Modningsfasen

Når man har konstatert at de reservene som er påvist er drivverdige, starter arbeidet med å finne fram til den mest gunstige tekniske løsningen for å bringe hydrokarbonene til et marked. Dette arbeidet omfatter både å skaffe seg bedre innsikt i hva som finnes nede i bakken, hva man trenger av tekniske innretninger for å få opp oljen og gassen på en mest lønnsom måte, hvordan man skal få transportert væsken til et sted man kan omsette varene og ikke minst planlegge hvordan man skal kunne bygge og installere de ulike tekniske installasjonene.

Av Finn Harald Sandberg / Kristin Øye Gjerde
03. desember 2015

Det var først i den åttende brønnen (2/8-6) at Valhalls potensial ble bekreftet. I 1975 påviste boreriggen «Waage Drill» en tykk oljesone i området og Norges fjerde feltutbygging ble et faktum. «En ny og viktig olje- og gassprovins er tilført nasjonen» skrev Aftenposten [1].

Hod plattformen. Foto: Kjetil Alsvik/BP

Forut for dette avgjørende funnet var det også blitt boret letebrønner (2/11-1 og 2/11-2) på det nærliggende og tilknyttede Hod-feltet. Forholdene på Hod er ganske like som på Valhall, med hensyn på innkapslet gass i bergarten over reservoaret. Men forholdene er mindre og derfor lettere å teste ut. Det skulle vise seg at oljen lå øverst i krittlaget som ventet, men dette reservoaret lå flere hundre metergrunnere enn geologene hadde sett for seg ut ifra seismiske data som en visste var forstyrret av gass i bergartene som lå over det øvre krittlaget. Disse forstyrrelsene framkom som forsinkede seismiske signaler som vanskeliggjorde tolkningen. Det hadde blitt gjort forsøk på å justere for dette, men man hadde ikke klart å kompensere helt. Ettersom Valhall hadde samme struktur og gass i bergartene som lå over reservoaret, antok man at det også måtte finnes olje i de samme lagene som på Hod, noe brønn 2/8-6 bekreftet. På grunn av de større gassmengdene i bergartene over Valhall-oljen ble erfaringene fra Hod grunnlag for ytterligere justeringer av antagelsene om for hvor dypt oljen lå. Når man endelig boret ned i oljereservoaret viste det seg at det lå enda høyere enn beregnet. 

Flere brønner ble boret i 1976 og de bekreftet at funnet kunne erklæres kommersielt. En slik erklæring er basert på: 

1. Inntekter er hovedsakelig beregnet ut ifra en antatt produksjonsprofil (hvor mye som kan produseres hvert år og hvor lenge) og en produktpris.
2. Utgifter estimeres med utgangspunkt et røft anslag av planleggings-, utbyggings- og driftskostnader inklusive skatter og avgifter.

Ved å bore flere brønner, avgrensningsbrønner, får geologene og geofysikerne et sikrere bilde av reservoarets størrelse og kvalitet (tung olje, kondensat, gass og blandingsforholdet mellom disse). Når man har bygd seg opp nok kunnskap om forholdene til at man med tilstrekkelig eller ønsket sannsynlighet si noe om hvor mye som finnes i reservoaret (OIP eller «oil in place»), kan man også anslå hvor fort man bør pumpe ut hydrokarbonene for å få en optimal produksjon. 

Det gjøres en vurdering av produktpris der man tar hensyn til historisk utvikling og kvaliteten på det produktet man har å selge. 

På utgiftssiden er det særlig utbyggingskostnadene som er avgjørende. Utfordringen ligger i å finne ut hva slags kostnadsnivå man kan forvente når verken prosessutstyr eller plattformtyper er fastlagt. For Valhall-utbyggingen var dette sjølsagt krevende fordi det fantes få tilgjengelige data for utbygging på norsk kontinentalsokkel på slutten av 1970-tallet.

Driftskostnadene blir vanligvis på dette stadiet i prosessen estimert til en prosentandel av investeringskostnadene fordi usikkerheten er så stor. Da er tiden fram til endelig beslutning mye viktigere og her er det igjen viktig å spille på lag med sine samarbeidspartnere. 

Et typisk prosjektløp
Figur 1. Et typisk "prosjektløp"Figur 1 viser hvordan et stort utbyggingsprosjekt må gå gjennom flere faser.

Finne alternative løsninger

Amoco/Noco-gruppen og Oljedirektoratet hadde diskutert Valhall/Hod-utbyggingen gjennom sommeren 1976. Direktoratet presset på operatøren for å fremme en søknad som kunne behandles i Stortinget i vårsesjonen 1977. Samtidig gjorde direktoratet det klart at Valhall og Hod måtte betraktes som en samlet utbygging idet direktoratet ut fra en ressursmessig vurdering ikke ville akseptere en utnyttelse av bare den mest lønnsomme del av hydrokarbonforekomstene.

Før planen til myndighetene ble sendt inn, måtte spørsmålet om plassering av plattformen avgjøres. Asbjørn Tansø og kollega John Evans ble bedt om å presentere sin anbefaling for Amoco Europe i London.

