Måned: september 2017

Prosessen for godkjenning av avslutningsplanen for installasjonene på Friggfeltet ble for alvor påbegynt i 1999, og det gikk fem år før endelig godkjenning ble gitt. I tråd med Frigg-traktaten ble britiske og norske myndigheter enige om at disponeringen av alle innretningene på Friggfeltet skulle utredes i en og samme avslutningsplan, som samtidig tok hensyn til hver nasjons lovgivning. Dette var i overensstemmelse med de prinsipper Friggfeltet i alle år hadde vært drevet etter.

Beslutningsprosessen ble omfattende for å sikre medvirkning fra alle berørte grupper både i Norge og Storbritannia. En omfattende høringsprosess var ble gjennomført, med innhenting av kommentarer både fra fiskeriorganisasjoner, miljøorganisasjoner og myndigheter. På grunn av myndighetenes planer om å utstede en disponeringstillatelse for betongunderstellene som avviker fra OSPAR beslutning 98/3, måtte de først samrå seg med de andre traktatpartene i OSPAR-konvensjonen. Avslutningsplan for Frigg ble overlevert britiske og norske myndigheter i november 2001 hvor den ble gjenstand for en offentlig høring i tre måneder[REMOVE]Fotnote: Christian Hansen: From a Chinese butterfly to nails, 2006..

Prinsippene for nedstengning og fjerning av Friggfeltet skulle godkjennes både av den norske og den britiske regjeringen. I løpet av prosessen ble det lagt vekt på å holde nær kontakt med, og få kommentarer fra, ulike interessenter som miljøorganisasjoner, fiskeriorganisasjoner og forskjellige forvaltningsorganer. Prosessen ble gjort så grundig for å unngå lignende konfrontasjoner som de knyttet til Brent Spar.

I 2003 ble det bestemt at betongplattformen MCP-01 på britisk sektor, som var en del av Frigg rørledningssystemet til gassterminalen i St Fergus i Skottland, også skulle avvikles. Operatøren Total E&P UK i Aberdeen bestemte sammen med eierne av plattformen at fjerning av overbygningen på MCP-01 skulle utføres av Total E&P Norge som en del av fjerningsprosjektet for Friggfeltet. I 2004/2005 ble derfor gassrørledningene lagt utenom MCP-01 ettersom de vil være i fortsatt bruk, Den norske rørledningen var tilknyttet gassknutepunktet Heimdal, og ble en del av transportsystemet Vesterled, mens den britiske rørledningen var tilkoblet flere felt på britisk side. I løpet av prosessen ble bruk av installasjonene på Frigg som et knutepunkt for transport og prosessering av gass vurdert. Et slikt behov falt bort da Heimdalfeltet ble ombygget for å ivareta denne funksjonen.

Før fjerningen av installasjonene ble vedtatt, ble det utarbeidet utførlige utredninger knyttet til miljøkonsekvenser. Blant annet ble en rekke forslag til gjenbruk av betongunderstellene lansert; kunstige fiskerev, fundament for vindmøller eller CO2-frie gasskraftverk. Det var stor teknisk usikkerhet knyttet til mange av alternativene for gjenbruk, og ingen ble vurdert som økonomisk forsvarlige.

Fjerning og diponering på land var det første alternativet som ble vurdert for de tre betongunderstellene. På grunn av kompleksiteten og usikkerheten forbundet med fjerning av understellene, ble andre disponeringsalternativer vurdert i henhold til OSPAR-beslutning 98/3 Et uhell under heving ville kunne få store konsekvenser. Understellene kunne kollidert med hverandre, og synke skadet ned på havbunnen. Et slikt scenario ville innebære en stor sikkerhetsrisiko og høye ekstrakostnader. Det ble også utredet en mulig avkutting av betongunderstellene 55 meter under havoverflaten. En slik avkutting ville tilfredsstille krav fra IMO, men ble vurdert som mer risikofylt enn flytting.

Til slutt ble det vedtatt at betongunderstellene og borekaks på havbunnen skulle bli etterlatt. Borekaks er rester etter boring som legger seg rundt brønnen på havbunnen. Undersøkelser viste at laget av borekaks på Frigg var tynt, og dekket av sand[REMOVE]Fotnote: Drill cuttings. An important issue in the environmental debate. Frigg Area Cessation News no 2 2000.. Borekakset stammer fra de øverste lagene under boring, og inneholder ingen petroleumsrester eller forurensende kjemikalier.

Stålunderstell og dekkene på alle plattformene skulle fjernes. Rørledninger og kabler på havbunnen skulle også fjernes. Målsetningen er at i 2012 skal bare betongunderstellene til plattformene TP1, TCP2 og CDP1 på Frigg stikke over havoverflaten. Disse skal merkes med lanterner for å hindre skipskollisjoner.  Av alt som blir tatt til land, er målsetningen at 98 prosent skal resirkuleres.

Total E&P Norge AS inngikk i oktober 2004 en kontrakt med Aker Kværner Offshore Partner AS i Stavanger om å være hovedkontraktør for fjerningen og disponering på land[REMOVE]Fotnote: Press release, Aker Kvaerner Offshore Partner: Aker Kvaerner to remove platforms on the Frigg field, 26 October 2004.. Kontrakten var verdt 3 milliarder norske kroner, og gjaldt installasjoner fra Friggfeltet samt overbygingen på MCP-01. Et konsortium bestående av Aker Kværner Offshore Partner, Saipem, Shetland. Decommissioning Company og Aker Stord ble gitt ansvaret for å utføre jobben. I perioden mellom 2005 og 2008, skal Aker fjerne 85 000 tonn stål. 20 000 tonn skal fraktes til Shetland, mens de resterende 65 000 tonn skal til Aker Stord for opphugging og resirkulering.

I løpet av 2004 ble alle rørledningene rengjort og alle brønner plugget, og også plattformene ble rengjort og gjort klar for demontering. Demonteringsarbeidet på Friggfeltet startet for fullt i august 2005, og er ventet å fortsette fram til 2010. Demonteringen skjer modul for modul, i motsatt rekkefølge av hvordan de ble installert. Kranfartøyet «Saipem 7000» (S7000), som med sine to kraner kan løfte opp til 14 000 tonn, ble tatt i bruk til de tyngste løftene[REMOVE]Fotnote: The Work Begins. Offshore Removal and Onshore Disposal. Frigg Area Cessation News no 8, May 2005.. De ulike modulene ble stablet på dekket av S7000, og ble transportert til Aker Stord. Det ble satset på tunge løft av moduler, kombinert med oppkutting på plattformene til mindre deler for så å transporteres i åpne containere til land. På Frigg skal S7000 arbeide i flere måneder, med over 100 tunge løft.

Stålunderstellene til DP2 og QP planlegges fjernet ved hjelp av oppdriftstanker. Strukturene skal gradvis løftes ved at tankene blir deballastert. Deretter skal understellene taues til Stord for oppkutting. Den øvre delen av understellet til DP1 har allerede blitt kuttet opp av en fjernstyrt undervannsfarkost (ROV) og fjernet av S7000[REMOVE]Fotnote: Patrick Decosemaeker, Total: Prinsipper for vurderinger og problemstillinger knyttet til fjerning av Frigg, Presentation to the Petroleum Safety Authority Norway, 23 August 2006.. På grunn av skader kunne ikke DP1 fjernes på samme måte som de to andre stålunderstellene. Firmaet DeepOcean i samarbeid med Norse Cutting & Abandonment AS, koordinerte dette arbeidet. Bruken av ROV gjorde at det ikke behøvdes dykkere til arbeidet[REMOVE]Fotnote: DeepOcean Goes Diverless, Scandinavian Oil-Gas Magazine no 1/2 2006.. ROVer ble også brukt til annet kuttearbeid på de forskjellige plattformbeina. Til sammen er det blitt utført over 1200 kuttinger ved hjelp av ROV. En ROV ble også brukt til å fjerne stålkonstruksjoner fra yttersiden av betongunderstellene til TP1 og TCP2[REMOVE]Fotnote: Grutle, Magnus: External steel removal for Frigg field platform, Scandinavian Oil-Gas Magazine no 1/2, 2007..

De tyngste løftene gjelder TCP2 og DP1. Den tyngste modulen var M35, på 3125 tonn[REMOVE]Fotnote: Lifting Campaign in 2005. Frigg Area Cessation News no 9, July 2006.. Dekksrammen (MSF) til TCP2 veier ca. 9000 tonn. Dekksrammen planlegges løftet i ett løft og så fraktet til Shetland. Toppdelen av DP1 veide 3700 tonn.

For å koordinere arbeidet ble det opprettet et eget nettsted for informasjon om de ulike installasjonene. Nettstedet fikk navnet «Cessation Web», og ga de ulike aktørene adgang til et digitalt bibliotek. Nettstedet viste seg å være fleksibelt og bidrar til å spare tid, og etterspurt informasjon legges ut til felles avbenyttelse innen prosjektet.
Frigg Field Concrete Substructures 

Frigg Field Cessation Plan 2003