Sikkerhet i
stål og betong

Foto av betongunderstellet til Statfjord A og Brent B under  bygging i Jåttåvågen utenfor Stavanger på 1970-tallet.

Foto: Aker / Norsk Oljemuseum

Foto: Aker / Norsk Oljemuseum

Hvorfor ble Ekofisk bygget på stålunderstell, mens Statfjord fikk bein av betong? Når begynte havbunnsutbygginger å dominere, og hva har egentlig sikkerhetsreguleringen hatt å si for utformingen av plattformene på norsk sokkel? Svarene får du i denne artikkelen.

I løpet av femti år med utvinning av olje og gass fra norsk sokkel, har det blitt installert innretninger av mange ulike typer, størrelser og materialer. De er alle bygget for å løse krevende oppgaver knyttet til boring, produksjon og prosessering – og sørge for at aktiviteten foregår uten skade på mennesker, miljø og materielle verdier.

Utformingen av innretningene er resultatet av møtet mellom næringens svar på teknologiske utfordringer og myndighetenes krav til styring av risiko og utforming av arbeidsplassene til havs.

På amerikansk vis

Mye av den eksisterende norske kompetansen om konstruksjoner rundt starten på Norges oljeeventyr, var bygget på erfaring fra dammer, bruer og skip. Den gryende norske offshoreindustrien måtte derfor hurtig tilpasse seg løsninger som først og fremst var brukt i andre deler av verden.

Teknologien som var nødvendig for å bygge offshore-innretninger med understell i stål (“jacket”-plattformer) ble først utviklet i Mexicogolfen i årene etter andre verdenskrig. Allerede i 1947 stod den første faste innretningen med stålunderstell på havbunnen, og innen 1963 var det bygget mer enn tusen slike i golfen.

Siden dybdene i norsk del av Nordsjøen var nokså lik som i Golfen, ble det naturlig å ta i bruk tilsvarende innretninger i Norge. De første tre innretningene på Ekofiskfeltet var av denne typen. Etter hvert ble det installert jacket-innretninger på en rekke felt på forholdsvis grunt vann, som i Ekofisk-området, på Valhall-feltet, Odin, Frigg og Ula.

Virksomheten her i landet var i den første fasen preget av at utvinningstillatelsene gikk til store utenlandske selskaper, og at bore- og serviceselskapene for det meste var fra USA. Der hadde de allerede lang erfaring – og hadde utviklet detaljerte standarder for tekniske løsninger og arbeidsoperasjoner for petroleumsvirksomhet til havs. Standardene ble lagt til grunn også for virksomheten på norsk sokkel.

Men de amerikanske standardene sa lite om for eksempel arbeidsmiljømessige forhold. Med introduksjonen av arbeidsmiljøloven i 1977 stilte norske myndigheter mer spesifikke krav til for eksempel støy, ergonomiske forhold og kjemisk eksponering. Dette fikk etter hvert konsekvenser for utformingen av innretningene på norsk sokkel.

Skader og risiko

Arbeidsmiljøet i norsk olje- og gassvirksomhet var de første par tiårene dominert av mye manuelt arbeid med tungt og farlig utstyr. Den amerikanske måten å styre personsikkerheten var ofte å sende den som gjorde feil, i land med første helikopter. Dette kunne også skje med den som påpekte farlige eller helseskadelige arbeidsforhold. Det var i denne perioden relativt mange personskader.

En utbredt oppfatning innenfor risikoforskning i denne perioden var at man ved å arbeide for å redusere antall personskader, også ville oppnå redusert risiko for større ulykker. Men etter hvert som antallet personskader falt, ble det ikke observert en tilsvarende reduksjon i antall hendelser med storulykkepotensial.

Industrien og selskapene måtte derfor erkjenne at det ikke nødvendigvis var noen sammenheng mellom risikoen for personskader og den underliggende risikoen for storulykker.

Fra Ekofisk til Condeep

I løpet av 1970-tallet gjorde en flere store funn lengre nord i Nordsjøen på større havdyp. Dette gjaldt for eksempel det 150 meter dype Statfjordfeltet og det 300 meter dype Trollfeltet. Inntil da hadde den teknologiske grensen for produksjon vært omkring 70 meter, som er dybden på Ekofiskfeltet. Det var også vanskelig og dyrt å eksportere olje og gass direkte til markedet, noe som skapte et økende behov for mellomlagring for å kunne opprettholde produksjonen uavhengig av vær.

Den såkalte Condeep-teknologien svarte på utfordringene knyttet til havdyp og lagringsmuligheter, og fordelen var særlig at de var robuste med hensyn til vær, bølger og havstrømmer. I tillegg ble alle produksjonsfasilitetene tauet ut sammen med understellet, noe som fjernet behovet for tunge og krevende løfteoperasjoner offshore.

Ulempene var på sin side høye byggekostnader og at de var vanskelige – i praksis kanskje umulige – å fjerne etter endt produksjon. Derfor har Condeep-innretninger på norsk sokkel vært begrenset til store felt med lang produksjonshorisont.

Oversikt over Condeep-innretningene bygget i Norge. Kilde: Dr.techn. Olav Olsen.

Oversikt over Condeep-innretningene bygget i Norge. Kilde: Dr.techn. Olav Olsen.

Betongunderstellet til den første Condeep-innretningen ble bygget for det britiske Beryl-feltet, og innledet det som må kunne kalles et norsk industrieventyr. I tidsrommet 1975 til 1995 ble det bygget 14 slike konstruksjoner i Jåttåvågen, tre av disse for bruk på britisk side av Nordsjøen.

Vi finner i dag denne typen innretninger på Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Draugen, Frigg, Sleipner og Troll, som alle er blant "gigantene" blant olje- og gassfelt på norsk sokkel.

Betong og brev

Statfjord A ble den første av betonggigantene på norsk sokkel. Med bakgrunn i en rekke tilpasninger og ombygginger, mente datidens Oljedirektoratet (OD)* at sikkerheten på disse konstruksjonene ble forsvarlig ivaretatt, og ga i 1976 klarsignal av den første betonginnretningen. Etter mange tilpasninger og endringer, ble innretningen klar for produksjon i 1979.

Men da Mobil la fram planer for bygging Statfjord B, var det i form av en blåkopi av Statfjord A. Da satte OD foten ned, og sendte selskapet det som ofte er kalt Norges dyreste brev. Der ble det stilt krav om at boligkvarteret måtte plasseres på en egen plattform.

Bilde: Det såkalte dyreste brevet i norgeshistorien, hvor OD krevde et fullstendig redesign av Statfjord B av sikkerhetsmessige hensyn. Kilde: Kulturminne Statfjord.

Det såkalte dyreste brevet i norgeshistorien, hvor OD krevde et fullstendig redesign av Statfjord B av sikkerhetsmessige hensyn. Kilde: Kulturminne Statfjord.

Det såkalte dyreste brevet i norgeshistorien, hvor OD krevde et fullstendig redesign av Statfjord B av sikkerhetsmessige hensyn. Kilde: Kulturminne Statfjord.

Bilde: Oljedirektoratets krav om separasjon av boligkvarter og prosessområde på Statfjord B dekket i avisene.  Avisfaksimile: Aftenbladet 28. juni 1977.

Oljedirektoratets krav om separasjon av boligkvarter og prosessområde på Statfjord B dekket i avisene. Avisfaksimile: Aftenbladet 28. juni 1977.

Oljedirektoratets krav om separasjon av boligkvarter og prosessområde på Statfjord B dekket i avisene. Avisfaksimile: Aftenbladet 28. juni 1977.

Bilde: Konflikten om designet av Statfjord B forbritres.  Avisfaksimile: Dagbladet 9. oktober 1978.

Konflikten om designet av Statfjord B forbritres. Avisfaksimile: Dagbladet 9. oktober 1978.

Konflikten om designet av Statfjord B forbritres. Avisfaksimile: Dagbladet 9. oktober 1978.

Etter mange møter og lange diskusjoner, laget Mobil en ny utforming for Statfjord B, blant annet med et mer langstrakt plattformdekk. Det ga bedre mulighet for å skille boligkvarteret fra de delene av innretningen der det kunne oppstå brann og eksplosjon – og en påfølgende storulykke. Dette konseptet dannet senere grunnlag for Statfjord C-innretningen og de tre condeep-innretningene på Gullfaksfeltet.

En slik måte å håndtere sikkerhet på, ved å bygge inn forsvarlige løsninger i planleggingsfasen, ble etter hvert utvidet til å omfatte andre typer risiko. For eksempel ble det vanligere å lytte til arbeidstakernes erfaringer ved utforming av arbeidsplassene. På den måten ble det fysiske arbeidsmiljøet bedre, og man fikk redusert risiko for personskader. Dette medførte igjen lavere sykefravær og økt effektivitet.

På havets bunn

Fra 1980-tallet førte teknologiske fremskritt til et skifte fra store, integrerte betong- og stålkonstruksjoner til undervannsinstallasjoner (subsea) koblet til eksisterende innretninger. Helt fra starten av virksomheten på sokkelen var det blitt funnet felt som hver for seg ikke ble vurdert som lønnsomme å bygge ut. Etter hvert som det ble etablert en omfattende infrastruktur av produksjonsplattformer og transportrørledninger på havbunnen, endret dette bildet seg.

Det ble klart at man i større grad kunne utnytte mindre felt lønnsomt og sikkert ved hjelp av havbunnsutbygginger. Fra brønnrammer plassert på havbunnen kunne brønnstrømmen ledes gjennom rørledninger til en innretning i nærheten eller til et produksjonsskip, hvor olje og gass kunne bli separert og transportert videre.

Bilde: Ormen Lange-utbyggingen produserer gass fra opptil 1100 meters dybde og sender den videre via den 1300 km lange Langeled-rørledningen. Illustrasjon: Shell Norge.

Ormen Lange-utbyggingen produserer gass fra opptil 1100 meters dybde og sender den videre via den 1300 km lange Langeled-rørledningen. Illustrasjon: Shell Norge.

Ormen Lange-utbyggingen produserer gass fra opptil 1100 meters dybde og sender den videre via den 1300 km lange Langeled-rørledningen. Illustrasjon: Shell Norge.

Flere store teknologiske framskritt gjorde denne utviklingen mulig. Ved hjelp av såkalt flerfasetransport i rørledninger kunne brønnstrømmen, en blanding av olje, gass, kondensat og vann, transporteres over særlig lange strekninger. I tillegg kunne spesialbygde, fjernstyrte undervannsfartøy, såkalte ROVer, utføre komplekse arbeidsoperasjoner på ventilarrangementet, eller "juletreet" på havbunnsbrønnene, samt andre installasjoner på havbunnen.

I 1992 introduserte Oljedirektoratet regelverkskravet om fjernoperert håndtering av alle rør under 20 tommer på boredekk og i transportfasen mellom boredekk og rørdekk innført. Den bærende ideen for kravet om mekanisk rørhåndtering var å få folk vekk fra boredekket, fordi det var et farlig sted å oppholde seg.

Selv om det ikke er innført spesifikke krav om mekanisk rørhåndtering i andre lands regelverk, dominerer teknologien i dag også internasjonalt. Det skyldtes ikke bare at sikkerhetsnivået fikk et løft. Erfaringene fra enkelte boreinnretninger viste også at teknologien medførte redusert nedetid og dermed mer effektiv boreaktivitet.

Vår tid og fremover

Foto: Boskalis/Statoil

Foto: Boskalis/Statoil

Det bygges fortsatt stort på norsk sokkel. I april 2018 ble verdens største SPAR-plattform installert på Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet. Aasta Hansteen er eksempel på en stor feltutbygging skreddersydd for dypt vann og krevende forhold.

Bilde: Illustrasjon av Aasta Hansteen-innretningen. Kilde: Equinor.

Illustrasjon av Aasta Hansteen-innretningen. Kilde: Equinor.

Illustrasjon av Aasta Hansteen-innretningen. Kilde: Equinor.

Den flytende innretningen er 339 meter høy og 70.000 tonn tung. Havdypet der den er ankret opp, er på hele 1300 meter, noe som gjør utbyggingen til den dypeste på norsk sokkel til nå. 17 polyestertau, hver på 2,5 kilometer, holder Aasta Hansteen på plass.

Der Aasta Hansteen har gitt sokkelens første SPAR-innretning og satt ny dybderekord, markerer utbyggingen av Oseberg vestflanken 2 en utvikling i en annen retning.

Produksjonsstart på Norges første ubemannede innretning. Kilde: Equinor.

PUDen for Oseberg vestflanken 2 ble godkjent i juni 2016 og omfatter blant annet en helt ubemannet brønnhodeinnretning – Oseberg H. Konseptet medførte grundige regelverksprosesser før godkjenning.

Oseberg H-innretningen er helt fjernstyrt fra Oseberg feltsenter. Det skal så å si aldri være folk om bord, normalt bare ett eller to vedlikeholdsbesøk i året mens den er i produksjon, og derfor har innretningen verken boligkvarter, helikopterdekk eller livbåter – ikke en gang toalett. Når personell skal om bord, vil de entre innretningen fra et gangbrofartøy.

Oseberg H ble satt i produksjon i oktober 2018.

Tekst: Thor Gunnar Dahle og Stian Danielsen