DP2 for boring og produksjon

person Gunleiv Hadland, Norsk Oljemuseum
DP2 var en bore- og produksjonsplattform på den norske siden av Friggfeltet.
— Stålunderstellet til DP2 er dratt av lekteren som fraktet det ut til feltet, og er i ferd med å plasseres i rett posisjon. Foto: Total/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum
Bore- og produksjonsplattformen DP2
Tegning av DP2.

Understellet og dekkrammen ble produsert av Union Industrielle et d’Enterprise (UIE) i Cherbourg i Frankrike og modulene i St. Wandrille mens helikopterdekket kom fra Lowestoft i England. Alle modulene var prefabrikert og fraktet på lektere fram til Friggfeltet i tiden mai til juli 1976.

Understellet, som var en stålramme med åtte ben, ble senket i havet den 11. mai 1976 på 98 meters dyp og pælet fast til bunnen. Senkingen foregikk uten større problemer. Dette var et viktig steg for Elf ettersom det var utført betydelige beregninger og tester av sjøsettingen etter uhellet med DP1. Dekkrammen ble løftet på plass av kranfartøyet Micoperi PM27 den 4. august. I slutten av oktober fulgte boligkvarter og helikopterdekk. Produksjonsmodulene, bl.a. boreriggen Forex Unifor I, kom først på plass våren 1977 og boringen startet i juli samme år. Hele prosessen fra utskiping til de første brønnene kunne bores varte fra mai 1976 til juli 1977.

Boringen av de første brønnene kom i gang i november 1977, og i august 1978 ble den første gassen produsert. Dette var ett år etter at den første gassen kom fra CDP1. På grunn av Frigg reservoarets spesielle kvaliteter med høy permeabilitet ble produksjonsbrønnene konsentrert på et lite område på 5 km² (reservoaret dekket et område på 115 km²). 24 brønner ble boret med et maksimalt avvik på 45 grader. Ved revurdering av reservoaret i 1990 ble den andre boreplattformen på britisk side (CDP1) stengt, og alle brønnene boret fra DP2. Da hadde boreteknologien kommet så langt at det kunne bores horisontalt over lengre avstander.

Boreplattformen DP2 hadde et stålunderstell med åtte ben som var pælet fast i havbunnen. Plattformdekket med alt utstyret lå 25 meter over havflaten. Fire moduler var plassert etter hverandre på dekket. Hver modul hadde to etasjer der den nederste var for produksjon og den øverste for boremodulene.

Bore- og produksjonsplattformen DP2
DP2 support frame konstruksjon fra St Wandrille. Foto: Total/Norsk Oljemuseum

På nederste dekk i modul 1 var brønnhodene plassert med 12 brønner på hver side av en brannvegg, og på det øverste dekket sto boretårnet. Hvert brønnhode hadde tre sikkerhetsventiler, en nedenhulls sikkerhetsventil, en fjernoperert og en manuell hovedventil. Ventiltreet satt på toppen av brønnhodet.
I modul 2 ble gassen fra brønnhodene den første tiden renset for å fjerne vann, kondensat og sand, men da det på et tidlig tidspunkt viste seg at reservoaret produserte lite vann og sand, ble dette utstyret frakoblet.

Mengden av gass fra hver brønn ble kontrollert med en strupeventil i modul 3 og derfra gikk gassen (som inneholdt noe kondensat) via en samleledning og til en av to 26″ rørledninger for videre transport til prosessplattformen TCP2. På det nederste dekket i modul 4 lå verksteder, transformatorer, brannpumper og instrument rom, mens det øverste dekket huset kontrollrom og kommunikasjonsutstyr. Boligkvarteret med helikopterdekk var plassert ovenpå modul 4. I 1980 ble boligmodulen oppgradert. Den 26. oktober 2004 ble DP2 stengt ned sammen med resten av Friggfeltet.

Se tekniske tegninger og teknisk dokumentasjon av DP2 i artikkelen Teknisk dokumentasjon DP2.

Bore- og produksjonsplattformen DP2
Bore- og brønnhodeplattformen DP2 på Friggfeltet. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum
Publisert 14. september 2020   •   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