Vestbase

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Forsyningsbasen Vestbase i Kristiansund ble åpnet i 1980. Det er et heleid datterselskap av NorSea Group AS og er lokalisert i Vikan på Nordlandet. Per 2017 var det hovedknutepunkt for offshorerettet aktivitet i Norskehavet.
— Vestbase i Kristiansund. Foto: Fotograf Engvig/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Alle operatørselskap med permanent offshoreaktivitet utenfor Midt-Norge var på det tidspunktet etablert på baseområdet – det vil si A/S Norske Shell og Statoil ASA. I tillegg var om lag 60 leverandørselskap representert på området.[REMOVE]Fotnote: Vestbase AS, hentet fra egen nettside: https://www.vestbase.com/om-vestbase/vestbase-as (publiseringsdato ukjent, lastet ned 11.1.2018)

Samme år fikk plattformene Draugen, Heidrun, Åsgard B, Njord og Kristin sine forsyninger fra Vestbase. Det gjaldt også boreskipet Åsgard A. Undervannsfeltene Mikkel, Ormen Lange, Tyrihans, Yttergryta og Morvin ble også støttet herfra.

Vestbase
En septemberkveld i 1992 samlet Norske Shell 600 gjester til en storslått grillfest for å markere den offisielle åpningen av lagerbygget på Vestbase i Kristiansund. Kommunikasjonssjef Alf Kristian Lillebo prøvedanser med sin sekretær Christina Hovde (t.v.) og avdelingsleder Asbjørn Harestad byr opp sekretær Gunhild Oftedal til en svingom før gjestene kommer. Foto: Bjørn Hansen/Tidens Krav

Forsyningsbasen i Kristiansund var, i tillegg til en fungerende helikopterbase, avgjørende for at Norske Shell på slutten av 1980-tallet ønsket å legge driftsorganisasjonen for Draugen-feltet til byen. Stortinget la vekt på at Kristiansund hadde en fungerende base da de som siste instans skulle bestemme hvor driftsorganisasjonen til Draugen skulle lokaliseres. I Stortingsproposisjon Nr. 1 om utbygging av Draugen-feltet og lokalisering av drift- og basefunksjoner for feltene Draugen og Heidrun skriver de: «Selskapet viser til at en kompakt organisasjon med driftskontor, basefunksjon og heliport plassert på samme sted erfaringsmessig har positive virkninger for driftsenheten».

Stortinget vedtok at Vestbase skulle være forsyningsbasen, ikke bare for Draugen, men også for Heidrun-feltet.

Oljebyen fødes

Det hadde vært en lang vei å gå før Stortinget omsider, i 1988, vedtok at Vestbase skulle bli forsyningsbasen for Draugen og andre felt på Haltenbanken.

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».[REMOVE]Fotnote: For de som ønsker en mer detaljer gjennomgang av i basesaken i Kristiansund anbefaler jeg å lese Helge Hegerbergs bok «Et stille diplomati». Hegerberg, H. (2004). Et stille diplomati: Oljebyen Kristiansund 1970-2005. Kristiansund: Kristiansund kommune. Stor deler av denne artikkelen er også basert på den boken.

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)

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.

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

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.

For å se hvordan en liten by på Nord-Vestlandet klarte å vinne kampen om den viktige lokaliseringen av hovedforsyningsbase for Midt-Norge og siden forsyningsbase for Draugen, må vi se på utviklingen steg for steg. Ti år tok det, og mange snubletråder måtte forseres.

Det letes med lys og lykter

Oljeutvalget ble opprettet med sikte på å få etablert forsynings- og servicebase i Kristiansund.

Kristiansunds tidligere historie,
William Dall var leder av den kommunale kommunikasjons­komite i 15 år og Kristiansund Fly­plasskomite i 10 år. Han var leder av oljeutvalget i 10 år, mellom 1970 og 1980. Deretter ble han kommunens første oljekonsulent. Dall var også leder av etterretningsorganisasjonen XU i Kristiansund under krigen. Foto: Romsdalsposten/Nordmøre museum

Oljeutvalget besto av ordfører Asbjørn Jordahl fra Arbeiderpartiet (medlem fra 1970 til han ble innvalgt på Stortinget i 1977), konsul og skipsmekler William Dall fra Høyre (medlem fra 1970 til 1980), apoteker og venstremann Otto Dyb (medlem fra 1970 til 1995, de siste femten år som leder), teknisk rådmann Ole Gunnesdal (medlem fra 1970 til han døde i 1979) og kommunearkitekt Kristian Sylthe (medlem fra 1970 til han sluttet på rådhuset i 1991)

Samtidig som dette arbeidet var i sin spede begynnelse fikk oljeutvalget gode råd fra departementshold. Tidlig tok oljeutvalget hemmelig kontakt med et tidligere bysbarn, nå departementsråd i Industridepartementet Oluf Christian «Ossi» Müller. Müller var født i Kristiansund og venner med sentrale folk i oljeutvalget, især konsul og skipsmegler William Dall som han hadde gått på skole med.[REMOVE]Fotnote: Hegerberg, H. (2004). Et stille diplomati: Oljebyen Kristiansund 1970-2005. Kristiansund: Kristiansund kommune.

Kristiansund og byens oljeutvalg ble oppmuntret av Müller til også å tilrettelegge for områder for petrokjemisk industri. Her var det nødvendig med helt andre størrelser, 2000 til 3000 mål og gjerne havneområder med mulighet for å ta inn større tankskip.

vestbase,
Kristiansund sett fra lufta. Foto: H.M.Valderhaug/Norsk Oljemuseum

Kristiansund var en liten kommune i 1970, med et areal på om lag 22 kvadratkilometer – landets aller minste bykommune, som i tillegg lå fordelt utover flere øyer. Det var ikke lett å oppdrive tomter på den størrelsesorden i byen. Eneste mulighet for å kunne sikre storindustri i regionen, var å gå i allianse med nabokommunene Averøy, Frei og Tusna. Samarbeidet fungerte og i 1972 utga de fire kommunene et felles dokument hvor potensielle areal tilpasset ulik industri var skissert. Dette var et arbeid som gikk parallelt med søking etter passende tomter til forsyningsbase i Kristiansund kommune. Oljeutvalgets holdning var likevel at forsyningsbasen skulle ligge innenfor kommunegrensene.

Alle mulige og mer umulige tomter ble kartlagt til framtidig forsyningsbase for oljeleting. Arealene måtte være minst åtte dekar og ha mulighet til kaiområde. Tomtene skulle også ligge i byen.

Oljeutvalgets første utkast inneholdt åtte aktuelle områder – de fleste i sentrum. Gassverktomta midt inne i bykjernen fremsto som førstevalg.  En grundigere analyse viste riktignok at alle åtte tomtene var i minste laget og utvidelsespotensialt var lite siden tomtene lå inneklemt mellom eksisterende bygningsmasse. Så søket etter areal fortsatte og nye områder ble kartlagt. I januar 1971 ble tre nye områder introdusert, blant dem Vikan på Nordlandet.

Et viktig dokument i arbeidet om tilgjengelig areal, var Generalplan for arealbruk som Kristiansund kommune hadde arbeidet med siden 1968 og som ble lagt fram i 1971. I planen ble kommunens begrensede areal delt inn i fem utviklingsretninger, hvor av tre ble definert som arbeidsplassområder. Det var særlig Nordlandet, Kristiansunds største øy, med en allerede etablert industri og mest ubenyttet areal som passet til industri og arbeidsplasser. Ny industri skulle ekspandere der den allerede var etablert. Men et sekundært servicesenter og industriområde skulle etableres i Løkkemyra – Vikan området på Nordlandet. Allerede i 1971 var altså Vikan inne i loopen.

Oljeutvalgets resultater ble publisert i en reklamefolder som skulle distribueres til sentrale myndigheter og interesserte selskap. Den gryende oljenasjonen skulle bli kjent med hvilke muligheter Kristiansund kunne tilby for en framtidig etablering av forsyningsbase når oljeindustrien flyttet nordover. Ordfører og medlem av oljeutvalget Asbjørn Jordahl skrev følgebrevet til publikasjonen.

Oljeutvalget hadde i publikasjonen satt opp en oversikt over tomter innenfor byens grenser som hadde potensiale for forsyningsbase. Selv om arealet var lite, og utvidelsesmuligheter små, var Gassverktomta – i dag parkeringsplass midt i sentrum av Kristiansund – med i oversikten. Det samme var Holmakaia – rett bak rådhuset, og selvfølgelig Vikan – området på sørsiden av Nordlandet som i generalplanen allerede var satt av til næringsvirksomhet.

Andre melder seg på

Det var ikke bare Kristiansund kommune og byens oljeutvalg som gjorde seg klare til den nye tiden og den nye industrien.

I Kristiansund var det på tidlig 1970-tallet to store skipsverft i byen, Sterkoder og Storvik Mekaniske Verksted. Begge holdt til på nordsiden av Nordlandet og begge ønsket del av oljekaka.

Kristiansunds tidligere historie,
Sterkoder. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Sterkoder og skipsverftlederen Arnfinn Kamsvåg var tidlig frampå og verftet angrep saken på to fronter. På den ene siden satset Sterkoder på å bli offshoreverksted og anskaffet seg nye arealer på Smevågen på Averøy til dette formål. Averøy er nabokommunen til Kristiansund i sør-vest. Kommunene er i dag knyttet sammen av Atlanterhavstunnelen (2009), men i 1970-årene måtte en ta båt for å reise mellom Kristiansund og Averøy. På den andre siden var verftet i dialog med Norsco, et av de tre store baseselskapene som drev basevirksomhet i og rundt Stavanger. Tanken var på sikt å kombinere offshoreverkstedet med drift av forsyningsbase. Men Oljeutvalget og Kristiansund kommune var heller lunkne til ideen om forsyningsbase på Averøy.

Også Storvik Mekaniske Verksted (SMV) var aktive og opprettet kontakt med North Sea Exploration Service, et av de andre baseselskapene som drev forsyningsbase i Stavanger. Storvik arbeidet aktivt med å få kontroll over nabotomtene på Dale på Nordlandet, hvor de ville bygge forsyningsbase i tilknytning til eget verksted.

Høsten 1971 etablere SMV sammen med North Sea Exploration Service og Kristiansund Finans selskapet West Coast Service. Storvik eide 40 prosent, Kristiansund Finans 20 prosent og North Sea Exploration Service de resterende 40 prosent. West Coast Service ble opprettet som et beredskapsselskap som skulle stå klar når oljeletingen startet nord for 62. breddegrad. Selskapet forble et hvilende selskap med en beskjeden aksjekapital.

Oljeutvalget i Kristiansund ønsket konkurransen velkommen.

Sokkelen utenfor Møre og Trøndelag var på dette tidspunkt ennå ikke nevnt i stortingsmeldinger og når sokkelen nord for 62. breddegrad skulle åpnes for oljeleting, var høyst usikkert. (se artikkel Åpning av sokkelen i nord)

Stortinget med fødselshjelp

For å kunne realisere drømmen om oljen, måtte Kristiansund ha myndighetene på sin side. Der var store forhåpninger til at Stortinget skulle utpeke nettopp Kristiansund som lokalitet for hovedforsyningsbase for Midt-Norge.

I 1972 nedsatte Kommunaldepartementet et interkommunalt utvalg for å vurdere lokaliseringskrav og stedsvalg for fremtidige hovedservicebaser nord for 62 breddegrad.[REMOVE]Fotnote: Norge Industridepartementet. (1976). Petroleumsundersøkelser nord for 62°N (Vol. Nr 91 (1975-76), St.meld.) Oslo: Industridepartementet.: 52. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1975-76&paid=3&wid=g&psid=DIVL807 En av initiativtakerne til dette utvalget var Kristiansunds mann i departementet, «Ossi» Müller.[REMOVE]Fotnote: Hegerberg, H. (2004). Et stille diplomati: Oljebyen Kristiansund 1970-2005. Kristiansund: Kristiansund kommune: 48

Utvalget satt flere generelle krav til byen som skulle velges.

Den måtte ligge sentralt i forhold til konsesjonsområdene – med det menes de arealene på norsk sokkel som regjeringen i fremtiden ville gi tillatelse til å lete etter olje og gass på. Det måtte være en flyplass av høy standard og med kapasitet til å motta fly med tunge kolli i nærheten. Byen måtte ha gode land- og sjøforbindelser og gode havneforhold med kaier og kranutstyr for tunge løft og disponible tomtearealer i rimelig nærhet. Det måtte være adgang til velutstyrte verksteder og annen industriservice og bysamfunnet burde ha et allsidig service- og miljøtilbud i rimelig nærhet. Det siste og kanskje viktigste kravet var at stedet som skulle få hovedservicebase for Midt-Norge måtte oppfylle både oljepolitiske og ikke minst distriktspolitiske målsetninger.

kristiansunds tidligere historie,
Åpning av Krifast 20. mai, 1992. Alv Jakob Fostervoll (f.v.), Grethe W. Bjørlo, Gro Harlem Brundtland og Per Dyen. Foto: Tidens Krav/Norsk Oljemuseum

Listen var som skrevet for Kristiansund. I Kristiansund var flyplassen åpnet i 1970, og tilgang til sjø var ikke problem. Gode landforbindelser skortet det derimot på. Kristiansund var en øykommune fordelt på tre øyer. Øyene var knyttet sammen seg imellom, men byen var ikke landfast. Fastlandsforbindelse fikk Kristiansund først i 1992 gjennom Krifast-prosjektet.

Innstillingen fra utvalget, som ble levert 27. oktober 1972, tilrådde Kristiansund som hovedservicebase for letevirksomheten etter petroleumsforekomster utenfor Midt-Norge. De distriktspolitiske hensyn veide tungt. En base «[v]il være av stor betydning å styrke næringsgrunnlaget i området».[REMOVE]Fotnote: Industridepartementet. (1974) Virksomheten på den norske kontinentalsokkelen m.v. (Vol. Nr 30 (1973-74), St.meld (1974). Oslo: Industridepartementet: 56. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1973-74&paid=3&wid=c&psid=DIVL920 Kristiansund var på dette en by på vei nedover – med industri som forsvant og stor arbeidsledighet. Samtidig ble det fremholdt at byen lå sentralt plassert i forhold til leting etter olje utenfor Møre og Trøndelag.

I desember 1972, to måneder etter den interdepartementale gruppen hadde lagt fram sin anbefaling, møtte representanter fra Kristiansund i Industridepartementet. Som vi har sett var Kristiansund en sterk kandidat til å bli baseby for Midt-Norge gjennom å oppfylle de fleste krav myndighetene hadde stilt. Men for departementet var ikke dette nok. For å styrke byens kandidatur ytterligere burde representantene arbeide for å få en felles tilråding fra hele landsdelen.

Støtteerklæringene strømmer inn

Kristiansund tok oppfordringen på alvor og tok kontakt med både kommunene i Møreregionen og fylkesmennene i Møre og Romsdal og Trøndelagsfylkene for å utarbeide en felles plan for landsdelens petroleumspolitikk. Først ut til å gi sin støtte var Møre og Romsdal oljeutvalg da det 6. februar 1973 sa ja til Kristiansund som hovedforsyningsbase med fem mot en stemme. Representanten fra Ålesund ønsket ikke å støtte forslaget. Ålesund jobbet på denne tiden for selv å få base til egen by.

En ting var å få støtte fra landsdelen, men på dette tidspunkt hadde ennå ikke bystyret i Kristiansund kommune selv tatt en avgjørelse. Den kom først 7. februar 1973 da bystyret enstemmig vedtok at byen gikk inn for bygging av base. I vedtaket sto det også at det skulle søkes samarbeidspartnere og at kommunen skulle starte forhandlinger med Fred Olsens selskap Østlandske Lloyd om å etablere en forsyningsbase i Vikan på Nordlandet. En intensjonsavtale mellom de to partene ble underskrevet. Kommunen hadde med andre ord i februar 1973 til hensikt å sette av området rundt Vikan som areal for framtidig oljebase.

Støtteerklæringene fra landsdelen fortsatte å komme inn. 19. februar gikk Møre og Romsdal fylkesutvalg inn for Kristiansund som hovedforsyningsbase med ti mot en stemme. Igjen var det representanten fra Ålesund som stemte mot.

9. mars stemte fylkesutvalget i Nord-Trøndelag enstemmig for Kristiansund, og 12 dager senere gjorde Sør-Trøndelag det samme.

Med støtten fra fylkene i Midt-Norge økte sannsynligheten for at Stortinget gikk inn for Kristiansund som oljeby og drømmen dermed kunne gå i oppfyllelse.

Tidlig på 1970-tallet fantes det ennå ingen lov som sa at det var Stortinget som skulle bestemme hvor og når baser kunne bygges rundt om i landet. Baseselskap, kommunale så vel som private kunne i prinsippet etablere seg hvor de måtte ønske. Men noen muligheter for styring tillå likevel myndighetene. Å bli utpekt av Stortinget ville medføre fordeler, som støtte til grunnlagsinvesteringer gjennom Distriktenes utbyggingsfond og muligheter for gunstige statslån.

I 1973 skulle dette endres. Hvor en hovedforsyningsbase skulle ligge, skulle nå i siste instans bestemmes av Stortinget. For å sikre bedre statlig styring med lokalisering og antall større prosjekt innen petroleumsnæringen innførte regjeringen en midlertidig lov om etableringskontroll. Oljevirksomheten ble med den nye loven mer detaljregulert enn noen annen næring.

Bakgrunnen for loven var å gi myndighetene effektiv kontroll med nyetableringer og utvidelser i pressområder og gjennom det oppnå samfunnsmessig styring dels for å holde den samlede aktiviteten innenfor rammen av landets samlede ressurser og dels for å få en rimelig distriktsmessig fordeling.[REMOVE]Fotnote: Lunde, H., & Norge Kommunal- og arbeidsdepartementet. (1974). Etableringskontroll og lokaliseringsveiledning (Vol. NOU 1974:46, Norges offentlige utredninger (tidsskrift : trykt utg.)). Oslo: Universitetsforl. Distriktspolitisk ble loven sett på som viktig for å få større deler av oljevirksomhet lokalisert til svakt utbygde distrikter.

I loven sto det blant annet at «utbygging av baser for petroleumsnæringen […] må ikke settes i gang før Kongen har gitt sitt samtykke».[9] Søknad om samtykke til utbygging skulle sendes til Kommunaldepartementet og legges fram for både fylkesmenn, fylkeskommune og kommunen. Sentrale myndigheter skulle i samråd med både fylke og kommunen med andre ord bestemme hvem som i framtiden kunne skilte med tittelen «Baseby».

Den midlertidige loven ble avløst av en permanent lov om etableringskontroll av 20. februar 1976. Fra slutten av 1980-tallet mistet loven mye av sin betydning og den ble opphevet i 1994.

Etter oppturen med støtte fra både fylkets oljeutvalg og fylkene i Midt-Norge, ble resten av 1973 et venteår for Kristiansund kommune og byens oljeutvalg. De ventet på avklaring fra Stortinget om lokalisering av hovedforsyningsbase og på at oljeletingen utenfor Midt-Norge skulle settes i gang.

15. februar 1974 kom endelige avklaringen på det første spørsmålet – hvor hovedforsyningsbasen for Midt-Norge skulle ligge. I Stortingsmelding 25 om Petroleumsvirksomhetens plass i det norske samfunn, den såkalte «Oljemeldingen» anbefalte Finansdepartementet at «området utenfor Trøndelag og Møre vil gi grunnlag for opprettelsen av en base i Kristiansund». Regjeringens anbefaling ble aldri en stor sak i Stortinget og innstilling ble bifalt enstemmig.

Gleden var selvfølgelig stor i Kristiansund da avgjørelsen falt, men jubelstemningen ble noe dempet av at regjeringen samtidig gikk inn for at leteboring først skulle skje utenfor kysten av Nord- Norge, før den beveget seg sørover igjen. Nå sto det riktignok i meldingen at regjeringen ønsket en snarlig åpning også av områdene utenfor Møre og Trøndelagskysten, men slik det lå an kunne det ta mange år før første boreplattform kunne sees på den midt-norske kontinentalsokkel.

Så lenge det ikke ble åpnet for leteboring var det heller ikke behov for base.  Oljeaktiviteten på land var avhengig av aktivitet ute på havet.

Stortingsmelding 25 ble fulgt opp av Industridepartementets stortingsmelding 30.[REMOVE]Fotnote: Virksomheten på den norske kontinentalsokkelen m.v. (Vol. Nr 30 (1973-74), St.meld (1974). Oslo: Industridepartementet. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1973-74&paid=3&wid=c&psid=DIVL920 Også Stortingets industrikomite ga sin tilslutning til valg av Kristiansund som hovedbase for Nord-Vestlandet.

Endelig hadde Kristiansund fått aksept for det de hadde arbeidet for i så mange år, men fortsatt gjensto mye arbeid før basen var en realitet.

I meldingen fra Industridepartementet ble tidspunkt for borestart konkretisert. Oljeboring skulle starte utenfor Troms i 1975 eller 1976 og utenfor Møre og Trøndelag omtrent samtidig eller noe senere.

Med bare to år til borestart utenfor egen kyst og med Stortingets velsignelse til å bli baseby kunne endelig kommunen sette i gang arbeidet med bygging. Det vil si: to spørsmål sto fortsatt ubesvart – hvor skulle basen ligge, og hvem skulle bygge og drifte den?

Avgjørelsens time

Selv om bystyret i februar 1973 hadde vedtatt at arealet rundt Vikan på Nordlandet skulle benyttes til base og i samme vending hadde inngått en intensjonsavtale med Østlandske Lloyd, arbeidet oljeutvalget med to baseområder og to samarbeidspartnere; West Coast Service på Dale i samarbeid med Storvik Mekaniske Verksted og Vikan sammen med Østlandske Lloyd. Oljeutvalget ønsket at begge områdene skulle komme i operativ stand. Vikan skulle riktignok på sikt bli hovedforsyningsbase, men det var mulig at en mindre base på Dale på nordsiden av Nordlandet ville bli nødvendig i første letefase.

I januar 1975 gjorde kommunen en formell henvendelse til Statoil om de vil være med i et samarbeid om service og forsyningsbase.

Statoil var positiv, men vil vente på myndighetene. De ville ikke binde seg før til Stortinget sa når og hvor stor oljevirksomheten på midtnorsk sokkel ville bli i en ventet stortingsmelding, men de ønsket å holde kontakten med Kristiansund.

Byggingen av base kunne ikke starte før stortingsmeldingen kommer. Tidlig i 1976 startet kommunen arbeidet med søknader om konsesjon til Kommunaldepartementet om baseetablering i henhold til lov om etablering fra 1973 og om statlige tilskudd.

Når alt så ut til å ordne seg, dukket nye hinder opp. Det var særlig avgjørelsen om oljeboring i nord som skulle ta lengre tid – mye lengre tid.

Som konsekvens av utsettelsene trakk Østlandske Lloyd seg fra etableringen i Vikan 26. september 1975, to år etter de undertegnet en intensjonsavtale med Kristiansund kommune. Østlandske Lloyd var misfornøyd med regjeringens politikk mot private tiltak, samtidig som de slet økonomisk som følge av lavkonjunktur i verkstedsnæringen.

Hva skulle oljeutvalget gjøre nå?

Den nye planen gikk i retning av å sette sammen en gruppe bestående av Statoil, samt andre oljeselskap, lokale selskap og kommunen som i samarbeid skulle bygge og drive base.  Basen var tenkt som kombinasjon mellom industri og base. For å legge forholdende best mulig til rette, kjøpte kommunen nå kommunen område på 180.000 m2 i Vikan, som ble spesielt øremerket til baseformål.

I desember 1975 forelå det et budsjett for investeringer og drift av baseområdet i Vikan, og basesaken så endelig ut til å bli en utbyggingssak. I januar 1976 var første utkast til framdriftsplan klar.

Men Sterkoder hadde ikke gitt opp. De henvendte seg også til Statoil om samarbeid om forsyningsbase på Averøy. Sterkoder tilbød et partnerskap mellom Statoil 50 prosent, Kværner 25 prosent og Sterkoder 25 prosent. Men Kværner var ikke en naturlig samarbeidspartner for Statoil og partnerskapet ble ikke noe av. Men Sterkoder og Kværner som et Joint Venture fortsatte arbeidet.

For Kristiansund var dette en øyeåpner. Nå måtte de bestemme seg for ikke å miste det de hadde arbeidet så lenge for helt på oppløpet.

Kommunen og oljeutvalget fryktet at leteboringen skulle starte før basen i Vikan var ferdig, og måtte finne en mellomløsning. De henvendte seg igjen til Storvik Mekaniske Verksted for å leie kai og baseområder fram til Vikan var operativ. Storvik var positive og ville gjerne inngå en leieavtale.

I april 1976 kom endelig stortingsmeldingen om petroleumsutvinning nord for 62 breddegrad. (st. meld. 91 (1975–1976)). Departementet ønsket bare ett baseselskap i Kristiansund. Spørsmålet som dukket opp var om Statoil burde være med?

Departementet var opptatt av at det bare skulle etableres ett baseselskap i Kristiansund. Det var en betingelse at lokalt næringsliv i størst mulig grad var involvert i servicevirksomhet i forbindelse med oljeleting. Kommunen burde satse på bedrifter som ville etablere servicefunksjoner på en base. Samtidig ble Kristiansund anmodet om å invitere Statoil til et samarbeid om utvikling av basen.

Det står videre at oljeutvalget i byen allerede førte drøftelser med Statoil, North Sea-West Coast Service og Atlantoil med tanke på baseetablering.

Den spennende biten for Kristiansund var avsnittet som sa noe om borestart. Og endelig – oljeboring utenfor Møre og Trøndelag skulle starte samtidig med boring utenfor Nord-Norge i 1978. Statoil skulle være hovedansvarlig for boringen og kunne kreve 50 prosent eller mer i alle blokker.

Oljeutvalget vakler

Det ble utarbeidet et forprosjekt for basen i Vikan. I den prosessen kom det fram at 160 mål var for lite, basen burde være på minst 200 mål. I tillegg var området dyrt å opparbeide, det var et uregelmessig landskap, kaiområdene var vanskelig tilgjengelige og hadde dårlige bunnforhold, samt værforhold som var generelt ustabile.

Litt sent å oppdage dette nå!

For oljeutvalget og resten av kommunen fantes det ingen alternativer innenfor kommunegrensene. Oljeutvalget vaklet. Igjen må utvalget og kommunen se kostnader rundt Vikan opp mot Sterkoder og Storvik.

Etter diskusjoner fram og tilbake landet oljeutvalget nok en gang på Storvik Mek. Verksted og kommunen ønsker å inngå en leieavtale.

Nye utsettelser:

22. april 1977 skjedde en utblåsning av en brønn på Ekofisk-feltet sør på norsk sokkel. Ulykken som alle fryktet var et faktum. Ingen menneskelig gikk tapt, men 2/4 Bravo spydde ut olje i nesten syv døgn. Ulykken medførte nye diskusjoner om og når sokkelen nord for 62 breddegrad burde åpnes for leteboing. Denne gangen var utsettelsen kjærkommen på Kristiansund. Etter seks års arbeid, manglet fortsatt oljebasen og det var heller ikke etablert et baseselskap. Oljeutvalget som har jobbet så iherdig og vært så positive, hadde sunket sammen og lå nede.

Høsten 1978 markerte vendepunktet for Kristiansund og basebyen. Nye krefter kom inn. Den nye mannen var Thor Sætherø, Kristiansunds nye finansrådmann. Han var en mann med initiativ, og likte å operere alene. Han tok selv kontakt med både departementet og Statoil. Han avtalte med Statoil at han skulle sette i gang forberedelser for etablering av baseselskap. Avtalen innebar at det distriktsselskap skulle bli partner med Statoil, men at Statoil skulle ha en aksjemajoritet med minst 50 prosent. Både Kristiansund kommune måtte delta, sammen med kapital fra regionens næringsliv.

Måten å bygge baseselskap på fulgte Statoils modell for oljebasen i Harstad.

Midt-Norsk Baseservice

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»[REMOVE]Fotnote: Hegerberg, H. (2004). Et stille diplomati: Oljebyen Kristiansund 1970-2005. Kristiansund: Kristiansund kommune: 114

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 faciliteter.

Basen i drift

vestbase,
Lagerhallen til Shell og Draugen på Vestbase. Foto: Fotograf Engvig/Norsk Oljemuseum

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.

vestbase,
Forsyning, fra Vestbase til Draugen. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

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, boreskip, 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
Vestbase,
Vestbase fikk dypvannskai i 2008. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

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.

Publisert 13. september 2018   •   Oppdatert 9. 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/A/S Norske Shell

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

Petoro – en statlig partner

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Petoro er partner i Draugenlisensen med en eierandel på 47,88 prosent (per april 2018).
— Petoro sin logo
© Norsk Oljemuseum

Petoro er et heleid statlig selskap som forvalter statens eierandeler på norsk kontinentalsokkel, SDØE-andelene. SDØE (Statens Direkte Økonomiske Engasjement) er de andelene staten eier i utvinningstillatelser, felt, rørledninger og landanlegg tilknyttet norsk kontinentalsokkel og som gjør staten til en direkte deltaker i petroleumsvirksomhet på norsk sokkel. Eierandelene i utvinningstillatelser utgjør en tredjedel av Norges olje og gassreserver.

petoro en statlig partner, illustrasjon,
Organisasjonskartet til Petoro. Illustrasjon: Petoro

Petoro er ikke operatør, men opererer ellers som et ordinært oljeselskap hvor målet er å oppnå høyest mulig inntekt for sin eier, staten. Men Petoro skiller seg også fra andre selskaper på den måten at det kun er rettighetshaver, men ikke eier av andeler på norsk kontinentalsokkel. De forvalter SDØE andelene, men det er staten som er eier. Statens portefølje (SDØE-porteføljen) representerer en tredel av Norges olje- og gassreserver.

Petoro får derfor ikke inntektene fra SDØE, men betaler heller ikke for investeringer. Alle utgifter og inntekter SDØE genererer, kanaliseres over statsbudsjettet. Som eier må staten dekke sin del av investeringene og kostnadene og får en tilsvarende del av inntektene fra utvinningstillatelsen. Petoros egne driftskostnader dekkes av årlige bevilgninger over statsbudsjettet.

Petoro selger heller ikke sin petroleum selv. Equinor selger statens olje og gass sammen med sin egen.

Navnet Petoro er sammensatt av petra som betyr stein eller petroleum som betyr oljestein og oro som betyr gull.

Etableringen av SDØE og Petoro

Petoro ble stiftet 9. mai 2001, men selskapets historie startet på mange måter allerede i 1985 ved etableringen av SDØE.

Tidlig på 1980-tallet gikk diskusjonen høyt om Statoils raske fremvekst til en dominerende posisjon i norsk oljevirksomhet og i norsk økonomi generelt. Regjeringen Willoch var bekymret for at det relativt unge selskapet skulle forvalte en så stor del av statens inntekter.

I et bredt kompromiss som ble forhandlet frem mellom Willoch-regjeringen og Arbeiderpartiet, ble det besluttet å overføre om lag halvparten av Statoils eierandeler i lisenser til det som fikk navnet Statens direkte økonomiske engasjement.

SDØE ble etablert i 1985. Staten hadde eierandeler i utvinningstillatelser også før det, men da gjennom Statoil som staten var eneeier av. Som en del av kompromisset ble Statoils andeler delt i en direkte økonomisk del til staten (SDØE) og en del til Statoil. Dette innebar at staten fikk eierandeler i både olje- og gassfelt, rørledninger og landanlegg.

Eierandelene i olje- og gassfeltene blir bestemt av Olje- og energidepartementet i forbindelse med tildelingen av utvinningstillatelsen. Størrelsen på eierandelene varierer fra felt til felt.

Hovedpoenget med etableringen av SDØE var å skille ut den del av den kontantstrømmen som ellers ville tilfalt Statoil, og føre denne rett inn i statskassen. For å oppnå dette måtte staten selv gå inn i rollen som direkte eier i lisensene på sokkelen, med tilsvarende ansvar for investeringer, driftskostnader og eksponering for risiko.

Det statlige embetsverket hadde ikke mulighet for å drive forretningsvirksomhet i den skala SDØE krevde. Statoil ble derfor spurt om å forvalte SDØE-andelene. Det gjorde Statoil helt fram til selskapet ble delprivatisert i 2001. I denne perioden var SDØE lite synlig. Både partnere og offentligheten så bare Statoil. Forvalterordningen innebar at selskapet solgte statens olje og gass sammen med sin egen. Det er en ordning som har fortsatt også etter at Petoro ble etablert.

I forbindelse med børsnoteringen av Statoil i 2001, ble altså ansvaret for oppfølging av SDØE-porteføljen overført fra Statoil til et nytt, statlig forvalterselskap, Petoro.

Petoros oppgave var å forvalte statens eierandeler i petroleumsvirksomheten. Men Stortinget satt begrensninger for selskapets virksomhet. Petoro fikk ikke være operatør og det ble satt en maksgrense på 60 ansatte. Det var viktig at det nye, statlige selskapet ikke skulle vokse seg til et nytt Statoil.

petoro en statlig partner, logo,
StatoilHydro sin logo

I 2007 fusjonerte Statoil og Hydro. Taket for antall ansatte i Petoro ble da opphevet. Petoro ville nå ha behov for å gjøre mer selvstendig teknisk og kommersielt arbeid. Omsetningen av produksjonen står fortsatt Equinor for.

Petoro som rettighetshaver

En av oppgavene Petoro har som rettighetshaver, både på Draugen og alle andre lisenser er, i henhold til regelverket, å legge forholdene til rette for at operatørene skal kunne drive felt på en forsvarlig og effektiv måte. Dette gjelder ikke minst innen områder som helse, miljø og sikkerhet (HMS).

Petoro har, som alle andre rettighetshavere, plikt til å engasjere seg for å få en positiv utvikling innen sikkerhet, helse og arbeidsmiljø på den norske sokkelen.

petoro en statlig partner, logo,
Ptil sin logo

Det er Petroleumstilsynet (Ptil) som fører tilsyn med HMS på norsk kontinentalsokkel. I 2002 og i 2015 gjennomførte Ptil tilsyn med Petoro som rettighetshaver.

Tilsynet i 2002 innebar tilsyn med hele Petoros engasjement på norsk sokkel. Og Ptil sto i etterkant igjen med «et positivt inntrykk etter revisjonen hos Petoro». Selskapet hadde både et fungerende styringssystem for HMS og selskapet skjøttet sin påse-plikt og hadde en både aktiv og bevisst holdning til rollen som rettighetshaver.

I 2015 ble et nytt tilsyn gjennomført, men da spesifikt på selskapets rolle i Draugen-lisensen. Tilsynet omfattet også Norske Shell som operatør. Heller ikke denne gang ble funnet avvik eller forbedringspunkt.

petoro en statlig partner,
HMS blir tatt på alvor offshore. Riktig verneutstyr og verktøy skal til enhver tid brukes. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

«Det generelle inntrykket etter tilsynet var at både Norske Shell og Petoro har tilfredsstillende styring knyttet til temaene for tilsynet, og det ble ikke avdekket brudd på forskriftsbestemmelser. Det ble heller ikke identifisert forbedringspunkter», heter det i tilsynsrapporten.

Det ser ut til at Petoro som partner og forvalter av statens eierandeler skjøtter jobben sin bra. Det er viktig når Petoro er per 2018 er det klart største selskapet på norsk sokkel når det gjelder produksjon av olje og gass. Staten, gjennom Petoro, har direkte deltakerandeler i 203 utvinningstillatelser, 39 produserende felt og andeler i 16 interessentskap i rørledninger og landanlegg. Netto kontantstrøm fra SDØE i 2018 anslås til 77,4 milliarder kroner.

Publisert 13. september 2018   •   Oppdatert 19. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Vestbase

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Forsyningsbasen Vestbase i Kristiansund ble åpnet i 1980. Det er et heleid datterselskap av NorSea Group AS og er lokalisert i Vikan på Nordlandet. Per 2017 var det hovedknutepunkt for offshorerettet aktivitet i Norskehavet.
— Vestbase i Kristiansund. Foto: Fotograf Engvig/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Alle operatørselskap med permanent offshoreaktivitet utenfor Midt-Norge var på det tidspunktet etablert på baseområdet – det vil si A/S Norske Shell og Statoil ASA. I tillegg var om lag 60 leverandørselskap representert på området.[REMOVE]Fotnote: Vestbase AS, hentet fra egen nettside: https://www.vestbase.com/om-vestbase/vestbase-as (publiseringsdato ukjent, lastet ned 11.1.2018)

Samme år fikk plattformene Draugen, Heidrun, Åsgard B, Njord og Kristin sine forsyninger fra Vestbase. Det gjaldt også boreskipet Åsgard A. Undervannsfeltene Mikkel, Ormen Lange, Tyrihans, Yttergryta og Morvin ble også støttet herfra.

Vestbase
En septemberkveld i 1992 samlet Norske Shell 600 gjester til en storslått grillfest for å markere den offisielle åpningen av lagerbygget på Vestbase i Kristiansund. Kommunikasjonssjef Alf Kristian Lillebo prøvedanser med sin sekretær Christina Hovde (t.v.) og avdelingsleder Asbjørn Harestad byr opp sekretær Gunhild Oftedal til en svingom før gjestene kommer. Foto: Bjørn Hansen/Tidens Krav

Forsyningsbasen i Kristiansund var, i tillegg til en fungerende helikopterbase, avgjørende for at Norske Shell på slutten av 1980-tallet ønsket å legge driftsorganisasjonen for Draugen-feltet til byen. Stortinget la vekt på at Kristiansund hadde en fungerende base da de som siste instans skulle bestemme hvor driftsorganisasjonen til Draugen skulle lokaliseres. I Stortingsproposisjon Nr. 1 om utbygging av Draugen-feltet og lokalisering av drift- og basefunksjoner for feltene Draugen og Heidrun skriver de: «Selskapet viser til at en kompakt organisasjon med driftskontor, basefunksjon og heliport plassert på samme sted erfaringsmessig har positive virkninger for driftsenheten».

Stortinget vedtok at Vestbase skulle være forsyningsbasen, ikke bare for Draugen, men også for Heidrun-feltet.

Oljebyen fødes

Det hadde vært en lang vei å gå før Stortinget omsider, i 1988, vedtok at Vestbase skulle bli forsyningsbasen for Draugen og andre felt på Haltenbanken.

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».[REMOVE]Fotnote: For de som ønsker en mer detaljer gjennomgang av i basesaken i Kristiansund anbefaler jeg å lese Helge Hegerbergs bok «Et stille diplomati». Hegerberg, H. (2004). Et stille diplomati: Oljebyen Kristiansund 1970-2005. Kristiansund: Kristiansund kommune. Stor deler av denne artikkelen er også basert på den boken.

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)

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.

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

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.

For å se hvordan en liten by på Nord-Vestlandet klarte å vinne kampen om den viktige lokaliseringen av hovedforsyningsbase for Midt-Norge og siden forsyningsbase for Draugen, må vi se på utviklingen steg for steg. Ti år tok det, og mange snubletråder måtte forseres.

Det letes med lys og lykter

Oljeutvalget ble opprettet med sikte på å få etablert forsynings- og servicebase i Kristiansund.

Kristiansunds tidligere historie,
William Dall var leder av den kommunale kommunikasjons­komite i 15 år og Kristiansund Fly­plasskomite i 10 år. Han var leder av oljeutvalget i 10 år, mellom 1970 og 1980. Deretter ble han kommunens første oljekonsulent. Dall var også leder av etterretningsorganisasjonen XU i Kristiansund under krigen. Foto: Romsdalsposten/Nordmøre museum

Oljeutvalget besto av ordfører Asbjørn Jordahl fra Arbeiderpartiet (medlem fra 1970 til han ble innvalgt på Stortinget i 1977), konsul og skipsmekler William Dall fra Høyre (medlem fra 1970 til 1980), apoteker og venstremann Otto Dyb (medlem fra 1970 til 1995, de siste femten år som leder), teknisk rådmann Ole Gunnesdal (medlem fra 1970 til han døde i 1979) og kommunearkitekt Kristian Sylthe (medlem fra 1970 til han sluttet på rådhuset i 1991)

Samtidig som dette arbeidet var i sin spede begynnelse fikk oljeutvalget gode råd fra departementshold. Tidlig tok oljeutvalget hemmelig kontakt med et tidligere bysbarn, nå departementsråd i Industridepartementet Oluf Christian «Ossi» Müller. Müller var født i Kristiansund og venner med sentrale folk i oljeutvalget, især konsul og skipsmegler William Dall som han hadde gått på skole med.[REMOVE]Fotnote: Hegerberg, H. (2004). Et stille diplomati: Oljebyen Kristiansund 1970-2005. Kristiansund: Kristiansund kommune.

Kristiansund og byens oljeutvalg ble oppmuntret av Müller til også å tilrettelegge for områder for petrokjemisk industri. Her var det nødvendig med helt andre størrelser, 2000 til 3000 mål og gjerne havneområder med mulighet for å ta inn større tankskip.

vestbase,
Kristiansund sett fra lufta. Foto: H.M.Valderhaug/Norsk Oljemuseum

Kristiansund var en liten kommune i 1970, med et areal på om lag 22 kvadratkilometer – landets aller minste bykommune, som i tillegg lå fordelt utover flere øyer. Det var ikke lett å oppdrive tomter på den størrelsesorden i byen. Eneste mulighet for å kunne sikre storindustri i regionen, var å gå i allianse med nabokommunene Averøy, Frei og Tusna. Samarbeidet fungerte og i 1972 utga de fire kommunene et felles dokument hvor potensielle areal tilpasset ulik industri var skissert. Dette var et arbeid som gikk parallelt med søking etter passende tomter til forsyningsbase i Kristiansund kommune. Oljeutvalgets holdning var likevel at forsyningsbasen skulle ligge innenfor kommunegrensene.

Alle mulige og mer umulige tomter ble kartlagt til framtidig forsyningsbase for oljeleting. Arealene måtte være minst åtte dekar og ha mulighet til kaiområde. Tomtene skulle også ligge i byen.

Oljeutvalgets første utkast inneholdt åtte aktuelle områder – de fleste i sentrum. Gassverktomta midt inne i bykjernen fremsto som førstevalg.  En grundigere analyse viste riktignok at alle åtte tomtene var i minste laget og utvidelsespotensialt var lite siden tomtene lå inneklemt mellom eksisterende bygningsmasse. Så søket etter areal fortsatte og nye områder ble kartlagt. I januar 1971 ble tre nye områder introdusert, blant dem Vikan på Nordlandet.

Et viktig dokument i arbeidet om tilgjengelig areal, var Generalplan for arealbruk som Kristiansund kommune hadde arbeidet med siden 1968 og som ble lagt fram i 1971. I planen ble kommunens begrensede areal delt inn i fem utviklingsretninger, hvor av tre ble definert som arbeidsplassområder. Det var særlig Nordlandet, Kristiansunds største øy, med en allerede etablert industri og mest ubenyttet areal som passet til industri og arbeidsplasser. Ny industri skulle ekspandere der den allerede var etablert. Men et sekundært servicesenter og industriområde skulle etableres i Løkkemyra – Vikan området på Nordlandet. Allerede i 1971 var altså Vikan inne i loopen.

Oljeutvalgets resultater ble publisert i en reklamefolder som skulle distribueres til sentrale myndigheter og interesserte selskap. Den gryende oljenasjonen skulle bli kjent med hvilke muligheter Kristiansund kunne tilby for en framtidig etablering av forsyningsbase når oljeindustrien flyttet nordover. Ordfører og medlem av oljeutvalget Asbjørn Jordahl skrev følgebrevet til publikasjonen.

Oljeutvalget hadde i publikasjonen satt opp en oversikt over tomter innenfor byens grenser som hadde potensiale for forsyningsbase. Selv om arealet var lite, og utvidelsesmuligheter små, var Gassverktomta – i dag parkeringsplass midt i sentrum av Kristiansund – med i oversikten. Det samme var Holmakaia – rett bak rådhuset, og selvfølgelig Vikan – området på sørsiden av Nordlandet som i generalplanen allerede var satt av til næringsvirksomhet.

Andre melder seg på

Det var ikke bare Kristiansund kommune og byens oljeutvalg som gjorde seg klare til den nye tiden og den nye industrien.

I Kristiansund var det på tidlig 1970-tallet to store skipsverft i byen, Sterkoder og Storvik Mekaniske Verksted. Begge holdt til på nordsiden av Nordlandet og begge ønsket del av oljekaka.

Kristiansunds tidligere historie,
Sterkoder. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Sterkoder og skipsverftlederen Arnfinn Kamsvåg var tidlig frampå og verftet angrep saken på to fronter. På den ene siden satset Sterkoder på å bli offshoreverksted og anskaffet seg nye arealer på Smevågen på Averøy til dette formål. Averøy er nabokommunen til Kristiansund i sør-vest. Kommunene er i dag knyttet sammen av Atlanterhavstunnelen (2009), men i 1970-årene måtte en ta båt for å reise mellom Kristiansund og Averøy. På den andre siden var verftet i dialog med Norsco, et av de tre store baseselskapene som drev basevirksomhet i og rundt Stavanger. Tanken var på sikt å kombinere offshoreverkstedet med drift av forsyningsbase. Men Oljeutvalget og Kristiansund kommune var heller lunkne til ideen om forsyningsbase på Averøy.

Også Storvik Mekaniske Verksted (SMV) var aktive og opprettet kontakt med North Sea Exploration Service, et av de andre baseselskapene som drev forsyningsbase i Stavanger. Storvik arbeidet aktivt med å få kontroll over nabotomtene på Dale på Nordlandet, hvor de ville bygge forsyningsbase i tilknytning til eget verksted.

Høsten 1971 etablere SMV sammen med North Sea Exploration Service og Kristiansund Finans selskapet West Coast Service. Storvik eide 40 prosent, Kristiansund Finans 20 prosent og North Sea Exploration Service de resterende 40 prosent. West Coast Service ble opprettet som et beredskapsselskap som skulle stå klar når oljeletingen startet nord for 62. breddegrad. Selskapet forble et hvilende selskap med en beskjeden aksjekapital.

Oljeutvalget i Kristiansund ønsket konkurransen velkommen.

Sokkelen utenfor Møre og Trøndelag var på dette tidspunkt ennå ikke nevnt i stortingsmeldinger og når sokkelen nord for 62. breddegrad skulle åpnes for oljeleting, var høyst usikkert. (se artikkel Åpning av sokkelen i nord)

Stortinget med fødselshjelp

For å kunne realisere drømmen om oljen, måtte Kristiansund ha myndighetene på sin side. Der var store forhåpninger til at Stortinget skulle utpeke nettopp Kristiansund som lokalitet for hovedforsyningsbase for Midt-Norge.

I 1972 nedsatte Kommunaldepartementet et interkommunalt utvalg for å vurdere lokaliseringskrav og stedsvalg for fremtidige hovedservicebaser nord for 62 breddegrad.[REMOVE]Fotnote: Norge Industridepartementet. (1976). Petroleumsundersøkelser nord for 62°N (Vol. Nr 91 (1975-76), St.meld.) Oslo: Industridepartementet.: 52. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1975-76&paid=3&wid=g&psid=DIVL807 En av initiativtakerne til dette utvalget var Kristiansunds mann i departementet, «Ossi» Müller.[REMOVE]Fotnote: Hegerberg, H. (2004). Et stille diplomati: Oljebyen Kristiansund 1970-2005. Kristiansund: Kristiansund kommune: 48

Utvalget satt flere generelle krav til byen som skulle velges.

Den måtte ligge sentralt i forhold til konsesjonsområdene – med det menes de arealene på norsk sokkel som regjeringen i fremtiden ville gi tillatelse til å lete etter olje og gass på. Det måtte være en flyplass av høy standard og med kapasitet til å motta fly med tunge kolli i nærheten. Byen måtte ha gode land- og sjøforbindelser og gode havneforhold med kaier og kranutstyr for tunge løft og disponible tomtearealer i rimelig nærhet. Det måtte være adgang til velutstyrte verksteder og annen industriservice og bysamfunnet burde ha et allsidig service- og miljøtilbud i rimelig nærhet. Det siste og kanskje viktigste kravet var at stedet som skulle få hovedservicebase for Midt-Norge måtte oppfylle både oljepolitiske og ikke minst distriktspolitiske målsetninger.

kristiansunds tidligere historie,
Åpning av Krifast 20. mai, 1992. Alv Jakob Fostervoll (f.v.), Grethe W. Bjørlo, Gro Harlem Brundtland og Per Dyen. Foto: Tidens Krav/Norsk Oljemuseum

Listen var som skrevet for Kristiansund. I Kristiansund var flyplassen åpnet i 1970, og tilgang til sjø var ikke problem. Gode landforbindelser skortet det derimot på. Kristiansund var en øykommune fordelt på tre øyer. Øyene var knyttet sammen seg imellom, men byen var ikke landfast. Fastlandsforbindelse fikk Kristiansund først i 1992 gjennom Krifast-prosjektet.

Innstillingen fra utvalget, som ble levert 27. oktober 1972, tilrådde Kristiansund som hovedservicebase for letevirksomheten etter petroleumsforekomster utenfor Midt-Norge. De distriktspolitiske hensyn veide tungt. En base «[v]il være av stor betydning å styrke næringsgrunnlaget i området».[REMOVE]Fotnote: Industridepartementet. (1974) Virksomheten på den norske kontinentalsokkelen m.v. (Vol. Nr 30 (1973-74), St.meld (1974). Oslo: Industridepartementet: 56. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1973-74&paid=3&wid=c&psid=DIVL920 Kristiansund var på dette en by på vei nedover – med industri som forsvant og stor arbeidsledighet. Samtidig ble det fremholdt at byen lå sentralt plassert i forhold til leting etter olje utenfor Møre og Trøndelag.

I desember 1972, to måneder etter den interdepartementale gruppen hadde lagt fram sin anbefaling, møtte representanter fra Kristiansund i Industridepartementet. Som vi har sett var Kristiansund en sterk kandidat til å bli baseby for Midt-Norge gjennom å oppfylle de fleste krav myndighetene hadde stilt. Men for departementet var ikke dette nok. For å styrke byens kandidatur ytterligere burde representantene arbeide for å få en felles tilråding fra hele landsdelen.

Støtteerklæringene strømmer inn

Kristiansund tok oppfordringen på alvor og tok kontakt med både kommunene i Møreregionen og fylkesmennene i Møre og Romsdal og Trøndelagsfylkene for å utarbeide en felles plan for landsdelens petroleumspolitikk. Først ut til å gi sin støtte var Møre og Romsdal oljeutvalg da det 6. februar 1973 sa ja til Kristiansund som hovedforsyningsbase med fem mot en stemme. Representanten fra Ålesund ønsket ikke å støtte forslaget. Ålesund jobbet på denne tiden for selv å få base til egen by.

En ting var å få støtte fra landsdelen, men på dette tidspunkt hadde ennå ikke bystyret i Kristiansund kommune selv tatt en avgjørelse. Den kom først 7. februar 1973 da bystyret enstemmig vedtok at byen gikk inn for bygging av base. I vedtaket sto det også at det skulle søkes samarbeidspartnere og at kommunen skulle starte forhandlinger med Fred Olsens selskap Østlandske Lloyd om å etablere en forsyningsbase i Vikan på Nordlandet. En intensjonsavtale mellom de to partene ble underskrevet. Kommunen hadde med andre ord i februar 1973 til hensikt å sette av området rundt Vikan som areal for framtidig oljebase.

Støtteerklæringene fra landsdelen fortsatte å komme inn. 19. februar gikk Møre og Romsdal fylkesutvalg inn for Kristiansund som hovedforsyningsbase med ti mot en stemme. Igjen var det representanten fra Ålesund som stemte mot.

9. mars stemte fylkesutvalget i Nord-Trøndelag enstemmig for Kristiansund, og 12 dager senere gjorde Sør-Trøndelag det samme.

Med støtten fra fylkene i Midt-Norge økte sannsynligheten for at Stortinget gikk inn for Kristiansund som oljeby og drømmen dermed kunne gå i oppfyllelse.

Tidlig på 1970-tallet fantes det ennå ingen lov som sa at det var Stortinget som skulle bestemme hvor og når baser kunne bygges rundt om i landet. Baseselskap, kommunale så vel som private kunne i prinsippet etablere seg hvor de måtte ønske. Men noen muligheter for styring tillå likevel myndighetene. Å bli utpekt av Stortinget ville medføre fordeler, som støtte til grunnlagsinvesteringer gjennom Distriktenes utbyggingsfond og muligheter for gunstige statslån.

I 1973 skulle dette endres. Hvor en hovedforsyningsbase skulle ligge, skulle nå i siste instans bestemmes av Stortinget. For å sikre bedre statlig styring med lokalisering og antall større prosjekt innen petroleumsnæringen innførte regjeringen en midlertidig lov om etableringskontroll. Oljevirksomheten ble med den nye loven mer detaljregulert enn noen annen næring.

Bakgrunnen for loven var å gi myndighetene effektiv kontroll med nyetableringer og utvidelser i pressområder og gjennom det oppnå samfunnsmessig styring dels for å holde den samlede aktiviteten innenfor rammen av landets samlede ressurser og dels for å få en rimelig distriktsmessig fordeling.[REMOVE]Fotnote: Lunde, H., & Norge Kommunal- og arbeidsdepartementet. (1974). Etableringskontroll og lokaliseringsveiledning (Vol. NOU 1974:46, Norges offentlige utredninger (tidsskrift : trykt utg.)). Oslo: Universitetsforl. Distriktspolitisk ble loven sett på som viktig for å få større deler av oljevirksomhet lokalisert til svakt utbygde distrikter.

I loven sto det blant annet at «utbygging av baser for petroleumsnæringen […] må ikke settes i gang før Kongen har gitt sitt samtykke».[9] Søknad om samtykke til utbygging skulle sendes til Kommunaldepartementet og legges fram for både fylkesmenn, fylkeskommune og kommunen. Sentrale myndigheter skulle i samråd med både fylke og kommunen med andre ord bestemme hvem som i framtiden kunne skilte med tittelen «Baseby».

Den midlertidige loven ble avløst av en permanent lov om etableringskontroll av 20. februar 1976. Fra slutten av 1980-tallet mistet loven mye av sin betydning og den ble opphevet i 1994.

Etter oppturen med støtte fra både fylkets oljeutvalg og fylkene i Midt-Norge, ble resten av 1973 et venteår for Kristiansund kommune og byens oljeutvalg. De ventet på avklaring fra Stortinget om lokalisering av hovedforsyningsbase og på at oljeletingen utenfor Midt-Norge skulle settes i gang.

15. februar 1974 kom endelige avklaringen på det første spørsmålet – hvor hovedforsyningsbasen for Midt-Norge skulle ligge. I Stortingsmelding 25 om Petroleumsvirksomhetens plass i det norske samfunn, den såkalte «Oljemeldingen» anbefalte Finansdepartementet at «området utenfor Trøndelag og Møre vil gi grunnlag for opprettelsen av en base i Kristiansund». Regjeringens anbefaling ble aldri en stor sak i Stortinget og innstilling ble bifalt enstemmig.

Gleden var selvfølgelig stor i Kristiansund da avgjørelsen falt, men jubelstemningen ble noe dempet av at regjeringen samtidig gikk inn for at leteboring først skulle skje utenfor kysten av Nord- Norge, før den beveget seg sørover igjen. Nå sto det riktignok i meldingen at regjeringen ønsket en snarlig åpning også av områdene utenfor Møre og Trøndelagskysten, men slik det lå an kunne det ta mange år før første boreplattform kunne sees på den midt-norske kontinentalsokkel.

Så lenge det ikke ble åpnet for leteboring var det heller ikke behov for base.  Oljeaktiviteten på land var avhengig av aktivitet ute på havet.

Stortingsmelding 25 ble fulgt opp av Industridepartementets stortingsmelding 30.[REMOVE]Fotnote: Virksomheten på den norske kontinentalsokkelen m.v. (Vol. Nr 30 (1973-74), St.meld (1974). Oslo: Industridepartementet. Hentet fra https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Stortingsforhandlinger/Lesevisning/?p=1973-74&paid=3&wid=c&psid=DIVL920 Også Stortingets industrikomite ga sin tilslutning til valg av Kristiansund som hovedbase for Nord-Vestlandet.

Endelig hadde Kristiansund fått aksept for det de hadde arbeidet for i så mange år, men fortsatt gjensto mye arbeid før basen var en realitet.

I meldingen fra Industridepartementet ble tidspunkt for borestart konkretisert. Oljeboring skulle starte utenfor Troms i 1975 eller 1976 og utenfor Møre og Trøndelag omtrent samtidig eller noe senere.

Med bare to år til borestart utenfor egen kyst og med Stortingets velsignelse til å bli baseby kunne endelig kommunen sette i gang arbeidet med bygging. Det vil si: to spørsmål sto fortsatt ubesvart – hvor skulle basen ligge, og hvem skulle bygge og drifte den?

Avgjørelsens time

Selv om bystyret i februar 1973 hadde vedtatt at arealet rundt Vikan på Nordlandet skulle benyttes til base og i samme vending hadde inngått en intensjonsavtale med Østlandske Lloyd, arbeidet oljeutvalget med to baseområder og to samarbeidspartnere; West Coast Service på Dale i samarbeid med Storvik Mekaniske Verksted og Vikan sammen med Østlandske Lloyd. Oljeutvalget ønsket at begge områdene skulle komme i operativ stand. Vikan skulle riktignok på sikt bli hovedforsyningsbase, men det var mulig at en mindre base på Dale på nordsiden av Nordlandet ville bli nødvendig i første letefase.

I januar 1975 gjorde kommunen en formell henvendelse til Statoil om de vil være med i et samarbeid om service og forsyningsbase.

Statoil var positiv, men vil vente på myndighetene. De ville ikke binde seg før til Stortinget sa når og hvor stor oljevirksomheten på midtnorsk sokkel ville bli i en ventet stortingsmelding, men de ønsket å holde kontakten med Kristiansund.

Byggingen av base kunne ikke starte før stortingsmeldingen kommer. Tidlig i 1976 startet kommunen arbeidet med søknader om konsesjon til Kommunaldepartementet om baseetablering i henhold til lov om etablering fra 1973 og om statlige tilskudd.

Når alt så ut til å ordne seg, dukket nye hinder opp. Det var særlig avgjørelsen om oljeboring i nord som skulle ta lengre tid – mye lengre tid.

Som konsekvens av utsettelsene trakk Østlandske Lloyd seg fra etableringen i Vikan 26. september 1975, to år etter de undertegnet en intensjonsavtale med Kristiansund kommune. Østlandske Lloyd var misfornøyd med regjeringens politikk mot private tiltak, samtidig som de slet økonomisk som følge av lavkonjunktur i verkstedsnæringen.

Hva skulle oljeutvalget gjøre nå?

Den nye planen gikk i retning av å sette sammen en gruppe bestående av Statoil, samt andre oljeselskap, lokale selskap og kommunen som i samarbeid skulle bygge og drive base.  Basen var tenkt som kombinasjon mellom industri og base. For å legge forholdende best mulig til rette, kjøpte kommunen nå kommunen område på 180.000 m2 i Vikan, som ble spesielt øremerket til baseformål.

I desember 1975 forelå det et budsjett for investeringer og drift av baseområdet i Vikan, og basesaken så endelig ut til å bli en utbyggingssak. I januar 1976 var første utkast til framdriftsplan klar.

Men Sterkoder hadde ikke gitt opp. De henvendte seg også til Statoil om samarbeid om forsyningsbase på Averøy. Sterkoder tilbød et partnerskap mellom Statoil 50 prosent, Kværner 25 prosent og Sterkoder 25 prosent. Men Kværner var ikke en naturlig samarbeidspartner for Statoil og partnerskapet ble ikke noe av. Men Sterkoder og Kværner som et Joint Venture fortsatte arbeidet.

For Kristiansund var dette en øyeåpner. Nå måtte de bestemme seg for ikke å miste det de hadde arbeidet så lenge for helt på oppløpet.

Kommunen og oljeutvalget fryktet at leteboringen skulle starte før basen i Vikan var ferdig, og måtte finne en mellomløsning. De henvendte seg igjen til Storvik Mekaniske Verksted for å leie kai og baseområder fram til Vikan var operativ. Storvik var positive og ville gjerne inngå en leieavtale.

I april 1976 kom endelig stortingsmeldingen om petroleumsutvinning nord for 62 breddegrad. (st. meld. 91 (1975–1976)). Departementet ønsket bare ett baseselskap i Kristiansund. Spørsmålet som dukket opp var om Statoil burde være med?

Departementet var opptatt av at det bare skulle etableres ett baseselskap i Kristiansund. Det var en betingelse at lokalt næringsliv i størst mulig grad var involvert i servicevirksomhet i forbindelse med oljeleting. Kommunen burde satse på bedrifter som ville etablere servicefunksjoner på en base. Samtidig ble Kristiansund anmodet om å invitere Statoil til et samarbeid om utvikling av basen.

Det står videre at oljeutvalget i byen allerede førte drøftelser med Statoil, North Sea-West Coast Service og Atlantoil med tanke på baseetablering.

Den spennende biten for Kristiansund var avsnittet som sa noe om borestart. Og endelig – oljeboring utenfor Møre og Trøndelag skulle starte samtidig med boring utenfor Nord-Norge i 1978. Statoil skulle være hovedansvarlig for boringen og kunne kreve 50 prosent eller mer i alle blokker.

Oljeutvalget vakler

Det ble utarbeidet et forprosjekt for basen i Vikan. I den prosessen kom det fram at 160 mål var for lite, basen burde være på minst 200 mål. I tillegg var området dyrt å opparbeide, det var et uregelmessig landskap, kaiområdene var vanskelig tilgjengelige og hadde dårlige bunnforhold, samt værforhold som var generelt ustabile.

Litt sent å oppdage dette nå!

For oljeutvalget og resten av kommunen fantes det ingen alternativer innenfor kommunegrensene. Oljeutvalget vaklet. Igjen må utvalget og kommunen se kostnader rundt Vikan opp mot Sterkoder og Storvik.

Etter diskusjoner fram og tilbake landet oljeutvalget nok en gang på Storvik Mek. Verksted og kommunen ønsker å inngå en leieavtale.

Nye utsettelser:

22. april 1977 skjedde en utblåsning av en brønn på Ekofisk-feltet sør på norsk sokkel. Ulykken som alle fryktet var et faktum. Ingen menneskelig gikk tapt, men 2/4 Bravo spydde ut olje i nesten syv døgn. Ulykken medførte nye diskusjoner om og når sokkelen nord for 62 breddegrad burde åpnes for leteboing. Denne gangen var utsettelsen kjærkommen på Kristiansund. Etter seks års arbeid, manglet fortsatt oljebasen og det var heller ikke etablert et baseselskap. Oljeutvalget som har jobbet så iherdig og vært så positive, hadde sunket sammen og lå nede.

Høsten 1978 markerte vendepunktet for Kristiansund og basebyen. Nye krefter kom inn. Den nye mannen var Thor Sætherø, Kristiansunds nye finansrådmann. Han var en mann med initiativ, og likte å operere alene. Han tok selv kontakt med både departementet og Statoil. Han avtalte med Statoil at han skulle sette i gang forberedelser for etablering av baseselskap. Avtalen innebar at det distriktsselskap skulle bli partner med Statoil, men at Statoil skulle ha en aksjemajoritet med minst 50 prosent. Både Kristiansund kommune måtte delta, sammen med kapital fra regionens næringsliv.

Måten å bygge baseselskap på fulgte Statoils modell for oljebasen i Harstad.

Midt-Norsk Baseservice

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»[REMOVE]Fotnote: Hegerberg, H. (2004). Et stille diplomati: Oljebyen Kristiansund 1970-2005. Kristiansund: Kristiansund kommune: 114

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 faciliteter.

Basen i drift

vestbase,
Lagerhallen til Shell og Draugen på Vestbase. Foto: Fotograf Engvig/Norsk Oljemuseum

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.

vestbase,
Forsyning, fra Vestbase til Draugen. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

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, boreskip, 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
Vestbase,
Vestbase fikk dypvannskai i 2008. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

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.

Publisert 13. september 2018   •   Oppdatert 9. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Kristiansund god på «bunn’»

person Kristin Øye Gjerde, Norwegian Petroleum Museum
På begynnelsen av 2000-tallet begynte Kristiansund kommune å jobbe for at byen skulle bli landets subsea-senter nord for Stad. Det var mange gode grunner for det. Alle funnene som var gjort på Haltenbanken i Norskehavet siden 1980-årene var på forholdsvis dypt vann (300 meter og dypere), noe som hadde fremmet valg av subsealøsninger.
— Mye subsea-relatert arbeid foregår i Kristiansund. Foto: Harald M. Valderhaug
© Norsk Oljemuseum

I 1990-årene ble flere felt på midt-norsk sokkel bygget ut med havbunnsinstallasjoner. Draugen, med Shell som operatør, hadde helt fra starten i 1993 havbunnsbrønner for olje og gassproduksjon, en havbunnsbrønn for vanninjeksjon og en midlertidig brønn for gassinjeksjon. Heidrun med Statoil som driftsoperatør etter åpningen i 1995, ble bygget ut med en strekkstagplattform i betong over en bunnramme. Den nordlige delen av feltet ble senere bygget ut med undervannsinnretninger. Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard med Statoil som operatør ble i 1990-årene bygget ut med havbunnsbrønner koblet til produksjons- og lagerskipet Åsgard A (FPSO) og til den flytende, halvt nedsenkbare innretningen Åsgard B som behandler gass og kondensat.

Shells lokaler på Vestbase i 2017. Foto: NOM
Shell sin subsea-hall på Vestbase. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Subseaaktiviteter på Vestbase

Vestbase i Kristiansund lå perfekt til for å støtte opp om oljevirksomheten da letevirksomheten startet på Haltenbanken i 1980-årene.

Der var det gode havneforhold og basen hadde den korteste avstand fra land ut til feltene på Haltenbanken. Forsyning, logistikk og service til fartøyer i Norskehavet ble håndtert fra Vestbase. At Kristiansund fikk driftsorganisasjonen for Draugen, og at Heidrun skulle ha base der gjorde at Kristiansund for alvor kunne kalle seg en oljeby. Dette ble forsterket da Norsk Hydro ved midten av 1990-årene, la sin driftsorganisasjon for Njord-feltet. Oljefeltet Njord startet produksjonen i 1997 fra en halvt nedsenkbar flytende stålplattform med bore- og prosessanlegg tilknyttet havbrønnsbrønner. [REMOVE]Fotnote: Hegerberg 2012: 79–86. Etter fusjonen mellom Statoil og Norsk Hydros oljedivisjon i 2007 tok Statoil over driftsorganisasjonen.

Shell hadde likevel en mye større betydning for byen. I 1998 var rundt 60 ansatte i driftsorganisasjonen på Råket, mens 120 arbeidet i rotasjonsordning på Draugen offshore. Hydro hadde til sammenligning 15–20 ansatte i Kristiansund.[REMOVE]Fotnote: Prosjektoppgave verdiskapning innen Draugen driftsorganisasjon, BIs Management program 1998.

Utbyggingene på Haltenbanken i 1990-årene og senere, krevde relativt mye støtte. Leverandørbedriftene i Kristiansund spesialiserte seg på undervanntjenester, spesielt relatert til legging av rørledninger og annen avansert havbunnsteknologi. På Vestbase etablerte det seg bedrifter som drev med service og vedlikehold på subseainstallasjoner. Større serviceselskaper valgte å opprette avdelingskontorer og verksteder på Vestbase. Subsea 7 var en av aktørene som var tidligst ute med å etablere seg på basen og har vært operative i Kristiansund siden 1985 frem til 2016 da oljenedturen satte en foreløpig stopper for virksomheten. Kongsberg Offshore Subsea, nå TechnipFMC, etablerte seg med servicehaller tidlig i 1990-årene i forbindelse med installasjon og driftsstøtte til Draugenfeltet. Senere ble basen utvidet for betjening av vedlikehold på undervannsutstyr for Statoils Norne, Åsgard, Kristin, Heidrun og Mikkel. Fra basen drives vedlikeholdsarbeid og reparasjon og videre mobilisering og demobilisering av offshore utstyr. Subsea-utstyret til Ormen Lange med Shell som operatør har også blitt vedlikeholdt fra TechnipFMCs servicehall i Kristiansund.[REMOVE]Fotnote: Rapport IRIS 2013/031: 134. Subsea Services med hovedkontor i Stavanger etablerte seg med verksted, anleggs- og malingstjenester og tilbød overflatebehandling i henhold til de strengeste NORSOK-standarder. Bedriften hadde et stort lagringsområde på 8000 m2 og egen kai som håndterte forsyningsfartøy på opptil 120 meter.[REMOVE]Fotnote: www.subseaservices.no/category/department/kristiansund 12.12.2017.

Alle disse utbyggingene krevde basefasiliteter og undervannsteknologisk kompetanse. Det gjorde også legging av Haltenpipe fra Heidrun til Tjeldbergodden i Aure kommune på Nordmøre i 1996–97. Langt mer omfattende var det enorme Ormen Lange-prosjektet på 850–1100 meters dyp med ilandføring til Nyhamna i Aukra kommune utenfor Molde, og videre med eksportrørledning til Storbritannia, som sto ferdig i 2007.

Kjøring av truck på Vestbase. Foto: NOM
Truckfører i arbeid på Vestbase. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Optimisme før oljenedtur

Frem til 2014 var det stor optimisme for hva undervannsteknologi kunne tilføre Kristiansund av næringsvirksomhet. En kunne få inntrykk av at dette var en bransje hvor det var lett å tjene seg søkkrik. Dette inntrykket befestet seg etter at to gründere, Olav Kvalvåg og Terje Fagervold, i 2008 solgte kristiansundsselskapet GTO Subsea for 210 millioner kroner til det amerikanske selskapet Oceaneering i Stavanger. Selskapet leverte løsninger for graving og flytting av bunnmasser til utbyggingsprosjekter under vann helt ned til 1700 meters dyp. Ideen startet med en steinsuger med egen pumpe nede på bunnen. Fra en beskjeden start på et loftsværelse på Leira på Tustna i Aure kommune i 1999, hadde GTO Subsea utviklet seg til å bli en av de ledende leverandører innen sin spesialitet på verdensbasis.[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav, 05.03.2008, «GTO solgt». Stor var imidlertid skuffelsen året etter da Oceaneering flyttet hele virksomheten og arbeidsplassene til Stavanger. [REMOVE]Fotnote: Tidens Krav, 03.09.2009, «Mister unik teknologibedrift».

I Norskehavet skjedde det likevel så mange utbygginger at subseamiljøet i Kristiansund ikke så noen grunn til å sørge veldig lenge. For eksempel ble Statoils Tyrihans- olje- og gassfelt i Norskehavet startet opp i juli 2009. Tyrihans var en komplett undervannsutbygging knyttet opp mot eksisterende installasjoner og infrastruktur på feltene Kristin og Åsgard på Haltenbanken.

Skybaren på Vestbase. Foto: NOM
Skybar på Vestbase. Foto: Shadé Barka Martins/Norsk Oljemuseum

Oljekrisen hadde enda ikke slått til for fullt da Norsk Petroleumsforening i februar 2014 inviterte til en helaften med et dypdykk i temaet «Subsea» i Kristiansund. På menyen sto foredrag, middag og gode samtaler. Arrangementet ble frontet under vignetten: «Fremskritt innenfor undervannsteknologi legger til rette for at olje- og gassfelt kan bygges ut på en lønnsom måte på stadig dypere vann. Norsk industri leverer i dag hele femti prosent av den globale etterspørselen av undervannsutstyr til petroleumsbransjen og det er sagt at subseamarkedet skal dobles innen 2020. Antallet subsearelaterte bedrifter i Møre og Romsdal er også økende, og mange av morgendagens arbeidsplasser vil være knyttet mot nettopp subsea».[REMOVE]Fotnote: https://www.npf.no/nyheter/subsea-helaften-i-kristiansund-article4676-193.html

Lite visste oljenæringen da om hvor lavt oljeprisen skulle synke og alle innstrammingene som skulle skje i bransjen med nye runder med innskrenking i bemanning i selskaper og fusjoner mellom selskaper for å holde seg konkurransedyktige. I optimismens tegn trodde en fremdeles på at det var behov for mange nye mennesker innen subsea. I Kristiansund opprettet Høgskolen i Bergen en egen avdeling for utdanning av ingeniører innen undervannsteknologi tilsvarende linjene som allerede eksisterte i Bergen og i Florø. Det ble sett på som fordelaktig å utdanne mennesker i tett samarbeid med industrien og basevirksomheten. Det første kullet ble tatt opp ved Høgskolesenteret i Kristiansund i 2015. Men allerede året etter var søkningen til denne utdannelsen så lav at det ble for dyrt å starte opp med et nytt kull. For å gjøre studiet mer attraktivt er studiet omgjort til havteknologi i stedet for undervannsteknologi.[REMOVE]Fotnote: https://www.tk.no/nyheter/kristiansund/skole/hiksu-tilbyr-forkurs-i-julegave/s/5-51-387658 Forslaget er ikke tatt helt ut av det blå. Utdanningen kan lett dreies mer i retning av det maritime, fiskeoppdrett i lukkede anlegg, fornybar energi til havs, skipsfart, havbruk og mineralutvinning på havbunnen, i tillegg til oljesektoren.[REMOVE]Fotnote: http://panorama.himolde.no/2016/05/12/tar-ikke-opp-subsea-studenter-i-kristiansund/ Denne dreiningen i utdanningssektoren er typisk for subseanæringen generelt i perioden 2014–17. Etter en opphetet periode på 2000-tallet har subseanæringen vært gjennom en kraftig nedkjøling med store nedbemanninger.

Ungdommer med tro på fremtiden

 

Subsesa-studentene Trygve Maridal Olsen (f.v.), Daoud Musagoni og Serine Åndahl ser lyst på framtida. Foto: Arild J. Waagbø Uavhengig nettavis Høgskolen i Molde.
Subsea-studentene Trygve Maridal Olsen (f.v.), Daoud Musagoni og Serine Åndahl ser lyst på framtiden. Foto: Arild J. Waagbø/Panorama

Det er likevel all grunn til å tro at det kommer til å være subseaaktivitet i mange år enda. Alle havbunnsbrønnene som eksisterer i Norskehavet i dag trenger vedlikehold. Dessuten skjer det flere nye utbygginger som trenger assistanse og kompetent personell i årene som kommer. Som studenten Serine Åndahl i Kristiansund som er ferdig utdannet i 2018 sier: «Når vi er ferdige, så skriker de etter vår kunnskap. I tillegg så er subsea framtida. Installasjoner under vann er mindre sårbart for vær og vind. De styres fra land, så da trenger man ingeniører i stedet for f.eks. mekanikere.» Hun får støtte av sin medstudent Daoud Musagoni som mener subsea er en internasjonal bransje og han kan gjerne tenke seg å arbeide utenlands. Trygve Maridal Olsen, med fartstid som operatør på Vestbase i Kristiansund mener: «Alt blir lagt under vann nå, så dette er framtida».[REMOVE]Fotnote: http://panorama.himolde.no/2015/11/11/nar-vi-er-ferdige-sa-skriker-de-etter-var-kunnskap/

Hegerberg. Et stille diplomati – Årbok Norsk Oljemuseum 2011

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 18. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Havbunnsbrønner forlenger produksjonen

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Da plan for utbygging og drift av oljefeltet Draugen ble levert i 1988 hadde feltet en forventet levetid til 2012 og en forventet utvinningsgrad på 37 prosent. Allerede fra oppstarten av produksjonen i 1993 arbeidet Shell for både å øke og forlenge produksjonen.
— Garn Vest. Illustrasjon: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

I 2017 er teknisk levetid formelt godkjent forlenget til 9. mars 2024 av Petroleumstilsynet, og forventet utvinningsgrad strekker seg mot 70 prosent. Prognosene har forandret seg gradvis både fordi reservoaret har oppført seg bedre enn forventet, og etter hvert som teknologiske fremskritt innen oljenæringen har gjort forbedringer innen produksjonen mulig.

Større reserver, økt levetid og utvinningsgrad

Havbunnsbrønner forlenger produksjonen, kart, illustrasjon,
Illustrasjon fra Draugen development status, juli 1999

I 2001 kunne Shell opplyse om at de utvinnbare reservene på Draugen var større enn tidligere antatt. Bruk av 4D seismikk ga nemlig muligheter for en bedre geologisk forståelse av reservoaret. Dessuten oppførte reservoaret seg bedre enn forventet. Flere av brønnene produserte svært godt.

Draugens levetid ble nå forlenget til 2016 under forutsetning av at feltet var økonomisk drivverdig til da.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 5. februar). Draugen leverer olje helt til 2016.

Nye havbunnsbrønner i sør og vest

For å øke Draugenområdets produksjon og Ievetid ytterligere, planla Shell en utbygging av med havbunnsbrønnen Garn Vest og Rogn Sør og knytte dem opp mot Draugen-plattformen. Det ville øke reservene med ca. 13 millioner standard kubikkmeter olje.

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 nå i stedet bygges ut med rimelige standard havbunnsbrønner som ble knyttet opp mot en prosessplattform, en flyter eller endatil til et prosessanlegg på land. Flerfaseteknologien gjorde det mulig å sende ubehandlet brønnstrøm over stadig lengre avstander. Utbygging av mindre satellittfelt ble en lønnsom affære – noe som kom godt med for oljeselskapene rundt årtusenskiftet da oljeprisene var på et meget lavt nivå. En fordel med havbunnsbrønnene var at de var raske å installere og sette i produksjon.[REMOVE]Fotnote: http://factpages.npd.no/factpages , 26.10.2017.

Garn Vest – helt vest i Draugenområdet – var først ut og ble bygd ut med to undervannsbrønner knyttet opp via en 3,3 km lang rørledning til prosessanlegget på Draugen sommeren 2001.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 5. februar). Draugen leverer olje helt til 2016.

Utbyggingen av Rogn Sør ble godkjent våren 2001. Året etter boret og installerte «Transocean Winner» to undervannsbrønner slik at produksjonen kunne starte i januar 2003. Transportrøret for brønnstrømmen fra Rogn Sør går via Garn Vest. Satellittfeltene forlenget produksjonen på Draugen – noe som var gunstig etter at oljeprisene for alvor igjen begynte å stige.

Til sammen ble det investert for 1,5 milliarder kroner i Garn Vest og Rogn Sør.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2001. 30. mai). Draugen større. Oppdragene gikk blant annet til Kværner Oilfield Products a.s på Lysaker utenfor Oslo som leverte undervannssystemene.[REMOVE]Fotnote: NTB. (2000. 6. juni). Draugen utvides for 130 millioner kroner. 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. (2001. 30. mai). Draugen større.

Vann, vann og mere vann

Produksjonen på Draugen var svært lovende i 2001. Da var den på sitt høyeste noensinne med 12,87 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Det var nesten for godt til å være sant. Produksjonen av olje, gass og kondensat utgjorde like mye som produksjonen fra Garn Vest og Rogn Sør ville utgjøre til sammen.

Produksjonen viste seg likevel å ha noen svakhetstegn. Etter hvert som oljen ble produsert, steg vannet i reservoaret. Det gjorde at det kom mer vann i produksjonen.

I juni 2002 meldte Shell at vanninnslaget hadde økt til 35 000 kubikkmeter per måned, det vil si en tredobling av nivået fra et halvt år tidligere. Brønn A1 som frem til slutten av mars 2002 produserte ti prosent vann i oljen hadde i løpet av tre måneder økt vanninnholdet til 30 prosent.

Den beste brønnen A4 som hadde rekord på 77 000 fat olje i døgnet, måtte stenges på grunn av utfelling av salter som kunne tette porene i brønnveggene – en indikator på at området det produseres fra er i ferd med å tømmes. Den totale oljeproduksjonen på Draugen hadde likevel ikke gått særlig ned, siden produksjonen fra de øvrige brønnene hadde økt.[REMOVE]Fotnote: Adresseavisen. (2002. 11. juni). …mens vannet stiger i Draugen.

 

Vannproduksjon på Draugen. Kilde: OD

Vanninntrenging i produksjonen er en naturlig del av en brønn og et felts levetid, men Shell ønsket å optimalisere produksjonen på Draugen og hadde meislet ut en strategi for økt vannproduksjon. Ved å reinjisere det produserte vannet kunne man både sende det tilbake til formasjonen der det kom i fra, samtidig som injisering av vann representerte støtte til å opprettholde trykket i reservoaret.

I årene som fulgte viste det seg likevel at etter hvert som produksjonen av vann gikk opp så gikk produksjonen av olje og gass ned. I 2010 var produksjonen redusert til 20 prosent av det den var i toppåret 2001 – nemlig 2.6 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Vannproduksjonen nærmet seg 8 millioner standard kubikkmeter.

Ny boost for Draugen

Ny avansert seismikk avdekket flere oljelommer i området. I 2012 utløste det en plan om å bore fire nye brønner. Disse ville også bidra til å gi brenngass til strømproduksjonen på plattformen, uttalte driftssjef Ervik.[REMOVE]Fotnote: Tidens Krav. 2012. 3. februar). Langt liv for Draugen.  Elektrisiteten skulle blant annet brukes til å drive en ny trykkstøtte pumpe.

Shell inngikk kontrakt med Seadrill om at «West Navigator» skulle bore havbunnsbrønnene som skulle bidra til å øke oljeproduksjonen på Draugen. Prosjektet ble kalt Draugen Infill Drilling Programme. Brønnene ble planlagt å komme i produksjon samtidig som en undervanns «boosting» pumpe ble installert i 2017.[REMOVE]Fotnote: Halvorsen, T.H.  (2014. 5. september). Petro.no. Får bruke havbunnsbrønn på Draugen. Hentet fra https://petro.no/far-bruke-havbunnsbronn-pa-draugen/2235 Prosjektet omfattet dessuten en Subsea Tee Manifold på Rogn Sør, 19 kilometer nye produksjonsrør, 11 kilometer styreledninger og 52 inntrekkinger , såkalte tie-ins.

Dette er skjematisk fremstilt i neste figur:

Havbunnsbrønner forlenger produksjonen, illustrasjon,
Boosting pumpesystem for å øke oljeproduksjonen på Draugen. Illustrasjon: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum

Ved å sette et boosting pumpesystem i rørstrømmen fra brønnrammene kan man øke utvinningen. Først ble det satt ned en beskyttelsesstruktur, deretter en manifold og deretter pumpen opp i dette. Det var to pumper i parallell med 3000 hk i hver pumpe. Hver kompressor har to vertikalt monterte motorer som roterer i hver sin retning som øker trykket. Pumpene er ikke så store i størrelse, men det er de som sørger for å øke produksjonen.

 

Havbunnsbrønner forlenger produksjonen,
Illustrasjon fra"Draugen subsea boosting"-presentasjon av Jan-Olav Hallset/A/S Norske Shell

Dette bidro til at produksjonen på Draugen var høyere i 2017 enn året før. Det vellykkede resultatet gjør at Shell implementerer tilsvarende teknologi også andre steder i verden.

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 18. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Draugen gasseksport – sent, men godt

person 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.
© Norsk Oljemuseum

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

draugen gasseksport sent men godt,
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
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

draugen gasseksport sent men godt,

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 2. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Undervannsarbeid ved Draugen

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Da Shell planla utbyggingen av Draugen på 250 meters dyp omfattet arbeidet installasjon av SUMP og PFM, plassering av moduler fra Kongsberg Offshore, åpning og stenging av ventiler på dypt vann, koblingsarbeider og vedlikehold av forskjellig slag under vann.
— Kontraktsinngåelse 30.04.1992 i forbindelse med Stolt-Nielsen Seaways oppdrag Draugen Underwater Installation Services, DUIS. Per Olaf Hustad fra Shell og Kåre Johannes Lie fra Stolt Nielsen Seaway (foran t. h.). Bak fra venstre Jim Seavar, David Cooke og en ukjent fra Shell. Dernest Arnfinn Vika, Joar Gangenes og Magne Vågslid fra Stolt Nielsen Seaway. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Det Haugesundsbaserte selskapet Stolt-Nielsen Seaway som drev med dykking og fjernstyrte undervannsfarkoster vant anbudet på prosjektet som ble kalt Draugen Underwater Installation Services, DUIS.

Stolt Nielsen Seaway måtte da gå til en litt uvanlig anskaffelse for å tilfredsstille Shells tekniske spesifikasjoner.

Det var planlagt å bruke fjernstyrte undervannsfarkoster, ROV-er (Remote Operated Vehicles) til å utføre arbeidsoppgavene med plattformen siden metningsdykkere på dette dypet var uaktuelt. Flere typer undervannsfarkoster var aktuelle: enten bemannede systemer som holdt personen som skulle arbeide under vann under atmosfærisk trykk uansett hvor dypt han var – eller ROV-er som ble operert fra et kontrollrom om bord på en rigg eller båt, uten at noe menneske trengte å være under vann.

Eric Lutzi prøver en Atmospheric Diving Suit (ADS) – en pansret dykkerdrakt med kabel og løfteutstyr opp til fartøyet. Operatøren / dykkeren stod inni drakten som en astronaut med glasskule over hodet så han kunne se ut. Foto: NOM
Erich Luzi fra Statoil prøver en Newtsuit på dykkerskipet "Seaway Condor". Foto: Ukjent/Norske Oljemuseum

Stolt-Nielsen Offshore hadde ROV-er av merket Triton om bord på sine dykkerskip. Dersom ROVen fikk problemer ønsket Shell å ha en backup løsning. Dykking kunne vært et alternativ, men selv om det var foretatt vellykkede testdykk ned til 250 meter og dypere, var det både kostbart og svært omfattende arbeid som måtte til for å vise (kvalifisere) at dykking på slike dyp kunne utføres på en sikker måte.[REMOVE]Fotnote: Joar Gangenes i email til KØG, 13.10.2017. Shell spesifiserte i stedet at selskapet måtte disponere en Atmospheric Diving Suit (ADS) som backup-løsning for å vinne anbudet.

ADS var en pansret dykkerdrakt med kabel og løfteutstyr opp til fartøyet. Operatøren / dykkeren stod inni drakten som en astronaut med glasskule over hodet så han kunne se ut. Han kunne gå nede på havbunnen, men han kunne ikke bevege seg slik en dykker kunne.

Da Stolt-Nielsen Offshore vant jobben, måtte selskapet investere i en slik ADS. Utstyret ble kjøpt fra et Canada-basert selskap gjennom Draeger og var svært kostbart.[REMOVE]Fotnote: Joar Gangenes i email til KØG, 13.10.2017. Det ble kjørt gjennom et testprogram, og det viste seg nesten umulig å få et menneske i denne dykkerdrakten til å gjøre effektivt arbeid. Den ble derfor heller ikke brukt. Heldigvis for Stolt-Nielsen Offshore var Shell villig til å ta hele regningen for både investeringen og testene. De anså dette som forskning og utviklingsarbeid. Kåre Johannes Lie som fulgte opp fra Stolt-Nielsen Offshore sin side synes ikke dette var noe moro. Det var investering i et system som det egentlig ikke var bruk for, noe som var litt synd, forteller han.[REMOVE]Fotnote: Kåre Johannes Lie i intervju med Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 09.08.2017. 

Installasjonsarbeidet foregikk med bruk av Module Handling System på fartøyet. Det var et system Stolt Nielsen Seaway tidligere hadde utviklet sammen med Elf. Stolt-Nielsen Offshore brukte en nyutviklet kraftig arbeids ROVen i 1990-årene – Perry Tritec Triton, produsert av Oceana Subsea Ltd Perry Inc med base i Florida USA. Den var designet for bruk ned til 1000 meters dybde og var den mest brukte ROV-en på norsk sokkel i 1990-årene.

Selve ROVen var utformet for å kunne foreta undervannsobservasjon, sonar søk, havbunnsundersøkelser og mekaniske arbeidsoppgaver. Triton tillot utskifting av komponenter, en kabel til å heise den opp og ned med som inneholdt nødvendige ledninger for kommunikasjon. Videre var det kabelsnelle, vinsj, kraftoverføringsenhet og kontrollrom.

ROVen hadde to avanserte manipulatorarmer utviklet av Shilling i USA. De ble fjernstyrt via fiberoptikk i kraftkabel til overflaten. Styringssystemet drev en elektrisk pumpe som igjen drev propellene og det øvrige utstyret på ROVen. Hydraulisk drevne thrustere ga fremdrift i sjøen. I tillegg var det egne systemer for å heise ROVen og garasjen (basket) fra dekk og ned i sjøen.

Triton ble brukt ved undervannsarbeid ved Draugen. Foto: NOM
Foto: NUI/Norsk Oljemuseum

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 2. oktober 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

ROV-arbeid inni Draugen

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Etter at Draugen kom ut på feltet i 1993, skulle plattformen kobles til produksjonsrørene, kontrollkabler fra satellittene, eksportledningen osv. Subsea Dolphin fikk oppdraget med dette. Ved hjelp av fjernstyrte farkoster skulle alle lokkene i bunnen av Draugen åpnes.
— Draugenplattformen taues til feltet på Haltenbanken. Foto: A/S Norske Shell/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Nedre del av condeepen ble støpt i Hinnavågen, mens glidestøpingen av det lange skaftet skjedde inne i den dype fjorden i Vats. Allerede mens glidestøpingen pågikk i Vats ble Subsea Dolphin involvert. Arild Jenssen som var operatør av fjernstyrte undervannsfarkoster eller ROV-er (Remote Operated Vehicle) i Subsea Dolphin, husker dette godt.[REMOVE]Fotnote: Arild Jenssen i samtale med Kristin Øye Gjerde, 31.03.2016. Grunnen til at det ble brukt ROV-er inni plattformen var at skaftet ble fylt med sjøvann da plattformen var vel på plass ute på feltet, og da kunne ROVen bevege seg inni de vannfylte rommene.

Det var en spesiell opplevelse å forberede ROV-arbeidet inni skaftet mens condeepen ble ferdiggjort til slep opp til feltet. Det mange hundre meter høye betongskaftet beveget seg. Rørene som gikk fra bunnen av plattformen gjennom hull i etasjegulvene slo mot hullene i dekkene nedover. Dette laget vibrasjoner, og en lyd: bong, bong … nesten som kirkeklokker. ROV-folka foreslo å sette inn trekiler i hullene for å stoppe denne dunkingen, men ingeniører fra NC mente at det skulle være sånn.

Da alle forberedelser var gjort, startet utslepet 3. mai 1993.

«Vi i SubSea Dolphin var om bord under uttauingen. Det var en fantastisk opplevelse. Når Draugen var deballastert var det flott utsikt, stille og fint vær».

Draugen var som andre condeeper bygd med runde lagringstanker rundt senterskaftet. Inni senterskaftet var det ca 70 meter med vann under uttauing, i tillegg var der en stor tank for ballastvann. Da plattformen var vel fremme og ble satt ned på 250 meters dyp. I midten var et firkantet betongrør ned til det som kaltes minicella, et rom i bunnen av plattformen som gikk fra 250 meters dybde opp til 180 meter. Inne i minicella var der rør som gikk ut til under de andre lagercellene. Via disse rørene ble det pumpet ut en betongblanding som fylte ut tomrommene under plattformen og stabiliserte grunnen.

Draugen ble satt ned litt skjevt og fikk en helning på 0,3 grader. På en 300 meter høy plattform betydde dette 1,5 meter i horisontalplanet. Selv om det var en liten helning, var det nok til å skape noen problemer med å styre ROV’en ned gjennom et trangt hull gjennom de forskjellige etasjene.

En annen ting var at plattformen da den var kommet vel på plass, begynte å svaie. Det er et kjent fenomen at skyskrapere kan svaie mange meter frem og tilbake i sterk vind, og det var beregningen at Draugen også ville svaie i vind og bølger. Men Draugen var den første konstriksjonen av sitt slag, med bare ett skaft, og svaiingen skapte det en del bekymring hos personer i kontrollrommet. «Der hang det en mutter i et tau fra taket, og den beveget seg i store åtte tall», forteller Jenssen. Siden folk ble nervøse av dette, og mutteren heller ikke hadde noen praktisk betydning, ble den etter hvert fjernet og de ansatte vente seg til svaiingen.

Celler og innvendige rør i Draugen. Illustrasjon: Norsk Oljemuseum.
Illustrasjon: Norwegian Contractors

ROV-folkene måtte gjøre seg kjent med konstruksjonen før skaftet ble fylt med vann slik at de senere kunne fjernstyre ROV-ene nedi bunnen av skaftet. For å komme ned til bunnen av plattformen tok de først heis gjennom den tynne delen av skaftet ned til plattformen der minicellen startet, deretter en ny heis inni minicellen ned til bunnen av søylen. Der nede kunne de observere rørene som førte ut i vannet på andre siden av betongen: «Til sjøvann», sto det. Inni skaftet var det lokk som skulle åpnes ved hjelp av ROV etter det var vannfylt. Lokkene var inngangene til rørene hvor rørledninger med olje og gass fra feltet, kontrollkabler og styringslinjer skulle komme inn for å føres opp gjennom skaftet til dekket på toppen av plattformen.

Neste skritt var at minicellen i bunnen av plattformen ble fylt med vann slik at ROVene kunne begynne jobben. Det var to ROVer som ble brukt inne i skaftet. Den ene var en Sprint som var en observasjons-ROV med kameraer. Så var der en stor ROV, en Scorpio, med manipulatorarmer som kunne utføre arbeidet. Men da arbeidet skulle begynne kom en av ulempene med at plattformen sto 0,3 grader skjevt til syne. Den største ROVen kunne nemlig ikke lenger enkelt heises ned gjennom de firkantede hullene i gulvet gjennom de forskjellige etasjene i skaftet slik som beregnet. Dette gikk hardt ut over ROV’en som fikk mange slag på veien, ettersom det var vanskelig å treffe helt perfekt på tur opp og ned. I det nederste rommet som var fylt med vann måtte operatøren bruke propellene for å manøvrere ROVen i posisjon til å treffe hullene. Dersom en var riktig uheldig fikk ROVen en skade på kabelen og «døde», og da var det bare å slite i kabelen for å få den opp gjennom hullet. Et stort rammeverk med sylindre og wirere gjorde at løftepunktet til ROV kunne flyttes i best mulig posisjon før og etter dykk på dekk.

Scorpio ble brukt til rov-arbeid inni draugen.  Foto: NOM
ROV'en Scorpion, med armer i titan. Foto: Arild Jensen/Norsk Oljemuseum

ROV-operatøren satt tørt og trygt høyt oppe i en container på et dekk utpå plattformen og styrte ROVene som fjernet de midlertidige lokkene som var installert for å holde plattformen tett under bygging og slep. Arbeidet ROV-operatøren utførte var krevende. ROVen beveget seg i en jungel med rør, stag, kabler, og dekk i svært dårlig sikt. Operatørene «fløy» som regel etter sonarbilder for å finne frem til lokkene som skulle fjernes. Mange ganger var det så vidt det var plass til ROV’en for å jobbe.

Forbindelsen fra Draugen til subsea installasjonene gikk gjennom fleksible rør som kom inn i betongunderstellet via J-tuber som kom ut ved havbunnen. Inntrekkingen av de fleksible rørene til J-tuben skjedde ved hjelp av en wire som ble heist ned gjennom skaftet. ROVen måtte hjelpe til i denne operasjonen.

Etter at alt var koblet sammen ble driftskontrakten for subsea tildelt Stolt Comex Seaway. Da ble Dolphin’s ROV’er erstattet med SCS, som fikk jobben med årlig inspeksjon og vedlikehold. Senere ble det oppdaget sprekker i bunnen av plattformen rundt conductorene, og det ble starten på flere år med reparasjonsarbeider inni skaftet.[REMOVE]Fotnote: Arild Jenssen intervjuet av Kristin Øye Gjerde, 16.04.2016.

 

 

Publisert 27. april 2018   •   Oppdatert 21. september 2018
© Norsk Oljemuseum
close Lukk