Fra Blikken til Nordsjøen

person Nordal Torstensen i intervju med Kristin Øye Gjerde, 05.12.2003
- Oljeindustrien ble jo det store her i Stavanger, men det store før den tid var hermetikken, har Nordal Torstensen, tidligere sementerer i BJ Services fortalt. Han har flere historier på lager:
— Nordal Torstensen på "Ocean Viking" i 1966 (nummer tre fra venstre). Foto: Ukjent/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

– Jeg gikk fra folkeskolen og fikk en læreguttjobb på Hillevåg Blikkemballsajefabrikk. Der gikk jeg i lære i fire år samtidig som gikk jeg på «Teknikken» om kveldene, noe som var nokså vanlig på den tid. Etter det hadde jeg et avbrudd og reiste på sjøen som reparatør i et par års tid. Jeg var på Blikken i Hillevåg i til sammen 15 år fram til 1966 da jeg fikk jobb i Nordsjøen.

Det som fristet var den enorme lønnen.

Jeg syntes jo at jeg hadde en brukbar lønn som mekaniker med 20 000 kroner i året. Men i annonsen i avisen sto det at lønnen offshore var 32 000 kroner. Det var jo en formidabel økning for den som kunne få jobben! Men det var jo uhyggelig mange som søkte. Sjansene var derfor små, og jeg hadde så smått begynt å gi opp. Men så fikk jeg brev og ble kalt inn til intervju, og det endte med at jeg fikk jobb på «Ocean Traveler».

Jobb i oljeindustrien – en ny mulighet

fra hermetikk til olje,
Foto: Harry Nor-Hansen/Norsk Oljemuseum

«Ocean Traveler» var den første riggen som kom til Stavanger, i juni 1966. Fikk du jobb med en gang?
– Da riggen kom til Stavanger var vi allerede ansatt. Jeg tror vi var 35 – 40 stykker som fikk jobb. Vi fikk beskjed om å møte ute på Dusavik og gå om bord. Esso hadde en base på Hundvåg på den tiden (Fjeldberg Bruk). Vi reiste bort dit med livbåten og fikk utdelt kjeledresser, vernesko og så videre. Så begynte vi å jobbe på riggen.

– Jeg ble ansatt som roughneck, eller boredekksarbeider som det kalles på norsk. Men vi hadde ikke noen norske ord for det på den tiden. Vi måtte bare bruke de ordene amerikanerne ga oss. Vi hadde jo ikke peiling på hva vi skulle gjøre, men det gikk jo for så vidt greit. De var ganske harde til å jobbe, amerikanerne. Det går jo mange historier om hvordan de behandlet oss som hvite negre. Men jeg har ikke sansen for den beskrivelsen. Det var nok gjerne noen som oppfattet det sånn, men jeg synes vi hadde et greit forhold til de fleste amerikanerne.

-Vi lå og klargjorde riggen en to-tre uker før vi reiste ut. Vi begynte å bore det første hullet i midten av juli på lisensnummer 001. Den gang ble det registrert som et tørt hull, men det var ikke helt tilfelle. Senere ble det Balder-feltet. Jeg var om bord på flere borefartøy, blant annet på «Drillship» – et ombygd hvalkokerfartøy – i 1968.

HISTORIE, FØRSTE BORING STARTER, forsidebilde, Fra Blikken til Nordsjøen
Ocean Viking, Ocean Traveler og Trans World 61 ved Stavanger, på vei til Ekofisk-feltet. Foto: Donald J. Stevens/Norsk Oljemuseum

 – De to første årene var jeg for det meste på «Ocean Traveler». Men det var mye som gikk galt med riggen. Den holdt jo på å sprekke hele riggen, og ble liggende mye på verkstedet på Rosenberg. På grunn av alle forsinkelsene sa Esso opp kontrakten med Odeco og de fleste fikk oppsigelse. Odeco beholdt noen få som maskinister, motormenn, elektrikere og sveisere. Mens vi andre som var i borecrewet og dekksfolkene måtte gå. Da var jeg helt bestemt på at jeg ville tilbake til verkstedet der jeg hadde vært i 15 år. Jeg følte at det var en sikrere plass enn Nordsjøen. Men så kom han som var sjef for Odeco på det tidspunktet hjem til meg to dager etter vi hadde gått i land og ville ordne med jobb for meg. Jeg var litt nølende for det var jo en jobb i oljeindustrien. Men han kjørte meg ned til BJ Service som på den tid hadde kontorer på Strømsteinen. Det var en canadier som var sjef der. Og der var det ikke noe utenomsnakk for Odeco-sjefen ga bare beskjed om at han her skal du ansette.

Opplæring i sementering i USA og Canada

– Da hadde du fått en sterk anbefaling?
– Ja, det var ikke noe spørsmål. Jeg ble værende der helt fram til 1994, men jeg var ikke i Norge hele tiden. BJ Service holdt jo hovedsakelig på med sementering. Og så lenge det var så få rigger i Nordsjøen var det vanskelig å få den treningen som krevdes for å lære dette faget. I 1970 hadde jeg vært i BJ Services i nesten to år. Da sendte de meg til Amerika for et års opphold og trening i Amerika og Canada. Jeg hadde med meg hele familien bort dit. I Canada og USA var det landarbeid det gikk i. Der kunne en kjøre med en sementtrailer fra rigg til rigg og gjøre flere sementjobber i løpet av kort tid. Jeg fikk en intens trening. Selve jobben, utstyret og alt var helt likt det som ble brukt offshore, bortsett fra at her var alt montert på en bil.

– Hadde du hatt noe med sementering å gjøre før du begynte i BJ Service?  
– Nei, dette var helt nytt. Vi var jo gjerne med som håndlangere ved sementering på «Ocean Traveler», men vi kjente jo ikke tankegangen bak dette. Jeg skjønte ikke helt hva som foregikk, men det er jo for så vidt enkle greier.

– Hva gjør en sementerer?

– Det mest vanlige ved sementering offshore er at når en starter boringen, begynner en først med et stort bor og så går du ned til mindre og mindre. Når en har boret den første seksjonen og har satt ned de største rørene som er opp i 30 tommer, så kan en bare gå ned noen hundre meter før rørene må støpes fast og sikres til formasjonene for å holde tett og for å holde det fast. Så må en nødvendigvis inn med et mindre bor for å komme ned i neste seksjon som er litt mindre, 20 tommer for eksempel. Da er det samme operasjonen igjen, det røret må også støpes fast helt opp til sjøbunnen og så fortsetter det sånn fra 20 tommer til 13,3/8 tommer, 9,5/8 og videre til 7 tommers som var de minste vi brukte på den tiden.

arbeidsliv, nordsjødikt, oil workers
Boredekket. Foto: Ukjent/Norsk Oljemuseum

– Hvilket utstyr brukte dere?
– På de riggene jeg jobbet på var det stort sett stempelpumper drevet med dieselmotorer. Pumpene kunne gi et trykk på 15 000 psi. Vi brukte de amerikanske måleenhetene. Vi målte dybder i fot og volum i gallons og barrels. Det metriske systemet ble innført senere, i det jeg var i ferd med å slutte med sementering. Det metriske systemet sa meg i grunnen lite til å begynne med fordi du visste når en boret ned til 10 000 fot så gikk det med så og så mange «stand» i «derricken». Men når de sa 3000 meter ga det ikke de samme bildene umiddelbart.

– En beregner mengden sement som skal pumpes ned etter hvor mange «stand» som blir satt?
– Ja, du regner ringromvolumet og legger til noen prosent for utvasking og så videre. Før en begynner å bore et hull så har petroleumsingeniørene i oljeselskapene designet hullet. På grunnlag av det en vet om formasjoner og geologien er det bestemt at en skal sette 30 tommer så langt og 20 tommer så langt og så videre. Sementen pumpes ned på innsiden av røret og når det når bunnen av hullet, presses det opp på utsiden av røret. I bunnen av røret er det en tilbakeslagsventil slik at sementen ikke skal kunne komme tilbake igjen.

Vanligvis sementeres det helt opp til sjøbunnen. Men i noen tilfeller sementerer en ikke helt opp til sjøbunnen, kanskje støpes bare halvdelen fast. Hvis formasjonene er svake og det oppstår for mye hydrostatisk trykk, brekker formasjonene og så går sementen ut i formasjonen. For å hindre dette må en kjenne til problemet på forhånd. Da støper en gjerne opp halvdelen av røret, og så skyter en hull og sementerer videre opp. Det brukes verktøy som kalles for «stagecollar». Det kan åpnes slik at når den nederste seksjonen har størknet, så kan en åpne fra toppen av den seksjonen ved å åpne dette verktøyet som er satt inn i forkant av operasjonen. Alt er designet på forhånd.

– Hva skjer hvis tilbakeslagsventilen ikke virker?
– Det skal helst ikke skje, men det har jo skjedd. Da oppstår det en spesiell effekt ved at trykket på utsiden blir tyngre enn trykket på innsiden. Da er det om å gjøre å øke trykket på innsiden slik at en kommer i balanse med trykket på utsiden. Men dette skal altså helst ikke skje og med det gode utstyret som har blitt utviklet er det sjeldnere og sjeldnere at slikt skjer.

– Hvilket utstyr kreves for sementering om bord på boreriggen?
– Ved sementering er det behov for forskjellige sementtyper. Noen ganger brukes bare ren sement. Andre ganger må du ha sement som tørker raskt og noen ganger må en ha sement som trenger lenger tørketid på grunn av hullets beskaffenhet. Noen ganger tilsettes stoffer i tørrsementen, men det ble etter hvert mer og mer vanlig å tilføre kjemikaliene i miksevannet før en laget en «slurry» ut av det. Dermed var det bare ren sement i sementtankene om bord. Det gjorde logistikken enkere.

– Er det et lag som arbeider med sementering?
– Ja, det er to mann, en sementerer og en hjelper. Hjelperen var en som gikk i lære før han selv ble sementer. Erfaringsmessig måtte en hjelper gå i lære i et par år før han fikk slippe til på egen hånd. Til å begynne med var jeg den eneste norske sementeren. Men etter hvert som det ble mer aktivitet, kom det flere norske til.

– Utdanningen til sementer skjedde gjennom erfaring?
– Det en måtte kunne av teoretisk kunnskap var å beregne sementmengde. Det regnet en ut ved hjelp av vanlig skoleregning. Ellers fantes det tabeller av alle slag.

Med kroppen som måleinstrument

NOMF-02685.013 Ekofisk 2/4 B, boring, Fra Blikken til Nordsjøen,
Sement- og mudtankene på Ekofisk 2/4 B. Foto: Kerem Floor/Norsk Oljemuseum

– Ifølge litteraturen må en sementer kunne kjenne igjen lydene fra pumpen for å forstå at den pumper med rett trykk. Stemmer det?
– Ja, jeg ble overført fra jobben som sementerer på «Ocean Viking» til Ekofisk 2/4 B for at jeg skulle få noe erfaring med arbeidet på en fast installasjon. På Ekofisk 2/4 B var det to sementenheter. På den ene var det en vanlig dieseldreven pumpe, mens den andre var elektrisk drevet. Men det var vanskelig det, for jeg hadde vent meg til å høre på den dieseldrevne motoren hvor mye den slet. Det er enorme krefter i de elektriske motorene, men så sto du bare med et lite håndtak og skulle styre den. Det tok sin tid før jeg følte meg komfortabel med det.

– Leste du av trykket på en måleskive da?
– Ja, en kunne følge med på trykket og en kunne følge med på hvor mange ampere motoren trakk. Men du manglet lyden som et kontrollinstrument. Det var en overgang. Men nå sitter sementererne i et lydisolert rom. Jeg hadde sikkert ikke klart å gjøre en sementjobb med de nye sement-unitene som har kommet. De skriver programmet inn på en computer og så trykker de på enter. Jeg har bare sett det nye utstyret på bilder.

