Category: Teknologi og miljø: Teknologi og forskning

I all industri vil utvikling og effektiv bruk av ny teknologi være av stor betydning for å øke konkurransekraften og for å møte nye krav og behov fra kundene. Men introduksjon av ny teknologi, eller ny bruk av etablert teknologi, medfører alltid en viss risiko. Vegen fra idé til vellykket bruk går derfor som regel via en detaljert gjennomgang og analyse av forretningsideen, utprøving i mindre skala (eventuelt laboratorieforsøk) og en fullskalatest (hvis mulig). Hvordan har dette artet seg i Statoil/Equinors bruk av ny teknologi?

Gunstige forutsetninger

I 1972 ble Statoil og Oljedirektoratet (OD) etablert. Helt fra starten av var det et mål at Statoil skulle være et integrert oljeselskap med formål å bli en operativ virksomhet innen hele verdikjeden fra leting via utbygging, produksjon til salg av produkter.

Statoil startet sin oljevirksomhet på et gunstig tidspunkt. Teknologier som gjorde det mulig å bore brønner og produsere olje fra plattformer på havdyp på inntil 100 meter, var relativt ferske. De var utviklet i USA siden slutten av 1940-årene, og ble importert til Norge fra da den første leteboringen startet i 1966. Dette gjorde det mulig å lete etter olje og gass i den relativt «grunne» sørlige delen av Nordsjøen, hvor gigantfeltet Ekofisk ble påvist i 1969 og gassfeltet Frigg i 1971.

I Norge var det fremsynte politikere som etablerte klare målsettinger for den nye industrien, inkludert krav om norsk innhold, deltagelse og kontroll. Embetsverket etablerte profesjonelle rammer og retningslinjer for industrien. Den «norske modellen» ble utviklet med tydelig ansvars- og rollefordeling mellom Storting og departement, tilsynsorgan (OD), og oljeselskapene (Statoil og andre).

Norsk leverandørindustri kunne dra nytte av sin kompetanse innen maritim virksomhet (for eksempel ved utviklingen av Akers boreplattform H3), skipsbygging (for eksempel Kværners gasstankere) og anleggsvirksomhet (for eksempel bygging av betongdammer og broer). Krisen i tankskipsfarten i 1970-årene førte til en omlegging fra skipsverft til offshoreverft. Dessuten økte oljeprisen kraftig i 1970-årene både på grunn av økende global etterspørsel etter olje og gass og politisk uro i Midtøsten. Den økte oljeprisen bidro til at Statoil kunne utvikle seg til et selskap som fant løsninger på de særegne utfordringene på norsk sokkel, med store vanndyp og tøffe klimatiske forhold.

Statpipe og betongplattformer – første trinn på teknologistigen

Et av Statoils viktigste felt, Statfjord, som ble påvist i 1974, ligger i Tampen-området. Der varierer vanndypet mellom 120 og 250 meter. Planlegging av ilandføring av gass fra Statfjord var det første prosjektet Statoil tok på seg et utredningsansvar for.

Myndighetenes krav var at olje og gass fortrinnsvis skulle ilandføres til Norge for å sikre maksimal verdiskapning for landet. Mellom Tampen og Vestlandskysten ligger Norskerenna med sin dybde på 3–400 meter, som var et utfordrende hinder med en rekke uløste teknologiske problemstillinger. Utredningsprosjektet som startet i 1976, ble en viktig forløper for utbyggingen av Statpipe/Kårstø og også for den ledende posisjonen selskapet etter hvert fikk for både installasjon og drift av offshore-rørledninger.

På plattformsiden ble personell fra Statoil utlånt til og innlemmet i Mobil sine prosjektorganisasjoner på Statfjord. Mobil sitt konseptvalg for Statfjord var tre betongplattformer med integrerte dekk som inneholdt prosessering, borefasiliteter og boligkvarter (PDQ). Fordelene med betongplattformer var mange:

• De egnet seg for vanndypet på Tampen
• De hadde lang levetid og kunne understøtte et dekksanlegg på 50-60 000 tonn
• Mesteparten av arbeidet kunne ferdigstilles ved land
• Et stort oljelager kunne innlemmes i konstruksjonen
• Norsk industri hadde god kompetanse på betong
• Betongplattformene kunne bygges lokalt i Norge

Planlegging og gjennomføring av Statfjord-utbyggingen sammen med Mobil ble særdeles viktig læring for Statoil. Blant annet ble det utviklet nye og effektive bøyelastingssystemer til bruk offshore.

Statoil ble etter hvert ledende på norsk sokkel innen rørtransport av gass og olje. Statpipe var i sin tid verdens lengste offshore-rørledning. Utfordringene med Norskerenna ble løst og det ble utviklet teknologier for reparasjonsmetoder for vanndyp ned til 360 meter, der dykkerne arbeidet inne i et kammer fylt med nitrogen og dermed ikke var eksponert direkte for sjøvann. Mer effektive metoder for nedgraving og beskyttelse av offshore-rørledninger ble utviklet.

Siden det var åpenbart at det ville bli behov for reparasjon av rørledninger på enda dypere vann på norsk sokkel, ble et stort utviklingsprosjekt igangsatt for å finne metoder for å utføre rørsammenføyning og reparasjon av rør helt uten bruk av dykkere.

Et annet område Statoil bidro sterkt til, var forskning innen maritim materialteknologi. Behandling og transport av korrosive brønnstrømmer i et røft maritimt miljø byr på mange utfordringer og overraskelser. Statoil etablerte materiallaboratorier både i Stavanger og senere i Trondheim som fikk stor betydning for valg av materialer til nytt utstyr og løsninger.

Gullfaks på norsk

Statoils første operatørrolle var på Gullfaks, som også ligger i Tampen-området. Etter konsesjonstildeling i juni 1978 ble første funn gjort en måned senere. Planlegging av første fase av utbyggingen startet tidlig i 1980. Utbyggingssøknad ble sendt til myndigheten på slutten av året og vedtatt av Stortinget i juni 1981. Gullfaks ble Statoils første storskala-laboratorium for utvikling av flere teknologier.

Utbyggingens første fase omfattet to store anlegg til havs, Gullfaks A og B, med tilhørende lastebøyer. Dette var første gang et felt ble bygd ut med bare norske eiere, norsk operatør, norsk arbeidsspråk og i all hovedsak norske leverandører. Hele 80 prosent av kontraktene på de to plattformene gikk til norske selskaper. Gullfaks A gikk inn i et svært tett samarbeid med norsk industri hvor MVL (Mekaniske Verksteders Landsforbund) var den aller viktigste samarbeidspartneren.

Prosjektet gjorde svært mye nybrottsarbeid innen mange områder for å forbedre tekniske løsninger. Blant annet ble det valgt en ny utforming av betongplattform og dekksanlegg (T-form). Siden rekkevidden for brønnene fra plattformene på Gullfaks ikke dekket hele feltet, ble det planlagt flere havbunnsbrønner i tillegg. Ideen om å bore subseabrønnene før plattformen var ferdigstilt, gjorde at feltet kom tidligere i produksjon enn opprinnelig planlagt. Den første undervannsbrønnen startet produksjonen 22. desember 1986. Ytterligere to brønner ble satt i produksjon før den første plattformbrønnen var klar våren 1987. Det var Kongsberg-gruppen som ble tildelt kontrakten for å produsere de fem undervannsbrønnene (pluss et reservesystem) som skulle kobles opp imot Gullfaks A.

Samarbeidet mellom Statoil og Kongsberg-gruppen hadde startet allerede i 1970-årene. Kongsberg hadde da en samarbeidsavtale med det amerikanske selskapet Cameron for brønnhoder og annet essensielt utstyr. Erfaringene Kongsberg hadde med tidlige studier av Statoils fremtidige utbygging på Tommeliten kom til nytte i Gullfaksutbyggingen. Det samme gjorde forsknings- og utviklingsprosjekter Kongsberg hadde gjennomført sammen med både Elf og Shell for å teste ut undervannsteknologiske løsninger.

Den viktigste nyvinningen på Gullfaks så dagens lys fordi Statoil hadde bestemt seg for at det skulle utvikles løsninger for havbunnsbrønner som kunne installeres og drives uten behov for dykking. Bakgrunnen var at det på dette tidspunktet hadde vært en rekke alvorlige dykkerulykker. Dykking kunne til nøds foregå ned imot 200 meters dyp, men på Norsk Undervannsinstitutt (NUI) i Bergen ble det utført forskningsdykk ned til dybder mellom 400 og 500 meter, med tanke på å ha beredskap for reparasjon av rørledninger som krysset Norskerenna. Statoil bidro økonomisk til denne forskningen.

Siden Gullfaks C (i fase II) skulle plasseres på 215–220 meters dyp og hadde behov for undervannsbrønner, var det ønskelig å utvikle og teste ut dykkerløse systemer. I første omgang skulle dette skje på 140 meter, hvor det tross alt var mulig å gå inn med dykkere hvis det var noe som ikke fungerte. Dermed ble det på Gullfaks A gjennomført nok et nybrottsarbeid ved å installere de første undervannsbrønnene som ikke var avhengig av noen form for dykking. Dette er senere blitt den normale standarden for de fleste undervannsinstallasjonene på norsk sokkel.

I forbindelse med videreutvikling av betongplattformer ble Statoil svært dyktig på geoteknikk og fundamentering. Gullfaks C og Troll A har ekstremt dype skjørt; dette er betongkappen som omslutter tankene i bunnen av plattformunderstellet. Skjørtene på Troll A er ca. 35 meter. Senere har bøttefundament/sugeanker blitt utviklet basert på denne kunnskapen. Disse brukes både til stålplattformer og til mange undervannskonstruksjoner.

Da oljeprisen sank på midten av 1980-tallet, ble et helt nytt konsept introdusert og tatt i bruk på Veslefrikk. Et understell i stål ble installert for boreplattformen og en halvt nedsenkbar plattform (Semi) med prosessanlegg ble broforbundet med boreplattformen. Dette var den første flytende produksjonsplattformen på norsk sokkel. Erfaringene fra Veslefrikk ble viktig for senere flytende anlegg og ikke minst for videreutviklingen av fleksible slanger.

Andre eksempler på nyvinninger knyttet til Gullfaks er at det var den første plattformen til å ta i bruk stuplivbåter. Et annet fremskritt var at det ble innført enmannslugarer. Senere var Gullfaks det første feltet som kunne slokke gassfaklene på plattformene med en egenutviklet teknologi.

