Gigantiske byggverk til havs

SINTEF utvikling av ny betongteknologi Gigantiske byggverk til havs Utbyggingen av Trollfeltet har fått betydelig oppmerksomhet fra hele verden. Det gigantiske prosjektet innebar en rekke utfordringer hvor mange forkningsmiljøer ble trukket inn. Verdens høyeste betongplattform er plassert på feltet, delvis takket være SINTEF. På bakgrunn av sin ekspertise var SINTEF med på å muliggjøre de såkalte Condeep-plattformene. SINTEF bidro med betongteknologi, metoder for beregning av bølge- og strømbelastninger, konstruksjonsteknikk og beregningsmetoder knyttet til fundamentering. Troll I 1996 ble det enorme gassfeltet Troll åpnet. På havbunnen over Troll-gassen står i dag verdens høyeste betongplattform. Mye forskningsbasert viten fra SINTEF og NTNU ligger bak arbeidet med denne plattformen. Troll-plattformen er den siste i en lang rekke Condeep-platformer, plassert på den norske kontinentalsokkelen. SINTEF/NTNUs bidrag til Condeep omfatter mange ingeniørdisipliner. En av oppgavene forskerne har jobbet med er utvikling av å beregne bølge- og strøm-belastninger. Det har ført fram til regneverktøy som brukes til å beregne plattformenes styrke og oppførsel og beregningsmetoder som gjør det mulig å forutsi hvordan grunnen under plattformene vil reagere når betongkolossene plasseres på havbunnen. Troll-plattformen er den høyeste gjenstand som noen gang er flyttet av mennesker. Det 370 meter høye betongunderstellet ville ha ruvet høyt over Eiffeltårnet om det ble plassert i Paris sentrum, og det er konstruert for å motstå strømog bølge-påkjenninger i den værharde Nordsjøen. Kolossen er bygget av Norwegian Contractors (nå en del av Aker Kværner). Det er benyttet betong som har høyere styrke og samtidig lavere vekt enn betong som er brukt offshore tidligere. SINTEF har bistått i arbeidet med å utvikle og dokumentere materialets egenskaper. Sammen med industrien har SINTEF/NTNU også bidratt til utviklingen av den fundamenteringsløsningen som i det hele tatt gjorde Troll-giganten mulig. Denne utviklingen har sørget for at instituttene sitter på betongkompetanse som kommer til anvendelse også innenfor andre prosjekter og industrier. Troll-plattformen - den høyeste gjenstand som noen gang er flyttet av mennesker. Foto: Norsk Hydro 54

NGI - Norges Geotekniske Institutt Vellykket videreutvikling av erfaring og ekspertise Skjørtefundamenter og sugeankere verden over Nordsjøen har gitt en lang rekke norske bedrifter uvurderlig erfaring, deriblant NGI. Deres oppsamlede ekspertise på skjørtefundamenter og forankring av plattformer er etterspurt verden over. Blant annet har NGI i øyeblikket ansvar for geoteknisk prosjektering av det spesielle fundamentet for en oppjekkbar plattform på Shah Deniz feltet i Det Kaspiske Hav. Shah Deniz-oppdraget gjøres for Technip France som har kontrakt med AIOC/BP. Fundamentet er satt sammen av flere skjørtefundamenter som fremstår som et gravitasjonsfundament. Gravitasjonsplattformer spilte en sentral rolle i utbyggingen av olje og gassfeltene i Nordsjøen. Måling av oppførselen til gigantkonstruksjonene under installasjon og i operasjon med belastning fra stormer ga unik informasjon for verifikasjon av de komplekse beregningene og dimensjoneringene av plattformene. Dette gav grunnlag for fremtidige forbedringer, når man beveget seg mot større havdyp og dårligere grunnforhold. NGI's erfaring fra Nordsjøen har gjort deres ekspertise på skjørtefundamenter og forankring av plattformer etterspurt verden over. Basert på denne kunnskapen har NGI også blitt sterkt involvert i instrumentering og overvåking av brokonstruksjoner i inn og utland. Vellykket testing Den tredje og siste plattformen på Gullfaks-feltet i Nordsjøen skulle plasseres ut mot Norskerenna på 217 m havdyp. Grunnforholdene i de øvre lagene der består av bløt siltig leire og fastere lag av sand. For å få tilfredstillende bæreevne, måtte fundamentet ha betongvegger (skjørt) ned til 22 m dybde. NGI gjennomførte omfattende undersøkelser og beregninger for å sjekke at dette lot seg gjøre. For å overbevise Statoil og de andre partnerselskapene, planla og utførte Norwegian Contractors og NGI et fullskala penetrasjonsforsøk ute på feltet. To sylindre utstyrt med et betongskjørt ble presset ned til 22 m. Målesresultatet stemte meget godt med beregningene som var gjort på forhånd. Gullfaks C ble vellykket installert på feltet i 1989. Videreutvikling Trollplattformen ble en av de siste gravitasjonsplattformerne i Nordsjøen. Den har 36 m lange skjørt ned i sjøbunnen. Basert på kunnskapen med slike skjørtefundamenter, ble såkalte sugeankere utviklet som et nytt konsept for forankring. Omfattende forskning og utvikling av beregningsmetoder og store modellforsøk ble utført for å optimalisere konseptet. Sammen med firmaet Frank Mohn AS i Bergen utarbeidet NGI systemer og utstyr for å installere sugeankere, og tilby komplette tjenester innen både prosjektering og installasjon. Gjennomførte prosjekter inkluderer feltutbygginger utenfor kysten av Afrika (Nkossa), Brasil (Marlin), Mexicogulfen (Diana) og Nordsjøen (Snorre, Sleipner T, m. fl.) på havdyp helt ned til 1500 m. Mer enn 150 sugeankere er hittil installert av NGI. 55

Aker Kværner Sakhalin Renessanse for gammel betongkompetanse Velkjent og utprøvd betongkompetanse fra Nordsjøen får nå ny anvendelse. Aker Kværner bidrar i byggingen av to betongplattformer i Sakhalin i Russland. Nordsjøen har vært deres laboratorium hvor teknologi og kompetanse er blitt utviklet over flere tiår. Nå benyttes denne kunnskapen verden over. Kontrakten for andre fase i Sakhalin II prosjektet i Øst- Russland var viktig av to grunner for Aker Kværner. For det første styrket det selskapets stilling i et viktig marked. I tillegg ga det mulighet til å gjenoppfriske og kapitalisere på selskapets verdensledende ekspertise på betongstrukturer for olje og gassindustrien. Stadig flere betongløsninger etterspørres internasjonalt. Med Troll A-plattformen regnet mange med at den siste betongplattformen var levert. Men i Aker Kværner mente man at en teknologi som viste seg brukbar under de tøffe forholdene i Nordsjøen også ville bli etterspurt andre steder. De har holdt på kontakten med det øvrige betongmiljøet i Norge og beholdt kompetansen i selskapet. Årsaken til at interessen for betongplattformer hos verdens oljeselskaper øker, er at oljeindustrien flytter inn i stadig mer ugjestmilde områder. De internasjonale oljeselskapene ser også at kompetansen og erfaringene fra utviklingen av norsk sokkel, sikrer gjennomføringen av kompliserte prosjekter. Da russerne gikk i gang med å prosjektere og bygge ut oljefelt utenfor Sakhalin-halvøya, ble Aker Kværner koplet inn i konseptutviklingen av to like plattformer og av betongunderstellene. Aker Kværner ble invitert til å verifisere en løsning som var utviklet av byggherren i samarbeid med andre konsulenter. Konstruksjonen skal plasseres i et område med arktiske forhold. Aker Kværners erfaring fra arktiske strøk og norsk sokkel ble lagt til grunn for verifiseringen som ble utført av Aas-Jacobsen, Olav Olsen, Multiconsult og Sveco. Det viste seg at konstruksjonen kunne slankes med 30 prosent. Deretter fikk nordmennene i oppdrag å bidra med byggingen av de to plattformunderstellene. Byggingen foregår i Nahodka på Sakhalin-halvøya. Det brukes primært lokal arbeidskraft, mens nordmennene har prosjektering og byggeledelse. Sakhalin II prosjektet består av to felt, Piltun-Astokhskoye og Lunskoye. De ligger 15 km ut fra Nordøstkysten av 56

Aker Kværner Sakhalin fra Nordsjøen Russland, i farvann som er islagt 6 mnd i året. Feltene har anslåtte reserver på 1 milliard fat olje og 550 milliarder m 3 gass. Produksjon av olje året rundt starter i 2006 og produksjon av gass i 2007. De tidligere stadiene av utvinning på Sakhalin har kun hatt sesongproduksjon. Terminaler for flytende naturgass Betongunderstell ser ut til å få økt internasjonal interesse også for andre bruksområder, spesielt for terminaler for flytende naturgass (LNG). Økende etterspørsel etter naturgass og minskende gassproduksjon i de store markedene, medfører sterk vekst i transporten av LNG. Anlegg og lagringsmuligheter for gass ønsker man i minst mulig grad å legge på land av sikkerhetshensyn. Et godt alternativ da er å anlegge LNG-terminaler et stykke fra kysten, der skip kan legge til og losse den flytende gassen godt utenfor industrialiserte og bebygde strøk. Den flytende naturgassen kan lagres i store mengder inne i betongenheten, før den regassifiseres og sendes via et rørledningsnett til forbrukerne. Aker Kværner er blant annet involvert i arbeidet med en slik LNG-terminal i Adriaterhavet utenfor Italia for Exxon Mobil. Prosjektet trekker på kompetansen fra flere av konsernets enheter. Denne samlede kompetansen gjør at Aker Kværner er en av de få leverandørene i verden som kan levere komplette offshore LNG-terminaler. Det er snakk om enorme dimensjoner på understellene som nå bygges på Sakhalin Sakhalin har ikke bare rike ressurser, men også flott natur å by på Tiden for de store betongplattformer på norsk sokkel er trolig over, men Aker Kværner eksporterer nå sin betongkunnskap og teknologi til andre deler av verden, som Sakhalin i det østlige Russland (bildet). 57

DNV softwareutvikling for marine strukturer SESAM plattformen 58 DNVs SESAM program er i dag anerkjent som et ledende analysesystem for hydrodynamikk og konstruksjonsrespons av marine konstruksjoner. SESAMs programarkitektur med ulike moduler gjør det praktisk å kombinere de forskjellige programenhetene til en skreddersydd programpakke. Typiske eksempler på dette er pakker for generell analyse, for ikke-lineære stigerør, for sammenføyninger av rør, samt en skrog- og skipspakke. Sesam er resultatet av en sammenhengende utvikling fra så tidlig som 60-tallet. Den økte etterspørselen etter transport av råolje og raffinerte produkter utviklet et kommersielt grunnlag for å bruke større oljetankere. Størrelsen gikk fra ca. 60.000 tonn dwt rundt 1960 til mer enn 300.000 tonn ti år senere. Denne utviklingen tvang skipskonstruktører til å utvikle nye beregningsmetoder. Trollplattformen konstruert i Sesam. Tidligere var kriteriene for et skips strukturelle styrke i hovedsak basert på langskipsstyrke av skrogbjelken. Ved konstruksjon av større skip måtte man også analysere tverrskipsstyrken og konstruksjonsprosessen ble mer komplisert. I 1959 begynte DNV å bruke datamaskiner til disse beregningene. På samme tid ble det bygget nye, store, skipsverft i mange land som kunne bygge disse store tankerne. Dette krevde også nye computerbaserte systemer for design og produksjon av tankere. De første programmene ble tatt i bruk i 1960. Det kunne da maksimalt løses 200 lineære ligninger. Kapasiteten ble imidlertid gradvis øket gjennom prosjekter både hos DNV, NTNU og Norsk Regnesentral. I 1968 etablerte DNV en ny enhet Computas for å sikre den forretningsmessige utviklingen av SESAM-69. Elementprogrammene var den mest solgte softwaren hos Computas, men også et stort antall andre programmer innen skipskonstruksjon, offshore industri, mekanisk industri og anlegg ble utviklet. Programmene ble solgt til nesten alle industrialiserte land i det påfølgende tiåret, og servicesentre ble åpnet i alle større Veritaskontorer verden over. På begynnelsen av 70-tallet hadde størrelsen på en VLCC (Very Large Crude Carrier) nådd nesten 300 000 dwt, og noen snakket om skip opp til 1 000 000 dwt. Økningen i størrelsen krevde enda mer presise skipsanalyser og den dynamiske responsen i skroget ble tatt med i beregningene. Med fullskalamålinger viste DNV, sammen med Germanishe Lloyds, at denne metoden var en forutsetning for å beregne deformasjoner og spenninger i store skip. Så, i 1970, var DNV i stand til å løse opp til 500.000 lineære ligninger. Det var nødvendig for å analysere LNG tankerne. Men regnetiden var lang og det tok en hel natt for maskinen å gjøre beregningene. DNVs nye FEM programvare, SESAM-69, ble etablert som grunnlaget for ny kunnskap som var bygget inn i analytisk baserte beregninger. Det har hele tiden siden vært en del av DNVs basis for utvikling av designprosedyrer for skip. Ekofisktanken Det første store prosjektet hvor dataprogram ble brukt for en offshore konstruksjon var designet til Ekofisktanken. Det er en enorm sylinderkonstruksjon i stål og betong. Den er 92 m i diameter, og plassert på havbunnen på ca. 70 meters dyp. For å kalkulere strukturen ble de mest avanserte programmene brukt, sammen med nyutviklede statistisk baserte metoder for å beregne bølgenes påkjenninger på strukturen. Teknologioverføring For å illustrere teknologioverføringen kan det nevnes at de samme metodene, den samme softwaren, til og med de samme folkene, ble brukt under konstruksjonen av de store

DNV softwareutvikling for marine strukturer LNG tankerne. De var også sentrale da Aker Gruppen designet en ny generasjon av mobile plattformer, H3. Elementprogrammene var uunnværlige verktøy! Det neste teknologiske gjennombruddet kom i 1974 da de enorme betongplattformene, Condeep, ble lansert. Den nye generasjonen SESAM-systemer gjorde det mulig med et utvalg av moduler. Den ikke-lineære modulen FENRIS var basert på å løse problemer hvor lineær teori var utilstrekkelig. Programmet hadde en spesiell applikasjon for slanke strukturer med store bevegelser, som f. eks. stigerør til oljeproduksjon, og ble også brukt til å beregne kapasiteten av slanke plate- og skallkonstruksjoner. SESAM-80 prosjektet utviklet en ny systemarkitektur på basis av et stort antall forutgående prosjekter utført av forskjellige norske forskningsinstitusjoner på 70-tallet. Hovedårsaken for det nye systemet var DNVs behov for analyseverktøy. Strukturelle analyser var en essensiell komponent i Veritas sitt arbeid for å gjøre skipene, offshore installasjonene og industriarbeidsplassene sikre og SESAM-69 var blitt mer og mer vanskelig og kostbart å holde vedlike og forbedre. I 1994 startet DNV et prosjekt med støtte fra Agip, Brown & Root og Tecnomare for å kommersialisere det utviklede programmet for utmattingsskade på jacketstrukturer. Resultatet var det sannsynlighetsbaserte utmattingsprogrammet, PROFAST for bruk i inspeksjonsplanlegging. PROFAST er stadig i utvikling, og er i dag markedsleder innen sitt område. Gjennom årene har SESAM stadig blitt utviklet med ny teknologi. I 1991 ble grunnlaget lagt for enda en utviklingsfase med arbeidstittel SESAM-2000. DNV og deres partnere investerte NOK 60 mill i en ny generasjon systemarkitektur. Den åpne arkitekturen definert i SESAM-2000 prosjektet ble brukt ved utvikling av ny preprosessor til WADAM, kalt HydroD. Dessuten har det muliggjort effektiv kobling mot forskjellige programmoduler for brukergrensesnitt, lastanalyse, etterprosessering av data osv. I 1985 ble selskapet VERITAS SESAM Systems AS etablert, og programmet SESAM ble lansert basert på den nye systemarkitekturen definert i SESAM-80 prosjektet. SESAM Interface File (SIF) var allerede lansert. Dette var et viktig instrument for standardisering av kommunikasjon mellom preprosessoren og elementprogrammene. SIF-formatet muliggjorde en integrasjon av de hydrodynamiske programmene og elementprogrammene i SESAM, og la grunnlaget for automatisk lastoverføring til strukturprogrammene. Dette gjorde SESAM til et komplett og oversiktlig analysesystem. Da SESAM hadde vært i bruk i halvannet år hadde om lag 30 offshore jacket strukturer blitt analysert med programmet. Analysene ble inkorporert i en database som var ment å dekke alle plattformer som ble operert av oljeselskaper i Nordsjøen. Sent på 80-tallet startet DNV Research et stort program, Reliability of Marine Structures (RMS). Hovedmålet for prosjektet var å utvikle probabilistiske utmattingsberegninger for jacketstrukturer, forankrede plattformer og rørledninger samt en metode for hvordan man skulle bruke inspeksjonsresultater for å anslå framtidige utmattingsskader. Heidrun-plattformen. Foto: Statoil. 59

SINTEF Flytende produksjon Verdens største havbasseng Nye felt bygges i økende grad ut ved hjelp av produksjonsskip og flytende plattformer. I planleggingsfasen er mange av selskapene innom Trondheim for å studere utbyggingene i sterkt forminsket versjon før de blir bygget - i verdens største havbasseng. Resultatet har vært økt sikkerhet og billigere utbyggingsløsninger. Flytende produksjon har gjort en rekke marginale felt lønnsomme og dermed økt ressurstilgangen for oljeselskapene og den norske stat. Havbassenget i Trondheim har en lengde på 80 m, bredde 50 m, dybde 10 m. Der testes modeller av flytende produksjonsanlegg. Man kan gjenskape bølger, strøm og vind i modellskala. Testingene har gjerne fokus på ankerliner, stigerør og bølgebevegelser. Det enorme laboratoriebassenget drives av Marintek i SIN- TEF-gruppen. Modeller av de fleste flytende produksjonsløsningene som er valgt på norsk sokkel til nå, er testet i dette bassenget. På tilsvarende vis har Marintek også testet flytende produksjonssystemer beregnet på dypvannsfelter i Brasil, Mexico-gulfen, Middelhavet og Det fjerne østen. Noen av verdens største oljeselskaper er blant Marinteks kunder. I havbassenget gjennomfører de bassengtestene som ledd i sin design-prosess. Dels for å forvisse seg om at ankerliner og stigerør, med de dimensjonene som er foreslått, vil tåle belastningene de vil bli utsatt for. Dels for å påse at plattformer og skip ikke utsettes for uakseptable bevegelser og bølgeslag. I havlaboratoriet har Marintek testet modeller som i full skala hører med blant verdens største flytende objekter. Instituttet har blant annet sjøsatt modeller av verdens største produksjonsskip, verdens største strekkstagplattform (tension leg platform (TLP)) pluss modeller av noen av verdens største halvt nedsenkbare plattformer (semi submersibles). Bildet er fra modellforsøk som ble gjort forut for utbyggingen av Åsgard-feltet. Her testes en modell av Åsgards produksjonsskip og feltets halvt nedsenkbare plattform. 60 Produksjonsskipet Åsgard A. Foto: Øyvind Hagen, Statoil

NGI - Norges Geotekniske Institutt Forskning i fjern fortid for framtiden Undersjøisk skredfare Forskning på skredfare har gitt NGI ekspertise som nå benyttes ved avanserte utbygginger på havbunnen. Nylig kunne NGI komme inn og assistere BPs utbygging i det Kaspiske Hav, etter at BP Utforskning mistet brønner på West Azeri feltet der, fordi utbøyingen ble for stor. NGI utviklet da, og fikk produsert, inklinometerutstyr for oljeselskapet. NGI kunne på meget kort tid utvikle nødvendig utstyr for BP, etter mange års erfaring på norsk kontinentalsokkel. Utstyret NGI har utviklet skal overvåke stabilitet i foringsrør ved brønnboring på West Azeri. To strenger, med tre inklinometere som skal overvåke knekning av foringsrør på 150 180 m dybde under sjøbunnen, ble installert. liten at feltet kunne bygges ut. For å måle poretrykket i de aktuelle glideområdene under havbunnen ble det installert spesielle poretrykksensorer ned til 200m under havbunnen på opptil 1000m dyp. Disse sto da og målte hvordan poretrykket varierte over perioder på måneder og år og kunne gi geoteknikerne materiale til å kalkulere risiko for skred. Avlesningene skjedde ved at små undervannsbåter (ROVer) gikk ned og registrerte måleverdier i dataloggere som var plassert i spesielle "hus" på sjøbunnen. Arbeidet har resultert i at man nå kan beskrive hvordan Storeggaskredet kunne oppstå og involvere et så stort område og store volumer (ca. 3500 km 3 ), selv om helningen på havbunnen i området kun var 1-2 o. Arbeidet på Ormen Lange inkluderte geofysiske, geologiske og geotekniske undersøkelser med langtids måling av poretrykk. Nye metoder for analyse og vurdering av skredfare er utviklet og tatt i bruk. Storeggaskredet Ormen Lange-feltet er det nest største gassfeltet på norsk sokkel. Det ligger i skredgropen etter verdens største undersjøiske ras, Storeggaskredet. Det involverte et enormt område, ca. 800 km langt. NGI har vært en sentral samarbeidspartner til Norsk Hydro og de andre ansvarlige selskapene i forbindelse med vurderingen av skråningsstabiliteten og risikoen for nye skred i forbindelse med den planlagte utbyggingen av feltet. Problemstillingen for Ormen Lange var primært å forstå hvorfor Storegga-skredet kunne finne sted for 8000 år siden og i tillegg bedømme risikoen for at et slikt, eller iallfall farlig nok, skred kunne skje igjen. Ved å måle bl.a. poretrykket i de mulige skredutløsningssonene over Ormen Lange feltet kunne man fastslå at risikoen for skred var så Utsnitt av topografien fra Storeggaområdet med Ormen Lange feltet,som viser resultatet av det enorme skredet på sjøbunnen for mer enn 8000 år siden. 61

