Juni - ExxonMobil

Lære av Brent
Formålet med Statfjord A Avslutningsprosjekt er å forberede
og deretter foreta en trygg driftsnedlegging av anleggene
i henhold til avtale med myndighetene. Studien starter med
å etablere en forståelse av hva som skal avsluttes, samt tilstand
og innhold, etterfulgt av en beskrivelse av hvordan og
når driftsnedleggingen vil bli utført.
Disse forberedelsene omfatter vurdering av aktuelle alternativ
samt valg av foretrukket løsning. Det er en viktig milepæl
å fullføre arbeidet som er nødvendig for å bestemme
endelig innhold i konsekvensanalysen. Deretter følger en
høringsperiode, og etter det igjen det viktigste lovbestemte
dokumentet – driftsnedleggingsplanen. Denne planen vil
høyst sannsynlig ta til i løpet av 2013.
Prosjektet ledes av operatøren Statoil, men ExxonMobil er
aktivt engasjert. En av hovedaktivitetene i engasjementet
er å overføre erfaring fra lignende aktiviteter på Brent-feltet
i den britiske del av Nordsjøen, som er et Shell-Esso prosjektsamarbeid.
Ifølge planene skal Brent-feltet framlegge
sin konsekvensanalyse senere i år.
Brent Delta var i slutten av 2011 den første plattformen til å
avslutte produksjonen, og Brent Delta er også en Condeepkonstruksjon.
Driftsnedleggingsarbeidet på Brent ligger et
par år foran Statfjord A Avslutningsprosjekt, og det er derfor
verdifullt å lære av erfaringene fra Brent.
Ny tidsplan
– Statfjord A-prosjektet er forskjellig fra Brent, idet man for
Brents vedkommende planlegger å søke om godkjennelse
til å utføre nedlegging av alle fire plattformene samtidig.
Vårt prosjekt går ut på å avvikle Statfjord A først, siden
planene er å fortsette produksjonen på Statfjord B og C
i mange år framover. Vi vil dermed kunne anvende det vi
lærer for B og C når så langt kommer, legger Paul til.
En av utfordringene til driftsnedleggingsprosjektet er å
forutsi endelig avstengningsdato på Statfjord A. I løpet av
de siste årene har datoen blitt flyttet fram fra 2012 til 2014,
og nå sist til 2016, etter at stadig forbedrede metoder for
oljeutvinning virkeliggjøres. Norske forskrifter krever at den
formelle driftsnedleggingsplanen framlegges for myndighetene
mellom to og fem år før anlegget skal nedstenges.
– Generelt finnes det tre alternativer for å fjerne overstellet.
Ett er å fjerne det i mange små enkeltdeler gjennom et uendelig
antall løfteoperasjoner og bruk av containere. Dette
kan ta veldig lang tid. En annen metode er å fjerne større
deler til havs ved bruk av kranskip og transportere dette til
land for opphugging. Det tredje alternativet er å foreta et
løft av hele overstellet i en enkelt operasjon, forklarer Paul.
20 Juni 2012
The Statfjord A GBS is a scale up of the 3 leg, 19 cell Beryl
Alpha design reflecting deeper water and additional oil storage
volumes. This is one of the reasons why Mobil was
able to get the construction on Statfjord A underway so
quickly, says Paul Gates, ExxonMobil’s Statfjord A
Cessation Project Advisor.
Experience from Brent
The purpose of the Statfjord A Cessation Project is to prepare
for and then safely execute the decommissioning of
the facilities, as agreed with the authorities. This preparation
work starts with establishing an understanding of what
is to be decommissioned, its condition and content, and is
followed by assessments of alternative decommissioning
methods, and concludes with a method selection and a
description of how the work will be performed and when.
A key milestone is to complete the work necessary to finalize
the contents of an environmental impact assessment,
which will be followed by a public consultation period and
then the submission of the main regulatory document – the
Decommissioning Plan. This will most likely commence in
the course of 2013.
The project is managed by the operator Statoil, but
ExxonMobil is actively engaged. One of the key features
of this engagement is transferring experience from similar
activities on the Brent field on the UK sector, which is a
Shell-Esso joint operation. The Brent field is planning to
submit its environmental impact assessment later this year.
In late 2011 Brent Delta, which is also a Condeep design,
was the first platform to stop production. Decommissioning
work on Brent is a couple of years ahead of the Statfjord A
Cessation Project, and learning from the experiences at
Brent is therefore valuable.
New time schedule
– Brent is planning to seek approval to carry out decommissioning
of all four facilities at the same time. However,
our project involves Statfjord A first, as it is planned that
production on Statfjord B and C will continue for several
years to come. We will be able to apply what we have
learnt to B and C later, Paul adds.
One of the challenges for the decommissioning project is
anticipating the final shut down date on Statfjord A. In
recent years this date has moved from 2012, to 2014 and
lastly to 2016 as continued opportunity for improving overall
field recovery is being realized. Norwegian regulations
require that the formal decommissioning plan is to be submitted
to the authorities between two and five years prior to
shut down of the facility.
Fakta om Statfjord-feltet:
• Statfjord-feltet ligger i PL 037 i den nordvestlige delen av
(Tampen) Nordsjøen.
