Draugen under vann

Samarbeidet var vellykket for begge parter. Shell sparte penger på smarte løsninger, og Kongsberg subsea fikk vise hva de kunne overfor et internasjonalt selskap med et stort kontaktnett, noe som ble et springbrett for å bli en betydelig eksportør av undervannsteknologi. Hvorfor og hvordan dette skjedde – er tema for denne artikkelen.

Goodwillavtalene

I 1979–80 gjorde Olje- og Energidepartementet flere grep overfor oljerelatert virksomhet med hensikt å styrke næringslivet i Norge, noe som også kom industrien på Kongsberg til gode.

For det første ble det gjort tiltak av distriktspolitisk karakter: I 4. konsesjonsrunde i 1979 påla myndighetene oljeselskapene å beskrive hvordan de kunne etablere seg utenfor stavangerområdet som var preget av pressproblemer. Dette fikk enda større betydning etter at Stortinget i 1980 åpnet for leting etter petroleum nord for 62. breddegrad.

For det andre ga myndighetene i 1979 de utenlandske oljeselskapene pålegg om å inngå teknologisamarbeid med norsk næringsliv, forvaltning og forskning. «Goodwill-avtaler» (GWA), også kalt «tilbudsavtaler» og «industrisamarbeidsavtaler», i Norge skulle brukes som en egen bedømmelsesfaktor for utenlandske oljeselskap når de søkte om utvinningstillatelser på den norske kontinentalsokkel. Selskaper som var villige til å investere i forskning- og utvikling (FoU) ville komme foran i køen når det gjaldt tildeling av blokker på sokkelen. Målet for myndighetene var å få de utenlandske oljeselskapene til å utføre forskning- og utvikling i Norge, og dermed bruke norske leverandører av slike tjenester – i stedet for å utføre FoU-oppdrag i sine hjemland.

Goodwillavtalene har i ettertid blitt karakterisert som svært vellykket. FoU-samarbeidet som oppsto i kjølvannet av GWA, skapte en gullalder for norske institutter og bedrifter. Fra 1979 til 1994 brukte de utenlandske oljeselskapene mer enn 10 milliarder kroner på forskning, produktutvikling og kompetanseoppbygging i Norge. Leverandørene var mer fornøyd med ordningen enn oljeselskapene var, viste en undersøkelse. Oljeselskapene så på ordningen som et krav til deres virksomhet, og den opphørte da også da EØS avtalen trådte i kraft i 1994 og gjorde slike særkrav til utenlandske selskaper ulovlig.[REMOVE]Fotnote: Wiig, Heidi, W. (1993). Olje Mot Forskning : En Oppgave Om Goodwillavtalen I Norsk Forskningspolitikk Og Teknologioverføring I FoU-samarbeidene.

Undervannsteknologiprosjekter

Det statlige pålegget var en avgjørende årsak til at FoU-samarbeidet mellom oljeavdelingen ved Kongsberg Våpenfabrikk (KV) og Shell kom i gang. Allerede i 1979 undertegnet Shells forskningsleder Roar Rose en langsiktig utviklings- og forskningsavtale med Kongsberg Våpenfabrikk. Norske Shell var dermed det første selskapet som inngikk en slik industrisamarbeidsavtale. Selskapet ønsket tydeligvis å komme frem i køen når det gjaldt tildeling av konsesjoner.

Shell var det oljeselskapet i verden som hadde mest kunnskap om og størst erfaring med bruk av undervannsteknologi helt siden 1960-årene. Målet i denne omgang var å utvikle, bygge og teste og kvalifisere utstyr for bruk under vann, særlig med tanke på Trollfeltet i Nordsjøen som var påvist i 1979 og inneholdt enorme mengder gass og som Shell var operatør for i utbyggingsfasen.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1984. 5. januar). Elf og KV med teknologiavtale.  Avtalen og de ressursene det førte med seg gjorde at industrimiljøet og fagmiljøet på Kongsberg fikk lære undervannsproduksjon fra grunnen av sammen med Shell.[REMOVE]Fotnote: Daling, U., Erlandsen, H., Evensen, J., & Lindkjølen, D. (1999). Offshore Kongsberg : Dette er historien om Kongsberg Offshores første 25 år i oljebransjen. Oslo: Familievennen Kongsberg Offshore.: 69.

