Snorre tie-in

For å få til overføringen av både våtgassen og den delvis prosesserte blandingen av olje og gass, ble det planlagt å legge to 30 km lange rørledninger med diameter på henholdsvis 20 tommer for olje og 10 ¾ tommer for gass mellom feltene. Oppkoblingen til Statfjord A skulle gjøres på våren 1992.

På grunn av at egenproduksjonen på Statfjord A var redusert i forhold til den maksimale produksjonen, var det ledig kapasitet. I 1987 så man derfor ikke behov for vesentlige ombygginger på selve plattformen for å ta i mot olje og gass fra Snorre, men alle slike prosjekter trenger allikevel en omfattende planlegging og koordinering.

Midt oppe i denne planleggingen dukket det opp en ny utfordring. I begynnelsen av juli 1988 eksploderte Piper A-plattformen på britisk sokkel og 167 menneskeliv gikk tapt. Granskningen av katastrofen på britisk side fikk som følge at de sikkerhetsprinsipper som var blitt innført med Statfjord B i 1976-77 ( Les mer: Brevet ) fra 1989 av skulle gjøres gjeldene for britisk sokkel også.

I Statoil førte dette umiddelbart til en vurdering av sikkerheten på selskapets plattformer på norsk sokkel. Statfjord A sin design lignet mye på Piper A, og man konkluderte derfor med at plattformen på vesentlige punkter ikke tilfredsstilte Statoils egne sikkerhetskrav. Et sikkerhetsprogram som til slutt skulle komme til å koste nesten en milliard kroner ble dermed igangsatt. Store deler av denne sikkerhetsoppgraderingen foregikk sommeren og høsten 1991 samtidig og parallelt med modifikasjonene for å ta imot den stabiliserte råoljen fra Snorre.

Snorre tie-in

Arbeidet på plattformen var uhyre komplisert, med to modifikasjonsprosjekter i gang på plattformen samtidig som produksjonen av olje og gass skulle foregå som normalt. I tillegg bød det også på store problemer å få rørledningene fra Snorre om bord på Statfjord A. Plattformen var ikke bygget med slike muligheter for øyet. For å kunne kobles til produksjonssystemet på plattformdekket, måtte rørene føres på utsiden av lagercellene og opp langs ett av plattformskaftene. I sonen rundt havoverflaten, der bølgene får best tak og faren for skader er størst, ville det ikke være heldig å ha rør på utsiden. Løsningen ble derfor å sage hull i betongen godt under laveste havnivå, trekke rørledningene inn i skaftet og tette til rundt hullet. Det neste problemet var at hvis man trakk rørene opp på dekket gjennom skaftet, ville det bli vanskelig å få tilgang til prosessanlegget på plattformen, blant annet fordi det var så trangt om plassen på nederste dekk. Løsningen ble derfor å sage et nytt hull like under dekk, trekke rørene ut i friluft for så å føre dem inn på hoveddekket fra utsiden!

Ved utgangen av november 1991 var ombyggingsprosjektet kommet så langt at produksjonen skulle stanses noen dager, for å kople til det utstyret for mottak av olje og gass fra Snorre som var montert om bord på Statfjord A. Selve stansen og omkoplingene så ut til å gå greit, men da man skulle starte opp produksjonen igjen ved utgangen av den første uka i desember, startet problemene. Det lot seg ikke gjøre å få prosessanleggene om bord i gang igjen på en skikkelig måte. Statfjord A nektet kort og godt å fungere som den skulle og produksjonen sto – til en kostnad av omtrent 30 millioner kroner hver dag.

Det som skjedde i andre og tredje uke i desember krevde sterk involvering fra hele driftsorganisasjonen. I kamp med komplisert teknologi og med en gjenstridig og ikke helt moderne plattform ble alle deler av anleggene gjennomgått og sjekket. Det ble jobbet natt og dag, både ute på plattformen og inne på land. Alle trådte til og personer som hadde lang fartstid på Statfjord A og kjente plattformens innerste “sjel”, ble hentet inn fra fjern og nær for å få løst flokene. Langsomt kom produksjonen i gang igjen og ved juletider var plattformen tilbake i normal operasjon.

Snorre tie-in

Eierne av Snorre merket ikke noe til denne dramatikken. De var mest opptatt av å få sin egen plattform ferdig bygd og i produksjonsklar stand. Allerede tidlig i 1992 viste det seg at det ville være mulig å starte opp produksjonen fra Snorre flere måneder før opprinnelig tidsplan. Selv om modifikasjonsarbeidet på Statfjord A ikke var ment å være klar før mot slutten av 1992, ble de siste tilpasningene gjort under den planlagte revisjonsstansen i mai det året.

Snorre-eierne hadde sin egen utfordring: Siden det ikke var meningen at produksjonen fra Snorre skulle starte før ved årsskiftet 1992-93 hadde ikke feltet noen eksportmuligheter for den gassen som ble produsert som følge av oljeproduksjonen. Det fantes ikke utstyr for reinjeksjon av gass i Snorres reservoar og gassmengdene var så store at det ikke ville være forsvarlig å brenne dem.  Dessuten ville det bli veldig dyrt, siden norske myndigheter hadde innført CO₂ -avgift for norske petroleumsfelt fra 1. januar 1991. Brenning av gass var direkte belagt med CO₂-avgift. Under revisjonsstansen i mai engasjerte drifts- og vedlikeholdsfolkene på Statfjord seg veldig sterkt og klarte i løpet av kort tid, og nesten uten forhåndsplanlegging, å utvide gassbehandlingskapasiteten på Statfjord A med omtrent en million kubikkmeter pr. dag – en økning på nesten 10 prosent. Dermed ble det mulig for Snorre å starte oljeproduksjonen lenge før tiden og Statfjord A hadde løst Snorres gassproblem.

Selv om dette direkte kom Snorre til gode og Snorre-eierne fikk inntekter lenge før de hadde regnet med, førte det til en langvarig krangel mellom operatørene Statoil og Saga, både om hvem som skulle betale kostnadene for modifikasjonene og om kostnader forbundet med at Statfjord tok hånd om gassen, slik at Snorre kunne produsere olje tidligere enn planlagt.

Snorre tie-in

Krangelen om Snorre-gassen viste at på et felt som Statfjord, hvor man er sterkt opptatt av å løse daglige problemer – og løse dem fort – for så å bekymre seg om formalia etterpå, ikke nødvendigvis la opp til den kjekkeste form for samarbeid.

Den 2. august 1992 kom Snorre i produksjon, og akkurat den dagen var det ingen som nevnte uoverensstemmelsen om gassen.

Kilder:
Snorre Field Development and Operating Plan, 1987.
Håkon Lavik: Statfjord Nordsjøens største oljefelt , 1997.