Den siste redetermineringsprosessen 1995–98

person Håkon Lavik (tidligere Statoil-ansatt) sin opplevelse av det som foregikk
Det som foregår i en redetermineringsprosess er et spill om posisjoner og om makt. Bak dette er det også selvfølgelig prestisje og penger. Det enkelte selskapet inntar posisjon etter hvor de ansatte tror de har mest å hente. Dessuten er det meget viktig for det enkelte selskaps ledere ikke å vise for mye av kortene de har fordi prosessen kan få ulike utfall.
— Statfjordfeltet oversiktsbilde fra 1995. Foto: Equinor
© Norsk Oljemuseum

Det som foreskrives i Unitiseringsavtalen er at fra data cut-off så skal operatøren, Statoil, legge fram sin vurdering av fordelingen mellom de to land innen tre måneder. Det fastslås at dette arbeid skal alle partnere delta i, og det opprettes en egen komité, med faglige underkomiteer som avholder en rekke arbeidsmøter. Men det sier seg selv at når en gruppering, i dette tilfelle de tre britiske eierselskapene, ønsket en økning av britisk andel og de norske eierne ikke ønsket å gi fra seg andeler, så var det vanskelig å få til noe godt samarbeide. Parallelt med det offisielle, arbeidet begge grupperinger uoffisielt med underlag og argumentasjon for det de ønsket å oppnå, en endring i egen favør.

Unitisering

historie, forsidebilde, Hjemmebrent, Den siste redetermineringsprosessen
Utforskningskart over Statfjord A og Brent. Illustrasjon: Mobil Exploration Norway Inc./Norsk Oljemuseum

Den 28. april 1995 fremmet Chevron UK Ltd. krav om ny eierfordeling på Statfjordfeltet. Bakgrunnen var at da Statfjordfeltet ble påvist i 1974 ble det fort klarlagt at feltet ligger både på norsk og britisk sokkel, gjennomskåret av delelinjen mellom de to landene.  Distribusjonen av reservene mellom de to land er avgjørende for hvor stor del av produksjonen som tilhører det enkelte land og hvor stor del hver enkelt rettighetshaver vil få. Statfjordfeltet er blant de største oljefelt til havs i verden, og bare små endringer i distribusjonen av reserver hadde enorme økonomiske konsekvenser.

Etter at feltet ble kartlagt, ble Statfjord unitisert i 1976. Unitisering betyr at man bestemte seg for å utvikle og produsere reservene i de to land i fellesskap.  En ny gruppering ble opprettet, der de norske og britiske rettighetshaverne slo seg sammen og ble enige om å produsere feltet sammen. Grupperingen, Statfjord Unit, besto av de norske og britiske rettighetshaverne, som fikk sin opprinnelige lisensandel ganget ut med fordelingsprosentene av reservene på norsk og britisk side, og fikk en omforent eierandel i feltet. I 1976 ble den norske andel av feltet satt til 88,88 prosent og britisk andel til 11,12 prosent.

Redeterminering

Å fastsette en slik fordeling mellom de to land er ingen enkel sak. Reservene ligger i reservoarene, 2500 til 2900 meter under havbunnen. Hvordan reservoarene er og hvor oljen og gassen fordeler seg i reservoarene blir nøye vurdert, men ingen vet det eksakte svaret. Reservoarvurderingene er i beste fall avansert gjetning, og det er mulig å komme fram til svært ulike resultater. Det kommer an på øynene som ser, og hvilket resultat man ønsker å komme fram til. Den foreløpige eierfordeling på 88,88 prosent norsk andel fra 1976 visste man ville bli endret, og i den inngåtte avtale om felles produksjon av Statfjord er det nøye beskrevet hvordan man skal gå fram med redeterminering, altså en ny vurdering av hvordan reservene fordeler seg. I 1976 ble det fastsatt at den første redeterminering skulle finne sted før produksjonsstart på Statfjord og at den senere skulle skje ved visse angitte tidspunkter.

Hvorfor er det så viktig å få fordelt volumene? Poenget er at alle investeringer i plattformer og utstyr blir fordelt i henhold til eierandel, og alle inntekter fra produksjon av olje og gass blir også fordelt etter eierprosent. Dess større norsk andel i feltet, dess større blir inntektene til de norske eierne og til den norske stat, som skattlegger fortjenesten. Omvendt betyr en økt britisk andel at det er de britiske eierne og den britiske stat som får økte inntekter. Siden det er umulig å få et matematisk «riktig» og entydig svar, så er det sterk tautrekking i alle slike eierfordelinger. Det har til tider blitt vist stor kreativitet fra de ulike eierne om hvordan de definerer reservoarene og reservoarenes egenskaper, i forsøk på å oppnå den eierfordeling de ønsker.

For å forstå hvilke verdier det dreier seg om, bør man vite at én prosents endring i eierfordeling utgjorde en verdi på 3,5 milliarder kroner målt ut fra oljepris og dollarkurs i 1995. Da betydde også tallene bak komma ganske mye. De britiske eierne antydet en endring av deres eierandel fra ca 14,5 prosent til ca. 17 prosent.  Det tilsvarte en forskyvning i verdi på 9 milliarder NOK (95) av Statfjords nåverdi i britisk favør. Det er også viktig å vite at dersom det ble en endring så ble alle investeringer og inntekter justert tilbake til dag 0, slik at eierselskapene skulle få «riktige» utgifter og inntekter, i forhold til eierandel.

For å få vite mer om den spennende prosessen som foregikk rundt den siste redetermineringen klikk på  pdf-en og les mer!

 

Publisert 11. november 2019   •   Oppdatert 12. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Brevet

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Forberedelsene til Statfjord B var godt i gang høsten 1976. Det var inngått kontraktsforhandlinger med Norwegian Contractors om bygging av en fireskaft Condeep, og en intensjonsavtale var klar.
— Norges dyreste brev ble det kalt, brevet som påla Statoil/Mobil-gruppen å endre konstruksjonen for Statfjord B.
© Norsk Oljemuseum

Det nyopprettede joint venture selskapet Norwegian Petroleum Consultants (NPC) hadde skrevet under kontrakten om prosjektledelses- og engineering, mens kontrakten om bygging av dekket og utrustning av skaftene ennå ikke var avklart, men en opsjonsavtale var skrevet med Akergruppen.

De store kontraktene var dermed, slik det så ut, plassert og etter at Stortinget hadde godkjent utbyggingsplan fase II i juni 1976 regnet de fleste med at det bare var å sette i gang byggingen. Men Oljedirektoratet (OD), som var ansvarlig for sikkerheten offshore, ville også si sitt. Det gjorde de gjennom et brev som ble sendt Statoil/Mobil 11. november 1976, og som skulle endre alle planer. Les mer om NPC: Statfjord B – den første planen

Vogt-utvalget

brevet,
Statfjord B-dekket. Foto: Mobil Exploration Norway Inc./Norsk Oljemuseum

9. juli samme år var det vedtatt nye sikkerhetsforskrifter for offshoreindustrien. Et sentralt punkt for Statfjord B og Statfjordgruppen var en ny restriktiv holdning til samtidig boring, produksjon og boligkvarter på samme integrerte plattform. Sikkerhetsforskriftene var utarbeidet av Vogt-komiteen, som allerede 22. mai 1970 var oppnevnt av regjeringen med mandat til å framlegge utkast til sikkerhetsforskrifter for produksjonsanlegg og lagringsanlegg på havbunnen, samt utnyttelse av petroleumsforekomster.[REMOVE]Fotnote: Norsk Oljerevy. (1976). Nr. 2. Kontroll med sikkerheten fordelt på ni instanser.

Arbeidet med bestemmelsene gikk sent framover og Jens Evensen som var formann, ba seg etter hvert fritatt. Ekspedisjonssjef Lars Oftedal Broch overtok ledervervet i november 1972, men ble igjen avløst av Nils Vogt fra OD i mai 1974. Utvalget la fram sin innstilling til Industridepartementet 12. juni 1975, hvorpå den ble sendt til høring hos berørte parter, institusjoner og selskaper.[REMOVE]Fotnote: Hanisch, T., Nerheim, G., & Norsk petroleumsforening. (1992). Fra vantro til overmot? (Vol. 1). Oslo: Leseselskapet: 324.

Sikkerhetsvedtektene som ble vedtatt ved Kgl. Res av 9. juli 1976, var basert på Vogt-komiteens forslag, samt de innkomne uttalelser. En forutsetning i resolusjonen var at OD skulle ha hovedansvaret for kontrollen med de faste installasjonene. Det var med bakgrunn i de nye sikkerhetsforskriftene OD så på sikkerhetsspørsmålet på Statfjord. Direktoratet underrettet Industridepartementet om arbeidet sitt og skrev blant annet i brev datert 7. juli 1976:

En har, på grunnlag av det løpende arbeidet med de sikkerhetsmessige forhold, funnet å måtte innta en mer restriktiv holdning til de konsepter som baserer seg på kombinert boring og produksjon, hvor også boligkvarterene plasseres på samme plattform. Hovedintensjonene i Vogt-komiteens innstilling går mot både kombinert aktivitet og plassering av boligkvarter som nevnt. […] Oljedirektoratet vil understreke at kombinert boring og produksjon bare vil bli akseptert etter individuelle analyser og vurderinger. Det samme gjelder boligkvarter foreslått plassert på en bore/produksjonsplattform. For Statfjord B foreligger det ikke noe endelig valg av konsept, og det foreligger derfor ikke noen konkret sikkerhetsanalyse. Oljedirektoratet vil derfor måtte vente med å uttale seg til etter at de faktiske forhold blir forelagt.[REMOVE]Fotnote:  Norsk Oljerevy.

Industridepartementet var altså informert om direktoratets arbeid og dets skepsis til planene for Statfjord B. Som det framkom i brevet måtte OD avvente med å ta endelig stilling til valg av konsept var gjort av Statfjordgruppen. Først etter at eiergruppens øverste besluttende organ Statfjord Unit Owners’ Committee (SUOC) vedtok et endelig konseptvalg for Statfjord B i slutten av august 1976, kunne Oljedirektoratet komme med egen sikkerhetsanalyse.

Resultatet av denne analysen ble sendt i brevs form til Statfjordgruppen 11. november 1976. OD stilte gjennom brevet spørsmål ved sikkerheten ved en integrert plattform, og ga pålegg om en separat boligplattform tilknyttet Statfjord B:

Oljedirektoratet vurderer for tiden konseptet for Statfjord «B», basert på en generell vurdering av sikkerhetsforskriftene på feltet, i lys av de nye forskrifter (Kgl res 9.7.76).

En forutser på Statfjord «B»:

  • Et spesielt komplekst og omfattende produksjonsanlegg konsentrert på en plattform.
  • Et stort antall produserende brønner med stor kapasitet, samt vann- og gassinjeksjon.
  • Permanent boligkvarter for 200 mann, som under konstruksjonsfasen og muligens borefasen vil bli benyttet av 400 mann.
  • Eventuelt samtidig boring og produksjon.

Den totale risiko er karakterisert ved bidragene fra hver av de aktiviteter og prosesser som det er gitt noen eksempler på ovenfor. Det er Oljedirektoratets vurdering at den totale risiko som er knyttet til disse forhold, ligger på et for høyt nivå.

Brevet fra Oljedirektoratet

Brevet,
Norges dyreste brev ble det kalt, brevet som påla Statoil/Mobil-gruppen å endre konstruksjonen for Statfjord B.

Det som best vil kunne bidra til reduksjon av den totale risiko, vil etter Oljedirektoratets vurdering være å redusere antall personer som til en hver tid befinner seg på plattformen. Oljedirektoratet er derfor kommet til at det bør bygges en separat boligplattform tilknyttet Statfjord «B».

Sikkerhetsvurderingen gjaldt ikke bare Statfjord B. Det ble også stilt spørsmål ved Statfjord A, som på dette tidspunktet var langt framskredet i byggeprosessen og om et halvt år skulle taues ut på feltet:

De forhold som er nevnt ovenfor gjør seg også gjeldende på Statfjord A, om enn med noe mindre styrke. Oljedirektoratet vil derfor, på bakgrunn av bestemmelse i Kgl. Res. Av 9.7.76, be selskapet foreta en fornyet samlet vurdering av sikkerhetsforholdene der i relasjon til det planlagte borings- og produksjonsprogram, der innkvarteringsspørsmålet spesielt vurderes.

Brevet var undertegnet av styreformann i OD Gunnar Hellesen og direktør Fredrik Hagemann.

Nye konsepter foreslått

Statfjord B var planlagt som en tilnærmet kopi av Statfjord A, bare med fire skaft istedenfor tre. Prosessanlegget skulle være like stort og komplekst med en produksjonskapasitet på 300.000 fat per døgn, og boligmodulen skulle være plassert på plattformen og ha plass til 200 mann. Det var særlig dette punktet Oljedirektoratet ønsket å sette en stopper for. De mente at ved å redusere antall personer som til enhver tid befant seg om bord, ville de redusere den totale risikoen. Som det framgår av brevet, var det ønskelig at det ble bygget to plattformer, en produksjons- og boreplattform og en separat boligplattform. Oljedirektoratet la også vekt på den totale sikkerhetstenkingen, og ønsket en egen sikkerhetsstudie før detaljplanlegging ble utført.

Statoil og Mobil uttrykte overraskelse over brevet, og mente å ikke ha hørt om at slike vurderinger var gjort. Arve Johnsen, daværende administrerende direktør for Statoil skrev om sin reaksjon på brevet fra OD i sin bok Utfordringen: «Jeg fikk mange slags brev som daglig leder av Statoil. […] De fleste glemte jeg. Men ett brev kommer jeg til å huske til min døyande dag.» Han fortsetter: «Det sendte en sjokkbølge gjennom rettighetshaverne i Statfjord-gruppen.»[REMOVE]Fotnote: Johnsen, A. (1988). Utfordringen : Statoil-år. Oslo: Gyldendal: 202.

Det kan virke uforståelig at partneren ikke hadde sett at dette kunne komme. Det hadde lenge vært klart at Oljedirektoratet så på problemene rundt samtidig boring og produksjon og Vogt-utvalgets innstilling hadde vært ute til høring, og høringsuttalelsene, sammen med innstillingen, hadde vært grunnlaget for de nye sikkerhetsforskriftene. Forskriftene som var vedtatt i juni, fire måneder før brevet ble sendt, slo fast at samtidig boring og produksjon ikke skulle finne sted, med mindre det ble gitt særskilt samtykke. Dette burde gitt visse signaler om at planene for Statfjord B kunne bli vanskeligere å gjennomføre enn det Statoil/Mobil la opp til. Så sent som 12. oktober hadde seksjonssjefen i OD Harald Ynnesdal, forklart direktoratets syn på saken i et foredrag han holdt i Kristiansand:

De nye plattformtypene er spesielt komplekse og vanskelige å vurdere ut fra et sikkerhetsmessig synspunkt når det gjelder disse kombinerte aktivitetene. Produksjonsfeltene burde i størst mulig grad planlegges med separate boligplattformer. Produksjonsplattformene kunne da med de kombinerte aktiviteter vurderes som rene industrianlegg.

Ved en vurdering av for eksempel Statfjord-prosjektet med hensyn til samtidig boring og produksjon ville problemet ha vært mye enklere dersom det hadde vært anlagt separate boligplattformer. Kostnadene til slike plattformer ville for dette prosjektet ha gitt små utslag i lønnsomheten, men betydd mye for totalsikkerheten og ønsket om en tidlig produksjonsstart.[REMOVE]Fotnote: Norsk Oljerevy.  (1976). Nr. 9. Statfjord – planer og virkelighet.

brevet,
Avisfaksimile: Aftenposten 25. juni 1977

På bakgrunn av brevet ble det innkalt til ekstraordinært møte i SUOC den 26. november, hvor det ble bestemt at alle aktiviteter rundt Statfjord B-prosjektet skulle stanses. Prosjektet måtte revalueres og det skulle gjøres omfattende konseptstudier med alt fra én til tre plattformer.

I januar 1977 ble det holdt møte i den tekniske prosjektgruppen Statfjord Field Engineering Committee (SFEC). De nedsatte en undergruppe bestående av 35 personer som skulle utrede og vurdere forskjellige konseptløsninger for Statfjord B. De kom opp med hele 39 forskjellige varianter som ble gjennomgått.

18. mars var det nytt møte i SUOC. Statoil ga da uttrykk for bekymring for framdriften. Prosjektet hadde en stram tidsplan, og ordrebøkene til verftsindustrien var tomme. For å få fortgang i prosessen, framla de et forslag om at det skulle bygges en separat boreplattform, samt en kombinert produksjons- og boligplattform, med broforbindelse mellom dem. En boreplattform med for eksempel stålunderstell, ville være relativ enkel å bygge, og kunne være klar til uttauing allerede i 1979.

Boringen av produksjonsbrønnene kunne starte så snart plattformen var på plass på feltet, og pågå mens bygging av en tilhørende produksjons- og boligplattform pågikk. Produksjonen av olje og gass kunne dermed starte så snart plattform to var plassert på feltet.[REMOVE]Fotnote: Norsk Oljerevy. (1977). Nr.5. Industrien må fortsatt vente på «Statfjord B».

Det opprinnelige tidsskjemaet skissert i planen for feltutbyggingen kunne dermed overholdes. Mobil og Saga var sterkt imot denne planen, men hadde ikke nok stemmer til å stoppe det. De to hadde bare 25 prosent eierskap og et forslag i SUOC trengte 70 prosent tilslutning, og forslaget ble i utgangspunktet vedtatt – mot operatørens stemme.

Esso fremmet også et eget forslag i møtet, hvor de foreslo en kombinert bore-, produksjons- og boligplattform, men med en halvering av prosesskapasiteten fra 300.000 fat per døgn til 150.000 fat per døgn. Anlegget ville bli enklere, siden det bare ville trenges én prosesslinje mot opprinnelig to, og den totale sikkerheten ville bli bedret.

Mobil støttet Esso sitt forslag. De var steile i sin holdning mot to plattformer og mente det ikke ville gi noen sikkerhetsgevinst. Med i vurderingen var de dårlige bunnforholdene som var på Statfjordfeltet. Ville det være en sikkerhetsrisiko å sette to plattformer så nær hverandre og forbinde dem med en bro hvor det ville gå rør med høyt trykk over.

Tanken på så store kapitalutlegg som to plattformer krevde, bekymret også operatøren. Derimot tilsa erfaringen fra andre prosjekter i Nordsjøen at et anlegg på 150.000 fat ville være stort nok. En slik løsning ville føre til lavere byggekostnader siden plattformen ble enklere, og produksjonen kunne i tillegg starte tidligere.

Trusler

28. april 1977 ble det igjen avholdt møte i SUOC, hvor Mobil framla et forslag til en integrert plattform med en prosesslinje, med gjennomsnittlig kapasitet på 180.000 fat olje per produserende døgn. Ved å velge den størrelsen, håpet de at det ikke skulle ble nødvendig med en separat boligplattform. Dette innebar en så stor endring av de opprinnelige planene at det derfor var fare for at det måtte utarbeides en helt ny feltutbyggingsplan. Planen som var godtatt i Stortinget sommeren 1976 forutsatte tre plattformer med en samlet kapasitet på 900.000 fat per døgn. Ved å bygge mindre produksjonsanlegg på plattformen trengtes enten flere plattformer for å opprettholde planlagt produksjonsvolum eller et lavere utvinningstempo.[REMOVE]Fotnote: Norsk Oljerevy. (1977). Nr.5. Industrien må fortsatt vente på «Statfjord B».

En ny Stortingsbehandling ville kunne forsinke prosjektet ytterligere. Samtidig la Mobil ned veto mot en separat boligplattform.[REMOVE]Fotnote: Moe, J. (1980). Kostnadsanalysen norsk kontinentalsokkel : Rapport fra styringsgruppen oppnevnt ved kongelig resolusjon av 16. mars 1979 : Rapporten avgitt til Olje- og energidepartementet 29. april 1980 : 2 : Utbyggingsprosjektene på norsk sokkel (Vol. 2). Oslo: [Olje- og energidepartementet]. Mobil, sterkt støttet av Esso, kunne ikke akseptere en løsning som oppfylte Oljedirektoratets prinsipielle krav om at boring og produksjon ikke skulle finne sted samtidig fra samme plattform. Fra Mobil sitt hovedkontor i New York var det kommet klare instrukser om at en kompromissløsning som ville innebære en aksept av Oljedirektoratets prinsipielle krav, ikke var aktuell.

Brevet,
Avisfaksimile: Aftenbladet 28. juni 1977

Ga de etter for dette kravet fra norske myndigheter, fryktet de at tilsvarende krav kunne bli gjort gjeldene på andre lands kontinentalsokler, noe som ville få store konsekvenser for både Mobil og andre oljeselskap. På telex fra New York ble det gjort klart at slik det så ut hadde betongplattformer av Statfjord A sin størrelse utspilt sin rolle på dette oljefeltet, og Mobil var villig til å gi fra seg rollen som operatør for Statfjord B hvis en to-plattformsløsning ble vedtatt. Dette kom overraskende på Statoil og de norske myndigheter.[REMOVE]Fotnote: Norsk Oljerevy. (1977). Nr.5. Industrien må fortsatt vente på «Statfjord B».

Statoil undersøkte mulighetene for en annen operatør, men ingen av partnerne var villige til å påta seg rollen uten omfordeling av andelene. For Mobil og Esso hadde det gått prestisje i saken, og de klarte til slutt å overbevise Statoil om de tekniske problemene en to-plattformsløsning ville innebære. Argumentet med at to plattformer kunne påvirke senere utbygginger på større dyp var sentralt i Statoil sitt skifte av mening.

Parallelt med diskusjonen om en eller flere plattformer og utredningen av ulike konsepter ble det lagt fram nye seismiske data av feltet, som reduserte anslaget oljereserver fra 3,9 milliarder tilsvarende 527 millioner tonn til 3,2 milliarder fat tilsvarende 432 millioner tonn. Det gjorde at behovet for doble prosesslinjer på Statfjord B ble redusert.

En avklaring

5. august vedtok SUOC planene om en plattform med en prosesslinje med kapasitet på 180.000 fat per døgn og 29. november ble det vedtatt å søke Oljedirektoratet om tillatelse til en slik plattform. Søknaden, sammen med en egen sikkerhetsstudie, ble sendt 1. desember 1977.