Mye overtid på Ekofisk

Fra 7-7 til 2-4, Fra Blikken til Nordsjøen
Arbeidere tar seg en pause på dekk på Ocean Viking. Foto: Henry Munkejord/Norsk Oljemuseum

– Tilbake til «Ocean Viking». Var du med rundt på Ekofisk når de forskjellige funnene ble gjort?
– Jeg var i hvert fall med på å sette de fire første brønnhodene på Ekofiskfeltet. Det ene står utstilt utenfor Oljemuseet. Det var brønnhodene Gulftide produserte fra. Men det var «Ocean Viking» som var med og satte dem på sjøbunnen. Jeg kan jo nevne at i 1972 eller 1973 jobbet jeg «on call». Da jeg gikk gjennom papirene for offshorebonusen, viste det seg at jeg hadde 288 dager i Nordsjøen på ett kalenderår. Det er vel omtrent det dobbelte av det som er lovlig etter dagens regler. Jeg klaget ikke jeg, for vi tjente gode penger. Men det hadde ikke gått i lengden.

– Dere hadde vel 12 timers skift?
– Nei, vi hadde ikke 12-timers skift vi. Du måtte stå der til du var ferdig. Jeg har mange ganger stått der i to og tre døgn uten å være ute av kjeledressen. Vi var involvert i flere arbeidsoperasjoner. Først måtte du være med i arbeidet med tengene for å skru sammen foringsrørene. Da kunne du stå på i 12 timer og vel så det. Så var det ned å støpe. Etterpå skulle utstyret gjøres rent. Pumpen måtte gjerne skrus helt fra hverandre bit for bit, ut med alle stempler og alt for å få det skikkelig rent. Du måtte skifte foringer og pakninger som var slitt. Etter dette skulle BOP-en testes. Det kunne ta dagesvis. Dermed ble det aldri skikkelig tid til å legge seg nedpå for å sove. Da sovnet du når du satte deg ned enten det var ved pumpen eller i kafferommet. Nei, det var ikke noe uvanlig å gå i flere døgn.

– Var dere få folk sidene dere måtte stå på slik?
– Problemet var at en kunne ikke ta en hvilken som helst person til å kjøre pumpene. Det var høyt trykk vi holdt på med, og det var farlig. Men firmaet tjente enormt med penger. Hver gang vi startet pumpen skulle det skrives regning. Det var aldri noen som klaget på regningen. De signerte, så det var bra det.

Kappløp på Ekofisk 2/4 B

Ekofisk 2/4 B, forsidebilde, far hermetikk til olje,
Ekofisk 2/4 B. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

– Hvor lenge var du på Ekofisk 2/4 B?
– Noe av grunnen til at jeg fikk prøve meg på Ekofisk 2/4 Bravo var at jeg ble forespeilt en stilling som Assistent Manager på land, og da var det om å gjøre at jeg fikk en bredere erfaringsbakgrunn. Jeg jobbet derfor på Ekofisk 2/4 Bravo i 1974 og delvis i 1975 før jeg fikk jobb i Tananger. Etter den tid har jeg nesten ikke jobbet fast offshore, bare vært på besøk.

Fra Blikken til Nordsjøen
Ekofisk 2/4 B med to boretårn. Foto: ConocoPhillips/Norsk Oljemuseum

– Var det to boretårn på Ekofisk 2/4 B i den tiden du var der ute?
– Det stemmer det. Når de lå noenlunde likt i operasjonene og det nærmet seg sementering, var det ofte et kappløp mellom de to borelagene for å få tak i sementeren først. Det kunne nemlig bare støpes på en brønn om gangen. En kunne ikke støpe på to samtidig. De som var litt seine måtte vente, og det var ikke særlig populært. Det var en grei plass å jobbe.

– Det ble vel boret en mengde brønner fra Ekofisk 2/4 B?
– Å ja, det var ganske mange. Det var jo ikke alltid slik at borelagene kaptes om å få tak i sementeren, men det hendte. Uansett ble det veldig travelt for sementeren. Skulle ikke det ene borelaget ha fatt i deg, så trengte de andre deg. Det som tok veldig mye tid var ikke alltid selve sementjobben, men det var trykkprøving av BOP-ene. Det kunne dra ut i det uendelige mange ganger.

Bravo-utblåsningen, historie, forsidebilde, Fra Blikken til Nordsjøen
Bravo-utblåsningen i 1977. Foto: ConocoPhillips/Norsk Oljemuseum

– Det var vel en viktig oppgave? Det viste seg med Bravo-utblåsningen. Da ble det vel presisert at en alltid måtte ha en BOP hengende klar, og at det ikke alltid hadde vært tilfelle?
– Nei, det var langt fra tilfelle det. Det gikk nok litt på lykke og fromme mange ganger.

Verden rundt med BJ Services

– Da du begynte som Assistant Manager i BJ Services, hadde du ansvaret for andre sementere i Nordsjøen? Hvor stor organisasjon dreide det seg om?
– Jeg begynte som Assistent Manager. Vi hadde en amerikaner som var sjef til å begynne med. Etter et halvt år eller ett år reiste han hjem og da overtok jeg sjefsjobben, men så begynte jeg å reise litt og var nede i Midtøsten og Afrika. Jeg var da Manager på de plassene. Jeg hadde vel totalt 6 – 7 år i utlendighet for BJ Services. Siste gang jeg kom hjem var i 1994 etter en tur til Afrika. Da hadde jeg fått en sjef som ikke likte meg, så da måtte jeg bare finne meg nytt arbeid.

Godt samarbeid i et internasjonalt miljø

– Sementering kan vel karakteriseres som en del av servicearbeidet i borelaget. Samarbeider dere med de andre servicefolkene i borelaget, mudingiørene, geologene og så videre?
– Vi hadde vel ikke noe direkte samarbeid med mudingeniøren. Det kunne være hvis vi skulle lage store mengder blandevann så kunne det hende at vi kunne få hjelp av mudingeniøren for han hadde jo kjennskap til kjemikalier og slike ting. Han assisterte ved blandingen og gjorde det inne i mudrommet, men det var ikke ofte det skjedde. Vi hadde vel mest samarbeid med drilleren, eller borecrewet.

Da jeg begynte som sementer på «Ocean Viking» var det mange av de jeg hadde jobbet med tidligere som trodde at jeg arbeidet på borecrewet fremdeles. Når det var lange perioder der vi ikke hadde noe særlig å gjøre og gikk og ventet, hente det at jeg tok et tak på boredekket bare for å få tiden til å gå. Jeg var jo så lenge på «Ocean Viking» at vi var som en stor familie. Standarden på riggene var jo primitiv, men det var et veldig kjekt og koselig miljø.

– Det var vel en god blanding med folk. Var det mange nasjonaliteter om bord?
– Det var amerikanere, canadiere og nordmenn det var mest av. I tillegg var der skotter, engelskmenn, hollendere og franskmenn. Det var særlig en del franske dykkere.

– Hvordan var kommunikasjonen mellom de forskjellige nasjonalitetene?
– Det gikk jo. Det var alltid en som forsto og kunne formidle det som skulle sies. Men det ble som oftest slik at franskmennene holdt seg for seg selv. Vi hadde ikke så god kontakt med dem som med de engelsktalende. Men du vet, engelsk og engelsk. Vi trodde jo vi kunne litt engelsk, men den Louisianna-dialekten som de snakket mange av dem, er ikke slikt du lærer på skolen.

– Var det mulig å klare seg med bare norsk?
– Ja, det var vel det. Tilsvarende er det flere amerikanere som har bodd her i landet i en årrekke uten å lære seg norsk. Engelskopplæringen på min tid var ikke så sprek. På folkeskolen var det frivillig om du ville lære et fremmedspråk eller ikke. Det var noen timer i uken de to siste årene.

– Mange av de som ble ansatt i den tidlige fasen var vel sjømenn og andre som hadde en viss trening med engelsk?
– Jo, det var jo ofte det, men alle sjømennene var ikke like gode i engelsk de heller. Jeg kan likevel ikke huske at kommunikasjonene var noe spesielt problem. Det var alltid en eller annen som kunne hjelpe deg.

Wireline og andre arbeidsoppgaver innen boring og brønn

– Kan du fortelle litt om de forskjellige yrkeskategoriene innen boring og brønn?
– Sementerene kalles for brønnteknikere nå. Det samme gjelder casing(foringsrør)-operatørene. Jeg vil tippe at wirelinepersonell også går under den tittelen nå.

– Hva er egentlig wirelinepersonell for noe?
– Det er personell som betjener en wireline. Det er en lang, lang wire på kanskje en 5 – 6 mm tykkelse som står på en trommel (et spill). Med den kan de sette forskjellig verktøy nedi borehullet eller inne i borestrengen hvis de skal ta opp noe. De kan bruke det til å fiske med hvis de har mistet noe nedi. Det er en hel del oppgaver som kan gjøres med wirelinen.

– Nå er det vel veldig mye utstyr som er innebygd i borestrengen som gir borerne alle typer data?
– Ja, dette har forandret seg veldig siden jeg sluttet. Jeg kjenner meg nesten ikke igjen når jeg kommer på en moderne rigg. Nå er det jo forbud mot å ha folk på boredekket under operasjonene. Det er vanskelig for meg å beskrive tingene slik de foregår i dag. Før var det jo mye mer rå muskelkraft.

– Kan du forklare hva snubbingpersonell er for noe?
– En snubbing er rett og slett en svær pakkboks. Da setter man en snubbingunit på borestrengen som kan brukes til å gå ned i brønnen mens den er levende. Målet er å kontrollere trykket og holde trykket under kontroll. En kan gå ned med verktøy inni mens det er tett. Dette med kveilerør som en har nå, det fantes ikke på min tid.

Kjeft for å bore skjevt

– Horisontalboring var vel heller ikke på tale på den tiden?
– Nei, hvis boreren boret skjevt da, da fikk han sparken. (Hehe.) På de faste installasjonene på Ekofisk gikk jo brønnene ut, men ikke slik som i dag. Nå bores det jo på kilometervis horisontalt.

– Fikk dere noe opplæring om geologi og reservoar?
– Da jeg begynte i BJ Services gikk jeg på en del kurs innenfor salg, regnskap og management. Nå er det noe helt annet. De som er brønnteknikere gjennomgår en opplæring og får et dokument på at de er brønnteknikere. De har gått på for eksempel den maritime skolen på Kalhammaren og har bestått eksamener før de kommer ut.

– Hvilke andre firma var inne som servicepersonell på Ekofisk 2/4 B?
– Baker var et stort service-firma. De hadde blant annet wirelinepersonell og drev testing av brønner. Så var det Weatherford som var inne med casingcrew. Videre var det forskjellige mudselskap som Baroid og Maccobar som var blant de første amerikanske selskapene som kom hit. I tillegg var det dykkerselskapene selvsagt. Schlumberger var store på det som gjaldt geologiske prøver. Når det gjaldt testing var det inne noen helt spesielle firma som vi ikke ante hva holdt på med engang.

Syreballonger blir vinballonger

Fra Blikken til Nordsjøen
Illustrasjonsbilde: Ballongene som var blitt brukt til å transportere syre ble solgt som vinballonger. Foto: Ujent

– Når brønnene har vært i produksjon en stund må de vel syrebehandles og slike ting?
– Jeg var med på syrebehandling av de fire første brønnene på Ekofiskfeltet. Om de trengte noe syrebehandling var det diskusjon om etterpå, for de produserte så kolossalt allikevel. Men vi pumpet nå syre nedi uansett. Det som er forunderlig oppi dette er at når vi bestilte syre og den kom til basen i Strømsteinen så kom den på 50 liters glassballonger. Vi måtte tømme det over i store tanker, for det kunne ikke sendes offshore i glassballonger.  Men vi fikk kolossalt med vinballonger.

Vi annonserte de for salg i avisen. Det var tusenvis. De gikk unna som hakka møkk. De kom fra Jæren og Egersund med lastebiler og kjøpte ballonger. Vi solgte dem for fem kroner stykke. Da fikk vi et stort overskudd som sjefen bestemte skulle brukes på en stor fest for oss.

Det verste var at vi lastet syre på supplybåter inne i Vågen. Det gikk jernbanespor helt ned på kaien like utenfor Dickens, og der sto vi om nettene og lastet syre fra tankvogner over i tanker på supplybåtene. Du kan tenke deg hvordan det var med syredamp og så videre. Og i ett-to-tiden om natten når folk begynte å gå hjem fra pubene, skulle de absolutt bort for å se hva vi holdt på med, og vi hadde et svare strev med å holde folk borte.

– Er det på grunn av at det er kalksteinreservoar det er behov for syrebehandling?
– Syre brukes for å åpne brønnene. Syren tar jo kalken. Den blir pumpet inn under høyt trykk og «sprenges» inn i formasjonene slik at det etser for å få en bedre «flow». Det kjøres forskjellige ting ned i reservoaret. Noen ganger kjøres det ned sand i formasjonene for å hindre at de kollapser. Det har blitt brukt sand og glassperler og alt mulig for å hindre at formasjonen lukker seg igjen. På den tiden da jeg jobbet i Nordsjøen gjorde vi disse operasjonene ved hjelp av utstyr som vi hadde om bord i riggen. I dag gjøres dette med spesialbygde båter med nødvendig lagerkapasitet, pumper og så videre om bord.

Det er en mye mer tidsbesparende måte dette blir gjort på nå. Båten har utstyr og materiale med seg og kan gå fra rigg til rigg. Da slipper en mange logistikkproblemer. Tidligere var det gjerne slik at en ikke kunne losse eller laste på grunn av været, dermed måtte en vente mange dager mens en ventet på å komme i gang med jobben. Jeg har faktisk arbeidet om bord på en slik båt i et helt år, i 1986. BJ Services hadde en slik båt. Dermed var det nok ikke helt riktig det jeg sa i sted om at jeg ikke hadde hatt lengre offshore-perioder etter 1975. Jeg var Manager om bord på den båten, og var med ut nokså ofte når det skulle gjøres jobber.

Sementsystemet på Ekofisk 2/4 B

– Her er en tegning fra Ekofisk 2/4 B-plattformen der sementtanker og mudtanker er inntegnet. Var det her du hadde din arbeidsplass? 
– Jeg jobbet for det meste på dekket der sementpumpene sto plassert sammen med noen svære syretanker (D06). Sementsiloene sto plassert på dekket en etasje lenger ned. Jeg vet at de elektriskdrevne sementpumpene har blitt tatt til land. Men det kan være mye som er forandret siden jeg jobbet der ute. I min tid hadde vi to komplette sementenheter stående, en elektriskdrevet og en dieseldrevet. På tegningen ser vi bare den dieseldrevne. På dekket ved siden av var det plass til borerør og så videre. På dekket en etasje lenger ned ligger brønnhodene. Selve boredekket lå en halv etasje lenger opp.

– Er dette noe som er bygd om?
– Ja, nå er jo derricken tatt vekk. Dette er nok borte nå. For meg var det paradis å komme til Ekofisk 2/4 B, for da hadde jeg 8 dager på og 8 dager fri. Det var en himmelsk forskjell fra å være «on call»«Ocean Viking».

– Men du var ung og sprek og tålte det den gangen?
– Det hendte faktisk at jeg kom hjem fra offshore-tur ut på dagen og ble kalt ut igjen samme kvelden En gang ble jeg kalt ut til «Ocean Viking» som hadde fått problemer og skulle plugge hullet. Da reiste jeg ut på heliporten som den gang lå på Forus, og det var bare meg i den svære Sikorskyen som skulle ut. Vi reiste, men kunne ikke lande på grunn av tett tåke. Vi prøvde tre ganger, men til slutt måtte de bare gi opp. Så kjørte de meg til basen på Tananger og jeg fikk plass i en supplybåt.  Jeg var syk som en katt da jeg kom fram, og så var det rett på jobb. Nei, da var jeg ikke særlig høy i hatten. Men så fikk jeg meg noen timers søvn og så var det glemt.

Kjekt å sjefe

– Hva likte du best med å jobbe offshore?
– Jeg likte hele miljøet offshore og trivdes veldig godt. Så da jeg fikk sjefsjobben på Tananger, var jeg urolig og lengtet ut igjen det første året. Men så fikk jeg andre oppgaver, og det var veldig interessant å være sjef også. Da så jeg sakene fra en helt ny vinkel. Etter å ha vært på land en stund kunne jeg ikke tenke meg å reise ut igjen.

– Hvor mange mennesker var du sjef for?
– Det var vel cirka hundre. I min periode åpnet vi base i Florø og i Bergen. Senere åpnet vi også base i Kristiansund. Jeg var utenlands i noen perioder og jobbet i Canada og Amerika og i Forenede Arabiske Emirater. I Emiratene startet vi opp fra bunnen av. Jeg hadde også et oppdrag i Afrika for Norsk Hydro. Der måtte vi også begynne fra bunnen av med å sette opp sementsiloer. Det ble et mye mer kortvarig opphold enn det som var forespeilet oss, for det ble boret bare ett hull. Hele operasjonen varte bare et halv år.

Det verste med å jobbe offshore

– Hva er det verste du har opplevd i oljebransjen?
– Vi har jo hatt noen ulykker. Det var trist. Mens jeg var ute, mistet vi en dykker en gang og en dekksarbeider. Ellers var det verste rent fysisk å reise med supplybåter. Du var ikke menneske i dagesvis etterpå, men det gikk heldigvis bedre med årene. Nei, jeg likte meg i grunnen svært godt. Det miljøet som var på «Ocean Viking» og «Ocean Traveler» var helt spesielt. Når vi treffes nå, er det som å møte et kjært familiemedlem. Vi treffes jevnlig i pionerklubben. Jeg tror det var en spesiell type mennesker som ble rekruttert til dette arbeidet i denne fasen. Det var jo tusenvis av mennesker som søkte på de første jobbene, og jeg tror de hadde peiling på å plukke folk de som drev med rekruttering. Det var kjernekarer alle sammen.

– Ja, det virker som om det var veldig mange positive mennesker som ble ansatt, folk som hadde lett for å si ja.
– Ja, det har gått godt for veldig mange av dem. Nå er jo de fleste pensjonister, men de klarte seg godt og fikk gode jobber. Det var en god gjeng.

I sement til ørene

– Er det noen spesielle historier du kan fortelle?
– Ja, siden vi var inne på Bravo. Når en transporterer sement, bruker en trykkluft og blåser den fra siloene over til sementmikseutsyret. Trykkluften må ventileres ut og vekk før sementen kommer ned i selve mikseutstyret. Det går en ventilasjonslinje som føres vekk, mot sjøen. Denne luften inneholder jo mye støv.

På Bravo hadde de klart å koble ventilasjonslinjen sammen med linjen som blåste sement fra båtene opp i tankene. Dette var det ingen som hadde oppdaget før en dag begge disse operasjonene ble utført samtidig. Akkurat når vi skulle begynne på sementjobben hadde de begynt å blåse sement fra supplybåten som lå og losset ved siden av. Supplybåten blåste med mye høyere trykk enn vi hadde på ventilasjonslinjen. Dermed ble sementen fra båten blåst rett inn til oss. Der ble tanken full og så fløt det over.

Jeg så bare det kvite i øynene på Johan som var hjelperen min.

Vi sto til ørene i sement og kunne ikke begripe hva det var som skjedde. Johan var helt grå av sement og det hvite i øynene begynte helst å bli rødt, for sementen irriterte.

Det ble litt amper stemning for vi tapte tid på dette. Jeg skjønte ingen ting, men så gikk jeg bort til rekken for å trekke pusten litt. Der så jeg supplybåten lå og blåste sement. Da måtte vi finne ut hvor sementlinjen gikk hen. Vi gikk ned og fulgte linjen. Dermed fant vi ut at de to linjene var koblet sammen.

Tette sementlinjer

Ocean Viking
Ocean Viking. Foto: Kjell Undall/Norsk Oljemuseum

– Det var en annen episode som skjedde på «Ocean Viking». Riggen hadde vært på verksted blant annet for å skifte sementlinje til en som skulle tåle høyere trykk. Når riggen kom ut, skulle vi teste at alt fungerte. Vi pumpet vann gjennom for å teste. Men så ble det trykk, og jeg trodde det måtte være noen som hadde stengt en ventil. Så fulgte jeg linjen, men jeg fant ingen stengte ventiler. Alt så åpent og normalt ut. Jeg prøvde igjen, men fikk trykk med en gang.

Vi måtte gå over linjen på nytt seksjon for seksjon, for å se om det var noe som sto fast inne i røret. Til slutt fant vi feilen. Det som hadde skjedd var at de hadde montert sementlinjen ut fra to forskjellige tegninger. Det var en tegning som gikk fra sementutstyret bort til mudrommet. De som hadde montert linjen fram til denne veggen hadde sveiset røret fast i veggen. Så var det noen andre som hadde jobbet ut fra den andre tegningen og hadde sveiset fast røret på den siden av veggen. Men ingen hadde skåret hull i veggen! Sånne ting tok uendelig lang tid å finne ut.

Det var en lignende episode på Albuskjell. Der var også sementlinjen tett og en måtte gå gjennom seksjon for seksjon for å finne feilen. Til slutt fant de 24 tomme vinflasker. Riggen var bygd nede i Frankrike. Der hadde arbeidsfolkene vin til lunsjen,  og så hadde de stappet tomflaskene i det første og beste røret de så. Omregnet i de timene det tok å rette opp dette her, ble det kolossalt dyrt. Riggen kunne ikke gjøre noe før sementlinjene var åpnet.

Fra Blikken til Nordsjøen
Da oljemuseet åpnet i 1999 fortalte Nordal Torstensen Kong Harald om livet offshore. Foto: Dag Myrestrand/Norsk Oljemuseum
Publisert 14. oktober 2017   •   Oppdatert 20. mars 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Oslo-Paris-konvensjonen (OSPAR)

person av Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Ved fjerning av plattformer er det et viktig krav at operatøren rydder opp etter seg og forlater området uten fare for framtidige miljøskader. Dette har Norge forpliktet seg til ved å undertegne Oslo-Paris-konvensjonen – omtalt som OSPAR.
— OSPAR sin logo
© Norsk Oljemuseum

Oslo- og Paris-konvensjonen for beskyttelse av det marine miljøet i det nordøstlige Atlanterhavet trådte i kraft i mars 1992. I 1998 vedtok landene som hadde tiltrådt konvensjonen en egen bestemmelse for utrangerte olje- og gassinstallasjoner på kontinentalsokkelen. Bestemmelsen – kalt Beslutning 98/3 – har som hovedregel at «det er forbudt å dumpe og å etterlate helt eller delvis utrangerte offshore installasjoner i sjøområdet».

Konvensjonen fra 1992 kombinerer Oslo-konvensjonen fra 1972 om dumping i sjøen og Paris-konvensjonen fra 1974 om landbaserte kilder for marin forurensing. Virkeområdet er Nordøst-Atlanteren og er delt i 5 soner. Sone I og II gjelder for norske farvann.

Miljøverndepartementet er forvaltningsmyndighet for OSPAR i Norge og har ansvaret for den nasjonale oppfølging av OSPAR-kommisjonen. Miljødirektoratet har ansvar for representasjon og oppfølging av arbeidet i fire komiteer:

  1. Komiteen som jobber med biologisk mangfold
  2. Komiteen som jobber med miljømessige påvirkninger fra menneskelig aktivitet
  3. Komiteen som jobber med eutrofiering (overgjødsling) og miljøfarlige kjemikalier
  4. Komiteen som jobber med offshore olje- og gassindustri og overvåking

Statens strålevern har ansvar for å følge opp arbeidet med radioaktive substanser.[REMOVE]Fotnote: Miljødirektoratet – Internasjonale miljøavtaler (Nettside besøkt 5. april 2019)

Hvordan virker konvensjonen?

OSPAR setter krav som krever at det skal gjennomføres nødvendige tiltak for å beskytte og bevare økosystemene og naturmangfoldet i Nordøst-Atlanteren. Hvis det er nødvendig, krever OSPAR at de nasjonene som har tiltrådt konvensjon arbeider for at marine områder som er vesentlig påvirket, blir tilbakeført til opprinnelig status.

Avtalen legger også til rette for samarbeid om utvikling av programmer som skal kontrollere menneskelig aktivitet som påvirker naturen i området.

Avtalen består av en hoveddel med generelle bestemmelser, i tillegg til fem vedlegg som regulerer henholdsvis forurensning fra landbaserte kilder, dumping og forbrenning til havs, forurensning fra offshore-kilder, overvåking og biologisk mangfold.

Konvensjonen tillater ikke vedtak om tiltak som regulerer fiske. I de tilfeller hvor fiskeri er en viktig påvirkningsfaktor, kan komiteen likevel henvende seg til myndigheten som har ansvaret for å forvalte fisket.

Arbeidet i OSPAR er i stor grad påvirket av EUs havstrategidirektiv.[REMOVE]Fotnote: Official Journal of the European Union “DIRECTIVE 2008/56/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of 17 June 2008 establishing a framework for community action in the field of marine environmental policy (Marine Strategy Framework Directive)”Klikk her for å endre… Direktivet tar opp mange av de samme temaene som konvensjonen jobber med, og det er forventet at landene skal samarbeide regionalt om dette. Norge mener at dette direktivet ikke skal innlemmes i EØS-avtalen. Det er likevel viktig å ha en arena for samarbeid med de andre medlemslandene som ligger innenfor EU, slik at vår forvaltning av egne havområder gjennom helhetlige forvaltningsplaner kan samordnes med EUs havstrategidirektiv. Regionale konvensjoner, som OSPAR, er da spesielt aktuelle samarbeidsforum.

Det åpnes imidlertid for unntak fra Beslutning 98/3 for stålinstallasjoner som veier mer enn 10 000 tonn, betonginstallasjoner og ankerfester av betong.

Det var denne unntaksmuligheten for betonginstallasjoner som kunne tillate norske myndigheter å starte en konsultasjonsprosess i 2001 for å kunne la Ekofisk-tanken og beskyttelsesveggen bli stående på feltet.

I Olje- og energidepartementets innstilling til Stortinget vises det til det arbeidet som var gjort med relevans til OSPAR:

«I henhold til Norges forpliktelser etter konvensjonen om beskyttelse av det marine miljø i det nordøstlige Atlanterhavet av 1992 (OSPAR-konvensjonen) har norske myndigheter i forbindelse med disponeringen av Ekofisk-tanken gjennomført en konsultasjonsprosess overfor andre OSPAR-land. Dette er påkrevd når bestemte kategorier offshoreinstallasjoner anbefales etterlatt. Ekofisk-tanken med den tilhørende beskyttelsesveggen omfattes av disse kategoriene. De andre OSPAR-landene har således fått anledning til å uttale seg om den anbefalte disponeringsløsningen. I løpet av konsultasjonsprosessen har ingen land hatt innvendinger mot at Ekofisk-tanken og beskyttelsesveggen etterlates.»

Vedtaket om at betongkonstruksjonene kunne få stå i fred ble gjort i Stortinget 11. juni 2002.[REMOVE]Fotnote: DET KONGELIGE OLJE- OG ENERGIDEPARTEMENT ST.PRP. NR. 51 (2001—2002) OM DISPONERING AV EKOFISK-TANKEN MED BESKYTTELSESVEGG (Les egen artikkel om rengjøringen). Dette var med å skape presedens for senere avslutningsprogrammer som for eksempel feltene Frigg og Brent (på britisk sokkel).

Hvordan blir beslutninger vedtatt og gjennomført?

Arbeidet i konvensjonen blir administrert av OSPAR-kommisjonen, som består av 15 medlemsland og EU-kommisjonen. Møtene i kommisjonen er OSPARs besluttende forum og blir normalt avholdt en gang per år.

Landene som har tiltrådt OSPAR-konvensjonen er Belgia, Danmark, Finland, Frankrike, Irland, Island, Luxemburg, Nederland, Norge, Portugal, Spania, Storbritannia, Sveits, Sverige og Tyskland.

Kommisjonen kan lage reguleringer for menneskelig aktivitet for å beskytte økosystemene og naturmangfoldet i Nordøst-Atlanteren. Den blir støttet av strategikomiteer, som igjen blir støttet av underliggende arbeidsgrupper.[REMOVE]Fotnote: Miljødirektoratet – Internasjonale miljøavtaler (Nettside besøkt 5. april 2019)

 

Publisert 29. juli 2019   •   Oppdatert 28. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Fjerning av plattformer – krav og prosedyre

person av Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
På begynnelsen av 1990-tallet ble det klart at flere olje- og gassfelt nærmet seg slutten av sitt produksjonsliv. Det ble derfor nødvendig å samle og utvide ulike lover og bestemmelser. Med vedtaket av Petroleumsloven 29. november 1996, ble det for første gang krav om regulering knyttet til prosessene med å stenge ned og fjerne plattformer og andre store petroleumsanlegg.
— Fjerning av Ekofisk 2/4 FTP. Foto: Ukjent/conocoPhillips
© Norsk Oljemuseum

Nedstenging innebærer at man fjerner hele eller store deler av de fysiske installasjonene/plattformene på feltet og at alle brønner må tettes igjen uten fare for lekkasjer fra reservoaret (plugging).

fjerning
Demontering av 2/4 T. Foto: Kjetil Alsvik/ConocoPhillips

Vekt av stål og utstyr på faste plattformer som skal fjernes utgjør nesten 1,8 millioner tonn. Det meste av dette må løftes av ute på feltet med tungløftfartøy for så å fraktes til land for rensing og destruering. I noen tilfeller kan hele dekksanlegget løftes i ett stykke (hvis vekten er mindre enn 20 000 tonn).

De flytende plattformene kan slepes til land hvor de kan håndteres av kraner som finnes på verkstedene som skal rense og destruere anleggene. Til sammen utgjør vekt av stål og utstyr på disse plattformene omtrent 1,1 millioner tonn. Sannsynligvis vil betongdelen av de få flytende betongplattformene bli senket på dypt vann.

I tillegg kommer alle de store Condeep-plattformene (i alt 10) og ikke minst alle de ulike undervannsinstallasjonene på de mange feltene som er spredt fra Barentshavet til danskegrensen.

Siden oppstarten i 1966 og fram til utløpet av 2015 var det blitt boret totalt 6283 brønner på norsk sokkel (NKS). Dette tallet inkluderer lete-, avgrensnings-, produksjons- og injeksjonsbrønner boret i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Brønner som regnes som en del av produksjonen utgjør 4731 og av disse var nesten 60 prosent ikke lenger i bruk. Det gjenstod omtrent 600 brønner som skulle plugges.

Fjerning av plattformer vil derfor i de nærmeste årene bli en stor og omfattende aktivitet, som i stor grad vil kunne komme norsk industri til gode. Den foreløpige verdien av fjerningsarbeidet ble i en masteroppgave fra 2018 anslått til mer enn 500 milliarder kroner.[REMOVE]Fotnote: Vikane, Allen «Development of a Decommissioning Cost Estimating Model for Oil and Gas Fields on the Norwegian Continental Shelf» Master Thesis 2018: 215.

Historisk oversikt

Nedstengte felt på norsk sokkel pr. 31.12.2019 (norskpetroleum.no). Merk at Yme og Tor som er nedstengte felt ikke er med på lista da status pr. 3.12.2019 er at de skal gjenåpnes og har merkelappen «approved for production».
Nedstengte felt på norsk sokkel pr. 31.12.2019 (norskpetroleum.no). Merk at Yme og Tor som er nedstengte felt ikke er med på lista da status pr. 3.12.2019 er at de skal gjenåpnes og har merkelappen «approved for production».

Odin-plattformen, som ble regnet som en del av Frigg-området, ble demontert av Aker Maritime i 1996/97 og skipet til Stord. Det var den første komplette produksjonsplattformen som ble fjernet fra norsk sokkel. Ved demonteringen ble 98 prosent av plattformen resirkulert.[REMOVE]Fotnote: Kulturminne Frigg, «Odin,» [Internett]. Available: http://www.kulturminne-frigg.no/modules/module_123/proxy.asp?C=24&I=155&D=2&mid=21. [Funnet 31.01. 2019]. I Ekofisk-området var det plattformene på Cod og Edda som ble de første som ble fjernet. I alt er produksjonen avsluttet på følgende felt (pr. 1.1.2019).[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet «Faktasider» [Funnet 31.01.2019]

Nedstenging og fjerning av offshoreanlegg på norsk kontinentalsokkel er altså ikke en ny industri, men bortsett fra de store Frigg- og Ekofisk I-prosjektene, har det vært liten aktivitet i årene siden produksjonen fra olje- og gassfelt begynte å avta i 2005. Imidlertid vil aktiviteten vokse jevnt i de kommende årene, da flere og flere felts driftskostnader overgår inntektene.

Selv om loven ikke la noen krav om hvordan plattformer skulle fjernes før mot slutten av 90-tallet, hadde myndighetene fra seint på 80-tallet krevd at det skulle beregnes en kostnad for fjerning allerede ved innlevering av Plan for utbygging og drift. Basert på disse estimatene ble også lisensgruppen pålagt å sette av midler for den fremtidige fjerningen.

«Avslutning av petroleumsvirksomhet» er underlagt bestemmelsene i Petroleumsloven. Rettighetshaverne[REMOVE]Fotnote: Rettighetshaver er et selskap som har fått tildelt eierandel i en utvinningstillatelse. er ansvarlige for å utarbeide en plan for avslutning og disponering av feltets innretninger i god tid (2-5 år) før produksjonen på feltet stenges. Lovens forskrifter stiller krav til innholdet i avslutningsplanen.

Avslutningsplanen skal bestå av to deler; en disponeringsdel og en konsekvensutredning. Nasjonale krav til disponering av offshore innretninger følger anbefalingene gitt gjennom internasjonale avtaler.

Konsekvensutredningen skal inneholde en beskrivelse av virkninger for vurderte disponeringsløsninger innenfor miljø og samfunn.[REMOVE]Fotnote: Equinor (August 2018) Avslutningsplan Statfjord A Konsekvensutredning.

FNs havrettskonvensjon (UNCLOS) gir rammebetingelser for fjerning av overflødige innretninger etter endt bruk. Basert på denne har Den internasjonale sjøfartsorganisasjonen (IMO) utarbeidet retningslinjer for å sikre fri ferdsel til sjøs (IMO, 1989). Retningslinjene er ikke bindende, men gir anbefalinger vedrørende avvikling av utrangerte offshoreinnretninger.

Generelt kreves fjerning av faste innretninger med en vekt av stålunderstell over 4000 tonn i områder med vanndyp mindre enn 75 m, og minimum 55 m fri seilingshøyde over etterlatte innretninger i dypere områder.

fjerning
OSPAR sin logo

For det nordøstlige Atlanterhavet, inkludert Nordsjøen, har Oslo-Paris-konvensjonen (OSPAR) etablert spesifikke kriterier knyttet til disponering av overflødige offshore innretninger. OSPAR-beslutning 98/3 gir et generelt forbud mot dumping eller etterlatelse av overflødige offshore innretninger som ikke har noen videre funksjon (OSPAR, 1998). For stålunderstell kreves full fjerning dersom dette har en vekt under 10 000 tonn. Dekksanlegg (overbygninger) skal fjernes i sin helhet. Stålunderstellene på DP og PCP på Frigg-feltet veide ved installasjon henholdsvis om lag 9200 og 7600 tonn. De ble derfor krevd fjernet i henhold til OSPAR 98/3.

OSPAR-beslutningen åpner for unntak dersom nasjonale myndigheter viser at et unntak kan begrunnes utfra tekniske, sikkerhetsmessige eller miljømessige forhold. I den grad eksport av innretningen for opphogging utenlands blir aktuelt, finnes det avtaler gjennom EØS-avtalen som regulerer avfallseksport.[REMOVE]Fotnote: Aker BP (28.06.2018) Avvikling av de opprinnelige bore- og prosessplattformene på Valhall. Forslag til program for konsekvensutredning.

fjerning,
Ekofisk 2/4 T står igjen som et tomt skall. Foto: Kjetil Alsvik/ConocoPhillips

De store betongkonstruksjonene som for eksempel de store bunnfaste betongplattformene har vært gjenstand for slike unntaksvurderinger. På norsk sokkel har man akseptert at Ekofisk-tanken og Frigg-plattformene få stå (etter at dekksanleggene er fjernet) og det samme har skjedd på Brent- og Beryl-feltene på britisk side av midtlinjen.[REMOVE]Fotnote: Shell U.K., «BRENT BRAVO, CHARLIE AND DELTA GBS DECOMMISSIONING TECHNICAL DOCUMENT Shell Report Number BDE-F-GBS-BA-5801-00001,» February 2017.Klikk her for å endre… Oljedirektoratet har initiert to studier for å se på muligheter for fjerne betongkolossene i forbindelse med fremtidige nedstengninger.[REMOVE]Fotnote: Dr.techn.Olav Olsen, «11318-OO-R-0001-B Disponering av betonginnretninger,» 19.10.2010.[REMOVE]Fotnote: Dr. Techn. Olav Olsen «12635-01-OO-R-001 MARKEDSRAPPORT KNYTTET TIL AVSLUTNING OG DISPONERING AVSLUTNING OG DISPONERING AV UTRANGERTE INNRETNINGER» 23.04.2018.

Oljedirektoratets veiledning

Oljedirektoratet (OD) er et statlig fagdirektorat og forvaltingsorgan som ligger under Olje- og energidepartementet (OED).

Oljedirektoratets hovedmål er å bidra til størst mulig verdi for samfunnet fra olje- og gassvirksomheten gjennom en effektiv og forsvarlig ressursforvaltning. OD skal, i samarbeid med andre myndigheter, sikre at petroleumsvirksheten blir fulgt opp på en helhetlig måte. OD setter rammer, fastsetter forskrifter og fatter vedtak der dette er delegert.[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratets hjemmeside.

Plugging av brønner

Brønner kan enten bli midlertidig forlatt, hvis det er muligheter/planer for en fremtidig gjenåpning, eller permanent forlatt, hvor brønnen betraktes som forseglet evig (i praksis 600-700 år).[REMOVE]Fotnote: T. Øia and J. O. Spieler, “Plug and abandonment status on the Norwegian continental shelf,” 2015. En vanlig metode for å beskrive fasene ved å plugge en brønn er gitt av Oil & Gas UK.[REMOVE]Fotnote: Oil & Gas UK, “Guidelines on Well Abandonment Cost Estimation,” 2015. Denne framgangsmåten deler stengingen i tre faser og fire klassifikasjoner av kompleksitet. De tre fasene er:

  1. Reservoaravstenging: Pumping av kill fluid/drepevæske (En væske med en tetthet tilstrekkelig til å forhindre væskeinngang i borehullet fra en hvilken som helst eksponert formasjon i reservoaret) i brønnen og montering av mekaniske plugger
  2. Midlertidig forlatelse: Fjerning av rør og utstyr på havbunnen (alt over produksjonspakker), logging av eksisterende sement og installasjon av permanente barrierer.
  3. Fjerning av brønnhodet: Fjernes med enten sprengstoff, skjæring med spesielt verktøy eller vann under høyt trykk.

(Bruk illustrasjon fra EPOKE nr. 5)

Ekofisk I Cessation project ConocophillipsPtilfjerningsseminar

2008-02 Status of Ekofisk decommissioning Kari_Amundsen

 

Publisert 29. juli 2019   •   Oppdatert 3. mars 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Ingeniøravdeling offshore

person Norsk Oljemuseum
Ingeniøravdelingen offshore besto av en del støttepersonell som var nødvendig å ha på produksjonsstedet. Nå er bare en driftsingeniør igjen på feltet, mens de fleste av støttefunksjonene er flyttet til land.
— Tove Nina Klemmetsrud, ingeniør i P.P.Co.N. Foto: Liv Åshild Ervik/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Mesteparten av støttepersonell i form av ingeniører, geologer og så videre lokalisert til hovedkontoret i Tananger. For å holde oversikten over hvor stor produksjonen av olje og gass er, og til hvilken kvalitet, trengtes målegruppen og laboratoriepersonell. Mens produksjonskontrollgruppen drev produksjonskoordinering.

Produksjonskontroll

Production Control Unit, PCU-gruppen, drev med produksjonskontroll. Gruppen var underordnet teknisk sjef, men var nærmere knyttet til PCU på land. Kontoret var bemannet døgnet rundt med to på dagskift og en på natt. Gruppen drev med langtidsplanlegging, oppfølging av måleaktiviteter og produksjonskoordinering. De laget daglige produksjonsrapporter, fikk inn alle analysene fra laboratoriet, sjekket målinger fra målestasjonenen og foretok kvalitetstester på produksjonen. I tillegg var de ansvarlige for at Emden terminalen fikk nok gass til å møte etterspørselen fra kundene på Kontinentet.

Ved en eventuell nedstengning måtte de foreta en såkalt ”linepack”, det vil si regne ut hvor lenge en kan levere gass med det kvantum som allerede var i rørledningen. Hvis en ikke produserte nok gass til å møte bestillingene, måtte det kjøpes gass fra konkurrentene.

De første årene var det bare en stilling innen produksjonskontroll. Men arbeidsoppgavene økte og fra 1980 ble det åpnet for to stillinger, men fortsatt kun på dagtid. I 1985 ble det nødvendig med bemanning 24 timer i døgnet, og nok en stilling ble opprettet. I dag drives denne funksjonen fra land.

Målegruppe

NOMF-02679.883 Trond A. Fagerli og Johan Bjelland fra PCU-gruppen på Ekofisk
Trond A. Fagerli og Johan Bjelland fra PCU-gruppen på Ekofisk. Gruppen drev med langtidsplanlegging, oppfølging av måleaktiviteter og produksjonskoordinering. De laget daglige produksjonsrapporter, fikk inn alle analysene fra laboratoriet, sjekket målinger fra målestasjonenen og foretok kvalitetstester på produksjonen. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

Målegruppen var ansvarlig for allokeringsmålinger på olje og gass, det vil si å måle hva som produseres hvor. De forskjellige feltene på Ekofiskområdet produserte forskjellige typer olje og gass med ulik sammensetning. Når målingene var ferdige, ble de sendt til produkt- og koordinasjonsavdelingen (PCU). Siden det er flere eiere inne i bildet som har ulike eierandeler i de forskjellige feltene, var det viktig å ha oversikt over hvor mye som produseres av forskjellig kvalitet fra de ulike feltene. Målegruppen, sammen med PCU, beregnet så hvor stor andel hver av partnerne skulle ha. Målegruppen var bemannet med personer med kompetanse som ingeniør eller tekniker innen instrument og automasjon.

Laboratoriepersonell

Laboratoriepersonellet har kvalifikasjoner som ingeniør eller tekniker innen kjemi og prosess. De er ansvarlig for allokerings- og prosessanalyser. Det vil si at de analyserer de forskjellige strømmene og rapporterer om sammensetningen på disse. Blant annet tas det prøver av gassen som sendes til Emden. Gassen separeres i de enkelte komponenter for å finne sammensetningen. Oljeprøvene destilleres til tre komponenter: gass, lett olje og tung olje. Oljene fra de forskjellige feltene ser ulike ut. Oljen fra Cod er veldig lys, mens den fra Valhall er helt svart. Analysene har betydning for til hvilken pris råstoffene skal selges for. Det er flere parametre som skal følges opp ved prosessanalyse, som for eksempel sammensetning, tetthet, vanninnhold, duggpunkt, olje i vann og så videre. Det er viktig å ha oversikt over dette for at prosessen skal drives optimalt.

Laboratoriepersonellet analyserer også prøver for å kontrollere at utslipp til vann og luft holder seg innenfor de grenser som myndighetene har bestemt. Forurensingstilsynet får løpende rapporter om dette. Laboratoriepersonellet tar også prøver av kjølevannsystemet. En annen oppgave er å ta prøver av glykolen som brukes til å tørke gassen.

Tidligere var laboratoriegruppen, som holdt til på Ekofisk-tanken, ganske stor med 17 ansatte. Nå kan mange målinger følges opp med online utstyr, dermed er det bare en ansatt igjen i laboratoriet på 2/4 H på Ekofisk-senteret og en på Eldfisk Kompleks.

Reservoaringeniør

arbeidsliv, prosesstekniker, drift og brønnvedlikehold
Prosessoperatør Bjørn Skrede tar oljeprøver på Edda 2/7 C for å få dem analysert i laboratoriet på Ekofisk 2/4 T. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

De fleste reservoaringeniørene har sin arbeidsplass på land. Men på 1970-tallet var det vanlig at noen reservoaringeniører var fast stasjonert på Ekofisksenteret.

Når et olje eller gassfelt er oppdaget og studert av geologene, begynner reservoaringeniørens å arbeide med å analysere om feltet er drivverdig både teknisk og økonomisk. Reservoaringeniøren skal kunne fortelle hva som finnes i reservoaret, og hvordan det kommer til å oppføre seg etter hvert som man tapper reservoaret for olje og/eller gass.

Reservoaringeniørens viktigste oppgave er å tolke brønnen ut fra logger ved hjelp av forskjellige parametre. Ingeniøren skal kunne evaluere reservoaregenskaper og blant annet identifisere porøse og permeable soner for å planlegge brønnen slik at den produserer optimalt.

I dag brukes databaserte moderne verktøy ved innsamling og tolking av brønndata. En mengde datatyper integreres i tolkningen. Gamma logg registrerer den naturlige gammastrålingen fra bergartene, noe som skiller mellom sandstein, kalkstein og skifer. Nøytron levetidsmålinger forteller noe om vannmetningen bak foringsrøret. Sonisk logg gir beskjed om hvor raskt lyden beveger seg gjennom bergartene og gir informasjon om bergartenes porøsitet. Resitivitetslogging måler om bergartens porer inneholder olje eller gass. Tetthetslogg registrerer bergartens tetthet.

Tolkningen skjer ved å bruke avansert datautstyr og den mest avanserte og beste tilgjengelige dataprogramvaren. Noe av det mest avanserte datautstyret i verden finnes i oljeindustrien, og dette er blant annet reservoaringeniørens arbeidsredskap. Det lages avanserte 3D modeller av reservoaret for på kunne beregne reservoarets livsløp. Mye av arbeidet gjøre i team, også i samarbeid med andre avdelinger og spesialister. Reservoaringeniøren er med i hele livsløpet til et olje og/eller gassfelt, fra utbyggingen og gjennom utvinningsfasen.

Publisert 11. juli 2017   •   Oppdatert 30. oktober 2019
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Logistikk, trafikk og kommunikasjon

person Norsk Oljemuseum
Det er hyppig trafikk mellom Ekofisk og fastlandet for frakt av varer og personell. Båtene, helikoptrene og mannskapet om bord utgjør viktige transportpartnere som oljebransjen ikke kunne klart seg uten. Dessuten overføres det hvert døgn en mengde data internt offshore og mellom plattformene i havet og land.
— Boeing bv 234 Chinook går inn for landing på Ekofisk 2/4 H. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Gjennomsnittlig er det sju daglige helikopteravganger fra Sola med destinasjon Ekofisk. Alle har retur samme dag. Flytiden ut er omtrent én og en halv time, litt avhengig av vindretningen. Helikoptrene føres av erfarne piloter.

NOMF-02673.199 Helikopterpilot ved spakene. Foto: NOM
Helikopterpilot. Foto: ConocoPhillips/Norsk Oljemuseum

I år 2000 ble 26 000 passasjerer fraktet fra Sola til Ekofisk. Helikopter Service, som driver trafikken gjennom kontrakt med Phillips, hadde da to typer Super Puma-helikoptre i drift. L 1 med 18 seter, tar kun 14 passasjerer med full tank. L 2 med 19 seter, tar vanligvis 18 passasjerer. Alle må ha overlevelsesdrakt på seg under overfarten. De første helikoptrene som ble tatt i bruk var av typen Sikorsky. I 1978 ble Boeing BV 234 Chinook helikoptre tatt i bruk i trafikken mellom land og Ekofisksenteret. De var langt større enn dagens helikoptre, og hadde plass til mellom 44 og 46 personer. De hadde til og med egen flyvertinne som serverte kaffe om bord. To Dauphin-helikoptre driver skytteltrafikken mellom plattformene i Ekofiskområdet. Tidligere var det to Bell 212 som tok unna trafikken.

NOMF-02673.018 De første årene fantes det ikke overlevelsesdrakter. Da reiste de i hatt, frakk og dress.
De første årene fantes det ikke overlevelsesdrakter. Da reiste de i hatt, frakk og dress. Foto: ConocoPhillips/Norsk Oljemuseum

De faste flygningene mellom plattformene er ofte konsentrert rundt morgen-, middags-, og kveldsskyttelen. På det mest hektiske, letter og lander det helikoptre på Ekofisk til sammen 200 ganger i løpet av et døgn. Dette er fordelt på rundt ti helikopterdekk, og utgjør både skytteltrafikken mellom plattformene, og tilbringertjenesten mellom Sola og Ekofisk.

Dauphin-helikoptrene fungerer også som beredskapshelikoptre for Søk og Redning (SAR), og medisinsk evakuering. SAR-tjenesten ble innført i 1982. Fra helikopteret skal det være mulig å redde folk som ligger i sjøen ved hjelp av en redningsmann i line. Til enhver tid skal det befinne seg seks piloter, to mekanikere og to redningsmenn i Ekofiskområdet.

Transportleder helikoptertrafikk

Transportleder innhenter og mottar informasjon om aktivitet og bemanning på Ekofisk for å planlegge hvor omfattende helikoptertrafikken skal være. Avdelingen registrerer også all pakkepost med innhold, avsender og mottaker. Alle som reiser til Ekofiskområdet blir tildelt en Dawinci-id (tidligere MTS-kode). Dermed kan personenes bevegelser registreres, noe som er av stor betydning ved en eventuell ulykke. Det føres også kontroll med at alle personer som reiser ut offshore har gyldig helseattest.

Forsynings- \ supplytjeneste

NOMF-02679.099 Basketen frakter personer fra supplybåten til plattformen.
Basketen bringer personer fra supplybåten og opp til plattformen ved hjelp av kranen. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

Seks dager i uken legger et forsyningsfartøy ut fra kaien i Tananger med retning Ekofisk. Til sammen blir dette cirka 312 avganger i året. Tre fartøy, «Sound Truck», «Scandi Fortune» og «Active Girl» utfører i dag disse transportene. De er rene forsyningsfartøy med et dekkareal på cirka 800-900 kvadratmeter. Phillips hadde også fire fartøy som var flerfunksjonelle (Multi Purpose Vessels). I tillegg til å frakte forsyninger til, og mellom, plattformene, fungerer to av dem som brannbekjempelsesbåter og alle fire som beredskapsbåter, utstyrt med blant annet mann-over-bord-båter (MOB-båter). To av dem har også ekstrautstyr som gjør dem i stand til å håndtere ankeroperasjoner, for eksempel i forbindelse med sleping av rigger. På feltet skal det alltid være minst ett fartøy med ekstra brannbekjempelsesutstyr. I tillegg til forsyningsbåtene, finnes det to rene beredskapsbåter, «Strilfisk» og «Striløy». Disse er stasjonert ved henholdsvis B-11-plattformen og H-7-plattformen. Forsyningsfartøyene leverer alt fra mat og vann til sengetøy, diesel og verktøy. Det er vann det årlig transporteres mest av. Totalt 267.000 tonn i år 2000.

Turen fra Tananger til Ekofiskområdet tar cirka tolv timer. Da tilbakelegger båten rundt 165 nautiske mil. Mannskapet går vanligvis i vakter med fire uker på og fire uker av.

Helivakt

NOMF-02679.256 Helikoptervakten på Ekofisk 2/4 H
Helivakten på Ekofisk 2/4 H. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

Helivakten assisterer pilotene ved landing og avgang. Et annet ansvarsområde er brannberedskap. Helivaktene sørger for å stue bagasje før avgang og sette bagasjen på helidekket slik at passasjerene kan ta den med seg når de forlater helikopteret. Når passasjerene ankommer går de direkte i skylobbyen, eller ankomst- og avgangshallen, og bringes derfra videre til destinasjonen enten den er på Ekofisksenteret eller de shuttles videre til en av de andre installasjonene.

Det er ofte hjelpearbeidere som er helivakter.

NOMF-02708.052 Resepsjonen
Malwika C. Bielajew i resepsjonen på Ekofisk 2/4 H. Foto: Jan A. Tjemsland/Norsk Oljemuseum

På Ekofisksenteret må alle som kommer med helikopter innom resepsjonen, eller skylobby som det kalles. Der registreres de og får en elektronisk brikke, før de går til lugaren. Den som tar i mot og registrerer er resepsjonisten. Han eller hun har ansvar for booking av seter på helikopterflightene til land og all shuttling fra Ekofisksenteret, og koordinerer og prioriterer hvem som skal med på flightene. Tidligere ble arbeidet i resepsjonen gjort manuelt, mens nå foregår det meste på data.

Resepsjonisten er også den som tildeler lugarer. På Ekofisk senteret er det vanligvis fullt belegg, og i perioder når det foregår mye arbeid kan det være litt av et puslespill å få lugarkapasiteten til å gå opp. Det samarbeides om sengeplass med de uteliggende plattformene, og det må gjerne daglig shuttling til for å bringe folk fra boligplattformen til arbeidsplassen. I tillegg til booking av helikopterseter og lugarer er det telefoner, post og emailer som skal besvares.

Radiooperatør

Radiooperatørens fremste oppgave er å formidle kontakt mellom riggen og land, supplybåter, andre installasjoner og helikoptrene. Oppgavene har forandret seg mye etter hvert som teknologien har gjort framskritt. Utdanningen som kreves er  telegrafist, og den dag i dag må radiooperatøren kunne morse. Vanligvis går kommunikasjonene over VHF. Stillingene som radiooperatør ble til å begynne med rekruttert av norske telegrafister med flere års erfaring fra handelsflåten.

NOMF-02679.407 Radiooperatører i tårnet på Ekofisk 2/4 H.
Radiooperatører i tårnet på Ekofisk 2/4 H. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

Det er radiooperatører på alle bemannede installasjoner på Ekofisk. Tidligere var det en på dagskift og en på nattskift. Når en tok hensyn til turnusen, var det 5,5 personer som hadde disse stillingene på hver installasjon. På 1990-tallet gjennomgikk hele organisasjonene en effektivisering. Da ble andre personer som for eksempel sykepleier satt til å skjøtte radiooperatørfunksjonene på nattskiftet. Dermed ble det langt færre radiooperatører. På satellittplattformene er det radiooperatørene som følger med helikopter- og eventuell båttraffikk om nødvendig. De har sine radiosystemer tilgjengelige for samtaler til sjø- og luftfartøyer, Ekofisksenteret, kystradiostasjoner osv. Skulle uhellet være ute og viktige beskjeder og alarm må sendes, trer et elektronisk alarmsystem i funksjon og sender ut forutbestemte alarmsignaler.

Det var flest radiooperatører på Ekofisk 2/4 H. Her ble et nytt kontrolltårn tatt i bruk i 1987. Det ga muligheter for effektivisering av tjenesten. En kunne kombinere kontroll med luft og båttrafikk og observasjon av været.

Båtkoordinator følger båter med radar. Radiobølger følger horisonten rundt og registrerer alle bevegelser på sjøen innen horisonten, enten det er dag eller natt, tåke eller klarvær.

Oppgaven med å overvåke lufttrafikken er delt i to. En operatører holder øye med hvor helikoptrene til en hver tid befinner seg. Den andre overvåker shuttling, passasjerer, last og drivstoff. Kommunikasjonene med Sola foregår over satellitt. Kontrollrommet overtar kontrollen med helikoptrene fra Sola cirka 40 nautiske mil fra Ekofisk. Radiooperatørene på Ekofisk står i forbindelse med helikopteret via radio og oppgir værdata, skyhøyde osv.

Teknisk kommunikasjon

På Ekofisk og på basen i Tananger finnes det en gruppe høyt kvalifiserte medarbeidere som steller med teknisk kommunikasjon. På Ekofisk finnes satellittstasjon, utstyr for data- og prosesskontroll, over horisonten radio, radar, elektroniske telefonsentraler, videosystemer, laserstråleradar osv.

arbeidsliv, logistikk, kommunikasjon, teknisk,
Troposcatter-antennen for kommunikasjonen mot Teesside. Foto: Ukjent/Norsk Oljemuseum

Parallelt med flommen av olje og gass flommer det tale via telefon, data mellom datamaskiner, tekst fra tekstbehandlingssystemer, telex og data via fiberoptiske kabler. Døgnet rundt vandrer det meldinger mellom plattformer, Emden, Tananger og Teesside. Til å begynne med ble den interne kommunikasjonen mellom plattformene sendt via radiobølger som er rettet mot satellittplattformene fra Ekofisksenteret. Det var et stort fremskritt da informasjonen ble sendt via satellitt 36.000 kilometer over Ekvator. Den formidlet meldinger ned til bakkestasjonen ved Moi og videre til Tananger, eller for eksempel til tårnet på Sola flyplass.[REMOVE]Fotnote: Stig Kvendset, Funn 1989[REMOVE]Fotnote: I 1986 ble det mulig å ta inn tv over satellitt direkte fra fastlands-Norge og andre kanaler. Dermed kunne Ekofisk få inn nyheter og program samtidig som hjemme.

Med Ekofisk II ble det tatt i bruk fiberoptiske kabler i kommunikasjonen mellom installasjonene og land.  ConocoPhillips har opprettet et boresenter på land. Via et kontrollrom på Tananger styres og støttes aktivitetene på Ekofisk. Her har en integrert kontrollromsfunksjonene til både boring, reservoar og beslutningstakere for øvrig. En har startet med boreaktivitetene i ODC boresenteret på land og ser for seg en videre utvikling med de andre disiplinene over tid.

Publisert 11. juli 2017   •   Oppdatert 30. oktober 2019
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Ekofisk 2/4 M

person Norsk Oljemuseum
Ekofisk 2/4 M er en produksjons- og prosessplattform som fjernstyres fra Ekofisk 2/4 J. Plattformen ble installert og hadde produksjonsstart i 2005.
Kjappe fakta:
  • Installert sommeren 2005
  • Produksjonstart 23. oktober 2005
  • Offisiell åpning 9. januar 2006
  • Kalles også «Ekofisk Mike»
— Ekofisk 2/4 M. Foto: Kjetil Alsvik/ConocoPhillips
© Norsk Oljemuseum

Ekofisk 2/4 M ble sommeren 2005 plassert sørøst for Ekofisk 2/4 J-plattformen, og knyttet til denne med gangbro. Aker Verdal bygde understellet og brostøtten. Prosjekteringen av understellet ble utført av Aker Kværner Technology i Oslo. Kværner Egersund bygde dekket og broene.

Plattformen ble bygget som en del av prosjektet Ekofisk Vekst. Prosjektet hadde som mål å øke utvinningen av olje og gass, samt å øke prosesskapasiteten og påliteligheten fra Ekofisk-området. Plattformen har plass til 30 brønner, høytrykksseparator, utstyr for behandling av produsert vann og stigerør for tilknytning av fremtidige prosjekter. Prosesskapasiteten er på 240.000 fat olje og 8,5 millioner standard kubikkmeter gass per døgn. I tillegg er det vannbehandlingskapasitet på 150 000 fat per døgn.

Plattformen har ikke egen borerigg, og brønnene ble boret med en innleid, oppjekkbar rigg. Det er imidlertid lagt til rette for kveilerørsoperasjoner. Kveilerør er et langt rør som er rullet inn på en trommel, og brukes i forbindelse med brønnvedlikehold og boring.

Produksjonsstart var 23. oktober 2005. Statsråd Odd Roger Enoksen i Olje- og energidepartementet åpnet offisielt Ekofisk 2/4 M den 9. januar 2006.

Publisert 1. august 2018   •   Oppdatert 2. mars 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Ekofisk-tanken – et ikon som blir stående

person av Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Etter nesten 25 år med produksjon av olje og gass på Ekofiskfeltet var det tid for at noen av anleggene skulle fjernes og delvis erstattes. Men først måtte den store operasjonen planlegges nøye.
— Fra ConocoPhillips sin plan for "Tank topsides removal".
© Norsk Oljemuseum

I 1994 startet det omfattende arbeidet med avslutningsprosjektet for Ekofisk I. Planen ble overlevert myndighetene i oktober 1999. Planen ble revidert noe og revisjonen ble oversendt til myndighetene i april 2001. I forbindelse med avslutningsplanen for Ekofisk I var det spesielt stor oppmerksomhet knyttet til den store betongkolossen som utgjorde Ekofisk-tanken.  En egen plan for tanken med beskyttelsesvegg ble levert i januar 2002.[REMOVE]Fotnote: Stortingsproposisjon nr. 51 (2001-2002) Om disponering av Ekofisk-tanken med beskyttelsesvegg.

Innsynkning av havbunnen blir avdekket, historie,
Ekofisktanken 1975. Foto: ConocoPhillips/Norsk Oljemuseum

Ekofisk-tanken, 2/4-T, ble plassert på Ekofisk-feltet i 1973. Tanken var opprinnelig ment som lagringsplass for olje. I 1975 installerte man en oljerørledning fra Ekofisk til Teesside i England, og Ekofisk-tanken ble dermed overflødig som lagringsplass for olje. Siden 1975 har tanken tjent ulike formål, blant annet som prosesseringsanlegg og renseanlegg for produsert vann. I 1989 monterte man en beskyttelsesvegg rundt tanken. Veggen skulle beskytte tanken mot stadig større påkjenninger fra bølger. De økte påkjenningene kom som et resultat av at havbunnen på Ekofisk-feltet hadde sunket, og at tanken derfor ikke stakk like høyt opp over havoverflaten som opprinnelig.

Etter en idéfase ble det identifisert ulike forslag til disponering. Gjennom en omfattende prosess med tekniske og vitenskapelige studier ble antall forslag redusert til tre mulige alternativer:

  1. Ekofisk-tanken og beskyttelsesveggen blir stående på feltet, men dekksanlegget løftes av og tanken rengjøres.
  2. Dekksanlegget fjernes og Ekofisk-tanken og beskyttelsesveggen blir slept til et egnet sted for senking på dypt vann.
  3. Ekofisk-tanken og beskyttelsesveggen blir brakt til land for resirkulering.

For å finne frem til det mest aktuelle disponeringsalternativet, og en anbefalt løsning, vurderte lisensgruppen følgende forhold for hvert enkelt disponeringsalternativ: teknisk gjennomførbarhet, sikkerhetsmessig risiko, miljømessige virkninger, økonomi og virkninger på samfunnet.

Det ble ganske tidlig klart at de tekniske utfordringene og de økonomiske kostnadene ved en fjerning av en slik konstruksjon ville høste stor motbør. På den annen side ble det stilt mange spørsmål ved om sikkerheten mot oljesøl kunne garanteres, særlig var de ulike miljøorganisasjonene skeptiske. Phillips Petroleum gjennomførte derfor en grundig utredning av alternativene i en egen konsekvensutredning som gikk over flere år. Konklusjonen var meget klar: Etterlatelse av Ekofisk-tankens betongunderstell, integrerte dekk og beskyttelsesvegg – var det beste alternativet.[REMOVE]Fotnote: Phillips Petroleum «Epoke – Informasjon om sluttdisponering av Ekofisk I» nr. 10, april 2001. På vegne av Phillipsgruppen, A/S Norske Shell og Norpipe Oil AS oversendte Phillips 22.oktober 1999 utredningen til Olje- og energidepartementet.[REMOVE]Fotnote: Phillips Petroleum “Avvikling og disponering av Ekofisk I Konsekvensutredning” (1999).

Olje- og energidepartementet ga sin anbefaling til forslaget i en egen stortingsproposisjon. Departementets anbefaling var at Ekofisk-tanken samt den tilhørende beskyttelsesveggen burde etterlates på stedet. Det var nødvendig at to integrerte dekksstrukturer, som er montert over tanken, ble beholdt for å stabilisere tankstrukturen og sikre adkomst med helikopter ved fremtidige inspeksjoner. Tanken måtte bli avmerket på sjøkart, og signalutstyr for å trygge skipsfarten og helikoptertrafikken til Ekofiskfeltet måtte installeres.[REMOVE]Fotnote: Stortingsproposisjon nr. 51 (2001-2002) Om disponering av Ekofisk-tanken med beskyttelsesvegg.

På forhånd var det gjennomført en egen studie for å se om det ville la seg gjøre å få tanken til å flyte. Studien ble gjennomført av selskapet RaKon, et firma som er spesialister på blant annet inspeksjon og overvåking av betongkonstruksjoner offshore og rehabilitering av betongkonstruksjoner.[REMOVE]Fotnote: RaKons hjemmeside, besøkt 29.03.019.Klikk her for å endre… Det ble raskt fastslått at det beste alternativet var å knytte sammen selve tanken og beskyttelsesveggen for så å slepe alt som en enhet. Hvis beskyttelsesveggen ble fjernet først og siden tanken – en reversert installasjon – måtte tanken stå ubeskyttet gjennom en hel vintersesong. Da ville den med stor sannsynlighet bli skadet i løpet av de tøffe stormene som opptrer i Nordsjøen i denne perioden. Derfor ble det enighet om å se på en såkalt kombinert fjerning som ville bety å knytte sammen tanken og veggen med en spesiell «gulvkonstruksjon» som kunne sikre oppdrift under et slep.

En egen gruppe av tekniske eksperter ble satt til å gjøre risikovurderinger til denne operasjonen. I tillegg ble resultatene de kom fram til, vurdert av Det Norske Veritas (DNV) – Norges mest anerkjente firma når det gjelder vurdering av risiko ved konstruksjoner og prosedyrer. Resultatet av vurderingene viste at ingen av sannsynlighetene for feil var innenfor akseptable grenser for feil med alvorlige konsekvenser.

DNV gjennomførte også en konsekvensutredning av de tre alternativene med hensyn på miljøeffekter. I alt sju ulike faktorer ble vurdert. Av disse var det særlig to som ville gi negative konsekvenser for alternativ én, i forhold til fjerning av tanken fra feltet. Det var manglende ressursutnyttelse av materialene (stål og betong) og forsøplingsaspektet – at det etterlates noe som ikke hører hjemme i dette miljøet. Imidlertid ble etterlatelse på feltet vurdert å være fordelaktig med hensyn til det store energibehovet (nesten en fordobling) og de forurensende utslipp til luft som det ville medføre hvis man gikk for fjerningsalternativene.

Sammen med Asplan Viak i Stavanger (spesialister på prosjektgjennomføring) gjennomførte DNV også en vurdering av de samfunnsmessige konsekvensene av de tre hovedalternativene. En etterlatelse av konstruksjonene ville ha liten eller ingen innflytelse på fiskeri eller skipsfart i området. Kostnadene ved å la tanken og beskyttelsesveggen stå ville imidlertid være minimale i forhold til hva en flytting ville innebære enten man valgte dumping på dypt vann eller gjenvinning av materialene (alternativ 2 og 3). Mellom 2,5 og 3,5 milliarder kroner ville være en nødvendig utgift for begge disse alternativene. I tillegg ville en senkning i en fjord være en uakseptabel løsning for ulike organisasjoner fra flere land rundt nordsjøbassenget.[REMOVE]Fotnote: Phillips Petroleum «Epoke – Informasjon om sluttdisponering av Ekofisk I» nr. 10, april 2001.

ekofisk-tanken
Oppbygging og innhold i Ekofisk-tanken og beskyttelsesveggen. Illustrasjon: Eirik Moe

Før man i det hele tatt kunne begynne å diskutere om fjerning eller ikke måtte Phillips kartlegge hva lagertanken faktisk inneholdt. Dette arbeidet forgikk over en periode av tre år – fra 1998 til 2000. Det ble tatt kjerneprøver og vannprøver inne i flere av cellene og ringrommene. Prøvene ble fortløpende sendt til land for analyse.

(Illustrasjon fra EPOKE – gjennomskåret tegning av tanken)

Spørsmålet som måtte stilles var: Hvor rent er rent nok? Phillips tok utgangspunkt i en veiledning som var utarbeidet av Statens Forurensningstilsyn (SFT) – som i 2010 skiftet navn til Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif). Veiledningen anga graden av forurensning i 5 klasser:

Klasse                  Beskrivelse                                    Fargekode

  1. Ubetydelig – lite forurenset                        BLÅ
  2. Moderat forurenset                                        GRØNN
  3. Markert forurenset                                         GUL
  4. Sterkt forurenset                                             ORANGE
  5. Meget sterkt forurenset                              RØD

Veiledningen og klassifiseringen ble endret i 2007.

I forståelse med SFT valgte Phillips å sette en grense for akseptabel grad av forurensning av bunnsedimentene på klasse 2. Hvis konsentrasjonen av forurensing i visse områder oversteg denne grensen måtte det foretas en spesiell vurdering om og eventuelt hvilke tiltak som måtte iverksettes.

Resultatene fra prøvene som ble analysert viste at konsentrasjonen av PAH[REMOVE]Fotnote: Polysykliske aromatiske hydrokarboner, PAH, er organiske forbindelser av karbon og hydrogen som er bygd opp av to eller flere 5- og 6-ringer som danner et sammenhengende plan (Store norske leksikon).Klikk her for å endre… og flere tungmetaller (særlig kvikksølv og sink) i visse områder var helt oppe i klasse 5 – altså meget sterkt forurenset. Analysene viste også at PCB[REMOVE]Fotnote: Polyklorerte bifenyler, som vanligvis forkortes PCB, er en gruppe kjemiske forbindelser som er avledet av bifenyl, der to eller flere av hydrogenatomene i molekylet er erstattet med kloratomer. (Store norske leksikon). fantes i både de indre og ytre ringrommene i mengder som tilsvarte klasse 4.[REMOVE]Fotnote: Phillips Petroleum «Ekofisktanken Prøvetaking og analysering” 25. juni 2001.

Konklusjonen var at Ekofisk-tanken måtte rengjøres for å kunne få tillatelse til å bli stående på feltet. Phillips satte i gang en rengjøringsstudie som skulle gi svar på følgende spørsmål:

  • Hvordan håndteres hydrogensulfid?
  • Hva er beste adkomst til cellene?
  • Hva gjøres med olje/vokslaget i lagercellene?
  • Vil det være nødvendig å gjøre noe med de innvendige veggene i cellene?
  • Hvordan behandles bunnfallet i cellene og i ringrommet?
  • Hvordan behandles vannet?

Arbeidet ble gjennomført som en intern idedugnad i tre trinn som også innhentet informasjon fra mange forskjellige firma. Totalt ble mer enn 50 ulike alternativer framlagt.

De foreslåtte metodene ble vurdert etter kriterier som omfattet sikkerhet for personell, miljø, kostnader teknisk gjennomførbarhet og opinionsvurderinger. Etter flere runder endte man opp med å foreslå en totalløsning som var basert på flere mulige metoder.

Metodene som kunne brukes for den foreslåtte totalløsningen ble så gjenstand for en detaljert teknisk vurdering. Siste trinn i utviklingsprosessen var en rangering i forhold til de oppsatte kriteriene.

Resultatet ble en totalløsning som besto av en bestemt metode for hver av hovedfaktorene for rengjøringen. Dette arbeidet endte opp i en forstudierapport som også inneholdt estimater for kostnader og tidsforbruk i tillegg til identifiserte risikoelementer.

Den foreslåtte metoden tok for seg spørsmålene ett for ett. Hydrogensulfid skulle pumpes ut via noen mannhull på toppen av hver lagercelle. For å komme til disse mannhullene måtte en del av utstyret på dekk fjernes. For at fjerningsarbeidet skulle kunne gjennomføres måtte vannet inne i cellene behandles slik at mengden hydrogensulfid ble redusert. Behandling besto i å tilsette en nitratblanding. Prosessen var tidkrevende og måtte kontrolleres nøye.

når systemene er rengjort og pluggingen ferdigstilt, betegnes innretningen som kald.kald fase
Når systemene er rengjort og pluggingen ferdigstilt, betegnes innretningen som kald. Illustrasjon: Erik Moe/Norsk Oljemuseum

Når hydrogensulfid var redusert til et akseptabelt nivå kunne fjerning av olje/vokslaget på toppen av hver celle gjøres. På grunn av den trange adkomsten måtte det lages spesialutstyr som skulle ta hånd om dette arbeidet. Utstyret måtte både kunne rengjøre taket og fjerne belegget ved en form for siling av vannet (skimming).

Fordi tankcellene siden midt på 1970-tallet bare hadde vært fylt med vann ble det antatt at den oljen som hadde blitt avsatt under oljelagring var blitt vasket ut og erstattet av noe biofilm. Det ble ikke anbefalt noen tekniske eller kjemiske løsninger fordi denne filmen sannsynligvis ville nedbrytes over tid, uten skadelige bivirkninger.

Bunnfallet inne i cellene og bunnfallet i ringrommene ble fjernet ved hjelp av slamsuging med fjernstyring. I ringrommene var det plass til å bruke en fjernstyrt undervannsfarkost (ROV). Inne i lagercellene ble det brukt spesialutstyr som var utviklet for nedstenging og demontering av kjernekraftanlegg.

Vann og slam ble sugd opp på dekk der man hadde montert et renseanlegg. Renseanlegget besto av sykloner, separatorer og filtreringsenheter. Etter at vannet var blitt renset for slam og hydrokarboner kunne det resirkuleres eller slippes over bord hvis det var blitt tilstrekkelig rent. Det utskilte slammet og hydrokarbonene ble samlet i en egen tank som ble sendt til plattformen 2/4 X hvor det ble injisert ned i undergrunnen igjen.

Den 11. juni 2002 ble stortingsproposisjon nr. 51 (2001-2002) behandlet i Stortinget. Det ble ingen debatt om saken og anbefalingen ble enstemmig bifalt. Dermed kunne ConocoPhillips (som nå var operatør) sette i gang arbeidet med å tegne de nødvendige kontrakter for klargjøring av selve tanken og fjerningen av overbygningen.

AF Decom ble tildelt kontrakten på fjerningen av den vel 24.000 tonn tunge overbygningen. Landanlegget vil stå ferdig i februar 2005, mens arbeidet offshore vil starte når tankrengjøringsjobben er gjort.

historie, 2005 – 2013, fjerning og gjennvinning av ekofisk plattformer,
Fjerningen er i full gang. Foto: Kjetil Alsvik/ConocoPhillips

Overbygningen av Ekofisk-tanken ble fjernet ved rivingsmetodikk utført av gravemaskiner med påmonterte sakser. En metode som var blitt brukt i en rekke rivingsprosjekt på land, blant annet på Sola-raffineriet i Tananger. Strukturene ble kuttet i biter og grovsortert offshore og lagt i kontainere. Disse ble transportert på forsyningsbåter til Raunes for videre finsortering. Deretter gikk turen med båt til resirkulering – eller eventuell deponering. Målsettingen var en gjenvinningsgrad på 97–98 prosent.[REMOVE]Fotnote: ConocoPhillips Nordsjø-Pioner «Anlegg for landdisponering blir klargjort», desember 2004. Dette ble også sluttresultatet.

Fredag 11. mai 2007 var det over. Da gikk siste last med restene etter demonteringen av ståloverbygningen til AF Decoms anlegg i Vats.[REMOVE]Fotnote: ConocoPhillips Nordsjø-Pioner «Pionér også i sistevers» no. 3/April 2007. [REMOVE]Fotnote: ConocoPhillips Nordsjø-Pioner «Slutt på Ekofisk-tanken» no. 5/Juni 2007.

Rengjøring av tanken ble gjort i to faser – først rengjøring av lagercellene, som startet sommeren 2004 og ble fullført i løpet av ett år. Sommeren 2005 begynte det omfattende arbeidet med å fjerne overbygningen. Dette arbeidet tok det nesten to år å få unnagjort. I andre kvartal 2007 startet rengjøring av ringrommene. Ikke før mot slutten av 2008 kunne en si seg ferdig med andre del av rengjøringen, og det var først i sommersesongen året etter, i 2009 at Ekofisktanken gikk inn i endelig hviletilstand. Da hadde ikonet, som ble slept ut fra Gandsfjorden i 1973 gjort sin tjeneste for ConocoPhillips og Norge i mer enn 30 år.

 

Publisert 29. juli 2019   •   Oppdatert 28. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Borekaks – et stort problem

person av Finn Harald Sandberg, Norsk Oljemuseum
Hauger med stein og grus fra borehullene, såkalt borekaks, ligger spredd ut over havbunnen rundt plattformene på den norske sokkelen.
— Boreslam strømmer ut fra ei borestreng på Ekofisk. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Kakshaugene blir etter hvert en del av havmiljøet ved at kjemikaliene i det øverste laget blir nedbrutt og toppen av haugene blir begrodd. Så lenge haugene ligger i ro, utgjør de derfor ikke noen miljøfare.

Det finnes ingen oversikt over hvor mye kaks det fins – eller over hvor mye av den som eventuelt bør fjernes. På midten av 90-tallet ble utslipp av renset borekaks stanset som følge av strengere utslippskrav. Borekakset ble i stedet knust og reinjisert eller transportert til land for videre behandling.

Da olje- og energiminister Marit Arnstad mottok planen om fjerning av 14 stålplattformer på Ekofisk fra Phillips ble spørsmålet stilt om det faktisk var mulig å fjerne de store slagghaugene.[REMOVE]Fotnote: NTB pressemelding «Borekakshaugene et uløst problem» 22.10.1999.

Kakshauger

borekaks under stålunderstellet
Borekaks under stålunderstellet. Illustrasjon: Erik Moe

Bare på Ekofisk-feltet ble det antatt å ligge rundt 30 000 tonn med borekaks – det vil si stein og grus som bores ut av borehullene.

Haugene inneholder også boreslamvæske med olje- eller vannbaserte smøremidler. Det er boret over 6000 brønner på norsk kontinentalsokkel, og de fleste brønnene er flere kilometer dype.

Fram til 1999 hadde både myndigheter og oljeselskapene vært enige om at kakshaugene ville ligge best der de befant seg på havbunnen. Problemet var at flere av haugene er samlet rundt plattformene og det var frykt for at fjerning av plattformene kunne føre til oppvirvling og lokal forurensing.[REMOVE]Fotnote: 22.10.1999 Phillips Petroleum Company Norway «Avvikling og disponering av Ekofisk I Konsekvensutredning” s. 166.

Hva er borekaks?
Når en borestreng arbeider seg nedover formasjonene flere tusen meter ned i dypet dannes det steinrester som kalles borekaks. Borerestene kan variere i størrelse og sammensetning fra fint grus til grus. Restene i seg selv er ikke noe problem. Problemet er knyttet til sporene av smøremiddel/boreslam som klistrer seg til kakset – selv etter at de har gått gjennom en renseprosess. I kakshauger med oljebasert boreslam kan det finnes så mye som 2 prosent oljerester, mens boring med vannbasert boreslam inneholder bare noen promille.

Fjerning

«Dersom plattformene skal fjernes med hele understellet, er det umulig å ikke rote i haugene», opplyste fagrådgiver i Statens forurensingstilsyn, SFT, Tone Sørgård, til NTB i forbindelse med overrekkelsen av planen om fjerning av plattformene. «I haugene finnes det sannsynligvis forurensende kjemikalier som nå ligger innkapslet under et lokk av sand og grus. I fjerningsprosessen vil marine organismer på havbunnen og i vannmassene bli eksponert for disse kjemikaliene.

«Vurdering av effektene av eksponeringen av kaksen må bli en del av beslutningsgrunnlaget for fjerning av plattformene», uttalte Sørgård.

Det var derfor i oktober 1999 usikkert om alle de 14 plattformene på Ekofisk ville bli fjernet helt. Estimatet for å fjerne borekakset, var antatt å koste 700 millioner kroner. Det ble imidlertid akseptert å la borekakset ligge i fred.

Påbud

Ifølge Oslo-Pariskonvensjonen, OSPAR, er det forbudt å slippe ut borekaks. I Norge følger dette av en forskrift vedtatt i 1991 (Se egen artikkel). Kaksproblemet var derfor knyttet til de gamle installasjonene, som ikke hadde slike påbud.

På slutten av 1990-årene og et par år inn på 2000-tallet ble det gjennomført internasjonale industriprosjekter tilknyttet ansamlinger av borekaks.[REMOVE]Fotnote: UKOOA, 2002. UKOOA Drill Cuttings Initiative. Final Report.

I sin anbefaling 2006/5 baserte OSPAR seg i stor grad på resultatene av disse studiene.

Borekaks – et stort problem,
En mann analyserer boreslam på en plattform på Ekofisk. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

Utlekkingsrate av hydrokarboner og varighet av forurensing i området er de kriterier som er lagt til grunn i den anbefalingen. De to kriteriene innebærer en at en ansamling av borekaks kan etterlates uten særlige vilkår dersom utlekking av olje fra kaksen til vann er mindre eller lik 10 tonn per år eller forurenset område ikke sprer seg mer enn 500 km2 per år.

I tillegg til disse kriteriene er det en viktig rammebetingelse at anleggsarbeid tilknyttet sluttdisponering av innretning/infrastruktur ikke påvirker borekaksansamlingen i vesentlig grad.[REMOVE]Fotnote: Equinor «Avslutningsplan Statfjord A Konsekvensutredning», August 2018.

 

Publisert 29. juli 2019   •   Oppdatert 28. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Ekofisk 2/4 L

person Norsk Oljemuseum
Ekofisk 2/4 L er en boligplattform installert i 2013 som del av Ekofisk-senteret. Plattformen har broforbindelse til Ekofisk 2/4 M.
Kjappe fakta:
  • Plattformen er en bolig- og feltsenterplattform
  • Utbyggingsplanen ble godkjent av norske myndigheter 12. mars 2010
  • Installert sommeren 2013
  • Driftsstart i november 2013
  • Kalles også «Ekofisk Lima»
— Ekofisk 2/4 L. Foto: ConocoPhillips
© Norsk Oljemuseum

Ekofisk 2/4 L erstattet boligplattformene Ekofisk 2/4 H og Ekofisk 2/4 Q. Understellet ble bygget ved Kværner Verdal. Overbygningen ble bygget ved SMOE i Singapore. Løftet av det 11 500 tonn tunge overbygget foregikk søndag 11. august 2013, og ble utført av tungløftfartøyet «Saipem 7000».

Plattformen var ved åpningen Nordsjøens største boligplattform med 552 enkeltlugarer. I 2019 ble boligkvarteret til Johan Sverdrup-feltet bygget ferdig med 560 enkeltlugarer, og Ekofisk 2/4 L ble dermed Nordsjøens nest største boligplattform. Ekofisk 2/4 L har kontorarbeidsplasser, sykestue, rekreasjonsområder og et telekommunikasjonssenter. Det ble også installert to helikopterhangarer og et helikopterdekk med kapasitet på 50 flygninger per dag.

Første overnatting på plattformen var natt til 26. november 2013. Offisiell åpning av plattformen fant sted 1. april 2014. Arbeids- og sosialminister Robert Eriksson talte ved åpningen.

Publisert 15. august 2018   •   Oppdatert 2. mars 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Ekofisk 2/4 Z

person Norsk Oljemuseum
Ekofisk 2/4 Z er en brønnhodeplattform på Ekofisk-senteret.
Kjappe fakta:
  • Plattformen er en brønnhodeplattform
  • Installert sommeren 2013, og hadde driftsstart 25. oktober
  • Kalles også «Ekofisk Zulu»
— Ekofisk 2/4 Z. Foto: ConocoPhillips/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Plattformen har stålunderstell. Understellet ble bygget av Dragados i Cadiz i Spania. Dekket og overbygget ble bygget ved Energomontaz i Gdansk i Polen og ferdigstilt ved Kværner Egersund. Overbygget ble plassert på feltet i juli 2013. Olje- og energiminister Tord Lien foretok den offisielle åpningen av den nye brønnhodeplattformen 2/4 Z og Ekofisk Sør-prosjektet den 29. oktober 2013. Dette var bare fire dager etter at plattformen ble satt i produksjon.

Plattformen har ikke eget kontrollrom, men et såkalt LER (lokalt utstyrsrom) som ikke er fast bemannet. Plattformen overvåkes og fjernstyres fra kontrollrommet på 2/4 J-plattformen, men den er også tilrettelagt for å kunne overvåkes og styres fra driftssenteret i Tananger.

2013-10 – Historisk dag for Ekofisk og Norge åpning av Ekofisk 2-4 Z – regjeringen-no

Publisert 1. februar 2018   •   Oppdatert 6. mars 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk