God på bunnen

19.12.2016
Med grensesprengende nyutviklet teknologi økes utvinningen fra Åsgard-området i Norskehavet med 306 millioner fat oljeekvivalenter, tilsvarende drøyt halvannet Edvard Grieg-felt. Teknologien gir nye muligheter også på felt som Troll, Ormen Lange og Snøhvit.

| Arnt Even Bøe

Illustrasjon: Aker Solution

Illustrasjon: Aker Solution

 

I tillegg til boring av mange produksjonsbrønner, ligger mulighetene for økt utvinning av oljefelt i injisering av vann og/eller gass for å holde trykket oppe. I gassreservoarer derimot er det ikke så mye ekstra å hente ved injeksjon, men her ligger utfordringene som regel i rørsystemene på havbunnen. Etter hvert som trykket i reservoarene synker, øker flytproblemene for gassen og væsken som sendes til behandlingsanleggene.

Det kunne også ha skjedd med brønnstrømmene fra Midgard og Mikkel-forekomstene hvor avstanden til Åsgard er henholdsvis 40 og 60 kilometer. Jo lengre rør, dess større friksjon. Etter hvert som trykket synker, samler mer og mer væske seg i de lavest liggende delene av rørsystemene på havbunnen. Med stadig mindre ledig plass i rørene økte hastigheten på gassen slik at den tidvis rev med seg «propper» av væske (slugging) som nådde prosessanlegget på Åsgard B i kraftige støt. Det var ikke anlegget bygget for.

Dersom ikke problemet ble løst, ville det medført en periode med redusert gassproduksjon. Og til slutt måtte produksjonen stenges ned før alle reservene var produsert. Det var bakgrunnen for at rettighetshaverne, med Statoil som operatør, besluttet å gå i gang med det som skulle bli selskapets mest krevende teknologiprosjekt innen økt utvinning. Det endte opp som verdens første gasskompresjonsprosjekt på havbunnen.

 

Kompresjonsplattformer

Utfordringene ved transport av brønnstrømmen fra gassfelt er ikke av ny dato. En god gammel og mye brukt løsning har vært å gi gass og væske ny fart ved hjelp av kompressorer som øker trykket i transportleddet. Det ble ganske enkelt gjort ved å bygge nye tradisjonelle plattformer for tradisjonelle kompressorer, eller installere en kompressor på eksisterende plattformdekk.

Statoil, som er operatør for både Midgard og Mikkel, fant ut at kompresjon også var løsningen for disse to feltene og startet planleggingen rundt 2004.

«I utgangspunktet ville det vært naturlig å bygge en ny tradisjonell kompresjonsplattform. Men jo mer vi tenke på undervannskompresjon, dess mer fascinert ble vi. En kompressor har også større effekt jo nærmere den står reservoaret, og havbunnen er i utgangspunktet et perfekt sted for maskiner. Når utfordringen med å holde havvannet ute er løst, får utstyret jobbe i et stabilt miljø og i fred for ytre påvirkning av noe slag,» forteller Torstein Vinterstø, prosjektdirektør i Statoil.

Han har arbeidet med Åsgard havbunnsgasskompresjon siden planleggingsfasen tidlig på 1990-tallet.

 

Kjøling

«Når vi først tenkte i de baner, bestemte vi oss for å gjøre det på en helt ny måte. For å sikre mest mulig oppetid på havbunnsanlegget, måtte anlegget bygges så enkelt som mulig. I den sammenhengen ville vi unngå tradisjonelle anlegg for kjøling av kompressormotor og et eget smøreoljesystem for lagre. I stedet for eget kjøleanlegg, ville vi bruke gassen til kjøling av el-motorene i kompressorene, og i stedet for vanlige kulelagre, ville vi bruke magneter som lot akslingen sveve fritt. Ingenting av dette var gjort før i denne settingen, » forteller Vinterstø.

Etter rundt fire år på tegnebrettet startet uttestingen av en fullskalamodell av det nye kompressorsystemet på K-laboratoriet på Kårstø i Rogaland i 2008. Både gassblandingen og havtemperaturen lå så tett opp til virkeligheten på havbunnen i Norskehavet som mulig. Noe av det mest spennende var om gassen fra reservoarene var kald nok til å sikre el-motorene tilstrekkelig kjøling. Like stor spenning var det knyttet til om den smørefrie magnetteknologien, som ga veivakslingen en klaring på én millimeter, kom til å virke.

Ormen Lange-lisensen startet sitt eget pilotprosjekt innen havbunnskompresjon i samarbeid med Aker rundt 2006. Dermed pågikk utviklingen av de to systemene nokså parallelt. Etter sammenslåingen av Statoil og Hydro i 2007 ble det innledet et tettere samarbeid mellom Åsgard- og Ormen Lange-prosjektene.

 

Billigere. «Prisen på et nytt liknende anlegg kan presses kraftig ned,» sier Torstein Vinterstø, prosjektdirektør i Statoil.

Billigere.
«Prisen på et nytt liknende anlegg kan presses kraftig ned,»
sier Torstein Vinterstø, prosjektdirektør i Statoil.

 

Lønnsomt

Resultatene fra uttestingen av Åsgard-systemet på Kårstø var meget oppløftende. Etter 3500 testtimer var byggingen av verdens første havbunnsanlegg for gasskompresjon klar til å sammenliknes med den tradisjonelle plattformløsningen. Konklusjonen ble at havbunnskompresjon ble både mest lønnsomt og klimavennlig. På den bakgrunn ble Endret plan for utbygging og drift (PUD) for Åsgard undervannskompresjon sendt Oljeog energidepartementet i august 2011. I løpet av Åsgard-prosjektet har det blitt implementert mer enn 40 nye teknologier (oppfinnelser).

Da det endelige klarsignalet kom i Stortinget i mars 2012, hadde ikke pilotprosjektet mer enn tiden og veien. Med stadig synkende trykk og økende risiko for at gassen skulle komme i kraftige støt, var det bare et tidsspørsmål før produksjonen fra Midgard- og Mikkel måtte stanses. Det ville vært svært ugunstig, ikke bare på grunn av utsatte inntekter og mulige gjenstartingsproblemer, men også av hensyn til kvaliteten på gassen fra Åsgard B.

Gassen som sendes til Kårstø, er en blanding av ulike typer fra alle reservoarene i området. Miksen optimaliseres gjennom behandlingen i anlegget på Kårstø. Et av de viktigste momentene i den sammenheng er at den karbondioksidfattige gassen fra Midgard og Mikkel balanserer ut den mer rike gassen fra andre felt. Uten gass fra de to M-feltene, var det fare for at Åsgard måtte bygge et reduksjonsanlegg for karbondioksid av samme type som brukes på Sleipner-feltene og Snøhvit. Derfor hastet det med å få kompresjonsanlegget på plass og i drift.

Aker Solutions ble tildelt en EPC-kontrakt; en kontrakt for systemdesign, innkjøp og konstruksjon av kompressoranlegget. MAN leverte kompressorene med den nye kjøleteknologien og magnetlagrene, Nexans leverte til sammen 160 kilometer strømkabler. Technip sto for størstedelen av de marine installasjonene, inkludert installasjon av alle modulene tilhørende kompressoranlegget.

Kompresjonsanlegget ble ferdig i tide slik at Åsgard slapp produksjonsstans. Verdens første anlegg for havbunnkompresjon ble startet fredag 16. oktober 2015.

 

Som en klokke

«Klart vi var spent. Både vi som operatør, de andre selskapene i lisensen, og ikke minst leverandørene lurte jo svært på om kompresjonen ville virke etter all tiden, alle millionene, all energien og ikke minst all prestisjen vi hadde lagt ned i prosjektet,» forteller Vinterstø.

I dag, etter over ett års drift, går anlegget som en klokke og har en oppetid på nær 100 prosent. Energibruken, og dermed også karbondioksidutslippene, er halvert i forhold til plattform-konseptet.

Den nyutviklede teknologien har økt utvinningsgraden for Midgard fra 67 til 87 prosent, mens tilsvarende tall for Mikkel er fra 59 til 84 prosent. Til sammen gir dette 306 millioner fat oljeekvivalenter. Det utgjør et middels stort norsk oljefelt, eller halvannen gang det nyåpnede Edvard Grieg-feltet i Nordsjøen (182 millioner fat olje).

Da oljedirektør Bente Nyland i Oljedirektoratet overrakte Åsgardlisensen IOR-prisen under årets ONS, roste hun risikoviljen og evnen til nytenkning i alle ledd (se egen sak). Prosjektdirektør Vinterstø legger i tillegg stor vekt på måten samarbeidet har foregått på. Lisensens tekniske komité har hatt månedlige møter hvor dialogen har vært svært god og prosjektteamet har fått full oppbakking. Vinterstø berømmer også leverandørene for den målrettede måten de har jobbet på, og ikke minst for vilje til nytenkning og gjennomføringsevne.

 

Tidspress

«Tidspresset og de teknologiske utfordringene rundt prosjektet gjorde at det ble fire-fem måneder forsinket og med en pris som lå drøyt to milliarder kroner over PUD-ens 16,9 milliarder. Forklaringen ligger i at vi la estimatene under finanskrisen rundt 2009, da prisene var lave. Da vi startet innkjøpene og byggingen rundt 2011, hadde oljeprisen steget til værs og tatt alle de andre prisene med seg. Den gode nyheten er imidlertid at anlegget selv i dag, med lave oljepriser, er lønnsomt,» sier Vinterstø.

Det bekrefter produksjonsdirektør Halvor Engebretsen på Åsgard. I løpet av det første året med anlegget i drift økte produksjonen med i overkant av 16 millioner fat oljeekvivalenter. Med dagens priser utgjør det merverdier på godt over fem milliarder kroner første året, ifølge Engebretsen.

 

Havbunnsfabrikken

Gasskompresjon på havbunnen er et av de mest radikale innovasjonsprosjekter i Statoils historie Teknologien representerer et kvantesprang som bringer selskapet et steg nærmere realisering av det som kalles havbunnsfabrikken. Målet er å etablere prosesseringsanlegg som gjør det mulig å fjernstyre transport av hydrokarboner.

Et viktig poeng med denne typen anlegg er at effekten blir større jo nærmere reservoaret de plasseres. På Åsgard står bunnrammen over Midgard, som ligger 40 kilometer fra Åsgard B. Det betyr at brønnstrømmen fra Mikkel må skyves rundt 20 kilometer før den får ny kraft og fart. Dermed ligger det i kortene at en ny bunnramme på Mikkel kan øke utvinningen der ytterligere.

 

Investeringskutt

Vinterstø forteller også at erfaringene Statoil har hentet underveis i Åsgard-prosjektet kan brukes til å forenkle og standardisere framtidige anlegg. Dette kan redusere investeringskostnadene for nye felt betydelig. I tillegg presiserer han at en førstebruker av ny teknologi påtar seg kostnader som neste bruker slipper, som kostnader relatert til teknologiutvikling, testanlegg, installasjonsverktøy og vedlikeholdsanlegg på land. Dette gir nye muligheter for gasskjemper som Troll, Ormen Lange og Snøhvit.

«På Åsgard lærte vi også at det er svært viktig å tilrettelegge for fremtidig kompresjon under nye feltutbygginger dersom det er en sannsynlig IOR-løsning i framtiden. En beskjeden tilrettelegging kan redusere framtidig implementering av havbunnskompresjon signifikant, » sier prosjektdirektøren.

 

Stolte prisvinnere. F.v. Fredrik Sønstabø (ExxonMobil), Halvor Engebretsen (Statoil), Gunnar Einang (Total), oljedirektør Bente Nyland, Erling Bergerød (Petoro) og Vidar Kråkenes (Eni). Foto: ONS.

Stolte prisvinnere.
F.v. Fredrik Sønstabø (ExxonMobil), Halvor Engebretsen (Statoil), Gunnar Einang (Total),
oljedirektør Bente Nyland, Erling Bergerød (Petoro) og Vidar Kråkenes (Eni).
Foto: ONS.

 

"Den teknologiske nyvinningen på Åsgard er et resultat av langvarig innsats fra modige ledere og entusiastiske ingeniører som har stått løpet helt ut, fra idé til iverksetting."

 

Det slo oljedirektør Bente Nyland fast da hun tildelte Oljedirektoratets pris for økt utvinning i 2016 til rettighetshaverne i Åsgard.

IOR-prisen (Improved oil recovery) ble delt ut under årets oljemesse (ONS) i Stavanger i august.

«Et slikt samarbeid som rettighetshaverne har vist her, er spesielt viktig i dagens krevende situasjon for næringen. Vi må etterstrebe å opprettholde norsk sokkels verdensledende leverandørklynge, » sa Nyland, som la til at næringen ikke må kutte kostnadene så mye at det blir umulig for Norges olje- og gassindustri å fortsatt gjøre teknologisprang i verdensklasse. Hun utfordret flere aktører til å få til denne type samarbeid.

I begrunnelsen heter det også at Åsgard havbunnskompresjon ikke bare er et viktig bidrag for å øke utvinningen fra feltet – teknologien gir også muligheter for å øke utvinningen av olje og gass fra andre felt på norsk sokkel. Havbunnsprosessering, og gasskompresjon spesielt, gjør det enklere å utvikle felt på dypt vann og i områder langt fra infrastruktur.

Nyland minnet dessuten i sin tale om at det inngår i selskapenes arbeidsforpliktelse å forsøke å utvinne alle lønnsomme ressurser: «Det skjer selvsagt ikke uten risiko, og vi bejubler derfor utvikling av teknologi og pilotforsøk. Når vi ser at det lykkes, slik som i tilfellet Åsgard, må vi berømme oppfinnsomheten og motet selskapene har vist. De har tatt en investeringsrisiko, og nå kommer belønningen,» sa Nyland.

Hun la til at et slikt prosjekt nok ville hatt en trangere fødsel i dagens kostnads- og oljeprisregime. Samtidig minnet hun om at et felts lønnsomhet gjøres opp når det stenger ned, og ikke av dagens olje- og gasspriser.

Også myndighetene har bidratt til utviklingen av havbunnskompresjonen på Åsgard, både gjennom støtte til grunnforskning og tidig på 2000-tallet via et program kalt Demo 2000. Det skal bidra til å redusere kostnader og risiko for industrien, samt fremme kommersialisering av ny teknologi.

 

Kø av ubesvarte spørsmål
Åsgard-prosjektet inngikk Aker Solutions bindende avtaler hvor de ubesvarte spørsmålene sto i kø. «Klart vi var spent, sier Øystein Haukvik,» prosjektdirektør i Aker Solutions.

Prosjektdirektør Øystein Haukvik i Aker Solutions. (Foto: Aker Solutions)

Prosjektdirektør
Øystein Haukvik
i Aker Solutions.
(Foto: Aker Solutions)

Selskapet fikk EPC-kontrakten i desember 2010. Kontrakten omfattet ansvar og gjennomføring av alt knyttet til engineering, innkjøp og bygging av manifold (rørforgrening) og kompressorstasjon til verdens første havbunns kompresjonsanlegg.

Det spesielle med denne jobben var at alt var mye større enn vanlig, og at det det måtte utvikles ny teknologi for å få løst oppgaven. For at dette konseptet skulle konkurrere med kompresjon fra plattform var det avgjørende at det fikk så få driftsstanser som mulig.

«Her stilte Statoil knallharde krav med en oppetid på nærmere 100 prosent. I tillegg skulle anlegget ha høy gjennomstrømningskapasitet, være effektivt og fleksibelt, noe som fordret utstrakt bruk av avanserte rørkoblinger, høyspentkoplinger og fiberoptikk,» forteller Haukvik.

Han mener utvikling av nye enheter i kontrollsystemet som kunne varsle på tidligst mulig stadium dersom noe galt var i gjerde, var den mest krevende enkeltdelen av prosjektet. Magnetiske lagre og avkjøling via gass hadde aldri blitt prøvd på havbunnen før.

«Her ballet det fort på seg hvis vi først trådte feil,» påpeker Haukvik.

Dette er utvilsomt en av de mest utfordrende oppdragene vi i teamet som jobbet med dette, har hatt. Subseakompresjon er nok også et av de mest krevende oppdrag selskapet har hatt innen teknologiutvikling. Underveis var det befriende å se hvor godt og effektiv samarbeidet mellom oss, Statoil, andre kontraktører og store og små leverandører utviklet seg.»

Prosjektdirektøren berømmer spesielt MAN som hadde oppdraget med å kvalifisere en ny kompressortype til bruk på havbunnen. Statoil hadde gjort mye godt forarbeid, men anlegg av denne størrelsen hadde aldri vært bygd før. I tillegg skulle det altså stå på flere hundre meters havdyp.

«Her gjorde MAN en formidabel jobb og skal ha sin del av æren for Åsgards suksess,» sier Haukvik.

Han framhever også samarbeidet med Technip for å unngå at de enkelte modulene skulle bli skadet og effektivt kunne sammenkoples under den kompliserte installasjonsprosessen i havet.

Like etter avslutningen av Åsgardprosjektet, inngikk Aker Solutions en allianse med MAN Diesel & Turbo for å utvikle neste generasjons kompresjonssystemer på havbunnen. Målet er å kutte størrelse og vekt på denne type anlegg med 50 prosent. Dermed kan også prisen reduseres kraftig og styrke den nye teknologiens konkurransekraft i værharde områder og der aktiviteten foregår langt fra land.

 

 

Tidsklemma
Det ble en kamp mot klokken, og for framtiden. Innsatsfaktoren var kvalitet. Resultatet ble over all forventning for Total Norge.

Gunnar Einang, asset manager i Total Norge. (Foto: Total)

Gunnar Einang,
asset manager i Total Norge. (Foto: Total)

I 2005 var situasjonen for Midgardog Mikkel-forekomsten ganske enkelt slik: Dersom ingenting blir gjort, stanser produksjonen i mai 2011. Bakgrunnen var blant annet at en av brønnene på Midgard hadde fått vanngjennomslag og ble stengt.

Samtidig viste et simuleringsprogram for brønnstrømmene på havbunnen at vann, kondensat og frostvæske kom til å samle seg opp på grunn av fallende trykk i gassreservoarene. Når produksjonen på sikt ble lav nok, kom det til å oppstå så kraftige «slugs» (oppgulp), at prosessystemet på Åsgard B neppe kunne mestre det.

For Midgard og Mikkel betød en produksjonsstopp i 2011 at over 300 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter ble liggende igjen i bakken. Det var ingen rettighetshaverne interessert i. Dermed hadde selskapene snaut seks år på seg for å komme opp med en løsning.

«Statoil var operatør for begge feltene og svært teknologiorientert. Selskapet ville utfordre bygging av en ny kompressorplattform på Åsgard ved å satse på utvikling av verdens første undervanns gasskompresjonsanlegg. Vi og de andre partnerne likte den offensive holdningen og sa ja,» forteller Gunnar Einang, asset manager i Total Norge.

«For oss handlet det da om å skaffe tid for å få utviklet og prøvd den nye teknologien. Ett av grepene var å gjøre tester på Åsgard med redusert produksjon for å finne ut når problemene oppsto. Etter flere slike forsøk lyktes det å utsette tidspunktet for ustabil produksjon til rundt 2014,» forteller Petroleum Architect Johnny Kolnes i Total Norge.

Et annet grep for å kjøpe tid, var å starte produksjonen fra det vesle, nærliggende Yttergryta-feltet. Dermed kom det ny produksjon inn i rørsystemet, noe som utsatte fristen ytterligere.

Tiden var likevel fortsatt knapp for utvikling av grensesprengende havbunnsteknologi, og investeringene var store. Total Norge brukte mye tid og krefter på å forankre prosjektet skikkelig i hovedkontoret i Paris.

«Der visste de godt at dette var nybrottsarbeid forbundet med stor teknologisk og økonomisk risiko. Det var ikke småpenger selskapet skulle bidra med. På den annen side så toppledelsen også klart hvilke muligheter et slikt teknologigjennombrudd kunne få, både på norsk sokkel og i selskapets øvrige internasjonale offshoreprosjekter. I dag kan vi slå fast at Åsgard havbunns gasskompresjon er etablert som et viktig skritt mot målet alle oljeselskap drømmer om: Offshoreaktiviteten flyttes fra havoverflaten til fjernstyrte fabrikker på havbunnen,» sier Einang.

Både han og Kolnes roser Statoil for å være teknologidrevet i sin søken etter nye løsninger og gir selskapet mesteparten av æren for nyvinningen på Åsgard. De trekker også fram et åpent og godt samarbeid i lisensene og oppegående innsatsvillige leverandører.

«Med det nye kompresjonsanlegget på plass har brønnstrømmen økt kraftig og bidrar sterkt til at vi likevel får produsert de volumene vi sto i fare for å miste,» konstaterer Kolnes.

«Kostnadene ble en del høyere enn i de opprinnelige anslagene, men det er ikke uvanlig for denne type pilotprosjekt at prisen blir ganske høy. Med de erfaringene og kunnskapen som etableres i denne fasen, kan nok kostnadene presses kraftig ned i påfølgende prosjekter,» sier Einang og legger til.

«Akkurat nå, med dagens lave oljepriser, er det ikke så lett å følge opp suksessen. Men det kommer. Den beste garantien for det er at anlegget har vært i drift i over ett år, så å si uten stans. Det er tilbakebetalingen for at prosjektet fra første dag valgte å satse på kvalitet, i alle ledd. Også her skal Statoil ha ros for sin pådriverrolle,» sier Einang.

 

 

Utviklet ny krantype
«Via Åsgard-prosjektet har vi utviklet ny teknologi som styrker vår posisjon i markedet,» sier Sven Guderud, prosjektdirektør i Technip.

Prosjektdirektør Sven Guderud i Technip. (Foto: Technip)

Prosjektdirektør
Sven Guderud i Technip.
(Foto: Technip)

Selskapet driver feltutbygging og marine installasjoner globalt. På Åsgard inkluderte oppgavene å bygge om eksisterende infrastruktur på havbunnen slik at det nye kompressorsystemet kunne koples på uten å stanse den pågående produksjonen. Dette er vanligvis standardoperasjoner, men her var kompleksiteten og volumet langt større enn normalt.

«Oppdraget var svært dynamisk med svært mange mennesker involvert. Men takket være godt samarbeid med Statoil, gikk det uten at det ble nødvendig å stenge ned på Åsgard,» sier Guderud.

Den største utfordringen var knyttet til installasjonen av utstyret fra installasjonsfartøyet North Sea Giant. Sammenstillingen av modulene på havbunnen var av svært delikat karakter med krevende toleranser, håndtering av sensitivt utstyr og begrenset plass i modulrammen. Stikkordene var nøye planlegging og tett samarbeid i alle ledd i leveransen.

Det mest krevende i denne typen operasjoner er å eliminere de vertikale bevegelsene på modulene når de skal installeres i sjøbunnrammen. Konsekvensene av for mye bevegelser kan bli at kostbart utstyr ødelegges.

«Med Statoil sitt høye krav til oppetid på anlegget, har vi måttet utvikle et nytt konsept for løfting slik at vi skal kunne bytte ut moduler i høyere bølger enn normalt,» forteller Guderud.

Det skjedde i samarbeid med Molde-bedriften Axtech som er kjent for å være verdensledende innen denne type løft og modulhåndteringssystemer. Resultatet ble en ny krantype som kan operere i signifikant bølgehøyde opp i 4,5 meter. Det betyr i praksis at moduler på undervannsanlegget kan skiftes ut i nesten all slags vær. Fartøyet kan løfte bort den defekte modulen, erstatte den og fjerne den gamle uten at målet om driftsregularitet på nærmere 100 prosent ryker.

«Personlig synes jeg det var morsomt og spennende å være en del av dette vellykkede teamarbeidet. Pionerprosjekt er imidlertid ikke helt uten utfordringer, noe som har krevd både mer tid og ressurser, men dette er glemt nå. Utstyret som nå er tilgjengelig, er en viktig brikke i Statoils visjon om en undervannsfabrikk som vi håper vil materialiseres i framtiden,» sier Guderud

 

 

Store dimensjoner. Kompresjonsanlegget på Åsgard er på størrelse med en fotballbane. (Foto: Statoil/Øyvind Hagen)

Store dimensjoner.
Kompresjonsanlegget på Åsgard er på størrelse med en fotballbane.
(Foto: Statoil/Øyvind Hagen)

 

Krevende havbunnsteknologi

Flere oljeselskap har lenge forsøkt å etablere ny, fjernstyrt havbunnsteknologi for å øke utvinningen fra olje- og gassfelt.

På midten av 90-tallet installerte Shell og Statoil flerfase pumpeog målestasjoner på henholdsvis Draugen-feltet i Norskehavet og Lufeng-feltet på den kinesiske kontinentalsokkelen. I 2001 startet Hydro et pilotprosjekt på Troll i Nordsjøen der gass og vann ble skilt ut på havbunnen og vannet reinjisert i Utsiraformasjonen.

Verdens første fullskala havbunnsanlegg for separasjon av vann og sand fra brønnstrømmen ble installert på Tordis-feltet i Nordsjøen rundt 2007. To år senere ble det på Tyrihans i Norskehavet tatt i bruk en havbunnspumpe som reinjiserte sjøvann i havbunnen. På Gullfaks-feltet i Nordsjøen ble det startet et undervannskompresjonsanlegg omtrent samtidig som på Åsgard, men det har ikke fungert etter planen og er for tiden ikke i drift.

Parallelt med Åsgard startet også utviklingen av et undervanns våtgasskompresjonsanlegg for Ormen Langefeltet i Norskehavet, men det har stått på stedet hvil siden 2014.

 

Åsgard

Statoil (operatør) 34,57 prosent, Petoro 35,69, Eni Norge 14,28, Total 7,68 og ExxonMobil 7,24 %.

Åsgard-feltet ligger på Haltenbanken i Norskehavet, om lag 200 kilometer fra kysten av Trøndelag og 50 kilometer sør for Heidrun. Det består av Åsgard A som er et produksjonsskip for olje, Åsgard B som er en flytende plattform for produksjon av gass, og Åsgard C som er et lagerskip for kondensat.

I tillegg til Mikkel er to andre felt fra andre lisenser også knyttet opp mot Åsgards infrastruktur: Yttergryta og Morvin. Begge er operert av Statoil.

Kompresjonsanlegget på Åsgard er på størrelse med en fotballbane. Gassen hentes opp fra reservoarer 2500 meter ned i undergrunnen.

Havbunnsrammen (74x45x26 meter) veier 1800 tonn og inneholder to parallelle kompressortog. Den ble installert på 300 meters havdyp sommeren 2013.

Hvert kompressortog består av 11 moduler; pumper, væskeutskiller og kjøler. Togene veier 1500 tonn og ble installert våren 2015.

Kompressorene får strøm via sjøkabler fra Åsgard A og har en effekt på 11,5 MW. Et tredje kompressortog står på land som reserve.

 

 

Sagaen om Åsgard

 

Historien om en av de største og mest kompliserte feltutbyggingene på norsk sokkel startet da Saga Petroleum fant Midgard-forekomsten i Norskehavet i 1981. Tre år senere fant Statoil Smørbukk og året etter, Smørbukk Sør i det samme området. Det ble innledningen på en årelang prosess for å få de tre forekomstene i produksjon.

 

Presisjon. Modulløft på feltet. Åsgard A-innstallasjonen i bakgrunnen (Foto: Statoil/Øyvind Hagen)

Presisjon.
Modulløft på feltet. Åsgard A-innstallasjonen i bakgrunnen
(Foto: Statoil/Øyvind Hagen)

 

1994 hadde Statoil og Saga hver for seg brukt hundrevis av millioner på utredninger for å få realisert de påviste verdiene på Haltenbanken. Sagas dilemma var at selskapet ikke kom videre på Midgard før det fant avsetning for gassen. Kjøperne ville på sin side ikke binde seg før Saga kunne legge fram seriøse utbyggingsplaner, inkludert infrastruktur for transport. Det var lettere sagt enn gjort i en tid da Statoil og Hydro også hadde felt med mye ledig gass lenger sør, i Nordsjøen. Her var det allerede etablert infrastruktur for gasstransport til Kårstø og videre til Kontinentet.

Statoil tok utgangspunkt i at de to naboforekomstene Smørbukk og Smørbukk Sør, som inneholdt både olje, kondensat og gass, kunne bygges ut som ett. Problemet var bare at reservoarene var blant de mest kompliserte på norsk sokkel med uvanlig høyt trykk og temperatur. Utfordringen var å finne et utbyggingskonsept som var både sikkert og lønnsomt nok.

 

Hageselskapet

Løsningen kom under oljemessen (ONS) i 1994, under Statoils berømte hageselskap på hovedkontoret på Forus. Statsoljeselskapets hadde lenge jobbet med Smørbukkutfordringene og hadde fått en anelse om at privateide norske Saga kunne være interessert i et samarbeid. Etter innledende velkomstdrinker inviterte Statoildirektør Kyrre Nese Sagas lete- og utviklingssjef Lars Bjerke opp på kontoret sitt.

Statoils utgangspunkt var at Sagas Midgard ikke hadde gass nok alene til å bli utbygd. Nese hadde med seg en håndskrevet skisse i møtet med Bjerke. Ut fra den tegnet de to nye skisser. Plutselig øynet de to en løsning. To måneder senere var samarbeidsavtalen for utbygging av de tre feltene i Norskehavet klar, og Åsgard-prosjektet var født.

Den store utfordringen var selvsagt fordelingen av operatørskap. Statoil fikk det formelle operatørskapet på Åsgard, med Saga Petroleum i en ny rolle rollen som viseoperatør. For å få samarbeidet gjennom i Saga måtte selskapet også få operatørskapet på Varg-feltet i Nordsjøen.

 

Gigantprosjektet

Åsgard har fra første dag representert helt spesielle utfordringer for de involverte selskapene og for leverandørbransjen. Unitiseringsprosessen var blant de mest kompliserte som til da var gjennomført på norsk sokkel. Neste skritt var å planlegge det som fortsatt er en av verdens mest komplekse offshoreutbygging.

16 måneder etter hageselskapet var det klart at Åsgard skulle bygges ut med verdens største produksjonsskip for olje (A), verdens største flytende gassproduksjonsplattform (B) og verdens største og mest kompliserte havbunnsløsning. Med 59 undervannsbrønner og 17 bunnrammer i en radius på 50 kilometer satte Åsgards havbunnsanlegg nye standarder innen subseateknologi.

I tillegg til utbyggingen på feltet besto Åsgard-prosjektet av gassrørledningen Åsgard transport til Kårstø, utbyggingen på Kårstø og legging av Europipe II som tar gassen fra Kårstø til Dornum i Nord-Tyskland.

Feltutbyggingen på Haltenbanken, som ble kostnadsberegnet til 47 milliarder kroner, var preget av rekorder og teknologisk nybrottsarbeid. Og ikke minst av Norsok-ånden, et samarbeidsprosjekt mellom myndigheter, oljeselskap og leverandører som skulle kutte tid og kostnader på norsk sokkel med rundt 50 prosent.

Gigantutbyggingen 200 kilometer utenfor Trøndelags-kysten var den første store på dypt vann i Norge, og satte i praksis sluttstrek for Norwegian Contractors betongeventyr i Hinnavågen i Stavanger. Heidrun-flyteren var det 18. og siste byggverket i betong og stål da den ble tauet ut på feltet i 1995. Derfra og ut overtok subseateknologien i kombinasjon med produksjonsskip eller halvt nedsenkbare plattformer markedet på stadig større havdyp.

 

Hoderullingen

Fem år etter møtet i hageselskapet, i april 1999, ble det klart at Åsgard-prosjektet kom til å medføre en overskridelse på 17 milliarder kroner. Det likte daværende fungerende oljeminister, Anne Enger Lahnstein, dårlig og kalte Statoils styreleder Kjell O. Kran inn på teppet. Han ville ikke beklage noe, men kunne til nød kalle overskridelsene uheldige. Dermed var det over og ut for Kran og de andre i styret.

Åsgard-overskridelsene kom også til å markere slutten for Harald Norvik som Statoil-sjef. Han hadde overtatt etter Arve Johnsen som måtte gå etter Mongstadskandalen i 1988. I motsetning til Johnsen hadde Norvik fortløpende holdt styret orientert om prisutviklingen på prosjektet. Da styret ble kastet, hadde Norvik likevel ingen annen utvei enn å gå han også, sammen med visekonsernsjef Terje Vareberg.

Men før det kom så langt, i januar 1999, hadde Statoil-sjef Harald Norvik helt uten varsel kommet med et utspill om delprivatisering av statsoljeselskapet på den årlige prestisjefylte oljekonferansen i Sandefjord. Dette likte de svært dårlig i olje- og energidepartementet. Stemningen mellom Statoils ledelse og eier var fortsatt på frysepunktet da Åsgardoverskridelsene ble behandlet i departementet.

Kort tid etter dramatikken i departementet, 19. mai, startet oljeproduksjonen på Åsgard A. Behandlingen av gass og kondensat på Åsgard B startet 1. oktober 2000.

 

Æser og mennesker

Åsgard-navnet er hentet fra norrøn mytologi og er borgen som æsene bygget til seg selv for at menneskene ikke skulle kjenne seg alene og forlatt. Borgen var beskyttet av tykke murer og lå midt i Midgard, som i sin tur også var omgitt av enorme forsvarsverk til beskyttelse mot de ville, ukjente og uhyggelige jotnene og trollene som herjet på utsiden. Utenfor der igjen bølget det store verdenshavet, hvor Midgardsormen bodde.

Som vi ser, er mye av det norrøne Åsgards historie overførbart til Haltenbanken, som dimensjonene og sikkerhetstenkningen. Det rullet nok hoder i norrøn mytologi også. Men det som mangler i sammenlikningen mellom det norrøne Åsgard og dagens, er utvilsomt kreativiteten og evnen til nytenkning. Den tilhører menneskene.