Statfjord subsea

Satellittløsningen

Mye av grunnen til at en ny teknologisk løsning ble valgt skyldtes oljeprisfallet i 1986, som førte til et sterkere fokus på å senke utbyggingskostnadene til havs. Både oljeselskapene og myndighetene var enige om dette. Produksjonssystemene måtte forenkles og effektiviseres. I sterkere grad enn tidligere ble investeringene og totale livsløpskostnader vurdert. Hva kostet vedlikehold, og kunne utstyret brukes på ny eller fjernes senere? Det sistnevnte hadde også en miljømessig side.

Utviklingen av havbunnsinstallasjoner var løsningen på noen av disse utfordringene. For eksempel kunne eksisterende produksjonsplattformer forsynes fra fjernstyrte undervanns-satellitter. En slik løsning ble utviklet først gjennom et forskningsprosjekt kalt Skuld. Prosjektet startet i 1980 med Elf, Norsk Hydro, Statoil, NUI og SINTEF som samarbeidspartnere. Resultatet av prosjektet var at det ble mulig å fjernstyre undervannsinstallasjoner på mer enn 20 km avstand. Installeringen kunne skje uten bruk av dykkere.

Statfjord subsea,

Gullfaks var det første feltet på norsk sokkel som tok systemet i bruk. Det skjedde i 1986. Der ble seks bunnrammer installert og koblet opp mot Gullfaks A uten bruk av dykkere. Elf brukte erfaringene fra Skuld-programmet under utbyggingen av Øst-Frigg, et av satellittfeltene til Frigg-feltet. Øst-Frigg hadde tre bunnrammer og var det første helt plattformfrie feltet i Nordsjøen. Feltet ble satt i drift i 1988. Det teknologiske grunnlaget var lagt, og i 1990-årene ble flere felt bygd ut med undervanns produksjonssystemer. Statfjord- og Sleipner- var til liks med Gullfaks-satellittene tilknyttet faste plattformer. På Norne og Åsgard ble det valgt produksjonsskip med tilhørende undervannsbrønner. Yme, som var en jack-up-rigg, og Heidrun, som var en betongstrekkstagplattform, var også tilknyttet produksjonssystemer på havbunnen.[REMOVE]Fotnote: Gjerde og Ryggvik, Nordsjødykkerne , 2009: 317–318. 

Statfjord Nord og Øst

statfjord satelitter, forsidebilde, illustrasjon, Statfjord subsea

Statfjord-feltet med sine tre betongplattformer fikk tilknyttet satellittene Nord og Øst. På hvert av satellittfeltene var det to brønnrammer laget for produksjon, og en er for vanninjeksjon. Til sammen var det seks bunnrammer med i alt 18 ventiltrær.

Brønnstrømmen går i to rørledninger til Statfjord C, der den blir behandlet, lagret og transportert videre. Da feltene åpnet, var de verdens største undervanns produksjonssystem.

Teknologispranget som foregikk på norsk sokkel var oppsiktsvekkende. Det var kjennetegnet av et nært samarbeid mellom leverandøren Kongsberg Offshore med sine underleverandører og kunden Statoil og samarbeid mellom øvrige lisensinnehavere.[REMOVE]Fotnote: Ibid.

Ved den offisielle åpningen av Statfjord-satellitter på Statfjord C i 1995 sa Gunnar Berge, daværende statsråd i kommunal- og arbeidsdepartementet: «Regjeringen oppfatter det som positivt at Statoil, som ansvarlig for dette prosjektet, har lagt opp til en langsiktig samarbeidsform med sentrale leverandører. Det å gjøre leverandørindustrien medansvarlig, stiller krav til tillit mellom partene. Tillit kan bare skapes gjennom langsiktighet i kunde-leverandørforholdet, fordi tillit bygger på den trygghet som skapes gjennom erfaring og kommunikasjon. Jeg ser det som konstruktivt at det her er skapt grunnlag for et langsiktig samarbeid om framtidige leveranser og videreutvikling, som kan gi store gevinster ved kommende prosjekter på sokkelen. Dette vil samlet bidra til å styrke norsk posisjon i internasjonal sammenheng, og dermed også til å sikre arbeidsplasser i norsk industri.»[REMOVE]Fotnote: Statsråd Gunnar Berge, Kommunal- og arbeidsdepartementet, Offisiell åpning av Statfjordsatellitter på Statfjord C. www.regjeringen.no/nn/dokumentarkiv/regjeringen-brundtland-iii/kad/Taler-og-artikler-arkivert-individuelt/1995/offisiell_apning_av_statfjord_satelitter-2.html?id=261427

Standardiserte løsninger

Berge var også glad for at det ble utviklet standardiserte løsninger: «Standardisering er i den sammenheng et viktig stikkord. En økt mangfoldighet av tekniske løsninger vil være dårlig økonomi dersom løsningene skal skreddersys i hvert enkelt tilfelle. Det er derfor ekstra gledelig når det utvikles løsninger som i tillegg til å løse den spesifikke oppgaven de er utviklet for, også kan brukes som byggeklosser i andre og fremtidige feltutbygginger.»[REMOVE]Fotnote: Statoilnotat: «Viktige beslutninger for UTV-området i Statoil», 1998.

Det var nettopp det som skjedde. En fordel med bunnrammene med undervannsventiler var at de var raske å få i drift når de først var installert. Det ble oppnådd en meget solid reduksjon i utbyggingskostnad per brønn i tiårsperioden etter 1986. For Gullfaks A kostet da hver brønn 170 millioner kroner. Statfjord-satellittene kostet 85 millioner kroner per brønn i 1992. Og da det ble utviklet enda enklere og etter hvert standardiserte løsninger sank prisen ytterligere. For Norne var prisen redusert til 45 millioner kroner i 1994. Videre var prisen per brønn utbygd med såkalte, Hinge Over Subsea Template, forkortet til HOST-moduler, redusert til 30 millioner kroner i 1996. Da var de utfoldbare bunnrammene blitt så kompakte at de kunne settes ned gjennom moonpoolen på en flytende borerigg.[REMOVE]Fotnote: www.fmctechnologies.com/en/SubseaSystems/

At flere felter valgte like utbyggingsløsninger, førte til større grad av samordning. Det ble blant annet opprettet en «tool-pool»-ordning mellom felter med felles teknisk design. Dermed kunne feltene dele installasjonsutstyr og reservedeler, i stedet for at hvert felt kjøpte eget utstyr. Det førte til store besparelser. Andre lisensinnehavere begynte å velge samme design på sine undervannsanlegg.

I 1996 ble det påvist olje i nordflanken av Statfjord-feltet, 33/9. Dette området ble besluttet utbygd med to HOST moduler. FMC i Kongsberg fikk kontrakten og fikk bygd ventiltrærne i Dunfermline i U.K., mens det elektrohydraulisk kontrollsystem for styring av seks ventiltrær og maksimum åtte brønner ble produsert på Kongsberg. Styringen av produksjonen på nordflanken skjedde fra Statfjord C.[4]

Oljefeltet Sygna, som ligger i den nordøstlige delen av statfjordområdet, ble også påvist i 1996. Feltet er delt på to produksjonslisenser: 55 prosent ligger i blokk 33/9 (Statfjord) og 45 prosent i 34/7 (Snorre). Sygna ble godkjent utbygd i 1999 og produksjonen startet 1. august 2000. Havdypet i området er 300 meter.

Produksjonsstart Sygna, forsidebilde, historie,

Også for Sygna ble det valgt en utbyggingsløsning med en bunnramme tilknyttet Statfjord C-plattformen med en rørledning. Avstanden til plattformen er 22 kilometer. Det er tre produksjonsbrønner på bunnrammen. I tillegg injiseres det vann i feltet med en langtrekkende brønn fra satellittfeltet Statfjord Nord. Brønnstrømmen går i en rørledning til Statfjord C der den prosesseres, lagres og transporteres videre. Sygna bidrar til forlenget levetid for Statfjord C-plattformen da Statfjord Nord, Statfjord Øst og Sygna bruker felles prosessutstyr på Statfjord C.

Fra å være en «teknologi for spesielt interesserte» har undervannsløsninger utviklet seg til å bli en hovedbyggekloss ved utbygginger til havs. Få steder i verden finnes så mange havbunnsbrønner som på norsk sokkel. Statoil var i 2005 det nest største selskapet i verden på undervanns- løsninger, med 245 havbunns- installasjoner, bare slått av det brasilianske selskapet Petrobras, som hadde 464 havbunnsinstallasjoner.[REMOVE]Fotnote: Gjerde og Ryggvik,  Nordsjødykkerne , 2009: 321.