Planen var nå at Statfjord B skulle plasseres på 149 meters havdyp på søndre del av feltet. Grunnforholdene var der dårligere enn på resten av feltet og grunnstrukturen på plattformunderstellet måtte dermed økes. Mens Statfjord A hadde 19 celler, skulle B-en bygges med 24, og dekkene ville øke tilsvarende, fra planlagte 5200 kvadratmeter til 7800 kvadratmeter. Plattformen skulle fortsatt ha fire skaft, selv om det bare skulle bygges et prosessanlegg. Det fjerde skaftet var forbeholdt stigerørene, og frigjorde dermed plass i de tre andre.

Som ekstra sikkerhetsbarriere ble det bestemt at dekkene og modulene skulle være åpne for å redusere eksplosjonsfaren og skadevirkninger ved en eventuell eksplosjon, og de forskjellige funksjonene skulle plasseres slik at ingen farlige funksjoner ville ligge inn mot eller under boligmodulen. I tillegg skulle boligmodulen kles med en ekstra brannvegg. 19. desember godkjente Oljedirektoratet planene.

Prosjektet var blitt forsinket med ett år og hadde pådratt seg store kostnader gjennom flere konseptstudier og utredninger. Viseadministrerende direktør i Statoil, Henrik Ager-Hanssen karakteriserte brevet fra OD som Norges dyreste, og påsto en merkostnad for prosjektet på 25 millioner kroner per ord. Sett på en annen måte slik tidligere Statoilmedarbeider, Bjørn Vidar Lerøen gjorde, steg oljeprisen til historiske høyder de neste årene, og førte til at brevet ble et av Norges mest lønnsomme.[REMOVE]Fotnote: Lerøen, B., & Statoil. (2002). Dråper av svart gull : Statoil 1972-2002. Stavanger: Statoil: 149.

Publisert 23. mai 2018   •   Oppdatert 5. mai 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Operatørskiftet

person Av Håkon Lavik, tidligere Statoil-ansatt
Et av de store stridstemane i norsk oljepolitikk var overføringen av operatøransvaret fra Mobil til Statoil. Dette var en betingelse som lå i den opprinnelige lisensavtalen fra 1973 og kunne utøves ti år etter drivverdighet. I 1984 ønsket Statoil å overta. Mobil var imot et operatørskifte og så det som et enormt prestisjenederlag dersom de måtte gi fra seg operatøransvaret.
— Statoil overtar operatøransvaret fra Mobil og Martin Bekkeheien og Mike Smith er her avbildet sammen med en modell av Statfjord A. Foto: Leif Berge/Equinor
© Norsk Oljemuseum

Mobil ville i det minste ha en synlig kompensasjon for å miste Statfjordfeltet. Først ba de om operatøransvaret på blokk 30/6, det som i dag er Oseberg. Da den glapp, erklærte de «krig» mot Statoil og startet arbeid for å beholde operatøransvaret.

Mobil mente at Statoil hadde gått bak deres rygg, siden Statoil ble operatør i letefasen på blokk 30/6, og selv om Mobil fikk eierandel i blokken, var ikke dette nok. I 1982 ble for øvrig operatøransvaret på 30/6 overført fra Statoil til Norsk Hydro, det første politisk vedtatte operatørskiftet i Norge. I neste omgang kjempet Mobil for å bli operatør på blokk 34/7, som inneholder Snorre, Vigdis, Tordis og Borg, men også denne gang glapp det, til fordel for Saga – og Mobil ble ikke en gang tilbudt andeler.

I de første årene på 1980-tallet var operatørsaken et varmt politisk tema. Både fordi det hadde med Statoil og Statoils størrelse å gjøre, samt «vingklippingen» av Statoil som Høyre hadde som valgkampsak ved valget i 1981. Det var dette som igjen førte til opprettelsen av SDØE (Statens direkte økonomiske engasjement) i 1984, med effekt fra 1985. Men før det hadde operatørsaken fått avklaring. Den kom egentlig i 1983, men vedtaket ble fattet i 1984. I forbindelse med behandlingen av den årlige Statoil-meldingen i industrikomiteen i 1983, ble spørsmålet behandlet. Både Mobil og Statoil ble bedt om å legge fram sitt syn. Mobil valgte å bruke sin «taletid» til å rakke ned på Statoil. Det forarget så mange medlemmer av komiteen at formannen, Reidar Due etterpå kunne konstatere at det var flertall i komiteen for å vedta operatørskiftet så snart som mulig.

Operatørskiftet,
Kåre Kristiansen. Foto: Stortingsarkivet/Scanpix

I 1983 ble Kåre Kristiansen olje- og energiminister, og han var imot operatørskifte, det samme var statsminister Kåre Willoch og finansminister Rolf Presthus. En flertallsinnstilling fra industrikomiteen med representanter fra regjeringspartiene Senterpartiet og Kristelig Folkeparti, var sprengstoff. Det endte med at statsminister Willoch selv tok kontakt med industrikomiteen og fikk skrevet om innstillingen før den ble overlevert presidentskapet. I praksis betydde det at Due og de andre fra regjeringspartiene, blant annet Arnljot Norwich og Svein Alsaker, gikk med på å utsette saken i ett år. Kåre Kristiansen var ikke oppmerksom på dette. Stortinget hadde siste ord i saken om operatørskifte på Statfjord.

Da saken kom opp igjen høsten 1984, hadde frontene hardnet til og Mobil kjempet desperat for å beholde operatørskapet. Statoil kjempet like hardt for å overta. I et forsøk på å løse saken uten at den sprengte regjeringen, ba kommunalminister Arne Rettedal Statoil og Mobil om bli enig om en samarbeidsavtale. En slik avtale ble faktisk utarbeidet, men da de to selskapene neste dag skulle meddele resultatet til Arne Rettedal og Kåre Kristiansen, takket Mobil nei til samarbeidsavtalen de hadde vært med å inngå dagen før. Årsaken var at de hadde fått klare signaler fra Kåre Kristiansen om at avgjørelsen om operatørskapet ville bli utsatt, kanskje i ti år. Før Mobil takket nei, hadde de spurt Kåre Kristiansen om han sto ved det han hadde lovd. Det gjorde han. Men da Mobil takket nei til samarbeidsavtalen, glapp det. Regjeringen kunne ikke vente lengre med å bestemme seg. Igjen var meldingene fra industrikomiteen klare, både Krf og Senterpartiet ville støtte Arbeiderpartiet og sikre flertall for skifte. Hvis ikke saken ble løst høsten 1984, ville regjeringen lide nederlag og muligens gå i oppløsning eller måtte trekke seg.  Dermed vedtok regjeringen Willoch neste dag enstemmig at det skulle bli operatørskifte. Stortinget fulgte opp med vedtak i desember 1984, og operatørskiftet ble smertefritt gjennomført i løpet av 1986. Fra 1. januar 1987 var Statoil operatør. Operatørskiftet var den siste store kontroversielle politiske Statfjord-saken.

 

Publisert 30. oktober 2019   •   Oppdatert 14. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Nye kontrakter – nye muligheter

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Akergruppen hadde tapt kontrakten på ståldekket til Statfjord B, men fortsatt var mulighetene for arbeid på plattformen til stede. Den neste store kontrakten som skulle avgjøres var mekanisk utrustning av betongunderstellet.
— Løftefartøyet Uglen frakter moduler og dekk fra Rosenberg Vert til Statfjord B-understellet. Foto: Rein Øverland/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Kontrakten for utrustning av celler og skaft hadde vært ute på anbud. Med på anbudsrunden var kun to selskap, Kværner med Moss Rosenberg Verft og Akergruppen med Aker Norsco Consulting i Tananger. Det viste seg at nok en gang lå Kværner sitt tilbud under Aker sitt, men Aker fikk mulighet til å forhandle med Mobil om prisen. Det ble gjennomført intense forhandlinger, og Aker gikk kraftig ned i pris, så langt at om de fikk kontrakten ville selskapet bli påført et relativt stort økonomisk tap. Dette ble sett på som nødvendig for å sikre arbeidsplasser.[REMOVE]Fotnote: Nerheim, Jøssang, Utne, Dahlberg, Jøssang, Lars Gaute, Utne, Bjørn Saxe, . . . Kværner Rosenberg. (1995). I vekst og forandring : Rosenberg verft 100 år 1896-1996. Stavanger: Kværner Rosenberg: 371.

Men Kværner var fortsatt billigst, og Rosenberg Verft fikk oppdraget med å produsere og installere det mekaniske utstyret i de to boreskaftene, i stigerørsskaftet og i serviceskaftet. En del av den tekniske prosjekteringen skulle utføres av Brown & Root og NPC, men størstedelen lå hos Rosenberg. Utrustningen av cellene skulle Norwegian Contractors stå for.[REMOVE]Fotnote: Moe, J. (1980). Kostnadsanalysen norsk kontinentalsokkel : Rapport fra styringsgruppen oppnevnt ved kongelig resolusjon av 16. mars 1979 : Rapporten avgitt til Olje- og energidepartementet 29. april 1980 : 2 : Utbyggingsprosjektene på norsk sokkel (Vol. 2). Oslo: [Olje- og energidepartementet]: 233.

I vurderingen av de to anbyderne lå teknisk løsning, gjennomføringsplan og pris til grunn. Etter initiativ fra Mobil, ble det i kontrakten forutsatt at Kværnergruppen skulle sette deler av arbeidet ut til andre bedrifter på konkurransemessige vilkår. De skulle gi underkontrakter til firma over hele landet. Verdal, Stord og Haugesund sto sentralt i den sammenheng, idet verkstedene hadde kapasitet og høy teknisk kompetanse.

I Dagbladet ble det påpekt at Kværner hadde fått avgjørende materiale for beregning av sin anbudspris på utrustningen to uker før Akergruppen og dermed fått vesentlig bedre tid til å finregne sitt pristilbud.[REMOVE]Fotnote: Dagbladet. (1978, 9. oktober). Kampen om Statfjord B hardner til.

Like før anbudsavgjørelsen ble anbyderne presentert for reviderte tegninger fra prosjekteringsfirmaet EMC, og kunne justere prisen i henhold til dem. Med så korte tidsfrister det her var snakk om, mente avisen Kværnergruppen hadde fått et urettferdig forsprang.

Nye kontrakter – nye muligheter,
Rosenberg Verft bygget en modell av utstyrsskaftet på Statfjord B. Modellen skulle brukes i opplæringsøyesmed og som instruksjonsmodell ved installering av utstyret som skulle plasseres i skaftet. Modellen ble laget etter originaltegninger, tekniske og arrangementstegninger. Det tok to mann ett år å bygge den. Modellen står nå på Norsk Oljemuseum i Stavanger. Foto fra Status Nr. 5-6 1980

Akerkonsernet hadde derimot ingenting å utsette på saksbehandlingen. De skrev i en pressemelding at det var ført reelle forhandlinger og at Aker hadde redusert prisen så langt de fant det forsvarlig.[REMOVE]Fotnote: (1978, 25.oktober). Også skaftene til Kværner. Kværner lå likevel 100 millioner under. Aker uttrykte at de var interessert i et samarbeid med Kværner om underleveranser.

Statoil/Mobil hadde et mål om at 60 – 70 prosent av alle leveranser til Statfjord B skulle være norske. Forutsetningen var at bedriftene var villige til å satse og at produktene var gode nok teknisk og konkurransedyktige på pris. Resultatet ble enda bedre – hele 80 prosent av leveransene til Statfjord B kom fra norske bedrifter i konkurranse med internasjonale firma.

