Statfjord-satellittene med fruktbart industrisamarbeid
I Statfjordområdet ble det i 1970-årene gjort flere tilstøtende funn som kunne produseres via eksisterende infrastruktur, såkalte satellittfelt. Statfjord Øst og Nord ble påvist i 1976/77, henholdsvis 7 og 18 kilometer nordøst og nord for Statfjord C. Statfjord Nord lå på 250–290 meters havdyp, og Statfjord Øst lå på 150–190 meters havdyp. Satellittfeltene var mindre enn Statfjord, men ressursene var likevel betydelige og kunne øke samlet produksjon med nærmere 15 prosent.
Spørsmålet var hvordan utbyggingen skulle skje. Studier foretatt allerede i 1977–78 antydet at feltene var for små til å bære kostnadene med egne betongplattformer. En løsning med havbunnsbrønner ville være best, men på denne tiden var teknologien langt fra klar for en slik oppgave. Det måtte forskning og utvikling til før noe slikt kunne gjennomføres.
Økende tro på undervannsteknologi
Statoil deltok sammen med andre oljeselskaper i mange forskningsprosjekter for å løse undervannsutfordringene norsk sokkel bød på.
I 1980-årene ble det forsket på hvor dypt det gikk an å dykke, noe som langt på vei var en blindvei, og det ble forsket på teknologi som kunne gjøre dykkere overflødige.
Statoil deltok også forskningsprosjekt som gjorde det mulig å fjernstyre produksjonsbrønner på lang avstand.
Og det ble forsket på hvordan olje, gass og vann fra en produksjonsbrønn kunne føres i rør på havbunnen over lange avstander. Forskning og utprøving i praksis ga gradvis større trygghet til å velge undervannsteknologi ved utbygging av petroleumsfelter.
Statoil fikk praktisk erfaring med undervannsutbygginger på Tommeliten i 1986 og Gullfaks i 1987. I begge disse prosjektene viste valget av havbunnsbrønner seg å være både tidsbesparende og kostnadsbesparende. Etter noen år i drift, viste de seg også å være svært driftssikre.[REMOVE]Fotnote: Hans Jørgen Lindland i mail, 23.03.2021.
Da utbyggingen av Statfjord-satellittene igjen ble aktuell i slutten av 1980-årene, for å bidra til å øke produksjonen av gass så mye at det sikret en gassalgsavtale til Europa, var ikke subseaekspertene i Statoil i tvil om at det skulle satses på undervannsteknologi.
Strid om valg av teknologi
Men hvilken teknisk løsning skulle velges? Det var det flere meninger om. I tillegg til Statoil var det tre partnere – Mobil, Esso og Shell – som alle ville ha et ord med i laget når det gjaldt valg av utbyggingskonsept.
Mobil, som hadde vært operatør for utbyggingen av Statfjord frem til Statoil overtok operatørskapet i 1987, hadde i 1980-årene mest tro på havbunnsbrønner som kunne opereres tørt under atmosfærisk trykk. Denne teknologien hadde vært under utvikling i USA siden tidlig i 1970-årene og ble kalt Subsea Atmospheric System (SAS). Mobil presset på for at Statfjord Nord skulle bygges ut med et slikt SAS-anlegg. Alt havbunnsutstyr skulle da bygges inn i et «hus» på bunnen med atmosfærisk trykk. Der kunne alle reparasjoner skje ved hjelp av personell som ble fraktet ned i undervannsbåt, og en trengte ikke bruke dykkere.[REMOVE]Fotnote: Mobil årsrapport 1986: 18–19.
Statoil som hadde erfaring med havbunnsbrønner, gikk derimot inn for en løsning med «våte» juletrær i et system på havbunnen kalt Undervannsproduksjonssystem (UPS).
Som en «gentlemen’s agreement» ble Statoil og Mobil enige om en delt løsning: Statfjord Nord skulle bygges ut med Mobils SAS-løsning, og Statfjord Øst skulle bygges ut med Statoils UPS-løsning.
De andre partnerne i lisensen, Shell og Esso, var ikke fornøyd med dette. Realiseringen av både UPS og SAS ville påføre store forsknings- og utviklingskostnader.
Internt i Statoil ble det også murret. Teamet fra Statoil, som arbeidet med en subsealøsning for Statfjord Nord, var ikke fornøyd. Deres erfaringer fra Gullfaks-satellittene viste at det ikke var nødvendig å ha mennesker under vann ved subsea-utbygginger. Mobils SAS-løsning krevde operatører ned i disse stasjonene. For personellet var det ikke bare risikabelt å arbeide under vann, men de måtte også oppholde seg i trange rom og operere utstyr som kontrollerte olje- og gass-strømmer under høyt trykk, med den risikoen det innebar.
I lisensen fikk skepsisen til SAS-løsningen full støtte fra Shell, som opererte uten bruk av dykkere på Draugen-utbyggingen i Norskehavet. Esso, på sin side, benyttet enhver anledning til å si at de ønsket «state-of-the-art subseasystemer» og ikke utprøving av ny teknologi. De foretrakk like systemer på Statfjord Nord og Øst heller enn at satellittene ble bygd ut med hver sin teknologiske løsning. Økonomisk sett var det mye å tjene på en slik standardisering.[REMOVE]Fotnote: Hans Jørgen Lindland i samtale med Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 21.10.2016.
Kongsberg Våpenfabrikks smarte løsning
Gjennom Gullfaks-satellitt-prosjektet hadde Statoil opparbeidet god kontakt med Kongsberg Våpenfabrikk (KV) sin undervannsavdeling. KV hadde lært hva Statoil krevde, blant annet at havbunnsbrønnene skulle være overtrålbare av hensyn til fiskeinteressene. Systemet burde kunne installeres og driftes uten bruk av dykkere. Slike ting kom til nytte da Statoil ba om tilbud på en undervannsløsning på Statfjord-satellittene.
På samme tid som KV utarbeidet tilbud for Statfjord-satellittene, ba Shell om et tilbud for undervannsinstallasjoner i forbindelse med utbyggingen av Draugen. KV så muligheten for å kunne produsere havbunnsbrønner til begge prosjektene etter et tilnærmet likt konsept. Det gjorde at de kunne tilby subsealøsninger til en langt lavere pris enn konkurrentene. Dermed fikk KV begge oppdragene, og Mobils SAS-løsning og Statoils UPS-løsning ble vraket.[REMOVE]Fotnote: Tore Halvorsen i intervju med Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard, 18.10.2017.
Plan for utbygging og drift (PUD) av satellittfeltene Statfjord Øst og Nord ble godkjent av Stortinget 11. desember 1990, og kontrakten mellom Statoil og Kongsberg Offshore Systems (KOS), som det da het, kunne undertegnes.
Utbyggingskostnadene gikk ned
KOS var en såkalt totalleverandør. Det vil si at selskapet hadde kontroll over design, produksjon av utstyr hos seg selv og hos underleverandører samt installasjon av subsea-utstyret på feltet.
Under utformingen ble det lagt stor vekt på at det skulle være enkelt å koble sammen de ulike elementene under vann. Bunnrammene ble konstruert slik at teknisk utstyr var bygd inn i utskiftbare enheter.
KOS leverte to bunnrammer laget for produksjon, og en for vanninjeksjon til hver av Statfjord-satellittene. Til sammen var det seks bunnrammer med i alt 18 ventiltrær. Brønnstrømmen gikk til Statfjord C, der den ble behandlet, lagret og transportert videre.[REMOVE]Fotnote: Daling, Unn Kristin og Erlandsen, Hans Christian, Offshore Kongsberg 25 år, 1974–1999 (1999): 150–51.
Undervannssystemet kunne opereres fra en rigg eller båt. Det besto av en verktøyramme og en heiseanordning, og operatøren kunne fjernstyre ROV (Remotely Operated Vehicle) og ROT (Remotely Operated Tool) som kunne inspisere og skifte ut deler. ROV-en ble gjerne sendt ned til undervannsinstallasjonen først for å filme, slik at operatøren fikk god oversikt over selve jobben.
Alle undervannsanlegg ble utformet for dykkerløs installasjon, drift og vedlikehold. Dette passet godt inn i Statoils målsetting om å kunne operere dykkerløst innen år 2000.[REMOVE]Fotnote: Henrik Carlsen i samtale med Arnfinn Nergaard og Kristin Øye Gjerde, 27.01.2017. Det var samtidig et skritt på veien mot utfordringene ned mot 1000 meters dybde, som Statoil så for seg i fremtiden.[REMOVE]Fotnote: NUTEC Dykkenytt nr. 4/1995. Brosjyre, Statoils undervannssystemer, ca 1993.
En fordel med bunnrammene med undervannsventiltrær var at de var raske å få i drift når de først var installert. Det bidro til en solid reduksjon i utbyggingskostnad per brønn i tiårsperioden etter 1986. På Gullfaks A hadde hver brønn kostet 170 millioner kroner. På Statfjord-satellittene var kostnadene 85 millioner kroner per brønn i 1992.[REMOVE]Fotnote: Statoilnotat: «Viktige beslutninger for UTV-området i Statoil», 1998.
Da KOS et par år senere lanserte utfoldbare bunnrammer som var så kompakte at de kunne settes ned gjennom en åpen brønn (moonpoolen) på en flytende borerigg, ble kostnadene per brønn redusert ytterligere. Med de såkalte Hinge Over Subsea Template, forkortet til HOST-moduler, sank utbyggingskostnaden per brønn i 1996 til 30 millioner.
Blant annet ble satellittfeltet Sygna som ble påvist i nordflanken av Statfjordfeltet i 1996, besluttet utbygd med to HOST-moduler. KOS som fikk kontrakten, hadde da endret navn til FMC etter det amerikanske firmaet som hadde overtatt eierskapet.
Driftssikkerhet, standardisering og prisreduksjon falt i smak hos oljeselskapene. I 1990-årene ble en rekke felt på norsk sokkel bygd ut med havbunnsbrønner. Statoil og de andre norske selskapene Hydro og Saga var i første rekke når det gjaldt viljen til å prøve ut og videreutvikle undervannsteknologien. I stedet for å føre olje og gass fra brønnen til en bunnfast plattform, ble det vanlig å bruke flytende produksjonsinnretninger.
Ros fra regjeringen
Da Statfjord-satellittene ble offisielt åpnet 9. juni 1995, kunne Statoil og leverandørselskapene være stolte over at utbyggingen hadde flyttet noen teknologiske grenser. Blant annet var det ny rekord i antall kilometer brønnstrømmen ble ført i rør på havbunnen før den nådde prosesseringsplattformen.
Teknologispranget som foregikk på norsk sokkel i 1980- og -90-årene, var i det hele tatt oppsiktsvekkende. Det var kjennetegnet av at Kongsberg Offshore Systems med sine underleverandører hadde et nært samarbeid med kunden Statoil og øvrige lisensinnehavere.
Dette ble oppfattet som positivt av myndighetene. Gunnar Berge (Ap), daværende statsråd i kommunal- og arbeidsdepartementet, kommenterte i sin åpningstale det positive i at Statoil hadde lagt opp til en langsiktig samarbeidsform med KOS. Det la et godt grunnlag for framtidige leveranser og videreutvikling både på norsk sokkel og i internasjonal sammenheng.[REMOVE]Fotnote: Statsråd Gunnar Berge, Kommunal- og arbeidsdepartementet, Offisiell åpning av Statfjordsatellitter på Statfjord C. Dette var nok ekstra tilfredsstillende å høre for Kongsbergmiljøet som hadde vært med å finne løsningene og var på vei mot å utvikle en standard innen undervannsteknologi.
Ifølge daværende leder for FMC, Tore Halvorsen, ble det en enorm «look to Norway» interesse fra både USA, Brasil og senere Australia. Mye av teknologien var ny og utviklet i Norge: Dykkerløst var nytt. Bruk av manifolder var nytt, horisontal inntrekking av rørledninger var nytt. Norsk subsea-industri fikk en enorm driv. FMC i Houston gav mange nye ansvarsområder til Kongsberg og miljøet i Norge.[REMOVE]Fotnote: Tore Halvorsen i mail, 23.02.2021. Mye av dette skjedde takket være avtalene selskapet hadde med Statoil.