NGI - Norges Geotekniske Institutt utfordrer naturkreftene Monitoring offshore og på land 62 NGI jobber med å utvikle en best practice for offshoreutbygginger, for å minimere risikoer knyttet til geohazards. Dette arbeidet gjøres i samarbeid med andre institutter og noen av de største oljeselskapene. I tillegg benyttes teknologien til å utvikle sikringer mot jordskred på land. Monitoring for offshore geohazards Ved offshoreutbygginger er man opptatt av risiko som installasjonene kan utsettes for. Offshore geohazards representerer stadig viktigere problemstillinger hvor NGI har spisskompetanse. I samarbeid med UiO, NTNU, UiTø, og flere andre internasjonale oljeselskaper utvikler NGI en "best practice" for utbyggingsprosjekter, der man må vurdere geohazards. Målsetninger for utviklingsarbeidet er: optimal lokalisering og beskyttelse mot skade på installasjoner redusert risiko for produksjonstap/forsinkelser, forurensning og tsunamis økt tillit hos myndigheter, miljøorganisasjoner og i samfunnet. Utbyggere og myndigheter ønsker å overvåke felt, både i forkant, under utbygging og i driftsfasen. NGI arbeider sammen med oljeselskaper og internasjonale forskningsmiljøer, også gjennom EU-prosjektet ASSEM, med å utvikle avanserte datainnsamlingssystemer og målestasjoner som kan plasseres på sjøbunnen. Troll Troll er den største GBS (Gravity Base Structure) som er installert, men instrumenteringen her er prinsipielt lik for de fleste GBS-er (Condeep-er) som er installert. GBS-ene er monitorert ved hjelp av en rekke sensorer (jordtrykk, helning, kraft, tøyning, bølgehøyde, setning osv.) og avlesningssystemer. Ved hjelp av monitoreringssystemet kan man overvåke utvendige påkjenninger på GBS-en og registrere hvordan den reagerer på disse påkjenningene. Monitoreringssystemet er kanskje viktigst ved nedsetting av plattformene. For Troll var det 32 m dype fundamentceller som skulle penetrere havbunnen når plattformen ble satt på plass. Monitoreringssystemet overvåket da bl.a. høyden over havbunnen før penetrasjon, vertikalitet, ballastering, trykk på betongveggene osv. Det var viktig å overvåke at man ikke overskred toleransene som var satt til en rekke påkjenninger på strukturen og installasjonsprosessen kunne justeres ut fra avleste verdier i monitoreringssystemet. Man ønsket bl.a. å hindre overbelastning på sentrale elementer i bunnen av plattformen. Etter at plattformen var satt på plass, kunne monitoreringssystemet benyttes til å verifisere de designparametre som var benyttet ved konstruksjon av plattformen ved å registrere hvordan den reagerte på f.eks. høye bølger. Jordskred Den viktigste årsak til jordskred er økt poretrykk i skråninger med lav stabilitet. Ved bruk av systemer for lokal overvåkning, kan man gi tidlig varsel om økt risiko for skred. Geotekniske analyser av skråningsstabilitet gjennomføres for områder hvor skråningsovervåkning er aktuelt. Kritiske glideflater og poretrykksnivåer kan dermed identifiseres for optimal konfigurering av overvåkningssystemet. Piezometre installeres i skråningen for poretrykksmålinger. Inklinometer-strenger eller deformasjonsmålere kan også installeres hvis nødvendig. Andre informasjonskilder kan også inkluderes i systemet. Ved å knytte det lokale systemet til en sentral server, kan data fra forskjellige lokale stasjoner følges opp og analyseres sentralt. Dersom systemet knyttes til Internett, kan det også gjøres tilgjengelig for et stort antall brukere. En enkel lokal avlesningsenhet kan programmeres slik at den tilpasses til de lokale geotekniske referansekriteriene. Systemet vil på denne måten også kunne benyttes som et lokalt varslingssystem og/eller alarmindikator. Monitoreringsystemer for havbunn

Aker Kværner Subsea Subsea innovasjon med trøkk i Aker Kværner leverer internasjonalt ledende teknologi og kompetanse for subsea-produksjon på verdens største og mest krevende feltutbyggingsprosjekter på havbunnen, Kristin i Norge og Dalia utenfor Angola. Verifisering av brønnhodedimensjoner. Kristinfeltet, på Haltenbanken utenfor Midt-Norge, setter verdensrekord med sin kombinasjon av høy temperatur og høyt trykk. Dalia-utbyggingen utenfor Angola blir det største produksjonssystemet som noen gang er installert under vann, på 1500 meters havdyp. De nødvendige løsningene for disse utbyggingene, tar subsea teknologien til et helt nytt nivå. Det er datterselskapet Kværner Oilfield Products (KOP) i forretningsområdet Subsea som håndterer teknologien som temmer disse oljeog gassreservene. Så godt som alt utstyr må kvalifiseres og testes for å sikre at de tåler de ekstreme forholdene som skal håndteres. Aker Kværner satser på fabrikasjon av ventiltrær (såkalte Xmas-trees, juletrær) på Tranby i Norge for levering over hele verden og lykkes med denne satsningen. Den høyt spesialiserte kompetansen er etterspurt og KOP har utviklet seg til en ledende leverandør innenfor dette området. Kristin subsea - ekstrem temperatur og trykk Statoil er operatør på Kristin-feltet som har estimerte reserver på 35 milliarder kubikkmeter utvinnbar gass, samt 35 millioner kubikkmeter kondensat. Temperaturen er på 177 C og trykket er tusen ganger høyere enn atmosfærisk trykk. Reservoarene ligger om lag 5 kilometer under havbunnen og byr derfor på betydelige tekniske utfordringer. Aker Kværner har hatt et meget godt samarbeid med Dalia subsea produksjonssystem. Statoil i håndteringen av disse utfordringene, i tillegg har den norske ekspertisen spilt en avgjørende rolle i løsningene som er utviklet. Kristin settes i drift i oktober 2005. På Kristin leverer Aker Kværner anlegget for havbunnsproduksjon fra tolv brønner som skal kobles sammen med en ny, halvt nedsenkbare produksjonsplattform. Den bygges på Aker Kværners verft, Aker Stord. Gassen skal transporteres i en ny rørledning til den eksisterende rørledningen for gass fra Åsgard-feltet til prosessanlegget på Kårstø. Dalia subsea - verdens største I mars 2003 ble KOP tildelt kontrakten for levering av produksjonsanlegg på havbunnen til den store Dalia-utbyggingen utenfor Angolas kyst av det franske oljeselskapet Total. Aker Kværners jobb består av engineering, innkjøp, fabrikasjon, testing av alt nødvendig utstyr for undervannsproduksjon på feltet. I dag utgjør dette utstyr til 42 brønner, med opsjon på ytterligere 25 brønner. Det er interessant å merke seg at ventiltrær produsert på Tranby i Norge, leveres til feltutbygging på kysten av Afrika. Dalia-feltet er planlagt å komme i produksjon i 2006. Dalia er viktig for utviklingen av Angola som oljeprodusent. For Aker Kværner er det viktig å bidra til denne utviklingen på flere måter, blant annet gjennom utvikling av lokal kompetanse og prosjekter som bidrar til økt aktivitet i Angola. For å sikre at det lokale innholdet blir godt utviklet, gjennomføres et opplæringsopplegg med trening både i Norge og i Aberdeen av angolanske ingeniører som vil inngå i Aker Kværners organisasjon som settes opp for å assistere Total under installasjon og drift av havbunnsanlegget. En servicebase for dette er under oppføring i Luanda. 63

FMC Kongsberg Subsea AS HOST Fra håndskisse til teknologisk suksess Som svar på krav om kostnadsreduksjon innen olje og gassindustrien bestemte FMC seg tidlig på 90-tallet for å satse på standardisering. De startet utviklingen av Hinge-Over Subsea Template (HOST) prosjektet som har hatt stor suksess. En enkelt HOST modul veide rundt 25 tonn og en HOST bunn ramme rundt 100 tonn. Tidligere kunne en bunnramme veie mellom 400 og 600 tonn. Det sier litt om hvor mye billigere det var å produsere HOST, og hvor mye lettere de var å installere. HOST prosjektet startet i 1993. Det er en utfoldbar undervanns bunnramme med komplett utstyr. Den ble første gang presentert I 1994. I sammenslått tilstand kan en HOST settes ned gjennom moonpool på en flytende borerigg. Moonpool er hullet midt i riggen som alt arbeid gjøres gjennom. Når HOST er plassert på havbunnen foldes den ut. Systemet er meget kostnadseffektivt fordi det kan bygges opp av standard byggeklosser. Samtidig er det også et veldig fleksibelt system. Det ble derfor utviklet videre til bruk på helt store havdyp, ned mot 4.000m dyp. Statoil viste umiddelbart stort interesse for ideen med HOST. Derfor inngikk FMC og Statoil i 1994 en treårig utviklingsavtale der begge bidro til finansieringen, med NOK 40 millioner hver. Mobil ble med som partner tidlig i 1995, og senere Elf og Shell i oktober 1995. Håndskisse HOST er et glimrende eksempel på hvordan geniale løsninger får gro fram der hvor kreativiteten har gode vekstvilkår. Adm. dir. hos FMC, Tore Halvorsen, presenterte aller først HOST prosjektet med en enkel håndskisse hos Statoil. Bakgrunnen for hans ide om en bunnramme som kunne slåes sammen, og deretter ut igjen, var at det burde være mulig å bruke riggen til mer enn det som tradisjonelt har vært vanlig. Enkelt og rimelig Ved installering av konvensjonelle undervannsanlegg har det vært nødvendig å bruke store kranfartøyer, som er dyre i drift. Det modulariserte HOST-systemet kan derimot transporteres med supplybåt og håndteres med den vanlige kranen på riggene. I tillegg til reduserte kostnader bidro det modulære systemet HOST til stor fleksibilitet. Det er som et legosystem, og kan tilpasses oljeselskapenes spesielle og ulike feltløsninger. Byggeklossene er de samme uavhengig av prosjektet, og settes sammen slik at de passer inn på hvilket undervannsfelt det skal være. Dermed kan FMC skreddersy løsninger til standard pris. HOST har gitt FMC markedsmuligheter langt utenfor Nordsjøen, og passet derfor svært godt til selskapets globaliseringsstrategi. 64 Installasjon av en HOST ute på feltet. Vingelementene er ennå ikke foldet ut etter passasjen gjennom riggens moonpool.

Vecto Gray NuDeep Kosteffektiv undervannsutbygging Oljeselskapene vil i økende grad fokusere på å spare brønn og kompletteringskostnader. Vetco Gray har gjennomført et teknologiutviklingsprogram som møter kravet om kostnads effektive løsninger for undervannsutbygginger på dypt vann. Systemet NuDeepTM tilbyr muligheter for reduserte installasjonskostnader og operasjonskostnader, og er kvalifisert og tilgjengelig på markedet Brønnutstyr NuDeep TM har inkludert utvikling av et kompakt brønnhodesystem tilpasset industriens økende bruk av slim and slender brønnteknologi. Det er nemlig et økende fokus på kostnader relatert til bruk av rigg og installasjonsfartøy, og man har gjort mye arbeid for å finne metoder for å redusere tidsforbruk. Eksempelvis er installasjon av ventiltre med eget fartøy, eller som en parallell operasjon fra rigg, et tiltak som nå taes i bruk i andre regioner. Med dagens teknologi hvor et ventiltre typisk kan veie rundt 40 tonn vil det være begrensninger for hvordan man kan håndtere disse (plass og kapasitet på løfteutstyr). Utstyret som er utviklet for brønnkomplettering kalles NuComp TM og består av et superlett konvensjonelt ventiltre (mindre enn 17 tonn), samt ROV operert verktøy for å trekke og sette TH plugger. Kombinasjonen her gjør det mulig å planlegge batchkompletteringer og etterinstallasjon av tre på wire, og på den måten effektivisere bruken av rigg og spare betydelige kostnader. Vekten er så lav at den håndteres lett fra de fleste rigger som opererer globalt, samt at det håndteres fra mindre fartøy (typisk ankerhåndteringsfartøy med en A-ramme). Vekten, samt tilrettelegging for bruke av slim riser teknologi, gjør også at utstyret kan installeres på mye dypere vann med en 3. generasjonsrigg, og kan bidra til at det spares betydelige kostnader ved at man ikke trenger å mobilisere en mye dyrere 5. generasjonsrigg. Dette er viktig for mange regioner globalt. Manifolds og Templates Den typiske løsningen for mange regioner i verden, er at man velger et konsept med satellittbrønner koblet opp mot en manifold, og/eller bruk av in-line Tee s (typisk for injeksjonsbrønner). Men i Nordsjøen er det tradisjonelt templates. Det er mange parametere som styrer disse valgene, og derfor er NuDeep TM (spesifikt NuFlow TM) tilpasset begge alternativene. I teknologiprogrammet er det fokusert på å fremskaffe moduler som er kompakte, og som lar seg installere fra typiske små installasjonsfartøy (ingen moduler veier over 65 tonn). Det er også lagt vekt på enkle koblingssystemer som ikke krever egne kjøreverktøy, men som landes ut og kobles opp kun ved bruk av ROV. Fokus har vært på billig installasjon. Dette oppnås ved at installasjonen kan gjøres fra et billigere fartøy og/eller at man kan gjennomføre installasjonen som parallell operasjon fra rig (typisk for jumper installasjon). Subsea prosessering Dette er et område som har vært på agendaen i mange år, men hvor oljeselskapene ikke har møtt markedets forventninger om implementering og bruk av teknologien. Troll Pilot var et stort løft for Vetco Gray, og har gitt en meget verdifull erfaring. Men det er ingen nye enheter av denne typen installert eller under bestilling. I NuDeep TM ble det konkludert at markedet trenger noe mer enn Troll Olje, og det er tatt fram ny og effektiv separasjonsteknologi for å svare på markedets behov. Etter hvert som man bygger ut mer og mer på dypt vann, noe som vil kreve kostnadseffektive løsninger, øker behovet for uindervanns separasjon. 65

Vecto Gray NuDeep 66 Derfor utviklet Vetco Gray en kompakt og lett undervannsseparasjonsmodul (NuProc TM ) som er basert på egenutviklet separasjonsteknologi coalescer. Denne tilbyr en betydelig mindre separator sammenlignet med standard teknologi, og gir løsningen på å separere olje med lav API grad kombinert med emulsjonsproblemer. Teknologien er kvalifisert og demonstrert, og det er inngått kontrakter om å teste ut separatoren på vegne av flere oljeselskaper. Styringssystemer Det er i hvert fall to utfordringer knyttet opp mot styringssystemer for dypt vann, og som ble adressert i NuDeep. Mindre ventiltrær krever mindre kontrollmoduler og dypere vann krever enklere metoder for reparasjon. For å få et mindre ventiltre var det viktig å få redusert størrelsen på kontrollmodulen. Det er ikke realistisk å se for seg færre funksjoner, snarere tvert i mot. Derfor var løsningen å dele funksjonaliteten opp i flere mindre moduler, hver for seg utskiftbare kun ved bruk av ROV og et standard torque tool. Derfor vil et typisk kontrollsystem (NuTrols TM ) som tilbys gjennom NuDeep TM programmet bestå av moduler som er koblet sammen med flying leads, utskiftbare med ROV. Dette betyr at kontrollfunksjonene på ventiltre eller manifold/template tar mindre plass, krever mindre eller ingen balansevekt og ingen installasjonsguiding. Og det kreves heller ikke et eget kjøreverktøy. Selv om dette innebærer flere koblinger, viser tilgjengelighetsanalyser at tilgjengeligheten øker på grunn av redusert reparasjonstid

Marintek, SINTEF SIMLA SIMLA muliggjorde Ormen Lange direkte til land Etter som verdens olje og gassindustri beveger seg ut på stadig større dyp, sprenges grensene for hva som er mulig. Ny teknologi utvikles raskt, deriblant hos Marintek ved SINTEF. Marintek har utviklet verktøy for design av rørleggingsoperasjoner (SIMLA) som er spesielt nyttig på store dyp. Kjempeprosjektet Ormen Lange er ett av de store prosjektene som ble muliggjort ved hjelp av den nye teknologien. SIMLA er Marinteks nyutviklede dataverktøy for analyse av offshore rørledninger, spesiallagd for å håndtere problemstillinger knyttet til dypt vann og ujevn sjøbunn. SIMLA kan blant annet simulere installasjonen av en offshore rørledning (leggeanalyse), og samtidig ta hensyn til strømforhold og riktig sjøbunnstopografi. Resultatene fra analysen kan inspiseres i et virtuelt havrom skapt ved hjelp av avansert 3D datagrafikk, hvor sjøbunnen vises som en terrengmodell sammen med rørledningen og hvor røret kan påføres fargekoding i henhold til valgt resultat-type (f eks spenninger pga strekk, ytre trykk og bøyning. Bilde: blått=trykk, rødt=strekk). steinfylle mange dalsøkk på havbunnen. Dette fordi rørledningen ikke kan ha for lange frie spenn. SINTEFs unike verktøy SIMLA gjorde det mulig for Hydro å simulere en rekke alternativer for preparering av rørtraseer og legging av rørledningen. SIMLA gjorde det mulig å vurdere teknisk risiko og kostnader forbundet med hvert alternativ slik at Hydro kunne velge en sikker og kostnadsoptimal trase. SIMLA har i den senere tiden blitt vesentlig videreutviklet, og inkluderer nå også funksjonalitet knyttet til ruteplanlegging og sjøbunnsintervensjon (graving og steinfylling). Det har dessuten tilkommet nye numeriske metoder for å håndtere ikke-lineære tidsplananalyser og fartøystyring. SIMLA har derfor vært et sentralt verktøy i muliggjøring av direkte rørtransport til land som et utbyggingskonsept for Ormen Lange feltet. Mye av arbeidet med utvikling av SIMLA har vært finansiert av Norges forskningsråd gjennom et Strategisk Instituttprogram (SIP). Dette har på alle måter vært en nyttig og lønnsom investering for den norske stat. En av de store utfordringene i Ormen Lange prosjektet var å finne en rute for den lange rørledningen direkte inn til Aukra i Møre og Romsdal. Rørledningen skulle legges gjennom et undersjøisk rasområde med svært ujevn overflate. For å legge en rørledning gjennom et slikt område må man både grave seg gjennom et stort antall rashauger og SIMLA er enestående i verden med simulering av rørlegging og kompleks havbunnstopografi. 67

DNV Offshore rørledninger Teknisk ekspertise med fokus på sikkerhet 68 DNV har mer enn 30 års erfaring innen offshore rørledninger. Selskapet publiserte Regler for undervanns rørledninger første gang allerede i 1976. I dag er DNVs Offshore Standard for rørledninger, først publisert i 1996, blitt en anerkjent standard for dypvanns-rørledninger. I dag fokuserer industrien først og fremst på kostnadsreduksjoner og på en trygg sikkerhetsstandard. Resultatet av det er innovative design og konstruksjonsmetoder. Samtidig står industrien ovenfor nye utfordringer i form av stadig dypere vann, ujevn havbunn, nye materialer, høyere temperaturer og trykk. Design av rørledninger er en virkelig multidisplinær oppgave. Det involverer strukturelle analyser, testing, bruddmekanikk, material og korrosjonsteknologi, geoteknikk og hydrodynamikk. Kostnadene ved å bygge ut rørledninger til nye offshorefelt er ofte en av hovedkostnadene ved selve utbyggingen. Dermed kan det gjerne være avgjørende for den økonomiske analysen av mulighetene for å bygge ut feltet. Helt siden 1999 har DNV investert i mange forskningsprosjekter innenfor en rekke scenarioer, inkludert ultradypt vann, for å utvikle pålitelige koder med konsistent sikkerhetsnivå for å kunne designe og installere mer kostnadseffektive rørledninger offshore. Superb Project Superb Project et etablerte basisen for pålitlighetsbasert design av rørledninger. Dette prosjektet la grunnlaget for DNVs Rules for Submarine Pipelines i 1996, kjent innen industrien som DNV 96. Dette var den første rørledningkoden basert på en systematisk strukturell pålitelighets-tilnærming. Den ble tatt videre til et partialkoeffisient-format ( load and resistance factored designformat, LRFD,) som introduserte fleksibilitet og gjorde det mulig for operatørene å designe innenfor et veldefinert og konsistent sikkerhetsnivå og dermed redusere kostnadene. Illustrasjon av multispan Havbunnsintervensjon i forbindelse med rørledninger er en meget viktig kostnadsdriver, spesielt ved store dyp og ujevn havbunn. Med Multi-span prosjektet ble det utviklet en metode for analysering av hvirvelavløsning Test av rørledninger i 1995 og rørledningdynamikk som kan føre til utmatting for rørledninger i frie spenn. Resultatene har blitt samlet og omsatt til designretningslinjer for slike rørledninger. Det gjør det mulig å utføre utmattingsberegninger av rørledningene i stedet for å begrense spennlengderne signifikant. Ved å tillate større frie spenn basert på kalibrerte veldokumenterte analyser reduseres kostnadene ved havbunnsintervenering. I dag blir dypvannsrørledninger lagt med frie spenn på opp til 200 meter mens det tidligere ofte var en maksimal lengde på 30 m uavhengig av miljø og rørforhold.. Korrosjon i rørledninger Varigheten på rørledninger bestemmes ofte av korrosjon. Det gjelder særlig for felt med høye temperaturer og felt med korrosive elementer i oljen. I prosjektet Funksjonsstabilitet i Korroderte Rørledninger har man kommet fram til beregningsmetoder for restkapasitet av korroderte rørledninger. Dette gjør det mulig å rekvalifisere rørledningene, hvilket gjør det mulig for operatøren å definere at en rørledning kan holdes i drift innenfor en bestemt sikkerhetsmargin i et utvidet antall år, selv etter forandringer i de operasjonelle forholdene eller etter at en skade er blitt observert. Nyere arbeid innen prosjektet Bruddkontroll av installasjonsmetoder for rørledning med sykliske plastiske tøyninger har resultert i en veiledning for bruddmekanikk-testing og beregningsmetoder som brukes til å dokumentere tilstrekkelig motstand mot sammenbrudd under installasjon. Metoden gir betydelig kostnadsbesparelse sammenlignet med tidligere tester og beregningsmetoder. Det har også blitt utviklet en Hotpipe strukturell designveileder for design av rørledninger for høye trykk og høye temperaturer. DNVs langsiktige strategi for å investere i og delta i forskningsprosjekter gjennom tre ti-år har gitt DNV velrespektert, multidisiplinær ekspertise innen rørledninger.

Institutt for energiteknikk - IFE og SINTEF Flerfasetransport Utbygging uten plattformer Tradisjonell olje- og gassproduksjon har basert seg på separasjon av olje, gass og vann ved brønnhodet før videre transport. Dette krevde bygging av plattformer med brønner og tilhørende prosessutstyr på hvert felt. Siden 1980 har det pågått forskning for å finne løsninger på utbygging uten overflateinstallasjoner med transport av ubehandlet brønnstrøm direkte til nærliggende infrastruktur eller direkte til landanlegg. Disse løsningene er kritisk avhengige av transport av olje, gass og vann i samme rør såkalt flerfasetransport. Aktiv bruk av flerfasetransport representerer et viktig tidsskille i utbyggingen på norsk sokkel og også internasjonalt. Flerfasetransport har muliggjort utvikling av mindre satellittfelt i nærheten av eksisterende plattformer. Det gjorde en forenklet gassløsning på Troll mulig der hoveddelen av prosessanlegget ble flyttet på land, mens gass, kondensat og vann ble transportert i rørledningen. Kort sagt, flerfasetransport Gir store besparelser ved utbygging og drift av offshore felt Har gjort marginale felt lønnsomme Har økt volumet av kommersielt tilgjengelige -olje og gassreserver på verdensbasis betydelig Det mest kjente resultatet av flerfasetransportforskningen er dataprogrammet OLGA, som i dag er verdensledende for dimensjonering og drift av offshorefelt med flerfasetransport. OLGA ble utviklet i et samarbeid mellom SINTEF og Institutt for energiteknikk på Kjeller (IFE) for norsk og internasjonal oljeindustri. Forskningen ble gjort i en rekke flerklientprosjekter i perioden 1984-1995. En viktig forutsetning for suksessen var byggingen av SINTEFs flerfaselaboratorium som ga realistiske data for hvordan olje og gass strømmer i samme ledning, samt IFEs omfattende erfaring med modellering av tofasestrømning av vann og damp i atomreaktorer siden 1960-tallet. SINTEFs flerfaselaboratorium har en én kilometer lang rørsløyfe med åtte tommers diameter, som kan sirkulere 60000 fat/dag. Laboratoriet er verdens største testfasilitet for flerfasestrømning. Det ble bygget i Trondheim tidlig på 1980-tallet av Esso og ble etter ett års drift overlatt til SINTEF for videre drift. Ved bruk av OLGA er det blitt mulig å bygge ut offshorefelt som rene undervannsløsninger basert på flerfasetransport. Da sendes brønnstrømmen (olje, vann og gass) uten noen forbehandling, i ett og samme rør, til eksisterende plattform med ledig kapasitet, eller direkte til land. Utbyggingen av Snøhvit og Ormen Lange er eksempler på dette. Troll er et eksempel på tidlig bruk av flerfasetransport. Det muliggjorde at behandling av gassen i all hovedsak kunne flyttes fra plattformen til land med store besparelser i investerings- og driftskostnader som resultat. Statoil har estimert innsparte kostnader over feltets levetid til ca. 30 milliarder NOK. Karakteristisk for norsk sokkel er at nye felt er små og ligger mindre tilgjengelig til. Disse feltene trenger rimeligere utbygningsløsninger for å kunne bli tilgjengelig for kommersiell drift. Flerfasetransport vil være en nøkkelteknologi for å løse begge disse utfordringene. Betydningen av flerfaseteknologien illustreres tydelig når vi vet at Snøhvit og Ormen Lange ikke kunne bli bygd ut som rene undervannsanlegg med langdistanse rørtransport til land for prosessering, uten de siste 20 årenes forskning og utvikling innen flerfasetransport. Flerfasekompetansen som er bygget opp gjennom OLGAutviklingen har vært en viktig forutsetning for at Norge har kunnet bygge opp en globalt ledende leverandørindustri på avanserte undervannssystemer. Eksempler på dette er firmaer som Kongsberg FMC, ABB og Aker Kværner. Disse selskapene eksporterer "norsk" flerfaseteknologi globalt for betydelige beløp årlig. OLGA kommersialiseres av Scandpower Petroleum Technology AS og dekker om lag 90 % av verdensmarkedet for slike simuleringsverktøy. Scandpower Petroleum Technology sysselsetter i dag rundt 100 mennesker og er i sterk vekst. SINTEF Flerfaselaboratorium på Tiller 69

FMC Kongsberg Subsea Subsea Prosessering Teknologi på vei fra plattform til havbunn Subsea brønnhoder var en gang nytt, spennende og litt vågalt, men er i dag brukt i stor skala for feltutviklinger både i Norske farvann og internasjonalt. Midt på 90-tallet ble flerfase-pumper installert på havbunnen, og nå er teknologi for prosessering på havbunnen underveis. Norske teknologimiljøer er kjent for å drive frem ny teknologi og nye løsninger, og innen subsea prosessering er det intet unntak. De tyngste miljøene innen avansert subsea teknologi finnes i Norge. Feltutvikling basert på subsea brønner tilknyttet en flyter er en klart dominerende løsning på vanndyp fra noen hundre meter til noen tusen. I tillegg kan nye felt tilknyttes eksisterende plattformer eller føres direkte i land uten å gå via en egen plattform. Subsea brønner har hatt noe lavere utvinningsgrad enn plattformbaserte løsninger med tørre brønnhoder, først og fremst på grunn av at sistnevnte har enklere og billigere brønnintervensjon. FMC Kongsberg Subsea er en global og ledende aktør innen subsea produksjonsteknologi, og det har vært et naturlig steg videre å utvikle teknologi og løsninger som er med å bidra til at subsea baserte feltutviklinger oppnår høyere utvinningsgrad. RLWI (Riser Less Well Intervention) og Subsea Prosessering er viktige satsingsområder, og drives frem av ingeniører basert i Norge. Subsea Prosessering Pumping, separasjon, re-injeksjon av produsertvann, gasskompresjon og gasstørking er nye funksjoner subsea, som er med å øke utvinningsgraden for subsea baserte utbygginger. 70 Fullskala test av subseaseparator hos CDS Separation Technology

FMC Kongsberg Subsea Subsea Prosessering En viktig utfordring har vært å få kontroll over teknisk risiko, for selv om det er velkjente funksjoner i sin enkleste form som skal tas fra en installasjon på overflaten til havets bunn, er det andre problemstillinger og prioriteringer som gjelder subsea. Konsekvensen av at utstyr feiler er lenger nedetid og mer kostbar reparasjon, derfor blir utvikling, testing og kvalifisering helt essensielt. FMC Kongsberg Subsea har tradisjon for å teame opp med ledende teknologileverandører, norske eller utenlandske, for å dekke spesialfelter utenfor det som er FMC`s kjerneområder, og derfra utvikle, teste og kvalifisere teknologi og systemer i samarbeid med operatørselskapene. CDS Separation Technology er et eksempel, hvor CDS utvikler og leverer ledende teknologi for topsides markedet, og FMC Kongsberg Subsea anvender deres kunnskap og teknologi som basis for det som gjøres mot subsea separasjon. Resultater gir muligheter FMC Kongsberg Subsea har siden slutten av nittitallet utviklet teknologi og konsepter for subsea prosess. I 2004 ble et stort kvalifiseringsprosjekt gjennomført, hvor et fullskala subsea separasjon og sand-håndtering-system ble utviklet og testet ut i samarbeid med Statoil, CDS og FMC. DEMO 2000 og Norne lisensen var med å finansiere utviklingen. I tillegg er en rekke viktige komponenter som trengs i et subsea system utviklet, testet og kvalifisert. Utenlandske aktører viser stadig større interesser for denne teknologien etter hvert som den faller på plass, men de fleste vil vente å se og lære av de første installasjonene som mest sannsynlig vil komme på norsk sokkel. Fremtidens feltutviklinger Det er mye som tyder på at fremtiden vil trenge stadig mer avansert subsea teknologi, og fremtiden er ikke så mange år unna. I dag vurderes viktige gassfelt som Ormen Lange og Snøhvit produsert helt uten noen form for plattform. For å få til dette må teknologi og systemer for subsea gasskompresjon på plass. Bransjen er godt i gang, og igjen møtes norske og internasjonale aktører i Norge for å ta frem ny teknologi, fordi her finnes menneskene, klynger, ressurser og miljø for innovasjon og nytenkning. 71

SINTEF LEDA Fremtidens designverktøy for avansert brønnstrømstransport På midten av 90-tallet var utviklingen av OLGA kommet langt. Det var imidlertid nødvendig å øke detaljforståelsen i flerfasestrømningen for å øke transportavstanden og redusere utbyggingskostnadene ytterligere. SINTEF startet utviklingen av en 2D og 3D flerfasesimulator i 1996 og har i dag utviklet flerfasesimulatoren LEDA som allerede har gitt betydelige besparelser for kundene. Forskningen på oppførselen til olje, gass og vann i ett og samme rør var grundig utforsket på midten av 90-tallet. Man var derfor klar til å ta fatt på neste trinn i utviklingen, nemlig å designe nye transportsystemer med utfelling og mulig avsetning på rørveggen av voks, gasshydrater, scale, asfaltener og endog oppsamling av sand. Produksjonen på norsk sokkel begynte så smått å bli moden, med det resultat at vannproduksjonen begynte å øke betydelig. Det at fluidene i en rekke tilfeller strømmet i begge retninger i samme røret, vannet og oljen nedover bakken og gassen oppover, gjorde det vanskelig å fortsette utviklingen av designverktøy i en dimensjon alene. SINTEF innså at man måtte utvikle verktøy som kunne regne i både 1D, 2D og 3D for å fange opp effekten av de forskjellige komplekse flerfasefenomenene i design av rørledningen. Norges forskningsråd finansierte de fem første årene av denne utviklingen og ga SINTEF muligheten til å vise at det var mulig å utvikle et slikt verktøy. ConocoPhillips finansierte prosjektet fra 2001 og Total ble med fra 2002. I tillegg til finansiering har begge selskapene også bidratt med betydelig fagekspertise i utviklingen, og har således vært meget aktive partnere i prosjektet. LEDA er i dag et av de største utviklingsprosjektene i SINTEF konsernet. LEDA er i dag et unikt designverktøy innen flerfasetransport. Det består av en 1D-simulator som regner på de lange rørstrekkene hvor det ikke skjer noen store endringer, men så snart rørgeometrien endrer seg eller et mer komplekst fluidfenomen oppstår vil en 2D eller 3D simulator ta over beregningene og øke detaljeringsgraden. En av utfordringene i flerfasedesign på slutten av 90-tallet var at en 1D flerfasekode gir ut informasjon som krever betydelig kunnskap om flerfasemodellering for å kunne forstås. Ett av formålene med LEDA var å gjøre det lettere for rørledningsingeniører rundt omkring i verden å forstå konsekvensen av deres endringer i designparametre gjennom tydelig visualisering av hva som foregår i røret. LEDA kan på en enkel måte vise hvordan strømningen rent fysisk foregår i røret, og hvordan dette bildet endrer seg om man endrer rørdiameter, produksjonsrater eller trykk. For en ingeniør som skal velge rørtrase vil det være viktig å undersøke om den nye traseen med andre helningsvinkler og topografi gir problemer for olje- og gassproduksjonen. LEDA kan hjelpe ingeniøren å se effekten av dette. LEDA har allerede vært i bruk en stund av oljeselskapene ConocoPhillips og Total. Etter tre år har ConocoPhillips oppnådd besparelser ved hjelp av LEDA på hele 110 mill. US$ knyttet til to felt. Det er ventet at dette tallet raskt vil stige i årene som kommer! Noen år inn i fremtiden vil man kunne sende brønnstrøm direkte fra fjerntliggende felt over mye lengre avstander enn i dag til mottaksanlegg på land eller til eksisterende infrastruktur. Dette vil bli spesielt aktuelt i nordområdene hvor isforhold nødvendiggjør utbygging på havbunnen og ultralang flerfasetransport til land. En mulig løsning er Coldflow hvor man med vilje feller ut gasshydrater og andre faste stoffer på brønnhodet og lar dette følge med strømmen. Dette er meget komplekse transportsystem å designe. SIN- TEF er helt i fremste front internasjonalt på dette området og har verdenspatent på Coldflow sammen med BP. LEDA skal de neste årene utvikles til å bli i stand til å designe ultralange flerfasetransportledninger med Coldflow. 72 Bildet viser et eksempel på detaljrikdommen som tilbys gjennom simuleringer med LEDA. Den nye informasjonen blir svært viktig for å kunne simulere hvordan f.eks sand avsettes i røret, gass hydrater kleber seg til rørveggen etc.