Undervannsløsninger

Iverksetting av nye løsninger i utbyggingsprosjekter krever at det allerede har foregått en utvikling og uttesting av alle del-elementer i teknologien. På slutten av 1970-årene ble det satt større søkelys på å utvikle løsninger hvor oljeselskapene kunne bygge ut feltene, uten å måtte ta i bruk overflateinstallasjoner.

Når det gjaldt Statoil sin utvikling av havbunnsløsninger, ble grunnlaget lagt på Tommeliten og Gullfaks i 1980-årene. Statoils tredje undervannsprosjekt var Statfjord-satellittene. På dette prosjektet igangsatte Statoil sammen med Kongsberg Offshore en systematisk utvikling og standardisering av undervannsteknologi. Disse standardene ble videreutviklet gjennom Norsok-initiativet på 1990-tallet. I dag er disse standardene tatt i bruk globalt og er et viktig fundament for norske undervannsleveranser.

Disse initiativene bidro til at Statoil ble et av de ledende oljeselskapene til å bygge ut og drive felt med et stort antall havbunnsbrønner. Det manifesterte seg på Åsgard, som vi kommer tilbake til senere i denne artikkelen.

For at produksjon fra havbunnsbrønner knyttet til en bunnfast plattform, eller en flytende produksjonsinnretning eller direkte til land skulle fungere, må brønnstrømmen kunne transporteres i rør over en viss avstand uten at det oppstår problemer. Dette måtte det forskes på for å finne gode løsninger.

Statoil var i 1980-årene svært aktive innen forskning på strømning av olje, gass og vann i rør (flerfasestrømning). Forskning og utprøving av løsninger skjedde ved SINTEF sitt anlegg på Tiller i Trondheim. Institutt for energiteknikk (IFE) bidro til å utvikle beregningsverktøyene OLGA og VOLGA. Disse beregningsmodellene ble etter hvert tatt i bruk verden over og har fortsatt en dominerende markedsandel. Det ble videre forsket på hvordan en kan unngå hydratdannelse i rørene. Hydrater dannes når vann og lette hydrokarboner under moderat til høyt trykk kommer i kontakt med hverandre ved temperaturer under 25 grader celsius. Når dette skjer, dannes det is-liknende krystaller, og disse kan tette brønner, rørledninger og prosessutstyr.

Det at Statoil var langt fremme innen forskning på materialteknologi og flerfasestrømming, fikk avgjørende betydning på utbyggingskonseptet for Troll fase 1. I stedet for å velge å prosessere brønnstrømmen offshore, valgte utbyggingsoperatøren Shell, etter initiativ fra Statoil, flerfasetransport av brønnstrøm direkte til land. Bare vannet blir separert fra brønnstrømmen om bord på plattformen, mens gass og kondensat blir sendt useparert i en flerfaserørledning til gassbehandlingsterminalen på Kollsnes nordvest for Bergen.

På en pressekonferanse i 1989 informerte Norske Shell om at denne løsningen ville kutte utbyggingskostnadene med 4,5 milliarder kroner, og at de årlige driftsutgiftene ville bli 330 millioner kroner lavere. Med 70 års levetid på feltet utgjør dette store beløp.

De første flerfaserørledningene ble lagt på slutten av 1980-tallet. De avgjørende gjennombruddene for flerfaseteknologien kom med Hydros Troll-Oseberg Gassinjeksjon (TOGI)-prosjekt og med utbyggingsløsningen på Troll A. Disse prosjektene viste at flerfasetransport kunne gi store besparelser ved utbygging, samt gjøre marginale felt lønnsomme. Utbyggingskostnadene for felt som tidligere ikke hadde vært økonomisk forsvarlige å bygge ut, kunne nå reduseres og settes i produksjon med en undervannsløsning tilkoblet et prosessanlegg på land, eller til en nærliggende plattform med kapasitet.

Flerfaseteknologi: Transport av olje, gass og vann i samme rørledning over stadig lengre avstander. Kan gjøre felt mer lønnsomme og gjøre utbygginger i værharde strøk og på dypt vann mulig.

To eksempler på rene undervannsløsninger uten noen plattform eller noe produksjonsskip er gassfeltene Snøhvit og Ormen Lange, som begge ble satt i drift i 2007. Ingen av disse «subsea to shore»-prosjektene ville blitt bygget ut på denne måten uten resultatene fra flerfaseforskningen.

Flytende plattformer på større dyp

I løpet av åttitallet ble det gjort mange funn på Haltenbanken i Norskehavet. Vanndybden her er fra 300 meter og nedover. Bunnfaste plattformer ble da dyre. Det eneste eksempelet på en bunnfast plattform nord for Stadt er Draugen.

Alternativet til bunnfaste plattformer var flytende installasjoner. Dette var nybrottsarbeid.  Heidrun ble vedtatt i 1991 basert på en løsning med en strekkstagsplattform og en egen gassløsning med ilandføring til Tjeldbergodden, hvor det ble bygget en metanolfabrikk. De neste prosjektene var Statoils Smørbukk og Smørbukk Sør, Hydros Njord og Sagas Midgard. Både Njord og Smørbukk Sør kunne klare seg uten en gasseksportløsning i en del år ved å reinjisere gassen, mens Smørbukk og Midgard var helt avhengige av å få transportert gassen sørover. Både Saga og Statoil, som var operatører for hver sine gassfelter, fant det vanskelig å lage lønnsomme utbyggingsløsninger.

Det var ikke bare økonomien det sto på. Det gjaldt også å finne teknisk gjennomførbare løsninger for de flytende produksjonsinnretningene. Kapasitetsbehovet for installasjonene på Haltenbanken var vesentlig større enn det som hadde vært vanlig for flytende produksjonsinnretninger. I tillegg kom høyere trykk og temperatur på brønnstrømmen og større bevegelser i anlegget på grunn av vind og bølgehøyder. Smørbukk Sør-lisensen hadde sin utbyggingsplan klar i 1992, men valgte først å kvalitetssikre teknologien som gjør at skipet kan dreie rundt med vinden (svivel/turret) uten at produksjonen stopper. På et produksjonsskip kommer de fleksible rørene opp gjennom en dreibar sylinder midt i skipet som tar opp skipets rotasjon i forhold til sjøbunnen og derved tillater at skipet kan snu etter været.

Dette ga Norne-prosjektet en «kickstart» året etterpå. Norne-løsningen for produksjonsskip ble en tilnærmet kopi av det konseptet som var utredet av Smørbukk Sør. Norne var Statoils første utbygging basert på en flytende skipsformet plattform knyttet til undervannsbrønner med fleksible stigerør. Norne ble et vellykket prosjekt både med hensyn til gjennomføringstid, kostnader og kvalitet. Det ble også et foregangsprosjekt for nye måter å samarbeide med leverandørindustrien på.

Fleksible stigerør: Bøyelige rør som går fra havbunnen til en flytende produksjonsenhet. Ettersom «flytere» beveger med bølger og vind, må rørene være fleksible.

I 1994 ble rettighetene til Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard samordnet i en ny eierstruktur med Statoil som operatør. Prosjektet fikk navnet Åsgard og er blant de største utbyggingene på norsk sokkel noensinne, med sine 63 produksjons- og injeksjonsbrønner fordelt på 19 brønnrammer på havbunnen. Antall undervannsbrønner var det største i verden til da.

Prosjektet utvinner gass, kondensat og olje fra tre svært forskjellige og krevende reservoarer. Åsgard A var verdens til da største FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) og Åsgard B var den første flytende gassprosesseringsplattformen med en kapasitet på denne størrelsen. Mer enn 20 omfattende teknologiutviklingsprogram foregikk parallelt med prosjektet. Disse omfattet fjerning av hydrogensulfid, bundler (inkludering av ulike typer rør og signalkabler i en streng), «pig launcher» (stasjon for å sende rørskraper tilbake til plattformen), svivel/turret, flerfasemålere, fleksible stigerør med mer.

Åsgard har i hele sin levetid fungert som et kjempelaboratorium for å komme opp med nye ideer, utvikle disse for deretter å ta dem i bruk – for eksempel innen subsea-kompresjon. Statoils eget teknologimiljø, industripartnere og underleverandører har igjennom Åsgard-prosjektene utviklet og tatt i bruk ny teknologi i verdensklasse.

Et annet eksempel på teknologiutvikling under vann var separasjon og vanninjeksjon på Tordis.

Betydning for Statoil/Equinor

Teknologiutviklingen som Statoil var en del av på norsk sokkel har vært til stor nytte når selskapet har etablert seg i andre land med oljeproduksjon til havs.

I Mexicogolfen og på brasiliansk sokkel beveget operatørene seg gradvis ut på enda dypere vann enn det som ble gjort i Norge. Dette, sammen med teknologiutviklingen på norsk sokkel, ble avgjørende for de store utbyggingene i Angola og Nigeria som startet opp rundt årtusenskiftet. Statoil var da, takket være sin teknologiinnsats på norsk sokkel, en velkommen aktør i nye dypvannsområder, både som deltager i og operatør for krevende utbygginger.

Basisen for det som i ettertid kan kalles en bragd, var en bevisst strategi rundt utvikling av ny teknologi, en sterk vilje og ikke minst mot til å inkludere nye løsninger i egne prosjekter i tett samarbeid med leverandørindustrien. Dette ga selskapet en konkurransefordel og et godt renommé.

For den norske delen av industrien har Statoil/Equinors vilje til både å dele nye tekniske løsninger og samtidig stimulere og hjelpe leverandørene med å utvikle nye smarte løsninger vært avgjørende for den konkurransekraften norsk industri har bygget opp globalt de siste 20–25 årene. I dag er leveranser av tekniske løsninger og tjenester til den globale oljeindustrien Norges nest største eksportnæring, etter salg av olje og gass. Dette har gitt en enorm verdiskapning for eierne og for det norske samfunnet.

Equinor ønsker nå å fortsette som et ledende energi- og industriselskap inn i det «grønne skiftet». Da kan det være lurt å trekke lærdom av suksessoppskriften for blant annet teknologiutvikling som i første omgang gjorde det til et verdensledende selskap innen olje og gass.

Det er vanskeleg å seie akkurat når forteljinga om Mongstad byrja. Sånn reint kronologisk har den ei byrjing, så klart. Det byrja med at Hydro og så British Petroleum (BP) bygde eit raffineri på Mongstad på 1970-talet, men planane hadde eksistert lenge før det. Historia haldt fram med at Statoil fekk ein plass på Mongstad i 1976 og så fekk meir og meir å seie heilt til Hydro i 1987 selte seg ut av raffineriet. BP hadde forsvunne for lenge sidan.

Men det er ikkje den forteljinga eg vil fortelje om her. Det er ikkje den forteljinga som går igjen – eller gjekk igjen – i familieselskapa. Etablering og oppkjøp er berre opptakten til alt dramaet som skjedde på 1980-talet, då politikarane velvillig eller motvillig gav si støtte til å bygge ut raffineriet, då Hydro fekk nok, då Statoil ikkje sa stopp og alle fekk sjokk, eller noko i den duren.

Det er ei forteljing om korleis eit raffineri kunne bli skrekkeleg mykje dyrare og korleis nokon blei sinte, medan dei mumla meir eller mindre høgt: «Kva var det vi sa?» Temaet for denne teksten er ikkje det som skjedde. I denne teksten vil eg undersøke kva som er grunnen til at denne forteljinga har fått plass i så å seie alle historiebøker om Statoil, som den litt flaue forteljinga som alltid blir dratt fram i familieselskap – sjølv om alle har høyrt historia før. Dette er ei forteljing om politikk, om industririvalisering, om fornuft og kjensler, om imperiebygging eller ikkje imperiebygging, om «symptomet Mongstad» og om at det er flautt å innrømme feil. Men kanskje viktigast så er det ei god historie.

Ei forteljing med god dramaturgi

Det kan vere vanskeleg å tidfeste den gode historia om Mongstad, men tematisk har den ein tydeleg start og ein endå tydelegare slutt. Det startar med planar om å bygge ut raffineriet, held fram med kamp om å få lov til å gjennomføre og ei gjennomføring som skjer parallelt med at prosjektet blir dyrare og dyrare. Avslutninga er Arve Johnsen og styret sin avgang – og ei endra retning i Statoil si historie. Det er ingen som skriv korleis Mongstad-raffineriet klarte seg økonomisk etter at det stod ferdig og byrja å produsere.

I tillegg til innleiing, hovuddel og avslutning har forteljinga òg tydelege karakterar. Det er Statoil og Hydro, Johnsen og diverse sjefar i Hydro, det er politikarar på venstre- og høgresida i norsk politikk – mor og far staten. Og i bakgrunnen lurer Statoil-styret, fyrst som statistar, seinare med roller som får dramaet til å snu.

For det er eit drama. Det har alt: intriger, skuldingar om imperiebygging, om stat i staten.

Som tilskodar kan ein velje kven ein vil støtte, den vågale, litt uforsvarlege og noko kjenslestyrte Statoil eller den sindige, (alt for?) fornuftige Hydro. Dei er som to brør som kjemper om foreldras gunst, om støtte frå «mor og far», staten. Foreldra har kvar sin yndlingsson, men det er kreftar utanfor (gjerne kalla veljarar) som avgjer kven av brørne som til ei kvar tid får størst fordelar.

Eit anna viktig element er at denne forteljinga ikkje er billig. Den kosta faktisk minst tre gonger så mykje som det som var planlagt.

Mongstad-forteljinga har element ved seg som gjer at den appellerer til forteljaren i oss, samtidig er det sider ved den som er såpass kompleks at det stadig finst noko å undersøke. Det kanskje mest interessante er likevel at forteljinga om Mongstad òg kan settast inn i ein større kontekst og bli historia om Statoil.

To forteljingar om Mongstad, to historier om Statoil

«Det var knyttet stor prestisje til Mongstad-prosjektet», skriv historikar Gunnar Nerheim.REMOVE]Fotnote: Nerheim, Gunnar. Norsk oljehistorie. En gassnasjon blir til. Bind 2. Leseselskapet. 1996, s. 249. Det er liten tvil om det. Statoil hadde store ambisjonar for Mongstad-raffineriet, ambisjonar som på mange måtar var knytt til Statoil si tyding som eit integrert oljeselskap, eit oljeselskap som ikkje berre leita etter og produserte olje, men som òg raffinerte olje og selte oljeprodukt. Arve Johnsen med fleire hadde brukt mykje tid på å overtyde politikarane om at tida no var inne for å bygge ut raffineriet på Mongstad. Kanskje var det eit umedvite ynskje om å vise at Statoil var blitt så vaksen at det kunne klare å gjennomføre eit så stort og krevjande prosjekt.

Johnsen trengte ikkje å overtyde Arbeidarpartiet om at det var ein god idé. Det hadde tru på ideen – på Statoil. Mellompartia var vanskelegare å appellere til, men til slutt fekk saka gjennomslag hjå Kåre Kristiansen, KrF-mannen som var statsråd i Olje- og energidepartementet. Høgre gav seg – svært motvillig, skriv Kåre Willoch. Ifølgje han sjølv bøygde han av for å unngå ein regjeringskonflikt som ville ende med at regjeringa måtte gå av.[REMOVE]Fotnote: Willoch, Kåre. Minner og meninger 3: Statsminister. Schibsted. Oslo. 1990, s. 304.

Då den etter kvart gigantiske budsjettoverskridinga var eit faktum, var ikkje lenger Willoch statsminister i Noreg, men han var kanskje likevel ein av dei som ikkje akkurat gjorde det lettare for Johnsen å innrømme at det hadde gått galt.[REMOVE]Fotnote: Nerheim, Gunnar. Norsk oljehistorie. En gassnasjon blir til. Bind 2. Leseselskapet. 1996, s. 249. Kanskje er det litt som ein ungdom som har lova foreldra at, jo, han taklar det, han får til den vaksne situasjonen, og så likevel må ringe heim til mor og far for å få hjelp, for å be dei om å sette meir pengar inn på kontoen.

Ei slik historie er det freistande å pynte litt på, jobbe for å eige. Johnsen og Willoch har begge skrive ned deira versjonar av det som skjedde på Mongstad. Begge er dugande ettermælebyggarar.

Johnsen har fortalt om teikningar som ikkje stemte med terrenget, om prisar som plutseleg var mykje høgare enn dei hadde vore før, om dårleg timing, men aldri om at det var ein dårleg idé. Statoil var blitt 15 år, det kunne klare seg utan han, har han fortalt.[REMOVE]Fotnote: https://tv.nrk.no/serie/mitt-liv/sesong/2/episode/3 Intervju med Arve Johnsen, lasta ned 9. april 2021. Selskapet var ikkje noko barn lenger, men det hadde kanskje ungdommens trass?

Willoch går lenger i sine memoarar. Det kjem tydeleg fram at trass eller ikkje trass, det var ikkje nokon god idé, ikkje Mongstad, og ikkje Statoil. Slik går det når staten skal styre eit selskap. Det er aldri ein god idé, sjå berre korleis det gjekk på Mongstad.

Willoch skreiv desse memoarane i 1990. Krassheita er tydeleg å lese i kapittelet om Mongstad.[REMOVE]Fotnote: Aven, Håvard Brede. Høgres syn på statleg eigarskap i norsk oljeverksemd 1970–1984. Universitetet i Oslo. 2014, s. 17. Kanskje burde Willoch ha venta nokre år med å skrive denne historia. Det finst fordelar med å skrive ned historier medan du har dei friskt i minne, men noko som du hugsar så godt, kan det kanskje òg vere litt lurt å få på avstand fyrst, få litt perspektiv på.

Historikar Eivind Thomassen meiner at mangel på avstand er ein av nøkkelgrunnane til at det finst så mange forteljingar om Mongstad. Mange bøker om norsk oljehistorie og om Statoil, påpeikar han, er skrive på 1990-talet, kort tid etter at Mongstad-saka hadde rast gjennom media. Bøkene er skrivne i ei tid då Mongstad-skandalen kjentest svært essensiell.[REMOVE]Fotnote: Thomassen, Eivind 2020. The Crude Means to Mastery. Norwegian national oil company Statoil (Equinor) and the Norwegian State 1972-2001, s. 162. Dei som har skrive oljehistorie seinare har kanskje lese desse bøkene og funne ut at Mongstad-forteljinga er like viktig. Kanskje er ikkje Mongstad sitt problem at det er knytt store summar til namnet, men at det har konstant dårleg timing?

Symptomet Mongstad

Dersom ein søker opp Mongstad på Nasjonalbiblioteket, kjem det opp drygt 5000 treff i bøker og nesten 100 000 avistreff.

Eg er langt på veg samd med Thomassen når han meiner at grunnen til at det finst så mange Mongstad-forteljingar er at mange av Statoil-historiene – oljehistoriene – er skrivne kort tid etter Mongstad-skandalen. Det har heller ikkje hjelpt Mongstad sitt rykte at Johnsen og Willoch har skrive utførleg om sine erfaringar.

Eg trur likevel ikkje at det er heile historia. For å forklare kvifor historikarar og andre meir eller mindre profesjonelle historikarar har kome tilbake til historia om Mongstad, trur eg det er viktig å anerkjenne at dette er ei god historie, samtidig som det stadig er mogleg å finne nye lag og nye nyanser.

Minst like viktig trur eg det har vore at dette er ei forteljing som seier mykje om Statoil – eller som i det minste har blitt brukt til å seie mykje om Statoil. Arve Johnsen ville, med Mongstad, stadfeste Statoil som eit integrert oljeselskap. Høgresida, med Kåre Willoch i spissen, ville stadfeste Mongstad som eit symptom på det som var gale i Statoil. Mongstad blei eit symbol for Statoil si utvikling og for Statoil sine skuggesider, eit symbol og eit symptom på utfordringar i Statoil, for forholdet mellom Statoil og Hydro, og for forholdet mellom Statoil og politikarane, både på venstre- og høgresida i norsk politikk.

Mongstad-forteljinga kan lesast som Statoil si historie i miniatyr. Eg trur dessutan mange har fortalt ho nettopp for å sikre at det var deira versjon av forteljinga som blei ståande, deira Statoil-historie som blei kjent, for vi vil jo alle eige den historia som definerer oss.

Medan verdsøkonomien i 1995 vaks med tre prosent, hadde den asiatiske økonomien ein vekst på 7,5 prosent.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad, «Milliard-satsing for Statoil i Asia», 7. april 1995. Nasjonalbiblioteket. Asia var – og er – den mest folkerike verdsdelen.[REMOVE]Fotnote: Solerød, Hans and Tønnessen, Marianne, «Verdens befolkning», Store norske leksikon. https://snl.no/verdens_befolkning Lasta ned 1. februar 2022. Dette blei naturleg nok òg lagt merke til utanfor Asia.

