Trollet som ble temmet

14.06.2012
   

Ingen over – ingen ved siden

 

Oljen har gjort gassfeltet Troll til sokkelens kjempe, større enn nummer to og tre, Ekofisk og Statfjord, til sammen. Utvinningen av olje fra de tynne lagene i Trollfeltet er en av norsk sokkels største suksesshistorier, ikke bare teknologisk men også innen ressursforvaltning og for verdiskapingen på sokkelen. Oljedirektoratet (OD) har spilt en avgjørende rolle i denne prosessen, og gjør det fortsatt.

 

Troll A- plattformen

Troll A- plattformen er det største byggverk som noen gang er flyttet på. Her blir plattformen slept fra Vats i Ryfylke, der dekket og understellet ble koblet sammen, og ut til Trollfeltet i Nordsjøen.

 

Historien om det som skulle bli Norges desidert største olje- og gassfelt begynte i august 1979, da boret fra ”Borgny Dolphin” traff det som geologene lenge hadde betegnet som en stor ”flat flekk”, en geologisk formasjon som kunne inneholde mye olje og eller gass. Formasjonen var på ingen måte ukjent, men de fleste selskapene fant havdypet på 300-350 meter for utfordrende. Det gjorde ikke Shell, som fikk operatørskapet i blokk 31/2 i fjerde konsesjonsrunde i 1979. Selskapet hadde 35 prosent av eierandelene, partnerne var Statoil (50 prosent), Conoco (5), Superior Oil (5) og Hydro (5). Belønningen for den dristige satsingen kom raskt. Allerede 5. september 1979 kunne OD sende ut en pressemelding som bekreftet at det var funnet ”et gassfelt med betydelige reserver”, og som etter alt å dømme strakk seg inn i naboblokkene 31/3, 31/5 og 31/6 ”med betydelige reserver også her.”

Etter hvert kunne partnerskapet slå fast at det var avdekket ”et gassfunn i verdensklasse”, kanskje 10 ganger så stort som Frigg. Ingen tenkte den gang at de tynne, nærmest utilgjengelige oljelagene i et av verdens største gassfelt til havs, også skulle gjøre Troll til et av Norges største oljefelt. Men det var det som skjedde etter harde tautrekkinger både i og utenfor lisensen. Uten et standhaftig OD hadde nasjonen gått glipp av enorme inntekter fra Troll-oljen.

I den første utbyggingsplanen som ble lagt fram, ble oljen vurdert som ulønnsom. I dag er de utvinnbare oljereservene i Troll anslått til 1,6 milliarder fat, noe som gir en utvinningsgrad på 40 prosent. Norges desidert største gassfelt var sokkelens største oljeprodusent i fem år på rad, fra 2000 til 2005. Trollfeltet inneholder over dobbelt så mye utvinnbar olje og gass som nummer to og tre (Ekofisk og Statfjord). Som om ikke det var nok, har Statoil ambisjoner om å øke oljeutvinningen med ytterligere 500 millioner fat, til 2,1 milliarder. Det styrker Trolls posisjon som landets i særklasse største oljeog gassfelt ytterligere.

Det er denne nesten utrolige historien vi nå skal fortelle, i anledning ODs 40-årsmarkering:

For det var gass det dreide seg om. Troll ble funnet under den kalde krigen, i et Europa som hungret etter mer vennligsinnet energi. Russerne sto klar til å øke sin gasseksport, til stor bekymring for Vesten og spesielt USA, der president Ronald Reagan engasjerte seg for å få Troll i produksjon så raskt som mulig for å dempe europeernes avhengighet av kommunistene. Reagans hastverk fant ikke gehør hos norske myndigheter, som raskt skjønte at det ville ta mye tid og krefter å planlegge utviklingen av det enorme feltet.

Da Shell la de første utbyggingsplanene for Troll tidlig på 80-tallet, var forutsetningen at gassen skulle produseres uten å ta hensyn til oljen, som ikke ble vurdert som lønnsom. Og det så raskt som overhodet mulig. Den viktigste begrunnelsen for bare å satse på gassen, var at oljen lå i så tynne lag at det ifølge selskapene i lisensen måtte utvikles ny boreteknologi for å utvinne større mengder av den. Det hadde de ikke tid til å vente på. Selgerne av gassen måtte posisjonere seg i markedet så raskt som mulig.

OD skjønte snart at Troll kunne bli det norske Groningen, at feltet kunne gå inn i rollen som garantist, slik at assosiert gass og gassen fra mindre norske gassfelt som ellers ikke ville nådd opp, kunne selges. Når det gjaldt oljen, slo direktoratet tidlig fast at ”Forekomstens utbredelse tilsier at eventuelt tilstedeværende oljereserver kan være store.” Så store at oljesonene måtte kartlegges.

 

Slepet av Troll A var et spektakulært skue

Slepet av Troll A var et spektakulært skue. Shell laget en film om byggingen og slepet av plattformen, og den ble blant annet vist på TV i USA. Etter visningen fikk Norsk Oljemuseum i Stavanger flere henvendelser fra imponerte amerikanere som hadde sett filmen og gjerne ville kjøpe den.
Foto:Statoil

 

Troll B- plattformen

Oljeproduksjonen kom i gang på Troll B- plattformen 19. september 1995. Troll var i årene 2000-2005 det mestproduserende oljefeltet på norsk sokkel.
Foto:Statoil


TROLL-TEAM

Dette var bakgrunnen for at OD i 1981/82 opprettet en egen tverrfaglig gruppe som skulle følge Trollfeltet. Et slikt spesialteam var noe helt nytt i OD. Ressursdirektør Faoruk Al-Kasim ba overingeniør Ole Svein Krakstad om å lede teamet som skulle rapportere direkte til ham. Krakstad fikk ta med seg de han mente egnet seg best. Fagfolkene skulle dekke hele verdikjeden, fra geofysikk til økonomi.

Etter hvert ble stadig flere OD-medarbeidere involvert, og teamet trengte mer plass. Med-arbeiderne fikk tilhold i et kontorlandskap i en tidligere teppebutikk i første etasje i ODs lokaler i Lagårdsveien 80.

Utgangspunktet for arbeidet var å unngå at Troll ble et nytt Frigg. Før Troll-funnet var nemlig Frigg det største gassfeltet på norsk sokkel. Også der var det olje, faktisk i tykkere lag enn på deler av Troll. Den 7-10 meter tykke oljesonen på Frigg var i realiteten et stort oljefelt. Men da Frigg ble satt i produksjon i 1977, var det uaktuelt å utvinne oljen. Med den teknologien som da var kjent i Norge, måtte det bores flere hundre produksjonshull for å få oljen ut. Når gassen forsvant, minket trykket i reservoaret, slik at Frigg-oljen ble skjøvet opp i gasslaget og gikk tapt en gang for alle. For Oljedirektoratets Troll-team var den overordnede oppgaven å få belyst hvilke muligheter som fantes, for å få opp olje fra gassfeltet Troll. Det var tross alt snakk om milliarder av fat.

Strategien var å bygge opp egen ekspertise og spisskompetanse på alle fagområder. Kompetansen i teamet skulle på alle måter være på samme nivå som i oljeselskapene, minst.

Fra første dag møtte direktoratets oljeambisjoner motstand fra de involverte oljeselskapene. Oljen ble i beste fall betraktet som et biprodukt som kunne forsinke salget av gassen. Selskapene mente at tidlig gassproduksjon ikke var noe problem, og de forlangte dokumentasjon for ODs påstand om at det ville gå på bekostning av oljen.

Shell hadde tidlig klar sitt eget navn på det lovende gassfunnet: Kamskjell. Ulempen for Shell var imidlertid at gassen strakte seg langt inn i naboblokkene i øst som ikke var tildelt ennå. Det var samtidig klart at utbyggingen ville bli tidenes største på norsk sokkel, noe som førte til stor interesse for de tre tilstøtende blokkene blant de fleste oljeselskapene.

På den tiden var det fortsatt både lovlig og vanlig for norske myndigheter å premiere nasjonalitet. Den unge ambisiøse oljenasjonen hadde siden produksjonen startet på Ekofiskfeltet et drøyt tiår tidligere, rukket å etablere tre norske oljeselskap. Derfor var det ingen bombe da Brundtland-regjeringen (Ap) i sin stortingsmelding om Troll foreslo å tildele de tre naboblokkene etter samme mønster som den såkalte ”Gullblokken” Gullfaks: Helstatlige Statoil skulle få 85 prosent, halvstatlige Hydro 9 og det private Saga 6 prosent. Statoil skulle være eneste operatør. Arbeiderpartiet ville opprinnelig gi Statoil 100 prosent eierandel i alle de tre blokkene etter at selskapets sjef Arve Johnsen hadde pekt på kjempefeltets strategiske betydning for norsk gassalg. De innså imidlertid at det var politisk umulig.

