Offisiell åpning av norsk oljeproduksjon«Den første norske olje»

Norges første havbunnsbrønner

person av Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Så snart Ekofiskfeltet var påvist i 1969, gjaldt det å komme i gang med produksjonen slik at lisenshaverne kunne teste produksjonsegenskapene til krittreservoaret. Ekofisk ble samtidig Norges første laboratorium for utprøving av undervannsteknologi.
— I dag står en av de første havbunnsbrønnene utenfor Norsk oljemuseum i Stavanger. Ved siden av "juletreet" står en del av Norpipe gassrørledning som går fra Ekofisk til Emden i Tyskland. Foto: Shadé B.Martins/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum
arbeidsliv, gulftide, pionerkultur, arbeid, dekk
Dekket på boreriggen Gulftide. Foto: Fredrik Broadhurst/Norsk Oljemuseum

Phillips søkte om å starte prøveproduksjon fra den oppjekkbare riggen Gulftide. Planen var at Gulftide, som opprinnelig var en borerigg, skulle fungere som produksjonsplattform fra juni 1971. Den skulle produsere fra de fire første lete- og avgrensningsbrønnene på feltet, boret i 1969 og 1970, som alle hadde vist rike forekomster. Ocean Viking ble våren 1971 hyret inn for å gjenåpne de fire brønnene, slik at de kunne settes i produksjon.

I forbindelse med boringen var det behov for dykkeoperasjoner. De ble utført av det franske selskapet Comex. Arbeidsdykking var på denne tiden langt fra ufarlig, og hastverket for å begynne å produsere olje bidro til at det skjedde en tragisk dødsulykke i mars 1971. Dette var den andre ulykken med dødelig utfall for en dykker på norsk sokkel.

Arbeidet gikk likevel sin gang, og fire ventiltrær ble montert på havbunnen rundt Gulftide. De kontrollerte hver sin brønn og var de første undervannsinstallasjonene på norsk sokkel. Teknologisk sett var dette en merkestein.

første undervannsbrønner,
Foto: Kristin Ø. Gjerde/Norsk Oljemsuem

De hydraulisk styrte ventiltrærne som ble montert på toppen av brønnen var av merket National, produsert i USA. Det var første gang undervanns-«juletrær» ble brukt i så værharde områder og på så store dyp som på Ekofisk. Trærne som ble brukt på Ekofisk i 1971 var «tørre» ventiltrær som ble marinisert. Det vil si at de ble modifisert slik at de kunne tåle å stå på havbunnen. Det betyr for eksempel tilpasning for ytre trykk og for det korrosive miljøet en finner på sjøbunnen. At trærne var dykkeravhengige fremgår klart av at nederste hovedventil hadde ratt for operasjon med håndmakt.

Det ble lagt oljerørledninger og styrekabler fra hver av brønnene. Oljen og gassen ble ført opp til Gulftide via stigerør. Der ble olje, gass og vann separert i et anlegg på plattformdekket. Gassen ble brent av i flammetårnet, vannet ble ført tilbake til sjøen og oljen gikk videre i rør til to lastebøyer hvor tankskip var fortøyd når det ble lastet olje.

Det store amerikanske konstruksjonsselskapet Brown & Root hadde kontrakten på installasjonen av Gulftide og legging av rørledningene mellom brønnene og rørene som tok brønnstrømmen opp på plattformen.

Norges første havbunnsbrønner, historie, 1971,
Metningssystem fra Taylor Diving brukt rundt 1970. Foto: Bjørn Wilhelm Kahrs/Norsk Oljemuseum

Taylor Diving & Salvage Company utførte dykkeoperasjonene da Gulftide ble plassert. Dykkerselskapet fikk skipet to metningsdykkesystemer til Ekofisk-prosjektet. Det ene ble installert på en konstruksjonslekter, og det andre ble installert på Gulftide. Dette var de første metningssystemene i Nordsjøen.

Taylor utførte tilkoblingsarbeidet til den første brønnen, men de tre siste brønnene tok dykkere fra Ocean Systems seg av. Phillips krevde at også Ocean Systems skulle ha et metningssystem i beredskap, men det skjedde ikke. Ocean Systems foretrakk å la dykkerne bruke velprøvd tungt hjelmdykkerutstyr som var en trygg teknologi. De brukte ikke en gang dykkeklokke for å komme seg ned. Dykkeklokken tålte ikke så mye sjø, men med hjelmdykkerutstyr gikk det fint når dykkeren kom ned på tilstrekkelig dyp.[REMOVE]Fotnote: Swann, Christopher, The History of Oilfield Diving. An Industrial Adventure, 2007: 363-369. Arbeidet var tungt, og det måtte mye tilpasning til for at alt skulle bli som planlagt. Mekaniske koblinger ble brukt. Noen av dem hadde små O-ringer, mens andre hadde dimensjoner som krevde krankapasitet. Den siste brønnen ble gjort ferdig i løpet av fem dager, noe Phillips var godt fornøyd med.

Den 9. juni 1971, ble Gulftide offisielt åpnet av statsminister Trygve Bratteli. Produksjonen startet likevel ikke før 15. juni, og da bare fra én brønn. I september samme år kom brønn nummer to i produksjon, måneden etter var den tredje klar, og i februar 1972 var alle fire brønnene i drift. Produksjonstallene viste at de fire brønnene produserte 10 000 fat olje per døgn – hver, noe som ble regnet som svært bra.[REMOVE]Fotnote: Artikkelen er et utdrag fra boka: Subseahistorien. Norsk undervannsproduksjon i 50 år (2019), av Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard.

Edda 2/7 C
En operatør sjekker et av brønnhodene på Edda 2/7 C. Foto: Ukjent/Norsk Oljemuseum

Da de faste installasjonene kom i drift på Ekofisk fra 1974 og fremover, ble det ikke lenger produsert fra havbunnsbrønner. I stedet ble ventiltrærne plassert tørt på plattformdekket på stålunderstellene.

Den neste undervannsinstallasjonen på norsk sokkel kom i 1983 på Nord-Øst Frigg hvor den franske operatøren Elf installerte en brønnramme med seks brønner. Dette pionerprosjektet banet veien for bruk av undervannsteknologi på norsk sokkel.

Læringskurven på dette området har vært bratt – og fra å være en importør av subseautstyr til Ekofiskfeltet i 1971, har Norge blitt en verdensledende eksportør av undervannsteknologi. I 2019 står havbunnsbrønner for omkring halvparten av produksjonen på norsk sokkel.

Offisiell åpning av norsk oljeproduksjon«Den første norske olje»
Publisert 15. august 2019   •   Oppdatert 7. februar 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