Konseptmessige prinsippskisse som bakgrunn for teksten nedenfor

Det krever mot å gå i gang med en utbygging når man vet at utfordringene er større enn den utprøvde teknologi kan løse.

Da man arbeidet med Plan for utbygging og drift (PUD) for Åsgard i 1994/95 visste man at det var mye olje og gass i Åsgard-feltet, men at mye av den lå til dels vanskelig til over et stort område, og med mange naturgitte utfordringer. Samtidig var det kjent at Gassforhandlingsutvalget (GFU) arbeidet med store gassavtaler som skulle allokeres høsten 1995. For Norge måtte ha store gassvolum klare i år 2000. Dette var med på å skape et tidspress for å finne en løsning for Åsgard-feltet.

Noe av leteboringen og testingen var ikke fullført, så kunnskapen om reservoarene var begrenset. Når PUD-en ble innlevert var fortsatt en rekke tekniske løsninger ukjente, prosjektet måtte derfor forutsette at man fant til nye løsninger hvis dette skulle bli kostnadssvarende.

Flere forsøk og studier viste at en tradisjonell løsning ville kreve flere bunnfaste plattformer med rigg ombord for å dekke det store området, dette ville bli alt for dyrt, og man ville likevel ha de samme naturgitte utfordringene. Bunnfaste plattformer ville også krevd mer tid, og det ville vært vanskeligere å gjennomføre så mye arbeid parallelt. Derfor måtte det en stor undervannsløsning til, med en mindre utbygging på overflaten. Dette krevde bruk av ny og lite utprøvd teknologi under våre naturgitte forhold.

I 1995 var tidspunktet riktig for å starte utbyggingen av Haltenbanken og å åpne opp for gasseksport til kontinentet fra Norskehavet. Det var nå en god mulighet til å utnytte samspillet mellom en god gasskilde og betydelige oljemengder som krevde gassavsetning. Arbeidet med store gassavtaler med Europa var i gang, og samarbeidet med leverandørindustrien var på topp. Optimismen var stor på grunn av både prisreduksjoner ved hjelp av NORSOK og tilgang på ny teknologi.

Dette dokumentet skal beskrive oppgaven, utfordringene og hva man måtte satse for å finne løsning på alle de kritiske faktorene som måtte være tilstede for å åpne Haltenbanken for gasseksport. Dette må selvsagt ses i lys av NORSOK - det viktigste tiltaket i samarbeidet mellom operatør- og leverandørindustrien, som det var store forventninger til i 1995.

Dette er Åsgard

• Åsgard ligger på Haltenbanken, omlag 200 km utenfor kysten av Trøndelag og 50 km sør for Heidrunfeltet.
• Åsgardfeltet består av tre forekomster, og ligger innenfor et område som er rundt 60 km bredt og vel 20 km langt.
• Driftsorganisasjonen for Åsgard er plassert i Stjørdal med forsynings- og helikopterbase i Kristiansund.
• Til sammen består Åsgard av gassforekomsten Midgard og de to forekomstene Smørbukk og Smørbukk Sør med både olje og gass.  Feltet er reservoarmessig komplekst med høyt trykk og høy temperatur.
• Andre kvartal 1999 startet oljeproduksjonen på Åsgardfeltet fra produksjonsskipet Åsgard A.
• Eksport av gass startet høsten 2000 fra den flytende gass- og oljeplattformen Åsgard B, via videreforedling på land. Åsgardfeltet alene vil fra 2007 årlig levere rundt 10 milliarder kubikkmeter gass til kontinentet. Dette utgjør omtrent 15% av Norges årlige gassleveranser.
• Åsgard-utbyggingen bidrar dermed betydelig til å styrke Norges stilling som en av Europas ledende gassleverandører, langt inn i neste århundre. I tillegg vil feltet daglig produsere rundt 200 000 fat olje og 100 000 fat kondensat, som utgjør 10% av Norges totale oljeproduksjon.

Strategiene

For å kunne gjennomføre Åsgard-utbyggingen måtte man altså tørre å velge ny og ukjent teknologi. Før engineering måtte selvsagt teknologien kvalifiseres. Dette førte til mye parallell arbeid i Åsgard-prosjektet. I tillegg til at prosjektering og utbygging gikk parallelt slik det er forventet og beskrevet i NORSOK, måtte prosjektet samtidig kvalifisere nye tekniske løsninger til Åsgard. Det skulle selvsagt utvikles et enklest mulig design, som også tok vare på miljøet og kostet lite penger.

Alternativet var å vente med utbygging i tre til fem år, til man hadde mer kjennskap til reservoarene og var sikrere på hvilken teknologi som var mulig å bruke. Dette alternativet ble tidlig forkastet. Både på grunn av kostnadene ved tradisjonell leteboring før utbygging, og fordi mulighetene for salg av et stort gassvolum var til stede nå, og en utsettelse ville ødelagt fremtidige inntektsmuligheter. Pilaren bak denne vurdering var vissheten om at det var mye hydrokarboner i Åsgard.
 

Det umulige er mulig

Tidsskjemaet er på det nærmeste holdt. Tidlig involvering av leverandørene og den integrerte organisasjonen har gjort det mulig å bygge ut Åsgard mange ganger raskere enn tidligere felt. Som eksempel kan vi sammenligne med Troll som tok rundt 11 år fra PUD til produksjon, mens Åsgard bruker tre år fra PUD til den første oljen blir produsert på Åsgard A.

Teknologiutvikling i samarbeid
Teknologiutviklingen i Åsgard har vært basert på at alle kompetanseenhetene var med, både utbygging, boring og petroleumsteknologi. I tillegg har det hele tiden vært samarbeid mellom prosjektet og Statoils faste forsknings og utviklingsmiljø. I Åsgard er det benyttet et "regnskapssystem" for å følge opp kvalifiseringsarbeidet, som ender i kvalifiseringsrapporter og implementeringsrapporter. Til tross for begrenset tid har det vært mulig å kvalifisere et stort antall nye løsninger og utstyr.
 

Naturgitte forhold

Til sammen utgjør de naturgitte forhold på Åsgard ekstreme utfordringer.

Det er særlig Smørbukk som er den store utfordringen. Her er det meste minst dobbelt så vanskelig som i mer normale felt som Midgard  Smørbukk er det vanskeligste kjente reservoar på Norsk sokkel. I tillegg til høyt trykk og høy temperatur er reservoaret  1000 ganger så tett som et normal felt.

Stavanger Aftenblad 19. mai 1998:
"Reservoarsteinen i Smørbukk er tettere enn en murstein. Å få oljen til å strømme gjennom så kompakt bergart er ett av de problemene som har fått Kyrre Nese og hans folk til å klø seg i hodet."

De kalde fakta er:

• Reservoarenes samlede utstrekning: 25 x 60 km. Dette gir behov for svært mye brønnstrømsrør, med tilhørende utfordring med hydratkontroll, og svært mange brønner - 59 stykk er planlagt.
• Vanndyp: rundt 300 m. Dette er ikke ekstremt men gir likevel sine utfordringer til stigerørene som skal føre opp brønnstrømmen med svært varierende trykk og temperatur.
• Dybde på reservoarene: fra 2500 m til 4800 m. Dette gir igjen brønnbaner på over 5 000 meter, og noen helt opp til 8 000 meter.
• Trykk fra 250 bar til 480 bar. 480 bar tilsvarer trykket mot underlaget av en vannsøyle på 4800 meter.
• Temperatur i reservoaret opp til 165 grader C, og også store temperatursvingninger i brønnstrømmen på vei inn til plattformen på mellom -7 grader C og 140 grader C. Dette skyldes stor utstrekning av feltet og ulike sammensetninger og driftssituasjoner. Utfordring for elektrisk utstyr i brønnene, brønnrammene og i prosessanleget.
• Hard og tett bergart: Strømningsmotstanden er svært høy, det ble derfor lagt til rette for oppsprekking av brønner for å sikre gode rater fra Smørbukk. I tillegg gir dette lav borehastighet og stor belastning på utstyr.
• Værforhold - mye vind og skiftende vær som krever nøye planlegging og en del venting i utbyggingsfasen og ekstra levegger ombord på installasjonene.
• Gass/olje forholdet i Åsgard varierer, et gjennomsnitt for de 3 ulike feltene er 1000 Sm3 gass per 1 Sm3 olje, det krever mye utstyr til gassbehandling og kompresjon.
• Pløyemerker: På havbunnen er det store pløyemerker etter istiden – opptil 100 meter brede. Dette representerer en stor utfordring mht. legging og beskyttelse av brønnstrømsrørene.
• Høyt innhold av H2S og CO2: Dette krever spesielt stål i brønnstrømsrørene for å unngå korrosjon med så høyt innhold av hydrogensulfid og karbondioksid.
• Stort gassvolum: Tungt og kraftig prosessanlegg kreves for å håndtere dette.

En felles utbygging av tre felt over et så stort område har ikke vært gjort før i Norskehavet. Dette konseptet var det eneste økonomisk forsvarlige, men også det mest utfordrende. Åsgard-prosjektet hadde få andre utbygginger å sammenligne seg meg. Selv fra Norne som også er en FPSO som Åsgard A, var det ikke lett å sammenligne og få til erfaringsoverføring.

Konseptvalg som ga nye utfordringer
 

• Stor undersjøisk løsning med 17 bunnrammer: Stort behov for brønnstrømsrør, og videreutvikling av bunnrammer. Totalt vel 50 000 tonn med stål på havbunnen.
• To flytende produksjonsenheter: Lange og mange fleksible stigerør.
• Undervannsluse for rørskrape (ERB) for gasseksportrøret fra flytende gassenter til Kårstø.
• Boring fra flytende rigger: Store krefter, høy operasjonstid og mye slitasje på utstyr, behov for oljebasert slam og dermed behov for deponering av store mengder oljekaks. En nyvinning å injisere oljeholdig borekaks
• Stor gassinjeksjon: Store krav til utstyr om bord Åsgard A, ekstra sterk swivel og kraftige fleksible stigerør.
• Oppsprekking med propanter: De ørsmå sandkornene som brukes ved oppsprekking av reservoaret vil i stor grad bli med brønnstrømmen ved oppstart. Dette krever ekstra rensing og sikkerhet i og rundt swivelen.

De kritiske faktorene - som konsekvenser av de naturgitte og konseptmessige forhold

For å få til produksjon fra Åsgard innenfor de rammer som gjør at prosjektet lønnsomt, måtte en del kritiske faktorer løses. Ingen av disse var klare før PUD ble levert inn til departementet. De fleste er løst per juli 98, men ikke alle.

Ukjente reservoar
I 1995 var kunnskapen om reservoarene noe begrenset., og det er etter innlevering av PUD brukt 1 milliard i leting og avgrensning.  Nå er reservoarene bedre definert og de aller fleste brønnbanene bestemt. Det som ennå er usikkert er hvordan forkastningene vil påvirke produksjonen på Smørbukk. Det er kjent at det må oppsprekking og stimulering til for å bedre produktiviteten, og det er testet at dette fungerer. Men man vet ikke helt sikkert i hvilken grad injeksjonen av gass vil tømme reservoarene slik det det ble antatt i forbindelse med godkjenning av PUD
 

Mange bore-utfordringer
Lange horisontale brønner
For å nå de riktige dreneringspunktene på Smørbukk Sør så har det vært nødvendig å lage svært lange horisontale brønner. Dette har tatt mye tid, men er godt gjennomført, og er blant faktorene som sikrer tidlig oljeproduksjon og høye rater.

Økt hastighet
For å få gjennomført boreprogrammet har det vært behov for kontinuerlig læring underveis for å øke hastigheten. I 1996 var gjennomsnitts borehastighet på rundt 60 meter per dag. Etter læring og erfaring med den harde bergarten er den nå beste brønnen boret med 140 meter per dag.

Injeksjon av borekaks
På grunn av de kompliserte brønnbanene og de store motstandskreftene i Åsgard-reservoarene har det vært nødvendig å bruke oljebasert boreveske på de nederste boreseksjonene – fra 12 ¼ tomms hull – for å holde farten oppe. Oljeholdige borekaksen kan ikke slippes ut i havet og må derfor injiseres i grunnen eller fraktes til land. Utfordringen var at dette hadde aldri vært gjort fra flytende borerigger tidligere. På Åsgard er det nå gjennomført med vellykket resultat flere ganger. Injeksjonen er gjort mellom andre og tredje foringsrør – under 20 tommers foringsrør.

Forsterket boreutstyr – Med erfaring fra andre felt, blant andre Yme, ble det også tatt i bruk turbinmotor og impregnerte diamantborekroner for at man skulle kunne holde borehastigheten oppe i reservoarene på Åsgard.

Kvalifisering av utstyr – På grunn av det høye trykket og den høye temperaturen har det vært behov for kvalifisering av nytt boreutstyr til flyteriggene for at det skal fungere stabilt. Det foregår fortsatt teknologiutvikling og kvalifisering for brønnutstyret til bruk i driftsfasen.

Sprekkstimulering – For å bedre produktivitet på Smørbukk er det lagt til rette for stimulering ved hydraulisk oppsprekking av bergarten. Massiv oppsprekking ved de dybder og trykk man har på Smørbukk er ikke tidligere utført. Oppsprekking er nå gjennomført vellykket I flere borehull. Operasjonell gjennomførbarhet er bekreftet, i likhet med forbedring av brønnproduktivitet.
 
 
 

Subsea – utfordringer på bunnen
Sveising av cromstål
På grunn av sammensetningen av hydrokarbonene i Åsgard med bl.a. høyt innhold av H2S og CO2, det høye trykket og den høye temperaturen det være stor påkjenning og fare for korrosjon i brønnstrømsrørene. For å tåle påkjenningene var det opprinnelige behovet dupleksstål, men det ville bli for dyrt og verdensmarkedet ville ikke greid å levere nok dupleksstål. Derfor ble det et behov kvalifisering av 13% kromstål til brønnstrømsrør. Sveising av slikt stål har tradisjonelt vært meget vanskelig, men kvalifiseringen til Åsgard viste at dette var fult mulig med nyutviklede metoder og bedre stålsammensetninger. 13% kromstål er sterkt nok, og koster under halve prisen.
Dette ga 500-600 millioner kroner i besparelser for Åsgard. I tillegg har også Gullfaks satellitter tatt i bruk denne nye rørtypen og fått vesentlige besparelser.

Kvalifisering for høyt trykk og høy temperatur
Mye av utstyret på havbunnen har hatt behov for kvalifisering til bruk under de forhold med høyt trykk og høy temperatur som er på Åsgard. Dette har vært med på å videreutvikle bl.a. brønnrammene som vil også bli brukt i fremtidige utbygginger.
En annen effekt av den høye temperaturen er behovet for faste rør fra bunnrørene til brønnrammene og ikke fleksible slik det har vært vanlig å bruke på andre felt. Dette krever at Z-rør på rundt 80 meter må lages og monteres etter at brønnrammen og bunnrørene er satt ned.

Fleksible stigerør
For å føre brønnstrømmen opp og for å injisere gass skal det brukes fleksible stigerør både fra produksjonsskipet Åsgard A og gassplattformen Åsgard B. Slike fleksible stigerør er ikke lenger noen nyhet, men med så høyt trykk og temperatur som det er på Åsgard måtte det tester og ny kvalifisering til for å finne en god nok løsning. I tillegg er dimensjonen på stigerørene på Åsgard uvanlig stor. Stigerørene på Åsgard A ble også økt kraftig på grunn av at HIPPS ventilene ble flyttet fra undervannsanleggene opp til dreietårnet.

Ny farkost for rørkoblinger
På grunn av den store mengden med rørkoblinger som skal gjøres på feltet på kort tid har det vært nødvendig å utvikle en ny farkost og nye metoder. ABB er nå snart ferdig med sin ICARUS, som vil gjøre det mulig å gjøre koblingene raskt og uten å sette ned noe ekstra fundament for oppkoblingen av rørene. Dette sparer både tid og penger.

Hydratkontroll
Transport av brønnstrøm over de lange avstandene setter store krav til hydratkontroll. Ulike lengder på rørene og sammensetning i forekomstene har resultert i bruk av ialt 4 ulike metoder for hydratkontroll for å få robuste og kostnadseffektive løsninger. Dette inkluderer bruk av
rørbunter, elektrisk oppvarmede rør, kontinuerlig inhibering med kjemikalier og konvensjonell løsning med kun bruk av isolerte rør.

Legging av rør over pløyemerker
Tidligere praksis med å grave ned alle rør ved å dumpe store mengder grus over og under var ikke aktuelt på Åsgard, både av miljøhensyn, kostnader med så mye grusing og tiden det ville ta. Derfor vil det bli litt graving på toppene og dumping av grus bare der det er ekstra behov.

Flerfasemålere
Allerede våren 1995 ble det bestemt å installere flerfasemålere på havbunnen i stede for test-stigerør. Flerfasemålerene var ikke kvalifisert på dette tidspunktet. Arbeidet med kvalifiseringen gav gode resultater, derfor ble det bestemt å installere flerfasemålere på hver produksjonsbrønn på Smørbukk og Smørbukk Sør. Totalt 28 målere blir installert og integrert på brønnrammene levert av KOS.

Åsgard A FPSO

Under planlegging var målet å kopiere så mye som mulig av Norne-konseptet, men det var ikke enkelt. Trykk, temperatur og gassmengde er vesentlig større på Åsgard A enn på Norne. I tillegg fikk man designendringer under veis som gjorde det enda vanskeligere å kopiere Norne. Derfor ble det behov for mye ny kvalifisering på Åsgard A. Dette gjelder spesielt på turret og swivel.
Oljeinstallasjonen Åsgard A skal behandle 24 millioner standardkubikkmeter med gass hver dag. Det er mer gass enn hele Sleipner Øst eksporterer daglig.

Ekstra kraftig swivel
Swivelen på Åsgard er den største og mest utfordrende som spesialfirmaet SBM har laget til nå. Myndighetskravet om mye gassinjeksjon, det høye trykket og samspillet med Åsgard B har resultert i en kraftig konstruksjon av swivelen.
Det høye gass/oljeforholdet og produksjonsratene krever mange inntak, og i tillegg er det kjemikaler og elektrisitet som skal kunne føres ned til brønnene.
Det har også vært mye arbeid for å finne en renseløsning for å unngå at propanter skulle samle seg og tære på swivelen.

Levegger
Været i Norskehavet kan til tider være svært tøft, og dette har satt store krav til konstruksjonen av Åsgard A. Bl.a. har det vært behov for å sette opp levegger for at arbeiderne om bord skal kunne få gode arbeidsforhold.
 

Åsgard B – stort energiforbruk

Kraftbehovet på Åsgard B er svært stort på grunn av store gassvolum, stort kompresjonsarbeid på grunn av reservoartrykk og stor avstand til terminal. På Åsgard B har det vært jobbet meget nøye med å redusere energibehovet, både ut i fra miljøhensyn og for å redusere behovet for tunge turbiner.
Ved start av prosjektering av Åsgard B var CO2 utslippet redusert med 30% i  forhold til det som var grunnlag ved start av utarbeidelse av PUD som følge av en systamatisk arbeid med å redusere energiforbruket.
Åsgard B forbruker ca 25%  mer energi enn Åsgard A.
Åsgard A har ca. 80% større energiforbruk enn Norne pga de store gassmengedene og det høye trykket.

Varme effektivitet – Varmegjennvinning var et vesentlig tiltak på Åsgard for å redusere CO2 utslipp fra enerigproduksjonen. Eksosvarmen på alle kraftturbinene blir gjenvunnet, og brukt til oppvarming i prosessene, og delvis oppvarming av boligkvarterene. Bare på Åsgard B tilsvarer dette minst et kraftbehov på 100 MW. Utnytting av varme og kalde strømmer på Åsgard B - bl.a. fra kjølevann ved hjelp av varmeveksling i prosessen tilsvarer 45 MW.

H2S fjerning
Ved fjerning av H2S fra gassen benyttes en prosess slik at det eneste avfallsproduktet blir sulfater som er en naturlig del av sjøvann, og man unngår utslipp av svoveldioksid eller H2S til luft

Kondensat stabilisering
Ny teknologisk løsning med stabiliseringskolonne muliggjør stabilisering av kondensat ved høyere trykk. Dette reduserer kraftbehovet knyttet til rekompresjon med 10 MW i forhold til tidligere teknologi.
 

Forståelse av oppgaven

I etter tid ser man at de naturgitte utfordringene har gitt flere konsekvenser totalt sett enn det man greide å se i 1994/95. Prosjektet var da godt kjent med at Smørbukk reservoaret hadde meget lav permeabilitet (gjennomstrømningsevne), og at temperatur og trykk var usedvanlig høyt. Men hvordan disse og alle de andre forholdene ville påvirke hverandre og utstyret var ingen selvfølge.
Underveis i  prosjektet har det derfor vært behov for flere designendringer som  har krevd kostnadsøkninger. I utgangspunktet ønsket man å gjøre løsningene så enkle som mulig for å spare penger. Under utvikling og modning av konseptene innså man at det var nødvendig med endringer for ikke å svekke inntektsgrunnlaget for mye i driftsfasen.
I tillegg måtte flere brønner bores  før man hadde sett alle reservoarkontaktene og avgrenset reservoarene. Den siste reservoaroverraskelsen kom ved årsskiftet 97/98 i Smørbukk Sør hvor man fant et segment som var tørt. Innsikt fra oppboring av feltet har kontinuserlig vært med på å påvirke og endre oppgaven.
 
 

NORSOK - ønsker - mål - virkelighet

NORSOK var et tiltak som statsråd Finn Kristensen satte i gang i 1993 for å bedre Norsk sokkels konkurranseposisjon.
Den største faktiske virkningene har vært reduksjon av tid fra PUD til produksjonsstart ved hjelp av tidlig involvering av leverandører og anledning til å inngå kontrakter tidlig. Gjennomgående har denne tiden blitt redusert med ett og ett halvt år.

For Åsgard A blir utbyggingsperioden nå 38 måneder fra innlevering av PUD. Viktige designparametre ble frosset august 1996 – som for eksempel injeksjonskapasitet, og pakken med gassbehandling ble levert på Stord kun 14 måneder etter at designparametrene var satt.
Åsgard A hadde således en lav definsjonsgrad ved PUD innlevering, og dette førte til mye parallell jobbing i prosjektet.

I tillegg til en rask utbygging har det blitt en kostnadsreduksjon målt I kNOK/fat pr dag produksjonskapasitet. Det er antatt at 2/3 kommer gjennom nye teknologiske løsninger og 1/3 fra produktivitetesforbedringer.

En underliggende årsak til disse reduksjonene er overgangen fra fase modellen til parallell modellen. I stede for å gjøre utbyggingen i faser, har prosjektering, engineering og utbygging på Åsgard gått parallelt.

Betydelige NORSOK resultater er oppnådd i Åsgard med lite endring av arbeidsprosessene og til dels basert på "rovdrift" av folk. Kontraktene som ble inngått hadde en lav definisjonsgrad som en konsekvens av oppgavens definisjonsgrad. Når det gjaldt å bringe drifts og vedlikeholdserfaringer inn i prosjektene famlet også Åsgard som i andre prosjekter på denne tid. Det krever ny kompetanse å gå til nye roller i integrerte organisasjoner.
I sum ønsker ingen å reversere bruken av NORSOK modellen, men det tar tid og fokus for å få til nye arbeidsformer.

Sitat fra Norsok Samarbeidsutvalgs rapport om samspillnormer for oljeindustrien:
"Alle har derimot blitt utsatt for konsekvenser av tidlig involvering og tidlig start av prosjekter. Når dette ikke har blitt fulgt opp med en nødvendig omlegging av arbeidsprosessene er ledere, ingeniører og fagarbeidere i mange bedrifter blitt utsatt for store påkjenninger i en kamp for å nå leveringsmålsettingene. Flere bedrifter har tapt betydelige midler. Det er vårt håp og målsetting at selve omstillingsprossen blir tatt på alvor...."

Åsgard-prosjektet tok NORSOK utfordringen på strak arm ved de planer og budsjetter de etablerte. Å få gode resultater forutsatte at de satte press på seg selv. Det var godt kjent at det ville bli motbakker med de planer og budsjetter som man opererte med.
Forholdene var lagt til rette for leverandørindustrien til å gi NORSOK-effekten fullt ut, men i etterkant viser det seg at det krever lang tid og mye fokus på det å endre arbeidsformer i store organisasjoner når man jobber under press. Under press har vi alle en tendens til å gjøre ting slik vi alltid har gjort det.

I perioden før 94 så man forbedringseffekter av NORSOK og Åsgard-prosjektet antok at disse ville fortsette med den støtte og ledelsesoppmerksomhet som NORSOK initiativet representerte. I etterkant kan det synes som effektene man så var knyttet til det å ta i bruk moderne designverktøy. Fortsatt jobbet prosjektene på samme måte, med først engineering, så innkjøp og så bygging. Det var ingen totalkontrakter, og leveransene var oppdelt.

Samarbeidsprosjektet Åsgard har tross alt greid å utnytte NORSOK-standardene godt. Prosjektet har hatt en god del besparelser på grunn av dette, men de totale prisene har ikke blitt redusert så mye som før 1995. Åsgard er det første prosjektet som har tatt tak i anbefalingen fra NORSOK om håndtering av dokumentasjon bl.a. ved hjelp av informasjonsteknologi. Dette har gitt gode besparelser både i tid og penger.

Som ledd i Norsok prosessen skulle vi gå til den som kunne gjøre et arbeid billig. Her kom strategien om bygging i Østen. Vi skulle bygge i henhold til  skipsstandard og dette ble en kulturkollisjon. En reder går i dokk når han har behov for det. Våre anlegg skal ligge i 30 år på samme sted. Vi må kunne dokumentere at utmattingsegenskapene holder og at det samme gjelder overflatebehandling.
 

Kyrre Nese - denne teksten og skissene ble brukt i flere foredrag  i peroden 94 - 98

Åsgard Pioneers Retirement Home