Planlegging av Draugen driftsorganisasjon

person av Gunleiv Hadland, Norsk Oljemuseum
For å drifte et olje- og gassfelt trengs en egen organisasjon som følger opp både drift og vedlikehold av installasjoner på feltet. En slik organisasjon omfatter ansatte både på plattform (offshore) og på land (onshore). Hvilke prinsipper ble lagt til grunn for oppbyggingen av driftsorganisasjonen for Draugen?
— Ledelsen i Draugen driftsavdeling utenfor Norske Shell sitt kontorbygg på Råket i 1993. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Draugen ble funnet i 1984. Rettighetshaverne til Draugen – Norske Shell, Statoil og BP anbefalte at driftsorganisasjonen for Draugen ble lagt til til Kristiansund på Nordmøre, en anbefaling som fikk gjennomslag ved vedtak i Stortinget i 1988.[REMOVE]Fotnote: Utbygging og drift av Draugen-feltet. Konsekvensutredning september 1987.
Deretter startet planlegging og etter hvert oppbygging av driftsorganisasjonen, som en egen enhet innen operatøren Norske Shells lete- og utvinningsavdeling.

Draugen var det første feltet som det ble etablert en driftsorganisasjon for i Kristiansund. Det var i tillegg første gang Shell ble operatør ved drift av et felt på norsk sokkel. Dermed var det mange nye elementer som skulle på plass, men oppbyggingen kunne skje med basis i kompetanse fra Shells internasjonale organisasjon. Driftsdirektør Terje Olsen ble utlånt av Shell International til Norske Shell, med det klare oppdrag å bygge opp en organisasjon for Draugen.[REMOVE]Fotnote: Draugen-direktøren, Tidens krav 10. mai 1990.

Planlegging av Draugen drift kunne også dra nytte av erfaringer fra planlegging av driftsorganisasjon for Troll Gass, der Shell var utbyggingsoperatør og Statoil var utpekt som driftsoperatør. Prosjekteringen av Troll Gass startet i 1987, mens prosjekteringen av Draugen startet i 1988.
Statoil var en av rettighetshaverne til Draugen, og kunne gi innspill basert på flere prosjekter på norsk sokkel.

Statoil ble i 1991 operatør for IS Draugen Transport, selskapet med ansvar for transport av olje fra Draugen. Inkludert SDØEs andel representerte Statoils andel langt over halvparten av oljemengdene som skulle transporteres.[REMOVE]Fotnote: Lindøe, John Ove: Bøyelast-flåten øker fra 9 til 15-16 tankskip: 300 nye norske jobber, Stavanger Aftenblad 23. mai 1991. Statoil hadde stordriftsfordeler med samordnet drift av flere plattformer, og driftssystemer og kompetanse kunne deles.[REMOVE]Fotnote: Statoil: Konsekvensutredning for feltene Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard samt tilhørende transportsystem. Desember 1995. s. 25. Shell kunne i mindre grad oppnå slike stordriftsfordeler, i og med at Draugen fram til 2007 var det eneste feltet Norske Shell var operatør for. Først fra 2008 kunne det for fullt oppnås samordningseffekter med driften av Ormen Lange inkludert landanlegget på Nyhamna.

Bemanning på plattformen

Da bemanningen av Draugen-plattformen ble planlagt for første gang i 1985 ble det anslått en bemanning på 119 mann per skift, med tre skift i arbeidsrotasjon. Dette ble redusert til 84 i 1987 (med to produksjonslinjer) og videre redusert samme år til 44 (med en produksjonslinje). Det skjedde fordi det ble besluttet å basere driften på bare en produksjonslinje.[REMOVE]Fotnote: Hvordan prosjektere driftseffektive plattformer. Bemanning på Draugen satt under «lupen», Svein Giskemo A/S Norske Shell, presentasjon november 1990. Med to produksjonslinjer ville det ha vært mulig å stenge ned den ene for feilretting eller vedlikehold, og latt produksjonen gå via den andre. Det var derfor en risiko knyttet til å ha bare en produksjonslinje, i tilfelle noe skulle gå galt. Men to produksjonslinjer med full kapasitet ville krevd økte investerings- og vedlikeholdskostnader, så det ble tatt en kalkulert risiko ved å beslutte drift via en produksjonslinje.[REMOVE]Fotnote: Estensen, Odin: Draugen: Exceeding expectations, publisert 1. juni 2013 på http://www.oedigital.com/people/item/3211-draugen-exceeding-expectations Ved i tillegg å ha få produksjonsbrønner ble driften planlagt å være forholdsvis enkel, og en lav fast bemanning ble mulig.[REMOVE]Fotnote: Draugen-feltet konsekvensutredning.A/S Norske Shell september 1987. s. 23.

Plan for utbygging og drift (PUD) for Draugen ble vedtatt av Stortinget i desember 1988. Etter vedtaket i Stortinget kunne oppbyggingen av organisasjonen knyttet til Draugen starte for alvor. I 1989 ble konsulentfirmaet Proscan innleid for å utrede og gi forslag til en organisasjon som kunne drive Draugen sikkert og effektivt. Det ble utført en «Task Analysis Study», der arbeidsoppgavene på plattformen ble analysert og det ble satt opp en fordeling av arbeidsoppgaver på land og på plattformen. Det ble også kartlagt hvilken kompetanse som var nødvendig for å utføre arbeidsoppgavene.[REMOVE]Fotnote: Hvordan prosjektere driftseffektive plattformer. Bemanning på Draugen satt under «lupen», Svein Giskemo A/S Norske Shell, presentasjon november 1990.

I utbyggingsplanen ble det oppgitt at den landbaserte delen av driftsorganisasjonen skulle sysselsette ca. 60 personer. Plattformen ble prosjektert slik at den kunne drives med en fast bemanning på omtrent 30 personer, det vil si omtrent 90 personer i arbeidsrotasjon på tre skift. Dette ble regnet som en svært slank organisasjon. I tillegg til det faste personellet skulle det leies inn kompetanse fra spesialbedrifter. Feltet ble regnet som for lite til at den lokale organisasjonen kunne ha alle typer eksperter, det måtte påregnes å hente en del ekspertise i andre deler av Shells organisasjon.[REMOVE]Fotnote: Draugen gir jobb til 150. Adresseavisen 30. juni 1987.  Alt tungt vedlikehold ble planlagt utført i faste perioder. I disse periodene ville et større antall personer oppholde seg offshore, og plattformen ble derfor planlagt med sengeplass til over 100 personer i tomanns lugarer.[REMOVE]Fotnote: Draugen-feltet konsekvensutredning. A/S Norske Shell september 1987.

Et premiss for så lav fast bemanning var at Shell etablerte et program for effektiv drift og vedlikehold av Draugen, inkludert forenkling av plattformen allerede på prosjekteringsstadiet.[REMOVE]Fotnote: Draugen med eget utviklingsprogram for effektiv drift og vedlikehold, pressemelding fra A/S Norske Shell 14. mars 1988.

Automatisering og datastyring

Driften på plattformen ble planlagt med en høy grad av automatisering og datastyring. Under normale forhold skulle kun et fåtall personer være involvert i selve prosessen. Det meste ville kunne kontrolleres og styres fra det sentrale kontrollrommet. Arbeid knyttet til vedlikehold, transport, administrasjon og forpleining ble forutsatt å kunne foregå på dagtid, slik at nattarbeid ble redusert til et minimum. Driftspersonellet på plattformen skulle arbeide mest mulig tverrfaglig, og settes til forskjellige oppgaver alt etter behov. Det ble lagt vekt på kursing og opplæring, for å oppnå fleksibilitet med jobbrotasjon. Om noen ble syk, eller trengte ekstra hjelp, ville det være flere som kunne utføre jobben. Planlegging for flerfaglighet i drift, det vil si at personell hadde flere fagbrev, var ikke særegent for Shell og Draugen. Flerfaglighet var mer alminnelig på mindre plattformer, blant annet Odin med oppstart i 1984 og Draupner med oppstart i 1985. Flerfaglighet ble også gjennomført i større organisasjoner, for eksempel av Shell på Brent-feltet på britisk del av Nordsjøen.[REMOVE]Fotnote: Et avansert Troll. Organisasjons- og bemanningsstudie, Troll Gass fase I s. 33. , notat i Arbeidsforskningsinstituttets arkiv datert 19. september 1987.

