Frøy

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Elf Aquitaine Norge oppdaget sitt første oljefelt høsten 1987 ca 32 km sørøst for Friggfeltet.
— Frøy, med standbybåten Siddis Sailor ved sin side. Foto: TotalFinaElf/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Feltet ligger i blokkene 25/5 (noen reserver også funnet i blokk 25/2) i Hugin og Sleipner formasjonene på ca. 3000 meters dybde og 120 meters vanndyp. Utvinningstillatelsene fikk numrene PL026 og PL102, tildelt henholdsvis i 1969 og 1985.  Frøy feltet ble vedtatt utbygd av Stortinget i mai 1992. Rettighetshaverne var operatøren Elf Aquitaine Norge med om lag 25 prosent, TOTAL med 15 prosent, Norsk Hydro med 6 prosent og Statoil med 54 prosent, hvorav SDØE hadde 42 prosent.

Frøy i drift

frøy, feltet,
Testing av MOB-båt på Frøy. Foto: TotalFinaElf Exploration Norge AS/Norsk Oljemuseum

Frøy ble bygget ut med en ubemannet brønnhodeplattform, det vil si en plattform hvor brønnhodene er flyttet fra havbunnen og opp på plattformdekket. Frøy plattformen besto av et stål understell med fire ben og to dekk.  Fire brønner ble boret av boreriggen Treasure Saga gjennom en brønnramme før plattformen ble satt på plass sommeren 1994. Deretter ble ytterligere 11 brønner boret med den oppjekkbare boreriggen Mærsk Gallant ved at boretårnet ble skjøvet over på Frøy plattformens øvre dekk.

Den vesentligste utfordringen ved utbyggingen av Frøy var å bygge om Frigg fra en ren gassinstallasjon til også å være et oljeproduksjonsanlegg. Ombyggingen skjedde mens gassproduksjonen på TCP2 fortsatte uavbrutt. Det måtte bygges en ny behandlingsmodul på 3 400 tonn og installeres omtrent 500 tonn utstyr på TCP2-plattformen.

På Frøy plattformen ble først gass skilt fra olje og vann i en separator. Gassen ble avkjølt og tilført metanol som for å hindre hydratdannelse før den ble sendt i en 12″ gassrørledning til modul M35 på Frigg TCP2. Olje og produsert vann ble pumpet til den samme modulen på TCP2 gjennom en 12″ oljerørledning. Vann for injeksjon i reservoaret kom fra TCP2 i en 16″ rørledning. Dette ble gjort for å opprettholde trykket i reservoaret. Frøy ble fjernstyrt fra kontrollrommet på Frigg QP.

St Fergus gassterminal, forsidebilde, frøy,
St. Fergus mottaksterminal. Foto: Total/Norsk Oljemuseum

Gassen gikk via rørledningen til St Fergus i Skottland. Oljen ble transportert i rørledningen Frostpipe fra Frigg til Oseberg og videre til Stureterminalen i Øygarden. Det ble bygget et eget transportsystem som skulle knyttes til Oseberg Frostpipe. Også kondensatet fra Lille-Frigg skulle gå via Frostpipe. På den måten ble investeringer og driftskostnader fordelt. Transportsystemet kom i drift 14. mai 1994 da produksjonen på Lille-Frigg ble startet. Ordinær produksjon fra Frøy startet den 15. mai 1995.

Det var til dels betydelige produksjonsproblemer på Frøy. Det skyldtes høy vannproduksjon som førte til dårlig løfteevne i brønnene, samt avleiring i brønnene på grunn av sjøvann fra vanninjeksjonen.

Frostpipe
Frostpipe var en 82 km lang rørledning for frakt av olje og kondensat mellom Friggfeltet og Oseberg. Olje og kondensat, i hovedsak fra Frøy, men også fra Lille-Frigg og Øst Frigg, ble først transportert fra Frigg TCP2 til Oseberg A gjennom Frostpipe. Transporten videre inn til Stureterminalen i Øygarden kommune ved Bergen skjedde gjennom Oseberg Transport System (OTS). Transportsystemet ble satt i drift i april 1994. Etter at Frøy ble stengt ned i mars 2001, ble Frostpipe fylt med sjøvann og preservert for mulig gjenbruk

Frøy stenges ned

Utbyggingsfaser på Frigg, frøy,
Hovedkompressor for Frøy-gass - plassert på TCP2-plattformen. Foto: Jan A. Tjemsland/Norsk Oljemuseum

Produksjonen fra to av feltets brønner stanset allerede i 1998. En avviklingsplan for Frøy ble utarbeidet av Elf høsten 1999, og produksjonen ble stengt ned for godt 5. mars 2001 etter seks års produksjon. Da hadde feltet produsert 5,6 millioner Sm3 olje, 1,7 milliarder Sm3 gass og 0,1 millioner Sm3 kondensat. Etter nedstenging av feltet solgte TotalFinaElf, som var blitt navnet på selskapet etter sammenslåinger, plattformen til Lyngdal Recycling AS. Heerema Marine Conractors Nederland BV fjernet plattformen fra feltet, og Lyngdal Recycling AS demonterte plattformen og solgte det meste av utstyret. Restene ble resirkulert.

Se tekniske tegninger og teknisk dokumentasjon av Frøy i artikkelen Teknisk dokumentasjon Frøy.

Typer  Stålplattform med fire bein 
Funksjon Brønnhodeplattform for olje og gass 
Boligkverter  Ubemannet 
Vanndyp  117 meter 
Geografisk posisjon  59 44* 3″ N
02 33′ 28″ Ø 
Prosesskontroll  Fra QP
 Installert 1994 
Start av boring 1994 
Produksjonsstart mai 1995 
Nedstengt mars 2001 
Rettighetshavere:  Elf Aquitaine Norge (operatør) 25% 
  Total 15%
  SDØE 42%
  Statoil 12% 
  Norsk Hydro 6% 

 

Publisert 13. november 2018   •   Oppdatert 20. oktober 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Leveranser til utbyggingen

person Gunleiv Hadland, Norsk Oljemuseum
Det franske oljeselskapet Elf sto i spissen for utbyggingen av Friggfeltet, og var dermed ansvarlig for å tildele kontrakter i forbindelse med utbyggingen. Oppdragene ble i hovedsak fordelt mellom landene Frankrike, Norge og Storbritannia, men det kom også leveranser fra USA og andre land.
— TP1-moduler under bygging i Frankrike. Foto: TotalFinaElf/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Allerede tidlig på 1970-tallet la norske myndigheter vekt på å fremme leveranser fra norske bedrifter til oljeindustrien. I konsesjonsrundene for tildeling av utvinningstillatelser på norsk sokkel, ble det lagt inn føringer for etablering i Norge og bruk av norske leveranser. De politiske føringene var med på å gi et mer norsk preg på oljevirksomheten, men fornorskningsprosessen tok tid, og slo ikke inn for fullt før på 1980-tallet. Mot slutten av 1970-tallet ble blant annet utbyggingen av Frigg gjennomgått i en kostnadsanalyse av utbyggingsprosjekter på norsk sokkel. En rekke utbyggingsprosjekter viste kostnadsoverskridelser i forhold til innledende kalkyler. Det ble satt ned et eget statlig utvalg, kalt «Moe-utvalget», for å analysere utviklingen. Utvalget leverte i 1980 en omfattende rapport om utviklingen av de forskjellige utbyggingsprosjektene på norsk kontinentalsokkel. Rapporten fikk tittelen «kostnadsanalysen norsk kontinentalsokkel».

 Fase  NOR  FRA  UK  USA  Andre
 Fase I, britisk side 1973-1977  17 %  37 %  22 %  16 %   8 %
 Fase II, norsk side 1974-1978  33 %  39 %   7 %  13 %   8 %
 Fase III,  compression facilities 1978-1981  5 %  29 %   6 %   6 %   6 %
 Total fordeling  26 %  37 %  15 %  13 %   8 %

 

Fordeling av Frigg-kontraktene pr. høsten 1978.
Tabell satt opp av Elf til Kostnadsanalysen bind 2, s.104

I kostnadsanalysen kom det fram flere momenter som kunne føre til overskridelser. Et av momentene var hvilket land leveransene kom fra, som vist i tabellen ovenfor.

Tallmateriell i kostnadsanalysen viste at ca. 26 prosent av de samlede leveransene til utbyggingen av Frigg stammet fra Norge, mens 37 prosent kom fra Frankrike. Frankrike sto altså for de største leveransene totalt sett, men det som er verdt å legge merke til er at andelen norske leveranser økte gjennom utbyggingsperioden.

TP1 installeres, forsidebilde, historie,
TP1-plattformen under bygging ved Ardyne Point i Skottland i 1976. Foto: TotalFinaElf/Norsk Oljemuseum

Utbyggingen var delt i faser. Fase I var utbyggingen på britisk side, fase II på norsk side, og fase III installasjon av kompressoranlegg. I løpet av fase I og første del av fase II, var det relativt beskjeden norsk deltagelse utover lokale tjenester. Et unntak var bygging av understellet til den pumpeplattformen som senere ble konvertert til boreplattform 1 (CDP1). Denne ble bygget i Åndalsnes av Norwegian Contractors som underleverandør til den franske Doris-gruppen. Norske leverandører hadde en fordel ved bygging av betongplattformer, som krevde dype fjorder for bygging og kort transportavstand. En tilsvarende satsing på britisk side skjedde ved byggingen av Frigg TP1 i Skottland. Betongplattformen MCP-01 ble bygget i Sverige, på grunn av ledig byggekapasitet.

Leveranser til utbyggingen, økonomi og samfunn,
TCP2 omgitt av mektig natur i Åndalsnes. Plattformen nærmer seg ferdigstillelse og kan snart slepes ut til Friggfeltet. Foto: Ukjent/Total/Norsk Oljemuseum

I fase II økte den norske andelen fra 17 prosent til 33 prosent, mens den britiske andelen sank fra 22 prosent til 7 prosent. Det skyldtes i hovedsak at Norwegian Contractors fikk kontrakten på konstruksjon og bygging av betongunderstell og dekk til behandlings- og kompresjonsplattform nr. 2 (TCP2). Også TCP2 ble bygget i Åndalsnes. Oppdrag med bygging og oppkobling av moduler gikk bl.a. til franske Spie Batignolles/Vigor sin avdeling i Orkanger. Oil Industry Services i Kristiansand kom inn i oppkoblingsfasen som underleverandører.

Leveranser til utbyggingen, økonomi og samfunn,
TCP2 module support frame på Åndalsnes. Foto: Elf Aquitaine Norge A/S/Norsk Oljemuseum

I fase III av Frigg-utbyggingen, med installasjon av kompressorer på TCP2, fikk norsk industri over halvparten av alle kontraktene. Norske myndigheter så det som ønskelig at Elf plasserte ordrene for kompresjonsmodulene i Norge. Den norske andelen av varer og tjenester til Frigg var lavere enn den norske stat forventet. De norske verkstedenes anbud var ved flere tilfeller ikke konkurransedyktige. På grunn av politiske føringer fikk norske bedrifter likevel flere kontrakter. Den største kontrakten gikk til et samarbeid mellom Spie Batignolies og Vigor med Ponticelli som underleverandør av rør. Modulen med strømgeneratorene og prosesskontroll ble bygget i Orkanger. Til sammenligning kom omtrent halvdelen av de totale leveransene til Statfjord A fra norske bedrifter, og 10 prosent av kontraktene med norske bedrifter ble regnet å ha vært inngått på ikke forretningsmessig basis. Med dette menes at anbudene fra utenlandske bedrifter hadde vært lavere enn de norske, men norske anbud ble valgt for å bidra til å bygge opp norsk leverandørindustri.

Et av formålene med kostnadsanalysen var å undersøke om kjøp av norske varer og tjenester hadde medført kostnadsøkning. Undersøkelsen slo fast at kostnadsøkningen ved bruk av norske leverandører ikke var særlig stor i forhold til totalkostnadene. Høsten 1978 ble utbyggingsprosjektet kalkulert til å ha kostet 10,5 milliarder kroner. I forhold til et kostnadsestimat på 2,9 mrd fra 1974 utgjorde det en økning på 7,6 mrd. kroner, over en tredobling av kostnadene. Hele 1,2 mrd. av overskridelsene var knyttet til havariet med DP1. Merkostnader til bruk av norske leveranser ble regnet å være 50 millioner kroner, da anbudsprisene til verksteder i Norge ofte lå over anbud fra utlandet. I følge kostnadsanalysen skyldtes størstedelen av overskridelsene kostbare tekniske løsninger, gjerne i kombinasjon med bruk av konsulenter og svak styring fra operatøren. I tillegg kom en rekke store utbyggingsprosjekter samtidig, og drev opp prisnivået.

Leveranser til utbyggingen, økonomi og samfunn,
Kart over Nordsjøbassenget. Sleperute for plattformer bygget i Åndalsnes for frakt til Friggfeltet er markert.

I forhold til de samlede overskridelsene på utbyggingen av Frigg, utgjorde merkostnader til norske leveranser en liten del. Mange hadde fryktet at de politiske føringene om norske leveranser ville føre til sterk økning i kostnader, men det viste seg at kostnadsøkningen ble relativt liten. Den tidsbestemte kontrakten på gassleveranser gjorde at framdrift ble prioritert på bekostning av kostnadskontroll. Forsinkelser som oppsto i forbindelse med tapet av understellet til plattformen DP1, kunne til en viss grad spares inn ved å få leveranser fra Norge. Gjennomføringen av Frigg-prosjektet kom i en tid med stekt stigende kostnadsnivå innen leveranser til oljebransjen. Samtidig ble det brukt nye tekniske løsninger, som viste seg vanskelig å kostnadsberegne.

Litteratur
Moe, Johannes (red): Kostnadsanalyse norsk kontinentalsokkel, 1981.
NOU 1999, 11: Analyse av investeringsutviklingen på kontinentalsokkelen

 

Publisert 3. august 2018   •   Oppdatert 22. oktober 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk