Forfatter
Tonje Pedersen

Foto
Lars Gunnar Dahle
UiS

Når det bores på arktisk dyp

Hva skjer når oljeselskapene flytter seg lengre nord og møter intens kulde, mørke og tett snøvær? Selskapene bør satse på utvikling av nytt utstyr og høyere kompetanse om boring i arktisk klima, mener professor og forsker Ove Tobias Gudmestad ved Universitetet i Stavanger.

Forfatter
Tonje Pedersen

Foto
Lars Gunnar Dahle
UiS

Presisjon og timing når redningshelikopteret lander på kystvaktskipet KV Svalbard

Det er en engasjert professor og oljeekspert som forteller om de tøffe utfordringene oljeselskapene vil møte i arktiske farvann. Ove Tobias Gudmestad, nylig pensjonert fra Universitetet i Stavanger, har i tillegg til å være foreleser, bakgrunn fra Statoil. Han forsker blant annet på kaldt klima-teknologi, arrangerer flere kurs for oljebransjen om dette temaet og regnes som en av Norges fremste eksperter innen olje- og gassutvinning i arktiske strøk.

Tøffere klima
Men nå er altså Gudmestad urolig. Teknologien som tar oljeselskapene lengre nord, har bydd på store utfordringer på Snøhvit-feltet og Goliat. Når oljenæringen nå ser enda lengre nord, blir værforholdene tøffere enn hva selskapene er vant med å håndtere, mener han.
– Utfordringene på Snøhvit-feltet har handlet om været. Usikkert vær har ført til kort værvindu og kort tid til å arbeide. Goliat har også hatt mye kaos, men der skyldes problemene først og fremst prosjektstyringen og misforståelser under arbeidet i Korea, sier Gudmestad.


Professor og forsker Ove Tobias Gudmestad på broen ombord på KV Svalbard

Rundt 100 kilometer nord for Snøhvit ligger Johan Castberg-feltet, det som tidligere ble kalt Skrugard-feltet. Volumene er anslått til å ligge mellom 400 og 650 millioner fat olje, skriver Statoil. På det kaldeste vil temperaturen i området krype ned til 30 kuldegrader. Det kan komme polare lavtrykk der været snur fort, intenst snøvær og kraftig vind. Det fører til en kort sesong med en krevende periode for installering av utstyr, tror Gudmestad.
– Vi ser at neste runde går lenger mot nord og øst. Det blir kaldere og hardere. Det kreves oppvarming av kabler og rør for å unngå at oljen stivner og at det dannes hydrater i rørledningene. Samtidig er reservoarene grunne og vil kreve mye mer utstyr utover hele feltet. Det blir nærmest umulig å jobbe der på vinteren. Faren for polare lavtrykk er stor, og det innhentes per i dag ikke nok værdata i området til å kunne gi et tilstrekkelig værvarsel. Sannsynligheten for drivis vil også øke betraktelig. Det har vært isfjell i dette området før.

Teknologi og kompetanse
For de som driver med undervannsutstyr, kan utbygging i Arktis likevel bli spennende, tror Gudmestad. Det blir mer behov for utstyr på havbunnen og flere marine operasjoner, noe som krever gode rørløsninger, utvikling av undervannsteknologi og gode fartøy.
– Jeg er usikker på om bransjen er godt nok forberedt og har oversikt over hvilket utstyr det er behov for. Det er ikke sikkert at dagens flerfaseutstyr kan brukes i disse områdene uten oppgradering. Det kan gi større rom for flere interessante tekniske løsninger, både innen separasjon, oppvarming og trykkstøtte og kanskje vil fjernstyring komme mer inn i prosjekteringsfasen, sier han. 

ROV-ene er vanskelige å løfte fra skip i dårlig vær. Dette åpner for mer fjernstyring fra land.
– Fjernstyrte farkoster blir mer interessante framover. Jeg ser for meg at det på sikt kan gjøres mindre operasjoner som styres fra land, men da må ingeniørkompetansen opp. Det er lite kompetanse på fjernstyrt undervannsteknologi med disse værbegrensningene, og det må selskapene satse på. Problemet er at selskapene sammenligner operasjonene i nord med hvordan de jobber i Nordsjøen. Her vil de møte noe helt annet. Jeg lurer rett og slett på om ingeniørene og ikke minst deres ledere er klare for å operere i et så tøft klima.

Kompetanseheving og teknologiutvikling har ikke blitt prioritert i de vanskelige tidene, sier Gudmestad. Selv om det jobbes med utvikling, er det vanskelig å få finansiert nye utviklingsprosjekter.
– Gründere utvikler mye spennende, men får ikke finansiering. Det er nesten umulig i dag å finne midler til utvikling. Oljebransjen er dessuten nærmest blitt bannlyst av mange i Norge. Fornybar energi er i vinden, og olje- og gassindustrien har vanskelig for å nå gjennom. Jeg tror likevel at teknologiutviklingen vil bidra til suksess i disse nordområdene. Det kan gå veldig fort, og jeg håper at gründerne vil stå klare med nye løsninger raskt.


Øvelse i redningsflåte ved Svalbard.

Sikkerhet og utstyr
Godt utstyr som er tilpasset disse områdene er noe av det som bør satses på, mener Gudmestad. Det er så langt ikke opprettet et eget teknologifond for Barentshavet.
– Vi står nå i en situasjon der vi må tenke gjennom hvilke løsninger som er gode. Bransjen sliter, færre søker seg til petroleumsutdanning og undervannsfaget har det tøft. På universitetene blir heller ikke Barentshavet prioritert. Industrien har ikke tid og penger til å oppgradere seg, noe som bør prioriteres for å komme i gang, sier han.  

Det er ikke bare driften som blir en hard nøtt for oljeselskapene. Sikkerheten er som alltid første prioritet, men de planlagte olje- og gassfeltene ligger langt fra land. 
– Per i dag er ikke helikoptrene store og kraftige nok til å gå så langt ut og trygt tilbake, spesielt ikke i de værforholdene vi ser nordøst i Barentshavet. Det vil også kreves bedre værdata for helikoptertrafikk. Riggene vil ligge langt fra land og helikoptrene vil ikke ha nok drivstoff for å komme seg fram og tilbake om det oppstår komplikasjoner. Det har vært nevnt å sette inn fartøy mellom land og rigg, som helikoptrene kan lande på. En annen god løsning kan være å bruke større russiske helikoptre. Men den løsningen sitter nok litt for langt inne, sier Gudmestad. 

 

 

 

 

TOPP