Planlegging av drift med et lite antall fast ansatte må også ses i lys av av oljeprisfallet i 1986. Etter prisfallet prøvde oljeselskapene å få til kostnadskutt gjennom en høyere grad av effektivisering og automatisering, med tanke på at andelen ansatte med fast arbeid offshore kunne bli så liten som mulig. I en rapport utgitt i 1987 av Arbeidsforskningsinstituttet om optimal bemanning i olje- og gassproduksjon på sokkelen, ble det beskrevet at i tider med høy oljepris kunne man la bemanningen være stor nok til å ta belastningstopper og hindre driftsavbrudd. En utfordring med for høy bemannning kunne være byråkratisering, og at det tidvis kunne bli lite meningsfull aktivitet for enkelte ansatte.

I en pressemelding fra Shell i mars 1988 ble det fokusert på at bemannings- og driftsfilosofien for Draugen representerte et generasjonsskifte. I uttalelser til media ble det lagt vekt på at en så liten driftsorganisasjon aldri hadde blitt etablert før. De ansatte måtte kunne ta på seg vedlikeholdsarbeid så vel som drift av feltet. Shell gikk inn for at renhold- og matserveringstjenesten skulle settes ut til egne kontraktørselskap.[REMOVE]Fotnote: Draugen gir jobb til 150. Adresseavisen 30. juni 1987. Slik utsetting (outsourcing) av tjenester ble gjort av flere oljeselskaper, og var ikke særegent for Shell. Utsetting av tjenester blir gjort med mål om å redusere fast egenbemanning og få ned kostnader.

Rekruttering av personell

Byggingen av plattformen ble organisert i et eget Draugen Project Team (DPT). Fra februar 1988 var Mahdi Hasan ansatt som prosjektleder og leder for DPT, som ansvarlig for koordinering av planlegging og bygging av plattformen.[REMOVE]Fotnote: Shell internt nr. 2 1988, s. 11 Terje Olsen ble våren 1989 ansatt som første driftssjef for Draugen, og fokuserte på planlegging og oppbygging av driftsorganisasjonen. Den måtte bygges opp fra grunnen av, siden Norske Shell ikke hadde vært feltoperatør på norsk sokkel tidligere.[REMOVE]Fotnote: Intervju med Mahdi Hasan, 11. august 2017 Gunleiv Hadland fra Norsk Oljemuseum

Shell startet rekruttering av nøkkelstillinger knyttet til drift allerede høsten 1989, altså fire år før Draugen startet produksjon.[REMOVE]Fotnote: Vi søker medarbeidere til Draugen driftsorganisasjon, Annonse i Stavanger Aftenblad 8. september 1989. Flere personer som ble ansatt som driftspersonell ble utplassert i utbyggingsorganisasjonen, og fikk dermed anledning til å påvirke planleggingen av plattformen og hvordan arbeidsflyten der kom til å bli.[REMOVE]Fotnote:  Intervju med Mahdi Hasan, 11. august 2017. Gunleiv Hadland fra Norsk Oljemuseum
Denne arbeidsmåten hadde blant annet sin bakgrunn i en rapport Arbeidsforskningsinstituttet ga ut i 1983 om plattformledelse og implikasjoner for design.[REMOVE]Fotnote: Work research institutes: Platform management and its implications on design, Oslo 1983.
En konkret anbefaling i rapporten var at de fleste av driftspersonellet burde bli rekruttert allerede to år før produksjonsstart. Dermed ville personellet få mulighet til å påvirke utformingen av arbeidsplassene, og få best mulig opplæring og kjennskap til aktuelt utstyr. Positive og negative erfaringer fra driftspersonellet burde loggføres, og gis som innspill til prosjektteamet for utbygging, samt som innspill til framtidige utbyggingsprosjekter.

Det ble utviklet en simulator tilnærmet lik kontrollrommet på Draugen for å kunne gi en mest mulig realistisk opplæring og forberedelse til drift. Simulatoren ble satt opp ved Shells kontorer i Kristiansund, og var bruk fra juli 1992, i god tid før oppstart av selve plattformen.[REMOVE]Fotnote: Draugen-hovedkvarteret til 60 millioner kroner, Tidens krav 29. juni 1992.

