New kids on the block

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Etter 25 år er det slutt mellom Draugen og Shell. Nye krefter overtar driften av kjempen i Norskehavet.
— Fra Tidens Krav (22.06.2018)
© Norsk Oljemuseum

13. mars 2018 la Norske Shell ut sine andeler i Draugen og Gjøa for salg. Det var lenge knyttet stor spenning til hvem som kom til å kjøpe seg inn i lisensene, noe som skapte uro både i organisasjonen og Kristiansund kommune.

I juni 2018 ble det klart at det nystartede selskapet OKEA ville kjøpe Draugen og Gjøa for 4,52 milliarder kroner. OKEA blir dermed sittende med 44,56 prosent eierskap i Draugen og 12 prosent i Gjøa.

Hvem er OKEA?

new kids on the block,
OKEA sin logo

OKEA ble grunnlagt i 2015 av tidligere olje- og energiminister Ola Borten Moe (Sp), tidligere Det norske-sjef Erik Haugane, Anton Tronstad og Knut Evensen. Selskapsnavnet er basert på initialene til de fire gründerne. Selskapets forretningsidé er å kjøpe seg inn i lisenser med funn på norsk sokkel og være med på utbyggingen av disse. OKEA har ambisjoner om å øke Draugens levetid ut i 2040-årene, gjennom å effektivisere driften og å finne nye ressurser i området.

Nervøsitet i Nordmørsbyen

Kristiansund kommune har siden 1980-tallet hatt et godt og lønnsomt samarbeid med Norske Shell. Draugen og Shell har hatt en avgjørende betydning for kommunes utvikling og vekst de siste 30 årene. Det er derfor ikke rart at ordfører Kjell Neergaard (AP) var spent og urolig da nyheten kom at Shell ville ut av eierskapet. Men både ordfører, kommunen og ansatte på og med Draugen ble beroliget da OKEA lovet å beholde driftsorganisasjonen for Draugen i Kristiansund. Og ikke bare det. Selskapet vil lokalisere drift av alle fremtidige prosjekter i Nordmørsbyen. Selv om hovedkontoret ligger i Trondheim, vil de med andre ord bruke Kristiansund som senter for selskapets operasjoner på norsk sokkel.

Alle som arbeider på Draugen offshore og i landorganisasjonen både i Kristiansund og i Stavanger får tilbud om å gå over til OKEA.

Strategi

Avtalen ble sett på som et godt strategisk trekk for begge selskapene. Royal Dutch Shell Ltd. ønsket å forenkle sin globale porteføljestrategi, og Draugen med sin haleproduksjon passet ikke lengre inn i fremtidsplanene.[REMOVE]Fotnote: Shell Norge. (2028. 20. juni) Shell selger andeler i Draugen og Gjøa til OKEA AS. https://www.shell.no/presserom/nyhetsoversikt-artikler-og-nyhetsarkiv/2018/shell-sells-shares-in-draugen.html Norske Shell forsvinner likevel ikke. Selskapet forblir operatør for gassfeltet Ormen Lange, der det nylig ble investert store beløp i en oppgradering som også inkluderte store arbeider på landanlegget Nyhamna. Det fortsetter som teknisk tjenesteyter på Nyhamna og beholder som partner i Troll, Valemon, Knarr og Kvitebjørn-feltene. Shell fortsetter også som partner i det norske fullskalaprosjektet for karbonfangst og lagring.

For OKEAs del er anskaffelsen av Draugen en mulighet til å bli operatør på norsk sokkel. OKEA AS er et uavhengig norsk oljeselskap grunnlagt i 2015 med fokus på utbygginger og produksjon på norsk kontinentalsokkel. Det uttalte målet er å bidra til verdiskapning på den norske kontinentalsokkelen, med kostnadseffektive driftsmåter.

Kvalifisering og finansiering

new kids on the block,
"Borten Moe-selskap kjøper lisensandeler". Porsgrunns dagblad (21.06.2018)

Norske myndigheter har i flere år lagt forholdene til rette for at nye aktører skulle kunne etablere seg på norsk sokkel. Troen på at dette kan bidra til økt verdiskaping er stor.

Men ikke hvem som helst kan gjøre hva som helst på sokkelen. For å bli en aktør på norsk sokkel må et hvert selskap først bli klarert av myndighetene. De prekvalifiseres før de senere kan kvalifiseres.

For å bli kvalifisert som deltaker på norsk sokkel, må et selskap vise at de har nødvendig bemanning, kompetanse, styringssystemer og finansiell styrke til å oppfylle de forpliktelser en har i henhold til loven om petroleumsvirksomhet i Norge,

En prekvalifisering innebærer ikke at selskapet automatisk kan anse seg som kvalifisert til faktisk å drive virksomhet, men gir en indikasjon på hva myndighetene tenker om selskapet. Det viktigste kriteriet for myndighetene er at selskapene viser at de kan bidra til verdiskaping.

Ordningen med prekvalifisering av selskap ble innført rundt 2000 som følge av at norske myndigheter ønsket økt konkurranse og å få nye kompetente aktører inn på norsk sokkel.[REMOVE]Fotnote: Stortingsmelding nr. 39 (1999-2000). Tanken var at nye selskap skulle bidra med nye ideer som kunne føre til nye funn eller nye metoder for en høyere utvinningsgrad av modne felt. En viktig del av prekvalifiseringsprosessen er derfor at selskapene skal utdype hvilke nye innspill de kan komme med.

Et av kravene er at selskapet kan dokumentere evnen til å ivareta finansielle forpliktelser, noe som innebærer et solid fundament av egenkapital og at det er et rimelig forhold mellom egenkapital og gjeld.

Hvordan har fire grundere fra Trondheim kunnet stable så store summer som det kreves for å være operatør på Draugen, på beina?

OKEA er en aktør i en ny generasjon små og mellomstore oljeselskaper som finansieres gjennom private equity-penger – på norsk ofte omtalt som «aktiv eierkapital». Siden 2013 har mange små og mellomstore oljeselskaper poppet opp, hvorav svært mange er finansiert med kapital fra private equity (PE)-selskaper.

Private equity (PE) er et samlebegrep på en spesiell type fond og selskaper som investerer i bedrifter som ikke er notert på børs. OKEA eies per oktober 2018 av spesialfondet Seacrest Capital gjennom selskapet Okea Holdings Ltd, det thailandske oljeselskapet Bangchak, ansatte og andre aksjonærer.

Så med finansieringen og kvalifiseringen fra myndighetene på plass, er selskapet klar til å overta ansvaret for Draugen 1. desember 2018, nøyaktig 25 år etter kong Harald offisielt startet produksjonen på feltet.

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

Nye havbunnsbrønner i sør og vest

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
For å øke Draugenområdets produksjon og Ievetid ytterligere, planla Shell rundt 2000 en utbygging med havbunnsbrønnene Garn Vest og Rogn Sør, og knytte dem opp mot Draugen-plattformen.
— Boosting pumpesystem for å øke oljeproduksjonen på Draugen. Illustrasjon: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Utbyggingen ville øke reservene med cirka 13 millioner standard kubikkmeter olje. Det var 9 prosent av hele feltets utvinnbare oljereserver etter datidens beregninger.

Beslutningen kom som følge av at 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 i stedet bygges ut med forholdsvis rimelige standard havbunnsbrønner som ble knyttet opp mot en prosessplattform, en flytende produksjonsinnretning eller endatil til et prosessanlegg på land.

Flerfaseteknologien gjorde det mulig å sende ubehandlet brønnstrøm over stadig lengre avstander.

Utbygging av mindre satellittfelt var blitt en lønnsom affære – noe som kom godt med for oljeselskapene rundt årtusenskiftet da oljeprisene droppet ned mot 10 dollar fatet. En fordel med havbunnsbrønnene var at de var raske å installere og sette i produksjon.

Garn Vest – helt vest i Draugenområdet – var først ut og ble bygd ut med to undervannsbrønner knyttet opp via en 3,3 km lang fleksibel rørledning til prosessanlegget på Draugen. Kontraktstildeling for subsea-delen på Garn Vest skjedde 31. mai 2000. Kværner Oilfield Products a.s på Lysaker utenfor Oslo vant kontrakten på undervannsutstyr for 130 millioner kroner til Draugen-feltet.[REMOVE]Fotnote: NTBtekst. 06.06.2000, «Draugen utvides for 130 millioner kroner». Undervannsutstyret var ferdig installert i juli 2001.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen, 05.02.2001, «Draugen leverer olje helt til 2016».

Utbyggingen av Rogn Sør ble godkjent våren 2001. Kværner Oilfield hadde opsjon på levering av utstyr til Rogn Sør også – den siste dreneringsbrønnen som var planlagt bygd på Draugen.[REMOVE]Fotnote: NTBtekst. 06.06.2000, «Draugen utvides for 130 millioner kroner». I 2002 boret og installerte boreplattformen «Transocean Winner» to undervannsbrønner slik at produksjonen kunne starte i januar 2003.

Transportrøret for brønnstrømmen fra Rogn Sør går via Garn Vest. Satellittfeltene bidro til å øke og forlenge oljeproduksjonen på Draugen – noe som var gunstig etter at oljeprisene for alvor igjen begynte å stige etter 2002.

Til sammen investerte Shell 1,5 milliarder kroner i utvikling av områdene Garn vest og Rogn sør. Det var ikke bare Kværner som tjente på oppdragene. 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. 30.05.2001, «Draugen større».

 

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

Funn!

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Shell ble utpekt til operatør for lisens nummer 093 i den 8. konsesjonsrunden. Allerede den første letebrønnen viste et stort potensiale for et drivverdig funn.
— Foto: Harald M. Walderhaug/Norske Shell A/S
© Norsk Oljemuseum
  1. mars 1984 var det klart for tildeling av lisenser i 8. konsesjonsrunde.

Shell ble utpekt til operatør for lisens nummer 093, partnere var Statoil og BP. Lisens nummer 093 kjenner vi i dag som Draugen.

draugen under vann,
26. juni 1984 gjorde boreriggen Borgny Dolphin funn av olje på Draugen for Shell. Dette bildet av riggen er trolig fra Valhall. Foto; Hilde Hysing-Dahl/Norsk Oljemuseum

Draugen ble en umiddelbar suksess! Tildelingen ble offentliggjort 9. mars og allerede 26. juni var leteriggen Borgny Dolphin i gang med boringen av første letebrønn.

Hovedformålet med boringen var å undersøke og vurdere et mulig reservoar i formasjoner avsatt i tidlig eller midlere Jura[REMOVE]Fotnote: Jura = geologisk tidsalder i jordas utvikling som strekker seg over 50 millioner år fra ca. 200 millioner før vår tid.. I tillegg ville det også bli undersøkt om det fantes olje eller gass i enda dypere lag.

Brønnen ble påbegynt 26. juni men allerede tidlig i boreperioden fikk man et større avvik i brønnbanen og brønnen måtte derfor bli startet på ny noen få dager senere.

De første spor av olje fant man på 1621 meters dyp og man fant den såkalte olje-vann kontakten på 1660 meter. Det betød at man kunne bekrefte det bildet man hadde fått noen år i forveien etter å ha undersøkt de seismiske bildene som ga et sterkt og berettiget håp om store oljereserver. En oljekolonne på 40 meter som men etterhvert fikk bekreftet, er normalt et tegn på et godt reservoar.

Boringen fortsatte helt ned til 2500 meter. I disse lagene var det bergarter som stammer fra Trias-perioden (250 – 200 millioner år siden)

  1. september ble brønnen plugget og forlatt etter omfattende testing[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratets faktasider. En produksjonstest ble foretatt i en 6 meters sone omtrent midt i oljekolonnen og ga gode indikasjoner på en olje med ypperlige egenskaper.

Brønnen viste at man hadde gjort et stort oljefunn. Draugen ble altså funnet bare 6 måneder etter tildeling!

Publisert 8. oktober 2018   •   Oppdatert 9. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Midt-Norsk Baseservice – Vestbase

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
I desember 1978 ble Midt-Norsk Baseservice AS etablert. Det var et distriktsselskap som skulle «arbeide for aksjonærenes deltakelse i og nytte av den virksomheten som oljeleting og den eventuelle senere produksjonsfase vil utløse»
— Vestbase. Foto: Heine Schjølberg
© Norsk Oljemuseum

Selskapet skulle informere til oljenæringen om hva aksjonærene kunne tilby av varer og tjenester og de skulle knytte kontakter mellom aksjonærer og oljefirma. De skulle også arrangere befaringer, studiereiser og konferanser og de skulle være behjelpelige med å etablere virksomheter som ennå ikke eksisterte, men som ville trenges når oljenæringen kom i gang. De hadde også som må å gå inn i et baseselskap som de forventet ble opprettet.

I mars 1979 gjensto fortsatt basevalg til letefasen. Statoil tok sikte på å klargjøre en base i Kristiansund for drift fra 1. april 1980 og mente at det hastet med oppstart av opparbeiding av Vikan-basen. Arbeidet burde begynne senest 1. juli 1979. Det var da gått nesten ni år siden letingen etter tomter til base startet, og nå hastet det med alt.

Først 30. mars 1979 var etablering av oljebasen i Vikan – «Vestbase» formelt vedtatt i bystyret. I mai 1979 kom endelig klarsignalet for boring nord for 62. Stortingsdebatten. Frist for å søke konsesjon ble satt til 1. august 1979, med oppstart i mai 1980.

Byggearbeidet på Vikan startet 30. juli 1979 og 27. mai 1980 ble Vestbase innviet.

Kristiansund kommune opparbeidet de kommunaltekniske anlegg, mens Statoil, som leide grunnarealene, besørget og finansierte opparbeidelsen av basen med de nødvendige fasiliteter.

Basen i drift

Vestbases hovedoppgave var til enhver tid å tilby arealer og utstyr for å dekke aktivitetene utenfor Midt-Norge. Basen hadde personell, utelager kaianlegg, bulkanlegg, med varmt- og kaldtlager, kontorarealer, beredskapslager for oljevern, transportutstyr og containere.

Basen tilbød også et spekter av varer og tjenester som skipshandel, teknisk maritime varer og tjenester, skipsagent, containerservice, ståltau og kjetting og klarering og fortolling.

Ved oppstarten var Vestbase eid av Midt-Norsk Baseservice A/S med 40 prosent, Statoil med 40 prosent og Saga Petroleum 10 Prosent.

Vestbase fungerte bra helt fra starten, men det var ikke så mye å gjøre. I 1980 var 15,5 årsverk samlet på området. Men merkelig nok holdt det lokale næringsliv seg borte. Etter hvert kom flere selskap til. Aktiviteten på basen svingte i takt med aktivitet på sjøen.

I 1984 fikk Norske Shell tildelt leteblokker utenfor Møre- og Trøndelagskysten og selskapet opprettet operasjonskontor på basen. 27. juli 1984 visste Norske Shell at de hadde funnet olje og 14. mai 1987 ble Draugen erklært drivverdig. Nå startet kampen om lokalisering av driftsorganisasjon og forsyningsbase. Livet på Vestbase var endret for alltid.

Vestbase ble etablert i 1980, men aktiviteten tok ikke av før ved oppstarten av Draugen i 1993. Basen, fordelt på 600 000 kvadratmeter havneområde, er nå hovedforsyningsbase for virksomheten i Norskehavet.

Februar 1990 sikret Vestbase seg transportkontrakten i forbindelse med utbyggingen av Draugen-feltet. «Den hittil største kontrakten i Midt-Norge.» Kontrakten var viktig ikke bare på grunn av dens størrelse, men like mye sikret den Vestbase ny kompetanse som ville få meget stor betydning framover.

Avtalen kom på et gunstig tidspunkt for Vestbase, og reddet basen i en vanskelig tid. I 1994 ble Vestbase fisjonert til ett driftsselskap (Vestbase AS) samt ett eiendomsselskap (Vikan Eiendom AS). I tråd med utviklingen av basen, er det i dag flere eiendomsselskap, med bla. Vikan Næringspark Invest AS.

Vestbase AS er nå 100% eid av NorSeaGroup AS , som er en ledende nasjonal aktør på havne- og basedrift

Andre viktige milepæler for Vestbase:

  • 1995 Heidrun, plattform, operatør: Statoil ASA
  • 1997 Njord, plattform, operatør: Statoil ASA
  • 1999 Åsgard A, produksjonsskip, operatør: Statoil ASA
  • 2000 Åsgard B, plattform, operatør: Statoil ASA
  • 2003 Mikkel (subseafelt); operatør Statoil ASA
  • 2005 Kristin, plattform, operatør; Statoil ASA
  • 2007 Ormen Lange (subseafelt); operatør A/S Norske Shell
  • 2009 Yttergryta(subseafelt); operatør Statoil ASA
  • 2009 Tyrihans (subseafelt); operatør Statoil ASA
  • 2010 Morvin (subseafelt); operatør Statoil ASA

Basen har utviklet seg fra å være et rent logistikk-knutepunkt til å bli et drifts og service-senter for offshore-relatert virksomhet. Basenes egen driftsorganisasjon har rundt 210 ansatte, og er således den største private arbeidsgiveren i Kristiansund.  I dag ikke bare forsyningsbase, men en næringspark med over 60 selskaper med til sammen 7-800 ansatte.

Mens virksomheten de første 20 årene fra 1980 i vesentlig grad var knyttet til base- og forsyningstjenester, har det spesielt de siste åtte årene vært en kraftig vekst i tekniske tjenester og annen petroleumsrelatert tjenesteyting, med mer kompetansebaserte arbeidsplasser.[REMOVE]Fotnote: Bergem, B. (2013). Ringvirkningsanalyse av petroleumsklyngen i Kristiansundsregionen: Status 2012 og utsikter frem mot 2020 (Vol. 1306, Rapport (Møreforsking Molde: trykt utg.)). Molde: Møreforsking Molde.

Mer om forhistorien finner du i artikkelen Vestbase. 

Publisert 13. september 2018   •   Oppdatert 3. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Oljebyen fødes

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Arbeidet med å omdanne Kristiansund til en oljeby ble drevet fram av en liten klikk fremsynte menn som allerede så da mulighetene for Kristiansund som «Midtnorsk oljehovedstad».
— Supply-skipene ligger på rekke og rad i Kristiansund en septemberdag i 1986. Foto: Tidens Krav /Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Byens politikere begynte å jobbe med tanken om at Kristiansund kunne bli en oljeby allerede i 1970. Dett kulminerte på et møte i formannskapet 17. september 1970 hvor teknisk rådmann ble bedt om å undersøke og kartlegge kommunale og private områder med mulighet for kaiområder som egnet seg for servicebygg for oljeboring. Beslutningen, kalt basevedtaket, viste at Kristiansund ville ta en særlig rolle om oljeaktiviteten utvidet nord for 62. breddegrad. (Les mer i Åpning av sokkelen i nord)

vestbase, faksimile, artikkel
Kristiansund kommune reklamerer for oljens dag i Tidens Krav 15.09.2008

Det kan være på sin plass å minne om at det på dette tidspunkt var under et år siden funnet av Ekofisk-feltet – så langt syd på norsk kontinentalsokkel som mulig – og ni måneder før første oljeproduksjon kom i gang fra samme felt. Kristiansunds nye identitet som oljeby er så tett knyttet opp til denne datoen at byen hvert år feirer Oljens dag 17. september.

Kristiansunds oljeutvalg var initiativtakerne til oljebyen, men det gode samarbeidet mellom Kristiansund kommune og byens næringsliv var med på å legge grunn for Vestbase. Da forsyningsbasen endelig var på plass i 1980, hadde både byen og næringslivet i mange år investert store summer, og lagt et betydelig arbeidet ned i opprettelsen av basen. Tidlig ble attraktive arealer båndlagt for å gjøre dem tilgjengelige for eventuelle industrietableringer på et senere tidspunkt.

Mens teknisk rådmann kartla passende arealer, la andre ned en stor innsats i forberedelser og utarbeidingen av enhetlige strategier og å etablere kontakter med relevante aktører. Kommunen var godt forberedt og sto samlet da muligheten for å tiltrekke seg petroleumsrelatert aktivitet bød seg.

Ikke bare sto politikerne og næringslivet i Kristiansund samlet, hele Møre talte med en tunge. 9. oktober 1972 pekte alle ordførerne på Nordmøre på Kristiansund som det naturlig basested for petroleumsleting utenfor Møre og Romsdal. Dette ble fulgt opp av fylkets oljeutvalg i februar året etter. Enda mer positivt var det at både Sør- og Nord-Trøndelag fylkesutvalg i mars 1973 gikk inn for baselokalisering i Kristiansund. At regionen opptrådde samlet skulle vise seg viktig.[REMOVE]

Fotnote: Solberg, J. (2009). Det Norske Oljeeventyret: En Analyse Av Den Petroleumsrelaterte Utviklingen I Midt- Og Nord-Norge.

Les hele historien i «Vestbase»

Oljevirksomhet til Kristiansund – distriktsutbygging og økonomi. Rapport 1988

Publisert 13. september 2018   •   Oppdatert 18. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Draugen gasseksport

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Retten til å injisere gass fra Draugen i Husmus-reservoaret var tidsbegrenset, og en ny løsning måtte finnes.
— Gass til feltet Husmus. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

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.[REMOVE]Fotnote: Offshore, (1998. 1. mars). Offshore Europe. Dette var en løsning helt i tråd med Shells ønsker.

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. (2007. 1. oktober). Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Statusbeskrivelse for petroleumsvirksomhet i Norskehavet. Hentet fra http://www.miljodirektoratet.no/old/dirnat/attachment/985/Petroleumsvirksomhet%20i%20 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%20

Draugen Gasseksport

Operatør: Gassco
Totale investeringer 1,15 mrd 2007-kroner
Teknisk levetid: 50 år
Kapasitet: ca. 2 mrd Sm3 per år
Driftsorganisasjon: Kristiansund

Åsgard gasseksport:

Operatør: Gassco
Fra: Åsgard
Til: Kårstø
Lengde: 707 km
Diameter: 42 tommer
Teknisk tilgjengelig kapasitet (ATC)*: 70 MSm3/d
Technical Service Provide : Statoil

Åsgard transport og tilhørende felter

draugen gasseksport,
Åsgard B. Photo: Øyvind Hagen/Statoil

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.

draugen gasseksport,
Njord A. Foto: Thomas Sola/Statoil

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.

draugen gasseksport
Norneskipet. Foto: Kenneth Engelsvold/Statoil

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

 

Publisert 11. september 2018   •   Oppdatert 3. 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

Brudd i rør til Nordre vanninjeksjonsramme

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
13. januar 2000 skjedde det igjen – det oppsto brudd på en 10 tommers fleksibel vanninjeksjonsledning som førte vann til Nordre vanninjeksjonsramme (NWIT).
— Illustrasjon: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

I 1995 var det vannrøret til søndre vanninjeksjonsledning som var rammet. Årsaken var den samme som sist – produksjonsfeil i røret og kollaps på grunn av kraftig lokalt trykk. Men denne gangen ble hendelsen vurdert å kunne få alvorlige konsekvenser.

Etter at bruddet hadde oppstått, ble det sendt ned en ROV for å dokumentere omfanget av skaden. Bildene viste at vanninjeksjonsledningen fra Draugen til NWIT hadde røket i J-røret ut fra Draugen. Ved hjelp av røntgen ble det påvist at bruddet hadde skjedd nær endekoblingen. Cirka 180 meter rør var presset ut av J-røret, mens enden og 50–70 meter fortsatt sto igjen inni. Røret var samlet i en kraftig floke i en avstand av bare 30 meter fra utløpet. Store mengder grus og sandsekker var flyttet og røret lå delvis mellom andre rørledninger og kontrollkabler. Det var ikke tegne til synlige skader på disse.

Det var risikofylt å rydde opp etter det kraftige bruddet. I et nærliggende J-rør gikk gassinjeksjonsstigerøret. Dersom en åpnet J-røret der vanninjeksjonsledningen NWIT gikk ville gass-stigerøret miste sin barriere mot plattformen. Siden Draugen-skaftet ikke var designet for å tåle fullt innvendig eksplosjonstrykk var dette en risiko å ta. Det ble derfor ansett som tryggere å steindumpe restene av det ødelagte røret, og ta i bruk et nytt J-rør som det var mange av på Draugen. Ulempene med å føre røret inn på en ny plass ble ansett som minimale.

Oljedirektoratet fryktet at hendelsen kunne få stor betydning for reservoartrykk og hvor høy oljeproduksjonen fra Draugen ville bli når injeksjonsvannet ble borte. Bare to uker etter uhellet viste det seg at brønn A4 og A5 hadde jevnt trykkfall. Med en antatt nedetid på to måneder var det forventet en reduksjon i trykket på 16–18 bar. Farene ved redusert trykk i reservoaret var at det ville bli mer sand i produksjonen og vanngjennomslag i brønnene på et tidligere tidspunkt enn forventet. I verste fall kunne Draugen risikere å gå av platå mye tidligere som følge av denne hendelsen.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet, Divisjon for sikkerhet og arbeidsmiljø, Seksjon for marin teknologi, Teknisk komite Draugen, 01.02.2000.

Produsenten av de fleksible vanninjeksjonsrørene, Coflexip, hadde til tross for rørbruddene tro på produktet sitt. I 2000 produserte selskapet fortsatt samme type rør som de som var blitt levert i 1991. Coflexip utelukket ikke at det kunne være fabrikasjonsfeil påført under produksjon som kunne være årsak, og bedyret at produksjonsmetodene de senere år var blitt sterkt forbedret. Shell hadde ikke brukt rørene «feil» ble det understreket.

Rører mellom Draugen og NWIT var lagt i fem lengder på 1200 meter hver med «greylock» koblinger mellom. Bare rørlengden nærmest Draugen ble skiftet ut og koblet den til de resterende fire. Da var det praktisk at Shell hadde en 1200 meter rørbit lagret på Vestbase i Kristiansund. Kostnaden for reparasjon av røret ble anslått til 120–170 millioner kroner.

For at ikke hendelsen skulle gjenta seg ble Shell bedt av Oljedirektoratet å komme opp med et program for utskifting av rørene på sikt.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet, Divisjon for sikkerhet og arbeidsmiljø, Seksjon for marin teknologi, Teknisk komite Draugen, 01.02.2000.

Samtidig med at vannrøret til NWIT ble ødelagt hadde Shell høy prioritet på Draugen Gasseksport. Prosjektet med å koble gass produsert på Draugen til Åsgard eksportrøret pågikk samtidig som reparasjonen måtte foretas. Muligheten for å dra nytte av fartøy og utstyr som ble brukt i den ene operasjonen også til den andre ble undersøkt. Reparasjon av MWIT hadde første prioritet våren 2000, men samtidig skulle prosjektplanen for gasseksportrørledningen overholdes.

 

Publisert 31. juli 2018   •   Oppdatert 18. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Brudd i vanninjeksjonsrør

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
I juni 1995 ble det oppdaget at et rør som lå på 230 meters dyp på havbunnen mellom Draugen-plattformen og vanninjeksjonsbrønnen i sør (SWIT) var røket tvers av. Shell visste ikke hvordan bruddet hadde oppstått.
— En overtrålbar beskyttelse struktur var planlagt over satellitt brønnene. Figur 5.3.2 fra Draugen field, Plan for development and operation, 1987.
© Norsk Oljemuseum

Feilen ble oppdaget ved at vannet rant unna uten å gi noe trykk i vanninjeksjonsbrønnen. Det ble tilsatt farge på vannet i røret, noe som resulterte i at det fargede vannet kom opp til havoverflaten før det nådde brønnen.

Der var to vanninjeksjonsbrønner ved Draugen – en i sør og en i nord. Brønnene lå i ytterkanten av reservoaret, og en av årsakene til at det ble pumpet vann inn i brønnen var at de skulle «presse» oljen inn mot oljebrønnen. Etter bruddet ble bare vanninjeksjonsbrønnen i nord brukt. Hvordan avbruddet av vanninjeksjon for en periode virket på reservoaret, visste en ikke sikkert.[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav, «Brudd i vannrør ved plattformen», 17.07.1995.

Det ble satt ned et team for å finne årsaken til bruddet der leverandøren av rørene, Coflexip, også var med. Rørledningen ble fabrikkert og installert i perioden 1992–94. Den var bygget opp i fem hovedlag: plastliner innerst, ringspenningslag, dobbel strekkarmering og et ytre lag. Det var i tillegg friksjonsbelegg mellom armeringene. Ledningen hadde ikke et ytre lag som skulle hindre kollaps fra ytre trykk.