Regjeringa Brundtland hadde kasta sitt blikk på den raskt veksande asiatiske økonomien. I løpet av 1995 og 1996 gjennomførte regjeringa ei såkalla Asia-satsing som mellom anna gjekk ut på at delar av regjeringa, saman med representantar frå norsk næringsliv, reiste rundt – nærmast på turné – til utvalde land i verdsdelen.

Det var særleg innanfor olje og gass, miljøteknologi, vasskraft, skipsutstyr og kommunikasjon at regjeringa såg for seg at norsk næringsliv kunne få ein bit av den veksande kaka.[REMOVE]Fotnote: Bergens Tidende, «Statoil investerer i Malaysia», 7. april 1995. Nasjonalbiblioteket Ei av bedriftene som gjerne ville forsyne seg, var Statoil.

Melaka-raffineriet

Raskt veksande økonomi + stor befolkning = ein verdsdel som treng olje og oljeprodukt. Statoil karakteriserte i februar 1995 Asia som «verdens mest voksende oljemarked».[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, «Statoil inn i Asia-raffineri», 7. februar 1995. Nasjonalbiblioteket. Allereie då var selskapet i gang med å forhandle fram avtalen om å kjøpe 15 prosent av Melaka-raffineriet i Malaysia. 31. mars 1995 blei kjøpet godkjent av Statoil sitt styre.[REMOVE]Fotnote: Styremøte i Statoil, 31. mars 1995 Statoil eigde frå då av raffineriet saman med det amerikanske oljeselskapet Conoco og det malaysiske oljeselskapet Petronas. Melaka-raffineriet var inne i ein utbyggingsfase, og utvidinga av raffineriet, med ein auka kapasitet på 100 000 oljefat i døgnet, skulle stå ferdig i 1998.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, «Olje fra Nordsjøen gir Statoil gevinst i Asia», 4. november 1996. Nasjonalbiblioteket

Sin del av raffineriet kunne Statoil bruke til å raffinere oljeprodukt til den asiatiske marknaden, og på sikt ynskte Statoil òg å raffinere olje som selskapet hadde produsert i Asia, til dømes frå Lufeng-feltet i Kina.[REMOVE]Fotnote: Ibid.

Statoil var tydeleg på at satsinga ville vere økonomisk lønsam, og at den ikkje blei subsidiert av andre delar av selskapet si verksemd. Særleg peika Statoil på at det var mangel på raffinerikapasitet i Asia og at det derfor var meir økonomisk for selskapet å eige enn å leige dyrt.[REMOVE]Fotnote: Ibid. Statoil var nøgd med å ha fått sjansen til å samarbeide med Petronas og Conoco, som Statoil rekna for å vere erfarne innanfor raffinering.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad, «Milliard-satsing for Statoil i Asia», 7. april 1995. Nasjonalbiblioteket.

Sidan 1980-talet hadde fortenesta på raffinering vore veksande i Asia , og var no høgare enn i Europa.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 1995, s. 27.

Men kor smart var det eigentleg for omdømmet å eige ein del av Melaka-raffineriet?

Erstatningskrav og lite tilgjengelege gravplassar

Utvidinga av raffineriet i Melaka hadde ført til konfliktar med lokalbefolkninga. 300 familiar blei flytta for å gje plass til storindustrien, 67 av desse var i 1997 framleis ikkje tilfredse med den erstatninga dei hadde fått, og fremma erstatningskrav. Det gjorde òg 300 fiskarar som på grunn av kaianlegg og utvida tryggleikssone ikkje lenger kunne fiske i området rundt raffineriet.

Verst var det kanskje at utvidinga av raffineriet hadde ført til at to moskéar var blitt rivne og at to gravplassar no låg innanfor raffineriet sitt område, noko som gjorde det vanskeleg for dei pårørande å besøke gravene.[REMOVE]Fotnote: Dagbladet, «Opprør mot Statoil-satsing», 30. januar 1997. Nasjonalbiblioteket

Kritikken blei tatt opp i fleire avisartiklar og dessutan kritisert av Framtiden i våre hender. Statoil avviste at selskapet hadde noko med saka å gjere, fordi reguleringa av området skjedde før Statoil kjøpte seg inn i raffineriet. Selskapet sin respons var derfor at det ville ta opp saka med Petronas og Conoco, og etter at det blei gjort meinte Statoil at det hadde fått tilfredsstillande svar.[REMOVE]Fotnote: Leer-Salvesen, Tarjei. I gode hender? Framtiden i våre hender. Oslo. 1998, s. 30.

Melaka-raffineriet fekk vidare kritikk for at arbeidarane ikkje fekk høve til å velje fagforeining, men tvert imot måtte organisere seg i Petronas si eiga fagforeining. Dette var i strid med prinsippet om fri organisering, meinte NorWatch[REMOVE]Fotnote: NorWatch var eit overvakingsprosjekt sett i gang av Folkeaksjonen Framtiden i våre hender (FIVH) i 1995. Prosjektet overvaka norske næringslivsprosjekt i utlandet, særleg med fokus på miljø og menneskerettar. Prosjektet blei lagt ned i oktober 2010, men FIVH har framleis temaet på sin agenda. https://snl.no/NorWatch   Lasta ned 3. februar 2022. Anten måtte Statoil spele med opne kort og innrømme at dei sette menneskerettane til side, eller så måtte selskapet la vere å engasjere seg i land som gjorde det, uttalte Morten Rønning i NorWatch til Aftenposten i februar 2000. Rønning meinte det var særleg problematisk med tanke på at Statoil var så oppteken av slike rettar heime.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, «Anklager Statoil for dobbeltmoral», 29. februar 2000. Nasjonalbiblioteket

Trass i kritikken avviste Statoil – på direkte spørsmål – at den var årsaka til at selskapet i 2001 selte sine 15 prosent til dei to andre eigarane, Petronas og Conoco.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, «Statoil ut av problemraffineri», 28. februar 2001. Nasjonalbiblioteket. Noko av bakgrunnen for salet var at Statoil sine planar i Malaysia og Asia ikkje hadde gått som planlagt.

Ufullførte ambisjonar

Då Statoil i 1995 kjøpte seg inn i den asiatiske marknaden hadde selskapet trua på at raffineri ikkje var det einaste satsingsområdet, og at Malaysia berre var fyrste steg på vegen.[REMOVE]Fotnote: KL-Meeting 11.8. 1997, «Building a retail business in Malaysia», s. 1.

Akkurat som at Noreg og resten av Skandinavia blei fyrste steg på veg ut i den europeiske bensinstasjonsmarknaden, hadde Statoil tru på at bensinstasjonar i Malaysia ville bli etterfølgd av stasjonar i Vietnam, Kina og kanskje òg andre asiatiske land. Målet var at Statoil sitt varemerke skulle bli kjend over heile Asia.[REMOVE]Fotnote: Ibid., s. 1.

Med unntak av Tyskland, der Statoil tente for lite pengar, bygde Statoil stadig fleire stasjonar i Europa. Ekspertane som hadde vore i Tyskland blei i staden henta til Malaysia, men Malaysia blei ikkje inngangsporten til den asiatiske marknaden.[REMOVE]Fotnote: Ibid., s. 3.

Kanskje var det for vanskeleg for eit utanlandsk firma å etablere bensinstasjonar i eit land der det i utgangspunkt berre var malaysiarar som fekk dei naudsynte lisensane.[REMOVE]Fotnote: Ibid., s. 4. Eller kanskje ligg forklaringa i ein sviktande asiatisk økonomi.

Økonomisk nedtur

Ein forskingsrapport slo i 1999 fast at regjeringa si Asia-satsing ikkje hadde gitt dei ynskja resultata. Dei viktigaste årsakene til manglande resultat var for dårleg gjennomføring av satsinga, samt eit økonomisk tilbakeslag i regionen.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, «Mislykket Asia-satsing», 22. april 1999. Nasjonalbiblioteket

Midt på 1990-talet blei det estimert at oljeetterspurnaden i Asia ville stige med éin million fat per dag i 1998. Realiteten i mars 1998 var at etterspurnaden sank med ein halv million fat dagleg og at oljelagera var i ferd med å bli fulle.[REMOVE]Fotnote: Statoil magasin. Volum 21. Nr. 1. Statoil. Stavanger. 1999. Nasjonalbiblioteket, s. 19.

Det økonomiske samanbrotet som låg bak det søkkande oljeforbruket fekk namnet Asia-krisa, fordi den stamma frå ei sprekt eigedomsboble og spekulative låneopptak i den thailandske hovudstaden.

I staden for at Asia med sin store befolkning hadde eit veksande energibehov, fekk den manglande etterspurnaden ringverknadar for oljeprisen over heile verda. Overproduksjon var eit faktum og det førte igjen til eit kraftig prisfall på nærmare 50 prosent, frå toppåret i 1997.[REMOVE]Fotnote: Ibid.

Den sviktande oljeprisen gjorde seg òg gjeldande innanfor raffinering. Trass i ein opptur i april 2000, hadde den korte perioden då Statoil var medeigar i Melaka-raffineriet fyrst og fremst vore prega av nedtur og sviktande oljeprisar.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv, «Raffinert bonanza», 11. april 2000. Nasjonalbiblioteket og Bergens Tidende, «Kan takke oljeprisen», 22. februar 2000. Nasjonalbiblioteket. Det var samtidig ikkje berre økonomiske årsaker som låg bak raffinerisalet.

Børsslanking

I ein artikkel i Aftenposten i oktober 2000 kjem det fram at Statoil allereie då prøvde å få selt sin del av Melaka-raffineriet. Ifølgje avisa var dette eit ledd i dåverande konserndirektør Olav Fjell sin plan om å «slanke» selskapet før det skulle børsnoterast.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, «Olav Fjell rydder videre», 31. oktober 2000. Nasjonalbiblioteket.

Då salet var eit faktum blei nettopp førebuinga før børsnoteringa og ynskjet om å straumlinjeforme marknads- og raffineringsverksemda trekt fram som årsaka til at selskapet selte seg ut av det malaysiske raffineriet.

Sjølv om Statoil haldt fram med mykje anna i Asia, som til dømes oljeproduksjon og sal av råolje, blei det altså samtidig gjort klart at innanfor raffinering ville Asia ikkje lenger vere eit kjerneområde for selskapet.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, «Statoil ut av problemraffineri», 28. februar 2001. Nasjonalbiblioteket

Statoil ville heller bruke ressursane på andre måtar.

