Hvem eier Ekofisk?

person av Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Hvem som eier Ekofisk er enkelt å besvare. Det er den norske stat som «eier» både Ekofisk og resten av den norske kontinentalsokkel. Det ble bestemt da Stortinget 14. juni 1963 vedtok loven om «utforskning og utnyttelse av naturressurser på havbunnen eller dens undergrunn» som gir tillatelser på visse konsesjonsvilkår.
Det er derfor riktigere å spørre hvilke selskaper som har og har hatt rettigheter til å utforske og utnytte naturressursene på Ekofisk, eller nærmere bestemt utvinningstillatelse 018 som ble tildelt i den første konsesjonsrunden på norsk sokkel i 1965.
— Det er den norske stat som "eier" Ekofisk, men det har vært mange selskaper som har og har hatt rettigheter til å utforske og utnytte naturressursene på Ekofisk.
© Norsk Oljemuseum

Phillips-navnet har hele tiden vært å finne blant rettighetshaverne, eller lisensinnehaverne, men det er det eneste konstante.

Hvilke endringer har skjedd i lisenssammensetningen og hvilken grad har disse endringene vært preget av utviklingen i oljeindustrien generelt og norsk sokkel spesielt?

Første konsesjonsrunde 1965

I Danmark fikk ett selskap, A.P. Møller, i 1962 enerett i 50 år til leting og utvinning av olje og gass i den danske delen av Nordsjøen.

Det er lite sannsynlig at noe lignende kunne skjedd i Norge selv om det amerikanske oljeselskapet Phillips Petroleum Company i 1962 søkte den norske stat om enerett til leting og utvinning av petroleum på norsk sokkel mot å foreta seismiske undersøkelser verdt 1 million dollar i norsk område.

Henvendelsen ble mottatt, men saksbehandlingen ble satt på vent. Erfaringene norske myndigheter hadde med å gi norske og utenlandske selskaper konsesjon på vannkraft, tilsa at det ikke var aktuelt å gi noe selskap enerett til norsk sokkel.

I stedet utlyste myndighetene første konsesjonsrunde på norsk sokkel 9. april 1965. Den 17. august var resultatet klart: Ni av de elleve industrigruppene som hadde søkt, fikk lete- og utvinningstillatelser i til sammen 74 blokker.

Myndighetene med Jens Evensen i spissen holdt da norske industriinteresser på avstand fra den kostbare og risikable letevirksomheten. Unntakene var Norsk Hydro som deltok i den franskledete Petronord-gruppen og Norwegian Oil Consortium(NOCO) i AmocoNoco-gruppen.

Phillips-gruppen som besto av Phillips Petroleum Company Norway, Fina Production Licenses AS og Norsk Agip søkte og ble tildelt utvinningstillatelse 016, 017 og 018. Phillips sto da for 51,74 prosent av eierandelene i Phillips-gruppen. Fina eide 30 prosent og Norsk Agip de resterende 18,26 prosent.

Oljeleting var i den første fasen et svært usikkert og kostbart foretagende. I tillegg til å utføre seismiske undersøkelser, måtte Phillipsgruppen leie en leterigg for å bore et visst antall brønner, og dessuten betalte 15 000 kroner i året til staten i lisensavgift.

Lite visste Phillips-gruppen i 1965 at de hadde trukket vinnerloddet. Utvinningstillatelse 018 omfattet blokk 1/5, hvor det rett nok ikke har blitt gjort funn, blokk 2/4, med Ekofisk – et av verdens største olje og gassfelt til havs, blokk 2/7 hvor Eldfisk-feltet ligger, og blokk 7/11 hvor Cod ble påvist.

Makeskifte med og i Petronord-gruppen

Etter at andre selskaper hadde boret tørre hull og brukt mye penger som ikke så ut til å gi noen resultater, var Phillips-gruppen i 1967 samtaler med den franskdominerte Petronord-gruppen om et nærmere samarbeid for å få til en større risikospredning på norsk sokkel. Det ble gjort ved å bytte eierandeler i blokker. Slik bytting forekom ganske ofte i internasjonal oljeindustri.

I 1968 ble makeskiftet gjennomført ved at Phillips og Agip overførte 20 prosent av sine eierandeler til Petronord. Tilsvarende overtok Phillips-gruppen eierandeler i Petronord sine lisenser. Samtidig ble det inngått avtale om at de to gruppene skulle dele på utgiftene til boreriggen Ocean Viking, og disponere boreriggen annenhver gang.

Dette førte til at en mengde nye selskaper kom inn på eiersiden i lisens 018. Elf Norge A/S eide fra da av 7,1 prosent, Total Norge 5,325 prosent, Aquitaine Norge A/S 3,55 prosent, Norsk Hydro Produksjon AS 2,5 prosent og til slutt de mindre franske selskapene Eurafrep Norge A/S, Coparex Norge A/S og Cofranord A/S med noen promiller hver.

Fina som ikke ga fra seg noe, eide fortsatt 30 prosent, mens Phillips fikk redusert sin andel fra 51,74 til 36,96 prosent og Norsk Agips eierandel ble redusert fra 18,26 til 13,04 prosent.

Høsten 1969 gikk ryktene om et stort funn. 25. oktober 1969 er regnet som den datoen da geologene i selskapet var sikre på at det var et betydelig funn i blokk 2/4, men først 23. desember 1969 ble dette offisielt rapportert av Phillips til myndighetene.

Funnet var en god start for alle som nå eide i lisensen, inkludert Hydro. Lisensandelene som Phillips-gruppen hadde byttet til seg fra Petronord, ga imidlertid aldri noen gevinst. Dette var det ingen som kunne vite da makeskiftet skjedde.

Pressemelding om Ekofiskfunnet ble sendt ut først 2. juni 1970. Etter at det store oljefunnet var gjort, ønsket den norske stat å ta sterkere del i oljevirksomheten. I perioden 9. oktober til 15. desember 1970 ble det i all hemmelighet foretatt et statlig oppkjøp av aksjer i Norsk Hydro som sikret at staten ble majoritetseier. Oppkjøpet ble godkjent i statsråd 22. januar 1971. Via Hydro eide staten da en liten del av Ekofisk.[REMOVE]Fotnote: Tore Jørgen Hanisch og Gunnar Nerheim, Norsk oljehistorie, bind 1, “Fra vantro til overmot?”, Oslo 1992: 165–166.

Petronord-avtalen ga Hydro opsjon på å overta 12 eller 24 prosent av gruppens interesser ved et funn.[REMOVE]Fotnote: Smst.:137-140. 1. januar 1971, ble det derfor foretatt et nytt makeskifte i utvinningstillatelse 018. Mens eierfordelingen i Phillips-gruppen var som før, kjøpte Norsk Hydro Produksjon AS eierandeler fra de andre selskapene i Petronord-gruppen som fikk redusert sine prosentvise andeler. Dermed sikret Hydro seg en andel på 6,7 prosent i lisens 018.[REMOVE]Fotnote: Elf Norge A/S gikk ned til 5,396 prosent, Total Norge til 4,047 prosent, Aquitaine Norge A/S til 2,698 prosent, Eurafrep Norge A/S 0,456 prosent, Coparex Norge A/S med 0,399 og Cofranord A/S med 0,304 prosent.

Den neste endringen i sammensetningen av eierandeler i lisensen skjedde 1. juli 1977 som følge av at Elf og Aquitaine slo seg sammen til ett selskap Elf Aquitaine Norge A/S og derfor fikk en samlet eierandel på 8, 094 prosent.

Utvinningstillatelse er en konsesjon som gir enerett til leteboring og utvinning av petroleumsforekomster innenfor et avgrenset område på norsk kontinentalsokkel. Utvinningstillatelse er også kjent som produksjons lisens: engelsk – production licence. Den mest brukte forkortelsen for utvinningstillatelse er PL. Utvinningstillatelser tildeles av Olje- og energidepartementet. Den som har en utvinningstillatelse kalles rettighetshaver. Utvinningstillatelser tildeles en gruppe oljeselskaper – rettighetshavergruppen, og en av disse oppnevnes som operatør og driver virksomheten på vegne av rettighetshavergruppen. Hver rettighetshaver får eiendomsrett til sin andel av den petroleum som produseres fra konsesjonsområdet. Dersom det påvises en drivverdig petroleumsforekomst på konsesjonsområdet, kan rettighetshaver få bygget ut denne gjennom å få godkjent en plan for utbygging og drift (PUD), utarbeidet i henhold til petroleumsloven. Olje og gass som ikke er produsert er fortsatt statens eiendom.

Statoil inn og ut på eiersiden

Etter opprettelsen av Statoil i 1972 bygde selskapet seg opp til å få en dominerende posisjon på norsk sokkel med rett til å få 50 prosent andel i nye konsesjoner på norsk sokkel.

Men det tok mange år før Statoil fikk en flik inn på eiersiden i utvinningstillatelse 018. Det skjedde i 1988, og det lå både internasjonal politikk og store økonomiske interesser bak. Stikkordet er Troll gass salgsavtale. Et makeskifte i lisensandeler mellom Statoil og de franske selskapene Elf og Total kunne berede grunnen for å få på plass avtalen om salg av gassen fra Troll til kontinentet.

Troll-feltet som er beregnet å ha 60 prosent av gassreservene på norsk sokkel ble påvist i 1981 og erklært drivverdig i 1983. I 1985 pågikk det nervepirrende forhandlinger med gasskjøpere på kontinentet. Denne avtalen var helt avgjørende å få på plass før utbyggingen kunne starte.

Det trakk ut med å få i stand en avtale. Særlig var de franske interessentene blant gasskjøperne lunkne. Noe måtte gjøres for å få dem på glid. Elf og Total ønsket seg inn med eierandeler i Troll og Sleipner. Hvis dette var mulig å få til, kunne det blidgjøre franske myndigheter slik at avtalen kom i stand.

Statoil var derfor villig til å inngå en bytteavtale med de franske selskapene slik at de fikk eierandeler i Troll og Sleipner Øst mot at Statoil fikk en eierandel på 1 prosent i Ekofisk. Siden det var vanskelig å anslå verdiene i byttehandelen ble det dessuten inngått en “net profit”-avtale, det vil si at dersom inntektene fra det ene eller andre feltet oversteg en viss verdi, skulle avtalepartneren få utbetalt et tillegg.

Trollgassavtalen til en verdi av 800 milliarder kroner ble inngått i mai 1986. Makeskiftet av lisensandeler trådte i kraft 1. april 1988 da Statoil overtok 1 prosents andel fra Total og Elf Aquitaine.

Avtalen ble vurdert som viktig for å få den franske regjering sin godkjenning av Troll gass salgsavtale med Gaz de France, noe som var nødvendig for å beslutte utbygging av Troll.[REMOVE]Fotnote:  Opplyst av Ole-Johan Lydersen som var med på å forhandle frem avtalen, 20.08.2019.

Fordelen for Statoil med å komme inn på eiersiden i Ekofisk var rett til å møte i styringskomiteen slik at selskapet fikk bedre innsyn i hva som skjedde i lisensen.

Det ga Statoil kontroll over hele transportkjeden for gasseksporten, noe Statoil hadde vært opptatt av helt siden Norpipe ble etablert. I 1980-årene var Ekofisk-senteret et viktig knutepunkt i gasseksporten fra Norge. I 1985 kom stigerørsplattformen Ekofisk 2/4-S i drift og knyttet gassrørledningen Statpipe til Norpipe som førte gassen videre til Emden. Ekofisk 2/4 S var eid av Statpipe, men operert av Phillips. (I 1998 ble rørledningen lagt utenom Ekofisk.)

En annen, men mindre viktig grunn til at Statoil ønsket seg innsyn i hva som foregikk i Ekofisk-lisensen, var forholdet mellom Tommeliten og Edda. Tommeliten var et kondensatfelt, med Statoil som operatør, som produserte til gassfeltet Edda, 12 km unna, som var drevet av Phillips. Oljeprisfallet i 1985–86 gjorde Phillips, som eide 25 prosent i Tommeliten, skeptisk til en utbygging og selskapet trakk seg fra prosjektet. Statoil kjørte i 1986 likevel gjennom en rimeligere utbyggingsløsning med havbunnsrammer (et lærestykke for Statoil innen undervannsteknologi). Selv om Phillips hadde trukket seg fra Tommeliten-utbyggingen, ønsket selskapet at brønnstrømmen fra Tommeliten skulle føres til Phillipsopererte Edda. En årsak til det var at Eddareservoaret hadde vist seg å være halvparten så stort som antatt og der var ledig kapasitet for gassbehandling. Dessuten kunne gass tilbakeføres i reservoaret på Edda for å øke oljeproduksjonen. Dette ble gjort, men ifølge Statoil var det vanskelig å komme til enighet også når det gjaldt tarifforhandlingene mellom Tommeliten og Ekofisk.[REMOVE]Fotnote: Opplyst av Håkon Lavik, 15.08.2019.

Den neste endringen i Statoils eierforhold i Ekofisklisensen skjedde 1. januar 1999 da det ble innført en direkte statlig andel (SDØE) på 5 prosent, som en del av Ekofisk II-avtalen mellom Phillips-gruppen og staten. Andelene til øvrige rettighetshavere ble redusert forholdsmessig. Dermed økte Statoil sin eierandel til 5,95 prosent.[REMOVE]Fotnote: ODs Faktahefte 2000. For første gang siden 1968 ble Phillips Petroleum Companys eierandel redusert, men bare fra 36,96 prosent til 35,112 prosent.

På denne tiden var det flere reformer på gang som gjaldt statlig eierskap. Planene om å delprivatisere Statoil for å være mer fleksibel for å satse internasjonalt ble lansert i 1999 og vedtatt i 2001.

En annen reform var at Statens Direkte Økonomiske Engasjement, SDØE, som siden 1985 hadde vært administrert av Statoil ble etablert som et eget statlig holdingselskap under navnet Petoro i 2001. I den forbindelse denne reformen overtok Petoro flere av Statoils eierandeler i felt. På Ekofisk-området betydde det at SDØE / Petoro overtok 5 prosent eierandel i utvinningstillatelse 018 den 10. mai 2001.

Statoil ASA satt da igjen med en rest på 0,95 prosent.  

Total blir største lisensinnehaver

På slutten av 1990-årene falt oljeprisen til et rekordlavt nivå. Selskapene fikk et akutt lønnsomhetsproblem og svarte med masseoppsigelser og omstrukturering. Større enheter ga mer styrke i markedet, bedre kontroll med kostnadene og bedre posisjonering i forhold konkurransen om reservene.
Tumultene som følge av omstruktureringene påvirket kjøp og salg av eierandeler i Ekofisk-området også.

Saga Petroleum ASA som hadde overtatt Norminols andel 1. januar 1995, forsvant som selskap 11. januar 2001. Saga ble en del av Norsk Hydro Produksjon AS som derved økte sin eierandel til 6,654 prosent.

De franske eierandelene ble gradvis samlet. I 1990 ble Eurafrep, Coparex og Cofranord kjøpt opp av henholdsvis Elf Rep, Elf Rex og Norminol. Sommeren 1992 slo Elf Rep og Elf Rex seg sammen, og i 1997 ble dette selskapet inkorporert i Elf Peroleum som fikk en eierandel til 8,449 prosent i Ekofisk. Sommeren 2000, ble Elf fusjonert inn i TotalFinaElf.

Like før jul i 2000 ble Totals og Finas lisensandeler slått sammen med Total Norges lisensandeler og utgjorde da til sammen 31,87 prosent. Da disse andelene ble inkorporert i TotalFinaElf sin lisensandel som økte til 39,896 prosent.

Fra 6. mai 2003 ble navnet TotalFinaElf endret til Total E&P Norge AS. Total ble dermed største lisensinnehaver på Ekofisk, med nærmere 40 prosent eierandel. Phillips Petroleum Company Norway som var operatør, ble nummer to. Det vil si etter at Phillips og Conoco fusjonerte i 2002 var det ConocoPhillips Skandinavia AS som var nest største lisensinnehaver med en andel på 35,112 prosent.

Conoco som ikke hadde noen eierandel i Ekofisk fra før, bidro ikke til å øke den samlede eierandelen.

Det kan også nevnes at italienske Eni Norge AS overtok oljeselskapet Agips eierandeler i Ekofisk-området 15. desember 2003.

Statoil inn igjen etter fusjon med Hydro

Etter at Petoro hadde fått mesteparten av Statoils lisensandeler i 018, skjedde en ny endring i og med fusjonen mellom Statoil og Hydro i 2007. Fra 1. oktober 2007 eide StatoilHydro ASA 0,95 prosent og StatoilHydro Petroleum 6,654 prosent.

Fra 1. januar 2009 ble dette samlet under StatoilHydro Petroleum AS som eide til sammen 7,604 prosent. 2. november 2009 forsvant Hydro ut av navnet som ble til Statoil Petroleum AS.

Det siste navneskiftet skjedde 16. mai 2018 fra Statoil til Equinor. Navneskiftet skulle signalisere at selskapet ikke bare satset på fossile energikilder, men også på fornybare energikilder som sol og vind.

En lignende tanke lå bak det nye navnet til selskapet som ble dannet av Eni Norge AS og Point Resources som fikk navnet Vår Energi AS den 10. desember 2018. Vår har en dobbelt betydning som står for årstiden vår som er ung og frisk og grønn, mens eiendomspronomenet vår peker på felles eie.

Eierandeler i lisens 018 i 2019

Ved 50 årsjubileet for funnet av Ekofisk i 2019 er det ConocoPhillips Skandinavia AS som er operatør for Ekofisk-området med en eierandel på 35,11 prosent.

Øvrige rettighetshavere er Total E&P Norge AS (39,90 prosent), Vår Energi AS (12,39 prosent), Equinor Energy AS (7,60 prosent) og Petoro AS (5 prosent).[REMOVE]Fotnote: ODs fakta sider, 13.08.2019.

 

Utvinningstillatelse 018
Område North Sea
Tildeling 1-A
Dato for tildeling 01.09.1965
Gyldig til dato 31.12.2028
Opprinnelig areal [km2] 1752.704
Nåværende areal [km2] 851.767

 

 

 

Publisert 19. september 2019   •   Oppdatert 9. oktober 2019
© 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:

  • Komiteen som jobber med biologisk mangfold
  • Komiteen som jobber med miljømessige påvirkninger fra menneskelig aktivitet
  • Komiteen som jobber med eutrofiering (overgjødsling) og miljøfarlige kjemikalier
  • 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 somkrever 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 betong ankerfester.

Det var denne unntaksmuligheten for betonginstallasjoner som kunne tillate norske myndigheter å starte en konsultasjonsprosess i 2001 for å kunne la Ekofisktanken 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 9. september 2019
© 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 prosessen med å stenge ned og fjerne plattformer og andre store petroleumsanlegg skulle gjennomføres.
— 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 tungløftefartøy 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 var det ved utløpet av 2015 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

fjerning av plattformer,
Odin-plattformen på Friggfeltet. Foto: Ukjent/Norsk Oljemuseum

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 Ekofiskområdet var det plattformene på Cod og Edda som ble de første som ble fjernet. I alt er produksjonen avsluttet i følgende felt (pr. 1.1.2019[REMOVE]Fotnote: Oljedirektoratet «Faktasider» [Funnet 31.01.2019]:

Bilde av tabell

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 omlag 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 Ekofisktanken 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 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 faser er:

  1. Reservoaravstenging: pumping av kill fluid/drepevæske (En væske med en tetthet tilstrekkelig til åt 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 10. oktober 2019
© 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