Mange kontrakter

Leirvik sveis

Nye kontrakter – nye muligheter,
Hotellet til Statfjord B er under bygging ved Leirvik Sveis på Stord. Foto: Øyvind Hagen/Equinor

Byggingen av hotellet til Statfjord B skjedde ved Leirvik sveis i Aslaksvikjo på Stord etter en internasjonal konkurranse om kontrakten. Statoil kjempet hardt for å beholde kontrakten i Norge. Til sist sto det mellom to selskap; tyske Blohm og Voss og Leirvik sveis. Det viste seg å være ubetydelige forskjeller i pris mellom de to, og etter tekniske og økonomiske forhandlinger gikk Leirvik av med seieren. Endelig var det kommet et stort oppdrag knyttet til Statfjord B til Stord. ”Sveisen” hadde tidligere bygget hotellet til Statfjord A. Leirvik Sveis utførte selv alt stålarbeid, men alt annet arbeid enn sveising og platearbeid ble satt ut til lokale underleverandører som dermed fikk nyte godt av Statfjord B oppdrag.[REMOVE]Fotnote: Grove, K., Heiret, J., & Stord jern- & metallarbeiderforening. (1996). I stål og olje : Historia om jern- og metallarbeidarane på Stord. Stord: Stord metall- og bygningsarbeider[e]s fagforening: 186

VVS Stord A/S

VVS Stord A/S fikk arbeid med det elektriske på hotellet Leirvik Sveis bygde. I tillegg hadde de planleggere ved Rosenberg Verft som var med i elektroarbeidet for både dekket og skaftene. De vant også kontrakten på ventilasjonsarbeidet i de modulene som ble bygget på Stord Verft.[REMOVE]Fotnote: Sunnhordland. (1980, 16. januar). God ordretilgang hjå VVS Stord A/S.

Aker Verdal

Aker Verdal fikk oppdrag på ni moduler. Prosjektet var et underskuddsprosjekt for Verdal – en bedrift som hadde 250 mann permittert. Ti lokale firma deltok i byggingen. Alle elektroinstallasjoner ble foretatt av det lokale datterselskapet til Stord Elektro A/S, E. Finstad A/S. Rørinstallasjonene ble gjort av Norsco Service og tildekkingen for sjøtransport til Rosenberg Verft i Stavanger ble utført av byggmester Kvernmo, Verdal. Sveisere ble leid inn fra Verdal Maskinverksted, Folla Fabrikker, Meråkerverkstedet og Namdal mekaniske verksted.[REMOVE]Fotnote: Trønder-Avisa. (1980, 18. januar). «Oppdraget har styrket Aker».

ScanArmatur

ScanArmatur fikk i oppdrag å designe og fabrikkere høytrykksmanifolder og kompressorsystem. Kontrakten som ble inngått mellom ScanArmatur og Brown & Root / NPC – Joint Venture var verd 8 til 10 millioner. Alt arbeidet skulle skje i Randaberg Sveiseindustri sine lokaler, som ScanArmatur hadde kjøpt. Fabrikasjonen skulle utføres av fagfolk fra Randaberg Sveiseindustri, mens ScanArmatur sine folk skulle stå for know-how, ledelse og testing. Ferdigbygget skulle den fraktes til Frankrike for å monteres inn i modulen.[REMOVE]Fotnote: Rogalands Avis. (1979, 23. april). Aker fikk kontrakten.

ScanArmatur fikk også hovedleveranse av fjernstyrte nødstengeventiler. Ventilene kom i hovedsak fra Frankrike mens fjernstyringen kom fra Norsk Hydro Verksteder. Monteringen skulle skje i stavangerområdet.

A/S NEBB Installasjon

A/S NEBB Installasjon i Bergen fikk oppdraget med å utføre de midlertidige elektriske installasjonene, som omfattet alle nødvendige installasjoner til plattformen under byggeperioden på Rosenberg Verft og i Hinnavågen. Selskapet hadde også jobben med å installere de elektriske installasjonene på Statfjord A.[REMOVE]Fotnote: Norges Handels- og Sjøfartstidende. (1979, 8. desember). NEBB i oppdrag på Statfjord B.

Fredrikstad Mekaniske Verksted

Fredrikstad Mekaniske Verksted fikk i tillegg til å bygge den ene delen av bærerammen til Statfjord B, ordre på levering av en boreslamenhet. Kontrakten inngått med Mobil og var verd 11 millioner kroner og ca. 50.000 årsverk.[REMOVE]Fotnote: Nytt fra Norge. (1980, 1. januar). Storkontrakt til Fredrikstad.

Bomek A/S

Bomek A/S i Bodø fikk kontrakt på tre moduler til en verdi av 25 millioner kroner. Den største var 20 ganger 13 meter, 15 meter høy og veide 400 tonn. Det ble tatt i bruk en ny teknologi for å forflytte de tre store modulene. Den nyutviklede enheten ble kalt DWB-300 og var en elektrohydraulisk vandrende bjelke. Den ble utviklet av BOMEK sammen med Total Transportation Systems Int A/S (TTS) i Drøbak.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1980, 2. februar). Enklere å flytte store enheter. De konstruerte og produserte også meget avanserte branndører som ble brukt på Statfjord B og siden også på de to andre Statfjordplattformene.

Kværner Brug, NEBB og General Electric Co

Kværner Brug og NEBB fikk, i samarbeid med det amerikanske selskapet General Electric Co ., kontrakten på leveranse av kraftverket som ga elektrisk og mekanisk kraft til Statfjord B-plattformen. Det var hard konkurranse om kontrakten siden den ble regnet som et prestisjeprosjekt. Ordren var på fem gassturbiner av typen LM-2500, inklusive generatorer og kompressorer. Produksjonen og montasjen av LM-2500-pakkene og installasjonen av gassturbinene ble gjort ved Kværner Brug sitt anlegg i Oslo, mens systematiseringen foregikk i Egersund. General Electric bygget gassgeneratorene for gassturbinene i USA. LM-2500 var industriversjonen av flyturbinen som ble brukt i 747 Boeing ”jumbojet”. De tre kompressorenhetene for naturgass under høyt trykk, ble produsert i Italia av Nuovo Pignone, mens Kværner leverte deler til disse. Norsk Elektrisk, Brown Boveri A/S og NEBB fabrikkerte to turbogeneratorer med en arbeidsevne på 19 MW og en effekt på 13,8 kW. De var utviklet av Brown Boveri i Sveits, men ble bygget ved NEBBs anlegg i Oslo. Systemet inkluderte to enheter for elektrisk kraft, to for gasskompresjon og en for gassinjisering.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1979, 8. august). 

Kværner Brug

Kværner Brug i Oslo fikk også en pakkeleveranse på en hovedseparator, en tykkvegget trykkbeholder i finkornet lavtemperaturstål, og beholder som i første del av prosessen vil separere olje, vann og gass. Med en totalvekt på 200 tonn, var det en av de største og mest kompliserte beholderne som til da var laget i Norge. Sammensveisingen ble utført under det avsluttende montasjearbeidet på Rosenberg Verft. Kværner Brug sin amerikanske samarbeidspartner, CE-Natco sto for konstrueringen, mens Kværner selv ivaretok konstruksjon og produksjon av pakkeleveransen.[REMOVE]Fotnote: Teknisk Ukeblad. (1980, 3. januar). Kværnerleveranse til Statfjord B.

Eydehavn Industrier

B-plattformen, Nye kontrakter – nye muligheter
Flammebommen på Statfjord B. Foto: Shadé B. Martins/Norsk Oljemuseum

Eydehavn Industrier bygde to flammetårn, på henholdsvis 30 og 120 meter. De var identiske med flammetårnene bedriften leverte til Statfjord A. Kontrakten hadde en verdi av mellom 10 og 15 millioner kroner.[REMOVE]Fotnote: Fædrelandsvennen. (1980, 4. januar). Fin kontrakt til Eydehavn Industrier.

A/S Teknisk Isolering

A/S Teknisk Isolering i Drammen fikk kontrakten på isoleringsarbeidene på Statfjord B. De hadde jobben både i skaftene og dekket. Ticon Mek. Verksted på Lierstranda, en avdeling av A/S Teknisk Isolering, leverte eksossystem til en gassturbin. Arbeidet var for Kværner og det amerikanske selskapet Generell Electric.

Filtvet-firmaet E. Larsen B.T. M. fikk kontrakten på leveranse av manuelt operert slukningsutstyr, et spesialanlegg som brukte en kombinasjon av slukningspulver og skum-væske.[REMOVE]Fotnote: Drammen Tidende Buskerud Blad. (1979, 26. november). Filtvet-firma med million-kontrakter.

A.S. Skarpenord i Langesund

A.S. Skarpenord i Langesund fikk en millionordre på levering av sinkanoder til skaftutrustningen.[REMOVE]Fotnote: Porsgrunns Dagblad. (1979, 13. januar). Skarpenord storleverandør til Statfjord B.

Gustav A. Ring og Northern Telecom Ltd.

Gustav A. Ring, i samarbeid med Northern Telecom Ltd . I Canada, fikk kontrakten på hustelefonsentraler til både Statfjord A og B.[REMOVE]Fotnote: Dagbladet Sarpen. (1979, 8. oktober).

Ankerløkken Nye Verft Florø A/S

Ankerløkken Nye Verft Florø A/S fikk kontrakt på bygging av vanninjeksjonsmodulen for Statfjord B.[REMOVE]Fotnote: Bergens Tidende. (1979, 11. mai). Ankerløkken får viktig oljekontrakt. Kontrakten hadde en verdi på 10 millioner kroner. Den veide ca. 600 tonn. Kontrakten ble inngått av Mobil.

Jonas Øglænd

Jonas Øglænd leverte kabelstiger og kabelbaner til skaftene og moduler på dekk, til en verdi av 1,5 millioner kroner. Det gikk med ni kilometer kabelgate, foruten en del annet utstyr. Kablestigene var av typen O, et system som Øglend hadde utviklet selv med tanke på offshoreinstallasjoner.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1979, 26. mai). Statfjord-kontrakten til Øglænd.

Ega A/S

Ega A/S , en Electrounionbedrift, ble ansvarlige for sterkstrømsinstallasjonene i Statfjord B dekket. Ega A/S var en underleverandør av Rosenberg Verft, og arbeidet ble utført ved Rosenberg Verft i Stavanger. Ega A/S hadde det totale prosjektansvaret, men samarbeidet med Haeb (Moss), Teknisk Bureau (Stavanger), Kystens Service og Electounionbedriften AC Electro (Porsgrunn). Ega A/S Utrustet også skaftene men sterkstrøm. Samlet verdi var på om lag 75 millioner kroner.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1979, 7. juli). Kontakt om Statfjord B.

Framnæs mek. Værksted

Framnæs mek. Værksted i Sandefjord bygget boretårnet, og fikk hjelp av blant annet Nye Husø Verft.[REMOVE]Fotnote: Tønsberg Blad. (1979, 10. juli). Boretårn til Statfjord fra Nye Husø Verk. 

Samme sted leverte boredekket til plattformen. Kontrakten var med Odfjell Drilling i Bergen som hadde kontrakt på boreoperasjonene på Statfjord B. Kontrakten omfattet også diverse stålstrukturer og et transportsystem for flytting av boretårnet.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1978, 3. april ). Boredekket til Framnes.