Nøysom stil

I 1975 kom sjefen fra det amerikanske petroleumsintituttet (API) på besøk til Statoil. API er en nasjonal bransjeorganisasjon som representerer hele olje- og gassbransjen i USA. Det var derfor en meget innflytelsesrik mann som kom på besøk. Arve Johnsen var vert og sto for orienteringen om Statoils virksomhet, og fortalte om hvordan selskapet begynte å bli en interessant oljeselger. Ett av poengene amerikaneren var interessert i, var om Norge hadde ambisjoner om å bli medlem i OPEC, noe Johnsen kunne avkrefte.

Etter møtet spaserte følget bort til KNA-hotellet i Stavanger for lunsj. Etter bestilling av retter, sier Arve Johnsen: «Perhaps you want something to drink?» API-sjefen ble et eneste stort smil og ventet seg kanskje et glass vin. En kan tenke seg overraskelsen når den nøkterne norske oljedirektøren i stedet tilbød: «What about a glass of milk?» Uten å fortrekke en mine takket amerikaneren ja og drakk melk i god norsk tradisjon sammen med Johnsen.[REMOVE]Fotnote: Fortalt av Håkon Lavik tidligere Statoil, 02.07.2020.

Formell kontra uformell stil

I 1976 eller tidlig i 1977 sto internasjonale banker i kø for å låne Statoil penger til selskapets andel av Statfjord-utbyggingen. En japansk bankgruppe meldte sin ankomst. De skulle komme til Stavanger en søndag kveld, og ønsket et møte med finansfolkene i Statoil. De skulle bo på byens beste hotell – Atlantic.

Møtet ble berammet til mandag morgen kl. 08.30. Informasjonssjef Håkon Lavik fikk i oppdrag å hente dem på hotellet kl. 08.00. Da sto det fire meget korrekt antrukne direktører med stripete dresser og slips. De var klare til møtet, og insisterte på å dra med en gang, de ville ikke komme for sent. Drosje ble bestilt, og de ankom Statoils internasjonale avdeling som holdt til Flintegaten 2 i Hillevåg ca. 08.15.

Den eneste av de norske som skulle delta i møtet som var kommet, var Jørn Larsen, en solid jærbu, i jeans og genser.

Like etter kom finanssjef, Tor Espedal på sykkel. Han startet alltid arbeidsdagen med en svømmetur i Hetlandshallen, og var fortsatt våt i håret, og svett i pannen, og uten slips, etter sykkelturen. (Han hadde slips i lommen.)

Han kom tett fulgt av en meget korrekt antrukken økonom Eivind Brekklund.

Så kom Jan Erik Langangen, senere styreformann i Statoil, joggende. Han pleide å løpe til jobben, men hadde dress i garderoben.

Deretter kom Svein Andersen, senere sjef for internrevisjon i selskapet, også på sykkel, med joggesko og anorakk.

Til slutt kom Thor Inge Willumsen, senere finansdirektør, til møtet i Flintegaten i genser og uten slips, gumlende på en gulrot, som slutten på frokosten.

Det tok bare noen få minutter før det var klart for møtet, og Statoil fikk lånt milliarder.
Men japanerne stusset litt over norsk kultur og uformell opptreden.

Til tross for den uformelle stilen var det ikke noen smågutter som var samlet i dette møtet i Flintegaten. Alle de nevnte fikk etter hvert direktørstillinger i Statoil, og Brekklund gikk til Mobil og deretter Shell.[REMOVE]Fotnote: Smst..

Antiluftskyts på Statfjord A?

Statoils ledelse fikk viktig besøk fra Det øverste Sovjet en septemberdag i 1976. Etter vanlige introduksjoner ved Statoils styreformann Finn Lied og direktør Arve Johnsen, fortsatte Johnsen orienteringen om Statoils virksomhet, og om den pågående byggingen av Statfjord A, med spesiell vekt på bygging av betongplattformer. Dette var lenge før dataalderen, og det ble bygget detaljerte modeller, som ingeniørene brukte som mal.

Modellen av Statfjord A var plassert i gangen utenfor møterommet i Lagårdsveien 78. Under presentasjonen, med tilhørende lysbilder, startet en diskusjon med og mellom de besøkende om en hadde slike betongkonstruksjoner i Sovjetunionen. De hevdet at det hadde de, til og med noen som var større!

Etter møtet var det samling rundt modellen. Den er meget detaljert, og sovjeterne oppdaget at det var montert vannkanoner rundt på dekket, i tilfelle brann. Men de trodde det var anti-luftskyts, for å hindre bombing fra fly, for slike våpen hadde de virkelig greie på! De mente at dette var nødvendig, sett fra deres ståsted. Brannslukking var unødvendig beredskap. Ellers var de meget glade for Statoils åpenhet, det satte de pris på.

Først i etterkant kom det fram hvor selebre besøket hadde vært. Da Det øverste sovjet åpnet ny sesjon noen uker senere, og det var innslag i nyhetene på fjernsynet, som viste at tre av de besøkende satt på første benk på podiet, bak president Bresjnev, som åpnet sesjonen. Det var virkelig toppolitikere med stor innflytelse i Sovjetunionen som hadde vært på besøk.[REMOVE]Fotnote: Smst..

I oppstarten av alliansen i 1991 involverte de to oljeselskapene seg i både Angola, Nigeria og DR Kongo. Men allerede samme år trakk de seg helt ut av DR Kongo. Et lite intermesso i Ekvatorial-Guinea, drevet fra Nigeria, ble også kortvarig. Alliansen konsentrerte seg deretter om Nigeria og Angola.[REMOVE]Fotnote: Ryggvik, Helge. (2009). Til siste dråpe. Oslo: Aschehoug: 238.

BP var, gjennom ulike engasjementer, allerede etablert i både Nigeria, Angola og DR Kongo da alliansen med Statoil ble inngått. I 1979 hadde riktignok Nigerias føderale militære regime tatt over BPs operasjoner i landet i en massiv nasjonaliseringsbølge. På 1990-tallet gikk stemningen fra nasjonalisering til globalisering, og landet innførte større åpenhet i forholdet til utenlandske selskaper. Denne endringen skapte en mulighet for BP, sammen med Statoil, for å vende tilbake til «the Giant of Africa».

Repressive regimer, henrettelser og miljøkatastrofer

I Nigeria skulle Statoil få ansvaret for alliansens felles operasjon, og dermed få sin svenneprøve som internasjonalt oljeselskap. En vesentlig del av staben som skulle støtte opp under aktivitetene, ble lagt til Stavanger. I alliansens Norgesbaserte Nigerialedelse var det likevel flere BP-medarbeidere med fra start.[REMOVE]Fotnote: Ryggvik, Helge. (2009). Til siste dråpe. Oslo: Aschehoug: 231

For resten av Vest-Afrika-satsingen ble det operative ansvaret lagt til BP og deres Londonbaserte hovedkontor. Bare en liten del av alliansens medarbeidere hadde fast tilholdssted i Afrika. Mens 23 medarbeidere, alle BP-ansatte, arbeidet opp mot Angola fra London, var bare en fast stasjonert i Luanda, Angolas hovedstad. 30 medarbeidere arbeidet opp mot Nigeria fra Stavanger, mens en var stasjonert i Nigeria.

Nigeria forble et viktig satsingsområde fram til midt på 1990-tallet og aktivitetene ekspanderte. Alliansen lyktes i sin strategi og etablerte seg som en hovedaktør på dyphavsområdene utenfor kysten.

I 1995 ble situasjonen snudd på hodet. Den politiske situasjonen i Nigeria ble dramatisk forverret. En stadig større misnøye blant mange som bodde rundt Niger-deltaet, hadde spredd seg. De fikk bare en liten, eller ingen del av de store pengene oljeressursene i deres nabolag framskaffet. I tillegg begynte en farlig miljøkatastrofe i deltaet å bli synlig.

I 1993 ble det gjennomført et statskupp i landet og et av de mest brutale og korrupte regimer i Nigerias historie ble innført. Det repressive styret forbød all politisk aktivitet, og motstandere ble fengslet. Det utløste omfattende protester i store deler av landet. Protestene tiltok fra 1995, etter at militærregimet henrettet ni aktivister fra det oljerike deltaet, inkludert forfatteren og miljøaktivisten Ken Saro-Wiwa. Henrettelsene bidro til å skape et internasjonalt opinionspress. (Les mer i Industriminne Draugen – Shells historie).

Det ble stilt krav om at utenlandske selskaper måtte trekke seg ut. Verst gikk det ut over Shell, som gjennom mange år hadde produsert olje fra et omstridt område ved Niger-deltaet. I Norge ble det organisert kampanjer mot Statoil . Statoil svarte at de ikke ville engasjere seg i politiske prosesser, og valgte å ta den politiske belastningen det var å bli i landet. Situasjonen for menneskerettighetene ville ikke bli bedre om de to selskapene trakk seg ut.

For alliansen fikk hendelsen i første omgang ikke særlig betydning. De konsentrerte oljeletingen offshore og var ikke delaktige i oljesøl og døde fisk i deltaet.

Og midt i opprøret i 1995 sto jubelen i taket da olje ble påvist i alliansens første letebrønn. Det var i tillegg første gang det var påvist olje på dypt vann utenfor den nigerianske kysten. Jubelen varte ikke lenge, da funnet ikke var stort nok til å forsvare en utbygging. Samtidig skulle de politiske hendelsene innhente dem.

Det var Statoil som hadde mest å tape på å trekke seg ut. Det var i Nigeria Statoil skulle vise at selskapet håndterte rollen som operatør, også under vanskelige forhold utenfor Nordsjøen.

Nå skulle det vise seg at repressive regimer, henrettelser og miljøkatastrofer ikke var de eneste problemene BP/Statoil sto oppe i. De økonomiske problemene var om mulig en større utfordring å hanskes med. Alliansen hadde i tillegg ikke klart å sikre seg egne operatørskap. De hadde heller ikke gjennom sine andeler i andre felt funnet tilstrekkelige mengder olje til at det kunne forsvare letekostnadene. Regnskapene framsto som kritiske. [REMOVE]Fotnote: Ryggvik, Helge. (2009). Til siste dråpe. Oslo: Aschehoug: 233.

Det kom ingen store gjennombrudd på letesiden. 20. april 1998 undertegnet Statoil/BP kontrakt med det nigerianske selskapet Allied Energy om salg av alliansens 40 prosent av oljeblokken 210 – OYO-feltet. Det skulle vise seg i ettertid at hverken Statoil eller BP har fått pengene fra salget. I tillegg ble det gjort det mange har omtalt som en uforståelig prisreduksjon på om lag 30 prosent.[REMOVE]Fotnote: Keilen, Erlend. (2003. 3. november). E24. Statoil fikk aldri betalt for oljefelt i Nigeria

Saken ble gransket, og i rapporten som kom i 2004 ble det konkludert med at «det faktum at uttalelsene som har blitt samlet inn er tvetydige, kombinert med det faktum at det ikke finnes noen skriftlig dokumentasjon på de beslutningene som må ha blitt gjort, gir et visst rom for spekulasjon. På denne bakgrunnen vil undersøkelseskomiteen anbefale Statoil å gjennomføre en intern undersøkelse for å bringe klarhet i forholdene». Neste dag frikjente Statoil seg selv for korrupsjon på en pressekonferanse i Oslo.[REMOVE]Fotnote: E24. (2010. 1. mars). NTB. Hemmelig Statoil-gransking av priskutt i Nigeria

Selv om alliansen trakk seg ut, forble Statoil som selvstendig selskap igjen i landet og har i dag (2020) andeler i landets største dypvannsfelt, Agbami.

Chevron er operatør for feltet med 67,30 prosent eierandel og Prime 127 har de resterende 12,49 prosent. Equinor driver også to letelisenser – OML 128 og 129 – med en andel på 53,85 prosent i begge. Seks brønner er boret i begge, med to funn gjort. Ingen av feltene er planlagt utbygget.

På Equinor sine egne nettsider beskriver selskapet at suksessen i Nigeria «er underbygget av vårt arbeid med bærekraft, som sikrer at vi er en ansvarlig operatør og er proaktive i å forbedre mulighetene for lokalsamfunnene der vi jobber.»[REMOVE]Fotnote: https://www.equinor.com/where-we-are/nigeria

Naturgass fra undergrunnen inneholder primært metan (CH₄), men også varierende mengder uønskede stoffer som hydrogensulfid (H₂S), nitrogen og CO₂. Mange brannslukkingsapparater inneholder ren CO₂ fordi CO₂ fortrenger oksygen som er nødvendig for at noe skal brenne, dermed kan det brukes til å slukke branner. Dette er også grunnen til at det ikke er ønskelig med høyt CO₂-innhold i naturgass som skal brukes til komfyrer og annet – gassen vil brenne dårligere. I salgskontrakter for naturgass vil det ofte spesifiseres en maksimal mengde av uønskede stoffer som tillates ved levering for å sikre kvalitet på gassen som skal brennes.

Gassen «scrubbes» ren og lagres

Gassen i Sleipner Vest kommer fra 3450 meter under havbunnen og inneholder om lag 9 prosent CO_2. Dermed møter den ikke salgsspesifikasjonene i Trollavtalene som krever <2,5 prosent. Løsningen på dette er todelt – det ene er å blande gassen fra Sleipner Vest med gass fra Sleipner Øst, og etter hvert andre felt som inneholder lite CO₂. Den andre komponenten er å fjerne CO₂ fra gassen før den eksporteres. Dette gjøres ved bruk av aminer som binder seg til CO₂ og dermed lar seg skille fra salgsgassen. Deretter kan den utskilte blandingen varmes opp og aminer og CO₂ skiller seg igjen, slik at aminene kan gjenbrukes («scrubbing»). Denne prosessen skjer på Sleipner T – en gassbehandlingsplattform som står i tilknytting til betongplattformen Sleipner A.

Anlegget var ikke ferdig hyllevare, men skapte mye hodebry og kostet mye penger å holde i drift. Utallige modifikasjon ble utført. En gunstig ting for Statoil som operatør var at teknologien som ble brukt var fra selskapet Total. Total var også partner i lisensen, og skapte dermed ikke mye bråk rundt vanskeligheter med anlegget. [REMOVE]Fotnote: Kyrre Nese i epost, 8. august 2022.

CO₂ pumpes ned i undergrunnen

CO₂-en er det ikke bruk for, og den enkleste – og tidligere billigste – løsningen ville være å slippe den ut i atmosfæren. Dette er det mulig ville skjedd med CO₂ fra Sleipner Vest også, men innføringen av CO₂-avgift i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen i 1991 medførte store kostnader for utslipp, og Statoil valgte en annen løsning. Denne løsningen var å pumpe CO₂ tilbake i undergrunnen. Å pumpe CO₂ tilbake til det samme reservoaret som gass produseres fra ville bare skyve på problemet og øke innholdet av CO₂ i framtidig gassproduksjon, derfor måtte geologene finne et annet sted å kvitte seg med den.

For geologisk lagring av CO₂ må en rekke forutsetninger på plass. Bergarten må være tilstrekkelig porøs og permeabel (ha tilstrekkelig med hulrom og god gjennomstrømningsevne), være mettet med saltvann, befinne seg på stort nok dyp (>800 m under havet for at CO₂-en skal ha de ønskede egenskaper), det må finnes en tett takbergart som hindrer at CO₂ lekker ut, og bergarten må dekke et tilstrekkelig stort område og volum.[REMOVE]Fotnote: https://bellona.org/assets/sites/3/Case_Study_on_the_Sleipner_Gas_Field_in_Norway.pdf

Utsiraformasjonen er en slik formasjon som i utstrekning overlapper med Sleipnerområdet, og er en ideell plass å kvitte seg med CO_2. Utsiraformasjonen ligger ~800 m under havbunnen, mens hovedreservoaret for Sleipner Øst ligger ~1700 dypere begravet i samme området.

Injeksjonen av CO₂ foregår via én brønn fra betongplattformen Sleipner A, og siden 1996 har om lag 1 million tonn i året/20 millioner tonn CO₂ blitt pumpet ned i Utsiraformasjonen under Sleipner.

For å forsikre seg om at det ikke lekker CO₂ til havbunnen og at den forblir i Utsiraformasjonen har det blitt gjennomført regelmessige undersøkelser av undergrunnen. Disse undersøkelsene foregår ved hjelp av seismikk og viser at CO₂-en opptar et stadig større område av Utsiraformasjonen og at det ikke er fare for lekkasje.

Sleipner Vest og CO₂-injeksjon var, og er, et pionerprosjekt på norsk sokkel og har vært en suksess. Siden 2019 har også CO₂-gassen fra Utgard-feltet, som inneholder hele 16 prosent CO_2, blitt skilt ut ved Sleipner T og lagret i Utsiraformasjonen.[REMOVE]Fotnote: Årsrapport Utgard 2019, AU-UTG-00002, Equinor. 

Snøhvitgassen som utvinnes i Barentshavet inneholder fem til åtte prosent CO_2. Den behandles på lignende måte som Sleipner Vest- og Utsiragassen, men prosesseres på Melkøya og ikke på plattform ute i havet. Fraskilt CO₂ sendes tilbake til feltet i komprimert, flytende fase og injiseres i undergrunnen. Her har det oppstått problemer ved injeksjon, men studier tyder på at det ikke lekker ut gass. Ved gassfeltet In Salah i Algerie pågikk lignende separasjon og injeksjon av CO_2, men dette ble avsluttet i 2011 på grunn av «kapasitetsbegrensninger i de geologiske strukturene».[REMOVE]Fotnote: https://uit.no/om/enhet/aktuelt/nyhet?p_document_id=552337&p_dimension_id=88137 og https://www.equinor.com/no/energi/karbonfangst-utnyttelse-og-lagring

Ingen steder har tilsvarende injeksjon pågått over så lang tid som ved Sleipner, og dataene og erfaringene er viktige for framtidige lagingsprosjekter for CO₂. I 2019 frigjorde Equinor og partnerskapet data knyttet til injeksjon og overvåking av CO₂ for å bidra til å fremme innovasjon og utvikling av lagring av klimagasser.[REMOVE]Fotnote: https://www.equinor.com/news/archive/2019-06-12-sleipner-co2-storage-data

Singapore var og er et viktig knutepunkt i handelen mellom øst og vest. Den moderne storbyen, som også er en stat, har flere innbyggere enn Norge på et areal som tilsvarer øya Hitra. Bystaten er en kulturell smeltedigel. Som tidligere britisk koloni og med en hovedsakelig asiatisk befolkning, behersker singaporerne kontakten mellom to verdensdeler både språklig og kulturelt.

15:00 Singapore/ 09:00 Norge/ 03:00 New York

Singapore var i 1990-årene verdens tredje største raffinerisenter for olje med en petrokjemisk industri i vekst. Tankskip og handelsskip lå tett ute i reden, under ekvators sol og daglige ettermiddagsskurer, i påvente av å komme til kai for lasting og lossing.

Det første statoilkontoret i bystaten startet med fem ansatte, og lå i den travle handlegaten Orchard Road. Under et besøk i 1992 betonte konsernsjef Harald Norvik viktigheten av tett kontakt med markedet: «Vi har daglig 1,1 millioner fat olje å selge. Dette store volumet gjør oss til verdens største selger av nordsjøolje og en av de mest sentrale aktørene i markedet.»[REMOVE]Fotnote: Statoil magasin (trykt utg.). 1992 Vol. 14 Nr. 1.

Norvik konstaterte videre at Statoil fra nå av kunne dra fordel av «soloppgangseffekten» ved salget av olje – verdens mest omsatte råvare. På grunn av tidsforskjellen mellom salgskontorene kunne salget av råolje, gass og raffinerte oljeprodukter skje 24 timer i døgnet. Når arbeidsdagen var slutt i Singapore, var det formiddag i Stavanger og London. På ettermiddagen i Europa startet en ny dag i New York.

Siden tilgangen til informasjon i oljehandelen var like rask i Stavanger som i Singapore i 1990-årene, var det teknisk sett ingenting i veien for å gjøre all oljehandel fra hovedkontoret i Norge. Men oljeindustrien var også personorientert, og det var viktig å pleie kontakter for å få kontrakter. Det betinget fysisk tilstedeværelse også i Singapore og de andre ledende byene for verdens oljehandel.[REMOVE]Fotnote: Smst..

Traderne – en viktig brikke i oljehandelen

Tjue år etter åpningen av Singaporekontoret, i 2012, hadde antallet ansatte der økt til 45. Ti av dem var tradere. Alt i alt var det da 100 tradere i Statoil-organisasjonen som omsatte for svimlende 1,1 milliard kroner per dag.

I Singapore ble det ikke bare solgt olje. Asia var blitt det kanskje viktigste markedet for selskapets salg av propan og butan – LPG (liquefied petroleum gases). Statoil kjøpte mesteparten av LPG i Midtøsten og solgte den videre. En skipslast med LPG kunne endre både kurs og eiere seks til syv ganger før den nådde havn – forhåpentligvis hos den som var villig til å betale høyest pris.

Traderne var gjerne spesialister på hver sine produkter. De måtte følge godt med, kjenne markedsforholdene og hva som drev prisene opp eller ned.

Det første han eller hun måtte gjøre hver dag når den kom på jobb, var å skaffe seg oversikt over markedet. Prisen på produktene var avhengig av utsiktene for etterspørsel etter olje i verden. Hadde det vært uroligheter eller hendelser i løpet av natten som påvirket oljeprisen? Hvor stort var det totale tilbudet av olje – fra Nordsjøen, Midtøsten og i senere tid USA? Dersom lagrene av olje, særlig i USA, fylte seg opp, var det et tegn på at tilbudet av olje var for stort og at prisen ville gå ned.[REMOVE]Fotnote: Henrik Sommerfelt, Head of Norway i CMC Markets, 19.04.2020. Gikk produksjonen ved Statoils raffinerier som normalt? Hvilke produkter og i hvilke mengder hadde traderen disse tilgjengelig for salg? Når skulle produktet leveres? Alle faktorer kunne endre seg raskt, og traderne måtte kunne tolke informasjonen og ta raske beslutninger med et ganske stort personlig ansvar.

I Singapore ble de fleste kontraktene inngått om ettermiddagen i 17–18-tiden. For en trader i Singapore var ikke arbeidsdagen over før klokka 19. Det ga tid til overlapp med traderne på Forus hvor lunsjtiden var passert.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad, 8. januar 2012, «The Energy Market never closes».

Flere aktiviteter

Equinors salgs- og markedskontor i Singapore lå i 2021 i Marina View med utsikt over den travle båttrafikken. Kontoret var ikke lenger bare et salgskontor, men hadde også ansvaret for raffinerivirksomhet andre steder i Asia. Singaporekontoret har fått økt betydning i og med at også andre deler av Equinors forretningsutvikling i Asia ledes derfra.

Statoil hadde en forholdsvis lang historie Sør-Amerika. I Colombias naboland Venezuela hadde Statoil produsert seigtflytende tungolje helt siden slutten av 1990-årene, dessuten var selskapet dypt engasjert i både olje- og gassutvinning offshore i Brasil.

Et splittet Colombia

Olje har vært Colombias viktigste lovlige eksportvare, som først og fremst har gått til USA. Tradisjonelt har økonomien vært basert på jordbruk, med blant annet eksport av kaffe og bananer. Den problematiske siden er at landet har vært en stor produsent og eksportør av kokain.[REMOVE]Fotnote: https://www.fn.no/Land/colombia Denne aktiviteten har bidratt til 50 år med væpnet konflikt i landet mellom geriljagrupper, hæren, paramilitære grupper fra høyresiden og narkotikaligaer.

I 2010 startet forhandlingene mellom presidenten og FARC-geriljaen, og i september 2016 skrev partene under en fredsavtale.

President Juan Manuel Santos, som var president fra 2010 til 2018, fikk Nobels fredspris i 2016 for sitt arbeid med fredsavtalen, som norske diplomater hadde bistått med utarbeidelsen av.[REMOVE]Fotnote: https://no.wikipedia.org/wiki/Juan_Manuel_Santos Dessverre ble ikke fredsavtalen ratifisert gjennom en folkeavstemning.

Etter at styresmaktene i Colombia på 2000-tallet satte inn tiltak for bedre sikkerheten i byene, ble det en økning i utenlandske investeringer. I tillegg til en frihandelsavtale med USA signerte Colombia frihandelsavtaler med EU og Kina.[REMOVE]Fotnote: https://www.fn.no/Land/colombia

Statoil inn i leting offshore

Det dominerende oljeselskapet i Colombia var det delprivatiserte statsoljeselskapet Ecopetrol, som var 80 prosent eid av den colombianske stat. Presidenten i landet utnevnte selv alle styremedlemmene i selskapet, og det var i realiteten han som bestemte hvilke selskaper som skulle få produksjonslisenser i landet.

Dermed medvirket trolig president Juan Manuel Santos til at Statoil i 2014 fikk kjøpe seg inn i lisenser i landet.

I likhet med flere av leteområdene Statoil var involvert i internasjonalt, var dypvannsområdene utenfor kysten av Colombia praktisk talt uutforsket. «Tildelingen av nytt areal i dette området er i tråd med vår letestrategi om tidlig tilgang i stor skala», uttalte Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule, i en pressemelding da Statoil fikk tildelt sin første lisens i landet.[REMOVE]Fotnote: E-24, 24.07.2014, «Duket for Statoil-debut i Colombia».

I juli 2014 ble Statoil altså tildelt en andel i dypvannslisensen COL4 utenfor den colombianske kysten. Spanske Repsol ble operatør, mens Statoil fikk en eierandel på 33,33 prosent.

To måneder senere kunne Statoil meddele at selskapet kjøpte ytterlige andeler i to lisenser fra Repsol. Det gjaldt 10 prosent i Tayrona-lisensen, der brasilianske Petrobras var operatør, og 20 prosent i Guajira Offshore 1-lisensen, der Repsol var operatør (se kartillustrasjon).

For alle feltene gjaldt det at det skulle samles inn seismiske data og at selskapene ikke var forpliktet til å bore brønner. Dessuten måtte alle transaksjonene godkjennes av National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH).[REMOVE]Fotnote: E-24, 24.07.2014, «Statoil sikrer nytt leteareal i Colombia».

Statoil opprettet et eget selskap i Nederland, som styrte letevirksomheten i Colombia. Selskapet betalte skatt i Colombia og investerte en del i letevirksomhet i 2016 og 2017.

Tilbaketrekking

I 2020 var letingen som i sin tid Statoil, nå Equinor, hadde forpliktet seg til å være med på, i ferd med å bli avsluttet. Datterselskapet som hadde styrt virksomheten i Colombia hadde ikke lenger noen ansatte.

Letevirksomheten hadde ikke ført til resultater som var verdt å gå videre med. Egenkapitalen var da på minus 121 millioner amerikanske dollar, som var det selskapet hadde brukt på olje- og gassletingen.[REMOVE]Fotnote: Equinors årsrapport 2020: 308. Det var på tide å trekke seg ut. Det var i tråd med Equinors endrede letestrategi, som i stedet for å gå bredt ut og lete i mange land samtidig, i stedet konsentrerte seg om færre kjerneområder. I Sør- og Mellom-Amerika var ikke Colombia lenger på listen over kjerne områder. Equinor valgte å konsentrere seg om Brasil, og trakk seg i tillegg til Colombia ut av Venezuela, Uruguay, Nicaragua og delvis Argentina. Fra å være inne i rundt 30 land rundt om i verden i 2014 var Equinor inne i rundt 15 land i 2021.

Statoil var ikke ukjent med den nederlandske sokkelen. Selskapet hadde to lisenser som de hadde arvet av staten. Det var disse to Stortinget i 1982 ga Statoil velsignelse til å utøve opsjon på, med de rettigheter og plikter dette medførte.[REMOVE]Fotnote: Olje- og energidepartementet. St. prp. Nr. 102 (1981—82). Om utøvelse av Statoils opsjon til å delta i lisensen K/18 — L/16 på nederlandsk kontinentalsokkel m.m. Forutsetningen var at alle inntekter innenfor lisensene skulle føres inn i Norge. Olje- og energidepartementet mente også det ville være hensiktsmessig at Statoil etablerte et eget datterselskap om selskapet skulle utøve opsjonen.

Nederlands sokkel var dermed den første av mange utenlandske sokler Statoil satset på. Men utenlandsdrømmen i det lille kongeriket ble relativ kort. Etter åtte år solgte selskapet i 1992 alt og forlot landet.

Hvordan staten fikk lisensene

Den norske stat fikk allerede i 1970 tilgang til fire lisenser på nederlandsk sokkel. Det kom i stand etter en byttehandel. Da Norwegian Gulf Oil Company i 1970 fikk lov til å overføre sine rettigheter i to blokker på norsk sokkel til Norske Conoco, var et av vilkårene at Conocos daværende moderselskap i USA, Continental Oil Company skulle gi den norske stat en rett til å delta med minst 10 prosent i en av Conocos konsesjoner i et annet land enn Norge.[REMOVE]Fotnote: De to blokkene på norsk sokkel var 2/3 av utvinningstillatelsene 019 (Ula, Gyda) og 020.

Resultatet var at staten overtok 10 prosent av Continental Netherlands Oil Companys (ConNed) andel i de fire blokkene F/7, F/9, K/18 og L/16 eller 7,5 prosent av blokkene.

Blokkene i Nederland ble i 1973 overført til Statoil, sammen med øvrige avtaler om statsdeltakelse som staten hadde inngått på det tidspunkt.[REMOVE]Fotnote: Stortings prp. Nr. 78 (1972-1973). Utøvelse av statens opsjon på deltakelse i utvinningstillatelse for petroleum (Frigg-feltet), og overføring til Den norske stats oljeselskap A/S av avtaler om statsdeltakelse i utvinningstillatelser m.v.

Gjennom beslutningen om å overdra alle avtaler om statsdeltakelse som staten hadde inngått, satt Statoil med opsjon på fire blokker på nederlandsk sokkel.

Flere av prospektene ble senere vurdert av operatøren Conoco som uinteressante, og to av blokkene, F/7 og F/9 og halve arealet på K/18 og L/16 ble levert tilbake til nederlandske myndigheter.[REMOVE]Fotnote: Olje- og energidepartementet. St. prp. Nr. 102 (1981—82). Om utøvelse av Statoils opsjon til å delta i lisensen K/18 — L/16 på nederlandsk kontinentalsokkel m.m.

I 1980 ble det gjort funn av olje i det resterende området av K/18. I 1981 ble funnet erklært drivverdig. Fra denne datoen hadde Statoil etter avtalen staten opprinnelig hadde inngått, en frist på syv måneder på å bestemme om de ønsket å utøve opsjonen.

Statoil kunne selv bestemme om de ville trekke seg ut, men om selskapet ønsket å delta i utbygging og drift, var det Stortinget som avgjorde. (Se artikkel om vingeklipping og deltakelse internasjonalt). Da saken kom opp i Stortinget i juni 1982, var det ingen diskusjon: Statoil skulle for første gang delta i utvinning av olje på et annet lands kontinentalsokkel.

Med klarsignal fra Stortinget gikk også Statoil inn for å delta i utbyggingen av K/18 etter de utbyggingsplaner som var utarbeidet av operatøren Conoco.[REMOVE]Fotnote: Den norske stats oljeselskap a.s. Årsberetning og regnskap 1982. Stavanger

Datterselskap

Etter ønske fra Stortinget etablerte Statoil et datterselskap og et fast kontor i Nederland. Modellen med datterselskap, hvor alle aksjer ble eid av Statoil, ble også av selskapet sett på som den mest hensiktsmessige måten å organisere utenlandsaktiviteten på. Fordelen med en slik modell var at de utenlandske selskapene kunne trekke på kompetanse fra moderselskapet på en smidig og grei måte. De utenlandske datterselskapene ble belastet for tjenester fra moderselskapet etter timeinnsats som var vanlig mellom oljeselskap.

Siden de utenlandske datterselskapene var Statoils egne aksjeselskap, måtte de følge lovene i de landene de opererte i. Det betydde igjen at de måtte føre fullstendige regnskaper for egen virksomhet som revisor i vedkommende land og Statoil egen revisjon måtte bekrefte og godkjenne.

22. september 1984 ble K/18, eller Kotter-feltet, på nederlandsk sokkel satt i produksjon. For første gang tjente Statoil penger på sitt utenlandsengasjement. Produksjonen fra den andre blokken, F/16 eller Logger-feltet, ble satt i gang i september 1985.[REMOVE]Fotnote: Status: internavis for Statoil-ansatte. (1985). Nr. 8. Logger-feltet i produksjon

Lite vil ha mer

Da nye blokker skulle lyses ut på nederlandsk sokkel i 1984, ville Statoil være med. Statoils styre tok muligheten for deltakelse opp med generalforsamlingen. Statoil ville aller helst bli operatør.

Nederlandske myndigheter hadde et uttalt ønske om å utvikle samarbeidet mellom Norge og Nederland innen oljesektoren. Fra nederlandsk side var ønsket begrunnet med et håp om å redusere innflytelsen fra de store, multinasjonale selskapene.[REMOVE]Fotnote: Status: internavis for Statoil-ansatte. (1984). Nr. 16. Operatøroppgave i Nederland?

Statoil søkte om tre blokker i denne femte konsesjonsrunden og Statoil Netherlands B.V. ble forsterket med åtte personer.

Statoil fikk 60 prosent eierandel på blokk F14a. Myndighetene i Nederland mente at Statoil hadde den beste geologiske tolkningen og et godt arbeidsprogram. I tillegg ville en tildeling til Statoil passe godt inn i en bredere energipolitisk sammenheng.

Statoil hadde søkt om operatørskap på tre blokker. Etter søknadsmengden å dømme var dette de tre beste i utlysningsrunden.

F14a var Statoils første brønn utenfor norsk territorium, boret av den amerikanske oppjekkbare riggen «Zapata Scotian». Den startet opp arbeidet 8. august 1986.

Det ble påvist olje i blokken.[REMOVE]Fotnote: Status: internavis for Statoil-ansatte. (1986). Nr. 10. Oljefunn på nederlandsk sokkel. Men bare litt. I naboblokkene ble det også funnet mindre oljefunn og et antatt drivverdig gassfunn. F14 a ble en skuffelse. Selskapet fant riktignok olje, men mye mindre enn de hadde håpet på.

Statoil ga likevel ikke opp og søkte nye konsesjoner. I 1987 fikk selskapet tre nye operatøroppgaver. Og i 1989 enda to. Selskapet var da oppe i seks operatørskap pluss deltakelse i to felt – Kotter og Logger – som allerede var i drift[REMOVE]Fotnote: Status: internavis for Statoil-ansatte. (1989). Nr. 19

Det er alltid en slutt og en ny begynnelse

Mens Statoil feiret sitt 20-års jubileum i Norge var det slutt i Nederland. Selskapet solgte de siste letelisensene og datterselskapet i Nederland. Selskapet ønsket å konsentrere internasjonaliseringen og satse fullt og helt på samarbeidsprosjektet mellom Statoil og BP i tidligere sovjetstater, Sørøst-Asia og Vest-Afrika.[REMOVE]Fotnote: Stavanger Aftenblad. (1993. 8. april). Statoil selger i Nederland.

«First we take Skandinavia…» Med denne mellomtittelen avslutta eg artikkelen om då Statoil gjekk inn i bensinstasjonsmarknaden i Sverige og Danmark. Her hadde det vore naturleg å halde fram med: «then we take Baltikum and Polen». I tillegg til Skandinavia blei dei fire landa Estland, Latvia, Litauen og Polen tidleg definert som Statoil sitt kjerneområde for sal av raffinerte oljeprodukt.

Statoil etablerte seg i dei fire landa kort tid etter at Sovjetunionen blei oppløyst, faktisk etablerte Statoil kontor i Estland allereie i 1991.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 2003, s. 6. I 1992 opna den fyrste bensinstasjon i landet. I 1993 bygde Statoil sine fyrste stasjonar i Latvia og Polen og i 1994 opna dei fyrste stasjonane i Litauen.

Litt flåsete sagt så kom Statoil til dei fire tidlegare østblokklanda med ei bensinpumpe i den eine handa og eit neonskilt i den andre handa, kjøpte opp tomter og starta bensinstasjonar.

Meir formelt blei det etablert dotterselskap i kvart av landa, slik som modellen òg var i Skandinavia. Dotterselskapa eigde alle stasjonane og tilsette medarbeidarane. Det var økonomisk og ressursmessig krevjande dei fyrste åra, men det at det blei gjort på denne måten, framfor franchiseavtalar, er noko av nøkkelen bak suksessen i Baltikum, hevda leiaren for Eesti Statoil, Epp Kiviaed, i 2003.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 2003, s. 6.

Ein veksande suksess

Ein annan grunn til Statoil sin suksess i området er at selskapet etablerte seg så tidleg i Baltikum.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 2003, s. 6. I løpet av 1994 etablerte Statoil 23 nye stasjonar i Austersjøområdet.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 1994, s. 32. Eitt år etterpå var 55 nye stasjonar etablert i Tyskland[REMOVE]Fotnote: Bensinstasjonane i Tyskland blei selt i 1997. Les meir i «Frå Russland til Irland – bensinstasjonar i aust og vest»., Polen og Baltikum.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 1995, s. 26. Og i 1997 hadde Statoil 65 stasjonar i drift i Polen og omkring 60 stasjonar i Baltikum.

I 2002 kjøpte Statoil 79 bensinstasjonar i Polen frå svenske Preem, og fekk med det over 200 stasjonar i Polen. Same året blei 61 Shell-stasjonar overdratt til selskapa i Estland, Latvia og Litauen. Med det var det no over 150 Statoil-stasjonar i Baltikum.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 2002, s. 32. Og Statoil, årsrapport, 2003, s. 31.

I 2003 var Statoil den største drivstoffseljaren i Estland og Latvia, og blant dei 10-12 største føretaka i landet. I Litauen var Statoil nummer to i kampen om kundane. Statoil tente gode pengar på sine 156 bensinstasjonar i dei tre landa.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 2003, s. 6.

Frå etableringa av Statoil i Baltikum og Polen på 1990-talet og fram til eit stykke ut på 2010-talet kunne innbyggarane i dei fire landa kjøpe diesel og bensin frå stadig fleire bensinstasjonar med Statoil-logo.

Som grafen under viser var det jamt over vekst i talet på stasjonar. Det var berre i Polen at talet gjekk noko ned frå 2003 til 2005. Det skuldast mest sannsynleg Statoil sitt oppkjøp av svenske Preem i 2003. Sannsynlegvis var det nokon av dei gamle Preem-stasjonane som låg så nære Statoil-stasjonar at det var naturleg at éin av dei blei lagt ned. Det same blei gjort i Noreg då Norol blei oppretta.

Forlenga forsyningskjede og dårlege konkurransevilkår

Statoil opna sin fyrste bensinstasjon i Russland i 1993, same år som dei fyrste stasjonane blei etablert i Polen og Latvia.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 1993, s. 53. I 2001 hadde talet vakse til fem stasjonar og i 2003 hadde Statoil fått éin stasjon til, alle innanfor Murmansk-området.[REMOVE]Fotnote: Statoil, årsrapport, 2001, s. 21. Og Statoil, årsrapport, 2003, s. 31. Frå 2003 til 2010 auka talet med 13 stasjonar, slik at det endelege talet var 19 stasjonar. Framleis var dei fleste (9) i Murmansk-regionen, tre av stasjonane låg i St. Petersburg-regionen medan dei sju siste låg i Pskov-regionen, på grensa til Estland og Latvia.[REMOVE]Fotnote: https://web.archive.org/web/20101214043711/http://www.statoilfuelretail.com/en/Ouroperations/Pages/default.aspx  Lasta ned 20. juli 2021.

Njål Gjedrem var Statoil-sjef i Russland på slutten av 1990-talet. Han fortel at bakgrunnen for at Statoil etablerte seg i Russland var samansett. Statoil såg at British Petroleum (BP) hadde stasjonar i Moskva og tente godt på desse. Hovudgrunnen var likevel at dei russiske områda som Statoil etablerte seg i låg nær Statoil sine forsyningskjeder i høvesvis Nord-Noreg (Murmansk) og Sverige (vest i Russland).

Gjedrem forklarer vidare at det var lokale problem som var bakgrunnen for at Statoil ikkje ekspanderte på same måte i Russland som selskapet gjorde i Baltikum og Polen: «Lokale myndigheiter hadde ein tendens til å væra dominert av sterke næringsinteresser som ikkje var interessert i konkurranse.» Sterke næringsinteresser i lokalmiljøet var ganske enkelt ikkje interessert i konkurranse frå selskap som Statoil.[REMOVE]Fotnote: Statoil-sjef i Russland på 1990-talet, Njål Gjedrem, i korrespondanse med Julia Stangeland i april 2022.

Eit avslutta kapittel

Statoil sine dotterselskap, med Statoil-styret si velsigning, fekk rom til å vekse i Baltikum og Polen.[REMOVE]Fotnote: Styremøte i Statoil, 2. februar 1995. Det blei etablert mange stasjonar og Statoil fekk ein stadig større del av marknadsdelen innanfor energi- og detaljhandel.

Statoil sine austeuropeiske dotterselskap haldt fram med å vekse. Talet på bensinstasjonar vaks, både ved at det blei etablert nye stasjonar og gjennom oppkjøp av andre selskap.

I 2010 blei Statoil sine europeiske bensinstasjonar samla til eitt selskap, Statoil Fuel & Retail (SFR). To år seinare blei selskapet selt til det kanadiske selskapet Alimentation Couche-Tard, og i 2016 blei merkevara endra frå Statoil til Circle K.