5 Endringer i norsk olje- og gassindustri

Dette kapittelet inneholder en gjennomgang av utviklingstrekk og utfordringer for utbyggingsprosjektene i perioden fra 1994 til 1998, samt en sammenligning med perioden forut for dette.

5.1 Norsok-prosessen

Tidlig i 1990-årene ble det tydelig at det kostnadsnivået som var etablert i olje- og gassvirksomheten, var for høyt til å sikre at feltene på norsk kontinentalsokkel ville bli bygget ut i konkurranse med investeringer i olje- og gassvirksomhet andre steder. Kostnadene ved nye utbygginger var for høye til å få et tilstrekkelig antall nye felt fram til beslutning om utbygging.

Det ble satt i gang tiltak internt i flere oljeselskap for å bringe ned kostnader og gjennomføringstider for prosjektene. Målet var å finne arbeidsformer og gjennomføringsmodeller som skulle føre til billigere og raskere utbyggingsprosjekter.

For å samordne og forsterke disse aktivitetene, tok departementet initiativet til en forbedringsprosess der alle aktørene, dvs. myndigheter, oljeselskap og leverandører deltok. Dette arbeidet ble organisert i norsok-prosessen (Norsk kontinentalsokkels konkurranseposisjon).

Sentralt i Norsok arbeidet var erkjennelsen av at tradisjonelle forbedringstiltak ikke var tilstrekkelig til å gjenopprette konkurranseposisjonen til norsk kontinentalsokkel. Tradisjonelle forbedringstiltak ville virke for langsomt og i stor grad bli knyttet opp mot forbedringer innenfor eksisterende arbeidsmønstre og roller. En ønsket å få til et brudd med en kostnadsdrivende praksis og vanetenkning. Dette bruddet skulle en oppnå ved å sette seg så ambisiøse mål at den eneste måten en kunne lykkes i å nå målene, var å foreta fundamentale endringer i arbeidsformer og rolledelinger i industrien.

Hovedmålet for norsok var å oppnå forbedringer i arbeidsprosesser og rammevilkår som ville gjøre norsk kontinentalsokkel konkurransedyktig sammenlignet med andre petroleumsproduserende land. To viktige delmål ble spesielt fremhevet:

• En reduksjon i tids- og kostnadsforbruk på 40-50 pst. innen utgangen av 1998 sammenlignet med beste praksis i 1993.

• Opprettholde den ledende posisjonen innen helse,- miljø- og sikkerhetsarbeid.

For å bidra til og angi tiltak for å oppnå målene ble det satt ned sju arbeidsgrupper med deltagelse fra oljeselskaper, leverandører og myndighetene. Tema for disse var kostnadsanalyse og måltall, standardisering, forholdet mellom operatør og leverandør, dokumentasjon og informasjonsteknologi, base- og transportvirksomhet, helse, miljø og sikkerhet samt rammebetingelser. Arbeidsgruppene overleverte olje- og energiministeren resultatene og anbefalingene i form av en hovedrapport og sju delrapporter 1. februar 1995. De endringene som har hatt størst konsekvenser for gjennomføring av prosjekter, kan oppsummeres i punktene strukturelle endringer, standarder og myndighetenes rolle. Rapportenes anbefalinger viste til en rekke tiltak som ville være nødvendige for å realisere målsetningene om redusert tids- og kostnadsbruk.

5.1.1 Strukturelle endringer i virksomheten på norsk kontinentalsokkel

(a) Struktur og roller

I perioden fra 1995 og fram til 1998 har det vært en omfattende endring i roller og struktur i bransjen. Leverandørene påtar seg nå et større og mer komplett ansvar for gjennomføring av prosjektene. Dette er illustrert i figur 5.1.

Kilde: Kilde: norsok

I 1980-årene var arbeidsdelingen grovt sett slik at oljeselskapene utarbeidet de grunnleggende tekniske beskrivelsene av anleggene. På oppdrag fra oljeselskapene utarbeidet deretter ingeniørselskapene detaljerte beskrivelser for bygging av anleggene. Disse beskrivelsene var grunnlaget for oljeselskapenes anbudsforespørsel og derpå følgende bygging. Selve prosjektgjennomføringen ble gjort under en detaljert styring og oppfølging fra oljeselskapene. 1980 årenes arbeidsform er forsøkt vist i venstre del av figur 5.1.

Den nye modellen som ble lansert (vist som 1990 årenes arbeidsform i figur 5.1), innebar at oljeselskapene i større grad anskaffer komplette produkter og at disse produktene i økende grad beskrives ut fra krav til funksjon og ytelse. Det betyr at leverandørene i større grad må ta det samlede ansvaret for prosjektering og gjennomføring av større deler av en utbygging. Dette har ført til en kraftig omstilling og behov for læring i hele kunde-leverandørkjeden ved at leverandøren i de nye utbyggingsprosjektene til havs gjør oppgaver som tidligere ble utført av oljeselskapene (prosjektstyring, detaljert design og grensesnittkontroll i gjennomføringen).

(b) Ny prosjektmodell/kortere gjennomføringstid

En annen viktig endring de siste årene er at den såkalte sekvensielle prosjektmodellen er erstattet av en modell der en i mye større grad har parallelle aktiviteter. Dette gjelder både for utbyggingens hovedaktiviteter, reservoarplanlegging, design og bygging av produksjonsanlegg, boring og overordnet beslutningsprosess, så vel som innen hvert enkelt av hovedelementene. I denne modellen involveres også leverandørene på et tidligere tidspunkt i prosessen. Den nye prosjektmodellen kan brukes uavhengig av endringer i struktur og roller, men i praksis har disse endringene inntruffet samtidig og er illustrert i figurene 5.2 og 5.3.

Kilde: Kilde: norsok sekretariatet

Hensikten med å trekke leverandørene tidligere inn, var at man trodde det ville bidra til en rask og effektiv prosjektgjennomføring. Men dette har også en annen side: Ofte involveres leverandørene tungt på et tidspunkt der prosjektets rammer fremdeles er under avklaring, og det har ført til nye utfordringer i forhold til kontraktene.

En annen konsekvens av at gjennomføringstiden er forkortet er at boring og komplettering av produksjonsbrønner i dagens prosjekter i mye sterkere grad enn tidligere foregår før produksjonsstart og parallelt med at produksjonsinnretningene bygges og ferdigstilles ved byggeverkstedene.

Denne nye gjennomføringsmodellen har utløst behov for endringer i rammeverket i form av den nye petroleumsloven som kom i 1997 og den tilhørende revisjon av forskriftene som Oljedirektoratet gjennomfører. En av endringene er at operatørene kan søke Olje- og energidepartementet om å legge til rette for å inngå store kontrakter før PUD godkjennes. Forutsetningen for at en slik fremgangsmåte godkjennes av departementet er at det tas forbehold i kontraktene om kansellering. Det innebærer at leverandørvalget er gjort og hovedprinsipper/betingelsene for kontraktene fastsettes på et spinkelt grunnlag.

(c) Mangfold i samarbeidsrelasjoner

Kravet om kortere gjennomføringstider og tettere samarbeidsformer har ført til en utvikling i kontraktsmodeller langs to hovedakser. Den ene aksen er økt langsiktighet i relasjonene, noe som viser seg ved at de oljeselskapene som har mange utbyggings- og driftsoppgaver, har etablert rammeavtaler for en del viktige systemer og komponenter.

Den andre aksen er økende grad av forpliktende nærhet mellom kunde og leverandør. Dette har først og fremst vist seg i forbindelse med gjennomføring av komplekse oppgaver i integrerte lag. Der har det vært behov for utvikling av kontraktsformer som gir felles drivkrefter for gjennomføring av prosjekter. I den aktuelle perioden har det vært benyttet svært ulike former for samarbeidsrelasjoner fra tradisjonelle kontrakter til arbeid i integrerte lag.

Kilde: Kilde: Statoil

Erfaringen hittil er blandete og viser i hvert fall at utvikling i retning av forpliktende nærhet stiller store krav til erfaringstilbakeføring og videre utvikling av kontraktsmodellene.

Et særtrekk ved prosjektene i denne perioden er operatørens bruk av rammeavtaler. Flere operatører har inngått langsiktige rammeavtaler på utstyr, komponenter og styringssystem. Formålet med slike rammeavtaler er dels å oppnå økt standardisering og lavere kostnader i driftsfasen. Et annet formål er å kunne legge forholdene til rette for leverandørene ved at det skal leveres et større antall enheter til kjente spesifikasjoner og til fastsatte priser. Disse rammeavtalene er til dels blitt tiltransportert hovedleverandør ved kontraktsinngåelse.

(d) Nytt risikobilde for leverandør

De vesentlige forandringene i prosjektgjennomføringen som ble iverksatt samtidig med overgangen til totalleveranser, medførte en samlet endring i risikobildet for hovedleverandørene. i norsok-rapporten fra 1995 adresserer flere av anbefalingene hvordan en bør håndtere denne problemstillingen. Rapporten anbefaler at leverandør og kunde i fellesskap foretar en nøye analyse og vurdering av ulike risiki forut for kontraktsinngåelse. norsok-rapporten Samspillsnormer (juni 1998) viser at det ennå er mye gjenstående på dette punktet, men begge parter har forpliktet seg til å videreføre arbeidet.

5.1.2 norsok standarder

Et sett felles industristandarder er utviklet og tatt i bruk. I disse norsok-standardene går en i stor grad bort fra de detaljerte spesifikasjonene som hvert av oljeselskapene hadde, til ett felles sett med spesifikasjoner. norsok spesifikasjonene er for noen områder funksjonelle, mens de for andre områder er detaljerte.

Overgangen til bruk av norsok standarder har ikke blitt gjennomført helt etter hensikten:

• Flere operatører legger fortsatt ved egne tilleggsspesifikasjoner.

• De funksjonelle kravene gir rom for tolkning (hvilket er noe av hensikten, men som også har ført til uklarhet).

• Det er uklarheter i gråsonen mellom klassekrav for skrogdelen av flytende produksjonsinnretninger og Oljedirektoratets regler.

I tillegg har svært få leverandører på den tiden som har vært til disposisjon vært i stand til å beskrive sine egne leveranser i form av egne detaljerte beskrivelser bygget på norsok standardene.

5.1.3 Myndighetenes rolle i norsok prosessen

I tillegg til at myndighetene var initiativtaker og aktiv i Norsok-arbeidet, var noen av anbefalingene fra norsok arbeidsgrupper rettet mot myndigheter og lovverk.

Når det gjelder petroleumslovgivningen knytter anbefalingene i norsok-rapporten seg til tre hovedtema. Disse var arealforvaltning, plan for utbygging og drift (PUD) eller plan- for anlegg og drift (PAD) og arealavgift. Anbefalingene skulle gi større fleksibilitet i forhold til arealforvaltningen – for eksempel lengden på den initielle periode utvinningstillatelsen gjaldt for, tilbakelevering av områder og lengden på utvinningstillatelsen etter utløpet av den initielle periode. Når det gjelder PUD og PAD, ble det gitt anbefalinger vedrørende omfanget av PUD og PAD, og for tidspunktet når utredninger skal kunne kreves.

Av de anbefalingene som knyttet seg til lovgivningen, har endringer i behandling av og krav til PUD/PAD hatt betydning for prosjektenes fremdrift og muliggjort raskere utbygginger. Spesielt gjelder det petroleumsloven § 4-2 femte ledd som åpner for at rettighetshaver kan inngå vesentlige kontraktsmessig forpliktelser eller påbegynne byggearbeider før PUD er godkjent. Vilkåret er at departementet på forhånd har samtykket i dette. Kontraktene inngås på rettighetshavers egen risiko. Denne adgangen benyttes i praksis i stort omfang.

5.2 Feltutbyggingstyper

Ved valg av utbyggingsløsning er feltets størrelse og vanndyp viktige faktorer.

Det er stor spredning i feltstørrelse for utbygginger i perioden etter norsok. Feltstørrelse varierer fra om lag 10 til 340 mill Sm³ oe. I perioden 1990-1993 var det enda større spredning i ressursstørrelse, fra ca 1 til 584 mill Sm³ oe.

Gjennomsnittlig reservoarstørrelse er mindre for utbyggingene i norsok perioden enn for perioden 1990-1993. Dersom en sammenligner de fire største utbyggingene i hver periode (og ser bort fra Åsgard og Troll), så er gjennomsnittet om lag fire ganger så stort i perioden 1990-1993 (ca 193/48 Sm³ oe).

Havdypet varierer fra 84 til 335 meter for prosjekter i perioden etter 1994 og fra 70 til 350 meter for prosjekter i perioden 1990-1993. Heller ikke gjennomsnittsdybden for prosjekter i de to periodene er forskjellig (henholdsvis 191 og 193 meter).

Funn som ligger i større avstand enn 25 km fra egnet infrastruktur, med ressurser i størrelsesorden noen få titalls millioner Sm³ oe og havdyp vesentlig over 100 meter, vil som oftest være ulønnsomme dersom en velger bunnfaste innretninger. I de prosjektene rapporten har konsentrert seg om, er det kun Oseberg sør og Oseberg øst som har bunnfaste løsninger, i tillegg til de to brønnhodeplattformene på Varg og Jotun.

For Gullfaks satellitter ble det tidlig i prosjektet vurdert utbygging med bunnfaste innretninger, men dette ga ikke tilfredsstillende lønnsomhet. En utbygging ble først muliggjort av undervannsutbygging knyttet opp mot Gullfaks. Den teknologiske utvikling som førte til billigere undervannsutbygginger, var et resultat av langsiktig og systematisk forskning, teknologiutvikling og anvendelse av prototype undervannsløsninger som tillegg til hovedutbyggingene. En viktig del av denne utviklingen var standardisering av innretningene og utstyr, samt gjenbruk av design og ingeniørunderlag. Dette var viktige erfaringer som ledet opp til norsok-tankegangen.

Balder, Jotun, Njord, Norne, Troll C, Varg, Visund og Åsgard er basert på flytende produksjonsinnretninger. Med unntak av Åsgard er disse feltene mindre enn tidligere utbygde store felt slik som Statfjord, Gullfaks, Snorre, Heidrun, Draugen etc. Men i internasjonal sammenheng er det bare Varg som kan betegnes som et mindre/middels stort felt.

Åsgard er en stor feltutbygging bestående av tre ulike forekomster der det også ble valgt flytende produksjonsinnretninger for feltsenteret. En bunnfast innretning hadde muliggjort direkte adkomst til en del av produksjonsbrønnene fra plattformdekket, men hoveddelen av produksjonsbrønnene ville likevel ha vært undervannsbrønner. Den store utstrekningen av hovedfeltet, den geografiske spredning på de to andre feltene, stort havdyp, samt muligheten for tidligere start av oljeproduksjonen begrunnet valg av flytende produksjonsinnretninger med havbunnskompletterte brønner.

Balder, Jotun og Varg er lokalisert på moderate vanndyp og kunne således ha vært egnet for bunnfaste innretninger.

Mangel på nærhet til eksisterende infrastruktur samt store forskjeller i oljekvalitet i forhold til nærliggende felt, førte til valg av en selvstendig utbyggingsløsning for Balder. Et utbyggingssamarbeid med Jotun ble vurdert, men ulikheter i oljekvalitet og ulik grad av modenhet gjorde at dette ikke ble valgt. En bunnfast innretning ble vurdert, men basert på økonomiske kriterier ble det valgt en flytende innretning med skipsskrog. Balder hadde ventet svært lenge på en beslutning om utbygging, og kjøp av et produksjonsskip som var under bygging i Singapore, fremsto som et attraktivt alternativ.

Ved beslutning om utbygging av Jotun var det ikke ønskelig å blande oljen med Balder, da denne hadde en annen kvalitet. Et alternativ til en selvstendig utbygging var å knytte seg opp til Heimdal og bygge et oljebehandlingsanlegg der, men dette ble vurdert som mindre lønnsomt enn en flytende innretning.

Varg ble ikke vurdert å ha noe reelt alternativt konsept som kunne gi en lønnsom utbygging. En flytende innretning med mulighet for gjenbruk etter en begrenset produksjonsperiode, reduserte risikoen i prosjektet.

Valg av konsept på Njord og Norne var særlig begrenset ut fra en isolert beliggenhet i forhold til tilgjengelig infrastruktur og et stort vanndyp.

For Visund ble det alternativt vurdert å bygge ut feltet ved undervannsinnretninger med flerfasetransport til Gullfaks C. En halvt nedsenkbar innretning ble valgt blant annet ut fra ønske om permanent boremulighet på feltet, enklere adgang til brønnintervensjon og for å løse utfordringer knyttet til flerfasetransport.

5.3 Overgangen til totalleveranser

Feltutbyggingene på kontinentalsokkelen består av flere elementer som undervannsanlegg, rørledninger, marine operasjoner, plattform og boring. Tradisjonelt var det operatørene som organiserte og styrte prosjektene, og det var mange uavhengige kontrakter med de forskjellige leverandørene.

Tradisjonelt har plattformdelen av utbyggingsprosjektene blitt organisert og styrt av operatørene. Arbeidsdelingen var grovt sett slik at oljeselskapene utarbeidet de tekniske beskrivelsene av anleggene. På oppdrag fra oljeselskapene utarbeidet deretter et ingeniørselskap detaljerte beskrivelser for bygging av anleggene. Disse beskrivelsene var grunnlaget for oljeselskapenes anbudsforespørsel og påfølgende kontrakter for bygging.

Selve prosjektgjennomføringen ble gjort under en detaljert styring og oppfølging av operatøren. Kontraktene i prosjektene besto som regel av en rekke byggekontrakter. EPC kontrakt (kontrakt for prosjektering, innkjøp og bygging) på plattformunderstellet i betong (alternativt en prosjekteringskontrakt og en byggekontrakt for stålunderstell), en byggekontrakt på dekkskonstruksjonen, byggekontrakter på dekksmodulene, en byggekontrakt på sammenstilling av dekk og på oppkobling av dekk og understell, samt en lang rekke kontrakter for materialer og utstyr.

For realisering av norsok-målsettingen var det etter alles vurdering behov for videreutvikling av kontraksformene med overgang til totalleveranser av hele plattformer der en hovedleverandør er ansvarlig for å levere plattformen klar for installasjon eller ferdig installert på feltet. Hovedleverandøren tar det samlede ansvar for å tilby et totalprodukt og prosjektere og bygge dette. Unntaket fra denne arbeidsformen har vært utbyggingen av Norne og Ekofisk.

Kilde: Kilde: Kværner

Venstre del av figur 5.4 viser hvordan operatør tidligere tildelte kontrakter på et produksjonsanlegg, med blant annet egne kontrakter på prosjektering/innkjøp (E/P) og fabrikasjon/sammenstilling (FC). I den nye modellen tildeler operatør en totalkontrakt til en hovedleverandør, som har ansvaret for anleggets totalitet.

Overgangen til totalleveranser har ført til en kraftig omstilling og omfordeling av oppgaver i kunde-leverandørkjeden ved at leverandøren i de nye utbyggingsprosjektene gjør oppgaver som tidligere ble utført av operatørene, først og fremst innen prosjektstyring, store anskaffelser og grensesnittkontroll. Flere ulike former for integrasjon av operatørens personell i leverandørens organisasjon er benyttet for å sikre kompetanseoverføring.

5.4 Teknologiutvikling

Som vist i det følgende, har teknologiutviklingen i perioden vært stor, og det har vært et høyt tempo fra utvikling av prototyper til implementering. Med den begrensede prosjekteringen forut for inngåelse av kontrakter og rask gjennomføring har dette vært en krevende prosess.

(a) Flytende produksjon

I perioden 1994-98 har en sett en sterk økning i bruk av flytende produksjonsinnretninger. Riktignok ble det også bygd ut store flytende produksjonsinnretninger før denne perioden (Snorre, Troll B og Heidrun), men disse hadde karakter av «flytende gravitasjonsstrukturer», der understell og dekkskonstruksjon var uavhengige konstruksjonselementer.

De nye flytende produksjonsinnretningene er totalprodukter der bærestruktur og dekk utgjør en integrert konstruksjon. Av prosjektene som ble iverksatt i perioden 1994-98, har Balder, Jotun, Norne, Varg og Åsgard A skrogform som på skip, mens produksjonsinnretningene på Njord, Troll C, Visund og Åsgard B er halvt nedsenkbare innretninger med bærestruktur som mer tradisjonelle borerigger.

Med produksjonsinnretningene med skrogform kombineres skipsfartsteknologi og skrogbygging på skipsverft med offshoreteknologi og bygging og installasjon av prosessanlegg.

De halvt nedsenkbare produksjonsinstallasjonene er en videreutvikling av halvt nedsenkbare boreinstallasjoner som består av et stålunderstell med pongtonger og søyler og et stort dekk.

En forutsetning for gjennombruddet for flytende produksjon har vært at tilhørende teknologi har blitt videreutviklet og strukket innen flere områder;

• dynamiske stigerør

• størrelse og trykk-klasse på swivel

• transport av brønnstrøm over lange avstander

• komplekse undervannssystemer

(b) Ett-løfts faste plattformer

Av de 11 feltutbyggingsprosjektene i denne perioden som utvalget har sett på, er flere ett-løfts bunnfaste plattformer. Disse er store produksjonsinstallasjoner med en svært kompakt design som har gjort det mulig å redusere oppkobling til havs vesentlig ved at de kan løftes opp på bærestrukturen i ett kranløft.

(c) Bore- og brønnteknologi

I løpet av de siste ti-årene har det skjedd en betydelig utvikling innen bore- og brønnteknologi. Stadig nye rekorder mht borerekkevidde og brønndesign har blitt satt, samtidig som treffsikkerheten i reservoaret er bedret. Bruk av kveilerør og brønntraktorteknologi utvikles stadig videre for bedre å kunne styre brønnen til de ønskede punkter eller områder av reservoaret. I perioden 1994-98 har kompleksitet i brønnene, både ved lengden og måten en kan styre produksjonen på, brønnantall og avstand mellom brønnene blitt tilpasset resultatene fra den nye teknologien. Boring og komplettering av disse komplekse produksjonsbrønner har i hovedsak blitt gjort av halvt nedsenkbare borerigger som er designet og bygget kun for leteboring. Alderen på disse innretningene er i tillegg høy.

(d) Prosessanlegg

I prosessanlegget på plattformdekket har utstyrskomponentene stort sett vært de samme som for tidligere prosjekter, men noe ny teknologi er tatt i bruk, spesielt innen gassprossessering: Tettere pakking av utstyrskomponentene, kompakte varmevekslere og separasjonsenheter, H₂S fjerning og deponering, MEG regenerering og rensing og sikrere og mer avanserte styrings- og kontrollsystemer.

Videre er det installert miljøvennlige anlegg for fakkelgjenvinning, lav-NO_x-turbiner, m.m. Det er dessuten foretatt enkelte beslutninger om å installere undervanns-prosessanlegg.