Month: august 2020

Gassturbinene ble levert fra United Technologies Int. og kompressorene fra Alsthom Atlantique. Kompressorenhetene besto av en sugetank der enda flere væskedråper ble fjernet, en kompressor som var drevet av en gassturbin og en varmeveksler som kjølte ned gassen.  Gassen ble sugd inn i kompressoren der trykket ble øket til 153 bar. I enhver gass som komprimeres øker temperaturen og derfor ble gassen ut fra kompressoren kjølt ned i en gasskjøler fra 95°C til 50°C. Kjølemediet var vann.

Operatør kompressor

18. august 1981 kom den første generatoren «B» i drift. Egne operatører fikk ansvaret for kompressoranlegget. En av dem var Finn Husberg: «En gjeng reiste til Italia og fikk omvisning [på Technip som laget Pigone turbinene]. Jeg kom litt sent med i bilde og angret litt på det i ettertid. Disse store gasskompressorene og to jetmotorer, samme type jetmotorer som henger under en jumbojet, ble montert. Jetmotorene yter 37000 hestekrefter pr. stykk. Så vi hadde virkelig noe å sparke av gårde med. Når det sveiv så mange hestekrefter buldret det godt.»

Kompressorene ble installert for å kontrollere trykket på gassen som skulle sendes til St. Fergus. Etter gassen ble renset for kondensat og noe av vannet i separatoren, gikk den videre til kompressoren. Det ble bygget et eget kompressorkontrollrom på TCP2 rett ved siden av kompressorutstyret. Kompressorene ble styrt derfra, og startet og stoppet. Herfra kunne også alarmer observeres. Fra kontrollrommet på QP kunne kompressorene kun overvåkes via alarmer og observasjon. I tillegg til selve kompressorene var det en del annet utstyr som var nødvendig for å drive selve kompressorene. Tre store turbiner, jetmotorer skulle drive kompressorene. Bare to av dem var i bruk, mens den tredje var i reserve. Ellers trengtes kjølepumper og brenngassystem, et system hvor gass blir tatt ut av egen produksjon for å brukes som drivstoff til turbinene. For å drive dette anlegget trengtes egne folk. Operatører som tidligere hadde vært prosessoperatører på boreplattformen eller i prosessen på TCP2, fikk opplæring og ansvaret for kompresjonen. Operatørens oppgave var å sørge for en stabil drift av hele kompresjonsanlegget. Mye av operatørenes tid gikk med til å justere trykket, drive enkelt vedlikehold av ventiler og ta tester av for eksempel brenngassen. Men alarmer kunne gå. Finn Husberg forteller:

«Hvis vi plutselig fikk noe i prosessen som var galt, en trykkalarm som var for høy, så stoppet alt. Du kan tenke deg de store massene som er i bevegelse, den enorme energien når to slike jetmotorer på 37000 hestekrefter som har overført den energien til arbeid i kompressorene, sviver. Når disse i løpet av et brøkdel av et sekund stoppet, svingte plattformen en halv meter for å ta av energien. Det er kolossale krefter i sving. Spennende, meget spennende. Men driftskarakteristikken på kompressorene var meget god»

Kompresjon, drift,

Kompresjon, drift,

Kompresjon, drift,

Vedlikehold

Kompresjon, drift,

Det var operatørens oppgave å se til at driften av kompresjonsanlegget gikk stabilt. Operatøren utførte også mindre vedlikehold. Større vedlikeholdsoppgaver eller reparasjoner ble utført av vedlikeholdsavdelingen.

«Med et slikt anlegg fulgte kolossalt mye ekstra utstyr. Det var vedlikeholdsavdelingen som hadde ansvar for det. Det var de som hadde overhalinger, plukket ned motorene for oss og fikk dem transportert. Hvis jetmotoren skulle inn til overhaling til Bergen, var det folk fra Bjørge Offshore som plukket den ned og gjorde den klar for sending,» forteller Finn Husberg som arbeidet som operatør på kompresjonsanlegget.

Generelt vedlikehold av turbinene og kompresjonsutstyret var det de faste elektrikerne, instrumentteknikerne og mekanikerne som sto for.

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».

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,

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,

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,

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,

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