Draugen under vann

person Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Subsea-installasjonene på Draugen-feltet ble utviklet av undervannsavdelingen på Kongsberg Våpenfabrikk ved hjelp av FoU-samarbeid med Shell.
— Utbyggingsløsning for Draugenfeltet. Illustrasjon: A/S Norske Shell
© Norsk Oljemuseum

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

Goodwillavtalene

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

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

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

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

Undervannsteknologiprosjekter

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

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

draugen under vann, illustrasjon,
Feltkontrollstasjonen på Nordøst Frigg hadde et betongfundament på havbunnen og et kontrolltårn uten fast bemanning som sto svingende i horisontal plan i sjøen, og var knyttet sammen med seks undervanns brønnhoder i en brønnramme med manifoldsystem, ventilsystemer og rørledninger til TCP2 på Friggfeltet. Brønnrammen var konstruert av Kongsberg Våpenfabrikk og Elf Norge og produsert av Nord Offshore. Det ble brukt dykkere både til installering og senere til vedlikehold. Nordøst Frigg. Illustrasjon: Robert P. Johannessen

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

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

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

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

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

Kongsberg får EPC kontrakt på Draugen


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

 

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

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

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

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

draugen under vann,
Et av konseptene det ble jobebt med for å finne beste løsning for Draugenfeltet. Illustrasjon: A/S Norske Shell

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

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

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

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

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

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

draugen under vann, teknisk tegning,
En overtrålbar beskyttelse struktur var planlagt over satellitt brønnene. Figur 5.3.2 fra Draugen field, Plan for development and operation, 1987.

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

Framo og verdens første flerfasepumpe

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

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

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

draugen under vann, teknisk tegning,
Template / manifoldsystemet for de to vanninjeksjonsbrønnene på Draugen. Figur 5.3.4 fra Draugen field, Plan for development and operation, 1987.

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

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

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

Boreriggen på Draugen fjernes

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

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

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

Produksjonen pågikk for fullt under hele rivingsprosessen.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sirkelens kvadratur

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

sirkelens kvadratur,
Draugenplattformen. Foto: Heine Schjølberg

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

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

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