Funnet av Gullfaks: Brønnspark og utblåsning

I forbindelse med prioritering av leteområder på sokkelen hadde Arve Johnsen gitt tre ufravikelige krav for Statoils førstevalg av leteareal: det måtte inneholde olje, det måtte være stort, og det måtte ligge i et område med overkommelig vanndyp.

Topp tre blokker

Av de mest attraktive områdene under vurdering ved midten av 1970-årene var blokk 30/6 (senere Oseberg), 34/7 (senere Snorre) og 34/8 (senere Visund). En vurdering av hvilke områder som er best vil alltid være subjektiv, men anbefalingen fra geologene Svein Nedland og Georg Hamar til ledelsen i Statoil var klar: blokkene 34/7 og 34/10 var de beste på norsk sokkel.[REMOVE]Fotnote: Styremøteprotokoll, Statoil 15.09.1976

Riktignok så geologien komplisert ut, men frykten for stort vanndyp og muligheten for gass i de andre blokkene var mer avskrekkende, og dessuten kunne utfordrende geologi bidra til å bygge et teknologidrevet selskap, mente letesjef Phil Halstead.[REMOVE]Fotnote: 34/10 Olje på norsk – en historie om dristighet. Bjørn Vidar Lerøen. S. 58-59.

Det var knyttet så store forventninger til blokk 34/10 at den raskt fikk tilnavnet Gullblokken, mens 30/6 som etter hvert viste seg å inneholde Oseberg, fikk tilnavnet Sølvblokken. Statoil fikk operatørskap for begge i letefasen, men måtte velge hvilken blokk de selv skulle operere gitt et eventuelt funn. Valget falt på 34/10.

Første helnorske lisens

Gullblokken ble tildelt utenom runde i forkant av den vanlige konsesjonsrunden, noe som også hadde blitt gjort for Statfjord i sin tid. En annen uvanlig, faktisk inntil da unik ting, var et helnorsk partnerskap. I de foregående 49 tildelte lisensene hadde det alltid vært et utenlandsk selskap som var operatør og/eller partner. Produksjonslisens 050 ble den første uten deltagelse fra utenlandske selskap, med Statoil som operatør og Hydro og Saga som partnere. Førstnevnte fikk hele 85 prosent av eierskapet (en andel som var falt til 12 prosent da feltet kom i produksjon, som følge av «vingeklippingen»).

Dramatisk borestart

De mest interessante strukturene i blokken ble gitt de generiske navnene Alfa og Delta, og kun fire dager etter formell tildeling av lisensen ble den første letebrønnen påbegynt på Delta-strukturen. Da var det allerede gjennomført grundige studier av boremål, inkludert geologisk prognose og poretrykksprognose (enkelt sagt: hvilke bergarter er det forventet å påtreffe på hvilke dyp, og under hvilke trykk). Disse tilsa at reservoaret med olje var forventet å ligge på 1845 meters dyp og at det var muligheter for unormalt høyt trykk. Men det dukket opp overraskelser.

Mads Grinrød, som var boreleder da Ross Rig boret den første letebrønnen i 34/10, forteller: «Oljen kom brått på oss. Plutselig gikk boreraten voldsomt opp. Vi hadde boret i skifer, men så kom vi inn i sand. Da boreren trakk opp borestrengen, fulgte oljen etter, og før vi visste ordet av det var brønnen full av olje, helt opp på boredekket, der den rant over shakeren. Brønnen ble stengt inn, og vi skaffet oss kontroll over det som potensielt kunne blitt en kritisk situasjon».[REMOVE]Fotnote: 34/10 Olje på norsk – en historie om dristighet. Bjørn Vidar Lerøen. S. 67.

Det var nok mye armer og bein både om bord på riggen og i land.  Kyrre Nese forteller: «Jeg satt i nærheten av Joe Kauffmann (assisterende direktør for undersøkelse og produksjon) i Lagårdsveien 78, da 34/10-1 sparket.
Plutselig ble det høylytte og intense telefonsamtaler i i kontoret til Joe. Etter litt tid rushet han som gal ut fra etasjen! Joe var en bærebjelke i Statoil innen det operative området på denne tiden. (…) En utblåsing på Gullblokka ville fått konsekvenser for selskapet.»[REMOVE]Fotnote: Kyrre Nese på Facebooksidene: Equinors 50 års historie 2022

Boresjef Ed Diamond som satt i Dusavik utenfor Stavanger koordinerte arbeidet fra land. Esso, som var partnerer i lisensen, ble forespurt om de hadde noe forslag, og da var svaret var at «Houston is concerned». Ed satte blikket i ham og svarte «Houston is concerned??!!! What the hell do you think I am?»[REMOVE]Fotnote: Per Lindberg i e-post 1. august 2022.

En ukontrollert utblåsning («blowout») kan føre til store utslipp og være en fare både for utstyr og mannskap. Dersom brønnen ikke «drepes» og kontrolleres kan det bli nødvendig med en ny brønn for å stoppe utblåsningen, en såkalt avlastningsbrønn. Det ble i all hast laget planer for en eventuell avlastningsbrønn (den finner du her), men til alt hell ble dette ikke nødvendig på 34/10-1.

I løpet av en uke var brønnen under kontroll og boringen fortsatte.

Komplisert geologi og grunn gass

Den videre boringen av brønnen forløp uten større dramatikk, og resultatet var et svært lovende oljefunn. Men mistanken om komplisert geologi stemte, og det måtte uvanlig mange brønner til for å forstå funnet. Hele ti brønner ble boret for å undersøke hvorvidt funnet ville være lønnsomt å utvinne.

I den tiende letebrønnen på det som skulle bli hetende Gullfaksfeltet påtraff Statoil for første gang «grunn gass», altså gass om ligger i bergarter som befinner seg over reservoaret. Resultatet av dette var en regelrett utblåsning og riggen forflyttet seg bort fra borelokasjonen. Ettersom dette var grunn gass av begrenset omfang og under begrenset trykk ble det ingen utslipp eller skader på mennesker/utstyr, og etter hvert kom også en annen rigg til og kunne plugge brønnen.

Blokk 34/10 var det første området som ble dekket av tredimensjonal seismikk (3D-seismikk) av Statoil. 3D-seismikk gir et tredimensjonalt «bilde» av undergrunnen basert på lydbølger, og er grunnlag for tolkning av hva som befinner seg under havbunnen. Dette la grunnlaget for både avgrensningsboringer og beregning av mengden olje og hvordan denne skulle utvinnes.[REMOVE]Fotnote: Status nr. 4 Vol. 4. 1982. s.10-11 

Høsten 1980 kom en rapport om drivverdigheten av det som fortsatt het Delta Øst. En drivverdighetsrapport tilsvarer det som kalles PUD (Plan om utbygging og drift) i dag og inneholder grunnlag som viser hvordan oljen og gassen kan utvinnes på en forsvarlig måte og med lønnsomhet. Tidligere var det utarbeidet en tilsvarende rapport for Tommelitenfunnet, men denne ble av strategiske grunner stoppet før innsending til myndighetene. «Arve Johnsen fryktet at skeptikerne til Statoil vil si, ‘la dem vise at de makter en liten utbygging før de får lov å ha ansvaret for store utbygginger som Gullfaks’. Som så mange ganger før lyktes Arve Johnsen med sin strategi.»[REMOVE]Fotnote: Helge Hatlestad på epost, 15.04.2021

En prosjektorganisasjon som talte 50 mennesker på hel- og/eller deltid ble etablert for å fremskaffe grunnlag for en drivverdighetserklæring. At funnet var av betydelig størrelse ble raskt klart, men den kompliserte geologien og vanndypet som til dels var over 200 meter var betydelige utfordringer.

Den endelige rapporten slo fast at funnet var utvinnbart, og de opprinnelige planene var at det skulle gjøres ved hele fire plattformer, noe som blant annet skyldtes begrensninger på hvor høy vinkel det var mulig å bore med. Dette skulle senere teknologisk utvikling endre på, og som kjent endte Gullfaksområdet opp med tre plattformer hvorav den ene ble kjent som verdens tyngste byggverk som er flyttet på. Utbyggingen skulle skje med Statoil som operatør, i nært samarbeid med Norsk Hydro og Saga Petroleum, og med Esso som teknisk assistansegiver.

Drivverdighetsrapporten for Gullfaks ble godkjent av en ekstraordinær generalforsamling som interessant nok bestod av senere konsernsjef i Statoil Harald Norvik som representant for eieren.[REMOVE]Fotnote: 34/10 Olje på norsk – en historie om dristighet. Bjørn Vidar Lerøen. S. 62.

Denne rapporten baserte seg på en oljepris på 35 dollar per fat, men innen oppstarten av feltet hadde prisen falt til 10 dollar per fat. En slik oljeprisutvikling var det ingen som kunne forutse da endelig godkjenning av første fase av utbygningen ble gitt av Regjeringen 9. oktober 1981.