Oljeraffinerier, ilandførings- og prosessanlegg
Allerede før det var funnet olje på norsk sokkel bygde Shell et oljeraffineri i Sola kommune for forsyning av det norske markedet. De første årene ble råoljen importert. I raffineriet ble råoljen omgjort til en rekke produkter som asfalt, smøremidler, diesel, bensin og nafta. Det skjer ved at oljen varmes opp og ledes inn i et fraksjoneringstårn der råoljedampen stiger opp, og etterhvert som den avkjøles, skilles ut som forskjellige råstoffer. *Driften ved Shellraffieriet startet i 1967, og fraksjoneringstårnet og den høye pipen for avbrenning av gass var et landemerke i regionen. Raffineriet representerte også en betydelig industriinvestering som ga verdifulle arbeidsplasser i kommunen. Etter at Ekofisk-feltet kom i drift i 1971, kom det meste av oljen fra norsk sokkel. På grunn av overkapasitet internasjonalt ble raffineriet nedlagt i 1999. I 2012 gjenoppsto det virksomhet i området da Lyse åpnet en LNG-fabrikk der.
Ved Mongstad i Lindås kommune nord for Bergen bygde Norsk Hydro et raffineri som sto ferdig i 1975. Det lå geografisk gunstig til da Stortinget vedtok at oljen fra Statfjordfeltet skulle bøyelastes og føres til land med tankskip gjennom hele feltets levetid. En stor del av oljen ble derfor ført til raffineriet på Mongstad. Raffineriutbyggingen ga Nordhordaland bedre tilgang på elektrisk kraft, midler til veier og utbygging av helsestell og tilrettelegging for nye boligområder. *Da Statoil kom inn på eiersiden, ble det besluttet å utvide kapasiteten med et nytt byggetrinn. Men dette ble langt dyrere enn antatt, 12 milliarder kroner, tre ganger mer enn de opprinnelige kalkylene. Overskridelsene hadde sin bakgrunn i manglende forståelse for arbeidets omfang, i tillegg til et noe optimistisk estimat. Kostnadsutviklingen hadde ikke vært oppe til ordinær behandling i styret før utbyggingen var nesten ferdig. At det skjedde etter det kraftige oljeprisfallet i 1986, gjorde ikke saken bedre. I løpet av høsten 1987 ble dette en politisk betent sak som endte med at administrerende direktør i Statoil Arve Johnsen måtte gå fra sin stilling.
Raffineriet, som i 2013 var eid av Statoil alene, har en kapasitet på 10 millioner tonn råolje i året. Mongstad tar i mot råolje på skip fra en rekke felt, og er ilandføringsterminal for oljerørledningene fra blant annet Troll. Havneanlegget på raffineriet har blitt Norges største målt i tonnasje og er Europas største oljehavn etter Rotterdam i Nederland. Det har også blitt bygd et LPG-prosess anlegg (Vestprosess) på området. Gjennom en 56 kilometer lang rørledning blir gass fra ilandføringsterminalen på Kollsnes ført til Mongstad for utskilling av nafta og LPG.
Et anlegg for utprøving av ny teknologi for fangst og lagring av CO2 har også blitt bygd på Mongstad. Statsminister Jens Stoltenberg kalte prosjektet for Månelandingen da han lanserte det i sin nyttårstale i 2007. Teknologisenteret på Mongstad (TCM) ble åpnet i mai 2012 og er verdens største og mest moderne anlegg for testing og utvikling av flere “fangst”- teknologier. Målet var at testanlegget skulle ende i et fullskala renseanlegg, men høsten 2013 ble disse planene lagt på is fordi det ble for dyrt.
Den første ilandføringen av olje- og gass til Norge, som «oppfylte» et av de ti oljebud fra 1971, var i sin tid også et «månelandingsprosjekt» på den måten at det måtte utvikles ny teknologi for å få det til. Det var store teknologiske hindringene knyttet til kryssing av Norskerenna. Oljen og gassen fra de første feltene som ble satt i produksjon ble derfor ført i rør til andre land. Fra Ekofisk ble det bygd et oljerør til Teesside i Storbritannia og et gassrør til Emden i Tyskland, og fra Friggfeltet ble det bygd to parallelle gassrør, et britisk og et norsk, til St Fergus i Storbritannia.
Ved begynnelsen av 1980-årene ble det gjort forsøk med dykking som overbeviste oljedirektoratet om at det var trygt å dykke på 400 meters dyp. Dermed kunne en rørledning eventuelt repareres, og det ble besluttet å legge den første gassrørledningen inn til norskekysten. Statpipe åpnet i 1985 og førte gass fra Statfjord inn til prosessanlegget på Kårstø i Rogaland og derfra videre til markedene enten via skip eller rørledning til kontinentet.
Før gassbehandlings- og kondensatanlegget ble bygd, var det dragkamp om det skulle ligge på Kårstø eller i nærheten av Mongstad ved Bergen. Statoil var mest innstilt på Kårstø, og fikk stortingsflertallet med seg på det. Rogaland fikk dermed nyte godt av de store investeringene oppbyggingen av anlegget ga. En av ringvirkningene var at veianlegget nordover i fylket ble betydelig oppgradert blant annet fordi Statoil var med på å forskottere vegprosjektet.
Den første oljerørledningen som ble lagt inn til norskekysten gikk fra Oseberg til Sture i Øygarden kommune i Hordaland. Stureterminalen kom i drift i 1988. Råolje og LPG ble lagret i store fjellhaller før lasting over i tankskip. Det ble også bygd oljerør fra Sture til Mongstad slik at det ble direkte forbindelse til raffineriet der. Rundt 2010 hadde hele 80 prosent av landets råoljeproduksjon sin basis i bergensregionen via Sture-terminalen og raffineriet på Mongstad.
Prosessanlegget på Kollsnes i Øygarden nordvest for Bergen ble satt i drift i 1996 som en del av Troll-utbyggingen. Gassen ble tørket og komprimert før den ble videresendt til kontinentet. Bergensregionen utmerket seg med at 40 prosent av all norsk gasseksport skjedde via anlegget på Kollsnes.
Også Nordmøringene har vært dyktige politisk i å dra oljerettet virksomhet til seg. Stortinget bestemte i 1992 at gass fra Heidrun-feltet skulle benyttes til produksjon av metanol på Tjeldbergodden i Aure kommune nordøst for Kristiansund. Metanolfabrikken kom i produksjon 5. juni 1997, og anlegget ble et av Europas største i sitt slag. Tjeldbergodden leverte også flytende gass til et fjernvarmeanlegg i Trondheim, og der har blitt drevet forskning blant annet på å omdanne naturgass til dyrefôr.
Det neste store ilandføringsprosjektet for Nord-Vestlandet var i forbindelse med Ormen Lange med Shell som operatør. Feltet ble påvist i 1997 rett vest for Kristiansund. Utbyggingen på 900 meters dyp var teknisk avansert med ilandføring til Nyhamna utenfor Molde, der gassen blir tørket og komprimert før den sendes den lange veien i rør til Storbritannia. Hydro hadde ansvaret for utbyggingen.
Resultatet av alle utbyggingene er at det utenfor norskekysten ligger et gigantisk, men usynlig transportnett mellom feltene offshore, Norge, Storbritannia og kontinentet. Olje- og gassrørledninger fra plattformene til prosessanlegg i Norge har bidratt til vesentlig økt verdiskaping fra oljenæringen i Norge, og det har vært ført en bevisst politikk for å få det til.
Det nordligste ilandføringsanlegget er på Melkøya i Hammerfest kommune i Finnmark som mottar gass fra Snøhvit. Brønnstrømmen fra Snøhvitfeltet blir ført gjennom et 143 kilometer langt rør til anlegget på Melkøya for behandling og utskiping på store gasstankskip, mens CO2 føres tilbake og injiseres i feltet. Prosessanlegget på Melkøya ligger foreløpig for langt nord til å være knyttet til “motorveisystemet” lenger sør.
Raffineriene, ilandførings- og prosessanleggene er anlegg som har kostet mye å etablere og videreutvikle. Etableringen av dem har vært politisk ønsket, mens lokaliseringene gjerne har vært omstridt. Sysselsettingsmessig har de betydd mest i oppbyggingsfasen, mens driften klarer seg med relativt få ansatte.
NUI (Norsk Undervanns Intervensjon) drev dykkeforskning blant annet for å kunne gjøre det sikkert for dykkere å reparere rørledninger på 380 meters dyp. Det dypeste simulerte dykket ble foretatt i 1981 til 504 meter. Statpipedykkene i 1983 gikk til 350 meter, mens Trolldykk i 1985 gikk ned til 450 meter. På bakgrunn av forsøkene mente oljedirektoratet det var forsvarlig å opprettholde en dykkeberedskap ned til 400 meter.
Hvor dypt og hvor lenge kan en dykker oppholde seg under vann? Spørsmålet var ikke bare av vitenskapelig, men også økonomisk interesse. I Norge gjaldt det den teknologiske muligheten for utbyggingen av viktige olje- og gassfelt og kunne føre rørledninger over Norskerenna til land.
NUI (Norsk Undervanns Intervensjon) drev dykkeforskning blant annet for å kunne gjøre det sikkert for dykkere å reparere rørledninger på 380 meters dyp. Det dypeste simulerte dykket ble foretatt i 1981 til 504 meter. Statpipedykkene i 1983 gikk til 350 meter, mens Trolldykk i 1985 gikk ned til 450 meter. På bakgrunn av forsøkene mente oljedirektoratet det var forsvarlig å opprettholde en dykkeberedskap ned til 400 meter.
Heldigvis skjedde det ingen ulykker med rørledningene til Norge i 1990-årene. I praksis var det ikke behov for dykking ned til 400 meter. Det dypeste dykket foretatt på norsk sokkel er ned til 248 meter.
Nå er det utviklet fjernstyrte undervannsfarkoster som kan utføre mange av de oppgavene som dykkerne gjorde tidligere. Etter et forsøksdykk i 2002 til 250 meter som påførte flere av deltakerne skader, ble den maksimale dykkedybden redusert til 180 meter.
Dykkere som har blitt påført skader i forbindelse med arbeid på norsk sokkel ble i 2004 tilkjent erstatning fra staten.
Heldigvis skjedde det ingen ulykker med rørledningene til Norge i 1990-årene. I praksis var det ikke behov for dykking ned til 400 meter. Det dypeste dykket foretatt på norsk sokkel er ned til 248 meter.
Nå er det utviklet fjernstyrte undervannsfarkoster som kan utføre mange av de oppgavene som dykkerne gjorde tidligere. Etter et forsøksdykk i 2002 til 250 meter som påførte flere av deltakerne skader, ble den maksimale dykkedybden redusert til 180 meter.
Dykkere som har blitt påført skader i forbindelse med arbeid på norsk sokkel ble i 2004 tilkjent erstatning fra staten.
« Statpipeprosjektet var spesielt fordi vi gjorde noe som omverdenen mente var umulig. Vi krysset Norskerenna på 380 meters dyp med en rørledning til land, og vi la grunnlaget for en infrastruktur for gassrørledninger fra norsk kontinentalsokkel, som vil ha enorm betydning for Norge som nasjon, og for Statoil…».
Arve Johnsen i forbindelse med Statoils 20 års jubileum.