Hammerfest: Endelig skal Finnmark ta del i det norske olje- og gasseventyret.
I juni 2007 er driften i gang med en prislapp på svimlende 58,3 milliarder kroner, 19 milliarder over opprinnelig budsjett. Regulære gassleveranser skla starte rundt 1. desember 2007, som er åtte måneder senere enn planlagt.
I mars 2002 godkjente Stortinget prosjektet med en prislapp på 39,5 milliarder. Så har det ballet på seg. Men i Hammerfest er man ikke så opptatt av det - her er det lokal Bonanza.
Lokal lykke
Samtalene føres på mange språk i kantina til Statoils Snøhvit-anlegg på den forblåste Melkøya, fire kilometer utenfor Hammerfest by. Her bygger 1500 mann verdens nordligste LNG-fabrikk.
Om ikke lenge kommer ytterligere 500 mann opp til det høye Nord for å jobbe på spreng for å få ferdig anlegget til produksjonsstart.
Om ca 20 måneder skal de første skipene med LNG forlate kaia med kurs for den amerikanske kysten med sin dyrbare energilast. Om alt går etter planen og været holder:
– Det ble for utfordrende å fullføre arbeidet slik at produksjonen kunne starte høsten 2006. Vi har sett oss nødt til å utsette driftsstart til juni 2007, innrømmer informasjonssjef i Statoil, Sverre Kojedal. Men selv om de ligger etter planene på enkelte områder, skal det gjenstående arbeidet på Melkøya være i god rute.
3 millioner timer
Totalt gjenstår rundt 3 millioner arbeidstimer, eller 2000 årsverk, før anlegget kan erklæres for produksjonsklart. Arbeidet som gjenstår er sammenkopling av prosessanlegget som kom fra Spania midt i juli, ferdigstilling av gassmottaksanlegget samt å fullføre lagertanker, kai og lastesystem samt øvrige installasjoner rundt om på anlegget.
Også kontroll- og sikkerhetssystemene skal monteres og koples til. Det gjenstår en god del civil-arbeider, som ikke kan ferdigstilles før alt utstyr er på plass.
Arbeiderne går vanlige dagskift. Arbeiderne tilknyttet hovedentreprenøren for grunn- og bygningsarbeider går en normal anleggsturnus, mens Aker Stords mannskap, som skal sammenkople og ferdigstille anlegget, går på en tilnærmet offshorerotasjon uten nattskift. Dette gir Statoil muligheter til å kunne forsere arbeidet, dersom det skulle være nødvendig.
– Vi driver industriutbygging langt mot arktisk, og er særdeles værutsatt spesielt ved lossing av tungt utstyr fra skip til kai. Da kan det fort forekomme utsettelser på grunn av sterk vind, forteller Kojedal.
Men Statoil har tatt sine forhåndsregler. For å kunne arbeide mer eller mindre utforstyrret av været, er det satt opp en stor mengde telt rundt alle kritiske anleggsdeler som ikke er ferdigstilt og som må videre bearbeides. Det gjøres for å beskytte arbeiderne og gi best mulig arbeidsmiljø, men også for å få riktig omgivelsestemperatur ved sveising.
Spanjolene overrasket
Den 13. juli ble den mye omtalte prosesslekteren fra Dragados i Spania, dokksatt. Statoil er fornøyd med kvaliteten på prosesslekteren som kom opp til Melkøya på to tunglasteskip. På forhånd var det stor skepsis i det norske oljemiljøet til arbeidet som skulle utføres av spanjolene i Cadiz, men så langt har alt blitt utført etter de godkjente prosedyrene til rett kvalitet. Statoil har engasjert Det Norske Veritas til å gå gjennom hele prosesslekteren for å finne eventuelle svakheter.
– Så langt er det lite å klage på. Vi gjorde et riktig valg av leverandør for bygging av anlegget. Forsinkelsene fra Spania skyldes i hovedsak ikke verftet i Cadiz, men sene leveranser av tegninger, spesifikasjoner, og dermed materiell og utstyr, sier informasjonssjefen.
Altfor sene tegninger
Da Statoil i fjor varslet Stortinget om nye overskridelser, 6 milliarder kroner, skyldtes det fire forhold: prosjektets modenhet ved beslutningstidspunkt, sene leveranser fra Linde, sen mobilisering hos Dragados og forsinkede leveranser av nøkkelkomponenter til anlegget. Med i estimatet for overskridelsene lå en betydelig overføring av arbeid fra det varme Sør-Spania til det kalde Nord.
– Gjennomgangen så langt av anlegget på lekteren viser at i vi kommer til å havne på det nedre del av spennet på utestående arbeid som var beregnet til mellom 300.000 – 500.000 timer, understreker Kojedal.
Selv om det har blitt kostnadsøkninger underveis, har ikke Statoil endret meninger om valgene som ble tatt underveis. – Vi ville valgt de samme leverandørene om igjen. Dette er et pioner-prosjekt, sier Kojedal.
Dyr MEG
Underveis støtte Snøhvit-prosjektet på utfordringer som gjorde at kostnadene føk i været. MEG, monoetylenglykol, er en væske som brukes for å hindre at det dannes hydrater, isplugger i hovedrøret, fra feltene og inn til prosessanlegget på land. Siden rørledningen fra feltet og inn til landanlegget er hele 143 kilometer, må det brukes store mengder MEG for å sikre at anlegget får en kontinuerlig brønnstrøm og produksjon av LNG.
Erfaringer fra gassfeltene Troll og Åsgard viste at MEG-regereringsanlegget ikke er enkelt å prosjektere og håndtere. Det er mange hensyn som må tas for å hindre at produksjonsrøret ikke korroderer og at forurensinger fra brønner og rør tetter igjen renseprosessene for MEG. Særlig utsatt er felt hvor brønnstrømmen inneholder store mengder CO 2, som på Snøhvit.
Den første overskridelsen på prosjektet kan derfor i stor grad tilskrives de utfordringer som MEG anlegget gav. Dette ble et langt større og komplisert anlegg enn det som opprinnelig var planlagt. – Vi måtte basere oss på all den driftserfaring vi hadde fra andre gassfelt for å sikre kontinuerlig produksjon ved anlegget, understreker Kojedal.
Redd for Natos lyttekabler
Opprinnelig planla Statoil en annen rute for rørene fra feltet og inn til land, fordi den retteste linjen hadde en undersjøisk åsrygg som måtte passeres. Prosjektledelsen fryktet at dette kunne hindre gasstransporten til prosessanlegget på land.
Men videre bearbeiding viste at åsryggen ikke ville skape problemer, hvoretter en ny og kortere trase ble valgt. Kojedal kan fortelle at dette skapte mange spekulasjoner hos lokalbefolkningen. Ryktene gikk om at røret kom til å ødelegge Natos lyttekabler og andre hemmelige installasjoner på havbunnen. Men Kojedal kan avkrefte denne rykteflommen. – Den kortere lengden på røret har stor betydning. Det betyr at vi kan kjøre med lavere fyllingsgrad, 75 mot 90 prosent, i røret og dermed gi oss større fleksibilitet i produksjonen fra brønnene. Hele anlegget blir mer fleksibelt.
Energieffektive kjøleprosesser
Statoil har i samarbeid med Linde utviklet en helt ny teknologi for å kjøle ned naturgassen til - 163 0C. Varmevekslerne er plassert i et stort kjøletårn, 67 meter høyt, som er plassert ved siden av prosesslekteren. Statoil og Linde har lagt vekt på å utvikle energieffektive kjøleprosesser. Shell har blant annet anskaffet tilsvarende kjølebokser til et LNG-anlegg som bygges i Brunei.
Kjølerne er laget av tynne aluminiumsrør som naturgassen går gjennom. Innløpstrykket er på 62 bar og temperaturen på 13 0 C. Kjølevæsken er en blanding av flytende nitrogen, metan og etan. Selve nedkjøling av naturgassen foretas over en forkjølingskrets med platekjølere før gassen føres inn i to store spiralrørskjølere, som bringer temperaturen ned til minus 155 0C. Den siste nedkjøling foretas over en kompressor som bringer trykket fra 55 til 1,2 bar, som er lagringtrykket for LNG.
Gass i mars
Allerede neste vår blir anlegget et såkalt varmt anlegg. Dette er et halvt år før planlagt produksjonsstart. Da ankommer en båtlast med LNG som skal brukes til å kjøle ned de store lagerhallene og de deler av anlegget som skal være kalde.
Gassen skal også brukes til å teste ut prosessanlegget slik at alt er klart når brønnstrømmen settes på.
Arbeide med brønnene følger planen. Det har vært noen forsinkelser fra leverandøren Vetco Aibel, men dette har ingen innvirkning på fremdriften av prosjektet. Kojedal regner med at alle brønnene er klare til oppstart av anlegget oktober neste år.
– Uansett vil vi ikke ha full produksjon før våren 2007. Det vil ta tid å trimme anlegget, fjerne flaskehalser og optimalisere produksjonen, understreker han.