• Letebrønnen 33/12-1 bekreftet funnet av verdens største
oljefelt da det ble gjort i 1974.
• Plan for Utbygging og Drift (PUD) ble godkjent i 1976, og
Statfjord As oppstart var i 1979.
• Enhetene på Statfjord B og C ble utbygd i 1982 og 1985.
• Alle tre plattformene på Statfjord-feltet har betongunderstell
(GBS). Statfjord A har tre betongbein, mens
Statfjord B og C har fire.
• Topp i oljeproduksjonen på Statfjord fant sted i 1992,
med ca. 41,5 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.), grunnet
oppstart av prosessering av olje fra Snorre-feltet.
• De to satelittfeltene, Statfjord Øst og Nord, ble oppdaget
i 1976 og 1977. Produksjonen startet opp i 1994 og
1995.
• Statoil er operatør av feltet mens ExxonMobil og
Centrica Resources er lisenspartnere.
• Mobil Development Norway AS ble utnevnt som operatør
i 1973 og ga operatørskapet over til Den norske stats
oljeselskap a.s. i 1987.
Kilde: www.npd.no
Kjekt å vite om Statfjord:
• I 1971 informerte Shell og Esso Industridepartementet i
Oslo om at de hadde gjort et større funn på Brent-feltet
på britisk sektor. Selskapene mente Brent-reservoaret
kunne strekke seg inn i den norske del av Nordsjøen,
spesifikt blokkene 33/12 og 33/9.
• Statfjord-feltet bar opprinnelig tilnavnet “Hjemmebrent”,
fordi man trodde det var del av det britiske Brent-feltet.
• Utbyggingen av Statfjord-feltet kom som et resultat av
intensiv leting etter andre alternativ til oljeleveranser enn
OPECs produksjon (Organization of the Petroleum
Exporting Countries), etter oljekrisen i 1973.
• International Energy Agency (IEA) trykket på for å få til en
alternativ produksjon, og dette banet veien for et oppsving i
leteborings- og utbyggingsaktiviteter i Norge gjennom
1970- og 1980-årene.
• Statfjord A ble konstruert for å produsere maks. 300.000
fat olje daglig, men kapasiteten var faktisk større.
Rekorden, satt i 1985, var 351.235 fat olje.
• Den totale produksjonsrekorden på Statfjord A var imidlertid
423.091fat oljeekvivalenter per dag. På slutten av 1990årene
var dette høyeste offshore produksjonsrate i verden.
• Statfjord A blir også kalt “Den gamle greker”. Tilnavnet
stammer fra norsk skipsindustri, hvor gamle tankbåter
gjennom historien er blitt solgt til gresk skipsindustri som
klarte å forlenge de aldrende skipene i mange, mange år.
Kilde: “Statfjord, the North Sea’s largest oil field” av Håkon Lavik
Facts about the Statfjord field:
• The Statfjord field is located in PL 037 in the northwestern area
(Tampen) of the North Sea.
• The wildcat well 33/12-1 confirmed the discovery of the
world’s largest offshore oil field at the time in 1974.
• The Plan for Development and Operation (PDO) was approved
in 1976, and Statfjord A start-up was in 1979.
• The units on Statfjord B and C were developed in 1982 and
1985.
• All three platforms on the Statfjord field are developed as concrete
Gravity Base Structures (GBS). Statfjord A has three concrete
legs, while Statfjord B and C are developed with four
concrete legs.
• Peak oil on Statfjord took place in 1992 with approx. 41,5 million
barrels of oil equivalents (o.e.), due to start-up of processing
oil from the Snorre field.
• The two satellite fields, Statfjord East and North, were discovered
in 1976 and 1977. Production commenced in 1994 and 1995.
• Statoil is the operator of the field while ExxonMobil and
Centrica Resources are partners.
• Mobil Development Norway AS received operatorship in 1973
and handed this over to Den norske stats oljeselskap a.s. in 1987.
Source: www.npd.no
Nice to know about Statfjord:
• In 1971 Shell and Esso informed the Ministry of Industry in
Oslo of the major Brent discovery on the UK sector. The companies
believed that the Brent reservoir could be a part of the
Norwegian sector, more specifically the blocks 33/12 and 33/9.
• The Statfjord field originally bore the nickname “Hjemmebrent”,
because it was thought to be part of Britain’s Brent field.
• The Statfjord field development was a result of an intensive
search to find other alternatives to oil than the resources from
OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries),
after the oil crisis in 1973.
• International Energy Agency (IEA) pushed forward for alternate
production, which paved way for booming exploration and
development activities in Norway in the decades of 1970’s and
1980’s.
• Statfjord A was developed to produce max. 300,000 daily barrels
of oil, but the capacity was actually higher, and the record is
351,235 barrels of oil, which was set in 1985.
• Total daily production record at Statfjord A however, was
423,091 barrels of oil equivalents. By the end of the 1990’s, this
number was the highest offshore production rate in the world.
• Statfjord A is also called “The Old Greek”. The nick-name is
originated from the Norwegian shipping industry, where old
tankers have through history been sold to the Greek shipping
industry, who managed to extend the lifetime of the aging vessels
for many, many years.
Source: “Statfjord, the North Sea’s largest oil field” by Håkon Lavik