 

Tore Bjordal

ODs Tore Bjordal har i mange år kjempet en iherdig kamp for oljen i Trollfeltet. Han er fortsatt like engasjert når Troll diskutes.
Foto: Emile Ashley

 

 

Trollfeltet

 Det karakteristiske omrisset av Trollfeltet, med Troll Øst og Troll Vest.
Illustrasjon: OD


POSISJONERING

Da Willoch-regjeringen overtok for Brundtlands etter stortingsvalget høsten 1981, trakk de tilbake stortingsmeldingen om Troll. Statoil fryktet at regjeringen ville svekke selskapets posisjon som operatør, og iverksatte heftig lobbyvirksomhet. Sommeren 1982 gikk imidlertid Willoch-regjeringen inn for samme eierfordeling som foreslått av Brundtlandregjeringen. Samtidig bestemte den nye regjeringen at også Hydro skulle ha operatøroppgaver. At private Saga ikke ble tilgodesett av Høyre-regjeringen vakte harme i samarbeidspartiene på Stortinget. Etter omfattende og dramatiske politiske drakamper, fikk også Saga en operatøroppgave. Våren 1983 ble tildelingen av de tre ”ledige” Troll-blokkene enstemmig vedtatt i Stortingets industrikomte.

Ole Svein Krakstad fulgte Troll tett fra 1981 til han sluttet i OD i 1985 da Tore Bjordal overtok stafettpinnen. Han forlot Troll-teamet i 2003. Leif Hinderaker kom inn fra år 2000 og overtok etter hvert som leder. Torgunn Kvervavik Sheridan er i dag koordinator for teamet, eller laget som det nå heter i ODs organisasjonsterminologi. Tomas Mørch ble i 2011 Oljedirektoratets områdedirektør for Nordlige Nordsjøen, som inkluderer Troll. Disse fem er de fremste kildene i beskrivelsen av ODs rolle i spillet om Troll-oljen.

Konfrontasjonene mellom OD og selskapene gjaldt i de aller fleste sakene utbygging av Shells Trollblokk i vest, hvor 1/3 av gassen i feltet lå, sammen med nesten all utvinnbar olje. ODs dilemma var at jo mer gass som ble tillatt tatt ut av denne delen av feltet, jo vanskeligere ville det bli å produsere oljen. Dermed kolliderte Shells ambisjoner om rask gassutbygging med ODs ønsker om å utvinne mest mulig av oljen. En testboring i den tynne oljesonen i 1980 hadde bekreftet at det var mulig å produsere oljen. En ny test i de tykkere oljesonene året etter økte optimismen.

Selv om Shell var operatør for den delen av Troll der oljen skulle være mest tilgjengelig, dempet ikke det iveren etter å få gassen i produksjon. Selskapet kom etter hvert OD i møte og sa de kunne produsere olje og gass fra samme plattform, men olje bare fra de tykkeste sonene.

Det var ikke godt nok for Troll-teamet som mente å kunne dokumentere at det etter all sannsynlighet var kontakt mellom reservoarene i Troll vest og Troll øst. I 1984 ble det bevilget fem millioner kroner til reservoarstudier for å dokumentere at gassuttak i vest ville ødelegge for oljeproduksjonen. Pengene skulle brukes til eksterne studier, primært innenfor reservoarsimulering. OD bidro med personell og egne midler. Bevilgningen sa sitt om det alvoret myndighetene la i saken.

 

Torgunn Kvervavik Sheridan

Siviløkonomen Torgunn Kvervavik Sheridan er den som nå leder ODs Troll-lag med stø hånd.
Foto: Emile Ashley


ULØNNSOMT

I juni 1984 ga OD alle de fire Troll-operatørene, Shell, Statoil, Hydro og Saga, i oppdrag å redegjøre for status og videre planer for Troll-oljen, både i de tynne og tykke oljelagene. Shell konkluderte med at oljen i de tynne lagene var ulønnsom. Oljen i de tykkere lagene i oljeprovinsen ble verdsatt til litt over 0. Selskapet hevdet at selv gassutvinningen bare så vidt var lønnsom, og de holdt fast ved sine planer om at gassproduksjonen fra blokken i vest. Oljen i denne delen av feltet kunne regnes som et et biprodukt og kunne produseres ved hjelp av noen få vertikale brønner i den tykke oljesonen, selv om dette ikke ville være økonomisk forsvarlig, ifølge Shell.

Saga mente at det ville bli vanskelig å treffe oljesonene og konkluderte med at oljen var uinteressant.

Hydro viste i sitt svar til lave produksjonsrater og så heller ingen penger i oljen da, men de hadde større tro på teknologiutvikling og levnet oljen en liten sjanse i framtiden.

Statoils vurderinger var mest positive. Selskapet konkluderte med at også oljen i de tynne lagene kunne bli lønnsom, men at avkastningen ville ligge langt under selskapets normale krav for utbyggingsprosjekter. Selv om Statoil var mest optimistisk, holdt selskapet likevel lav profil innad i lisensen. I Per Lars Tonstads bok om Farouk Al-Kasim heter det blant annet at ”Statoil måtte være lojale overfor resten av gruppen og delte traust deres syn, samtidig som de uttrykte forståelse for statens krav”. Selv om ingen av de fire operatørene var direkte sultne på oljen, ble konklusjonen at Shell og Saga var ute, mens både Statoil og Hydro kunne være operatørkandidater ved en oljeutbygging på Troll.

Da OD gikk gjennom dokumentasjonen de fire hadde brukt i sine beregninger, viste det seg at alle selskapene hadde lagt inn en svært lav oljeproduksjon. I motsetning til Trollteamet, hadde ikke operatørene tro på at løsningen for Troll-oljen lå i boring av horisontale brønner. De viste til at utvikling av den nødvendige tekologien ville være både tidog ressurskrevende, noe som kunne forsinke Troll-gassen og svekke selskapenes kamp om andeler i et marked som var på selgernes side. Høy risiko var et annet argument. Alle operatørene på Troll var skeptiske til boring av horisontale brønner. Blant annet ble det argumentert med manglende lønnsomhet. Simuleringsresultater viste imidlertid at horisontal boring kunne mer enn femdoble oljeproduksjonen. I ettertid kommenterer Tore Bjordal denne delen av drakampen mellom OD og selskapene slik: ”Oljeindustrien har gjentatte ganger bevist at den ikke er den mest vitenskapelige i historien.”

OD så med økende bekymring på det de oppfattet som fire parallelle kappløp for utbyggingen av det som var ett felt. Både Shell, Statoil, Hydro og Saga skaffet seg omfangsrike avhandlinger som beskrev hvordan de ville løse oppgavene hver for seg. Tore Bjordal oppbevarte alle ODs kopier og fikk raskt ord på seg for å ha direktoratets mest fullstappede og rotete kontor. Etter hvert oppdaget Troll-teamet at mange av utredningene og rapportene kom fra de samme konsulentselskapene, og at de var svært like. Den største forskjellen var navnet på oppdragsgiverne.

OD fant denne type dobbeltarbeid meningsløst og var dessuten bekymret for at de fire operatørene hver for seg skulle bruke store pengesummer på utredninger som ikke tok hensyn til en helhetlig ressursforvaltning. For direktoratet var en blokkvis feltutbygging i regi av ulike operatører definitivt det verste scenariet. Direktoratets klare mål var at Troll-utbyggingen skulle skje etter en samlet vurdering av ressursene i feltet. Spørsmålet var hvordan myndighetene skulle forankre denne ambisjonen.


SAMORDNING

Dette var før Petroleumslovens tid, men leder for Troll-teamet, Ole Svein Krakstad, fant svaret i ”Midlertidige forskrifter for forsvarlig utnyttelse av petroleumsforekomster.” Der sto det i § 1 svart på hvitt at myndighetene kunne kreve samordning av blokker dersom det var kommunikasjon i vannsonen, altså dersom produksjon et sted kunne få konsekvenser et annet. Etter å ha fått de nødvendige juridiske avklaringer, hadde OD ryggdekning for å utstede et pålegg om at de fire oljeselskapene måtte samordne seg på eiersiden.

Det resulterte i et nesten historisk brev som ble sendt til de fire operatørene 9. februar 1984 med krav om samordning, eller unitisering. I brevet slo OD fast at ”det er trykkommunikasjon mellom hovedstrukturen i utvinningstillatelse 054 og 085, og at feltet er å betrakte som ett reservoar. Utbyggingen i begge strukturer må derfor ta hensyn til dette”. De fire Troll-blokkene skulle slås sammen til en utbyggingstillatelse hvor eierandelenes størrelse reflekterte hvert selskaps andel av totalen.

