27. april 20182. oktober 2018 av Kristin Øye Gjerde

Draugen gasseksport – sent, men godt

Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum

Draugen var det første feltet som ble satt i drift på Haltenbanken. Oljen ble bøyelastet og fraktet til raffinerier for deretter å bli solgt, men gassen var et problem. Siden det ikke fantes infrastruktur for gasseksport i området, ønsket Shell i utgangspunktet å brenne gassen på feltet, noe myndighetene ikke godtok av ressurs- og miljøhensyn.

Kjappe fakta:

Da produksjonen startet i 1993, var feltet anslått å inneholde mye olje (92 millioner m3)
og mindre mengder naturgass (3 milliarder m3)

— Kart over Haltenbanken.

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

Haltenpipe rett forbi

Gjennom Haltenpipe fra sokkelen til Tjeldbergodden.

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

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

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

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

Draugen gasseksport

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

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

Åsgard transport og tilhørende felter

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

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

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

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

Rørledningen kan transportere 25 milliarder kubikkmeter gass i året.

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

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

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

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

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