Undersøkelsesteamet fant ut at skaden skyldtes en fabrikasjonsfeil på indre plastliner som over tid hadde gjort at vann under høyt trykk trengte inn i bakenforliggende armering. Disse lagene var ikke beregnet på å tåle direkte vanntrykk og ble deformert når det oppsto kraftige trykkrefter lokalt i røret.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet, Divisjon for sikkerhet og arbeidsmiljø, Seksjon for marin teknologi, Teknisk komite Draugen, 01.02.2000.

Reparasjonsarbeidet ble utført slik at vanninjeksjonen i SWIT var klar til å kjøre med full kapasitet fra begynnelsen av september. Reparasjonsarbeidet kostet om lag 53 millioner kroner.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet. Styringskomitemøte i PL 093, Draugen, 03.07.1995. 

Lokalavisen Tidens Krav spurte om det var fare for at noe lignende kunne skje med oljerørene ved Draugen. Shell mente at det var lite sannsynlig. Rørene som ble brukt var godkjent og klarert for oljeproduksjon, og sikkerhetskravet for å bli klarert var strenge. I januar 2000 skjedde det likevel igjen.[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav, «Brudd i vannrør ved plattformen», 17.07.1995.

Publisert 31. juli 2018   •   Oppdatert 18. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Millenniumfeiring

person Per Sælevik, Norske Shell
På millenniums kvelden ble det laget et forrykende show som det sannsynligvis ikke fantes maken til på sokkelen.
— Stillbilde fra millenniumsfeiringen på Draugen. Videoopptak: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

En helaften underholdning «Fra dino til dollar», med Britt Endresen og Kåre Igesund i spissen for arrangementet. Det var stil over gymsalen denne kvelden, fint pyntet bord, og en egen velkomst komite som var «stivpyntet» og tok mot gjestene. Det ble øvet på flere turer med sanger sketsjer, kostymer og kulisser.

Eget orkester med kapellmester Werner Frøland som også spilte gitar og sang. Bjørn Tunghaug på orgel og Kjell Leren på bass. Her er litt av det som ble fremført:

Tone: Fra Greese

Er du med, er du velkommen
Til Draugen Dinosaurus Show
Siste dag, siste natten
Vi kaster innpå alt vi har

Det er tusenårs fest, …..                     Uhu uhu
Tusenårsfest                                           Uhu uhu
Det er tusenårs fest, …..                     Uhu uhu

Vi er samlet denne kvelden
For å more oss og se
Bli med oss inn i det nye
millennium og le

Det er tusenårs fest, …..                     Uhu uhu
Tusenårsfest                                          Uhu uhu
Det er tusenårs fest, …..                    Uhu uhu

For vår velstand og vår fortid,
er mange millioner år,
Og vi høster, langt der nede
fra juratidens beste kår

Juratiden har brakt…                          Uhu uhu
Både velstand og makt……              Uhu uhu
Juratiden har brakt…                          Uhu uhu

Drikkevanns vise

Det var til tider mer arbeid og hysteri med drikkevannet enn det var med resten av prosessen, da kom denne visa som også ble fremført på millenniumskvelden

Eg er klorminister her ombord, eg klorer drikkevann,
Eg klorer opp eg klorer ned eg gjør så godt eg kan,
Men det klages over kimtall, over humus og på lukt,
Men hvorfor så bekymret det er allerede brukt.

Eg trene og eg trene, men blir tyngre dag for dag,
Det er tungmetall I kroppen som lagres lag for lag,
For kloren flyter fritt omkring og løser opp metall,
Tar knekken på bakterier og gjør det som den skal.

Men plutselig en dag så kommer budskapet ombord,
Det er pest i vente, kolera er funnet her som spor….
Det holder neppe spec’en for til bruk i toalett.
Og alle krefter settes inn for hvem som skal ha rett.

Det er fylkeslegen, helserådet, Vestbase, og skip,
Det er næringsmiddeltilsynet, og vannverket på Grip.
Og til slutt så har vi sykepleier, laborant og Glas,
Det er tydelig at drikkevannet vår er blitt til stas

Men hvorfor så bekymret det finns vann på alle bord,
Det er blankt og fint og lukter ei, er tappet her i nord.
Nei drikk “Imsdal eller Olden” eller kanskje ta en øl,
Det er “bankers” her om bord drikk aldri det du bunkret sjøl.

 

Publisert 31. juli 2018   •   Oppdatert 3. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk