Snøhvit – det «usynlige» gassfeltet

Da Barentshavet ble åpnet for oljeleting i 1980, var det med ønske om å bidra til næringsutvikling i nord. Letingen ga snart resultater. Sommeren 1981 gjorde Ross Rig på oppdrag for Statoil det første gassfunnet på feltet Askeladd.  At det ble gjort funn så tidlig var eventyrlig, og gjorde at det fikk navn etter Askeladden som stadig fant ting. Funnet skapte likevel ikke store overskrifter. Det var alt for tidlig å si om det var drivverdig.[REMOVE]Fotnote: Status nr. 13, 1981. Spor av gass på Tromsøflaket.

Året etter ble Albatross påvist like i nærheten. Håpet om sårt tiltrengt industrivirksomhet og arbeidsplasser vokste i nord. Etter at Arve Johnsen holdt foredrag i Tromsø i august 1982, måtte avisen Nordlys skuffet konkludere med at Statoil ved en utbygging ikke kunne love noen særfordeler til nordnorsk næringsliv.[REMOVE]Fotnote: Nordlys, 31.08.1982. «Ingen fordeler for næringslivet i nord».

Hvordan gjøre prosjektet lønnsomt?

I 1984 ble den første utbyggingsplanen for Askeladd og Albatross lagt frem. Det ble foreslått en betongplattform på tre bein – en tripod – på 300 meters dyp.  Men en betongplattform var dyr å bygge, og prosessering av gass på feltet og ilandføring i rør var komplisert. Hvem skulle kjøpe gassen, og hvordan skulle den fraktes ut til markedene? Det tok ikke lang tid før Statoil og partnerne innså at prosjektet ikke ville være lønnsomt, og det havnet i en skuff.[REMOVE]Fotnote:  Askeladd. En vurdering av muligheter for en lønnsom utvinning og avsetning av naturgass fra Nord-Norge. 1984.

Da Statoil den 12. september 1984 gjorde et nytt stort gassfunn – ikke langt fra Askeladd og Albatross, bredte optimismen seg på ny. Funnet som inneholdt både gass og olje, ble i god eventyrtradisjon kalt Snøhvit. Feltet strakk seg over tre lisenser, hvorav Statoil, Norsk Hydro og det franske selskapet Total var operatør for én lisens hver.

Statoil, som hadde et sterkt ønske om å være først med oljeutbygging i Nord-Norge, fattet nytt mot. De andre eierne i lisensene var avventende, siden store gassforekomster lenger sør på sokkelen lå bedre til geografisk for eksport til kontinentet og Storbritannia. Statoil med Arve Johnsen i spissen, ville likevel ikke gi opp og gikk i gang med en ny planleggingsrunde.[REMOVE]Fotnote: Alf R. Jacobsen, Snøhvit. Historien om olje og gass i Barentshavet, 2010: 103.

I 1987–88 lanserte Statoil et alternativ basert på to flytende, halvt nedsenkbare plattformer. Det franske oljeselskapet Total var med i planleggingen, i og med at Statoil og Total hadde inngått en samarbeidsavtale om Snøhvit og produksjon av LNG i Nord-Norge. Oljeprisfallet i 1986 gjorde det imidlertid vanskelig å komme videre med prosjektet. Det var helt umulig å få i stand langtidskontrakter for salg av LNG, noe som var helt nødvendig for å realisere prosjektet. Prosjektet ble nok en gang skrinlagt.[REMOVE]Fotnote: Smst.: 158–161.

Norsk Hydro, som hadde den tredje lisensen i området, la dessuten egne planer basert på ideen om en ren undervannsutbygging. Norsk Hydro hadde fått troen på en utbygging med havbunnsbrønner etter å ha gjennomført prosjektet Troll-Oseberg Gassinjeksjon (TOGI) i 1990. Der hadde selskapet fått erfaring med undervannsinstallasjoner og å føre gass i rørledninger og sprøyte det inn i et reservoar. Full av selvtillit mente Hydro at en utbyggingsløsning basert på undervannsinstallasjoner styrt fra land ville halvere kostnadene på Snøhvit. Dette var en svært fremtidsrettet løsning, men var den gjennomførbar?

Olje- og energidepartementet med Eivind Reiten i spissen så med interesse på Hydros prosjekt og inviterte til høringsrunde.[REMOVE]Fotnote: Nordlys, 20.06.1990, «Snøhvit». «Ilandføring av olje og gass trekker ofte til seg gassbasert industrivirksomhet. Dette kan igjen bety verdifulle arbeidsplasser for befolkningen i Finnmark», sa Reiten sommeren 1990.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv, 27.06.1990, «Snøhvit i drift innen ti år.» Hydro ønsket seg operatørrollen for produksjonen og rørledningen dersom «TOGI-løsningen» ble valgt. For Statoil kom forslaget svært overraskende.

Forventningene i Nord-Norge steg nok en gang. Utfordringen var fortsatt å få avsetning på gassen. I 1990 forhandlet Statoil med amerikanske og italienske selskaper, men det hele strandet og utbyggingsplanene ble lagt på is i 1992.

Undervannsteknologi blir løsningen for Snøhvit

Oppmuntret av positive tiltak og lettelser for petroleumsnæringen fra regjeringen Brundtlands side, ble Snøhvit-planen tatt frem igjen av Statoil i 1995–96.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv, 19.09.1996, «Statoil vil blåse liv i Snøhvit». Det ble av flere grunner satset på en undervannsløsning. Plattformer var dyrere å bygge og dyrere å drifte enn havbunnsbrønner. Klimaet i Barentshavet med vinterstormer og isdannelse, utgjorde en risiko for at noe galt kunne skje både med plattform, utstyr og personell.

Statoil var pådriver og allierte seg med det tyske kjøleteknologiselskapet og ingeniørfirmaet Linde. Samarbeidet resulterte i ideen om å bygge en LNG-fabrikk på en lekter på et rimelig verft i utlandet. Lekteren med innhold kunne slepes til Melkøya, ved Hammerfest, som var det foretrukne ilandføringsstedet og plugges til resten av anlegget.

Forholdet mellom interessentene Statoil, Hydro og Total var imidlertid kinkig. Det oppsto mange vanskelige situasjoner. Total, som var en av verdens mest erfarne LNG-utbyggere, anså seg selv som selvskreven til å styre utbyggingen av landanlegget, så kunne Statoil ta utbyggingen av feltet og rørledningen til land.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv, 03.12.2005, «Koste hva det koste vil». Statoil ønsket på sin side å bruke Snøhvitutbyggingen til å opparbeide erfaring slik at de kom i posisjon til å delta i feltutbygginger, særlig det svære Shtokman-feltet i russisk del av Barentshavet.

Hydro reagerte på Statoils egenrådighet. De ville også ha en rolle i prosjektet og innledet i 1998 en offensiv mot myndighetene for å utnytte den tynne oljesonen i feltet, slik Hydro med hell hadde gjort det på Trollfeltet. Dette fikk Hydro imidlertid ikke gjennomslag for.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, 31.07.2001, «Schjøtt-Pedersen kan vekke liv i Snøhvit».

Det var Statoils løsning for utvinning av gassen som vant frem. I oktober 2000 la konserndirektør Henrik Carlsen frem en foreløpig sluttrapport som anbefalte utbygging, til en pris av 39,5 milliarder kroner. Styreformann i Statoil, Ole Lund, som var født og oppvokst i Hammerfest, støttet planen.[REMOVE]Fotnote: Henrik Carlsen i samtale med Arnfinn Nergaard og Kristin Øye Gjerde, 27.01.2017.

Undervannsløsningen inneholdt et sett overtrålbare installasjoner på havbunnen, fiberoptisk fjernstyring og flerfase-rørtransport til land. LNG-fabrikken skulle ha null skadelige utslipp til sjø og årlig reinjisering av 700000 tonn CO₂ fra brønnstrømmen.[REMOVE]Fotnote: www.statoil.com/content/dam/statoil/documents/impact-assessment/Statoil-Konsekvensutredning%20Sn%C3%B8hvit%20LNG%20april%202001.pdf Men var prosjektet lønnsomt?

Siden Snøhvit skulle drives fra land og bygges ut med undervannsinstallasjoner, var det spørsmål om hva som skulle ha offshoreskatt på 78 prosent og hva som skulle ha landskatt på 28 prosent. Finansdepartementet med finnmarkingen Karl-Eirik Schjøtt-Pedersen i ministerposten, ga en avklaring av spørsmålet i juli 2001, som resulterte i 500 millioner kroner i skattelettelser til Snøhvit-utbyggingen. Dette var likevel ikke nok for Statoil og de andre partnerne.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, 31.07.2001, «Schøtt-Pedersen kan vekke liv i Snøhvit». Nok en gang la Statoil og partnerne Snøhvit-utbyggingen på is, og lot være å sende inn plan for utbygging og drift av feltet.

Dette resulterte i full politisk mobilisering i Finnmark med ordføreren i Hammerfest, Alf E. Jakobsen, i spissen. Han ringte statsminister Jens Stoltenberg personlig, selv om det var midt i sommerferien, og ba om et møte.[REMOVE]Fotnote: Alf R. Jacobsen, Snøhvit. Historien om olje og gass i Barentshavet, 2010: 229–232. Tjue års ventetid på åpningen av petroleumsprovinsen i nord var mer enn nok. Det måtte finnes en løsning som gjorde det mulig å realisere prosjektet når gassen til og med hadde fått en kjøper. Ved hjelp av en skatteløsning som betraktet Snøhvit som én enhet med 78 prosent skatt, og ved å korte ned avskrivingstiden for Snøhvit fra seks til tre år, lettet det utgiftene med en milliard kroner. Det hjalp. Den formelle prosjektplanen gikk til departementet samme høst, og ble, den 7. mars 2002, banket gjennom av Stortinget, med skatterabatt.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv, 03.12.2005, «Koste hva det koste vil».

Havbunnsbrønner knyttet til land

Fem år senere sto anlegget klart til å tas i bruk. 21. august 2007 kl. 02 ble det sluppet gass fra Snøhvit inn i anlegget på Melkøya. Regulær drift startet 13. september samme år.

Snøhvit var på alle måter et pionerprosjekt. Det var det første feltet på norsk sokkel som ble fjernstyrt fra land. Styringen av feltet skjedde med fiberoptisk kommunikasjon. Fjernstyring over 143 km var nybrottsarbeid og krevde nøye utprøving på forhånd.[REMOVE]Fotnote: Asle Solheim i samtale med Arnfinn Nergaard og Kristin Øye Gjerde, 20.01.2017. Fra kontrollrommet på Melkøya hadde driftsoperatørene oversikt over aktivitetene i produksjonsutstyret på havbunnen, rørledningen og LNG-anlegget på land. Systemene ble overvåket via en 12 meter bred datavegg.

Feltene ble bygd ut i faser, slik at ikke alle kom i drift samtidig.[REMOVE]Fotnote: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/stprp-nr-35-2001-2002-/id205915/sec2?q=br%C3%B8nn Både Snøhvit og Askeladd ble bygd ut med tre undervannsbrønnrammer med åtte produksjonsbrønner på hver. Albatross kom i en senere fase med en brønnramme med fem produksjonsbrønner. I tillegg til produksjonsbrønnene ble det boret en brønn for CO₂-injeksjon.[REMOVE]Fotnote: Henrik Carlsen i samtale med Arnfinn Nergaard og Kristin Øye Gjerde, 27.01.2017.

Trykket i brønnene driver brønnstrømmen inn til landanlegget. Hovedrørledningen på 143 km er verdens lengste transportrør for uprosessert brønnstrøm. Brønnstrømmen inneholder naturgass, NGL, kondensat og vann samt frostvæske (monoetylenglykol (MEG)). Væsken blir tilsatt i brønnene for å hindre dannelse av gasshydrater (en form for isplugger eller isklumper) som ellers kan forårsake produksjonsstans og gi skade i rørledningene og mottaksutstyr.

Den mest komplekse delen av prosjektet er mottaks- og prosessanlegget på Melkøya, hvor kondensat først skilles ut og stabiliseres, og deretter overføres til lagertank for utskipning. Videre blir frostvæsken skilt ut for gjenbruk. Før nedkjøling av gassen fjernes vann og CO₂. De resterende hydrokarbonene går inn i LNG-fabrikken for prosessering.

Selve kjernen på Melkøya er det sjøvannkjølte kjøleanlegget, bygget på teknologi utviklet i samarbeid mellom Statoil og Linde.[REMOVE]Fotnote: Teknisk Ukeblad, 07.11.2011, «Snøhvit er en suksess». I anlegget kjøles naturgassen ned til minus 163 grader celsius. I denne prosessen omdannes gassen til væske, LNG (Liquified Natural Gas), som består av cirka 90 prosent metan, og resten nitrogen, etan og propan. Den flytende naturgassen blir mellomlagret i to store tanker. Herfra føres LNG over i spesialskip som frakter den til markedene.[REMOVE]Fotnote: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/stprp-nr-35-2001-2002-/id205915/sec2?q=br%C3%B8nn

I likhet med flere andre statoilprosjekter kom heller ikke Snøhvit og Melkøya i havn på budsjett. Investeringsanslaget da prosjektet ble igangsatt var på 39,5 milliarder kroner, mens endelig prislapp ble 58,3 milliarder kroner. LNG-anlegget på Melkøya fikk en lang og tung oppstartsperiode med flere driftsavbrudd og omfattende reparasjoner. Men til tross for dette endte det ikke med hoderulling i Statoil. Overskridelsene kom i en periode med gode oljepriser, og var dermed lettere å akseptere.