-Dette brevet var en av de viktigste enkelthendelsene i kampen for Troll-oljen. Uten ODs krav om samordning, ville Shell startet produksjon på sine premisser. Da ville oljen vært tapt for alltid, slår Ole Svein Krakstad fast i dag.

Høsten 1985 var unitiseringen en realitet. For å unngå at selskapene valgte ”billige og kortsiktige” løsninger, ble lisenstiden for Troll, som gikk ut i 2015 og 2019, utvidet til 2030 for det samordnede feltet. Slik imøtekom myndighetene selskapenes frykt for at mye av gassen skulle være igjen i feltet når lisensperiodene utløp. Forlengelsen skulle også dempe selskapenes utålmodighet med oljen.

Unitiseringen løste mange problemer på Troll, men skapte også nye, fordi Troll besto av de to områdene Troll Øst og Troll Vest. Begge steder var det oljelag under gasslagene, men alle var enige om at de oljeførende lagene i øst var for tynne. Det hadde ingen hensikt å prøve å produsere olje fra kolonner som ikke var tykkere enn 0-4 meter. Selv olje kan koste mer enn den smaker.

I Troll Vest var situasjonen en helt annen. Denne delen av feltet ble i praksis delt i to, i en gassprovins og en oljeprovins. Gassprovinsen inneholdt rundt en tredjedel av all gassen i Troll-feltet, pluss ganske mye olje. Den lå i tykkere lag enn i øst, men 13-14 meter ga ikke oljeborerne stort slingringsmonn. Utstrekningen av oljen i gassprovinsen var til gjengjeld mange ganger større enn i oljeprovinsen, som totalt inneholdt mye mindre olje.

De tynne oljelagene i gassprovinsen kunne selvfølgelig ikke avskrives, men første skritt måtte uansett bli tatt i oljeprovinsen. Den innholdt relativt små mengder gass, men olje i 22-27 meter tykke kolonner. De tilstedeværende oljevolumene i vest var på over 3,6 milliarder fat (570 millioner kubikkmeter), altså formidable mengder som OD ikke var villig til å avskrive uten kamp. Spørsmålet var fortsatt hvor mye som eventuelt kunne utvinnes – og ikke minst hva kostnadene ville bli.

 

På dette bildet er horisontalbrønner fra Trollfeltet lagt over et velkjent motiv fra Manhattan, New York

Norsk Hydro var pionerer innen horisontale brønner på norsk sokkel. De boret for første gang i verden horisontalt fra innretning offshore. På dette bildet er horisontalbrønner fra Trollfeltet lagt over et velkjent motiv fra Manhattan, New York. 
Illustrasjon: Statoil

 


HORISONTALE BRØNNER

OD mente at det bare var en løsning for produksjon av Troll-oljen: Lange horisontale brønner. Selskapene var fortsatt avvisende til at denne teknologien var moden nok, men OD ga seg ikke. Direktoratet hadde i desember 1987 blant annet tilskyndet Hydro å bore to tilnærmet horisontale brønner i de 27 meter tykke oljelagene i det som ble Oseberg Sør. Troll-selskapene holdt imidlertid på at de tynne og utstrakte oljekolonnene i Troll representerte nye teknologiske utfordringer, dette gjaldt både treffsikkerhet og muligheten til å bore lange stabile borebaner.

Shell var ifølge Tore Bjordal blant de selskapene som sterkest hevdet at det var for risikabelt å satse på utvikling av ny teknologi. Selskapet viste blant annet til at utbyggingsprosjektet allerede forutsatte å bryte teknologiske barrierer med dypt vann og tøffe værforhold. ODs Troll-team undersøkte imidlertid hva som var gjort andre steder på kloden, og fant ut at Shell og de internasjonale oljeselskapene i Troll-lisensen var påfallende dårlig orientert. Ved hjelp av relativt enkle søkemetoder kunne OD konstatere at det allerede var boret mange horisontale brønner rundt omkring i verden.

 

Troll Toppreservoarkart

Troll Toppreservoarkart i 3D med brønnbaner (alle produksjonsbrønner på Troll I)og plassering av de tre plattformene. Her er brønnbaner som går under toppen av reservoaret synliggjort ved å gjøre toppreservoar delvis gjennomsiktig.

 


TOGI

Midt oppi selskapenes posisjonering og kampen mellom olje og gass, kom planene om å injisere gass fra Troll i Hydros Osebergfelt for å øke oljeproduksjonen der. Når OD ivret for TOGI (Troll Oseberg gass injeksjon) var det ikke bare av ressurshensyn, men også fordi erfaringene med flerfasetransport av olje, gass og vann over så store avstander ville kunne komme til nytte på Troll. Hydro fikk operatørskap for utbygging og drift av undervannsinnretningen som skulle produsere Trollgass til Oseberg. Problemet var bare at flertallet i Trolllisensen (Shell, Statoil, Mobil og Conoco) gikk mot TOGI. Dermed kunne de blokkere hele prosjektet. Franske Elf og Total bekreftet de gode historiske franske relasjonene med Hydro og støttet TOGI.

Det var da Statoil-ledelsen fikk ett av sine største politiske sjokk. Det kom fra uventet hold, fra selskapets eier, den norske stat, under en Arbeiderparti-regjering. Forspillet var at Willochs borgerlige koalisjonsregjering ble felt på et kabinettspørsmål i Stortinget 9. mai 1986. Det brakte Ap tilbake i regjeringsposisjon, denne gang med Arne Øien som olje- og energiminister. Normalt skulle et slikt skifte være en fordel for Statoil. Overraskelsen var desto større da Øien, i egenskap av Statoils generalforsamling, grep inn og tvang statsoljeselskapet til å stemme for TOGI. Dermed ble det ja-flertall i Trolllisensen, noe som førte til at TOGI ble vedtatt i Stortinget 19. juni 1986. Det gikk imidlertid ikke upåaktet hen at en Ap-statsråd overstyrte Statoil til fordel for Hydro, som tradisjonelt hadde sine støttespillere på borgerlig side, spesielt i Høyre.

Etter klarsignalet til TOGI, gikk Shell ut i protest og iverksatte tester i Nederland for å bevise at det ikke var mulig å gjennomføre prosjektet. Da disse testene, til Shells store overraskelse, viste at motstanden mot TOGI ikke hadde hold i virkeligheten, skiftet Shell strategi og fikk komme inn i varmen igjen. Hydro gjennomførte prosjektet med stor entusiasme, og det ble en suksess. Prosjektet ga selskapet nyttige erfaringer både med flerfasetransport av gass over store avstander og undervannsproduksjon på dypt vann. Dette ble senere brukt på Troll.


GASS FRA ØST

Unitiseringen la grunnlaget for utbyggingsplanene som slo fast at Troll skulle bygges ut i tre faser. Første fase var gassen i Troll Øst. Andre fase var utbygging av oljen i Troll Vest og tredje fase var utvinningen av gassen i vest. Tredje fase skulle begynne når den ikke lenger hemmet oljeproduksjonen, anslagsvis rundt år 2024.

Planen for utbygging av Troll Øst-gassen ble godkjent i desember 1986. Den bekreftet at Shell nå gikk inn for at gassproduksjonen skulle starte i øst og at oljen i vest skulle utvinnes på egne premisser. Som en konsekvens av dette måtte gassplattformen som var planlagt for Troll Vest, flyttes til øst. Det gikk problemfritt. Shell skulle være operatør for bygging av den første gassplattformen (Troll A), mens Statoil skulle overta ansvaret når gasseksporten startet. Statoil fikk også ansvaret for salget av Troll-gassen og for bygging av transportsystemet.

På grunn av at eierne av Troll viste så stor motvilje mot å prioritere oljeproduksjon fra Troll Vest, kom OD og departementet til at løsningen lå i å få en egen operatør for oljen, et selskap som hadde eller kunne få en annen agenda enn bare gass. Valget sto mellom Statoil og Hydro. Statoil skulle overta driften av Troll A når Shell hadde gjort den ferdig. Den borgerlige koalisjonsregjeringen med Willoch som statsminister og Kåre Kristiansen som olje- og energiminister ønsket ønsket at Statoil og Hydro skulle ha likeverdige oppgaver på Troll, og de hadde bedt Statoil velge mellom gasstransporten og operatørskapet på oljen. Norsk Hydro var tidligere”premiert” med ansvar for “diamantblokken”, Visund, men den første brønnen der var tørr. Hydro-organisasjonen satt altså med ledig kapasitet og gjorde seg sine forhåpninger.

Det er en viss uenighet om hvor lystne Statoil og Hydro var på operatørskapet for oljen i Troll. I OD var oppfatningen at det i begge selskapene var mange som fortsatt hevdet at Troll først og fremst dreide seg om gass, og at oljen egentlig var et blindspor. I det kompliserte spillet om Troll-verdiene gjorde alle selskap mange taktiske manøvrer, men både Statoil og Hydro var utvilsomt interessert i operatørskap for oljen dersom det var uomtvistelig at den skulle utvinnes separat.

I et brev til Olje- og energidepartementet i januar 1986 påpekte Hydro Stortingets forutsetning om jevnbyrdig fordeling av oppgaver mellom Statoil og Norsk Hydro ikke kunne la seg gjennomføre med Shell som utbyggingsoperatør i øst. Brevet ble avsluttet slik: ”En begrensning av Shell/Statoils operatøroppgaver til første gassplattform åpner muligheter for engasjement fra Norsk Hydro i utbygging av transportsystem og eventuelt oljeproduksjon”.

Med Ap i regjeringsposisjon steg Statoils håp om operatørskap for Troll-oljen. Arne Øien var fortsatt olje- og energiminister. Nok en gang måtte han velge mellom det hel- og det halvstatlige oljeselskapet. Som på TOGI, tok Øien, overraskende nok for mange, Hydros side. Proposisjonen som ga Hydro operatørskapet for en eventuell utbygging av oljen i Troll Vest ble vedtatt i Stortinget i desember 1986. Ni dager senere ble samordningsavtalen formelt godkjent. Begge deler passet til ODs strategi om å få Troll-oljen i produksjon. Troll-teamet kunne endelig konstatere at det var lys i enden av tunnelen.


ERKERIVALENE

Med Hydro i førersetet for oljen var den velkjente kappestriden mellom sokkelens erkerivaler satt inn i en ny og krevende setting. Statoil og Hydro hadde så langt utfordret hverandre både strategisk og teknologisk som operatør og partner i ulike felt. Nå var de begge operatører i en og samme utvinningstillatelse. Statoil skulle produsere gassen og Hydro oljen fra det som kunne bli Norges største olje- og gassfelt. Det er grunn til å anta at Hydro var et optimalt valg for oljen, nettopp fordi Statoil var ”motparten” og skulle produsere gassen.

Høy skattesats (78 prosent), og dermed gode avskrivningsmuligheter, gjorde norsk sokkel til klodens ledende oljeteknologiske laboratorium. Den tradisjonelle rivaliseringen mellom Statoil og Hydro bidro også til at Norge posisjonerte seg som den mest nyskapende og kreative oljeprovinsen i verden.

Heller ikke Hydro hadde i starten tro på at Troll-oljen skulle bli spesiell lønnsom, men gikk inn for oppgaven for fullt fordi den innebar så mange interessante teknologiske utviklingsmuligheter. Både på Oseberg og TOGI (Troll Oseberg gass injeksjon) hadde Hydro vist stor interesse for å ta i bruk nye løsninger. I Troll-samarbeidet hadde selskapet imidlertid ikke så mye mer å legge i vektskålen enn den tyngden det representerte å ha OD og departementet i ryggen. En sentral årsak til den vedvarende motstanden mot å satse på Troll-oljen var og er at selskapene legger til grunn nåverdiberegninger når de skal styre investeringene sine mot de mest lønnsomme prosjektene. På Troll viste beregningene klart at det var mest innbringende å produsere mest mulig gass så raskt som mulig. Skulle selskapene vente på oljen, ville nåverdien reduseres.

Olje-operatør Hydros beregninger av nåverdier i Troll-feltet var ikke så ulike de som ble gjort i Shell og Saga. Men som for alle andre, hadde operatørrollen en egenverdi, også for Hydro. Posisjonen i førersetet ga i tillegg til prestisje muligheter for å utvikle egen organisasjon og tiltrekke seg de beste hodene ved å friste med interessante og viktige arbeidsoppgaver. Olje-operatørskapet bidro til å øke Hydros innsats for å gjøre prosjektet mest mulig lønnsomt. Kanskje lå det et sted i bakhodet en antakelse om at suksess med Troll-oljen kunne gi en tilgodelapp i departementet ved nye konsesjonsrunder?


THIN OIL ZONES

Ifølge en rapport som Econ Analyse utarbeidet for Hydro i 2006 om Troll Olje, tok OD ”en langt mer aktiv rolle i utviklingen av oljeressursene i Troll-feltet enn i noen andre prosjekt til da på norsk sokkel.” Siden selskapene i utvinningstillatelsen fortsatt ga uttrykk for stor skepsis til horisontale brønner, arrangerte direktoratet i april 1988 et todagers seminar for å få oversikt over hva som rørte seg internasjonalt på dette området, ”Recovery from thin oil zones”.

Troll-teamet hadde allerede i 1982 ved simuleringer påvist at horisontale brønner økte produksjonsratene sammenliknet med vertikale. Konklusjonen var at oljen i den tykke oljesonen var lønnsom og oljen i den tynne oljesonen var marginalt lønnsom. OD hadde fulgt opp dette arbeidet med å samle opplysninger om horisontal boring fra hele kloden og inviterte nå alle de aktuelle aktørene for å fortelle rettighetshaverne i Troll om prosjekter og muligheter. Der kom det fram at det i Sovjetunionen allerede på 1930-tallet var boret korte horisontale brønner. På 60-tallet hadde sovjeterne boret vertikale brønner med horisontale forgreninger. Fram til 1980 hadde sovjeterne boret mange flergrens- og horisontale brønner, hovedsakelig i oljesoner under gass soner. Erfaringene tilsa at disse kunne gi inntil 10 ganger så høye produksjonsrater som vanlige brønner og ofte høyere utvinningsgrad.

På Essos Snapper-felt utfor Australia var det boret tilnærmet horisontalt i oljelag som bare var 4-8 meter tykke og med overliggende gasskappe. Fra Prudhoe Bay i Alaska kom vitnesbyrd om vellykkede horisontale boringer på opp til 500 meters lengde. Operatøren Arco hevdet å kunne bore horisontalt med et maksimalt avvik på 1-3 meter. Også Elf kunne bidra med liknende erfaringer fra Middelhavet. Troll-teamet undret seg over at Troll-selskapene, som hadde mye større ressurser enn OD, ikke kjente til dette. Seminaret ga ny fart i prosessen som ikke bare skulle gjøre Troll til sokkelens største felt, men som etter hvert skulle revolusjonere oljeboringsteknologien internasjonalt.

Informasjonen som kom fram på dette seminaret, viste tydelig at horisontale brønner ikke var noen teknologisk nyvinning. Det er derfor ikke riktig når det har festet seg et inntrykk av at nettopp Hydro og norsk sokkel var først ute med denne type boringer, sier Ole Svein Krakstad i dag.

Da seminaret ble arrangert, var Krakstad ansatt i et konsulentselskap, men han ble likevel invitert fordi han hadde så god kjennskap til temaet fra sin tid i OD. Krakstad hadde dessuten vært ansatt i Hydro, og da ble han brukt som rådgiver i Trollspørsmål. Krakstad ble etter hvert ansatt i Statoil, hvor han i en periode var rådgiver i reservoarvurderinger knyttet til Troll.

-Det er mulig at Hydro var først ute med horisontalboring fra flytende plattform, men selskapets største bragd, for å bruke idrettens språk, er at det startet langt bak i feltet men raskt gikk opp i ledelsen. Hydro fortjener derfor all mulig ære for den avanserte oljeproduksjonen som ble videreutviklet på Troll, med lange sidegrensbrønner og reservoarstyring helt i verdenstoppen, sier Krakstad som dette året avsluttet sitt yrkesaktive liv i OD – i Troll-teamet han selv etablerte for over 30 år siden.


GJENNOMBRUDDET

Seminaret om tynne oljesoner beviste ifølge Troll-teamet at det ikke lenger var noen vei utenom horisontalboring. Derfor kom det ikke så overraskende da Hydro, i et møte i teknisk komité, konkluderte med at det var mulig å nå de horisontale oljelagene i den løse sanden på Troll Vest ved hjelp av såkalt dynamisk boring. I oktober 1988 slo Hydro fast at oljeutvinning med horisontale brønner fra de tykke lagene i vest ville være lønnsomt med oljepriser på 12-15 dollar fatet.

-Hydros konklusjon om dynamisk boring var utilsomt det viktigste tekniske gjennombruddet for Troll-oljen. Men den var ikke berget ennå, forteller Tore Bjordal. For motstanden blant rettighetshaverne var ikke over. Selskapene fryktet fortsatt at de sto foran et eksperiment som ville koste dem dyrt og som ville forsinke inntektene fra gassproduksjonen. Rundt 1990 var olje-motgass- kampen så heftig at ODs infomasjonssjef Jan Hagland gikk ut i media og sa at Troll-striden handlet om å sette nasjonale interesser foran markedets og selskapenes. -Oljedirektoratet vil tale oljens sak, slo han fast og truet med voldgiftsnemd.

For å få slutt på spekulasjonene rundt alle tenkelige og utenkelige situasjoner som kunne oppstå, bestemte OD seg for å sette skapet på plass. Troll-teamets leder, Tore Bjordal, allierte seg med ressursdirektør Farouk Al-Kasim og ba om at de to fikk møte i Trolls styringskomite. Der gjorde de det klinkende klart at det ikke ville bli gitt tillatelse til noen gassproduksjon i vest før det var utført langtidstester i både den tykke og den tynne oljesonen.

–OD har ikke til hensikt å produsere oljen i Troll for enhver pris, men dere trenger ikke gjøre dere noen forhåpninger om at vi vil fravike kravet om langtidstester, slo Al-Kasim fast. Han har i etterkant fortalt om alle de henvendelsene han fikk for å få direktoratet til å endre mening. Det skjedde ikke. Myndighetene holdt på sitt og Hydro kunne gå videre med planleggingen av testboring og -produksjon.

Shell hadde lenge trodd at de skulle få flertall i utvinningstillatelsen mot Hydros testplaner, men gikk etter en velvillig innlagt time-out inn for prosjektet, til tross for at hovedkontoret I Nederland i utgangspunktet sa bestemt nei. Styringskomiteens vedtak om oljetesting var dermed enstemmig.


BORESUKSESS

Selv om ikke så mange skjønte det den gang, var det en stor triumf da Hydro 30. november 1989 meldte at den første ”ekte” horisontalboringen på norsk sokkel var fullført. Boret hadde truffet en 22 meter tykk oljesone 1550 meter under plattformen og fulgt den horisontalt i en lengde på 502 meter, nærmere vannet under enn gassen over. Suksesskriteriet var at boringen hele tiden hadde ligget innenfor slingringsmonnet på pluss/minus tre meter. Dette var den første horisontale brønnen fra en flytende produksjonsinnretning. Internasjonalt representerte denne type boring ingen teknologisk grensesprenging. Triumfen var først og fremst knyttet til nasjonal ressursforvaltning: Troll-oljen kunne ikke lenger neglisjeres eller vurderes som et biprodukt i utviklingen av feltet.

Testboringen gledet også på et annet område. Den viste at det var store forekomster av glimmerkrystaller i reservoaret. Disse mikroskopiske mineralflakene ville hemme innstrømmingen av gass og vann under produksjonen av oljen. ”Det var intet mindre enn utrolig. Nå hadde ikke selskapene noe faglige argumenter igjen, de måtte produsere oljen først”, heter det i boka om Al-Kasim.

Ikke nok med det. Da det omsider ble enighet om prøveproduksjon, gikk den over alt forventning og utfordret testskipet Petrojarls maksimale produksjonskapasitet. I perioden januar 1990 til mai 1991 testet Hydro både de tykke og tynne oljesonene. Resultatet ble over seks millioner fat olje. Inntektene fra oljen gjorde alle spådommer om at testen kunne bli en svært så kostbare affære til skamme: Prosjektet gikk med en halv milliard kroner i overskudd. ODs Trollteam var blant de som gledet seg mest.

Et annet resultat av testen var at OD i 1991 økte reserveanslagene for Troll-oljen med over 50 prosent, til over 400 millioner fat (64 millioner kubikkmeter) utvinnbar olje. Oljeoperatøren Hydro var så henrykt etter testingen at selskapet for første gang overgikk OD i sine anslag for feltet. Med dette som utgangspunkt gikk Hydros bore- og reservoarspesialister sammen med leverandørene optimistisk videre i utviklingen av horisontal oljeboring, -produksjon og smarte havbunnsløsninger. Testen fra de 13-14 meter tynne oljelagene i Troll Vest gassprovins var ikke like positiv som den første testen, men det var uansett klart at utbyggingsplaner som ikke inkluderte oljen aldri ville bli godkjent.

Utrolig nok var det fortsatt motstand mot Troll-oljen blant rettighetshaverne. Motargumentene gikk på at testingene var foretatt i de beste prospektene. Ingen hadde garanti for at resultatene ville bli like gode i de mange brønnene som skulle bores andre steder. ODs svar på dette var klart: -Dersom de neste brønnene viser at dere har rett, må dere belage dere på å bore mange nye testbrønner. Vi gir oss ikke før hele oljepotensialet er testet ut.


HISTORISK TRIUMF

23. januar 1991 fattet styringskomiteen prinsippvedtaket om å bygge ut oljeprovinsen i Troll Vest. Nå var det ikke lenger noen vei tilbake. Troll-oljen skulle utvinnes. Vedtaket kom fem år etter at Shell hadde erklært at oljeutvinning på Troll ikke ville være mulig – og at den uansett ville være ulønnsom. At oljeprisen hadde fordoblet seg i denne perioden, fra 10 til 20 dollar fatet, hører i rettferdighetens navn også med.

Etter at utvinning av Troll-oljen var sikret, fortsatte stridighetene i utvinningstillatelsen. Denne gang kom de til uttrykk i valget av utbyggingsløsning. Nok en gang var det forholdet mellom gass og olje som var avgjørende for selskapenes posisjonering, med Statoil/Shell og Hydro i hovedrollene. Etter unitiseringen hadde Statoil og Shell funnet hverandre i samarbeidet om gassproduksjonen fra Troll Øst. Enkelt sagt ville Hydro produsere både olje og gass fra ”oljeplattformen” i vest, mens de andre selskapene (Statoil, Shell, Total, Elf og Conoco) fryktet at grep om både olje og gass ville gi Hydro en for dominerende posisjon. Etter hvert ble det vedtatt at plattformen på Troll Vest skulle bygges utelukkende for oljeproduksjon. Gassen, bortsett fra den som kom opp med oljen, skulle vente.

Troll-selskapene mente at gassen fra øst skulle behandles på plattformen. Problemene med denne plattformløsningen gjaldt vekt. Jo mer utstyr som ble plassert på dekket, dess tyngre ble det. Jo tyngre dekk, jo dyrere plattform. Hydro introduserte da sin “Småtroll”-løsning, som gikk ut på å plassere flere produksjonssystemer på havbunnen basert på flerfasetransport til land, etter samme modell som TOGI. Partnerne gikk mot dette og holdt fast ved plattformløsningen. De fikk støtte av OD, som la vekt på at en plattform ville gi høyere gassutvinning, fordi den ville gi plass til kompressorer som kunne suge ut gassen. I ettertid er det montert to kompressorer på Troll A, mens to er under planlegging. Direktoratet mente imidlertid at en fullverdig gassbehandling på plattformen ville bli for komplisert og ba om en utredning der den ubehandlede brønnstrømmen ble sendt til land. Da ville det både være mulig å unngå de høye vektene på plattformen og utvinningsgraden ble høy. Utfordringene med ilandføringlå i transport av olje, gass og vann (flerfaseteknologi) over så store avstander, 68 kilometer.

Shell og deler av Statoil-miljøet holdt fast ved offshore-prosessering. OD ville ikke godta offshoreprosessering uten at ilandføring var utredet og fikk etter hvert støtte for dette i Statoil, ifølge Tore Bjordal. Avtalen var at dersom en intern Statoil-utredning viste at ilandføring var best, skulle Statoil gå til Shell og overbevise dem om at de skulle utrede dette sammen. Da konklusjonen gikk i favør av ilandføring, som var både sikrere og bedre, var det ingen tvil. I det videre arbeidet fant Trolls radarpar, Statoil og Shell, sammen løsningen, ikke minst takket være Shells tidligere studier knyttet til TOGI.

15. mars 1990 vedtok styringskomiteen på Troll å gå inn for ilandføring av gassen på Kollsnes i Øygarden kommune utenfor Bergen. Departementet godkjente planene 21. desember 1991. Underveis hadde OD fått partnerskapet til å forsterke Troll A-plattformen, slik at levetiden økte fra 50 til 70 år. Begrunnelsen var nok en gang hensynet til oljen. Med 20 ekstra år for gassutvinning, ville det ikke bli tidsnød som kunne gå ut over oljen.

Før konseptvalget i øst landet på en bunnfast betongplattform, ble mange ulike utbyggingsløsninger vurdert. Troll-teamet lå ikke på latsiden og luftet tanken om å produsere gassen fra et isfjell – en fastforankret flytende isfjell-plattform. En rask titt på konseptet viste at det takket være de relativt lave temperaturene i Nordsjøen ville være fullt mulig, både teknisk og økonomisk, å fryse ny is til erstatning for den som smeltet. Både Ole Svein Krakstad og Tore Bjordal fant det umaken verd å nevne tanken for Al- Kasim som umiddelbart lukket øynene og sa bestemt: -Dette vil jeg ikke høre noe mer om.

I den samme kreative prosessen ble det også snakket om å føre både olje og gass direkte fra reservoaret til land via tunneler under havbunnen. Den tanken ble aldri luftet for noen utenfor teamet.


TROLL B

I likhet med gassplattformen Troll A, ble også Trolls ”oljeplattform” bygget i betong. Mens A var bunnfast og ble det høyeste flyttbare byggverket i menneskenes historie, ble den halvt nedsenkbare B-plattformen verdens første slakkforankrede betongflyter. Hydros plattform kom fra Kværners nye betongverft Kværner Concrete Construction på Hanøytangen ved Bergen, mens alle Statoils betongplattformer ble bygget av Kværners erkerival, Aker NC, som holdt til i Hinnavågen ved Stavanger. Nok et eksempel på det teknologiske mangfoldet som fikk boltre seg takket være kivingen mellom Statoil og Hydro.

I designfasen for Troll B var det stor uenighet om hvor stor produksjonskapasitet plattformen skulle ha. Hydro ville fortsatt maksimere alt som hadde med oljen å gjøre, mens partnerne bremset. Statoil og Shell var mest opptatt av å holde kostnadene nede i et prosjekt de mente ikke var blant de mest lønnsomme. Flertallet i utvinningstillatelsen hevdet at en prosesseringskapasitet på 75.000 – 100.000 fat olje per dag var nok.

OD mente dette bare var nok til oljen fra de tykke oljelagene sør i oljeprovinsen og ville øke kapasiteten for å ta høyde for oljen fra de enda tykkere lagene i nord. Direktoratet insisterte også på at plattformen skulle kunne ta imot olje fra 5-6 separate havbunnsanlegg som inkluderte de tynne oljelagene i gassprovinsen. Usikkerheten omkring hvor mye olje som ville komme opp, var selvfølgelig stor, men det optimistiske Troll-teamet viste til at større kapasitet ga lavere utgifter per produsert fat. Ifølge Tore Bjordal avveide teamet og Hydro på dette tidspunkt hvor sterkt de skulle engasjere seg i kapasitetsspørsmålet, fordi suksess med oljeproduksjonen fra de tynne lagene uansett kunne utløse en plattform nummer to på feltet.

Det ble et plattformdesign som tok utgangspunkt i nærmere 160 000 fat (26 000 kubikkmeter) olje daglig, men med muligheter for en sterk økning dersom produksjonen den første tiden skulle overgå estimatene. Prosjektet ble kalt ”25 Pluss” og henspilte på 25 000 kubikkmeter olje per dag. Ifølge Bjordal innebar ”Pluss” at den reelle kapasiteten kunne økes til minst 250 000 fat.

Shell fikk gjennomslag for å etablere en referansegruppe i lisensen for å revurdere design- og kapasitetsspørsmålet på fritt grunnlag. Gruppen fant fort ut, som sant var, at ”25 Pluss” i realiteten tok høyde for mye større oljemengder enn det som tidligere var vurdert. På den tiden var det ikke klart hvilke utslag kontakten mellom reservoarene i øst og vest ville gi. I verste fall kunne gassproduksjonen i øst føre til minsket trykk i vest. I så tilfelle fryktet selskapene at myndighetene ville begrense gassproduksjonen av hensyn til oljen. I en slik situasjon ville stor behandlingskapasitet for oljen være en fordel for gassen. Resultatet ble uansett at lisensen godkjente ”Pluss 25”.

Den faktiske oljeproduksjonen bekreftet at ODs og Hydros anslag stemte. Kapasiteten på Troll B, både antall brønner, brønngrener og produksjon, var alt for liten, og en oljeplattform nummer to ville bli aktuell. Da oljeproduksjonen var på sitt høyeste, skulle det vise seg at Troll B-plattformen hadde en kapasitet på rundt 290 000 fat olje per dag, 130 000 fat per dag mer enn utgangspunktet. Det var det ingen som hadde noe imot, men etter hvert ble produksjonen så stor at behovet for enda en plattform ble åpenbart.

Nærmere undersøkelser av oljen i den relativt tykke oljesonen, ga en god nyhet. Oljen var ikke så vanskelig å separere som fryktet. Den dårlige nyheten var de enorme vannmengdene som fulgte med i produksjonen. Konsekvensen av dette ble større og tyngre behandlingsanlegg. Sammen med den store behandlingskapasiteten, medførte dette høyere vekt. Resultatet ble en mye dyrere plattform enn først antatt. Det likte partnerne dårlig. For å redusere mengdene produsert vann, fikk Hydro utviklet en avansert reinjiseringsteknologi som besto i at en del av vannet ble reinjisert fra havbunnen. Men dette var ikke nok til å unngå en stor vektøkning.

Etter hvert framsto også lagringen av oljen om bord som et problem. Planen var at oljen skulle hentes av skytteltankere, og at lagringskapasiteten skulle være tilstrekkelig for produksjon i sju dager, ved storm og uvær. Med økt behandlingskapasitet kunne lagringskapasiteten bli redusert til 3-4 dager med tilhørende svikt i kontantstrømmen. Høye bølger og mye vugging kunne også føre til at oljen i lageret skummet og dermed ville kreve mer plass enn beregnet. For å være på den sikre siden, burde lagerkapasiteten økes ytterligere. Bekymringene for utsatte produksjonsinntekter ble dermed satt opp mot økte kostnader.


ILANDFØRING

Alt dette førte til at Troll-teamet, med Tore Bjordal, Leif Erik Abrahamsen og Åse Thomsen i spissen, begynte å regne på ilandføring av oljen ut fra samfunnsøkonomiske kriterier. Hydro mente det ville bli for komplisert, og var ikke særlig entusiastiske i begynnelsen. Men selskapet fant etter hvert ut at ilandføring til deres egen Sture-terminal, som lå i nærheten av Kollsnes, der gassen ble ført i land, var en akseptabel løsning. Også Statoil gikk etter hvert inn for ilandføring, men ikke til Sture. Selskapet ville ha oljen til sitt eget Mongstad-raffineri. Dermed begynte nok en bitter teknologidrevet ”krig” mellom sokkelens erkerivaler.

Hydro, som i utgangspunktet var skeptisk til om det var mulig å legge rør til Sture, viste til at en trasé til Mongstad var enda mer krevende. Norskerenna på 300 meter var ikke noe problem lenger. Men Hydro viste til at Mongstadfjorden var 600-700 meter dyp. I bunnen var det så gjørmete at det ikke var mulig å få feste for en oljeledning. Den måtte derfor delvis festes i de bratte undervannskråningene på vei mot Mongstad. Slike utfordringer hadde ingen løst før.

Statoil forsøkte å lokke partnerne med at dersom Troll-oljen kom til Mongstad, kunne den blandes med olje fra Statfjord og andre felt og dermed oppnå høyere pris i markedet. Samtidig kastet Statoils rørleggere seg entusiastisk over de ”umulige” utfordringene og kom etter hvert opp med en plan for legging av et oljerør fra Troll til Mongstad. Gikk alt godt, ville prisen bli rundt 800 millioner kroner. Ved uhell kunne den lett komme opp i 1,3 milliarder.

Statoil fikk godkjent planene sine og gikk i gang med det som utvilsomt var norsk sokkels desidert dristigste rørleggingsprosjekt. Hydro hadde advart spesielt mot en vanskelig passasje i den bratte skråningen i Mongstadfjorden, hvor røreleggingen ikke hadde mer enn toppen to meters slingringsmonn. Då rørleggerne nådde dette punktet, gikk det som Hydro fryktet. Oljerøret mistet festet og falt ned til fjordbunnen. Der gikk det til gjengjeld som Statoil hadde håpet, men kanskje ikke trodd: Røret tålte belastningen og prosjektet kunne fullføres fram til Mongstad.

Dermed sto det i realiteten 1-1 mellom rivalene. Mens Hydro mot de fleste odds hadde vunnet kampen om oljen i Troll, overrasket Statoil like mye ved sin seier i kampen om ilandføringen. ODs rolle var mindre synlig, men uten Troll-teamet innsats hadde det neppe blitt noen kamper å vinne, verken for Hydro eller Statoil.

Det hører med til historien at rettighetshaverne på Troll også hadde en lang debatt om hvor stor kapasitet oljerørledningen skulle ha. Flertallet i lisensen hadde fortsatt som strategi å gå for minimumsløsning, mens Hydro og OD pekte på at det kostet relativt lite å øke dimensjonen. Vedtaket endte med en 16 tommers rørledning med en kapasitet på 190 000 fat daglig. Da produksjonen raskt kom over 290 000 fat, ble det løst ved tilsetting av såkalt “Flow Improver” i oljen. Dette er et patentert og dyrt stoff, og det medførte at rørkapasiteten økte med rundt 50 prosent på Troll, slik at oljeproduksjonen kunne fortsette uten begrensninger.

Troll-oljen ble som kjent en kjempesuksess og bekreftet ODs tidligere antakelser om at feltet måtte ”teppebores” for å få ut all oljen. Da det skjedde, strømmet oljen opp i uante mengder, faktisk så mye at det ble besluttet å bygge enda en oljeplattform i Troll Vest. Troll C er en halvt nedsenkbar flytende stålplattform. Oppdraget gikk til Umoe i Haugesund som kunne dra med seg mange av løsningene fra bygging av Visund-plattformen. Troll C fikk et eget 20 tommers oljerør til land og unngikk kapasitetsproblemer.


MAKT OG INNSIKT

En av grunnene til at ODs Troll-team kom til å spille en så sentral rolle i utviklingen av oljen, var at teamet var representert på alle møter i de ulike underkomiteene, teknisk-, reservoar-, kommersiell- og operatørkomite. Tore Bjordal jobbet med Troll i 14 år og var leder for Troll-teamet i ni år. Han var med på de aller fleste møtene i underkomiteene. I motstetning til de fleste andre som var med fra selskapene, møtte han også i styringskomiteen der de viktigste beslutningene ble fattet. Dermed hadde ODs representant i de fleste sakene større innsikt og oversikt enn selskapsrepresentantene. Dette, kombinert med Troll-teamets egne kunnskaper, ga direktoratet stor innflytelse. Det gode forholdet mellom departementet, først og fremst representert ved Øyvind Rekdal, som var med i styringskomiteen på Troll, og OD ved Tore Bjordal, var til svært god støtte når selskapene, og innimellom også departementet, tvilte på Troll-teamets vurderinger om hvor mye olje det kunne være lønnsomt å utvinne.

Opp gjennom årene fikk ODs Trollteam aksept for myndighetenes ambisjoner i mange tilfeller kunne være forskjellige fra oljeselskapenes. ODs og Bjordals makt lå først og fremst i at partnerskapet var avhengig av å ha ham og direktoratet med på laget for å få gjennomført tiltakene de ønsket. Bak lå vissheten om at myndighetsrepresentantene med utgangspunkt i Petroleumsloven kunne kreve at selskapene skulle bidra til maksimal nasjonal verdiskaping. Dessuten visste alle at dersom de satte egenhensyn over nasjonens, ville de få problemer med å få nye oppgaver på norsk sokkel.

Utbyggingen av Troll gikk nærmest på skinner. Det mest oppsiktsvekkende avviket fra planene var at fase to kom før fase én ved at oljen i vest kom først i produksjon, 19. september 1995. Til stor glede i Hydro. Mens utvinningen av gassen i Troll Øst (fase én) ikke startet før 9. februar året etter. Troll gikk da inn i en garantistrolle, som en slags svingprodusent som gjorde det mulig å få solgt også assosiert gass, den gassen som kommer opp sammen med oljen på oljelfelt, og som i mange tilfeller produseres uregelmessig. Denne rollen ble formalisert ved den såkalte TCM-avtalen (Troll Commercial Model), en avtale som for alvor gjorde Norge til en gassnasjon.


OMKAMP

Med stadig større suksess på Troll Olje, fant Shell ut at selskapets eierandel i det unitiserte feltet var for lav. Shell var tross alt den opprinnelige operatøren på Troll Vest, der oljen lå. I samordningsprosessen ble det enighet om at bare én prosent av de totale utvinnbare oljemengdene lå i de tynne lagene i gassprovinsen, men ”banebrytende teknologisk utvikling” hadde økt utvinningsgraden til 27 prosent. Resultatet av dette var at den ”nesten verdiløse” oljen nå utgjorde 64 prosent av totalen, mens den ”marginalt lønnsomme” oljen i de tykke lagene i oljeprovinsen ”bare” utgjorde 36.

Med utgangspunkt i at ingen i løpet av unitiseringsprosesssen kunne forutse den teknologiske utviklingen innen horisontal boring, stevnet Shell, TotalFinaElf, Conoco og Total i år 2000 de tre norske selskapene med krav om økte eierandeler. Saksøkerne ville at oljen i de tynne sonene skulle gis samme veiefaktor som oljen i de tykke hadde fått. Dette ville øke de fire utenlandske selskapenes eierandeler i Troll Vest til 34,2 prosent, altså med rundt tre prosent, på bekostning av de tre norske selskapene.

Voldgiftsdommen av 15. desember år 2000 ble et sviende nederlag for Shell og Co. Statoil, Hydro og Saga ble blankt frifunnet, mens saksøkerne måtte betale saksøktes saksomkostninger på over fire millioner kroner og rettens omkostninger.

I januar 2006 krangler Statoil og Hydro så busta fyker i media. Nok en gang er det olje mot gass. På Troll. Statoil og de andre selskapene i utvinningstillatelsen vil øke gasseksporten for å erobre nye markeder i Storbritannia og på Kontinentet. -Vi har hatt forespørsler om å selge mer gass til Europa, i størrelsesorden 20-25 milliarder kubikkmeter gass per år, sier Helge Lund til Aftenbladet. Oljedirektoratets Tormod Slåtsveen advarer nok en gang mot å tappe fra gasslaget over oljelaget da lavere trykk kan føre til at olje tapes for alltid. Hydro-sjef Eivind Reitens nøkterne kommentar er at – Vi må finne fram til en langsiktig optimal ressursforvaltning.

I februar kommer meldingen om at partene har roet seg og utsatt debatten om økt gassalg i ett år. Årsaken til time-outen blir det ikke sagt noe om i nyhetene, men det er jo mulig å spekulere i om fusjonsforhandlingene mellom Statoil og Hydro allerede var i gang. De ble som kjent offentliggjort rett før jul samme år, i 2006. Da ble det også klart at fusjonen ville få den nødvendige støtten fra sin største eier, staten representert ved den rødgrønne Stoltenberg-regjeringen. Med fusjonen ville den langvarige operatørstriden på Troll-feltet i realiteten bli lagt død, gassen og oljen skulle få samme operatør: StatoilHydro.

OD, nå med Leif Hinderaker i spissen, hadde imidlertid sendt departementet et innspill som OED fulgte opp, og departe-mentet ba selskapene gjøre grundigere utredninger før de la fram videre planer.

– Det året vi fikk nå, ble ekstra godt benyttet av ODs team, forteller Hinderaker. Direktoratet utarbeidet en svært grundig rapport til OED i mars 2007, der alle ulike sider ved gassuttak versus økt oljeutvinning ble vurdert, både ressursmessig og økonomisk.


FOTEN NED IGJEN

Fusjonen trådte formelt i kraft 1. oktober 2007. Den teknologidrivende kappestriden mellom sokkelens erkerivaler var et tilbakelagt stadium, også på Troll. Men sokkelmyndighetene holdt stand.

17 dager etter etableringen av StatoilHydro, skrives neste kapittel i Troll-føljetongen: Åslaug Haga (Sp), daværende olje- og energiminister i Stoltenbergs første rødgrønne regjering, setter foten ned for Troll-lisensens pågående videreutviklingsprosjekt TFD: (Troll Future Development). Hun gir beskjed om at utbyggingsplanene, som skal legges fram i januar 2008, ikke vil bli godkjent. Bakgrunnen for prosjektet er som før: Et ønske om økt gasseksport fra Troll. Men motstanden er ikke den samme. Hydros oljestemme har forstummet. Ifølge TFD skal ikke den totale gassutvinningen økes, men mer gass skal opp på kortere tid. Og nok en gang er planen å gjøre det uten å skade mulighetene for å fortsette med økt utvinning av oljen.

Oljedirektoratet er ikke enig i at dette kan gjøres uten å hemme oljeproduksjonen på sikt. Direktoratet bygger blant annet på erfaringer fra Ekofisk og Snorre, som viser at det tar lang tid å få oljen ut av store felt med komplekse reservoarer. Gassen som nå må vente, kan i motsetning til oljen, produseres senere, slår OD fast og viser til liknende praksis på Ekofisk, Oseberg og Åsgard. Departementet deler som vanlig direktoratets syn på ressursforvaltningen i Troll.

ODs gasslag konkluderte også med at TDF var et dårlig gassprosjekt, fordi gassvolumene var alt for små til at prosjektet ville bli lønnsomt, blant annet fordi det forutsatte investeringer i et nytt rør til kontinentet. Direktoratets studier viste et fortsatt potensial for økt oljeutvinning i feltet, og at TFD-planene ville føre til et direkte tap av 65 millioner fat olje. På lang sikt kunne tapet blitt anslagsvis 600 millioner fat olje over feltets levetid. Det tilsvarer de samlede utvinnbare oljemengdene i Norne pluss Grane, eller ti ganger Gjøa. Med en oljepris på hundre dollar per fat og en dollarkurs på seks kroner, representerer dette bruttoverdier på 360 milliarder kroner.

Enda en gang markerer altså myndighetene seg mot rettighetshaverne til fordel for oljen på Troll. Åslaug Hagas nei blir i den politiske opposisjonen, i media og ellers hilst velkommen som et signal om at myndighetene fortsatt tillegger oljen i Troll svært stor betydning i den nasjonale ressursforvaltningen. For oljenasjonen vil ikke de kortsiktige gevinstene ved økt gassalg oppveie tapene knyttet til lavere oljeproduksjon. Statsråden minner i sin pressemelding også om at Trollfeltet alene inneholder rundt 10 prosent av all olje og gass på norsk sokkel.

Norge er en av Europas viktigste gassleverandører og leverer gjennomsnittlig 16 prosent av forbruket. For å dempe eventuell usikkerhet ved avslaget på Troll, forsikrer olje- og energiminister Åslaug Haga kjøperlandene om at Norges rolle i den europeiske gassforsyningen ikke blir endret. Hun understreker også at gasseksporten vil fortsette å øke fra datidens 83 milliarder kubikkmeter årlig til 125-140 i løpet av det neste tiåret.


EKSTRA BORERIGG

Noen år etter Hagas nei, søker Trolllisensen igjen om å øke gassutvinningen, helt konkret vil selskapene selge mer gass enn de vedtatte volumene for gassåret 2011 (fra 1/10 2011 – 30/9 2012). Etter nye grundige vurderinger, setter ODs Troll-lag nok en gang foten ned, av hensyn til oljen.

Statoil svarer med å legge fram en plan som øker antallet rigger som borer produk-sjonsbrønner for olje fra tre til fire. Intet dårlig mottrekk, tatt i betraktning den generelle riggmangelen på norsk sokkel. Helt konkret vil økningen i borekapasitet bety mer olje opp tidligere, noe som i sin tur vil kunne framskynde økt gassproduksjon i tid. Statoils innspill representerer ifølge Troll-laget en situasjon hvor både utvinningstillatelsens ønske om mer gass så tidlig som mulig og direktoratets ønske om mest mulig olje, blir imøtekommet. OD sier ja takk til begge deler. Statoil hentet riggen Transocean Leader fra avgrensningsboring på det nye store oljefunnet Johan Sverdrup i Nordsjøen.

Et artig poeng i denne sammenhengen er at produksjonsløsningen for Troll Olje bidro til at Statoil, som operatør for Troll, fikk Rystad Energys pris som ”Field Operator of the Year” for 2011. Ikke så rart da at Statoil sendte en e-post til Torgunn Kvervavik Sheridan, koordinator for ODs Troll-lag, med stor takk til OD for å gi partnerskapet ”pes”.

Når vi først er inne på priser i tilknytning til Troll, hører det med til historien at Hydro fikk ODs første IOR-pris (økt utvinning) i 1998 for utviklingen av Troll Olje. Halliburton og Baker Hughes fikk denne prisen i 2006 for videreutviklingen av brønnteknologien på Troll, mens Leif Hinderaker i 2010 fikk Rystad Energys ærespris for mangeårig innsats for økt oljeutvinning bla. a. på Ekofisk, Oseberg og Troll.

Da produksjonssøknaden for gassåret 2012 ble levert, søkte utvinningstillatelsen om å få opprettholde gassproduksjonen på dagens nivå. I søknaden hadde selskapene lagt til grunn en langsiktig vedtatt strategi med bruk av fire rigger til boring av produksjonsbrønner for olje.

-Vi synes at Statoil la fram gode planer for økt utvinning på Troll også for neste år og hadde ingen problemer med å anbefale forrige års løsning for Olje- og energidepartementet, sier ODs områdedirektør Tomas Mørch.

Med stadig bedre teknologi og stigende oljepriser, kan utvinning fra deler av de tynne oljesonene i Troll Øst ikke avskrives for godt. De tilstedeværende volumene er på rundt 1,3 milliarder fat, eller rundt 20 prosent av totalen i Troll. En brønn som ble boret i 2007, viste at oljesonen i nord er mellom 6-9 meter tykk, mens det hele tiden har vært kjent at den i sørlige delen av Troll Øst ikke er tykkere enn 0-4 meter. Det er teknisk fullt mulig å nå deler av oljelagene i nord, mens reservoarets beskaffenhet gjør at det så langt ikke har blitt vurdert kommersielt.

For OD har det hele tiden vært usikkerhet knyttet til omfanget av kontakt mellom gassen i Troll Øst og gass/oljeforekomstene i vest. Lekkasjen er imidlertid så liten at den ikke skal representerer noe stort problem for oljeproduksjonen i vest. Den pågående gassproduksjonen i øst anses foreløpig ikke å gå på bekostning av eventuell oljeutvinning.

Troll Fase 3 omfatter produksjon av gassen i Troll Vest og skal iverksettes når det ikke lenger er lønnsom olje å utvinne. -Basert på en langsiktig borestrategi med fire rigger i vest og fortsatt teknologiutvikling, er det antatt at siste brønn for økt oljeutvinning vil bli boret rundt 2025. Siden OD skal se til at det skapes størst mulig verdier fra Trollfeltet, er det usikkerhet rundt dette tidspunktet og når fase 3 starter, sier Torgunn Kvervavik Sheridan.

-OD er fornøyd med at en langsiktig strategi med fire rigger nå er vedtatt av rettighetshaverne i Troll. Planen er at riggene til sammen skal bore 12-14 brønner hvert år framover. Vi anser det som viktig å opprettholde boreeffektiviteten for å sikre optimal oljeproduksjon, sier hun.

Lisensperioden for Troll går ut i 2030. Før den tid må sentrale deler av feltets infrastruktur gjennomgå omfattende oppgradering om de fortsatt skal brukes. Kortest levetid har B-plattformen. Dekksutstyret (topside) er designet for å vare til 2020, altså bare åtte år til, men levetiden kan forlenges. Også subsea-rammene har en levetid til 2020, men også der kan levetiden forlenges. Betongdelen holder til etter 2040.

C-plattformen og tilhørende undervannsutstyr er designet for en levetid til 2024, med muligheter for forlengelse. Problemet er minst akutt på den store gassplattformen (A), der levetiden kan forlenges helt til 2064.

Hva løsningene blir når den tid kommer, gjenstår å se. Det eneste som er sikkert, er Trolls enestående posisjon som olje- og gassfelt. Ingen over. Ingen ved siden.

 

Troll C.

Troll C.
Foto: Statoil. 

last ned pdf

OD 40 år

kilder

(Skriftlige kilder: ODs faktahefter, diverse foredrag holdt av OD-ansatte, pressemeldinger fra OD og OED, Norsk Oljehistorie bind II – ”En gassnasjon blir til”, Per Lars Tonstads bok om Farouk Al-Kasim – ”Hemmeligheten bak det norske oljeeventyret”, Oljedirektoratets 25-års jubileumsbok – ”1001 brønn” av Bjørn Vidar Lerøen, Trond Schrader Kristiansens hovedoppgave ”Teknologiske valg under utbyggingen av Oseberg-feltet” ved Universitetet i Oslo 1997, Ragnhild Rein Bores hovedoppgave om ”Troll Olje” ved Universitetet i Oslo 2004, Econ Analyses rapport utarbeidet for Norsk Hydro om ”Troll Olje” i 2206, Voldgiftsdommen om eierandeler i Troll fra desember år 2000 der Shell, TotalFinaElf, Conoco og Total saksøkte Statoil, Hydro og Saga og artikler fra Stavanger Aftenblad og andre media.)