Åsgard – et teknologisk kvantesprang
Åsgard-utbyggingen betydde teknologiske nyvinninger på mange plan. Valget av havbunnsbrønner knyttet til flytende produksjonsinnretninger betydde det endelige steget bort fra betongplattformer. Videre gjorde utbyggingen det økonomisk forsvarlig bygge en gassrørledning fra Haltenbanken og sørover, slik at Åsgard og flere andre gassfelt i Norskehavet fikk en eksportledning via Kårstø til kontinentet. Men dristigheten hadde sin pris. Mange tekniske feil måtte rettes opp, og det både forsinket og fordyret prosjektet i den grad at styret og administrerende direktør i Statoil måtte gå av.
Samordning var løsningen
Åsgard er et felt som består av tre felter som er lokalisert i fire ulike lisenser. Midgard ble funnet av Saga Petroleum i 1981. Smørbukk og Smørbukk Sør som ble funnet av Statoil i 1984 og 1985. Statoil og Saga vurderte lenge separate utbygginger av Midgard og Smørbukk, men kom aldri videre fordi funnene hver for seg ikke var lønnsomme. Vanndybden på 240 til 300 meter gjorde utbyggingene krevende.[REMOVE]Fotnote: Denne artikkelen bygger på kapittel 10 i Subseahistorien. Norsk undervannsproduksjon i 50 år, av Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 2019.
I 1994 oppsto det en mulighet for å komme i gang. Et nytt gassalg til kontinentet var på trappene, og ved å utvikle feltene på Haltenbanken etter en samlet plan, kunne gassen som landene i Europa trengte, komme fra Norskehavet. Det hele var komplisert siden de tre feltene lå i fire ulike lisenser med ni rettighetshavere og to operatører.
For å få det til måtte oljeselskapene se utover seg selv. Statoils ansvarshavende for feltutbygginger, Kyrre Nese, tok kontakt med Sagas direktør for leting og produksjon, Lars Bjerke, og presenterte et forslag om å slå sammen de tre nevnte feltene med Statoil som operatør og Saga med en rolle i utbyggingen. Som kompensasjon skulle Statoil gi operatørskapet for feltet Fenris, som senere ble navngitt Varg, til Saga.[REMOVE]Fotnote: Kyrre Nese intervjuet av Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 21.02.2018. Resultatet ble en avtale mellom Statoil og Saga.
Dermed begynte en krevende forhandling mellom ni rettighetshavere om samordnet utbygging og drift av Åsgard med Statoil som operatør. Etter diverse kjøp og salg ble det syv rettighetshavere igjen i den samordnede lisensen. Statoil ble størst med 61 prosent, mens resten ble fordelt på Saga, Esso, Mobil, Neste, Eni, Total og Hydro.
Statoil etablerte i slutten av 1994 et felles prosjekt for prosjektplanlegging og utbygging, der personell fra Saga hadde sentrale posisjoner. Nese fikk jobben med å lede det hele, som også inkluderte boring og brønn og forberedelse til drift.
Spikeren i kisten for betongplattformer
Åsgard-konseptet, med flytende produksjonsinnretninger koplet opp mot undervannsbrønner, var ikke et opplagt valg i utgangspunktet. I konsekvensutredningen var det fem mulige alternativer for en utbyggingsløsning.[REMOVE]Fotnote: Statoil/Saga: «Åsgard konsekvensutredning», desember 1995. Feltet var vidstrakt, og uansett trengtes det flere installasjoner.
I utgangspunktet var minst én plattform planlagt som en betongplattform på 244 meters vanndyp – gjerne et betongunderstell på en fot, slik som Draugen.
Norwegian Contractors (NC), som hadde monopol i markedet, var temmelig sikre på å få oppdraget. Men i løpet av tiden de ulike alternativene var til vurdering, modnet konseptet med å erstatte en bunnfast plattform med et produksjonsskip. Statoil fikk gradvis større tillit til en slik løsning. Oljedirektoratet var likevel ikke overbevist på det tidspunktet og anbefalte sterkt å velge en betongplattform med boreanlegg.
Flere faktorer måtte vurderes når konsept skulle velges. Pris var en faktor. I konsekvensutredningen var en betongplattform antydet å koste 10,3 milliarder kroner, mens en flyter med en prislapp på 7 milliarder kroner var rimeligere.
Det var flere argumenter enn pris som talte for flyterløsningen. Siden feltet var langstrakt med en avstand på 60 km fra nord til sør og 20 km fra øst til vest, var det vanskelig å få tilstrekkelig mange og vidtrekkende brønner fra en betongplattform med datidens rekkevidde for avviksboring. Ved å knytte et større antall havbunnsbrønner opp mot en flyter, var det en helt annen fleksibilitet og større muligheter for en høyere utvinningsgrad fra feltet.[REMOVE]Fotnote: Kyrre Nese intervjuet av Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 21.02.2018.
I 1990-årene skulle prosjektene helst standardiseres etter Norsk sokkel standard – NORSOK. I stedet for at hvert prosjekt skulle skreddersys, burde det bruke «hyllevare» som kunne fabrikkeres. Målet var at standardisering skulle gjøre at prosjekter kunne gjennomføres raskere og 40 prosent rimeligere.
Da plan for utbygging og drift (PUD) ble levert i desember 1995, var det uten betongløsningen. Det var dramatisk for NC, og betydde spikeren i kisten for både betongplattformer og bedriften. NC var en stor arbeidsgiver, og det medførte en viss omstilling i Stavanger og omegn at det ikke skulle bygges flere betongunderstell. Troll A, som sto ferdig i 1995, var det siste betongunderstellet som ble støpt i Hinnavågen i Stavanger.
Åsgardløsningen
PUD for Åsgard ble godkjent 14. juni 1996 med et flytende produksjonsskip for prosessering og mellomlagring av olje og en flytende gassbehandlingsplattform for prosessering og eksport av gass. I tillegg kom en tredje enhet, et lagerskip for mellomlagring av kondensat.
Kyrre Nese var pådriver for at Statoil skulle tørre å ta teknologispranget. Dette budskapet ble mer eller mindre hamret inn, for det var en viss motstand i organisasjonen fra folk som som heller ville satse på kjent teknologi.
Åsgard-prosjektet var stort og krevende. Det startet med 17 mann på første samling, men på det meste var det 10 000 personer som jobbet med realiseringen av det. Prosjektet ble organisert i fire enheter med hver sin direktør, én for hver av de tre flyterne og én for subseaprosjektet.[REMOVE]Fotnote: Helge Hatlestad fikk overordnet ansvar for Åsgard feltutbygging. Torstein Vinterstø i Saga var prosjektdirektør for subsea-anlegget.
Det mest spektakulære med utbyggingen var omfanget av rør, ledninger og kabler på havbunnen. 17 «gule bokser» med fire brønner i hver ble koplet opp til sine respektive mor-installasjoner. Samtidig ble de koplet mot hverandre for felles funksjoner.
Prosjektet ble planlagt i en periode preget av at mest mulig av de tekniske løsningene skulle standardiseres. Ved midten av 1990-tallet pågikk utviklingen av Norsk Sokkel Standard (NORSOK) for fullt. Det ble forventet at prosjektene skulle bli 30 til 40 prosent rimeligere enn tidligere og gjennomføres på 30 til 40 prosent av tiden det før ville tatt. De gule brønnrammene som ble valgt, var av en slik standard. De hadde et utfoldbart design, og ble installert gjennom tre somrer i perioden 1997–1999.
Flere systemer ble utviklet underveis i prosjektet. Hver for seg var det betydelige innovasjoner. Undervannsflerfasemålere ga driftspersonell tilgang på uavbrutt informasjon om de ulike væske- og gassblandingene i hver brønn slik at produksjonen kunne utnyttes maksimalt. Rørledninger ble forbedret ved at det ble brukt rørisolasjon som tålte høy temperatur. I tillegg ble det brukt direkte elektrisk oppvarming av rør. Det ble også utviklet forbedrede fjernstyrte verktøy som koblet rørledninger til ventiltrær.
Installasjonene på Åsgard
Åsgard A, som tar seg av oljen på feltet, var det største og mest avanserte produksjonsskipet som var bygd til da. Skipet var utstyrt med verdens største og mest avanserte svivel. Svivelen i skroget var det avgjørende elementet for overføring av produksjonsstrømmen fra havbunnsinstallasjonene, samtidig som den roterte slik at skipet endret retning alt etter vær og vind.
Åsgard C var et lagerskip som brukes til lagring av kondensat produsert fra Åsgard, og i senere tid andre nærliggende felt.
Åsgard B tok imot og prosesserte gass fra tre forskjellige formasjoner med ulike egenskaper og blandingsforhold. Ut av prosessen kommer det rikgass, olje, kondensat og gass for injeksjon i fire forskjellige produktstrømmer.
Overføring av gass fra en bevegelig plattform og ned til sjøbunnen for videre eksport, var komplisert. Løsningen var å bruke fleksible rør beregnet på høyt trykk. Siden det ikke fantes like store dimensjoner på disse rørene som på eksportrøret (42 tommer), ble det benyttet to eller tre parallelle eksportstigerør med mindre diameter. Stigerørene ble installert i en S-kurve før de nådde sjøbunnen og en «gul boks» (Export Riser Manifold) som koblet sammen gasstrømmen for eksportrøret.[REMOVE]Fotnote: Offshore Magazine, 01.04.2000.
Teknologien var ny, og det oppsto problemer. Blant annet oppsto det på Åsgard B helt fra starten kraftige vibrasjoner og støy i eksportrørene. Vibrasjonene forplantet seg til hele plattformen og opplevdes som meget ubehagelig.[REMOVE]Fotnote: Henrik Carlsen intervjuet av Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 27.01. 2017. Det ble forsøkt å redusere produksjonen for å dempe problemet, men det var ikke tilstrekkelig. Etter en tid oppsto det tretthetsbrudd og gasslekkasje i to mindre forgreninger. Nye rør ble installert og løste problemet, men det tok tid før den planlagte totale produksjonskapasiteten ble oppnådd.
«Den tradisjonelle holdningen var at man skulle vite alt før man gikk i gang. Vi sa at vi vet noe, men har en tro. I ettertid så var vi nok ikke klar over hvor dristig dette var, men det var en stor driv for å få dette til». Kyrre Nese, prosjektleder.
Gassen går fra Åsgard B til Kårstø gjennom Åsgard Transport. Rørledningen har en diameter på 107 cm (42 tommer) og en lengde på 707 km. Fra Kårstø går gassen videre til Kontinentet. ÅTS er transportvei ikke bare for gassen fra Åsgard B, men også for gass fra andre felt på Haltenbanken. Det gjorde gassforsyningen til kontinentet mer stabil, siden eksporten fra et felt kunne erstattes med gass fra et annet dersom et felt hadde problemer.
Overskridelser …
Da markeringen av produksjonsstart på Åsgard A skjedde i mai 1999, var det ikke alle som hadde vært med på prosessen som fikk være med. Kyrre Nese som lenge hadde ledet prosjektet, hadde sluttet 1. januar samme år.[REMOVE]Fotnote: Kyrre Nese ble utviklingsdirektør i Statoil i juli 1990 og fikk dermed ansvaret for Haltenbanken. Da han sluttet i Åsgard hadde han hatt ansvaret for Haltenbanken i 8,5 år. Deretter var han produksjonsdirektør på Sleipner i fem år. Åsgard-prosjektet hadde sprukket kraftig. Den økonomiske granskingen av investeringer på norsk sokkel, Kaasen-rapporten, kom ut i februar 1999. Den viste en overskridelse på 30 prosent, det vil si 8,4 milliarder kroner på det tidspunktet rapporten ble gitt ut.[REMOVE]Fotnote: NOU 1999:11 Analyse av kostnadsutviklingen på sokkelen (Kaasen-rapporten) https://www.regjeringen.no/contentassets/5375e71e9c514023b13b24e6437a9b7f/no/pdfa/nou199919990011000dddpdfa.pdf
Dette var ikke alt. Utbyggingen omfattet også gassrørledningen for transport til Kårstø i Nord-Rogaland, utvidelse av prosessanlegget på Kårstø og gassrørledningen Europipe II fra Kårstø til Emden i Nord-Tyskland. I april 1999 beløp investeringene seg så langt til 64 milliarder kroner.[REMOVE]Fotnote: Feltutbyggingen beløp seg til 39,1 milliarder, gassrørledningen til Kårstø 8,1 milliard, Kårstø-mottaksanlegget 9,6 milliarder og Europipe-rørledningen 7,2 milliarder.
Prosjektet som skulle ha kostet 48 milliarder kroner lå an til å ende på 66 milliarder kroner. Overskridelsen var på 17 milliarder kroner. Dette var ikke fungerende Olje- og energiminister Anne Enger Lahnstein (Sp) fornøyd med. 23. april 1999 sparket hun hele Statoils styre, og administrerende direktør Harald Norvik stilte sin plass til disposisjon.[REMOVE]Fotnote: https://www.vg.no/nyheter/innenriks/i/wEeee5/styret-i-statoil-maa-gaa-av. 23.04.1999
…. og lekkasjer
Problemene var ikke slutt med dette. Tidlig i 2001 ble det observert gassbobler fra undervannsanlegget. Inspeksjon viste sprekkdannelser i en sveiseforbindelse. For sikkerhets skyld måtte alle sveiseforbindelser av samme type undersøkes. Det var ikke mindre enn 72 i alt.[REMOVE]Fotnote: Statoil Årsrapport 2000 (Februar 2001). Åsgard B måtte stenges ned mens Statoil kartla problemet. Hele 24 sveiser av skjøtene i rørsystemet ut til de ulike produksjonsbrønnene rundt plattformen måtte repareres, mens resten ble friskmeldt.
I august samme år ble det på ny meldt om lekkasje fra havbunnsanlegget, nå fra en av de friskmeldte sveisene. Åsgard B måtte igjen stenge ned.[REMOVE]Fotnote: VG, 13.08.2001.
Feilen var at endestykker begynte å sprekke etter en tid i drift, i noen tilfeller så alvorlig at de falt av.[REMOVE]Fotnote: Asle Solheim intervjuet av Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 20.01.2017. Metallurger og korrosjonsspesialister hadde store problemer med å forstå hva som skjedde. Til slutt konkluderte spesialistene med at problemet skyldtes at koplingene stod i skyggen for offeranodenes dekning, og dermed ikke ble beskyttet mot korrosjon. Det førte til hydrogensprøhet i materialet og dermed oppsprekking.
Statoil bestemte at samtlige 72 sveiser måtte repareres. Prisen var på hele 2,6 milliarder kroner. I tillegg kom utsatte inntekter i milliardklassen – på grunn av stansen i gassproduksjonen.[REMOVE]Fotnote: NRK 30.10.2001. https://www.nrk.no/trondelag/asgard-b—et-milliardsluk-1.120761 Gode råd var dyre for ABB som sto for leveransen. Heldigvis for dem kom selskapet frem til en minnelig ordning med Statoil siden det ikke var noen klar konklusjon på hvor ansvaret for problemet lå.
Selv om Åsgard hadde en vanskelig start, var fortsettelsen lysere. I 2020 omfattet feltet 70 brønner og 23 bunnrammer. I 2015 ble det installert et gasskompresjonsanlegg på havbunnen på størrelse med en fotballbane. Det var helt ny teknologi som bidro til å øke produksjonen. Åsgard har gjennom 20 år produsert olje og gass til en kalkulert verdi på nær tusen milliarder kroner. Det er noe Harald Norvik, som måtte gå på grunn av overskridelser, trolig kan si seg godt fornøyd med.