På hvert kurs på opptil fem dager var det med to operatører fulgt opp av to instruktører. Etter det første kurset var driftsoperatørene med på ferdigstillelsen av dekket på Kværner Rosenberg og i Vats. Mens Draugen lå i Vats arbeidet 35 medarbeidere fra driftsavdelingen med ferdigstillelse og testing. De igangsatte systemene ble driftet, og samtidig lærte personalet plattformen å kjenne så godt som mulig før driften startet for fullt. Dokumentasjon ble også gjennomgått, og prosedyrer og rutiner innlært.[REMOVE]Fotnote: Draugen- ansatte jobber i Vats, Draugen magasinet nr. 1. 1993. s. 4. Etter produksjonsstart fikk alle operatørene et oppfriskningskurs på simulatoren, helst dagen før utreise.[REMOVE]Fotnote:  Avansert simulator, EPO Express juni 1992. s. 4. Det ble også lagt opp til opplæring i sikkerhet, og om miljøbevissthet.[REMOVE]Fotnote: Intervju med Nils Gunnar Gundersen 27. oktober 2016. Gunleiv Hadland fra Norsk Oljemuseum. 

Erfaringer fra andre utbyggingsprosjekter både internasjonalt og i Norge tydet på at det kan by på samarbeidsutfordringer når byggmester og byggherre er to forskjellige organisasjoner, selv innen samme selskap. En studie av plattformdesign med vekt på plattformprosjektene Snorre A og Troll A påpekte at prosjektorganisasjonen for prosjektering og bygging kan bli oppfattet som en organisasjon som lukker seg mot omverdenen og som ikke er villig til å ta i mot signaler fra de som skal drive plattformen.[REMOVE]Fotnote: Hanssen-Bauer: Plattformdesign prosjektering av arbeidsmiljø til havs, Oslo 1990. s. 130.

Fra planlegging til drift

Prosjekt-teamene for utbygging og drift av Draugen var i hovedsak lokalisert ved Shells kontorer i Risavika utenfor Stavanger, men hadde fokus på at fast drift skulle skje fra Kristiansund. Sommeren 1992 ble driftsorganisasjonen for Draugen flyttet til Kristiansund, og 10. august kunne driftsorganisasjonen starte opp på Råket. Hvordan drift av Draugen ble utført etter at plattformen kom i drift kan du lese mer om i artikkelen: Drift av Draugen.

Les også om: Etablering av industrikontor i Kristiansund.

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

Boreriggen på Draugen fjernes

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
I januar 1997 ble det besluttet at boreriggen på Draugen skulle fjernes. Det planlagte brønnprogrammet var ferdig og det var ikke behov for den store vedlikeholdskrevende konstruksjonen lenger. Arbeidet startet 10. april, og ble avsluttet 10. mai.
— Boremodulen til Draugenplattformen er konstruert og bygget av Hitec Dreco. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Transocean Drilling, som hadde overtatt Aker Drilling, fikk oppdraget med å demontere og fjerne boreriggen.[REMOVE]Fotnote: Shell UP juni 1997, nr. 5.

Hele borepakken med unntak av slampumpene var modularisert (bygd som et byggeklossystem) i relativt små enheter for å muliggjøre  og forenkle fjerning og gjenbruk. Dette viste seg fordelaktig og gjorde at hele jobben kunne gjennomføres med lite mannskap og at kranene på plattformen kunne håndtere de enklete modulene. Det var ikke behov for innleie av tungløftefartøy noe som gjorde beslutningen om fjerning mye lettere å ta rent økonomisk. Det ble heller ikke behov for ekstra fartøyer til transport da en nylig inngått samseilingsavtale for feltene på Haltenbanken (som inkluderte større forsyningsfartøy) gjorde det mulig å sende delene som returlast uten ekstra kostnader.  Alt arbeidet ble utført uten noen form for ulykker eller uønskede hendelser.

Produksjonen pågikk for fullt under hele rivingsprosessen.

boreriggen på draugen fjernes,
Draugendekket under bygging på Kværner Rosenberg Verft i Stavanger. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Etter fjerning ble boreriggen mellomlagret på Vestbase for senere på høsten å bli sendt videre til Forus ved Stavanger. I løpet av våren var riggen blitt solgt til Stavangerfirmaet Hitec.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad 16.oktober 1997, «Hitec kjøper borerigg» som hadde levert riggen i samarbeid med det kanadiske selskapet Dreco. Hitec hadde tenkt å bruke boremodulen i et spesielt prosjekt som det aldri ble noe av.

På begynnelsen av 2000-tallet kom det en forespørsel til Sandnes-firmaet RC Consultants om å levere et anbud for en helt spesiell jobb. Tilbudet ble formidlet av Hitec som hadde fått en forespørsel fra den norske agenten til det russiske statsoljeselskapet Rosneft. De skulle bygge om løftefartøyet «Ispolin» til boreskip.  Til det trengte Rosneft en borerigg som kunne monteres på skipet. Med «Ispolin» skulle den første brønnen bores i den russiske delen av Det kaspiske hav.

RC Consultant vant anbudskonkurransen og tegnet kontrakt med Rosneft. Dermed er dette både historien om eksport av norsk petroleumskunnskap, gjenbruk av norsk offshoreutstyr og et eksempel på Russlands satsing for å øke landets oljeproduksjon på den tiden.

Kontrakten hadde opprinnelig et samlet omfang på 120 millioner kroner. Den omfattet anskaffelse av boremodulen og ingeniørtjenester knyttet til å teste, transportere, installere og sette boremodulen i drift.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad 4. februar 2003, «Russisk borerigg gir kontrakt til Sandnes»

I løpet av våren 2003 ble boremodulen prøvemontert og testet ved Offshore Marine i Sandnes under overvåkning av fem russiske ingeniører. Deretter ble riggen demontert i to deler og transportert til byen Astrakhan ved Det kaspiske hav. Dette arbeidet ble gjennomført uten problemer av noen art.

«Boremodulen har kun boret fem brønner på Draugen fra 1993, så det regner jeg som nesten ubrukt utstyr», sa Egil Tjelta, administrerende direktør i RC Consultants til Aftenbladet.

Transporten av de to delene riggen nå var delt fra Sandnes til Russland ble gjennomført i april 2003. Den ble sendt langs to ulike ruter. Den ene delen gikk med lekter gjennom Gibraltarstredet og Middelhavet til Svartehavet og videre via kanalsystemer til det kaspiske hav. Den andre delen ble sendt på en spesialtilpasset elvebåt via St. Petersburg og videre på det russiske kanalsystemet og på den store elven Volga som har sitt utløp i det kaspiske hav. Ferdigstillelsen på fartøyet ble gjort i Astrakhan.

Men nå begynte problemene! Det ikke de norske ingeniørene visste var at boringen skulle foregå på veldig grunt vann. Skipet skulle faktisk legges på bunnen fordi det kaspiske hav bare hadde et dyp på fem til ti meter i dette området. Med all erfaring fra norske forhold og internasjonale krav knyttet til sikkerhet ble alle varsellamper tent.

Selve monteringen av boretårnet og utstyret var ikke problemet, men at sikkerheten rundt boreoperasjonene ikke var godkjent gjorde at boretillatelsen lot vente på seg. Riktignok ble riggen omdøpt av selveste president Vladimir Putin, men det hjalp ikke på regelmakerne. Prosjektet ble stoppet, men «Ispolin» ble brukt til andre boreoperasjoner senere i Det kaspiske hav.

Publisert 2. juli 2018   •   Oppdatert 4. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Sirkelens kvadratur

person Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Draugen plattformen er bygget med ett sirkulært bein i betong og en nesten kvadratisk dekkskonstruksjon i stål. Ett plattform bein der det både skulle skje boring etter og transport av olje bød på mange sikkerhetsmessige utfordringer. Overgangen fra en sirkulær form til en kvadratisk form var også en stor utfordring.
— Toppen av skaftet med glideforskaling. Foto: Eivind Wolff/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Betongplattformene som ble bygget i Hinnavågen brukte glideforskaling for støp av vertikale seksjoner. Alternativet var klatreforskaling hvor man bygger en form som blir demontert etter at et element er ferdigstøpt for så å bli satt opp på ny for å støpe neste element. Klatreforskaling er foretrukket når man har vertikale seksjoner med begrenset høyde slik som i bolighus og grunnmurer. I slike tilfeller får man et fåtall demontering/ nyoppstilling operasjoner. Når det er mange utsparinger, f.eks. til vinduer er det fordelaktig med klatreforskaling.

For de store betongunderstellene til plattformer er glideforskaling den beste metoden fordi det gir en kontinuerlig konstruksjon med få støpeskjøter og en kostnadseffektiv bygging.

Skissen nedenfor viser oppbyggingen av en typisk glideform. Selve formen består av vertikale plater som er montert for å gi riktig veggtykkelse og form i henhold til kravene. Det er montert gangbaner rundt hele omkretsen og på begge sider av veggen. Disse gangbanene gir arbeidsrom og tilkomst for å legge inn armeringsjern og utsparinger, fylle fersk betong i formen, påføre epoxy, inspisere det ferdige resultat og reparere eventuelle overflatesår. Formen og gangbanene er festet i rammer som henger i hydrauliske jekker som flyttes oppover etter hvert som konstruksjonen vokser. Dersom designet krever endringer i diameter vil formen bli utstyrt med et horisontalt jekkesystem for å kunne utvide/krympe radius av formen.

sirkelens kvadratur,
Prinsippskisse av en glideforskaling. Illustrasjon: Norwegian Contractors

Etterhvert som man fyller betong blir hele glideformen hevet ved å aktivere jekkene samtidig. Hastigheten på gliden er tilpasset herdetiden for betongen og vil variere med kompleksitet og betongvolum. Normalt vil hastigheten være mellom 1,5 og 4 meter pr døgn.

Styring av glideformen skjer ved å operere jekkene. Jekkene blir hele tideng justert slik at formen er tilpasset formen på betongveggen og for å korrigere mulige avvik uten at man går utover toleransegrensene som er gitt ved valget av byggestandard. Det utføres nitid geometrikontroll gjennom lasermålinger for å sikre at alle mål til enhver tid møter toleransekravene.

Draugen-plattformen har bare ett konisk skaft og diameteren er minst i havoverflaten, bare litt over 15 meter i forhold til over 22 meter nede ved lagercellene. Dermed er bølgekreftene som virker på plattformen lavere og arealet av bunnflaten kunne derfor reduseresog fikk en mer effektiv konstruksjon. Overgang til det kvadratiske dekket var imidlertid et sirkulært tverrsnitt med en relativ liten diameter ikke den optimale løsningen. Toppen av skaftet ble derfor designet med et kvadratisk tverrsnitt med sider på 22 meter.

Byggemessig fikk man dermed en utfordring med å designe og kjøre en glideform hvor tverrsnittet gradvis ble endret fra en sirkel til et kvadrat, noe som medførte at både veggtykkelser måtte varieres og ytre mål ble økt – sirkelens kvadratur i praksis.[REMOVE]Fotnote: Tegning GS D 2001-001 GENERAL VIEW. 

Dette løste man ved hjelp av et system der man kunne legge inn ekstra formplater etterhvert som arealet av glideformen måtte økes, og ved å lage en rammekonstruksjon med armer som pekte ut fra sentrum. Avstanden fra senter til forskalingen ble styrt med et horisontalt jekkesystem og  resultatet ble vellykket – man kunne kjøre formen slik at skaftveggen ble dobbeltkrum med ytre mål tilpasset  en gunstig løsning for design og innfesting av dekket.

Et resultat av denne byggeteknikken ble at det dannet seg et slags rutemønster på overgangsstykket som gir betongen på Draugenplattformen et karakteristisk utseende.

sirkelens kvadratur,
Draugenplattformen. Foto: Heine Schjølberg

Artikkelen er bygget på en e-post fra Dag N. Jensen, tidligere prosjekteringsdirektør ved Norwegian Contractors.

Publisert 2. juli 2018   •   Oppdatert 4. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk