksimalt kraftbehov på plattformen. Det betyr at dersom en turbin er midlertidig ute av drift på grunn av reparasjon eller vedlikehold, er det allikevel nok kapasitet til å betjene plattformen.

Hovedkraft leveres av tre 19 MW generatorer som 13.8 kV, 3-fase, 60 Hz. Generatorene er turbindrevne med gass/diesel.

Nødkraft leveres av tre 1.18 MW generatorer som automatisk settes i drift og kobles til et 6 kV bryterpanel. I tilfelle av svikt i systemene for både hoved- og nødstrøm, vil utgangene fra tilførselsenhetene for vekselstrøm og likestrøm opprettholdes av batteriene.

Elektrisk kraft til boligkvarteret består av normal krafttilførsel av vekselstrøm, nødkrafttilførsel av vekselstrøm og nødkrafttilførsel av likestrøm. Normal krafttilførsel av vekselstrøm benyttes av klimaanlegg, bysseutstyr, oppvarming, varmtvann, vaskeri, heis, belysning, kjølemaskiner, avfallsenheter og ventilasjon. Nødkraft tilførsel av vekselstrøm og likestrøm benyttes til nødbelysning og lavspenningsutstyr.

Kontroll og overvåkning

Dekket design og innhold,
Kontroll- og overvåkningssystemene er lokalisert i det sentrale hovedkontrollrommet. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Kontroll- og overvåkningssystemene er lokalisert i et sentral hovedkontrollrom. Systemet sørger for en effektiv, sikker og pålitelig automatisert prosess. Ved å plassere hele overvåkningssystemet i det sentrale kontrollrommet reduseres personalets eksponering mot driftsområdet.

Prosessstyring har som formål å overvåke og kontrollere alle systemer om bord slik at hydrokarboner kan produseres på en mest mulig sikker måte. Hovedoppgavene er å holde orden på:

  • Dataoverføring mellom produksjonssystemet og terminalene i kontrollrommet
  • Analoge styringskommandoer
  • Automatbrytere og logiske sekvensstyringskommandoer
  • Alarmlogging

All denne informasjonen overvåkes fra et sentralt kontrollrom. I tillegg er skrivere og skjermer for alarmer og trender samlet her for å gi operatørene et godt og riktig bilde av situasjonen til enhver tid.

Sikkerhetsovervåkning er et system som skal ta seg av ”alt” som har med sikkerheten om bord på plattformen å gjøre. Med feltinstrumenter og sensorer for brann og gassvarsling overvåkes hele prosessen og alle modulene.

Formålet med systemet er å nødnedstenge produksjonen når prosessovervåkningssysytemet ikke greier å takle de problemene som måtte oppstå. I prinsippet består dette av to systemer: 1) Prosessavstengingssystemet som overvåker prosessen og skal stenge denne dersom prosess-styringssystemet mister styringen og for dermed å hindre at anlegget blir operert på en farefull måte (for eksempel med trykk høyere enn av tankene er designet for) og 2) Nødavstegningssystemet som skal nødavstenge prosessen dersom en faresituasjon, som for eksempel gass lekkasje eller brann, har oppstått. Nødavstegningsystemet mottar signaler fra brann og gass detektorer og manuelle farebrytere.

Måling av produksjon og forbruk er et system for å måle mengden av gass og olje som blir eksportert fra plattformen. Dessuten måler systemet mengden av forbruks- og drivstoffgass som plattformen bruker internt. Dette systemet har stor oppmerksomhet fra alle ledd i organisasjonen da det er disse målingene som danner grunnlaget både for den inntekt plattformen genererer, men også er grunnlag for den skatt som eierne av gassen må betale.

Systemene som omfatter telekommunikasjon og forurensningskontroll har stadig blitt skiftet ut og forbedret i takt med teknologiutvikling og endrete krav fra myndighetene.

Lasting/Lossing

Dekket design og innhold,
Kranarbeid på Draugen. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Laste og lossesystemet er designet for å kunne håndtere forsyninger som kommer sjøveien.

Kraner

Kranene på plattformen blir benyttet til:

  • Lasting og lossing av forsyningsskip
  • Vedlikehold og konstruksjonsløft over hele plattformen og i utstyrsskaftet
  • Håndtering av borerørstabler og utstyr (fram til boreriggen ble fjernet).

Bunkershåndtering

Utstyr for bulkhåndtering sørger for transport, håndtering og lagring av forskjellige væsker, pulver, gasser og kjemikalier som er nødvendig for plattformens prosess system og støttefunksjoner. Bulk transporteres til plattformen med forsyningsskip og overføres til plattformen enten ved hjelp av tanker eller via slanger.

Påfyllingstanker og andre bulkbeholdere overføres fra forsyningsfartøyet til plattformens lagringsplass på åpent dekk ved hjelp av kraner. Væsker som det er stort forbruk av overføres gjennom et permanent røropplegg til plattformens permanente lagringstanker. Tomme påfyllingstanker blir brakt i land igjen.

Dieseldrivstoff og ferskvann overføres fra forsyningsfartøyet til plattformens bulklagringstanker ved hjelp av slanger som senkes ned fra plattformen.

Boligkvarter

I boligavdelingen er det muligheter for overnatting, rekreasjon og bespisning for alle driftsfaser. Under normal drift vil det være rundt 60 personer ombord, men det skal gis muligheter for å gi full service til opptil 170 personer i forbindelse med revisjonsstanser. For å gi størst mulig beskyttelse mot en eventuell brann eller eksplosjon i brønnområdet, er boligseksjonen skilt fra resten av plattformen med en kraftig brann- og eksplosjonsvegg som dekker hele bredden og høyden av boligområdet. En tilsvarende vegg skiller også produksjonsområdet fra området der brønnstrømmen kommer opp på dekk. Les mer i egen artikkel «Arkitektens rolle».

Foto: Dekket

Publisert 27. august 2018   •   Oppdatert 17. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Draugen oppdateres (igjen)

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Tidlig på nyåret 2012 var det stor optimisme og entusiasme som preget driftsorganisasjon på Draugen. Det var blitt oppdaget nye oljereserver på feltet og det nærliggende gassfeltet Linnorm så ut til å kunne bli utbygget med Draugen som produksjonsplattform.
— Artikkel fra Tidens Krav 3. februar 2012
© Norsk Oljemuseum

Selv om Draugen i Plan for utbygging og drift av feltet bare skulle leve til 2010, viste produksjonen gjennom flere år at plattformen hadde mange år igjen før den måtte stenge ned.[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav. (2012. 3. februar). Draugen lever minst til 2035. Produksjonsperioden var tidligere blitt forlenget til mars 2013.

draugen oppdateres (igjen)
Gunnar Ervik var på dette tidspunkt driftsdirektør. Foto. A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Optimismen rådet og Shells driftsdirektør hadde troen på at det ville bli sendt inn en søknad til Petroleumstilsynet om å forlenge levetiden til 2035. I februar trodde man fremdeles at Linnorm ville bli koblet opp mot Draugen – det var bare selve investeringsbeslutningen som gjensto. Det ble også gjort kjent at det var inngått kontrakt om å bore fire brønner som skulle bidra til å doble produksjonen på feltet.[REMOVE]Fotnote: Tidens krav. (2012. 4. februar). «West Navigator» borer nye Draugen-brønner.

Gjennom hele februar holdt optimismen seg og i slutten av måneden ble det undertegnet en stor kontrakt med Aibel som blant annet skulle omfatte en ny boligmodul med 50 lugarer og en ny livbåtstasjon (her er det fjernet deler av en setning).[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav. (2012. 29. februar). Shell – Store endringer på Draugen.

Linnorm-feltet var tenkt å bli bygget ut med to undersjøiske bunnrammer som skulle knyttes opp mot Draugen-plattformen for prosessering og eksport via den nye Polarled -rørledningen som skulle koble feltet Aasta Hansteen til Åsgard Transport System. Dessverre viste det seg ikke å være fullt så lovende som optimistene hadde antatt, og da letebrønnen på området som hadde fått navnet Onyx Sør var nærmest tørr. Etterhvert ble planene om en utbygging av Linnorm lagt på is.[REMOVE]Fotnote: Perto.no. (2013. 20. september).  Linnorm-beslutning i høst.

Søknaden om forlenget levetid ble sendt våren 2015 og sluttdato ble satt til 2024 for å harmonere med utløp av lisensperioden.[REMOVE]Fotnote: Forskrift om styring og opplysningsplikt i petroleumsvirksomheten … §25 I mai 2015 kunngjorde Petroleumstilsynet at de hadde gitt samtykke til en forlenget levetid av Draugen fram til 9. mars 2024.[REMOVE]Fotnote: Petroleumstilsynet 20. mai 2015 – «Draugen får samtykke til forlenga levetid»  Sommeren 2018 er dette fremdeles gjeldende samtykke. Innen den tid vil lisensen måtte søke om ny forlengelse hvis det kan være lønnsomt.

Det ble boret en brønn sommeren 2015 som begynte å produsere i slutten av 2017. Det er også blitt installert en ny havbunnspumpe som bidrar til å øke produksjonen fra den og de andre havbunnsbrønnene. De siste årene har oljeproduksjonen blitt redusert feltet slik at det ikke lenger er nok assosiert gass til kraftgenerering, og alternative løsninger for å holde strømproduksjonen i gang evalueres. For å oppnå den totale oljeproduksjonen som lisenseierne forventer fra feltet, er det nødvendig med en levetidsforlengelse for undervannsinnretningene. Dette betyr at plattformen må operere lenger på feltet enn den restriksjonen som gjelder per 2018.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratets faktasider 3.mars 2018

draugen oppdateres (igjen), forsidebilde, tåke, stemning,
Draugen. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

 

Publisert 27. august 2018   •   Oppdatert 3. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Linnorm – ble ikke som håpet for Draugen

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Da Shell fikk operatøransvaret for lisens 255 på Haltenbanken den 12. mai år 2000 var det med et håp om å finne flere reserver i tilknytning til Draugen-feltet.
— En mulig løsning for Linnorm-feltet.
© Norsk Oljemuseum
Linnorm ble ikke som håpet for Draugen
Kitty Eide, Alf Kristian Lillebo og Gunnar Ervik Skåler for det nye gassfunnet som ble gjort i 2005. Feltet fikk navnet Onyx, men ble senere omdøpt til Linnorm. Foto: Tidens Krav/Norsk Oljemuseum

Det tok fire år før boringen startet opp, men i midten av juni 2004 begynte mannskapet om bord på riggen Transocean Leader på den første brønnen. Det skulle ta nesten et helt år før brønnen var ferdig, men 2. juni 2005 ble boringen avsluttet med et lite funn. Det ble boret flere letebrønner i det som ble kalt «Gullblokka» i 16. konsesjonsrunde, men resultatet ble ikke funn som var store nok til å utløse umiddelbare planer for utbygging. Totalt ble det funnet mindre enn man håpet og det var gass med høy temperatur og under høyt trykk i reservoaret.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratets Faktasider (2018) Dessverre, kan man kanskje si, for fram til da var det hovedsakelig olje Shell håpet på. De optimistiske planene for feltet med navnet Onyx ble derfor tonet ned. En ny brønn ble likevel boret i løpet av våren 2007 for å få bedre forståelse av reservoaret.

Etter hvert ble det gjort flere gassfunn lenger nord utenfor Helgelandskysten. Det mest lovende var Luva (omdøpt til Aasta Hansteen 8. mars 2012) som var blitt funnet i 1997. En større utbygging hadde imidlertid latt vente på seg delvis fordi funnene hadde vært for små og man var avhengig av at det ble bygget en rørledning for transport av gass. Fra 2007 fantes det to større rørledninger fra Norskehavet: Langeled og Åsgard Transport, men de systemene hadde ikke nok ledig kapasitet til å håndtere økte mengder fra nord.

I 2010 ble det satt ny fart i arbeidet med å finne en utbyggingsløsning. Som en følge av stor optimisme ble det arrangert en navnekonkurranse for å gi feltet et nytt navn.[REMOVE]Fotnote: Shell World Norge (1 – 2010) s. 27 Onyx ble derfor på høsten omdøpt til Linnorm. I tillegg til invitasjonen til å finne nytt navn, innehold det første nummeret av internmagasinet Shell World Norge flere optimistiske artikler om forventningene til Onyx.  I en stor artikkel om ‘Spennende tider for ONYX’ sier prosjektleder Tom Egil Karlsen:

«Før jul i fjor kom vi til første store milepæl som markerte at vi hadde gjennomgått en vellykket mulighetsstudie. I prosjektverden kalles dette for «Decision Gate (DG) 2». Neste skritt blir å se nærmere på hvordan en utbygging kan skje i praksis. I denne runden ser vi, i samarbeid med våre partnere, på alle mulige forskjellige løsninger for en utbygging. Vi jobber litt i «vidvinkel» før vi snevrer inn på de alternativene som viser seg best.»[REMOVE]Fotnote: Shell World Norge (1 – 2010) s. 6

Også direktørene Grethe Moen og Knut Mauseth blir sitert på sin optimisme om Onyx.

Sommeren etter ble det i en pressemelding gjort klart at beste løsningen for Linnorm var å ha Draugen som vertsplattform. Gassen skulle via et undervannsanlegg kobles til Draugen-plattformen og sammen med gassen fra Luva ville den bli fraktet i rør til Nyhamna der den kunne behandles og sendes sammen med gassen fra Ormen Lange via rørledningssystemet Langeled til Easington i England.

Dette skulle la seg gjøre ved å installere en 3000 tonn tung prosessmodul om bord på Draugen i tillegg til en del større modifikasjoner. Planene viste at Linnorm skulle kunne komme i drift i 2017 og Luva ett år seinere og det var satt i gang et detaljeringsprosjekt for å finne endelig utforming.[REMOVE]Fotnote: Helge Hegerberg, Adresseavisen (15.6.2011) Draugen tar Linnorm s. 27

Tidlig høsten 2012 så det ut for at Shell i samarbeid med flere oljeselskaper, og særlig med Statoil, hadde funnet en løsning som kunne innebære en utbygging av flere felt i området – alle tilknyttet et nytt transportsystem som ble kalt Norwegian Sea Gas Infrastructure – i dag bedre kjent som Polarled.[REMOVE]Fotnote: Stein Tjelta, Sysla Offshore (13.01.2012) Shell går videre med Linnorm På det tidspunktet ble Linnorm og Aasta Hansteen sett på som bærebjelkene for å kunne få til lønnsomhet for alle gassfeltene langs Helgelandskysten.

I en konsekvensutredning som ble presentert av Shell i september 2012 så man igjen for seg en havbunnsløsning med en 50 kilometer lang rørledning knyttet til Draugen-plattformen.[REMOVE]Fotnote: A/S Norske Shell (September 2012) PUD for Linnorm del 2 konsekvensutredning Draugen måtte bygges ut til å kunne prosessere 15 millioner kubikkmeter gass per dag. Dette ville kreve bygging og installasjon av flere nye moduler på plattformen. Et prosjekt for utbygging av Linnorm ble anslått til å kunne kreve opp mot 10 milliarder kroner.

På dette tidspunktet hadde oljeprisen steget til godt over 100 dollar per fat (og gassprisene var også skyhøye) og det så ut for at markedet skulle stabilisere seg på en tresifret oljepris. Prosjektledelsen så for seg at lisensen ville kunne fatte en investeringsbeslutning høsten 2013.

linnorm ble ikke som håpet for draugen, avis,
Utsnitt av artikkel fra Tidens Krav 17.11.2012

Linnorm-PUDen var forventet levert i januar 2013, men 20. november 2012 ble utbyggingen utsatt på ubestemt tid, i påvente av resultater fra brønner som skulle bores lenger syd på feltet. Det var store forhåpninger til at dette arbeidet ville kunne øke reservegrunnlaget og dermed rettferdiggjøre en utbygging for hele feltet. Det var håp om å kunne finne gassforekomster. Men 5. september ble brønnen i praksis erklært tørr og dermed så det ut til at Linnorm ble endelig oppgitt.

Kommunikasjonssjef for undersøkelse og produksjon Terje M. Jonassen uttalte til pressen at: «Dette var ikke det vi håpet på da vi startet boringen. Når det gjelder Linnorms fremtid er det ikke tatt noen beslutning ennå. Veien videre vil nå bli diskutert med partnerne i lisensen som i felleskap kommer til å avgjøre dette.»[REMOVE]Fotnote: Toril Hole Halvorsen, Petro.no (20.09.2013) Linnorm-beslutning i høst 

Shell har ikke gitt opp Linnorm, selv om det første løpet mot utbygging ikke førte fram. Området vurderes fremdeles i 2018 i lys av nye løsninger som kan gjøre Linnorm til et økonomisk og teknisk gjennomførbart prosjekt.

Publisert 27. august 2018   •   Oppdatert 8. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Tildeling av utvinningstillatelse

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
I den femte tildelingsrunden som ble gjennomført i 1979 ble det for første gang utlyst blokker nord for 62. breddegrad og i 1984 (åttende runde) ble det for første gang utlyst blokker langs hele den norske kysten fra sør i Nordsjøen til Barentshavet i nord samtidig.
— Draugen-feltet er en del av blokk 6407/9 som ble gitt utvinningstillatelse i forbindelse med niende konsesjonsrunde 9. mars 1984. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

A/S Norske Shell fikk andeler i to lisensgrupper i åttende tildelingsrunde.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet: Faktahefte 1987 I lisens nummer 087 i blokk 16/4 der Norsk Hydro ble valgt til operatør. Denne lisensen har foretatt to prøveboringer som begge har resultert i tørre brønner.

rettighetshavere på draugen, historie, 1984, logo
A/S Norske Shell, Statoil og BP Norway Limited U.A.

Shell ble utpekt til operatør for lisens nummer 093, partnere var Statoil og BP. Lisens nummer 093 går i dag under navnet Draugen.

Draugen ble en umiddelbar suksess! Tildelingen ble offentliggjort 9. mars og allerede 26. juni var boringen av første letebrønn i gang. 7. september ble boringen avsluttet og brønnen viste klare tegn på et stort og godt reservoar med hovedsakelig olje. Draugen var funnet bare 6 måneder etter tildeling! Noe som er uvanlig.

Det skulle også vise seg at Shell klarte å opprettholde et høyt tempo også i utviklingen av feltet. Godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1989 mindre enn fem år etter funnet og Draugen startet produksjon av olje mindre enn 10 år etter den vellykkede boringen. Sammenlignet med felter i samme størrelsesorden på norsk kontinentalsokkel i samme tidsperiode var dette omtrent 5 år raskere enn gjennomsnittet.

Totalt ble det i 1984 tildelt 17 blokker med lisens nummer fra 86 til 100. Fem lisenser omfattet blokker i Nordsjøen, fem i Norskehavet mellom Trondheim og Brønnøysund (der i blant Draugen) og fem i Barentshavet.

Blokker med suksess

Den åttende konsesjonsrunden som ble gjennomført i 1984 har i ettertid vist seg å være en av de aller mest vellykkede i form av antall drivverdige funn.

Blokk 34/7 var det området som det var knyttet størst forhåpninger i 1984. Lisens nummer 89 som omfatter 34/7, har vist seg å inneholde ulike reservoarer og senere blitt delt opp i felt med ulike navn: Snorre utbygd med to plattformer, Sygna, et lite felt, utbygd som subsea knyttet til Statfjord i likhet med satellittfeltet Statfjord Øst, og i tillegg undervannsfeltene Tordis (knyttet il Gullfaks C) og Vigdis (knyttet til Snorre A).

Lisenser som i tillegg til Draugen og 34/7 ble tildelt i samme runde har resultert i følgende feltutbygginger:

  • Fram (i Nordsjøen) i produksjon fra oktober 2003
  • Tyrihans (Norskehavet) i produksjon fra juli 2009
  • Mikkel (Norskehavet) i produksjon fra august 2003
  • Åsgard (Norskehavet) i produksjon fra mai 1999
  • Heidrun (Norskehavet) i produksjon fra oktober 1995
  • Snøhvit (Barentshavet) i produksjon fra august 2007
draugen gasseksport,
Åsgard B. Photo: Øyvind Hagen/Statoil

I tillegg vurderes (i 2018) feltet Peik for utbygging mer enn 30 år etter tildeling. Fire lisenser er vurdert som ikke lønnsomme å utvikle.

De feltene som helt eller delvis fikk tildelt reserver i form av blokktildelinger i åttende konsesjonsrunde, har hatt en utvinnbar mengde oljeekvivalenter som totalt utgjør 1,75 milliarder standardkubikkmeter oljeekvivalenter eller 11 milliarder fat.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet. (2018) Faktasider – Felt – Reserver Hentet fra http://factpages.npd.no/factpages/Default.aspx?culture=no Lastet ned 27.04.2018 Det tilsvarer bortimot en femtedel av all olje og gass som er funnet på norsk kontinentalsokkel.

Publisert 24. august 2018   •   Oppdatert 5. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Draugen setter rekorder

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Draugenplattformen har vært en meget produktiv og driftssikker plattform. Da verdens nordligste og høyeste plattformvar var på plass i Norskehavet og satt i produksjon skulle det bli flere rekorder.
— Den offisielle åpningen av Draugen fant sted 01.12.1993 med flagg og faner. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Ved tusenårsskiftet etter 7 års drift og i en periode med lave oljepriser var det viktig med positive meldinger. Den lokale avisa kunne slå fast at Norske Shell hadde fullt fokus på norsk oljeproduksjon og Midt-Norge spesielt. Artikkelen fokuserte på Draugens mange positive sider og skrev blant annet:

«Det er også satt et par verdensrekorder på Draugen. Denne gangen er det Draugen som kan skilte med lengst kontinuerlig oljeproduksjon, med 176 dager uten produksjonsstans. Den andre rekorden er at Draugen har den ene brønnen som alene har hatt en produksjon på 76 775 fat olje i løpet av ett døgn. Det er høyest dagsproduksjon fra en enkelt brønn.»[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav 19.1.2000 «Har fullt fokus på midtnorsk sokkel»

At dette skulle være verdensrekorder ble kanskje ikke bevist, men sitatet viser at gladmeldinger var viktig i denne perioden

I jubileumsåret 2003 ble også rekordene trukket fram. I en større artikkel i Adresseavisen omtales Draugen som «Juvelen i kronen» og trekker igjen fram de gode resultatene:

«Da operatørselskapet Norske Shell høsten 1987 søkte myndighetene om å produsere feltet, planla de en produksjon på 90 000 fat olje i døgnet. Da de kom i gang fra 19. oktober 1993, klarte de fort å hente opp mye mer. På det meste har Shell hentet opp 230 000 fat olje i døgnet. Over mange år har produksjonen ligget på et nivå over 200 000 fat med tørr olje, uten at vannet har trengt inn. En verdensrekord er også satt 150 kilometer nordvest av Kristiansund; ingen enkeltstående produksjonsbrønn har produsert mer enn 77 000 fat i døgnet.

Verdien av disse rekordene er store . 77 000 fat som var resultatet 12.10.2003 betød en verdi på nesten 47 millioner kroner eller mer enn 32 000 kroner per minutt. Den ene brønnen som satte rekorden 20. oktober 2000 bidro det døgnet med en halv million på plussiden.»[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen 16.10.2003 «Draugen er Norges mest lønnsomme tiåring»

I perioden 2010 til 2013 var det stor optimisme knyttet til mindre gassforekomster i nærheten av Draugen-feltet. Særlig var det lille gassfeltet Linnorm en het kandidat for oppkobling til plattformen. Dette ville kunne holde liv i plattformen enda lenger enn den forlengede produksjonsperioden fram til 2024 (fra opprinnelig 2020). Planene for utbygging av Linnorm er imidlertid lagt på is. Det er allikevel verdt å merke seg den optimismen som rådet i jubileumsåret slik den kom til uttrykk i Tidens Krav:

«Om noen måneder runder det første oljefeltet som ble satt i drift nord for Stad sitt 20. år. Da planen for utbygging og drift ble levert til myndighetene i 1988, var Draugen-feltet ventet å få en levetid på 17 år og en utvinningsgrad på 38 prosent.

Nå er Shells hårete mål å ta ut hele 75 prosent av ressursene fram til 2036. Det vil i så fall være verdensrekord for oljefelter offshore.»[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav 7.5.2013 «Nr. 1.000 fra Draugen»

I dette tilfellet var det kanskje lokalpatriotismen som tok begrepet verdensrekord i bruk. Shell hadde også sendt ut en mer nøktern pressemelding der det blant annet stod:

– Draugen har stabilt levert råolje siden oppstarten i 1993. Feltet har levert mye større volum enn opprinnelig forventet, og ligger an til gullmedalje når det gjelder utvinningsgrad. I henhold til opprinnelige planer skulle Draugen ha stengt produksjonen etter 17 -20 år, men levetiden skal forlenges betraktelig.[REMOVE]Fotnote: Teknisk Ukeblad 21.10.2013 «Flyttet brønnen en kilometer, fikk et helt oljefelts produksjon tilbake»

Draugen setter rekorder, stemning, regnbue,
Draugen i regnbue. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Utvinningsgrad

For å sette den siste rekorden i perspektiv kan vi se på Draugen i et norsk perspektiv. Det er en generell oppfatning at de petroleumsressursene som er funnet på norsk kontinentalsokkel har spesielt gode produksjonsegenskaper i forhold til store deler av verden for øvrig derfor hadde man kanskje også lett for å sette likehetstegn mellom best i Norge og best i verden – noe som ikke alltid er helt sant.

Utvinningsgrad regnes som den andelen det teknisk og økonomisk gjenvinnbare petroleumsvolumet i reservoaret i forhold til total mengde i reservoaret før produksjonsstart (Stock Tank Oil Initially In Place – STOIIP).

For å kunne gjøre sammenligninger med felt med ulikt blandingsforhold mellom olje og gass omgjøres alle petroleumsmengder til oljeekvivalenter for å finne den totale mengden i reservoaret.

Sammenlignet med alle de 115 felt som er, har vært eller snart skal være i produksjon på norsk sokkel er dette en 22 plass – altså ikke helt i toppen av listen når alle typer felt sammenlignes.

Det er imidlertid en stor forskjell mellom felt som hovedsakelig produserer olje og de som bare utvinner gass. For å skille mellom de ulike kategorier brukes ofte forholdet mellom de utvinnbare olje – og gassreservene ofte kalt ‘oil-gas-ratio’ OGR – jo høyere tall jo større oljeandel

draugen setter rekorder, graf, illustrasjon,
Figur 1

Som figur 1 viser er det mer vanlig at typiske oljefelt har en lavere utvinningsgrad enn gassfelt.

Tar vi for oss de mest typiske oljefeltene (OGR > 0,9) slik figur 2 viser, blir påstanden om Draugen i ypperste klasse ganske tydelig. På norsk sokkel er det per 31.12.2017 bare Grane som har en litt større utvinningsgrad 67,2 % mot Draugens 66,9 %.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet (2018) Faktasider – Felt http://factpages.npd.no/factpages/Default.aspx?culture=no Lastet ned 30.4.2018

Publisert 24. august 2018   •   Oppdatert 10. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Kontraktstildelinger i 1989/90

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Året 1989 ble en travel periode for kontraktsforhandlinger og -inngåelser.
— I løpet av halvannet år tegnet A/S Norske Shell kontrakter for mer enn 4,5 milliarder kroner. Anbudspapirer til alle kontraktene kom rennende inn. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

I januar ble det kjent at A/S Norske Shell ville tildele kontrakter til en verdi av omtrent 35 milliarder kroner (det tilsvarer ca 65 milliarder i 2018) samlet for Draugen og første fase av Troll-feltet. Kontraktene som gjaldt for Draugen utgjorde nesten en tredel av dette beløpet.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv. (1989. 27. januar). Shell-kontrakter til 35 milliarder kroner.

Shell skulle være ansvarlig for Troll-utbyggingen som utgjorde det meste av de totale kontraktene omfattet   det som var verdens største gassfelt til havs. Det skulle også bygges ut med et stort betongunderstell. Totalt ville hele plattformen måle 472 meter ved utslep i 1995, noe som fremdeles er verdens høyeste bygning som er flyttet av mennesker. Mindre enn et halvt år etter at produksjonen ble satt i gang overtok Statoil overta som  driftsansvarlig for plattformen i henhold til betingelsene i konsesjonsavtalen.

Prosjektering av dekket

15. mars ble det klart at Kværner Engineering hadde fått i oppdrag å detaljprosjektere dekket til Draugen-plattformen. Kontrakten lød på 500 millioner kroner. Kontrakten innebar at omtrent 450 personer ville bli opptatt med å prosjektere dekket med utrustning, boligkvarter og boreanlegg i tillegg skulle selskapet også stå ansvarlig for å planlegge testing og oppstart av plattformen når den var kommet på plass utenfor Helgelandskysten.

Betongunderstellet

Kontraktstildelinger i 1989/90
Betongunderstellet til Draugen i Yrkjesfjorden. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Det var et sterkt ønske fra Shell at det også skulle kunne bli en konkurranse om byggingen av betongunderstellet. Norwegian Contactors hadde nesten etablert seg som monopolleverandør av Condeeps og Shell var redd for at dette skulle bety høyere pris enn om det var flere som konkurrerte om oppdragene. Selskapet hadde derfor invitert Peconor-gruppen til å gi anbud. Etter at Peconor hadde gjort en god jobb med å bygge beskyttelsesmuren til Ekofisk-tanken mente Shell at de kunne være en likeverdig konkurrent for NC.[REMOVE]Fotnote: Donoclift, P. (Phillips Petroleum Co. Norway), Gijzel, T.G. (Peconor Ekofisk/VSO), Hjelde, H.G. (Peconor Ekofisk/AVECO) &VeldkampJ.R.  (Peconor Ekofisk/VSO. (1990). Transport and Installation of Protective Barrier Ekofisk 2/4 Tank. Paper presentert på OTC-6472–MS.

31. august kunngjorde A/S Norske Shell at kontrakten for bygging ble gitt til Norwegian Contractors med en kontraktsum på 1,7 milliarder kroner. Administrerende NC-direktør Gregers Kure sa seg «utrolig glad» for kontrakten, som ville danne en viktig basis for NCs videre aktiviteter og for utvikling av nye konsepter. NC hadde i periode før tildelingen måttet redusere antall ansatte fra 1500 til rundt 700, men nå kunne både arbeidsstyrken, miljøet og den tekniske kompetansen ivaretas.[REMOVE]Fotnote: NTB. (1989. 31. August). Norwegian Contractors vant konkurransen om Draugen-plattformen.

Dekkskontrakten

Listen over hvilke verft som ble invitert til å komme med anbud for å bygge det 18 000 tonn tunge dekket til Draugen -plattformen ble kunngjort 28. juli. Tre norske verft sto på listen – ingen utenlandske verft ble tatt med. Anbudsfristen var satt til midten av november og tildeling skulle skje tidlig i 1990.

Shell hadde i sine lisensbetingelser forpliktet seg til å involvere midt-norsk industri i størst mulig grad og hadde lagt inn i anbudsdokumentene at vinnerverftet måtte informere mulige underleverandører i Midt-Norge om sine eventuelle behov på et tidlig tidspunkt i prosessen.[REMOVE]Fotnote: NTB. (1989. 28. juli). Ren norsk konkurranse om bygging av Draugen-dekket.

Kontraktstildelinger i 1989/90
Draugen-dekket på Rosenberg Verft i Stavanger. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Fredag 26. januar ble det kjent at det var Kværner Rosenberg i Stavanger som stakk av med vinnerloddet. Kontraktsummen lød på 1, 1 milliarder kroner og representerte den største offshorekontrakten for norsk verkstedindustri i 1990.

Stavangers ordfører Tore Nordtun karakteriserte denne fredagen som «en fantastisk dag for Rosenberg, for regionen og for det lokale næringslivet i byen».[REMOVE]Fotnote:  Stavanger Aftenblad. (1990. 26. januar). Rosenberg bygger Draugen-dekket.

Syv måneder senere ble det klart Kværner Engineering (KE) fikk kontrakten for ingeniørtjenestene i forbindelse med oppfølgingen av byggingen av dekksanlegget. Kontraktsummen var på 150 millioner kroner. Det ble lagt opp til et nært samarbeid mellom de to Kværnerbedriftene. KE hadde fått ansvaret for å levere tegninger, materialer og utstyr til byggingen av dekket.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv. (1990. 28. august). Ny kontrakt til Kværner.

Utstyrskontrakter

I tillegg til to store byggekontraktene gjorde Shell mange viktige kontrakter om innkjøp av viktige komponenter.

Blant de aller første var avtalen om leveranse av hovedgeneratorene for elektrisitetsproduksjon. Kontrakten som ble bekjentgjort i august, lød på 220 millioner kroner og generatorene skulle leveres til installasjon i Stavanger i begynnelsen av 1991.[REMOVE]Fotnote: NTB. (1989. 28. juni). Kværner leverer generatorer til Draugen-plattformen.

boreriggen på draugen fjernes, forsidebilde, kontraktstildeling,
Boremodulen til Draugenplattformen er konstruert og bygget av Hitec Dreco. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Utover høsten og vinteren ble følgende større og mindre kontrakter inngått:

  • 25. august 1989.
    Dekkskraner levert av Stålprodukter A/S i Molde. Verdi 30 millioner kroner
  • 31. august.
    Trykktanker levert av Orkdal Offshore/Orkla Engineering. Verdi 1,5 millioner kroner
  • 1. november.
    Utstyr for prosesskontroll og sikkerhetssystemer levert av EB Industri og Offshore. Verdi 50 millioner kroner
  • 4. desember.
    Livbåter levert av Harding Safety A/S, Ølve i Hardanger. Verdi 25-30 millioner kroner
  • 6. desember.
    Bygging og utrustning av boremodul levert av Hitec-Dreco, Stavanger. Verdi 165 millioner kroner
  • 13. januar 1990.
    Branndører levert av Rapp Bomek A/S i Bodø. Verdi 150-200 millioner kroner
  • 23. februar 1990.
    Frakt og spedisjon i forbindelse med utbyggingen levert av Vestbase i Kristiansund. Verdi 50 millioner kroner
  • 29. mars 1990.
    Aktuatorstyrte ventiler levert av ScanArmatur i Stavanger. Verdi 20 millioner kroner
  • 31. mai 1990.
    Telekommunikasjonsutstyr levert av EB Industri og Offshore. Verdi i overkant av 47 millioner kroner

I tillegg til utstyr som skulle brukes om bord på plattformen skulle Draugen også benytte seg av separate undersjøiske anlegg for å få opp oljen fra feltet. Dette utstyret ble det Kongsberg Offshore som skulle levere. Kontrakten ble gjort kjent 2. juni 1990 og kontraktsummen hadde en verdi på 480 millioner kroner.[REMOVE]Fotnote: NTB. (1990. 2. juli). Draugen-kontrakt til Kongsberg.

På Draugen-feltet skulle man også være først ute i verden med å ta i bruk en såkalt flerfase pumpestasjon. Systemet som gikk under betegnelsen SMUBS (Shell Multiphase Underwater Booster Station) skulle pumpe en ubehandlet blanding av olje, gass og vann (og sand som fulgte med) fra produksjonsbrønnen til plattformen 6 kilometer unna. Avtalen presiserte at utstyret skulle være klar for testing hos Kongsberg Offshore i god tid før utplassering på feltet. Selve byggingen hadde en pris i underkant av 16 millioner, men utstyret var utviklet gjennom et tre års forskningsprosjekt til en verdi av 30 millioner kroner.

I løpet av halvannet år hadde dermed A/S Norske Shell tegnet kontrakter for mer 4,5 milliarder kroner.

Publisert 24. august 2018   •   Oppdatert 5. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Kapasitetsøkning

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Allerede få måneder etter at oljeproduksjonen var i gang på Draugen-feltet begynte Shellorganisasjonen å se på mulighetene for å øke kapasiteten på produksjonsanlegget.
— Draugen sin uoffisielle logo.
© Norsk Oljemuseum

I februar 1994 ble det kjent at operatørselskapet vurderte muligheten til å øke dagsproduksjonen med mellom 30 og 50 prosent.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv 14. februar 1994, «Ekstra mrd. Til Draugen-eierne»

En oppjustering av oljeproduksjonen med 40 000 fat om dagen ville kunne gjennomføres med å bore to nye brønner og foreta noen små modifikasjoner på plattformen. Dette vil øke lønnsomheten betraktelig – men det var visse skjær i sjøen.

Selv om Shell mente at Draugen var økonomisk robust var det blitt stilt en del spørsmål knyttet til feltets lønnsomhet etter at oljeprisene hadde falt jevnt og trutt fra 20 dollar per fat sommeren 1992 til under 15 dollar per fat høsten 1993. Selskapet hevdet at feltet fremdeles ville klare seg godt på dette prisnivået og at det til og med ville kunne overleve med priser ned mot 10 dollar fatet.

Dekket design og innhold, hovedprosessen, forsidebilde,
I prosessanlegget blir det produsert, behandlet og eksportert olje og gass. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

En økning av produksjonen til over 100 000 fat daglig ville utløse den såkalte glideskalaen. Denne ordningen ga regjeringen anledning til å øke sin eierandel i feltet med drøye 15 prosent. Selv om produksjonsøkningen ville være svært lønnsom for feltet og staten, kunne den vise seg ulønnsom for de tre lisensinnehaverne Shell, Statoil og BP. Selskapene truet med å si nei til en økning hvis glideskalaen ville bli gjort gjeldende.[REMOVE]Fotnote: Bergens Tidende 25. august 1994, «Dragkamp om Draugen»

Selv med en uavklart situasjon gjennomførte Shell nye brønnboringer i løpet av 1994 og utover våren 1995 ble det forhandlet fram et kompromiss som resulterte i et Stortingsvedtak 12. juni 1995. Lisenseiernes argumentasjon om at en full iverksettelse av glideskalaens bestemmelser ville gjøre det ulønnsomt for dem å øke produksjonen, ble bare delvis tatt til følge, og det endte med at staten økte Statoils andel med 8 prosent og reduserte Shells og BPs andeler med henholdsvis 4,8 og 3,2 prosent.

Selv om eierendringene ble gjort gjeldende fra 1. juli tjuvstartet plattformen med å øke produksjonen til 140 000 fat daglig fra 28. juni.

Shell var slett ikke fornøyd med den nye eierfordelingen, men «den kan vi leve med» var driftsdirektør Knut Engebretsens korte kommentar.[REMOVE]Fotnote: Bergens Tidende 29 juni 1995, «Kraftig økning på Draugen»

 

Se også artikkel: «Rettighetshavere på Draugen»

Publisert 24. august 2018   •   Oppdatert 9. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Ombygginger på Draugen

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Mange store ombygginger/modifikasjoner er blitt foretatt gjennom de 25 år plattformen har produsert.
Kjappe fakta:
  • Juni 1995 – økt produksjonskapasitet
  • Mai 1997 – fjerning av borerigg
  • November 2000 – gasseksport
  • Sommer 2009 – Oktober 2012 – utskifting av lastesystem
  • Februar 2012 – 6 års Aibelkontrakt
  • Februar 2012 – Ny livbåtstasjon
  • Februar 2012 – Ny boligmodul
— Ny boligmodul løftes på plass. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

 1995 – 2000

Juni 1995: Draugen Upgrade – oppgradering av produksjonskapasitet

I løpet av ti dager i slutten av juni 1995 ble første fase i oppgraderingen av produksjonsanlegget på Draugen gjennomført. Produksjonen var nedstengt i perioden og oppstarten etter oppgraderingen gikk problemfritt. Etter at arbeidet var avsluttet var maksimal produksjonskapasitet blitt økt til 155 000 fat per dag, noe som ga et gjennomsnitt på over 140 000 fat per dag på årsbasis. Arbeidsomfanget innebar en oppretting av ineffektive designløsninger, utskifting av kontrollventil, installasjon av større rør og oppgradering av nødavlastningssystemet på andre trinns separator.

Fase to av oppgraderingsprosjektet ble utført året etter og resulterte i en 10 prosent økning av maksimalproduksjonen uten at dette gikk ut over driftsstabiliteten.[REMOVE]Fotnote: EPO info nr. 4 1995 «Oppgraderingen på Draugen: Suksess i første fase»

Mai 1997: Boreriggen fjernes

I januar 1997 ble det besluttet at boreriggen på Draugen plattformen skulle fjernes. Selv om det bare var blitt boret fem brønner i løpet av de fire årene etter produksjonsstart var det ikke behov for anlegget. En fjerning ville dessuten innebære reduksjon av vedlikeholdsarbeid om bord. Arbeidet startet allerede 10. april og i løpet av nøyaktig en måned var jobben fullført takket være en effektiv tilkomstteknikk.[REMOVE]Fotnote: Shell UP nr. 5 juni 1997 «Fjerning av boremodulen på Draugen»

Les mer i egen artikkel om boreriggens skjebne

November 2000: Oppstart Draugen gasseksport

  1. november 2000 ble Draugen gasstransport startet opp. Prosjektet som inkluderte installasjon av nytt utstyr og rørledning, hadde som målsetning å åpne for muligheten til å utnytte gassen i reservoaret. Aktivitetene hadde pågått siden 1999. I tillegg skulle Draugenplattformen kunne ta imot gass og olje fra det lille satelittfeltet Garn Vest – helt vest i Draugenområdet. Den assosierte gassen skulle transporteres til Kårstø gjennom en egen rørledning koblet til Åsgard Transport via en spesiell forbindelse, en såkalt Y-connection. Røret fra Draugen til koblingen er om lag 75 kilometer langt og har en indre diameter på 16 tommer.

 Lastebøya 2009 – 2012

Lastesystemene ikke helt problemfrie, slep, ombyggingerpå draugen,
Slepebåter trekker med seg lastebøyen som har stått på Draugen-feltet. Her passerer de Marstein på vei til Stord og Scanmet AS som fikk oppdraget med opphugging av lastebøyen. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

For å kunne eksportere oljen fra plattformen ble det installert en egen lastebøye på feltet. Lastebøyen (FLP = Floating Loading Platform) ble plassert ca. tre kilometer fra selve plattformen og var forbundet med to 16 tommers rørledninger.

Allerede seks år etter at produksjonen av olje kom i gang ønsket Shell å skifte ut bøyen med et lastesystem som hadde garantier for en lengre levetid. Dette var nødvendig fordi det var slått fast at produksjonsperioden for feltet ville bli forlenget utover de 20 årene som var spesifisert i Plan for Utbygging og Drift. Været i Norskehavet var en utfordring som satte begrensing for når lasting kunne finne sted. Shell ønsket derfor å forbedre tilgjengeligheten for lasting av olje, men i 1998 fantes det ikke tilgjengelig teknologi som kunne gi denne garantien.

Men i 2008 hadde Framo Engineering utviklet et konsept som ville tilfredsstille kravene som var satt. Utskiftningsprosjektet ble startet, men det skulle ta hele fire år før det nye systemet var på plass.

Les mer i egen artikkel om lastesystemene på Draugen.

Store forhåpninger om forlenget levetid

Tidlig høsten 2012 så det ut for at Shell i samarbeid med flere oljeselskaper, og særlig med Statoil, hadde funnet en løsning som kunne innebære en utbygging av flere felt i området – alle tilknyttet et nytt transportsystem som ble kalt Norwegian Sea Gas Infrastructure[REMOVE]Fotnote: Sysla Offshore, (13.01.2012), «Shell går videre med Linnorm» – i dag bedre kjent som Polarled. På det tidspunktet ble Linnorm og Aasta Hansteen sett på som bærebjelkene for å kunne få til lønnsomhet for alle gassfeltene langs Helgelandskysten. Shell planla derfor å utvide levetiden på Draugen til 2036.[REMOVE]Fotnote: Midt-Norsk Olje & Gass I Nr 2 2012 «Draugen til 2036»

Opprinnelig PUD forutsatte en levetid på 20 år fra oppstarten i 1993. Den offisielle levetiden utløp dermed formelt i 2013. Shell ville derfor søke Petroleumstilsynet og Oljedirektoratet om å bruke Draugen utover den opprinnelige levetiden.

For å kunne drive plattformen sikkert og forsvarlig etter den opprinnelige sluttdatoen var viktig å kunne vise at integriteten på alle systemer var godt ivaretatt.  Både tekniske og organisatoriske analyser ble gjennomført slik at Norske Shell kunne vise at det var forsvarlig å fortsette driften av Draugen. I tillegg ble det i søknaden vist til planer for hvilke tiltak som var nødvendige.  I et intervju med tidsskriftet Midt-Norsk Olje & Gass uttalte driftsdirektør i Norske Shell Gunnar Ervik blant annet:

«De håpte på 17 års levetid, vi har nå passert 18, og gir oss ikke med det første, kanskje er vi bare halvveis i livsløpet. Uansett hva man måler, så har Draugen alltid levert, og det er jeg stolt over å ha vært med på».

«At Linnorm valgte Draugen som vertsplattform ser jeg på som et bevis på at vi er på hugget, og at vi har konkurransekraft», forklarte Ervik.[REMOVE]Fotnote: Midt-Norsk Olje & Gass I Nr 2 2012 «Draugen til 2036»

Les mer om Linnorm i egen artikkel

Store planer

Erviks uttalelser ble fulgt opp av prosjektdirektør Bernt Granås i Norske Shell. Han refererte til at på 1980 og 90-tallet hadde Draugen og Troll prosjektene blitt brukt til å bygge opp prosjektmiljøet i selskapet. De nye planene for utvidelsen av Draugen ville være en veldig viktig brikke i gjenoppbyggingen av Norske Shells prosjektmiljø. Det var forhåpninger om at en investeringsbeslutning for Linnorm kunne forlenge plattformens levetid med 25 år.[REMOVE]Fotnote: Midt-Norsk Olje & Gass I Nr 2 2012 «Draugen til 2036»

Norske Shell sine storstilte planer for å forlenge levetid resulterte i en seks-årig rammeavtale med Aibel AS. Aibel skulle få ansvar for både prosjektering og gjennomføring av store og små ombyggingskontrakter. Denne avtalen var av de mest betydelige avtalene i Aibels historie. Det ga muligheter for vekst hos Aibel i Kristiansund. [REMOVE]Fotnote: Aibels hjemmeside 13.11.2013

Planlagte prosjektaktiviteter på Draugen:

  • Reinjeksjon av produsert vann tilbake til reservoaret Installering av nytt lastesystem. Fjerning av gammel lastebøye Boring av fire nye subsea produksjonsbrønner.
  • Installasjon av subsea booster pumpe. Pumpen skal plasseres på havbunnen, og skal gi brønnstrømmen en ekstra dytt, og bidra til økt produksjon.
  • Installasjon og tie-in av nye rørledninger og kontrollkabler.
  • Installasjon av nye livbåter.
  • Modifikasjoner og oppgradering av utstyr på plattformen og subsea – en rekke prosjekter som faller inn under denne kategorien.
  • Installering av et ekstra boligkvarter med 45 ekstra senger.
  • Oppgradering for å kunne håndtere gass fra Linnorm (forutsatt endelig investeringsbeslutning).

Aibels første prosjekt under denne avtalen var byggingen av en ny livbåtstasjon og en ny boligmodul den siste i samarbeid med et nederlandsk verksted.

Mot slutten av 2012 og utover i 2013 skulle det imidlertid vise seg å være for stor optimisme knyttet til utbyggingen av Linnorm. 20. november ble utbyggingen utsatt på ubestemt tid og etter at en brønn som ble ferdig boret 5. september viste seg å være tørr ble Linnorm lagt på is.[REMOVE]Fotnote: Petro.no 20.09.2013 «Linnorm-beslutning i høst»

ombygginger på draugen, forsidebilde,
Ny boligmodul løftes på plass. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Byggeprosjektene ble imidlertid ikke stanset og 10. november ble de to konstruksjonene løftet på plass av Heeremas tungeløfteskip «Thialf». Hele operasjonen gikk meget bra uten skader eller uhell av noe slag.

Draugen-plattformens strategiske beliggenhet har gjort at den har vært kandidat som produksjonsplattform for mindre olje- og gassfelt langs Helgelandskysten. I november 2014 ble det kjent at både VNGs Pil-funn og Statoils Snilehorn-funn så på Draugen som en mulig «mor-plattform».[REMOVE]Fotnote: Sysla 20.11.2014 «Draugen trenger nye funn for å overleve»

Søknaden om utvidet lisensperiode ble derfor opprettholdt og i mai fikk lisensgruppen utvidet produksjonstillatelsen til 9.mars 2024.[REMOVE]Fotnote: Offshore Energy Today 21.05.2015 «Life extension for Shell’s Draugen (Norway)”

I løpet av 2016 ble det imidlertid klart at både Pil og Snilhorn ville bli knyttet opp til «konkurrenten» Njord. Dette har satt en foreløpig stopp for de mange planene for Draugen-plattformen.

Publisert 23. august 2018   •   Oppdatert 9. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Voldgiftsdom i Kværners favør

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Det var stor uenighet om oppgjøret for byggingen av plattformdekket ved Kværner Rosenberg. Saken lot seg ikke løse ved forhandlinger mellom partene og saken måtte avgjøres ved voldgift.
— Draugen-dekket på Rosenberg Verft i Stavanger. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Etter en fire år gammel strid endte det med at A/S Norske Shell på vegne av Draugen-eierne måtte betale til sammen 311 millioner kroner.[REMOVE]Fotnote: NTB. (1996. 12. januar). Shell tapte voldgiftssak om Draugen-dekket.

Etter at Norske Shell i februar 1993 overtok Draugen-dekket fra Kværner Rosenberg som hadde bygget det ved verftet i Stavanger hadde det blitt utbetalt 2,1 milliarder kroner. Partene var ikke enige om hva beløpet egentlig skulle eller burde være og de hadde forhandlet videre om en rekke oppgjørsspørsmål. De fleste tvistene var blitt løst ved forhandlingsbordet, men høsten 1994 kom man ikke videre. Krav og motkrav var blitt reist og i august startet en av de aller største voldgiftssakene i norsk rettshistorie.

Kværner krevde opprinnelig 200 millioner kroner i erstatning for en forsert framdrift under byggingen – senere redusert til 165 millioner.

Shell på sin side hevdet at verftet forsettelig eller grovt uaktsomt misligholdt kontrakten og fremmet et erstatningskrav på 1,47 milliarder kroner, som senere ble begrenset til 576 millioner mot at Draugen-eierne fikk beholde en bankgaranti på 198 millioner kroner.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv. (1996. 13. januar). Shell tapte mot Kværner.

Denne endelig dommen ble at kravet fra Shell ble avvist og at Kværner dermed fikk full oppreisning. Shell måtte betale ut bankgarantien og et tilleggsvederlag for merarbeider på til sammen 113 millioner kroner. Utover dette måtte Shell også betale renter og saksomkostninger.

Ifølge informasjonsdirektør Atle Kigen i Kværner ville den positive resultateffekten for hans selskap bli 225 millioner kroner fordelt over årene 1995 og 1996.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1996. 13, januar). Draugenseier til Kværner.

Publisert 23. august 2018   •   Oppdatert 4. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk