God på bunnen

Ormen Lange er ingeniør-Norges nye stolthet. Milevis med rør vil bringe gassmilliarder i land – via sokkelens heftigste hinderløype.

I havet 120 kilometer utenfor Kristiansund, en kilometer under overflata, ligger taket på en diger pengebinge: Ormen Lange. Norges nest største gassfelt til nå. Her starter produksjonen til høsten. Ved årtusenskiftet er feltet en av Norges viktigste nyskapingsarenaer.

På Ormen Lange skal ingen plattform ruve over havflata når produksjonen tar til. Gassen skal rett til land i rør som må gå gjennom den sterkt kuperte gropa etter et av verdens største undersjøiske ras, og opp den bratte skråninga etter raset. Veien til norskekysten går bokstavelig talt «Millom bakkar og berg – under havet».

I gigantprosjektet blir det norske forsknings- og industrimiljøet satt til å løse en serie problemer som venter på dypet. SINTEF/NTNU gjør sin del av jobben.

– Prosjektet ble et nasjonalt teknologiløft. Det ble utviklet verdensledende kompetanse innen flere spesialområder, sier informasjonssjef Lars Bjelvin i Hydro.

Så sitter da også Norsk Hydro, operatør for utbyggingen, med et prangende utstillingsvindu når produksjonen tar til i oktober i år.

Norges største prosjekt •

Ormen Lange-prosjektet viser hvordan gass kan hentes opp i rør fra dype, ugjestmilde havbunnlandskap der plattformer blir for dyre. Det er en «blåkopi» av Ormen Lange Hydro lanserer for russerne, i håp om kontrakt på det gigantiske Shtokman-feltet.

– Som kjent er ikke Shtokman aktuell lenger. Men det kan bli Ormen Lange-kopier ved dyphavsutbygginger p å både norsk og utenlandsk sokkel, sier sjefsingeniør Terje Engeset i Hydro.

Ormen Lange er Norges-historiens største industriprosjekt. Feltet ligger 800 til 1100 meter under havflata. Norsk dybderekord! På veien inn til gassbehandlingsanlegget i Aukra i Møre og Romsdal sto utfordringene i kø for rørleggingsekspertene. Som om det undersjøiske landskapet ikke var ille nok i seg selv, så er strømmen også sterk i dette farvannet – og bunntemperaturen under null.

Innledningsvis utredet Hydro to løsninger: én basert på en flytende produksjonsplattform, og én på havbunnsinstallasjoner. Ifølge selskapet kom begge nærmest likt ut av kostnadskalkylene. Tre forhold avgjorde konseptvalget, forklarer Hydros Terje Engeset, ansvarlig for prosjektstyringen på Ormen Lange:

• Det var et viktig mål å utvikle en undervannsløsning for framtida.

• Selskapet ønsket å bidra til regional utvikling ved å etablere et prosessanlegg med tilhørende arbeidsplasser på kysten av Nordvestlandet.

• Det var en reell frykt for at godkjenningen av en plattformløsning kunne ha forsinket prosjektet. – Vi ville tapt store penger på en slik forsinkelse, både på grunn av prisstigning og tapt inntektsstrøm, sier Engeset.

Undrer du på om dette angår deg, er svaret ja. Gjennom statlige Petoro AS og aksjer i Statoil og Hydro eier staten halve feltet. Det gjør deg og meg til de største eierne.

Krevende omgivelser •

På havbunnen ligger nå to 30 tommers rør som skal føre gassen til Aukra, to mindre rør for frakt av «frostvæske» til rørtransporten, og én navlestrengskabel (to innen sommeren).

Fra Aukra skal gassen videre til England gjennom Langeled, verdens lengste undersjøiske gassrørledning. Ormen Lange kan dekke inntil 20 prosent av britenes gassbehov i opptil 40 år. Men de vet lite om hva ingeniørene har brynet seg på.

Ormen Lange ligger i en fordypning etter Storegga-raset som gikk for drøye 8000 år siden. Reservoaret befinner seg sentralt i rasgropa, nær den bratte 200-300 meter høye raskanten.

Raset ga sjøbunnen topper som rager 30 til 60 meter opp. Undersjøisk utbygging betyr at rørene som skal ta gassen til land, må gjennom det kuperte bunnlandskapet og opp den bratte rasveggen. Trasévalget ble dermed en utfordring. Kraftig strøm stiller store krav til dimensjonering av rørene, ikke minst der det blir frie spenn.

Hydro gjør undersøkelser som viser at området er stabilt nok til at utbygging og gassproduksjon ikke utløser nye skred. Så utvikles nyvinninger på rekke og rad: Nye designregler for rørledninger. Nytt utstyr for nøyaktig posisjonering av rør og bunnrammer. Nytt undervanns graveutstyr. Videreutviklet utstyr for oppkutting og bortspyling av undersjøiske masser. Nye prosedyrer for nøyaktig steindumping. Bedre metodikk til avveining mellom dumping og graving. Bare for å nevne noe.

Fjernet bøygen •

Den første bøygen undervannsplanen støtte på, var de gjeldende designreglene (sett av regneregler med tilhørende krav) for rørledninger. Disse innebar et nei til mange av de frie rørspennene Hydro så for seg mellom toppene på bunnen.

– De gamle reglene ville gjort undervannsprosjektet kolossalt dyrt og krevd så mye graving og fylling på sjøbunnen at vi aldri ville blitt ferdige til 2007, sier ass. direktør Finn Gunnar Nielsen i Hydro.

Hydro, Veritas og Trondheims-firmaet Reinertsen som skal designe rørledningen, gyver løs på problemet sammen med SINTEF-selskapet MARINTEK. Modellforsøk i sistnevntes havbasseng viser at havstrøm ikke skaper så mye vibrasjon i frie rørspenn som dataene bak det gamle regelverket tilsier. Resultatet blir et nytt regelverk som gjør de opprinnelige rørplanene gjennomførbare.

Ny viten fjerner også usikkerhet knyttet til navlestrengskablene, som skal graves ned.

Unike modellforsøk ved MARINTEK viser at de tåler å bli liggende i frie spenn forut for gravingen. Det sparer prosjektet for sikringstiltak til 100 millioner kroner.

Prøveutlegging på data •

Noen korridormeter unna har MARINTEKs Egil Giertsen, Svein Sævik og flere kolleger prøvelagt rørledninger mellom Aukra og Ormen Lange – i en datamaskin.

Selskapet videreutviklet en regnemodell som nå kan forutsi om noen del av røret får for store sideveis bevegelser under utleggingen. Om deler av røret havner utenfor traseen, vil ikke designkriteriene være gyldige. Da kan rørets levetid i verste fall bli forkortet. Ved utbyggingen har analysene blitt brukt til å bestemme antallet og plasseringen av betongankere som sikrer at rørenes bevegelser er innenfor toleransegrensene.

– Verktøyet har hjulpet oss til å skille mellom hva som er enkelt og vanskelig i et komplekst rørleggingsprosjekt som ingen har gjort maken til før oss, sier overingeniør Simen Moxnes i Hydro.

Viktig dame •

Noen kilometer unna MARINTEK legges en av grunnsteinene for norsk subsea-kompetanse alt på 80-tallet. Stikkord: «flerfasetransport». Fra petroleumsbrønner flest strømmer en miks av olje, gass og etter hvert vann (flerfasestrøm). Selv om Ormen Lange regnes som et gassfelt, er det også kondensat (lett olje) i brønnstrømmen.

Sammen har Institutt for energiforskning og SINTEF utviklet regneverktøyet OLGA som forutsier hvordan olje-gass-vann-blandinger oppfører seg. Damen er brukt ved all prosjektering og drift av flerfaseanlegg på norsk sokkel og på mange felt i utlandet.

– Det norske subsea-clusteret er verdensledende og eksporterer utstyr og tjenester for 50 milliarder kroner. OLGA er et viktig fundament for dette, sier direkt ør Kjell Arne Jacobsen ved SINTEF Petroleumsforskning.

Andre forskere i Trondheim har vært med på spesialstudier som skal hindre at is og

hydratplugger tilstopper rørene fra Ormen Lange til Aukra. Nokså fjernt fra hva forfedrene tenkte på da den første Ormen Lange lå ved Nidelvas utløp.

Av SVEIN Tønseth