Norsk Marconi as

Norsk Marconi as leverte og installerte Telekommunikasjonssystemet på Statfjord B-plattformen. Kontrakten omfattet microbølging for kommunikasjon mellom Statfjord A- og B-plattformene, VHF-kommunikasjon til helikopter og skip, VHF-kommunikasjon til plattformens skaft, TV-overvåkning av skaft, intern kommunikasjon, radio- og TV-underholdningsanlegg, taleaktivert telefonsystem, faste og bærbare AM og FM VHF-radioer, mellombølgekommunikasjon, teleks og faksimileutstyr, nødradioutstyr ved alle livbåtstasjoner og et stort nødstrømsanlegg. De benyttet en rekke norske og utenlandske underleverandører, hvorav Brødrene Steen-Hansen A/S og A/S Elektrisk Bureau, divisjon Nera var blant de største. De leverte og installerte også telekommunikasjonsutstyret på Statfjord A.[REMOVE]Fotnote: Elektronikk. (1979, 10. august). Omfattende Maconi-leveranse til Statfjord B.

Årdal Sandindustri A/S, Aspelin Stormbull Stavanger A/S og O.C. Østraadt

Norwegian Contractors kjøpte sand og singel fra Årdal Sandindustri A/S og armeringsstål og sement av Aspelin Stormbull Stavanger A/S . Sementen ble levert sammen med O.C. Østraadt i Sandnes. Det dreide seg om 50.000 tonn sement til en verdi av rundt 15 millioner kroner. Aspelin leverte også stålet til stålskjørtet og en del armeringsstål. Også dette kontrakter verd millionbeløp. Det gikk med 300.000 tonn singel og sand til betongstøpingen, som kom fra Årdal sine anlegg i Årdal og Tøtlandsvik. 50.000 tonn armeringsjern gikk med, norsk stål produsert av Norsk Jernverk og Elkem Spigerverket .[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1978, 22. februar). Store kontrakter til lokale firma.

A/S Olivin

A/S Olivin i Vanylven på Sunnmøre leverte mellom 100.000 og 120.000 tonn olivinsand til Norwegian Contractors til byggingen av betongunderstellet.

K/S Heerema Seaway A/S

Mobil inngikk kontrakt med K/S Heerema Seaway A/S for bruk av kranlekteren Balder, for modulløftene ved Rosenberg Verft. De forskjellige modulene ble slept fra byggestedene til Stavanger på lektere og ble løftet opp på dekksrammen. Det tyngste løftet var på 1500 tonn.[REMOVE]Fotnote: Norges Industri.  (1979, 12. oktober). Kontrakt for modul-løftene på Statfjord B-dekket. 

Norwegian Contractors, Neptun Transport og Marin Service A.B

Transporten av dekket fra Stavanger til Yrkjefjorden i Vats var det Norwegian Contractors, Neptun Transport og Marin Service A.B . i Sverige som sto for. Kontrakten ble inngått av Rosenberg Verft.[REMOVE]Fotnote: Porsgrunn Dagblad. (1979, 8. august). Moss Rosenberg Verft A.S.

Odfjell Drilling and Consulting A/S

Odfjell Drilling and Consulting A/S fikk borekontrakten verd minst 500 millioner kroner. I internasjonale oljekretser, var det oppsiktsvekkende at kontrakten gikk til et norsk firma. Det var ingen proteksjonisme eller politisk avgjørelse som lå bak. Det var EMC som valgte. Av seks anbud var det tre som ble tatt i betraktning på bakgrunn av pris og tekniske årsaker – alle tre var norske; foruten Odfjell var det Smedvig Drilling og Dolphin Services.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1978, 16. mai). Odfjell fikk borekontrakten på Statfjord B

Aker Tangen Verft og SPM

Aker Tangen Verft ved Kragerø og Arendal i samarbeid med franske SPM fikk kontrakt på å bygge lastebøyen til Statfjord B i konkurranse med Kværner og Tromsø Contractors. Lastebøyen som skulle brukes på Statfjord B var utviklet av Single Buoy Mooring Inc. i Monaco og London og var av samme type som lastebøyen på Statfjord A. Akergruppen og Mobil undertegnet kontrakten for lastebøyen til Statfjord B i april 1979. Kontrakten var en såkalt ”Turn-key jobb” og omfattet alt engineering-arbeid, fabrikasjon, installasjon offshore samt igangkjøring. Foruten byggingen av betongunderstellet til selve plattformen, var dette det eneste prosjektet i forbindelse med Statfjord B hvor operatøren ga et slikt totalansvar til byggeren. Kontrakten ble derfor sett på som særdeles viktig både med hensyn til oppbygging av teknisk kompetanse og den administrative delen av prosjektet. Kontrakten hadde en verdi av 220 millioner kroner. Ingeniørarbeidene og innkjøp av enkelte komponenter samt installasjon i Nordsjøen skjedde i regi av SBM som var underleverandør for Akergruppen. Lastebøyen skulle bygges ved Tangen Verft i Kragerø og Vindholmen i Arendal.[REMOVE]Fotnote: Vestmar. (1979, 8. oktober). Lastebøyen som bygges ved Tangen – 186 m. høy.

Akergruppens verft i Kragerø og Arendal klarte imidlertid ikke å fullføre lastebøyen. Mobil innledet derfor – på vegne av Statfjordgruppen – forhandlinger med det tyske verftet Thyssen Nordseewerke i Emden for å sluttføre lastebøyen.

Nye kontrakter – nye muligheter,
Det ble bygget en plattformmodell av Statfjord B til 4 millioner kroner. Etter grunnleggende design av Statfjord B plattformen, ble modellen bygget for å teste ut alt i minste detalj, rør som kom i veien for hverandre kunne oppdages først på modellen. Det ville vært langt dyrere å finne feil og mangler under byggingen av selve plattformen. Etter at modellen var ferdig bygget, ble de forskjellige modulene sendt til de fabrikkene som skulle ha oppdraget. Så ble modellen satt sammen igjen for å vises på ONS i 1980 hvor den hadde stor reklameverdi. Modellen ble etterpå utstilt i administrasjonsbygget på Moss Rosenberg Verft, før den ble gitt Norsk Oljemuseum. Den står nå til glede for alle besøkende i den faste utstillingen i museet. Stavanger Aftenblad. 29. august 1980. Foto: Leif Berge/Equinor
Publisert 23. mai 2018   •   Oppdatert 4. mai 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Bygging av betongunderstellet

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
En ny generasjon Condeep
— Bygging av betongunderstellet til Statfjord B (1979). Foto: Geir Ivar Jørgensen/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum
Bygging av betongunderstellet,
Statfjord B skaftene Gandsfjorden. Foto: Leif Berge/Equinor

Statfjord B representerte en ny generasjon Condeepløsninger. Da den ble bygget var den verdens største, mye større enn Statfjord A. Det var den største utfordringen Norwegian Contractors (NC) hadde stått overfor.

Det overgikk alle tidligere plattformprosjekter, både i størrelse og kompleksitet. Den ferdige betongstrukturen var 174 meter høy, det gikk med 135.000 kubikkmeter betong og rundt 35.500 tonn armering. Bunnseksjonen var 169 meter lang og 143 meter bred, og hadde et areal på litt over 18 mål, noe som tilsvarer tre fotballbaner. Det var 24 celler med et lagervolum på om lag to millioner fat. Og under bunnseksjonen var det 98 stål- og betongskjørt.[REMOVE]Fotnote: Steen, &., & Norwegian Contractors. (1993). På dypt vann : Norwegian Contractors 1973-1993. Oslo: [Norwegian Contractors]: 44. Til sammenligning hadde Statfjord A 19 celler og tre skaft, som Condeepene før den også hadde. Grunnflaten var på 8000 kvadratmeter. Betongvolumet var på 89.000 kubikkmeter og det gikk med 17.240 tonn armering.

En viktig del av betongkonstruksjonens funksjon var å transportere dekket og egen konstruksjon ut på feltet. Og det var ønskelig å produsere mest mulig fundament, dekk og utstyr i beskyttet farvann og siden flyte konstruksjonen ut og senke den på produksjonsstedet uten noen bearbeiding av grunnen. En forutsetning for byggingen av betongunderstellet var en utslepingsvekt på dekket på 35.000 tonn. Tilsvarende vekt for Statfjord A var 20.000 tonn. Betongkonstruksjonen til Statfjord B måtte dermed økes betraktelig for å klare en slik tyngde. Det trengtes et stort flytevolum med tilsvarende stor ballast, hvor momentarmen mellom flytevolum og ballast var liten.[REMOVE]Fotnote: Dahl, Per C. og Olsen, Olav.  (1978, 20. oktober). Statfjord B – interessant konstruksjon med mange nye trekk. Norsk Oljerevy Ba 4, nr. 7/8. 

Grunnflaten ble økt fra om lag 8000 kvadratmeter på tidligere Condeeper til hele 18.000 kvadratmeter for å få stort nok flytevolum. Det var bygget opp av 24 celler med et lagervolum på om lag 1,8 millioner fat olje, mot Statfjord A sine 1,2 millioner fat. En annen grunn til å øke grunnflaten så mye var at grunnforholdene hvor Statfjord B skulle plasseres var vesentlig mye dårligere enn hvor Statfjord A sto.

Bygging av betongunderstellet,
Kjelleren. Foto: Leif Berge/Equinor

Flere nyvinninger ble utviklet for å avhjelpe dette. For det første fikk plattformen en «kjeller», et lukket rom under cellene og over bunnplaten. I tillegg til å avhjelpe problemene med grunnforholdene, hadde en slik løsning flere fordeler. Den ga plass til rørsystemer som på tidligere plattformer var støpt inn i betongen. Siden «kjelleren» var tørr til cellene var støpt, kunne installering av rør foregå i den perioden. De eksterne oljeledningene til og fra plattformen, risere, hadde på tidligere plattformer vært montert på de ytre celleveggene, noe som gjorde det nødvendig med utstrakt dykkerarbeid ved sammensveising på havbunnen. På Statfjord B gjorde «kjelleren» plass til direkte innføring av riserne i rør til riserskaftet (det fjerde skaftet) hvor sammensveisingen kunne skje tørt ved at skaftet ble tømt for vann.[REMOVE]Fotnote: Dahl, Per C. og Olsen, Olav.  (1978, 20. oktober). Statfjord B – interessant konstruksjon med mange nye trekk. Norsk Oljerevy Ba 4, nr. 7/8. 

Bygging av betongunderstellet
Omlag 35.500 tonn armeringsjern gikk med til å lage understellet til Statfjord B. Foto: Mobil Exploration Norway Inc./Norsk Oljemuseum

Over «kjelleren» ble stål- og betongskjørtene plassert. Det var til sammen 98 av dem. Også stålskjørtene hadde flere funksjoner. Planen var å sette ned plattformen uten bearbeiding av grunnen. På plassen der Statfjord B skulle settes ned var, som mange andre steder, det øverste laget dårligere enn dypere lag. Dermed var det viktig med stive stålskjørt som kunne skjære seg ned i bakken til bæredyktige lag. I tillegg beskyttet de mot utvasking og de tjente som forskaling for grouting (injisering av sement) under plattformen.

De holdt også undertrykk innenfor skjørtene. Ved å kombinere over- og undertrykk i de forskjellige rommene mellom skjørtene kunne plattformen mer sikkert styres under nedsetting. Konstruksjonen kunne også settes på hellende bunn takket være skjørtene. Plattformen kunne bli stående rett med overtrykk i cellene til groutingen var ferdig.[REMOVE]Fotnote: Dahl, Per C. og Olsen, Olav.  (1978, 20. oktober). Statfjord B – interessant konstruksjon med mange nye trekk. Norsk Oljerevy Ba 4, nr. 7/8. 

Enda en nyervervelse på Statfjord B var at konstruksjonen fikk fire skaft. Erfaringen fra Statfjord A og andre tidligere plattformer tilsa at en fire skafts opplaging av dekket var mer formålstjenlig enn tre skaft. Selv om Statfjord B betongunderstellet bygde på samme mal som de tidligere plattformene bygget i Hinnavågen, var det en konstruksjon med mange nye trekk, og representerte dermed den nye generasjonen av Condeeper.

Prosjektorganisasjon

Bygging av betongunderstellet
Understellet til Statfjord B ligger i byggedokken til Norwegian Contractors i Hinnavågen ved Stavanger vinteren 1979. Foto: Norsk Fly og flyfoto AS/Norsk Oljemuseum

For å styre og kontrollere et slikt gigantisk prosjekt trengtes det en prosjektorganisasjon. Den besto av NC sine egne prosjektansatte. Både byggherren Mobil og NC leide i tillegg inn ekstern ekspertise. Byggherren Mobil satte konsulentarbeidet ut til EMC, bestående av Brown & Root og NPC joint venture, mens NC engasjerte Grøner og Noteby i byggeledelsen og til å foreta kvalitetskontroll av egne arbeider. NC engasjerte også Olav Olsen A/S som byggeteknisk konsulent som utførte tegninger og beregninger for betongarbeidet, og NGI – Norsk Geologisk Institutt som konsulenter for fundamentering og instrumentering, og Det norske Veritas – DnV – som konsulent på tekniske beregninger.

Oljedirektoratet som var ansvarlig for at virksomheten foregikk i samsvar med sikkerhetsforskriftene, engasjerte dr. ing. Aas Jacobsen for å kontrollere tegninger, beregninger, utførelse av betong og stålkonstruksjoner, slik de også hadde gjort på Statfjord A. DnV gjennomførte kontroll av de mekaniske systemene. Tegninger og beregninger ble dermed kontrollert av tre forskjellige instanser; Aas Jacobsen for Oljedirektoratet, DnV for NC og EMC for Mobil. Det var et lavt omfang av endringsarbeider ved byggingen av understellet til Statfjord B.[REMOVE]Fotnote: Moe, J. (1980). Kostnadsanalysen norsk kontinentalsokkel : Rapport fra styringsgruppen oppnevnt ved kongelig resolusjon av 16. mars 1979 : Rapporten avgitt til Olje- og energidepartementet 29. april 1980 : 2 : Utbyggingsprosjektene på norsk sokkel (Vol. 2). Oslo: [Olje- og energidepartementet]: 231.

La arbeide begynne

Bygging av betongunderstellet
Før betongunderstellet ble senket ned under vannflaten var det midlertidige innganger inn i betongcellene. Fra Monthly report Statfjord B, NC/Mobil Exploration Norway Inc.

Før kontrakten mellom Mobil og NC ble underskrevet om bygging av betongkonstruksjonen til Statfjord B, begynte NC arbeidet med å klargjøre byggeplassen. Det første som måtte gjøres var å flytte en rørledning som ble brukt til å pumpe sjøvann som seig under spuntveggen ut i sjøen igjen. Ledningen lå for langt inn i dokken. I tillegg trengtes det et mye større fundament. Det gamle var på om lag 8 mål, med de dimensjonene Statfjord B var planlagt til trengtes en plate på 20 mål. Den gamle platen ble undersøkt, og det viste seg at den kunne inngå i den nye.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1978, 24. januar). Klar for B-plattformen.

Etter at kontrakten formelt var i havn, startet arbeidet med å forberede grunnen, før et nytt arbeidsfundament støpes. Dokken måtte dreneres og en del av massen måtte skiftes ut. Det var viktig å få et godt underlag for betongstrukturen. Fundamentet måtte tåle en vekt på 110.000 tonn som ikke var jevn fordelt.

11. juni 1979 ble betongstrukturen sjøsatt fra tørrdokken og slept ut til ankringsplassen i Gandsfjorden, hvor det ble gjort klart for glidestøping av cellene. Uttauingen fra dokken var en kritisk fase. Den skulle slepes ut 100 meter fra innerposisjon, for så å bli dreid 23 grader før den ble tatt ut av åpningen. I denne fasen tålte de ikke mye vind. Og to ganger ble uttauingen utsatt. Det første forsøket ble avbrutt da det viste seg at bunnforholdene ved dekksporten ikke var skikkelig preparert. Det var ikke nok dybde, og en 70.000 kubikkmeter stor støttefylling måtte fjernes. Forsøk to ble hindret av vinden. Det blåste ikke mer enn ti sekundmeter, men det var nok til at betongstrukturen kunne komme ut av kurs.

På tredje forsøk gikk alt etter planen. Ved hjelp av vinsjer ble første del av Statfjord B tauet ut av dokken med en klaring på 70 cm over bunnen.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1979, 28. juni). Da strukturen var klar av dokken ble vinsjene kuttet og slepebåtene tok over. Trykkluft, oppdrift og 20.000 hestekrefter fordelt på fem slepebåter gjorde det mulig å flyte Statfjord B i en fart på to til tre knop til ankerstedet. Fortøyningen og oppstrammingen tok to døgn.[REMOVE]Fotnote: Rogalands Avis. (1979, 11. juni). Condeep-utslep med forviklinger.

Kjettingene som skulle holde strukturen på plass ble festet i nye fundamenter. Det ble brukt fire lengder på til sammen seks til syv kilometer. Kvaliteten på kjettingen var bedre enn de som de hadde brukt tidligere, det var en vesentlig større plattform som skulle bygges. Bruddstyrken var på 1500 tonn mot tidligere 1300 tonn. De ble festet på Lihalsen og Einerneset på østsiden av Gandsfjorden og Vaulen og Kvalaberg på vestsiden. Festene var av enklere konstruksjon enn tidligere brukt. Det var ikke vinsjer på land, bare jernplater som var støpt inn i fjellet.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1979, 5. januar). Svær kjetting til Statfjord b. 

Bygging av betongunderstellet
Trillebårkjøring var en ettertraktet, men tung jobb. Foto: Leif Berge/Equinor

Samtidig med at skoleferien startet, startet støpingen av betongcellene. Det var viktig å starte hovedgliden når studenten hadde fri for å få tak i tilstrekkelig mange folk. Det var ikke vanskelig å skaffe folk, jobben var godt betalt og det var ikke plass til alle som var interessert. De fleste var trillebårkjørere, men NC holdt også kurs i jernbinding og forskaling for ungdommen. Dette var den mest hektiske perioden, og 1150 mann var i arbeid, av dem var 860 ansatt av NC. Gliden pågikk døgnkontinuerlig i 27 døgn, til da verdens største glideoperasjon. Det gikk med 58.000 kubikkmeter betong, alt trillet i trillebårer som tok 80 liter. For å oppnå en glidehastighet på ønsket 1,5 meter i døgnet, måtte det fylles en trillebår hvert tredje sekund.[REMOVE]Fotnote: Steen, &., & Norwegian Contractors. (1993). På dypt vann : Norwegian Contractors 1973-1993. Oslo: [Norwegian Contractors]: 44.

Det var tungt arbeid med høyt arbeidstempo. Arbeiderne var fordelt på fire skift. Etter seks timer med trillebårkjøring eller jernbinding verket kroppen og fingrene var stive. Betongen ble blandet på stedet, før den ble fordelt i trillebårer. Blandeverket for betong lå på en lekter fortøyd inntil betongstrukturene. Også et dusin administrasjonsbrakker ble med ut på fjorden. Mannskapet ble fraktet med hurtigbåt fram og tilbake mellom land og arbeidsplassen.[REMOVE]Fotnote: VG. (1979, 12. juni). Betong-gigant PÅ FJORDTUR.

Bygging av betongunderstellet
Understellet til Statfjord B ligger ferdig støpt i Gandsfjorden. Sementblandeverket kan ses i venstre hjørne. Fra Monthly report Statfjord B. NC/Mobil Exploration Norway Inc.

Glidestøpingen var nøye planlagt, og det var ikke rom for feil. Hundrevis av hydrauliske jekker som ble styrt av laserstråler, drev glideforskalingen oppover. 18. juli var støpingen ferdig, og en fase med ferdigstilling av cellene og forberedelsen til glidestøpingen av skaftene begynte. Det arbeidet startet i januar 1980 og 24. februar var toppen nådd. Betongstrukturen var nå hele 174 meter. Tidsplanen hadde vært stram, men den ble slått med en dag.

Nå måtte NC igjen redusere arbeidsstokken fra 650 til om lag 350. 150 av disse var tatt inn i forbindelse med glidestøping av skaftene, og reiste nå videre til andre jobber og av de resterende 150 gikk en del tilbake til de firmaene som sto bak NC – Furuholmen, Høyer-Ellefsen og Selmer. Resten fikk NC skaffet jobb andre steder, blant annet hos Rosenberg, som var midt i arbeidet med dekket til Statfjord B.[REMOVE]Fotnote: Rogalands Avis. (1980, 11. mars). På toppen av Statfjord B. 

Ulykker

Stort sett gikk arbeidet med betongunderstellet til Statfjord B uten videre dramatikk, men i desember 1979 gikk femti tonn jern til bunns. En silo med femti tonn finmalt jernmalm, en mindre lekter og en shovel til en samlet verdi på flere hundre tusen kroner gikk ned i Gandsfjorden. Ingen personer kom til skade. Det var under lossing av jernslig (jernmalm knust til fint støv) uhellet skjedde. 40.000 tonn jernslig skulle brukes som ballast i bunnen på Statfjord B og halvparten av det var med på båten som losset.

To kraner fra malmbåten lastet over i to siloer som sto på hver sin flottør som var fortøyd til plattformen. Fra siloene gikk det et transportbånd opp til plattformen. Transportbåndet fra den ene siloen ble stanset for kontroll av noen slanger, uten at kranføreren ble informert. Han trodde det fortsatt rant malm ut av siloen. Da siloen ble full, fortsatte lastingen, og på grunn av overbelastning fikk den ene flottøren slagside, beina på siloen knakk og siloen falt ned på en lekter med en shovel, som lå ved siden av. Silo, jernslig, lekter og shovel forsvart på 243 meters dyp og inn i et tykt mudderlag.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1979, 21. desember). Shovel og silo gikk til bunns. 

Publisert 23. mai 2018   •   Oppdatert 4. mai 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Statfjord-avtaler

person Av Håkon Lavik, tidligere Statoil-ansatt
Rundt virksomheten på Statfjordfeltet er det et omfattende avtaleverk, som enten regulerer virksomheten eller har innvirkning på hva man kan gjøre eller ikke gjøre. Der er også avtaler med andre lisenser og felt om salg av tjenester eller bytte av tjenester osv. Avtaleverket er til dels innfløkt og uoversiktlig, men samtidig er det avtalene som gjør virksomheten mulig.
— Statfjord C. Foto: Øyvind Hagen
© Norsk Oljemuseum

Det har blitt inngått avtaler som:

  • Delelinjetraktat
  • Konsesjoner
  • Unitisering
  • Statfjordtraktaten
  • Bridgingagreement
  • Produksjonsbytteavtalen
  • Delelinjetraktat

    Avtalehierarkiet starter egentlig med traktaten mellom Storbritannia og Norge som definerer midtlinjen mellom de to land i Nordsjøen. Denne traktaten, som ble inngått i 1965, avklarer hvilke sokkelområder som tilhører hvilket land. Traktaten er forankret i internasjonal rett, slik den framkommer i FNs havrettskonvensjon fra 1958. Denne konvensjonen gir for så vidt flere mulige prinsipper for inndeling av kontinentalsokkelen. Men Norge valgte, da de startet forhandlingene om delelinjer i Nordsjøen i 1963, å basere seg på midtlinjeprinsippet. Det betyr at delelinjen skal trekkes midt mellom kyststatenes grunnlinjer (som definerer kysten). Dette prinsippet gjelder i alle de traktater Norge inngikk om sokkelgrensene i 1965.  For Statfjords del er det bare avtalen med Storbritannia som har betydning.

    Statfjord-avtaler,
    Grensedragningen mellom norsk og britisk sektor ble gjort etter midtlinjeprinsippet. Her fra grensen på Friggfeltet. Foto: Jan A. Tjemsland/Norsk Oljemuseum

    Som en konsekvens av delelinjetraktaten oppsto der en liten pussighet, som hadde konsekvenser for Statfjord-feltet. I 1965 ble delelinjen fastsatt fra grensen mellom Norge og Sverige, mot Danmark, Tyskland, Nederland og Storbritannia nord til 61 grader, 20 minutter og 40 sekunder Nord i Nordsjøen. De som trakk opp delelinjen den gang trodde de hadde trukket opp midtlinjen for mange generasjoner framover. Men det skulle altså ikke gå mer enn noen få år før det ble behov for grensedragninger lenger nord.

    Det er for øvrig her en finner opphavet til virksomhet sør og nord for 62. breddegrad. For da Norge i 1965 utlyste områdene i Nordsjøen for petroleumsvirksomhet, trakk de delelinjen uformelt opp til 62. breddegrad, og så en linje langs denne breddegraden inn til land. Dermed hadde en fått en nordlig avgrensing på det en kalte Nordsjøen. Det lå ingen andre motiver i denne grensedragningen enn å ha praktiske inndelinger på blokkene som skulle utlyses, siden hver hele blokk utgjør et areal avgrenset av en ganger en grad på kartet.

    Siden Statfjord i hovedsak ligger nord for 61. breddegrad, fikk denne noe uklare grensen den konsekvens at da britene i 1971 delte ut blokker på britisk sokkel opp mot midtlinjen mot Norge i dette området, unnlot britiske myndigheter å tildele areal helt inn til delelinjen. Det skapte problemer senere.

    Det er for øvrig en liten historisk morsomhet knyttet til grensedragningen på sokkelen. Under havrettsforhandlingene på slutten av 1950-tallet var Norge kun opptatt av å sikre mulighetene for fri ferdsel på havet og klare fiskerigrenser. Derfor tiltrådte Norge ikke havrettskonvensjonen før i 1963. Det var først på 1970-tallet at fiskerigrensene i Nordsjøen kom til å følge midtlinjen. Så før Norge kunne lyse ut muligheter for petroleumsleting, måtte landet ratifisere alle deler av havrettskonvensjonen, erklære norsk suverenitet over sokkelen, og så forhandle grenser i henhold til reglene i konvensjonen.

    Bommet med 13 km
    Da delelinjeavtale mellom Norge og Storbritannia skulle sluttforhandles i 1964, kunne en kartfeil kostet Norge hele Ekofiskfeltet, og dermed milliarder av kroner i oljeinntekter. Kvelden før delelinjeavtalen mellom Norge og Storbritannia skulle sluttforhandles, begynte Sjøkartverkets representant i forhandlingene å lure på om det kunne være noe galt med beregningene som fastsatte grensen mellom de to landene. Han kontaktet geodesiavdelingen i Norges geografiske oppmåling (nåværende Statens Kartverk), som fikk oppgaven å kontrollere. Oppdraget skal ha blitt gitt rett før sluttforhandlingene, og avdelingen måtte jobbe natten gjennom med matematiske formler, ledet av Gunnar Jelstrup, for å kontrollere koordinatene for midtlinjen mellom de to landene.
    – Resultatet ble nesten skremmende: De oppdaget at det sydligste punktet lå nesten 13 kilometer nærmere norsk kyst enn britisk. I tillegg fant de ut at partene hadde brukt feil kart når de skulle beregne midtlinjen, sier tidligere sjefsingeniør i Statens kartverk, Bjørn Geirr Harsson.
    Aftenposten, 15.09.2010

  • Konsesjoner

    Da Shell og Esso kom til norske myndigheter høsten 1972 og fortalte at Brent-funnet som nylig var gjort på britisk side muligens strakte seg inn på norsk sokkel, fikk de norske myndighetene ett problem. Slik det norske regelverket omkring petroleumsvirksomheten var utformet, kunne blokker bare deles ut i annonserte konsesjonsrunder. Derfor måtte reglene forandres først. Dette ble gjort tidlig i 1973, og i mars 1973 ble det annonsert at de to blokkene 33/9 og 33/12 skulle tildeles utenom en konsesjonsrunde. Søknadene kom inn i slutten av april 1973, og etter forhandlinger ble den norske konsesjonen tildelt 10. august 1973. Dette var konsesjon nummer 37 på norsk sokkel (PL037). Dermed kunne letingen på norsk side av grenselinjen begynne.

    Statfjord-avtaler,
    Statfjord strakte seg over norsk og britisk side av grenselinjen, og ble dermed tildelt i både norsk og britisk konsesjonsrunde. Avtaler om utnyttelse måtte til – kalt unitiseringsavtaler. Kilde: https://www.norskpetroleum.no/interaktivt-kart-og-arkiv/interaktivt-kart/

    På britisk side hadde konsesjonen som dekket det mulige Statfjord-felt blitt tildelt i 1971. Blokk 211/24 (P104), dekket det meste. Men siden den østlige begrensningen av kon-sesjonen ikke falt sammen med delelinjen, måtte det tildeles en ny konsesjon, P293, som dekket den smale korridoren i mellom. Dette ble gjort tidlig i 1974. P293 fikk for øvrig de samme eiere som P104 (Shell og Esso), slik at det ikke var noen interessekonflikter dem imellom. Det eneste som ikke harmonerte var varighetene av konsesjonene på norsk og britisk side, men de var det ingen som så betydningen av i 1973–74.

    Unitisering

    Delelinjetraktaten har noen vage formuleringer om at dersom det er reservoarer som geografisk ligger på begge sider av delelinjen, så skal en søke å komme fram til felles utnyttelse. Det er også slik at det må påvises av det er felles reservoar(er) på begge sider av grenselinjen. Etter at Statfjord var påvist på norsk side i februar 1974 (offentliggjort 26. februar), måtte det påvises ved boring på britisk side at det var samme reservoar. Operatøren der, Conoco UK boret en brønn sommeren og høsten 1974, og resultatet var entydig. Det var et felles reservoar, eller egentlig, flere felles reservoarer.

    Dermed startet det forhandlinger om en felles utvikling og produksjon av feltet. Disse forhandlingene strakk seg gjennom hele 1975, fram til våren 1976. Da ble det oppnådd enighet mellom lisensene om prinsippene i en avtale og felles utnyttelse. Statfjord Unit ble opprettet sommeren 1976 og det første styringskomitemøtet var i september 1976.

    Avtalen ble ikke formelt ferdigforhandlet og signert før i 1979, men utviklingen av Statfjord skjedde samordnet fra juni 1976. Det vil si at det ble opprettet en egen enhet, et interessentskap, hvor de petroleumsførende lag i undergrunnen skulle utvikles og produseres i fellesskap, med en felles operatør. Eierinteressene mellom selskapene skulle fordeles i henhold til eierandelene i de opprinnelige lisenser, multiplisert med fordelings-prosenten av reservene mellom de to land. I 1976 ble det ansett at 88,88 prosent av reservene var på norsk side.

    Det var altså ikke lisensene som ble slått sammen, men reservene nede i undergrunnen. Formelt sett er det den kube som begynner 20 meter over toppen av det øverste reservoaret, brentformasjonen, og som avsluttes 20 meter under bunnen av den det nederste reservoaret, statfjordformasjonen. Det kan muligens virke forvirrende at det finnes sammenfallende feltnavn og formasjonsnavn, men bakgrunnen for det er at formasjonene får navn etter feltet der de først er påvist.

    Avtalen fra 1976 har et greit og enkelt navn: Unitisation and Unit Operating Agreement Statfjord Field Reservoirs in the Norwegian and United Kingdom Continental Shelf, datert 1. juni 1979. Selv om av-talen først ble endelig signert og godkjent i 1979, fikk den virkning fra 1976. Som det står i tittelen er det også en operasjonsavtale, som regulerer hvordan feltet skal bygges ut og drives.

    Statfjord Unit styres av en styringskomité, hvor hver eier har en stemmeandel som sammenfaller med utregnet eierandel i feltet. Det er også bestemt at eierandelen skal regnes med fem desimaler etter komma. For å få et bindende vedtak må minst 70 prosent av eierne stemme for.Det er bare noen få unntak fra stemmeregelen. Det er fordeling av reserver mellom de to land, som krever 100 prosent enighet. Det samme gjelder for andre felters bruk av anleggene på Statfjord, og for nedleggelse av virksomheten. Prosentfordelingen av eierinteres-sene betyr også at eierselskapene bidrar med denne andel av alle investeringer og kostnader og eier tilsvarende prosentandel av den olje og gass som produseres.

    Unitiseringsavtalen har også regler for at fordelingen av verdiene i reservoarene skal kunne vurderes med visse mellomrom. Disse reglene, såkalt redeterminering (se egen artikkel), har ført til flere opprivende konflikter mellom eierne og mellom de to land. Den siste prosess av denne typen ble avsluttet i 1998. Hvis det blir endringer i prosent-splitten, skal alle investeringer og hele reserve-fordelingen redistribueres mellom eierne tilbake til dag null i feltets historie. Siden en i 1998 hadde produsert så store deler av verdiene at en justering ville få veldig dramatiske konsekvenser for den som fikk redusert sin andel, ble en enige om å gjøre fordelingen endelig fra 1998. Da ble det fastslått at 85,46869 prosent av Statfjord er norsk.

    Unitiseringsavtalen ble for øvrig endret og oppdatert en rekke ganger, det er så langt (2009) over 20 endringsavtaler til den opprinnelige avtale. Disse endringene er gjort for å tilpasse avtalen til ting en ikke forutså i 1976. I avtalen er det også fastslått at arbeidsspråket i Statfjord Unit er engelsk (amerikansk). Derfor er alle avtaler skrevet på engelsk (bortsett fra konsesjons-avtalen på norsk side, PL037). All dokumentasjon og rapportering skjer også på engelsk.

    Unitiseringsavtalen har også bestemmelser for hvordan mulige konflikter mellom eierne i interessentskapet skal løses. Den har i tillegg bestemmelser om hvor og hvordan en kan søke bistand dersom ting ikke kan løses. For eierne i Statfjord Unit skal en få hjelp hos de internasjonale handelskammer i kantonet Vaud i Sveits (Lausanne). Det har aldri vært behov for slik bistand.

     

    Begrepet «Unitisere»
    I norsk oljeindustri er ordet «unitisere» etablert som et entydig begrep. Begrepet kan oversettes med «å behandle som en enhet». Begrepet «unitisere» kommer fra amerikansk «unitize». På spørsmål om å bruke dette begrepet på norsk svarte Norsk språkråd i 1991 at dersom unitsere var et etablert ord i fagmiljøet, hadde de ingen innvendinger mot en fortsatt bruk av det. Men på den andre siden mente språkrådet at det ikke var noe i veien for å bruke et mer allment ord som for eksempel enhetsbehandle / enhetsbehandling. Enhet svarer til «unit» og bør derfor være mulig å bruke.
    Trude Meland. Kulturminne Frigg

    Statfjordtraktaten

    Parallelt med unitiseringavtalen ble det også forhandlet en egen traktat for Statfjord. Denne avtalen, The Statfjord Treaty of 1979 between Norway and UK, ble endelig godkjent og ratifisert den 16. oktober 1979. I prinsippet var også den klar i 1976, men ble ikke endelig før like før produksjonsstart i 1979. Det er traktaten som gjør det mulig å produsere Statfjord som en enhet. Det er her en finner bestemmelsene om felles utnyttelse av feltet, selv om det er i to ulike land.

    Hvorfor er felles utvikling og produksjon viktig? Fordi en i de tidligste petroleumstider i USA (og senere i Mexico) hadde opplevd at ved funn av olje og gass så stormet alle mulige andre til og boret og produserte fra naboeiendommer. Det førte til at mange felt ble ødelagt av rovdrift og bare en brøkdel av reservene ble produsert. Ved en samordnet og planlagt utvikling kan en langt større del av verdiene produseres.

    Traktaten har også bestemmelser om hvordan mulige konflikter mellom de to land skal løses. Derfor har det vært mulig å ha en samordnet og fredelig utnyttelse av Statfjord. Mange andre lands myndigheter har undret seg over hvordan dette har vært mulig, og har ønsket å utvikle lignende traktater og avtaler.

    Traktaten slår også fast at virksomheten på feltet skal skje i henhold til norsk lov og norsk regelverk. Dette fordi alle installasjoner er i Norge og drives fra Norge og at operatøren er et norsk selskap. Samtidig med Statfjord-traktaten ble det inngått en traktat til, Murchison-traktaten. Denne traktaten gjør det mulig å produsere murchisonfeltet som en enhet, på samme måte som Statfjord, men med motsatt fortegn. PL037-eierne eide opprinnelig en mindre del, vel 22 prosent av Murchison, som er bygget ut og produseres fra britisk side. Slik er Murchison-traktaten et speilbilde av Statfjord-traktaten.

     Bridging Agreement

    I 1991 ble det som kalles Bridging Agreement inngått. Det er en avtale mellom de britiske og norske eierne av Statfjord Unit (Agreement between P104 (293) and PL037 Groups). Den var ferdig ved årsskiftet 1990–91, men ble ikke signert før 1. juni 1991, samtidig med at en også signerte den første endringsavtalen. Grunnen til forsinkelsen var at en ikke trengte avtalen før, og at første endringsavtale rettet opp en uteglemmelse om releveringspunkter for petroleum fra feltet. Et releveringspunkt er ett eller flere steder hvor noen som leverer olje og gass til Statfjord for prosessering får sine produkter levert for transport videre.

    Hva gjør så Bridging Agreement? Jo, i unitiseringsavtalen er der bestemmelser om at petroleum, som måtte være påvist, og som er i de opprinnelige lisenser på norsk og britisk side skal ha rett til å bruke produksjonsanleggene på de tre statfjordplattformene til sin egenproduksjon, innenfor den ledige prosesskapasitet som måtte være i anleggene.  I PL037 var der allerede før unitiseringen i 1976 påvist to betydelige reservoarer, Statfjord Øst og Statfjord Nord. Derfor ble det skrevet inn bestemmelser i unitiseringsavtalen om hvordan det som kalles for ”non-unit operations” skal kunne foregå. Men for å få utviklet Statfjord Øst og Statfjord Nord måtte det utfyllende bestemmelser til.

    I 1986 begynte arbeidet med utvikling av disse to feltene. For Statfjord Nord var forholdene greie. Hele feltet ligger i PL037, utenfor Statfjord Unit-området. Det siste betyr at de norske eierne av Statfjord, som i sin helhet eier Statfjord Nord, hadde rett til å bruke produksjonsanleggene, dersom det var ledig kapasitet. Selv om dette lå i unitiseringsavtalen, hadde de britiske eierne betenkeligheter, og ønsket å få presisert enkelte ting. Det andre var at Statfjord Øst bare delvis var i PL037, resten var i blokken ved siden av, PL089. De norske statfjordeierne hadde rett til å prosessere halve Statfjord Øst under unitiseringsavtalens bestemmelser, men ikke den delen som var i PL089.

    Det de britiske eierne var bekymret for i 1986–87, og med god grunn, skulle det vise seg, var det som i dagligtale kalles priorteringsreglene. Unitisering-savtalen slår fast at oljen og gassen som produseres fra reservoarene i Statfjord Unit har første rett til bruk av prosess- og skipingsanleggene. Skal en selge produksjonskapasitet til andre, må utenforstående volum nøye seg med andre prioritet, altså den kapasitet som er tilgjengelig når Statfjord Unit har fått sitt.Bridging Agreement slår derfor fast flere ting, nemlig at det er greit at Statfjord-anleggene blir brukt av andre, men bare så lenge at det ikke går ut over Statfjord Units egen produksjon. Eierne av andre felt kan investere i økt prosesskapasitet og få første rett til å bruke denne nye kapasiteten, men Statfjord Unit-eierne må enstemmig være enige om hvor mye kapasitet andre kan tilbys.

    I tillegg slår Briding Agreement fast at en for Statfjord Østs del anser all oljen der som om den blir produsert fra PL037-lisensen. Dermed burde dette være under kontroll. I hvert fall trodde en det i 1991.  Men det var et par kompliserende ting.  Statfjord Øst ble unitisert og Statfjord Øst Unit opprettet i 1991. Dette feltet ble da en annen juridisk enhet enn PL037. Dermed måtte det inngås en egen tilknyttings- og prosessavtale med Statfjord Øst. Men den ble ikke inngått med Statfjord Unit, men med PL037, fordi PL037 hadde gjennom Bridging Agreement rett til å få prosessert hele Statfjord Øst i henhold til de bestemmelser som lå i Statfjords unitiseringsavtale.  Ett lite punkt ble glemt. Statfjord Øst inneholder noe gass, også i den delen som lå i PL037. Oljen fra hele Statfjord Øst var dekket av Bridging Agreement, og hadde dermed andre prioritet, men gassen hadde ingen tenkt på. Da så langt kom at dette måtte avklares, fikk gassen fra den delen av Statfjord Øst som opprinnelig var i PL089, fjerde prioritet for bruk av anleggene på Statfjord. Det høres muligens litt forkjært ut, siden oljen og gassen kommer til Statfjord C i samme rør og blir skilt fra hverandre der, men har ulik rett til bruk av anlegget. I praksis har det fungert greit.

    Statfjord-avtaler,
    Kontrollrommet på Statfjord C. Foto: Øyvind Hagen/Equinor

    Da Statfjord Øst og Statfjord Nord nærmet seg produksjonsstart, var det klart at det langt fra var nok prosesskapasitet på Statfjord C til å ta imot produksjonen fra satellittene.

    Statfjord Øst var beregnet klar for produksjon 1. oktober 1994. Den 30. september 1994 ble det inngått en endringsavtale til Bridging Agreement. Denne endringsavtalen, endring nummer to, er blitt kalt underløftsavtalen. Her kjøpte en seg en rett til å få prosessere opp til 25 000 Sm3/døgn fra satellittene på Statfjord C. De norske eierne av Statfjord Unit reduserte sin produksjon på Statfjord C for å gi satellittene plass. De britiske eierne var ikke villige til å redusere, slik at de fikk sin andel av produksjonen som om ikke satellittene brukte kapasitet. I realiteten fikk de olje fra Statfjord Øst og fra januar 1995 olje fra Statfjord Nord.

    For at satellittene skulle få første prioritet på denne måten, fikk de britiske eierne også en avgift på noen få cent pr. fat olje fra satellittenes eiere. I prinsippet kjøpte de norske eierne seg prosesskapasitet for satellittene.

    På denne måten kunne en produsere satellittene for fullt, uten restriksjoner. Dette var viktig, også fordi satellittene hadde havbunnsbrønner. En hyppig stenging og oppstart av slike brønner, med brønnstrømsoverføring i rørledning på havbunnen, kan føre til isdannelser og blokkering. Slike hydratplugger, som det heter, er meget vanskelige å løse opp. En kan bruke frostveske i rørene, som oftest metanol, men metanolen har den ulempe at den reagerer sammen med gassen, og ødelegger kvaliteten på den gass som eksporteres. Er gassen utenfor de spesifiserte rammer, får en dårligere pris.

    Denne underløftsordningen pågikk i flere år. Det medførte at de britiske eierne reelt hadde fått for mye olje i forhold til det som virkelig ble produsert fra Statfjord Unit. Tilbakebetalingen av det som ble kalt britenes overløft skulle ha begynt sent i 1998, men ble utsatt i fem år, og begynte i 2003. Det tjente de norske eierne grovt på, fordi oljeprisen i 1998 var under ti dollar fatet, mens den etter 2003 var stigende, og var tre-fire ganger så høy.

    Underløftsavtalen er et eksempel på hvordan en kan løse noe som kunne ha blitt problematisk for eierne av satellittene, som hadde investert i utbyggingen av dem, og skulle tjene inn igjen investeringene.

    Produksjonsbytteavtalen

    I 1986 bestemte den nye regjeringen Harlem Brundtland, som noe av det første etter at den overtok, at norsk oljeproduksjon i en periode skulle reduseres med 10 prosent, for å støtte OPEC og få økt oljeprisen. Denne reduksjonen skulle gjelde for Statfjord også, særlig fordi Statfjord var det langt største feltet på norsk sokkel.

    Men britiske myndigheter hadde ingen ønsker om å redusere sin produksjon, og nektet de britiske Statfjord-eierne i å delta i en reduksjon på Statfjord.  Løsningen ble at Statfjord slapp å redusere produksjonen, men at den reduksjon som skulle ha vært på Statfjord ble tatt på Gullfaks i stedet. Det var Statoil som fikk til denne ordningen, og det ble inngått en bytteavtale. Gullfaks skulle få tilbake produksjonen de hadde utsatt i årene etter at de norske tiltakene var avviklet. Først mot slutten av 1990-tallet var mellomværendet oppgjort og avtalen avviklet.

    Bare en liten kuriositet. Da den norske regjeringen i juni 1986 annonserte produksjonsrestriksjonene, steg oljeprisen med 50 cent/fat umiddelbart. Samme dag hadde Statoil en oljelast fra Statfjord klar for avgang. Det ble besluttet å vente med å selge denne lasten til det var avklart hva den norske regjeringen ville forta seg. Lasten ble solgt etter at prisen hadde steget. Med 770 000 fat om bord, tjente en 335 000 dollar ekstra ved å vente. Det var ca. 2,5 million NOK i ekstra fortjeneste på den ene lasten.

Publisert 30. oktober 2019   •   Oppdatert 13. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk