Goliatfeltet
Goliatfeltet er et oljefelt på Tromsøflaket 85 km nordvest for Hammerfest. Funnet ble gjort høsten 2000 da Norsk Agip som operatør fant og testet olje ved bruk av den halvt nedsenkbare plattformen Transocean Arctic. Et år senere West Alpha en ny boring og denne gang testet brønnen positivt for både olje og gass. Eni Norge overtok operatørrollen fra 1. januar 2004 og den 9. januar 2006 fullførte Eirik Raude-plattformen nok en boring med testing av oljen og gassen. Foreløpige reserveestimat er på 30,6 MSm³ olje. Vår Energi har så overtatt.
| Goliat[1][2] | |||
|---|---|---|---|
 Goliat FPSO i Sør-Korea, 2015 | |||
| Beliggenhet | Tromsøflaket i Norskehavet | ||
| Blokk | 7122/7 | ||
| Operatør | Vår Energi | ||
| Funnår | 2000 | ||
| Produksjonsstart | 12. mars 2016 | ||
| Investeringer | |||
| 2009–2018 | 50,617 milliarder NOK | ||
| Gjenværende | 1,799 milliarder NOK | ||
| Opprinnelige ressurser | |||
| Total olje | 90,0 MSm³ | ||
| Total gass | 19,76 GSm³ | ||
| Fri gass | 9,76 GSm³ | ||
| Kondensat | 0 MSm³ | ||
| Opprinnelige reserver | |||
| Olje | 31,6 MSm³ | ||
| Gass | 0 GSm³ | ||
| Gyldighetsdato volumer | |||
| 31. desember 2019 | |||
| Eiere | |||
| Vår Energi Equinor | 65,0 % 35,0 % | ||
| Beliggenhet | |||
 Goliat 71°18′N 22°18′Ø | |||
Goliat er lokalisert i blokkene 7122/7 og 7122/8, samt deler av blokkene 7122/9, 7122/10, 7122/11 og 7123/7. Utvinningstillatelse 229 ble tildelt i 1997, mens utvinningstillatelse 229B ble tildelt i 2007. Kun en liten del av Goliat ligger i utvinningstillatelse 229B. Norske Agip (nå Vår Energi) ble tilbudt operatørskapet i 229 i 1997 med SDØE, Phillips Petroleum Company Norge, Enterprise Oil Norge og Neste Petroleum som deltagere. Siden tildelingen i 1997 har det vært flere endringer på deltagersiden i lisensene og i dag[når?] er det kun to deltagere i lisens 229 og 229B, Vår Energi (operatør) med 65 % og Equinor med 35 % i de to lisensene.
Goliat regnes som det første oljefunnet nord for Lofoten. Tidligere er Snøhvit avdekket, men dette er hovedsakelig et gassfelt og det er usikkert om den tynne oljesonen under gassen kommer til å bli produsert. Funnet av Goliat kan være med på å gjøre det økonomisk forsvarlig å produsere olje også fra Snøhvitfeltet gjennom et samarbeid mellom de to feltene.
Funnet har vakt stor interesse både på grunn av glede for økte investeringer i regionen og dermed flere arbeidsplasser, men også på grunn av frykt for å være skadelig for de rike fiskeressursene i området.
Den første oljen ble produsert 12. mars 2016, og feltet ble offisielt åpnet 18. april samme år.
Utbyggingen rediger
Feltet er utbygd med en flytende sirkulær produksjons-, lagring- og losseinnretning (Engelsk floating production storage and offloading platform – forkortet FPSO) av typen Sevan 1000 og med åtte undervannsrammer med mulighet for til sammen 32 brønner. Brønnene er både oljeprodusenter, vanninjektorer og gassinjektorer. Produsert olje og gass føres i rørledning fra undervannsanleggene til FPSO-en hvor oljen blir prosessert, stabilisert og lagret, mens gass føres tilbake til brønnrammene i rørledninger og injiseres i injeksjonsbrønnene. FPSO-en har en lagringskapasitet på 151 000 m³ med olje. Oljen lastes direkte fra FPSO-en til tankskip som frakter oljen videre til et raffineri. Gassen må i første omgang pumpes tilbake i reservoaret da det ikke er ledig kapasitet på Snøhvit, men lisensen planlegger å produsere gassen på et senere tidspunkt når eksportløsninger er klare. Det er ikke boreanlegg på plattformen.
De to reservoarsonene på Goliat, Realgrunnen (700–800 m dybde under sjøbunnen) og Kobbe (1450–1600 m dybde under sjøbunnen), inneholder både olje og gass. Goliat er planlagt med en levetid på 15 år, men er prosjektert for 30 år. Det er mulige tilleggsressurser i området som kan forlenge levetiden. Erfaring fra andre felt i drift taler også for at levetiden kan bli lenger.
Havdypet på Goliat varierer mellom 320 og 420 m.
Skroget rediger
Skroget består av et sylinderformet dobbelskrog av type Sevanplattform. Utsiden av skroget er dobbelt i samsvar med MARPOL-reglene, og har 20 ballasttanker rundt omkretsen. Utvendig har skroget en diameter på 96 m (nederst), 90m (mesteparten av skroget under vann), 102 m (ved havnivå), og 107 m (ved dekket). Skroget har et sentralt rør i midten med 10 lagertanker mellom denne og de utvendige ballasttankene.
Forankringslinene består en blanding av stålkjetting og polyestertau. Hver line er knyttet opp mot et sugeanker på havbunnen. Ved skroget er det kjetting som er festet til skroget med kjettingstoppere. Videre er det polyesterfiber det meste av lengden. På bunnen er det bunnkjetting av stål. Undervannsbøyer brukes for å holde polyestertauene klar av sjøbunnen. Det er første gang på norsk sokkel at en bruker polyestertau på en produksjonsinnretning.
Strømforsyning rediger
For å redusere utslipp av klimagasser fra plattformen, vil strømbehovet på Goliat delvis bli dekket av elektrisitet fra land via en 100 km lang sjøkabel som maksimalt kan overføre 60 MW. I tillegg vil innretningen være utstyrt med en tradisjonell gassturbindrevet generator. Dette vil sikre tilstrekkelig strøm selv om ett system faller ut.
Boring og brønnkontroll rediger
De 22 brønnene bores og kompletteres fra en flyttbar halvt nedsenkbar plattform med oppstart i 2011. Plattformen vil ligge kontinuerlig på lokasjon bortsett fra avbrekk under installasjon av havbunnsutstyr.
Operatøren vil bore de enkleste brønnene først og deretter de mer kompliserte.
Før den første produksjonsbrønnen bores, skal det bores fire pilothull for å redusere usikkerheter med hensyn til grunn gass og reservoarene. Disse brønnene vil bidra til å redusere risikoen for ustabilitet i brønnene og sannsynligheten for en utblåsning.
Undervannsanlegget rediger
Undervannsanlegget består av åtte bunnrammer. Fire rammer er til produksjon med totalt 11 produksjonsbrønner, tre rammer er til vanninjeksjon med totalt ni brønner og en ramme med to brønner er for gassinjeksjon.
Hver av rammene inneholder minst en ledig brønnslisse for framtidige brønner. I tillegg vil det være mulig å koble til nye brønnrammer dersom det gjøres framtidige funn i nærheten.
Hydrokarbonførende rør fra brønnrammene skal utstyres med elektrisk oppvarming for å forhindre voks- og hydratdannelse.
Stigerørene skal utstyres med automatiske avstengingsventiler på sjøbunnen. I en krisestiuasjon kan en da stenges av gassen før den når plattformen.
Løsningen er tilrettelagt med muligheter for framtidig tilkobling av nye funn i området, både med hensyn til levetid og kapasitet.
Utforming av prosessanlegget rediger
Gjennom prosessanlegget blir brønnstrømmen først skilt gjennom en to-trinns separasjon til olje, gass og formasjonsvann.
Oljen føres så videre gjennom et to-trinns avsaltingsanlegg der gjenværende vann og salt blir skilt fra oljen. Deretter sendes oljen til lagring i lagertankene. Oljen blir ved jevne tidspunkter hentet av tankskip. Tankskipet legger seg til om lag 100 meter fra FPSO-en ved hjelp av dynamisk posisjonering. Det kobles en slange mellom FPSO-en og tankskipet som festes i begge ender. Overføringen av oljen skjer så fra FPSO-en til tankskipet via slanger inntil tankskipet har fylt opp sine tanker. En kobler så fra igjen og tankskipet frakter oljen til et raffineri. Til et nytt tankskip ankommer lagres oljen i lagertankene på FPSO-en. Direkte lasting fra en fast oppankret innretning uten trosse mellom fartøy og innretning er nytt på norsk sokkel, men er i prinsippet utprøvd på britisk side av Nordsjøen og andre steder i verden.
Den separerte gassen blir komprimert gjennom tre trinn. Etter første trinn tas det ut noe gass til drivstoff, og etter andre trinns kompresjon tas det ut noe gass av til gassløft. Hovedmengden av gass komprimeres ytterligere og injiseres i reservoaret.
Formasjonsvannet som skilles ut føres til et renseanlegg for produsert vann. Her vil rester av olje bli skilt fra vannet. Vannet reinjiseres i reservoaret som trykkstøtte. Ved vanlig operasjon vil det være reinjeksjonskapasitet for alt produsert vann. Vannet bidrar da til at en kan få ut mer olje fra reservoaret. Det vil også være mulighet for injeksjon av sjøvann i reservoaret, for ytterligere å øke produksjonen.
Innebyggingen av prosessanlegget er imidlertid et sentralt særtrekk ved løsningen for Goliat. Mulige ulemper knyttet til dette vil imidlertid være fare for forhøyet eksplosjonstrykk ved en antent hydrokarbonlekkasje. Det vil bli installert vegger med ventilasjonsspalter som kan avlaste trykk ved en eventuell eksplosjon.
Fakkelsystemet består av et høytrykkssystem, et lavtrykkssystem og et atmosfærisk ventilasjonssystem. Både høytrykkssystemet og lavtrykksystemet er lukkede systemer som normalt medfører at gass gjenvinnes ved å ledes inn på kompressorene for rekompresjon av gassen. Fakkelen med brenning av gass skal bare brukes i nødstilfeller.
Klimatilpassing for arbeidsmiljøet rediger
Utformingen av dekket og innbyggingen av arbeidsplassene er utviklet for klimaforholdene på Tromsøflaket. Det kalde klimaet vil føre til større behov for vinterisering (beskyttelse mot frysing) enn det som er vanlig på norsk sokkel.
Som følge av klimaet (som kulde, snø, mangel på dagslys) har en valgt å bygge inn prosessanlegget med vegger og tak for å bedre arbeidsmiljøet. Ytterveggene vil hindre vind og nedbør fra å komme inn. Dette gir arbeidsmiljøgevinster, mens en negativ effekt er muligheten for høyere eksplosjonstrykk ved en antent gasslekkasje.
Analyser gir lite ising mer enn 15 meter over havnivået fordi det sjelden er kombinasjoner av lave temperaturer sammen med værforhold som gir mye sjøsprøyt. Hendelser med ising fra sjøsprøyt vil derfor være relativt sjeldne. Den store høyden på plattformen gjør at en vil få mindre problemer med ising enn med en konvensjonell skipsformet FPSO og mindre fartøyer.
På områder hvor det er åpent på grunn behov for samhandling utenfra som ved helikopterdekk, livbåter, kranoperasjoner og oljelasting fra fartøyer, vil det bli lagt inn varme i golvene.
Forebygging av forurensing rediger
Risikoanalysene viser at løsningen tilfredsstille de akseptkriteriene som ble fastsatt for miljørisiko (restitusjonstider).
Risikoanalysene har konkludert med at den største bidragsyteren til miljørisiko er utblåsninger i forbindelse med boring, komplettering og brønnintervensjoner. Sannsynligheten for en utblåsning som følge av underbalanse i brønnen er liten, men ikke umulig. Sannsynlighet for tap av borevæske ved boring av brønnene vurderes noe høyere, men fremdeles godt innenfor akseptkriteriene. Dersom en får en utblåsning, er det viktig å kunne iverksette tiltak raskt for å drepe av brønnen, og å starte boring av avlastningsbrønn(er).
Andre bidragsytere til risiko for akutte utslipp er lekkasjer fra brønnrammer, rørledninger og stigerør, lekkasjer som følge av kollisjoner og lekkasjer i forbindelse med losseoperasjoner til skip. Kollisjonsrisikoen er vurdert til å være størst i forbindelse med lossing av olje til tankskip. Det er iverksatt tiltak for å redusere sannsynlighetene.
Forurensning til sjø som følge av lekkasjer fra prosessanlegget er vurdert som liten som følge av at dreneringssystemet på innretningen vil ha stor kapasitet for å samle opp lekkasjer i anlegget samt en viss mengde brannvann.
Bore- og kompletteringsoperasjonene på Goliat planlegges gjennomført med miljøvennlige kjemikalier. Boreprogrammet er laget for å sikre god brønnintegritet og å redusere mengden utboret kaks (jord og stein). Kakset fra topphullet planlegges etterlatt på havbunnen. Borekakset som er dypere enn topphullet og som kan inneholde hydrokarboner vil bli ført til land, og håndtert der.
Den halvt nedsenkbare boreplattformen er utstyrt for automatisk håndtering av borekaks til båter for videresending til land. Overføringen fra plattformen til båtene skjer gjennom slanger.
Utslipp skal kun bestå av PLONOR kjemikalier.
Driftsorganisasjon rediger
Driftsorganisasjonen for Goliat er i Hammerfest. Totalt er det 25-35 personer på land, mens det på plattformen er 90-120 personer fordelt på tre skift. Forsynings- og helikopterbase er i Hammerfestområdet. Operatøren tilstreber at ansatte og leverandører i størst mulig grad bor i landsdelen.
Det er 120 enelugarer på plattformen.