draugen under vann, illustrasjon,

KV samarbeidet også med Elf og leverte blant annet ingeniørtjenester og to ventiltrær til prøveanlegget i Skuldprogrammet i samarbeid med Elf tidlig i 1980-årene. Dette ga verdifull erfaring. KV fikk dessuten full tilgang til å bruke teknologien videre. KV fikk også kontrakt med Elf om å levere seks undervanns brønnhoder i en brønnramme med manifoldsystem til produksjonsanlegget på Nordøst Frigg i 1981.[REMOVE]Fotnote: www.kulturminne-frigg.no

I 1984 trakk Shell KV inn i utviklingen av et fremtidsrettet prosjekt – et undervannssystem som skulle kunne produsere olje og gass fra felter med havdyp på 600 meter eller mer. Undervannssystemet var tenkt knyttet opp til en flytende plattform der oljen og gassen kunne ilandføres med skip eller gjennom en rørledning. Målet var at et slikt system skulle være klart til å tas i bruk rundt år 2000. For KV betydde prosjektet arbeid for 20 millioner kroner, og verdifull erfaring.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1984. 27. august). Oljeproduksjon på 600 meters dyp.

I følge Tore Halvorsen som da var ung, lovende ingeniør i undervannsavdelingen ved KV, ønsket bedriften å kunne benytte erfaringene og resultatene som bedriften opparbeidet seg i samarbeid med Shell også i andre prosjekter. Blant annet samarbeidet KV tett med Statoil og ønsket å bruke løsningene som ble utviklet overfor dem. Shell var i utgangspunktet skeptisk til dette, men det lyktes å komme frem til en avtale.[REMOVE]Fotnote: Daling, U., Erlandsen, H., Evensen, J., & Lindkjølen, D. (1999). Offshore Kongsberg : Dette er historien om Kongsberg Offshores første 25 år i oljebransjen. Oslo: Familievennen Kongsberg Offshore.: 69.  Dette gjenspeiler seg i en annonsetekst som Shell senere brukte:

«I første omgang tar samarbeidet med norsk industri sikte på å utvikle løsninger som konkret skal benyttes til Norske Shells engasjement på kontinentalsokkelen. Men når et prosjekt er ferdig utviklet står samtidig våre samarbeidspartnere fritt til å produsere og markedsføre de konkrete resultatene hvor og hvordan de vil».[REMOVE]Fotnote: Annonse for Shell, ca 1991

Shell var også på andre måter villig til å dele sine kunnskaper. Ved siden av faglige og økonomiske bidrag til bygging og testing av prototyper hos KVs undervannsavdeling, ble det laget et eget undervisningsopplegg på den tekniske skolen i Kongsberg hvor Shell bidro med forelesere. Dette førte til god rekruttering til subseafagene. Bob Frith, som var en av foreleserne, ble etter hvert teknisk direktør for Shell i Haag med ansvar for alt innen subsea. Frith og Halvorsen samarbeidet godt, og gjennom dem og andre ble det etablert nettverk mellom Kongberg Offshore (KOS), som det etter hvert ble kalt, og Shell som bidro til å føre teknologien fra Kongsberg ut i verden.

Kongsberg får EPC kontrakt på Draugen

Draugen ble påvist i juni 1984 i blokk 6407/9 som var blitt tildelt i 8. konsesjonsrunde som var utlyst bare noe måneder tidligere i mars 1984. I følge utvinningstillatelse 093 skulle A/S Norske Shell være operatør med en eierandel på 30 prosent, Statoil og BP var medeiere i lisensen med henholdsvis 50 og 20 prosent hver.

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

Oljelaget ble påtruffet cirka 1650 meter under havbunnen. Avgrensingsboringer som ble foretatt i 1984 og 85 ga et anslag om at Draugen inneholdt rundt 40 millioner kubikkmeter utvinnbar olje. Vanndypet på feltet er fra 250 til 280 meter. Området Draugen ligger i er flatt og grunt, og dekker et område på 120 kvadratkilometer. Disse forholdene gjorde det vanskelig å utvinne maksimalt av reservoaret ved boring bare fra en plattform.