Presentasjonene hadde foregått i fem til ti minutter da europasjefen avbrøt dem: «Hang on a second». Han tok frem blyanten, gikk bort til kartet over lisensområdet og satte kryss midt i feltet: «That’s where the platforms’ gonna go.» I sitt stille sinn spurte Tansø seg selv om hva vitsen var med de foregående seks månedenes studier for å presentere den beste løsningen.

I lys av hva vi vet i ettertid, er det liten tvil om at effekten av innsynkning på plattformene kunne vært redusert dersom plattformene hadde blitt plassert som anbefalt i studien: litt ut på den vestlige flanken av Valhall der reservoaret er tynnest. Reservoaret hadde fortsatt blitt sammenpresset, men plattformene hadde ikke «sunket» så mye som tilfellet har vært (link til artikkel av GH?). Sammenpressing av reservoaret er faktisk både viktig og nødvendig fordi det er den største drivkraften for produksjon på Valhall siden det hjelper til med å opprettholde trykket i reservoaret. 

Hvilken plattformløsning skulle velges? Stål eller betong? Condeepkonseptet i betong ble fortrinnsvis valgt til felt med større vanndyp og var dyrere enn stål. Fordelen med condeepløsningen var at skaftet tålte mye mer vekt, dermed kunne alle funksjoner integreres på et plattformdekk. Bunncellene kunne fungere som oljelagertank dersom det ble valgt bøyelasting av olje på feltet. Stålplattformer var rimeligere å bygge og velegnet for dyp på mindre enn 100 meter. Ved oppstart av arbeidet med PUDen så Amoco sine ingeniører for seg en løsning med en integrert plattform med boring, produksjon og innkvartering på samme konstruksjon (PDQ) slik som nabofeltet Tor (Ekofisk-området). Dette var basert på en trinnvis utbygging av Valhall-feltet som ville redusere behovet til kompressorkapasitet, noe som igjen ville kreve mindre dekksplass. Men Oljedirektoratet krevde at man skulle ha kapasitet til å klare en mer tilnærmet parallell utbygning av hele feltet. Dette medførte at man måtte planlegge med stor kompressorkapasitet. Som en følge av dette kravet fant Amoco det ikke sikkerhetsmessig forsvarlig med en en-plattformsløsning og foreslo i stedet en to-plattformsløsning for å kunne skille boligkvarteret fra behandlingen av store mengder gass under høyt trykk. To-plattformsløsningen som Amoco tenkte seg var en kombinert PDQ-plattform og en mindre C-plattform (kompresjon) og en fakkel. 

Valhall i PUD
Valhall i PUD

For å imøtekomme direktoratets pålegg om å inkludere Hod i utbyggingsplanene og fordi reserveanslagene var veldig usikre, ble det foreslått en utvikling i fire trinn (Figur 2):

I. Valhall A
II. Hod
III. Valhall B
IV. Valhall C

Denne løsningen var grunnlaget for Amoco/Noco-gruppens søknad av 4. oktober. Industridepartementet utba i separate brev av 30. november og 24. desember klargjøring av noen viktige spørsmål. Svar forelå 28. januar (1977). I svaret var Valhall A-konseptet endret slik at prosessområdet ble «flyttet over» (vist på figur 2) til plattformen som skulle komprimere brønnstrømmene for transporteres til Ekofisk dette ville også skape større sikkerhet mot ulykker som følge av problemer med produksjonen. De to plattformene skulle forbindes med en bro. Planen som ble utarbeidet på bakgrunn av dette svaret forutsatte fremdeles en utbygging i fire trinn. Rørledningene var inkludert i trinn I som skulle være klar til produksjon i siste halvår 1980 [2]. 

De påfølgende utbyggingstrinn skulle bli ferdigstilt i de neste årene fram til Valhall C sto klar i 1983.

Amoco/Noco hadde i den planen som ble fremmet i januar forutsatt samtidig boring og produksjon. Det ble framlagt omfangsrike sikkerhetsstudier som etter gruppas mening viste at sikkerheten var tilstrekkelig ivaretatt. 1. juni vedtok Stortinget utbyggingsplanen, men det ble tatt forbehold om Oljedirektoratets (OD) godkjennelse. OD var veldig skeptisk til om det var forsvarlig å bore og produsere på en plattform der man også skulle huse alle arbeiderne. Etter et møte med mellom Amoco, Industridepartementet og OD den 29. juli besluttet Amoco/Noco-gruppa å forandre utbyggingsløsningen til en tre-plattform løsning med en egen plattform for boligkvarteret. Med dette konseptet oppnådde gruppa ODs godkjennelse til samtidig boring og produksjon i september 1977 [3]. 

For å kunne sette feltene i produksjon måtte det finnes måter å føre oljen og gassen i land. Hvilke ville være de beste? Var det via egne ledninger fra Valhall til kontinentet? Ville tilknytning til en sentralledning for gassen fra Statfjordfeltet være en gunstig løsning? Eller fantes det andre muligheter [4]?   

