4 Prosjektgjennomgang

Vurdering-av-prosjekter
14.10.2013

I dette kapittelet gis det en gjennomgang av hvert prosjekt. I gjennomgangen vektlegges utvikling i kostnader og gjennomføringstid sammenlignet med planene i PUD, årsaker til utviklingen samt eventuell lærdom fra prosjektene. Gjennomgangen er i hovedsak basert på informasjon mottatt fra operatørene både i form av skriftlige svar på ODs forespørsler samt i møter med OD.


Innhold på siden

  • 4.1 Gjøa
    4.1.1 Prosjektbeskrivelse
    4.1.2 Kort beskrivelse og status
    4.1.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid
    4.1.4 Prosjekterfaringer
    4.1.5 Lærdom fra prosjektet
  • 4.2 Skarv
    4.2.1 Prosjektbeskrivelse
    4.2.2 Kort beskrivelse og status
    4.2.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid
    4.2.4 Prosjekterfaringer
    4.2.5 Lærdom fra prosjektet
  • 4.3 Tyrihans
    4.3.1 Prosjektbeskrivelse
    4.3.2 Kort beskrivelse og status
    4.3.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid
    4.3.4 Prosjekterfaringer
    4.3.5 Lærdom fra prosjektet
  • 4.4 Valhall videreutvikling (Valhall VRD)
    4.4.1 Prosjektbeskrivelse
    4.4.2 Kort beskrivelse og status
    4.4.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid
    4.4.4 Prosjekterfaringer
    4.4.5 Lærdom fra prosjektet
  • 4.5 Yme
    4.5.1 Prosjektbeskrivelse
    4.5.2 Kort beskrivelse og status
    4.5.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid
    4.5.4 Prosjekterfaringer
    4.5.5 Lærdom fra prosjektet.

 

4.1 Gjøa

 

4.1.1 Prosjektbeskrivelse

Gjøa ligger i blokkene 35/9 og 36/7 ca 65 km sørvest for Florø, 70 km nordøst for Troll B og 80 km nordøst for Kvitebjørn. Gjøa ligger i sin helhet i utvinningstillatelse 153.

Statoil var operatør i utbyggingsfasen, mens Gaz de France er operatør i driftsfasen.

Utvinnbare reserver var i PUD estimert til 13,2 MSm³ olje og kondensat og 39,7 GSm³ gass.

Feltet er bygget ut med en halvt nedsenkbar produksjonsplattform. Fire brønnrammer med totalt 13 brønner er planlagt knyttet opp mot produksjonsplattformen. Gjøa-innretningen får mesteparten av kraftforsyningen fra land. Feltene Vega og Vega Sør er tilknyttet Gjøa-innretningen. Gjøa blir produsert med naturlig trykkavlastning. Stabilisert olje blir eksportert i rør til Troll oljerør II og videre til Mongstad. Rikgass blir eksportert i rør til St. Fergus via rørsystemet FLAGS.

 

Rettighetshavere Juni 2013

GDF Suez E&P Norge AS

30 %

Petoro AS

30 %

Statoil Petroleum AS

20 %

A/S Norske Shell

12 %

RWE Dea Norge AS

8 %

 

 

Figur 4.1. Konsept for utbygging Gjøa. - Last ned pdf 

Figur 4.1 Konsept for utbygging Gjøa

 

4.1.2 Kort beskrivelse og status

Søknad om utbygging og drift av Gjøa ble levert OED 15.12.2006 og godkjent i Statsråd 11.5.2007. Gjøa som i PUD hadde planlagt produksjonsstart i oktober 2010, har vært i produksjon siden 7. november 2010.

Noen av de sentrale kontraktene i prosjektet var følgende: Aker Kværner hadde en EPCI-kontrakt for produksjonsinnretningen. FMC hadde EPC-kontrakt for undervannsanleggene, Transocean hadde kontraktsansvaret for boring og komplettering, ABB hadde EPCI-kontrakt for kraftkabelen fra land og NKT hadde EPC-kontrakt for de fleksible stigerørene.  Dekket til produksjonsinnretningen ble bygget av Aker Kværner Stord, boligkvarteret av Leirvik Modul Teknologi (EPC) og understellet ble bygget av Samsung Heavy Industries i Sør Korea (FC-kontrakt).

 

4.1.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid

  

Tabell 4.1

Kostandsutvikling for Gjøa-prosjektet fra PUD til ferdigstillelse, * Vegas andel av investeringsestimatet ca 2,2 mrd NOK.

 

Mill NOK (2012)
PUD

 

Mill NOK (2012)Ferdig-
stillelse
2012
 

Mill NOK (2012)
økning



%-vis økning

Pre PUD
investeringer

308

286

-22

-7%

Prosjekt-
personell
og studier

2988

2580

-408

-13%

Produksjons-
plattformen
- topside

12336

15198

2862

23%

Produksjons-
plattform
- hull

1456

1129

-327

 -22%

Eksport-
rørledninger

3882

3868

-14

0%

Undervanns-
installasjoner

4282

4750

468

11%

Boring og
brønn

5987

7324

1337

22%

Totalt *

31239*

35135

3896

12%

Last ned pdf: Tabell 4.1

 

Gjøa prosjektet hadde en kostnadsøkning på 3 307 mill NOK i forhold til forventingsrett estimat i PUD. Dette er likevel innenfor PUD-estimatets usikkerhetsmargin på 20 %. Den største veksten var innenfor boring og brønn samt innen dekksanlegget (topsiden) av produksjonsinnretningen.

I underkant av 50 % av totalbudsjettet var dekket av kontrakter inngått før PUD-innsendelse.

100 % av FEED var ferdigstilt ved PUD innlevering.

 

4.1.4 Prosjekterfaringer

Selv om også dette prosjektet opplevde kostnadsoverskridelser i forhold til forventet estimat ved PUD, var prosjektet i all hovedsak vellykket. En oppstart kun en uke etter plan samt en endelig kostnad på 10 % over estimat i PUD ligger innenfor usikkerhetsspennet som er beskrevet i planene ved PUD.

Kostnaden for boring og brønn var en av de delene i prosjektet som økte mest i forhold til hva som var estimert i PUD. En viktig årsak til økningen var at det opprinnelige estimerte antall døgn som ville trenges til boring og komplettering av brønnene var for optimistisk. Med basis i erfaringer fra omkringliggende felt ble estimatene over antall døgn økt vesentlig i etterkant av PUD. I tillegg skyldes økningen også designendringer underveis. Det ble for eksempel oppdaget underveis at sandskjermer var nødt å installeres istedenfor det opprinnelige designet med liner og orienterte perforeringer. Noen av segmentene som skulle bores viste seg videre å være tørre. Disse planlagte produsentene måtte derfor plugges før neste brønn kunne bli boret, noe som også førte til økning i kostnadene.

Topsiden fikk en vektøkning på 3000 tonn sammenlignet med estimatet i PUD. Også topside-kostnadene økte.

Prosjekteringen tok lenger tid enn planlagt og det var behov for større ressurser enn det som var antatt. Det var vanskeligere enn forventet for leverandøren å få rekruttert tilstrekkelig personell med erfaring til prosjektet. Prosjekteringsarbeidet foregikk delvis i Oslo og delvis i Mumbai (India). Det tok tid å etablere et effektivt samarbeid mellom de to prosjekteringskontorene noe som bidro til redusert effektivitet i starten av arbeidet.

En annen årsak til vektøkningene skyldes at flere underleverandører hadde fokus på å levere innen rett tid og til avtalt kostnad, og at det dermed ikke i tilstrekkelig grad ble fokusert på holde vektene innenfor estimatene. Samlet sett gikk derfor vekten opp, noe som måtte kompenseres med andre tiltak.

Sent i prosjektet ble det oppdaget at mange av rørdelene som skulle brukes på plattformen var av dårligere kvalitet enn det som var påkrevd. Grunnet alt for stor ordreinngang hadde underleverandøren av disse rørdelene økt kapasiteten i anlegget sitt gjennom å forenkle og dermed bryte fastsatt prosedyre for varmebehandling av rørene for økt styrke. Dette førte til svekkelse av kvaliteten og alle rørdelene måtte erstattes med nye. Utskiftningen var en omfattende oppgave, og bidro betydelig til kostnadsøkningen for topsiden.  Med bruk av insentiver ble det oppnådd en felles vilje til å løse problemene slik at større forsinkelser av prosjektet ble unngått.

Byggingen av understellet i Korea foregikk i henhold til kvalitet, kostnader og tid. Skrogleverandøren ble pålagt å gjøre seg kjent med prosjekteringsarbeidet Aker hadde gjort, og hadde derfor et opphold hos Aker i Oslo i forkant av egen oppstart for å sikre at Aker sitt design og norske standarder var helt forstått. Det ble også gjennomført prefabrikasjonsmøter med leverandør og underleverandører for å sikre god forståelse for kravene hos underleverandørene. Dette var viktig for å oppnå ønsket kvalitet og framdrift.

Det å ha et godt definert arbeidsomfang samt å kunne håndtere endringer på en ryddig måte var svært viktig for å oppnå et godt resultat i byggekontrakten med Samsung. Med et godt definert arbeidsomfang klarte operatøren å begrense endringene underveis til et minimum. Det ble kun implementert en større endring underveis i byggingen. Når denne endringen ble godt beskrevet og håndtert på en ryddig måte, klarte Samsung på tross av dette å ferdigstille leveransen innen tidsfrist og til lavere kostnad enn det operatøren hadde budsjettert for.

For oppfølging av byggekontrakten med Samsung hadde operatøren et team med både teknisk og kommersiell ekspertise. I tillegg leiet de inn et eksternt lokalt firma for oppfølging av spesifikke kvalitetskrav. Dette firmaet jobbet ute på byggeplassen med å kontrollere kvaliteten i arbeidet som ble gjort. I forkant av byggingen var også dette personellet i Norge for å gjøre seg kjent med norske krav og standarder.

Etter oppstarten i november 2010 ble det oppdaget vibrasjonsproblemer med gasseksport-stigerørene. Dette medførte en vesentlig lavere gasseksport for 2011 enn planlagt. Stigerøret ble skiftet ut rundt årsskiftet 2011/2012.

Ihht opplysninger fra operatøren var partnerskapet aktivt i prosjektet. Foruten aktiv deltakelse og innspill på lisensmøter (TC/MC) samt felles workshops undervegs i prosjektet, gjennomførte de øvrige rettighetshaverne PEER-review på operatørens geologi og reservoararbeid. Det ble gjennomført «Value Improvements Prosesser» (VIP) med deltakelse fra hele rettighetshavergruppen der forslag til forbedringer ble tatt med inn i prosjektet. Shells system for modning og prosjektstatus ble adoptert og benyttet i prosjektet. I tillegg til Statoils interne benchmarks gjennomførte de øvrige rettighetshaverne egne uavhengige benchmarks. Statoil, som operatør i utbyggingsfasen, hadde et nært samarbeid med operatør for driftsfasen (GdfSuez) og GdfSuez personell inngikk i utbyggingsteamet til Statoil. Prosjektet hadde kvalitet og sikkerhetsleder fra Shell.

 

4.1.5 Lærdom fra prosjektet

En sentral lærdom fra Gjøa-prosjektet er viktigheten av å ha fokus og kontroll på usikkerheten knyttet til reservoaret. Alle rettighetshaverne ble på et tidlig stadium enige om hva som var den beste strategien for å drenere ressursene på best mulig måte. Når dette valget var gjort var det også viktig at alle rettighetshaverne klarte å stå ved denne beslutningen uten å ta omkamper underveis.

Riktige beslutninger til riktig tid er nødvendig for å få til et vellykket prosjekt. Det avgjørende er da å kunne utarbeide tilstrekkelig grunnlag til å kunne ta disse beslutningene. Det å ha riktig personell på de sentrale disiplinene i alle fasene av et prosjekt vil sikre dette.  Særlig i tidlig fase av prosjektet er dette viktig da uoptimale beslutninger tidlig vil hefte ved prosjektet og føre til ytterligere problemer undervegs.

For å sikre at riktig kvalitet blir levert ved bygging er det meget viktig å ha et eget oppfølgingsteam med riktig kompetanse på byggeplassen. Dersom eksternt personell skal brukes for å bistå arbeidet med å følge opp, er det nødvendig å sikre at disse har inngående kjennskap til norske regelverk og standarder.

Prekvalifisering av aktuelle leverandører til prosjektet var en sentral aktivitet for å lykkes med en god prosjektgjennomføring på Gjøa. Generelt lyktes operatøren i å knytte til seg selskaper som evnet å levere ihht kravene prosjektet stilte. Underleverandøren av rørdeler i Gjøa-prosjektet hadde tidligere blitt kvalifisert gjennom operatørens omfattende system for prekvalifisering av leverandører. Grunnet høy aktivitet brukte ikke underleverandøren de samme prosedyrene som de brukte når operatøren gjennomførte sin prekvalifisering. Dette viser at prekvalifisering av leverandørene ikke gir garantier for gode leveranser, men er likevel et vesentlig bidrag til å redusere risikoen i prosjektet.

 

4.2 Skarv

 

4.2.1 Prosjektbeskrivelse

Skarv omfattes av utvinningstillatelsene 212, 212B, 262 og 159 og ligger i Norskehavet om lag midtveis mellom Norne og Heidrun. Utbyggingen er en samordning av forekomstene 6507/5-1 (Skarv) og 6507/3-3 (Idun). Forekomsten 6507/5-3(Snadd) inngår i Skarv, men er foreløpig ikke en del av utbyggingen. Havdypet er på mellom 350 – 450 meter. Utvinnbare reserver er estimert til 43,4 GSm³ gass og 15,5 MSm³ olje og 5,6 mill tonn NGL.

Feltet er bygget ut med en flytende skipsformet produksjonsinnretning (FPSO). Fem havbunnsrammer er koplet opp mot skipet. Oljen blir bøyelastet til tankskip, mens gassen transporteres via et 80 km langt rør til Åsgard Transport

I PUD var det planlagt med 16 brønner, 7 oljeprodusenter, 5 gassprodusenter og 4 gassinjektorer. Gassinjektorene planlegges tilbakeført til gassprodusenter i senfasen av feltets levetid.

 

Rettighetshavere Juni 2013

Statoil Petroleum AS

36,17 %

E.ON E&P Norge AS

28,08 %

BP Norge AS

23,84 %

PGNiG Norway AS

11,92 %

BP er operatør for utbygging og drift av feltet.

 

Figur 4.2 - Last ned pdf

Figur 4.2 Konsept for utbygging Skarv

 

4.2.2 Kort beskrivelse og status

Søknad om utbygging og drift av Skarv ble levert til OED 29.6.2007 og godkjent i statsråd 09.11.2007. Prosjektet bestod av to hovedelementer:

  • Boring og brønn som inkluderer leie av borerigg og kostnader for materialer til brønnene.
  • Fasiliteter som inkluderer produksjonsinnretning, bunnrammer inkludert rørledninger og umbilicals og eksportrør for gass.

Produksjonsinnretningen ble produsert av Samsung i Sør Korea via en EPC kontrakt, turret ble produsert av SBM i Singapore som en underleveranse til produksjonsinnretningen. Undervannsutstyret ble bygget av Vetco.

Skarv har vært i produksjon siden årsskiftet 2012/2013.

 

4.2.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid

Skarv FPSO ble rammet av store kostnadsøkninger og kraftig forsinket oppstart.

  

Tabell 4.2

Kostnadsutvikling for Skarv-prosjektet fra PUD til ferdigstillelse

 

Mill NOK (2012)
PUD

 

Mill NOK
(2012)
Ferdigstillelse
(juni 2013)

 

Mill NOK (2012)
endring



%-vis endring

Project Management Team/ Owners’ costs

4987

6509

1522

31%

Engineering, procurement & construction management

1412

1779

367

26%

FPSO Hull & Living Quarters, Marine operations

3772

3485

-287

-8%

FPSO Topsides Fabrication, Integration, Control system & Major Equipment

6438

9994

3556

55%

Turret & Mooring System

2289

2765

476

21%

SURF (Subsea Production System, Umbilicals, Risers & Flowlines)

7391

10882

3491

47%

Gas Export Pipeline

2101

1721

-380

-18%

Drilling &
Completions

6651

9248

2597

39%

 

Totalt

 

35038

 

46379

 

11341

 

32%

Last ned pdf: Tabell 4.2

 

Boring av produksjonsbrønner startet i 2010. Produksjonsskipet ble ferdigstilt og installert på feltet i august 2011. Skarv var planlagt å starte produksjon i august 2011, men grunnet store forsinkelser av ulike årsaker startet ikke produksjonen før i ved årsskiftet 2012/2013.

50 % av totalbudsjettet var dekket av kontrakter inngått før PUD-innsendelse.

59 % av FEED var ferdigstilt ved PUD innlevering.

 

4.2.4 Prosjekterfaringer

Operatøren oppgir mangelfull oppfølging av turret’en som ble bygget i Singapore som en hovedgrunn til overskridelsene. I de opprinnelige planene var det satt av en måneds tid til mekanisk ferdigstillelse på Stord etter frakten fra Sør Korea før skipet gikk ut på feltet. Produksjonsskipet kom til Stord i henhold til planen, og på dette tidspunktet holdt rettighetshaverne fast på planlagt produksjonsstart. Det ble imidlertid oppdaget mange lekkasjer i turret’en som måtte utbedres, og tiden på Stord ble forlenget til fem måneder. Denne forsinkelsen førte også til at planlagt værvindu for inntrekking av stigerør gikk tapt. I denne perioden ble det videre oppdaget flere feil og mangler ved de kranfartøyene som skulle brukes i forbindelse med offshore installasjonen. Det ble likevel valgt å holde installasjonsfartøyene på feltet slik at man kunne få benyttet «godværsperioder» til installasjonsarbeid. Disse periodene var det imidlertid svært få av slik at inntrekking av stigerør ila høsten og vinteren ikke ble mulig. Å ha spesialfartøyer liggende uvirksomme på lokasjon er kostbart.

De største utfordringene ila byggefasen erfarte operatøren i forbindelse med bygging av FPSO og forståelsen av norske krav til arbeidsmiljø. Verken leverandør eller operatør hadde tilstrekkelig fokus på disse kravene tidlig i byggefasen. Feil og mangler ble derfor oppdaget seint og det ble da utfordrende og kostnadskrevende å etterkomme kravene.

I operatørens tidlige estimater ble konsekvensene av den norske arbeidsmiljøloven, spesielt med hensyn til bruk av overtid feilberegnet. Det førte til at arbeid utført i Norge ble mer personellkrevende enn antatt ved PUD.

Forsinkelse ved idriftsettelse ble forverret av at operatøren ikke fikk innvilget dispensasjon til å benytte 25 vendbare senger som de hadde planlagt.

Flere utstyrspakker ble bestilt tidlig grunnet lang leveringstid. Prosjekteringen var imidlertid ikke tilstrekkelig ferdigstilt da utstyret ble bestilt. Dette førte til mange forandringer underveis noe som ledet til kostnadsoverskridelser og forsinkelser.

Operatøren var tidlig ute og sikret en rigg for boring av brønner. Rater for denne nye riggen ble lagt til grunn for estimatene i tidlig fase. Det viste seg etter kort tid at denne riggen ikke ville komme til å bli ferdig i tide, og operatøren besluttet derfor å terminere kontrakten med riggleverandøren. Ved å tegne ny kontrakt med en annen leverandør sikret operatøren at brønnene ble boret i tide. Den nye kontrakten ble dyrere enn den opprinnelige og førte til økning i borekostnadene.

Ihht opplysninger fra operatøren ble prosjektet og prosjektframdriften gjennomgått regelmessig med de øvrige rettighetshaverne. Fram til oppstarten av feltet, ble det hver tredje måned i forkant av teknisk komitemøte gjennomført heldags workshops om kostnadsutvikling og videre planer. I tillegg ble det innkalt til møter i rettighetshavergruppen på spesifikke tekniske spørsmål. På disse møtene deltok fagekspertise både fra operatør og øvrige rettighetshavere. Det ble gjennomført intern benchmarking basert på operatørens prosjekterfaringsdata og ved bruk av konsulenter. Det inngikk ikke personell fra de øvrige rettighetshaverne i prosjektorganisasjonen.

 

4.2.5 Lærdom fra prosjektet

Operatøren erfarte mange problemer med utstyrspakker og kvaliteten knyttet til disse. Noen utstyrspakker viste seg å være så viktige å følge opp med hensyn på tid, kvalitet og kostnad at disse burde ha blitt tatt ut av kontrakten med hovedkontraktøren og fulgt opp direkte av operatøren. Dette burde vært gjort fra start.

Prosjektet erfarte store forsinkelser og kostnadsoverskridelser grunnet fartøyer som feilet. Sett i ettertid kunne dette ha vært unngått med bedre tid avsatt for prekvalifisering av selskaper og kvalitetskontroll av fartøyene i forkant av at installasjonskontraktene ble inngått.

Det å legge alle marine operasjoner inn i en kontrakt viste seg i henhold til operatøren å være et vellykket grep. Det er mange operasjoner som skal utføres samtidig og koordinering av aktivitetene er derfor viktig. Det at en leverandør håndterte alle grensesnitt mellom disse operasjonene forenklet prioritering av operasjonene.

Det å involvere driftspersonell tidlig i prosjektet er generelt meget viktig for å oppnå en driftsvennlig innretning. Operatøren fikk også på dette prosjektet inn personell fra drift, men manglende kontinuitet av driftspersonellet i byggefasen var uheldig.  Flere av ønskene fra driftspersonellet i byggefasen var derfor ikke i tilstrekkelig grad forankret i prosjektledelsen og resulterte i noen tilfeller til merarbeid og kostnadsøkninger.

Prosjektet opplevde at flere av leverandørene ikke hadde mulighet til å levere det de hadde lovet. Det ble derfor undervegs tatt beslutning om å bytte leverandør og terminere noen av kontraktene som var inngått. Dersom ikke dette hadde blitt gjort, hadde forsinkelser og kostnadsoverskridelser blitt enda større. I henhold til operatøren var evnen til å tørre å bytte leverandør undervegs viktig for realisering av prosjektet og dermed en viktig lærdom.

Underveis i byggingen av plattformen hadde operatøren mange diskusjoner med kontraktøren vedrørende endringsordrer. Det å ha et sterkt kommersielt team på byggeplassen viste seg da å være meget verdifullt. Mange av de foreslåtte endringene ble kommunisert tidlig og den endelige kostnaden ble langt lavere enn om endringsordrene hadde blitt tatt inn ukritisk.

En annen lærdom er at en i større grad burde tatt hensyn til innkvarteringsbehovene i forbindelse med offshore oppkobling og ferdigstillelse når den endelige sengekapasitet på skipet (FPSO) ble besluttet.

 

4.3 Tyrihans

 

4.3.1 Prosjektbeskrivelse

Tyrihans består av Tyrihans Nord og Tyrihans Sør og ligger i blokkene 6406/3 og 6407/1. Feltet ligger i den sørlige delen av Haltenbanken 40 km sørøst for Kristin og 170 km fra Vikna på grensen mellom Nord-Trøndelag og Nordland.

Tyrihans omfattes av produksjonslisensene 073, 073B og 091. Statoil er operatør på feltet. Totale utvinnbare reserver var i PUD estimert til 29 MSm³ olje og 34,8 GSm³ gass.

Feltet er bygget ut med et undervanns produksjonsanlegg knyttet opp til Kristin for prosessering av brønnstrømmen og Åsgard B for import av gass til gassinjeksjon.

Tyrihans ble i PUD planlagt bygget ut med 12 brønner fordelt på 5 brønnrammer. Av disse brønnene var det planlagt at 11 skulle bores innen 2011 og en i 2015.

Produksjonen startet som planlagt juli 2009.

 

Rettighetshavere Juni 2013

Statoil Petroleum AS

58,84 %

Total E&P Norge AS

23,15 %

Exxon Mobil Exploration & Production Norway AS

11,79 %

Eni Norge AS

6,23 %

 

Figur 4.3 - Last ned pdf 

Figur 4.3 Konsept for utbygging av Tyrihans

 

4.3.2 Kort beskrivelse og status

Søknad om utbygging og drift av Tyrihans ble levert OED den 11.7.2005 og godkjent i statsråd 02.12.2005.

En stor del av Tyrihansutbyggingen var basert på bruk av ny teknologi som måtte kvalifiseres. Det gjaldt i hovedsak innenfor undervannsproduksjonssystemene hvor en blant annet valgte undervanns pumper for injeksjon av rått sjøvann. Dette var tidligere ikke gjort på norsk sokkel. Aker fikk kontrakt på levering av disse pumpene. FMC hadde EPC-kontrakten på undervannsanlegget. Her var et avansert kontroll og workover system gjenstand for kvalifisering. Nexan hadde kontrakt på levering av umbilical/navlestreng og DEH (direkte elektrisk oppvarming). Også for DEH var det behov for kvalifisering da dette på Tyrihans ble benyttet på rør over lengre avstander enn noen ganger tidligere. Acergy hadde kontrakt på legging av rørledninger. Reinertsen fikk EPC-kontrakt for nødvendig modifikasjonsarbeid på Kristin, og det ble inngått kontrakt med Transocean Arctic for boring av brønnene.

Produksjonen startet som planlagt juli 2009 med produksjon fra 4 brønner.

 

4.3.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid

 

Tabell.4.3

Kostnadsutvikling for Tyrihans-prosjektet fra PUD til ferdigstillese

 

Mill NOK (2012)PUD

Mill NOK
(2012) Ferdigstillelse
(sept 2013)

Mill NOK (2012) Endring



%-vis endring

Prosjekt-
ledelse

198

180

-18

-9%

Forsikring

218

219

1

0,5%

Modifikasjoner
Åsgard

390

251

-139

-36%

Modifikasjoner
Kristin

692

1353

661

96%

Lavtrykk-
separator
Kristin

468

 

 

 

Undervanns
prod. system

5595

7248

1653

30%

Boring/
komplettering

6498

7377

879

14%

 

Totalt

 

14059

 

16 627

 

2 568

 

18%

Last ned pdf: Tabell 4.3

 

I september 2013 er det boret 11 brønner i Tyrihans. I PUD estimatet var det forutsatt at 11 brønner skulle være satt i produksjon innen 2011, dvs to år etter produksjonsstart og at den 12 brønnen skulle bores i 2015. Boring av brønnene har tatt noe lenger tid enn planlagt. Grunnen til dette var at de fleste produksjonsbrønnene ble optimalisert med en vesentlig lengre horisontal seksjon i reservoaret, noe som imidlertid har vist seg å være gunstig for utvinningen. Tyrihans planlegger nå å ha flere brønner enn forutsatt i PUD med en forventet høyere utvinning.

Anslagsvis 10% av totalbudsjettet var dekket av kontrakter inngått før PUD-innsendelse.

100% av FEED var ferdigstilt ved PUD.

 

4.3.4 Prosjekterfaringer

Viktige utbyggingselementer med ny teknologi ble tidlig identifisert som en av de store risikoene i prosjektet. For å ha god prosjektkontroll med disse sentrale elementene i utbyggingen valgte operatøren å inngå direkte kontrakter med leverandørene av disse utstyrsdelene. Dette gjaldt eksempelvis leveranser av både undervannspumper for injeksjon av rått sjøvann og leveranser av rør med direkte oppvarming. I ettertid vurderes dette som en vellykket strategi. Videre var arbeidsomfanget (scope of work) godt definert i PUD noe som var en viktig grunn til at det kun var en endring etter at PUD var godkjent.

På grunn av et tydelig identifisert risikobilde og fokus på kvalifisering av ny teknologi gikk denne delen av prosjektet etter forventning. Da var det mer utfordrende å få alle nødvendige leveranser på plass til riktig tid slik at framdriften ikke ble hemmet.

Kostnadsøkningen for undervannsanleggene skyldes i hovedsak at sentrale innsatsfaktorer økte pga en kraftig økning i aktivitetsnivå fant sted i perioden 2005/2006.

For Kristin modifikasjonene skyldtes kostnadsøkningen blant annet et vesentlig høyere antall ingeniørtimer enn antatt og at vektene økte til det doble av estimatet.  I utgangspunktet ble det ikke regnet med at det var stor risiko knyttet til gjennomføringen av modifikasjonen på Kristin. Det ble ikke ansett å ligge på kritisk linje, og arbeidet startet derfor ikke opp umiddelbart etter at PUD var godkjent. Imidlertid ser operatøren i ettertid at kompleksitet og omfang av modifikasjonsarbeidene på Kristin ble undervurdert og at dette arbeidet med fordel kunne ha startet tidligere. Modifikasjonsarbeid samtidig med drift på Kristin, var mer komplisert enn tidligere antatt. Nødvendig innsats for å klare planlagt produksjonsstart bidro til kostnadsøkning.

Framdriften i prosjekteringen var mangelfullt og kom på etterskudd i forhold til plan. Modifikasjonsarbeidet startet derfor før tegningsgrunnlaget var tilstrekkelig ferdigstilt. Det resulterte blant annet i at noe arbeid ble gjort i feil rekkefølge og arbeid måtte gjøres om igjen. Grunnen til problemene var i hovedsak at leverandøren manglet personell med tilstrekkelig erfaring til å utføre prosjekteringen som planlagt. Det var høyt aktivitetsnivå i næringen og dermed vanskelig å øke bemanningen gjennom rekruttering eller lån av personell fra samarbeidspartnere som var en forutsetning ved inngåelse av kontrakt.

Ihht opplysninger fra operatøren var rettighetshavergruppen godt involvert og bidro på en konstruktiv måte gjennom lisensmøtene (TC/MC) både i planlegging og gjennomføringsfasen.  En tid ut i gjennomføringsfasen ble det foretatt en gjennomgang av arbeidsomfanget på topside med tilhørende planer. Det var da deltakelse fra hele rettighetshavergruppen.  Det ble ikke foretatt noen formelle benchmarks i prosjektet utover å vurdere Tyrihans -prosjektet mot andre på bakgrunn av den kraftige prisutviklingen prosjektet opplevde i årene 2006 og 2007. Det inngikk ikke personell fra rettighetshaverne i operatørens prosjektorganisasjon.

 

4.3.5 Lærdom fra prosjektet

Tyrihans var et vellykket prosjekt levert til forventet kost og tid. Prosjektet erfarte en del utfordringer underveis men klarte likevel å holde seg innen planlagt gjennomføringstid og budsjett. De viktigste lærdommene fra prosjektet er:

Gjennomføringen av undervannsanleggsdelen av prosjektet foregikk i henhold til plan. En viktig faktor for å lykkes var at gjennomføringen foregikk etter et godt definert arbeidsomfang i PUD. Det var kun en signifikant endring ila byggefasen.

Kvalifisering av ny teknologi ble tidlig identifisert som en av de største risikoene i prosjektet. Operatøren valgte derfor å ha styring på valg av viktig ny teknologi og inngikk direkte kontrakt med leverandører av disse teknologielementene. Dette var vellykket og framdrift og leveranser på disse delene av prosjektet var i henhold til plan.

Forståelse og modning av arbeidsomfanget ved en modifikasjon ble undervurdert i prosjektet. Dette burde hatt større fokus, og det burde før kontraktsinngåelse vært sikret at leverandør hadde tilstrekkelig personellressurser for god prosjektering.

God interaksjon mellom de forskjellige fagmiljøene i selskapet er nødvendig. Drift av Kristin feltet samtidig med modifikasjonsarbeider skapte utfordringer undervegs mhp prioritering av personell og sengekapasitet offshore.

 

4.4 Valhall videreutvikling
(Valhall VRD)

 

4.4.1 Prosjektbeskrivelse

Valhallfeltet ligger i blokkene 2/8 og 2/11 i den sørligste delen av norsk kontinentalsokkel. BP er operatør på feltet.

De første plattformene på Valhallfeltet ble installert 1981, og kom i produksjon i 1982. Feltet har seinere blitt bygget ut i flere faser. Første fasen besto av en prosessplattform, en boreplattform og en boligplattform. I seinere tid er en brønnhodeplattform og en vanninjeksjonsplattform blitt installert på feltet.

Videreutviklingen av feltet består i installasjon av en ny prosessplattform og omfattende modifikasjonsarbeid på de eksisterende plattformene for forlenget drift og tilpasning til framtidig produksjon på feltet. De gjenværende reservene på feltet er 41,5 mill Sm3 olje, 6,9 mrd Sm3 gass og 2,2 mill tonn NGL.

 

Rettighetshavere Juni 2013

Hess Norge AS

64,05 %

BP Norge AS

35,95 %

 

Figur 4.4 - Last ned pdf 

Figur 4.4 Konsept for Valhall videreutvikling

 

4.4.2 Kort beskrivelse og status

Søknad om utbygging og drift av Valhall VRD ble innlevert 22.03.2007 og godkjent i statsråd 25.05.2007.

Valhall VRD var i utgangspunktet initiert av innsynkning og utløp av designlevetid på det eksisterende feltsenteret. Videre var det behov for en innretning mer tilpasset de framtidige behovene på feltet. Prosjektet var komplekst da det inkluderte både nybygg, en betydelig modifikasjonsdel av det eksisterende anlegget samt ny teknologi ifbm overgang til elektrisk kraft fra land. I tillegg ble det forutsatt at prosjektet skulle gjennomføres med samtidig drift på det eksisterende anlegget. Prosjektet bestod av en ny bunnfast stålplattform for produksjon og innkvartering broforbundet med det eksisterende Valhallsenteret. Prosjektet inkluderte en omlegging fra gassgenerert kraft til kraft fra land via en likestrømskabel fra Lista.

Prosjekteringen ble utført av Mustang (USA). Den nye plattformen ble bygget hovedsakelig på fire ulike steder: Boligmodulen i STL (UK), understellet på Aker Verdal, bygging og sammenstilling av dekksanlegget hos Heerema (Holland). Videre stod ABB for kraft fra land og Subsea7 for alt rørarbeid. Om lag 45 % av kontraktene gikk til norske leverandører.

Etter betydelige forsinkelser og kostnadsoverskridelser ble produksjon fra det nye feltsenteret startet 26. januar 2013.

 

4.4.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid

 

Tabell 4.4

Kostnadsutviklingen for Valhall VRD fra PUD (2007) til ferdigstillelse i 2013

 

Mill NOK (2012)
PUD

 

Mill NOK
(2012)
Ferdigstillelse (mai 2013)

Mill NOK (2012)
Endring fra PUD

%Endring fra
PUD

Project owners

2098

2101

3

0%

Ready for Operations

807

1000

193

24%

Topsides

5322

7691

2369

45%

Structure

620

689

69

11%

Power from Shore

1841

2067

226

12%

Living Quarters

833

1903

1070

128%

Safety Automation Systems

440

618

178

40%

Transport and installations

584

552

-32

-5%

Subsea pipelines

642

1262

620

97%

Brownfield Modifications

1482

3137

1655

112%

Hook Up and Commissioning

720

5503

4783

664%

Project Handover

 

567

567

 

Un-Allocated provision

 

-2205

-2205

 

TOTAL

15391

24887

9496

62%

 

 

 

 

 

Brønnkostnader Valhall videreutvikling

3277

13986

10709

327%

Last ned pdf: Tabell 4.4

 

Forventet oppstart var i PUD satt til november 2010. Det vil si en prosjektgjennomføringstid på 3 år og 8 måneder. Den faktiske oppstarten var imidlertid i januar 2013 som gir en samlet prosjektgjennomføring på 5 år og 9 måneder. Prosjektet var derfor 2 år og 1 måned forsinket i forhold til forventet oppstart i PUD. Feltet var nedstengt i 6 mnd i forbindelse med oppkobling og ferdigstillelse av VRD. Planlagt nedstenging i PUD var 3 mnd.

40% av totalbudsjettet var dekket av kontrakter inngått før PUD-innsendelse. 100% av FEED var ferdigstilt ved PUD.

 

4.4.4 Prosjekterfaringer

I et uvær i november 2006 slo en kraftig bølge inn over feltsenteret på Valhall og gjorde betydelig skadeverk på både produksjonsinnretning og boligplattformen. Blant annet ble flere livbåter revet av innretningen. På grunn av denne hendelsen forserte operatøren Valhall VRD- planene, og prosjektet fikk et stort press på seg til å bli raskt ferdigstilt. Prosjektet ble derfor drevet av plan («schedule-drevet») fra start. For liten tid og for få ressurser ble brukt i den tidlige fasen av prosjektet. Dette førte til underestimering av dimensjoner og vekt av den nye plattformen, noe som først ble oppdaget sent i detaljprosjekteringsfasen. Eksempelvis ble det i FEED konkludert med at plattformen ville kunne løftes på plass i to løft. Sent i detalj- prosjekteringsfasen ble dette endret til fem løft, noe som satte helt andre krav til tid- og ressursbruk offshore i oppkobling- og ferdigstillelsesfasen enn tidligere antatt. En annen indikasjon på at det ikke ble brukt tilstrekkelig tid i den tidlige prosjekteringsfasen var at det i prosjektet ble initiert et svært høyt antall endringsordre i gjennomføringsfasen av prosjektet.

I den tidlige fasen av prosjektet (sent i 2006) kom også resultatene av en ny Valhall reservoargjennomgang. Denne konkluderte med at det framtidige potensialet på feltet var langt mindre enn tidligere antatt. Følgelig burde Valhall VRD på bakgrunn av dette vært gjenstand for en revisjon både mhp dimensjoner og til hvilken designlevetid det ble bygget for. Denne gjennomgangen ble det imidlertid ikke vurdert å være tid til, og planene ble derfor videreført slik de forelå.

Valhall VRD ble designet for 40 års levetid da det opprinnelig var forventet lang produksjonsperiode. 40 års levetid stiller gjennomgående høyere krav til materialkvaliteter enn hva en 25 års designlevetid ville ha gjort.  Disse materialene er dyrere i innkjøp samt at det i byggefasen på noen områder kreves mer spesialkompetanse for bearbeiding. Et langt strammere marked enn forventet i PUD gjorde at prosjektet generelt opplevde knapphet på kompetanse. Dette ble særlig tydelig på områder med behov for spesialkompetanse. Det var eksempelvis mangel på kvalifiserte sveisere som kunne sveise i titan. Det ble krevende for leverandørene å levere utstyr med tilstrekkelig kvalitet. Et stramt marked i kombinasjon med spesielle designkrav bidro derfor til kostnadsøkninger, kvalitetsproblemer og forsinkelser.

Selv om operatøren valgte mange erfarne og anerkjente utstyrsleverandører, var det en stor grad av mangler og feil i mange utstyrspakker. Dette skyldes blant annet manglende kvalitetsoppfølging av underleverandørene. Kvalitetsmanglene ble oppdaget sent og medførte opprettingsarbeid og forsinket mekanisk ferdigstillelse, noe som igjen påvirket endelig uttesting og oppstart.

Selskapet som stod for bygging av den nye boligmodulen gikk konkurs før arbeidet var ferdigstilt. BP måtte da gå inn og sikre driften fram til ferdigstillelse. Dette ble både ressurskrevende og kostnadsdrivende for prosjektet.

Utfordringen med offshore oppkobling og uttesting/oppstart samtidig med drift av eksisterende anlegg var undervurdert i PUD. Samtidig drift gjorde også alt nødvendig modifikasjonsarbeid på eksisterende anlegg betydelig mer utfordrende enn forutsatt i PUD. Prioritering av den begrensede sengekapasiteten ble en kilde til en kontinuerlig diskusjon mellom prosjektet og driftsorganisasjonen. Bruk av et flotell som ikke var fast forankret bidro til ytterligere komplikasjoner. Dette var langt mer værsensitivt enn et fast forankret flotell og resulterte i at det måtte frakobles i store deler av tiden. Ferdigstillelsen av prosjektet tok derfor lengre tid enn estimert.

Økningen i brønnkostnader skyldes utvikling i reservoarforståelse og et langt høyere brønnbehov enn forutsatt ved PUD samt at kostandene for boring og komplettering av de enkelte brønnene ble høyere enn forventet.

Ihht opplysninger fra operatøren ble det gitt hyppige oppdateringer med gjennomgang av prosjektstatus i partnerskapet. Formelt ble dette foertatt i de kvartalsvise lisensmøtene (TC, MC). Partnerskapet støttet videre opp under arbeidet ved å stille selskapenes eksperter til rådighet for prosjektet i forkant av beslutningspunkter undervegs i prosjektet. Operatøren gjennomførte benchmark av prosjektet basert på intern prosjekterfaringsdata samt ved bruk av eksterne konsulenter. Flere senior personell fra Hess inngikk i prosjektorganisasjonen blant annet som «PH Offshore Delivery manager» og «Hook Up and Commissioning managers».

 

4.4.5 Lærdom fra prosjektet

Det ble brukt for liten tid i den tidlige fasen av prosjektet. Prosjektet burde tatt inn over seg ny reservoarinformasjon og foretatt en ny gjennomgang av design noe som kunne medført endringer både i topsidevekt, størrelse, krav til designlevetid, antall endringsordre undervegs og offshore sammenstilling. At prosjektet ble drevet av gjennomføringsplan fra starten var uheldig og fikk store konsekvenser videre i prosjektgjennomføringen.

Oppfølging av kvalitet på større utstyrspakker var for dårlig. Lærdommen er at operatøren burde hatt et mer direkte oppsyn med fabrikasjon av de store utstyrspakkene inklusiv arbeidet fra underleverandørene.

Utfordringene knyttet til modifikasjonsarbeid, hook-up, ferdigstillelse og oppstart av nytt anlegg samtidig med opprettholdelse av drift av eksisterende anlegg var undervurdert. Kompleksiteten var stor og behovet for sengekapasitet offshore underestimert.

 

4.5 Yme

 

4.5.1 Prosjektbeskrivelse

Yme ligger i blokkene 9/2 og 9/5 og er cirka 100 km fra den norske kysten. Havdypet på Yme er på mellom 77 -93 meter. Yme ble først bygget ut og drevet av Statoil frem til 2001 da produksjonen ble avsluttet.  Yme var planlagt å bli det første felt som skulle gjenåpnes på norsk sokkel.

Talisman er operatør på feltet.

Rettighetshaverne planla å bygge ut Yme med en mobil produksjonsenhet med lager. Dette er det samme konsept som ble benyttet på Siri-feltet på dansk sektor. Det er i prinsipp en oppjekkbar plattform over en lagertank på havbunn.

Yme ble i PUD planlagt bygget ut med 12 brønner, 7 produsenter og 5 injektorer. De utvinnbare reservene er på 14,1 mill Sm3 olje. Produksjonsstart var planlagt til februar 2009.

 

Rettighetshavere Juni 2013

Talisman Energy Norge AS

60 %

Lotos Exploration and Production Norge AS

20 %

Wintershall Norge AS

10 %

Norske AEDC A/S

10 %

 

Figur 4.5 - Last ned pdf 

Figur 4.5 Konsept for utbygging av Yme

 

4.5.2 Kort beskrivelse og status

Søknad om utbygging og drift av Yme re-development ble levert OED 09.01.2007 og godkjent i Regjeringen den 11. mai 2007. Prosjektet bestod av tre hovedelementer:

 

  • Boring/komplettering av produksjons og injeksjonsbrønner
  • Undervanns produksjonsfasiliteter inklusiv rørledninger og umbilicals
  • Bygging av en leid mobil produksjonsenhet med lager (MOPU)

For MOPU’en ble det inngått en EPCIC kontrakt med Single Buoy Moorings Inc (SBM) som og skulle stå som eiere for innretningen. Rettighetshaverne på Yme skulle deretter betale leie til SBM under en såkalt Bareboat Charter agreement gjennom feltets levetid.

Sommeren 2008 ble lagertanken installert på feltet. Deretter startet boring og komplettering av brønnene. Undervannsproduksjonsanlegg, rørledninger og umbilicals ble ferdigstilt i 2009 ihht framdriftsplan. Hva MOPU angår ble imidlertid den installert offshore nær tre år senere enn planlagt – sommeren 2011. Samtidig med installasjonen offshore ble det identifisert betydelige mangler og feil på MOPU. På grunn av dette økte ferdigstillelsesarbeidet offshore og utsettelsene på MOPU’en fortsatte. I juli 2012 besluttet operatøren å avmanne MOPU da det var avdekket betydelige strukturelle designfeil i tillegg til sprekker i fundamenteringen som festet MOPU til lagertanken på havbunnen. I desember 2012 besluttet eieren SBM å anse MOPU som skrap. Prosjektet slik det ble beskrevet i PUD i 2007 vil derfor aldri bli realisert. På bakgrunn av dette har rettighetshaverne søkt Olje og Energidepartementet (OED) om avvik fra PUD for å kunne bytte ut MOPU med en alternativ produksjonsinnretning.

 

4.5.3 Utvikling i prosjektets kostnader og gjennomføringstid


Tabell 4.5

Kostnadsutvikling for Yme-prosjektet fra PUD til avslutning

 

Mill NOK 2012
ved
PUD

Mill NOK 2012
Des
2012

Mill NOK 2012
økning


%-vis økning

Brønner

3076

4299

1223

+40%

Undervannsanlegg

1159

1350

192

17%

Mobilisering & forsikring av innretninger

209

3595

3386

1620%

Prosjektstyring

450

2315

1865

414%

 

Totalt

 

4894

 

11558

 

6664

 

136%

Last ned pdf: Tabell 4.5

 

Det ble boret en ekstra produksjonsbrønn i forhold til det antallet produksjonsbrønner som var beskrevet i PUD. De planlagte brønnene ble noe dyrere da det måtte bores noen ekstra sidesteg pga påtrufne kullformasjoner. Kostnadsestimatet i PUD hadde dessuten begrenset contingency-påslag for å ivareta uforutsette hendelser, noe som er vanlig å inkludere ved kostnadsestimering. Borekostnadene var derfor i utgangspunktet optimistisk estimert.

Økningen i «Mobilisering & forsikring av innretninger» er knyttet til direkte økonomiske bidrag til SBM undervegs i byggefasen for å forbedre framdrift og kvalitet. Dette var enten direkte intervensjonsbetalinger fra operatør/rettighetshavere eller betalinger i henhold til «Side Agreements» til kontrakten framforhandlet fordi framdrift og leveranser undervegs ikke var i henhold til hovedkontrakt.  Dette lå utenfor forventningene i PUD og det ble ikke inkludert i kostnadsestimatet. I PUD ble derfor denne delen av kostnadene estimert til et relativt lite beløp.

Kostnadsutviklingen i Prosjektstyringen henger også sammen med at operatøren undervegs i byggingen identifiserte et økt behov for egen oppfølging samt at prosjektets varighet ble langt lengre enn estimert i PUD.  Operatørens kostnader til prosjektoppfølging ble dermed økt.

Den totale prosjektgjennomføringen fra oppstart detaljprosjektering til produksjonsstart var i PUD estimert til to år og fire måneder. Seks år og tre måneder ut i prosjektet stanset rettighetshaverne prosjektet uten at det var ferdigstilt.

Om lag 2 % av totalbudsjettet var dekket av kontrakter inngått før PUD-innsendelse.

Store deler av den nødvendige FEED -dokumentasjonen var ikke ferdigstilt ved PUD innlevering.

 

4.5.4 Prosjekterfaringer

Boring/komplettering og undervannsinnretningene ble ferdigstilt uten store tids- og kostnadsoverskridelser. De videre beskrivelsene av prosjekterfaringer vil derfor ha fokus på design og bygging av produksjonsinnretningen MOPU. Det var denne delen av prosjektet som forårsaket store ekstraarbeider, forsinkelser og kostnadsoverskridelser. 

Sett i ettertid ble det gjort noen avgjørende feilvurderinger i den viktige tidlige fasen av prosjektet. Prosjektet ble ansett å være økonomisk marginalt og kunne bare bli økonomisk robust gjennom en utbygging som i liten grad medførte kostnadseksponering i tidlig fase. Verdimessig ble det vurdert å være bedre å fordele kostnadene ut over feltets levetid. Den økonomiske levetiden for prosjektet var også svært usikker og rettighetshaverne besluttet derfor i den tidlige screeningsfasen å basere valg av utbyggingsløsninger på et leiekonsept. Dermed ble dette en styrende forutsetning for den videre prosjektrealiseringen.

Operatørselskapet hadde samlet sett liten utbyggingserfaring og hadde enda ikke implementert et godt internt beslutningssystem som i tilstrekkelig grad sikret kvalitet og modning av prosjektene fram til endelig prosjektsanksjonering i tråd med det som er etablert som industristandard på området. Selv om operatøren hadde norske ansatte med utbyggingserfaring fra andre prosjekter fra norsk sokkel involvert i Yme-prosjektet, hadde operatøren kun erfaring fra en utbygging på UK-sektor tilbake til 2003 og ingen utbyggingserfaring som operatør på norsk sokkel.  Et leiekonsept med en fastpris EPCIC –kontrakt framstod derfor som  attraktivt da ansvaret i henhold til kontrakten for hele prosjektgjennomføringen fra prosjektering, innkjøp, bygging til installasjon og ferdigstillelse lå hos kontraktøren.

Det var generelt få tilbydere i budprosessen. I praksis framstod SBM som eneste reelle kandidat. Etter en gjennomgang av alle tilbydere ble de andre av ulike årsaker enten vurdert som ukvalifiserte eller det falt ut av listen av andre årsaker.

Et viktig kriterium for valg av utbyggingsløsning var mulighet for brønnintervensjon. SBMs løsning med MOPU ville gi både «tørre» brønnhoder og oljelager og ble ansett som mer attraktiv enn andre leieløsninger. SBM eide Gusto-engineering som hadde utviklet MOPU-konseptet. Dette konseptet var dessuten tatt i bruk av Statoil på det danske Siri feltet, og ble derfor ansett som godt egnet for petroleumsvirksomhet også på norsk sokkel. SBM var verdens største operatør av FPSO’er og kunne vise til en god HMS-statistikk. Selskapet hadde også erfaring med flere verft i Asia.

Basert på dette var det derfor stor tiltro til at SBM kunne levere i henhold til det anbud de hadde inngått på tross av at også SBM manglet erfaring med gjennomføring av større byggeprosjekter samt med bygging i henhold til norske krav. Selv om rettighetshaverne hadde identifisert leverandørens manglende erfaring fra norske offshoreprosjekter som en gjennomføringsrisiko, ble kritiske spørsmål rundt dette ikke vektlagt i tilstrekkelig grad av rettighetshaverne ved valg av kontraktør.

Kontrakten som ble inngått med SBM bar preg av stor optimisme. Det ble i alt for liten grad tatt hensyn til mulighetene for at alt ikke gikk som forventet. SBM eide innretningen. Det viktigste insentivet SBM hadde var å få ferdigstilt prosjektering, innkjøp, fabrikasjon og bygging slik at feltet kunne starte opp og de kunne begynne å få leieinntekter. Prosjektet ble derfor fra første stund drevet fram av ønsket om å komme i mål så tidlig som mulig (Plan-drevet). Dette var et dårlig utgangspunkt for å oppnå god kvalitet på prosjektet. Konsekvensene for Yme-prosjektet var at det ikke ble avsatt tilstrekkelig tid til verken ferdigstillelse av FEED-fasen eller detaljprosjektering før fabrikasjon. Detaljprosjekteringen startet før FEED-fasen var ferdigstilt og fabrikasjon og innkjøp ble igangsatt altfor tidlig ifht ferdigstillelse av detaljprosjekteringen. I korte trekk førte det til at mye fabrikasjonsarbeid var bortkastet og måtte gjøres om igjen. Dette medførte tidsforsinkelser, kostnadsoverskridelser og at vekten på innretningen gikk betydelig opp. Dekksanlegget på MOPU hadde samlet sett en vektøkning på 39%.

Operatøren hadde før PUD identifisert at manglende oppfyllelse av norske regelverkskrav og standarder kunne være en viktig risiko for prosjektgjennomføringen. Det ble derfor gjennomført flere tiltak i form av seminarer, kurs, samt oppfølging av kontraktørens ingeniører for å redusere denne risikoen, men det viste seg å ikke være tilstrekkelig. Manglende forståelse for norsk regelverk og NORSOK-standarder var et gjennomgående problem i hele byggefasen og var grunnlag for at mye arbeid måtte gjøres om igjen. Denne manglende kompetansen og forståelsen var et problem så vel hos kontraktør som hos underleverandører. Etter hvert som produksjonsinnretningen ble ferdigstilt, ble det identifisert stadig flere avvik. Generelt var det avvik på alle systemområder men spesielt mange innen arbeidsmiljø og teknisk sikkerhet. I henhold til den valgte kontraktsformen skulle det i prinsippet ikke være behov for veldig tett oppfølging fra operatørens side gjennom prosjektet. Operatøren hadde etablert et mindre prosjektoppfølgingsteam bestående av erfarne, norske fagfolk i Abu Dhabi for å følge ferdigstillelsesprosessen av MOPU. Etter hvert som flere avvik ble avdekket måtte operatøren sette av stadig flere egne ansatte og innleid personell til å følge opp prosjektet. Det bidro til økte oppfølgingskostnader samt at også nye avvik ble avdekket. Et problem var at mange avvik ble oppdaget så seint at mye arbeid allerede var gjort. Et annet problem var å klare å danne seg riktige bilder av omfanget av avvikene. Kontraktsformen, med SBM som eier av innretningen, begrenset operatørens mulighet for inspeksjon, intervensjon og oppfølging av underleverandørene og til å påvirke løsningsvalg undervegs.

Eventuelle avvik som ble avdekket undervegs i byggefasen skulle i henhold til kontrakten rettes opp. Mye av diskusjonene mellom operatør og kontraktør handlet derfor om å enes om hva det var behov for å rette opp. Videre var det operatørens vurdering at leverandørens insentiv til å ferdigstille leveransen ville bli alvorlig svekket dersom de skulle dekke oppretting av alle feilene vederlagsfritt. Det ble derfor benyttet flere økonomiske insitamenter (direkte intervensjonsbetalinger til underleverandører, ressursstøtte(personell/utstyr/flotell) til leverandørens ferdigstillelse og formaliserte «side arrangements» til kontrakten) for å forbedre framdrift og endringer, men sett i ettertid er konklusjonen at disse virket dårlig mht å sikre både framdrift og tilstrekkelig kvalitet, idet insentivordningene i seg selv svært ofte ga opphav til tvist mellom leverandør og operatør.

Produksjonsinnretningen gikk derfor fra verftet i Abu Dhabi til Rosenberg verft med en rekke mangler. Arbeid som iflg kontrakten skulle vært ferdig i Abu Dhabi måtte da gjøres ferdig i Norge med et vesentlig høyere kostnadsnivå. Arbeidsomfanget viste seg også nå å være betydelig større enn tidligere antatt. For ikke å få ytterliggere forsinkelser ble det likevel valgt å ta produksjonsinnretningen ut på feltet før vinteren satte inn selv med en rekke feil og mangler (ca 74 % ferdigstilt).  Arbeid som skulle vært ferdig på land måtte da gjøres ferdig offshore med et enda høyere kostnadsnivå.

I juli 2012 tok operatøren beslutningen om å av-manne MOPU da det var oppdaget signifikante strukturelle feil og sprekker i fundamenteringen som fester MOPU-leggene til lagertanken på havbunnen. MOPU-innretningen ble erklært som skrap av eieren (SBM) i desember 2012.

Ihht operatøren ble alle vesentlige beslutninger i utvinningstillatelsen behandlet i ordinære (og ekstraordinære) komitemøter og vedtak fattet enten i styringskomiteen eller gjennom License to share (L2S). Etter hvert som utfordringene i prosjektet tiltok, økte møtefrekvensen i utvinningstillatelsen. I en tidlig fase av prosjektet ble det foretatt en informasjonsutveksling/ erfaringsoverføring mellom Yme-prosjektet og Dong for benchmarking av kostnader og gjennomføringsplan av Yme topside opp mot Siri topside på dansk sektor. Sent i prosjektet, våren 2012, varslet de øvrige rettighetshaverne en prosjektrevisjon. Endelig rapport ble framlagt 10.07.12 og operatørens kommentarer til denne ble gitt 12.08.12. På dette tidspunktet var plattformen avmannet.

 

4.5.5 Lærdom fra prosjektet

Den viktigste lærdommen fra dette prosjektet er knyttet til de beslutninger som ble foretatt i den tidlige fasen av prosjektet. Prosjektet kom skjevt ut fra start og resten av tiden ble i stor grad brukt til å forsøke å redde seg inn igjen. Operatøren jobber for tiden med en grundig gjennomgang av prosjektet for å trekke mest mulig lærdom av erfaringene. Basert på den informasjonen OD har mottatt, er det her listet noen av de viktigste lærdommene:

  1. Mer arbeid i tidlig fase av prosjektet
    - Ha et internt system for å sikre modning og kvalitet fram mot endelig prosjektsanksjonering
    - Sett av tilstrekkelig tid til å ferdigstille FEED-fasen før PUD-innlevering og detalj-prosjektering
    - Gjør et grundig arbeid med hensyn på å vurdere kvalitet, erfaring og kompetanse av kontraktør
  2. Unngå kontraktsformen EPCIC – leie. Det hadde vært bedre om operatøren var eier av innretningen under bygging. Etter ferdigstillelse kunne den da evt selges for deretter å leies i driftsfasen.
  3. Bruk kontrakten for det den er verdt i prosjektgjennomføringen. Sett standarden tidlig i prosjektet med hensyn på å sikre leveranser i henhold til det som er kontraktfestet.
  4. Ha et langt større prosjektoppfølgingsfokus. Sikre egen kompetanse på norsk regelverk i tillegg til prosjektoppfølgingserfaring og kapasitet.