I plan for utbygging og drift som ble levert i september 1987 var Draugenfeltet planlagt bygd med en betongplattform på ett bein i betong (GBS) med fire faste produksjonsbrønner. For å utvinne olje fra et større område skulle to subsea produksjonsbrønner knyttes opp mot feltsenteret og to vanninjeksjonsbrønner.[REMOVE]Fotnote: Draugen field, plan for development and operation, AS Norske Shell, (1987. september): fig. 5.3.5

Enda var det ikke bestemt hvem som skulle utføre de forskjellige byggeoppdragene, men når det gjaldt subseamodulene pekte Kongsberg Offshore (KOS) seg snart ut som interessert. I 1989–90 arbeidet den med å gi Shell tilbud på et komplett undervanns produksjonssystem for olje og gass.

draugen under vann,

Løsningen var basert på pumping av den ubehandlede olje- og gasstrømmen fra brønnene til feltsenteret hvor det skjedde en enkel prosessering. Det var fremdeles snakk om to oljeproduksjons satellittbrønner. Den ene ble kalt Rogn og den andre ble kalt SOP (Sørlig oljeprodusent). Videre var det to brønnrammer for vanninjeksjon, Nord og Sør med flerfasepumpe (SMUBS). Vanninjeksjonsbrønnene hadde tre trær hver. Etter hvert ble det også snakk om en brønn for gassinjeksjon, i et reservoar kalt Husmus.

Tilbudet fra undervannsavdelingen ved Kongsberg var dramatisk mye lavere enn andre tilbud. Det lå på 480 millioner kroner, mens nærmeste konkurrent lå 300 millioner høyere. Dette bekymret Shell, som innkalte KOS til et flere dager langt oppklaringsmøte i Stavanger. Tore Halvorsen husker hvor spesielt dette var: «Det hele var så hemmelig at vi som skulle delta, ble pålagt ikke å reise til Stavanger på samme fly, og på hotellet måtte vi skrive oss inn under påtatte navn. Da møtet åpnet, fikk vi beskjed om å bli i Stavanger så lenge det var nødvendig for å avklare om det ble kontrakt». For å sikre seg at ikke KOS bommet fullstendig, var Shell oppsatt på detaljert å gjennomgå alt sammen, og partene ble enige. Kontrakten mellom Shell og KOS ble inngått i 1990.[REMOVE]Fotnote: Daling, U., Erlandsen, H., Evensen, J., & Lindkjølen, D. (1999). Offshore Kongsberg : Dette er historien om Kongsberg Offshores første 25 år i oljebransjen. Oslo: Familievennen Kongsberg Offshore: 149–50.

Den viktigste årsaken til at KOS kunne gi et så lavt tilbud var at spesifikasjonene for hva som trengtes på Draugen ble utarbeidet samtidig som KOS utarbeidet et lignende tilbud for Statoils satellittprosjekt på Statfjord. KOS øynet muligheten for å vinne begge kontraktene siden de kunne standardiseres til en viss grad. De tekniske løsningene ble presentert både for Statoil og Shell uten at de to selskapene visste om hverandre. Resultatet var tilfredsstillende for alle parter. Shell fikk undervannsproduksjonsutstyr fra KOS til nærmere halvparten av prisen konkurrentene fra Europa kunne tilby.[REMOVE]Fotnote: Teknisk Ukeblad. (2003. 19. mars). Industripolitikk – samspill eller kamp?

«Subseainstallasjonene på Statfjord, var jo faktisk veldig lik arkitekturen på Shell sine på Draugen. Først hadde Shell verdens største subseakontrakt på 900 millioner som ble tildelt i 1989. Så fikk Statoil den nye kontrakten på Statfjord-satellittene på 1,3 milliarder, og da var det verdens største.»
Hans Jørgen Lindland, subseaekspert

Kongsberg Offshore fikk oppdraget som totalleverandør for subseamodulene på Draugen. Det var en EPC-kontrakt (Engineering, Procurement & Construction) som betyr at leverandøren har ansvaret for både å tegne, bygge og teste utstyret. Som totalleverandør hadde FMC kontroll over design, produksjon av utstyr hos seg selv og hos underleverandører samt installasjon av subseautstyret på feltet. Draugen-kontrakten var den største subsea EPC kontrakten som var inngått i Norge på den tiden, noe som passet godt inn i KOS sine industrielle planer og var med på å gi selskapet et godt rykte i markedet.[REMOVE]Fotnote: Daling, U., Erlandsen, H., Evensen, J., & Lindkjølen, D. (1999). Offshore Kongsberg : Dette er historien om Kongsberg Offshores første 25 år i oljebransjen. Oslo: Familievennen Kongsberg Offshore: 150. Kongsberg Offshore ble 30. juni 1993 i sin helhet kjøpt opp av FMC Corporation, gjennom konsernets datterselskap FMC Norway AS. FMC Kongsberg hadde stor fremgang, og i 1990-årene oppnådde det 40 prosents andel av subseamarkedet i verden.

Prosjektet bar frukter for flere bedrifter. Undervannstrærne ble fabrikkert i Dunfermline, U.K. under kontroll av FMC. Arbeidet omfattet ni undervannstrær, havbunnsrammer med manifold og kontroll distribusjonssystem. De hadde elektrohydraulisk styring.

draugen under vann, teknisk tegning,

Alle undervannsanlegg ble utformet for dykkerløs montering, drift og vedlikehold. Det ble derfor lagt stor vekt på standardisering av utstyr slik at det skulle være enkelt å koble sammen de ulike elementene under vann. Dermed var det ikke behov for så mange typer intervensjonsverktøy. Comex Norge A/S hadde kontrakten på installasjon av de to brønnrammene og brukte kranskipet MSV «Amethyst» i arbeidet. Brønnrammene ble fabrikkert ved Kaldnes de Groots verft i Tønsberg på underkontrakt for Kongsberg offshore.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1992. 18. februar). Draugenkontrakt til Comex.

Framo og verdens første flerfasepumpe

Den mest spektakulære tekniske nyvinningen under vann var Framo Engineerings pumper på sjøbunnen. Framo Engineering som ble opprettet midt i 1980-årene, hadde sitt utløp fra utviklingsavdelingen i Frank Mohn AS. Martin Sigmundstad var selskapets første sjef.

Norske Shell innledet i 1986 et samarbeid med Framo Engineering for å utvikle forskjellige konsepter for pumping av flerfase brønnstrøm. Å frakte olje, gass, vann og sandpartikler gjennom samme ledning var et problem som oljeindustrien hadde prøvd å løse gjennom flere år. Pumpen ble kalt Shell Multiphase Underwater Booster Station (SMUBS). «Subsea integrasjons testing» tilpasset forholdene på Draugen skjedde ved Framos testhall i Fusa utenfor Bergen. Ytelsestesting ble utført ved Frank Mohn Flatøys testfasilitet for flerfase pumper på Flatøy. Det kostet 30 millioner kroner å utvikle pumpen. Byggekontrakten til Draugen var på 15,6 millioner kroner.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv. (1990. 31. august). Draugen får verdens første flerfase pumpe.

Den turbindrevne subsea flerfasepumpen som var en del av satellittproduksjonen seks km sør for Draugen ble installert på 275 meters dyp uten bruk av dykkere. Pumpen ble drevet av vann, og vannet ble deretter injisert i brønner. Systemintegrasjonen av Framo pumpene var et teknologisk gjennombrudd ikke bare i Norge, men i hele verden.

draugen under vann, teknisk tegning,

Shell var det første selskapet som kjøpe Frank Mohn AS nye konsept for vanninjeksjon. Konseptet går ut på at høyt turtall brukes for å generere trykket såkalt Contra-Rotating Axial (CRA) teknologi. Det er en måte å komprimere våtgass uten å måtte separere væskene – det såkalte High Speed konseptet. De tradisjonelle pumpene gjorde dette over flere trinn med mer utstyr. Framos pumpe tok mindre plass og hadde lavere vekt sammenlignet med konvensjonelle pumper.

Flerfasetransport var i 1990 likevel begrenset av avstand. Det lengste en kunne føre en flerfasestrøm var 50 km. Målsettingen var, ifølge informasjonssjef Einar Knudsen i Shell, å kunne produsere olje og gass med ilandføring til prosessanlegg på fastlandet. Shell ønsket å forske videre for å øke avstanden. Shell ønsket også å markedsføre flerfasepumpen gjennom markedskanalene til Shell International.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv. (1990. 31. august). Draugen får verdens første flerfase pumpe. I 1992 utviklet Framo Engineering teknologien videre sammen med Statoil for bruk på Gullfaks.[REMOVE]Fotnote: Bergens Tidende. (1992. 1. april). Mohnpumper gir ny gullalder.