For å følge utviklingen av feltet videre fra 2008 til 2017 klikk her.
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:
Statens strålevern har ansvar for å følge opp arbeidet med radioaktive substanser.[REMOVE]Fotnote: Miljødirektoratet – Internasjonale miljøavtaler (Nettside besøkt 5. april 2019)
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).
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)
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).
fjerningVekt 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.
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.
fjerningFor 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,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.
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.
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:
(Bruk illustrasjon fra EPOKE nr. 5)
Ekofisk I Cessation project ConocophillipsPtilfjerningsseminar
2008-02 Status of Ekofisk decommissioning Kari_Amundsen
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.
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.
Trond A. Fagerli og Johan Bjelland fra PCU-gruppen på EkofiskMålegruppen 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.
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.
arbeidsliv, prosesstekniker, drift og brønnvedlikeholdDe 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.
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.
Helikopterpilot ved spakene. Foto: NOMI 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.
De første årene fantes det ikke overlevelsesdrakter. Da reiste de i hatt, frakk og dress.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 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.
Basketen frakter personer fra supplybåten til plattformen.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.
Helikoptervakten på Ekofisk 2/4 HHelivakten 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.
ResepsjonenPå 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.
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.
Radiooperatører i tårnet på Ekofisk 2/4 H.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.
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,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.
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.
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,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:
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-tankenFør 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
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:
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 faseNår 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,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.