Norske myndigheter hadde i mange år hadde i mange år fremmet krav om ilandføring i Norge. Det sjette «oljebudet» [5] lyder slik:

"Petroleum på den norske kontinentalsokkel skal som hovedregel ilandføres i Norge, med unntak for det enkelte tilfellet hvor samfunnspolitiske hensyn gir grunnlag for en annen løsning".

I 1976 var det imidlertid ikke utviklet teknologi som gjorde det mulig å krysse den dype Norskerenna med en stor rørledning, og planer for ilandføring til Norge ble derfor raskt skrinlagt.

I praksis viste det seg at det ville være mest rasjonelt å legge rørledninger fra Valhall, senere også Hod, til Ekofisksenteret cirka 35 km unna og knytte seg til Norpipes rørledningsnett. Da slapp en å bygge en egen lagertank for olje på Valhall. Søknad ble sendt til Industridepartementet 4. oktober 1976 om utbygging for produksjon og ilandføring av petroleum Valhall og Hod via Ekofisk med oljerørledning til Teesside i Storbritannia og gassrørledning til Emden i Tyskland. På dette tidspunktet knyttet det seg stor usikkerhet til mengden av olje- og gassforekomster. Kun for det sentrale området av Valhall var det påvist sikre drivverdige forekomster. For Hod var det bare boret én undersøkelsesbrønn.

I tillegg hadde Amoco/Noco gruppen studert 3 andre alternativer:

1) En egen rørledning til Esbjerg i Danmark koblet til en egen mottaks- og behandlings-terminal (som måtte bygges) og en landbasert rørledning derfra til en mulig tysk kunde. Dette alternativet ville bli så dyrt at transporttariffen som måtte kreves, ville bli tre ganger så høy som tariffen i Norpipe systemet.
2) En kobling til den påtenkte samlerørledningen til fastlands Norge. Dette ville imidlertid forsinke leveransen av gass med flere år (samlerørledningen var planlagt ferdig 1984) Dette ville medføre at man måtte re-injisere gassen – noe som ville være svært ødeleggende for utvinningsgraden.
3) En siste løsning ville være å bygge en egen plattform for kraftgenerering nær produksjonssenteret på Valhall. Gassen kunne brukes som brennstoff. Strømmen kunne så overføres via kabel til Danmark hvor den kobles til det danske distribusjons-nettet. Dette alternativet ble ikke sett på som gjennomførbart med mindre prisen pr. kilowattime ville bli øket dramatisk.

Bjartmar Gjerde
Bjartmar Gjerde

Hvis man ikke kunne få oljen gjennom Norpipe systemet, ville et alternativ være å frakte oljen ut med tankskip som kunne lastes ute på feltet og frakte oljen til et raffineri på kontinentet. Da måtte man imidlertid bygge egne lagermuligheter til havs, noe som var et svært fordyrende element. I tillegg var erfaringene fra Ekofisk med bøyelasting svært nedslående med hensyn på effektivitet og tilgjengelighet. 

I løpet av vinteren forhandlet Amoco/Noco gruppen fram en avtale med operatøren for Ekofisk, Phillips Petroleum Norway om salg av gassen og transport av olje fra Valhall. Phillips var imidlertid lite imøtekommende. De påstod at de trengte hele transportkapasiteten for olje til Teesside i England til sin egen produksjon. De innledende forhandlingene ga ikke noe resultat og Amoco var nesten i ferd med å trekke seg fra videre arbeid i Norge.

Det måtte sterkt politisk press for å finne fram til en løsning. Daværende industriminister Bjartmar Gjerde kalte partene inn til et møte der det ble gitt klar beskjed: «Dere har en oppgave og det er å bli enige, ellers ….». 

Etter dette presset ga Phillips seg og godtok at også Valhall-oljen skulle gå i deres eksportrørledning. Phillips stilte strenge krav til spesifikasjonene på oljen og gassen fra Valhall.  Et annet spørsmål var hvordan innpasse ledningene fra Valhall/Hod i det omfattende systemet av rørledninger som allerede var lagt på Ekofisk. Det viste seg å være teknisk mulig å løse.  

Avtalen ble undertegnet 19. april, og godkjent av regjeringen den 21. april 1977. Dermed var en viktig brikke på plass, og Stortinget kunne godkjenne planene for utbygging av Valhall og Hod 2. juni 1977.  

Sluttnoter: 

[1] Aftenposten, 10. juli 1975.
[2] Amoco: Plan for Utbygging og Drift av Valhall (1977).
[3] Brev fra Industridepartementet.
[4]  Stavanger Aftenblad 8. juli 1975, "Valhall et godt nytt hjørne av sokkelen".
[5] Innstilling til Stortinget 294 (1970-71).

Kilder:

Johannes Moe et al.: Kostnadsanalysen norsk kontinentalsokkel, (1979).
Brev fra Amoco Norway Oil Company (28.01.1977).
Rasen, Bjørn LF6A , (2007) s. 73.
Intervju med Asbjørn Tansø (2014).