Fra funn til utbygging av Hod

Det var de samme oljeselskapene som hadde konsesjon på Hod som på Valhall. Amoco var operatør, og sammen med Amerada, Texas Eastern og Noco, hadde de lisens på en fjerdedel hver. Men før en utbygging av Hod kunne komme på tale, måtte hovedfeltet Valhall bygges ut og settes i drift.

Fra funn til utbygging av Hod,

Etter at Valhall-utbyggingen vel var kommet i gang i 1977, ble det satt i gang videre undersøkelser på Hod. Borehull 2/11-3 på den østlige delen av Hod ble påbegynt i oktober fra jack-up riggen Dyvi Beta. Det ble påtruffet kalkstein på et dypere nivå enn antatt – hovedsakelig fylt med vann. Det klarla at Vest-Hod og Øst-Hod var separate strukturer – eller domer. For å undersøke nærmere om det var olje i Øst-Hod, ble det boret i 45 graders vinkel slik at borehullet nådde Øst-Hod midt i og påviste 40 meter med petroleumsholdig kalkstein. Før feltet eventuelt kunne erklæres kommersielt, måtte det likevel bores flere hull.[REMOVE]Fotnote: Noco, beretning og regnskaper, 31. desember 1977: 4–5.

I 1982 var det boret til sammen fem hull på Hod, og påvist olje og gass i to separate soner i Øvre Kritt. I forbindelse med boring var det satt ned en brønnramme midt mellom de to strukturene som kunne brukes som produksjonsbrønn dersom feltet ble satt i drift. Feltet var anslått å inneholde 6,5 milliarder kubikkmeter olje og 3,5 milliarder kubikkmeter gass.[REMOVE]Fotnote: Noco, Annual Report 1981: 15. Senere ble dette anslaget redusert.

Amoco vurderte nå ulike konsepter for en utbygging. Enten en undervannsløsning, som til da var en uprøvd løsning på norsk sokkel, eller en enkel produksjonsplattform knyttet til produksjonsanlegget på Valhall, ville være det beste. Når en eventuell utbyggingsplan skulle fremmes, var usikkert.[REMOVE]Fotnote: Noco, Annual Report 1982: 6.

I 1982 ble Valhall satt i produksjon, men det viste seg snart at produksjon fra brønnene ikke var så enkel (se artikkel «Opp og ned – og det går opp igjen…» ). Krittreservoaret bød på store utfordringer. Dette var trolig med på å dempe interessen for en snarlig utbygging av Hod. Først måtte en få skikk på produksjonsbrønnene på Valhall. Hod-prosjektet gikk inn i en vente og se-fase. I 1985 sto det i Nocos årsberetning:

«Amoco was still working on plans aimed at a possible development solution for Hod, which provides a reasonable rate of return in relation to the risks involved in the project».[REMOVE]Fotnote: Noco, Annual Report 1985: 5.

Oljeprisens vekst og fall

Første halvdel av 1980-årene var gode tider for oljeselskapene med oljepriser på 35 til 40 dollar fatet. Det gjorde at milliardinvesteringene i plattformer og rørledninger som var gjort på felt som Valhall, Ekofisk, Frigg, Odin og Statfjord, raskt ble dekket inn. En stor del av investeringene var også skattemessig avskrevet. Dermed var det utgiftene til drift og vedlikehold og lønn som kostet – for å holde produksjonen i gang. Et felt som Ekofisk kunne klare seg med en oljepris helt nede i tre-fire dollar fatet for å dekke utgiftene, mens andre trengte i underkant av tretti dollar fatet for å være lønnsomme.

Beregningene skrev seg fra en undersøkelse Olje- og energi-departementet gjennomførte høsten 1985 for hvor lav oljepris oljeselskapene på norsk sokkel ville tåle. Dersom oljeprisen kom noe særlig under 20 dollar pr. fat, ville det neppe være lønnsomt å utbygge nye felter, og særlig ville oljevirksomheten nord for Stad bli rammet. Norge ville få et dramatisk fall i oljeinntektene. For hver dollar oljeprisen gikk ned, ville skatteinntektene fra oljevirksomheten synke med to milliarder kroner i året. Dersom prisen gikk helt ned i 10 dollar fatet, ville de norske oljeinntektene bli redusert til null. Det samme ville skje med oljeselskapenes overskudd – noe som i sin tur ville føre til full stans i all letevirksomhet på norsk sokkel.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, 20.12.1985, «Oljefelt tåler sterkt prisfall».

Fra funn til utbygging av Hod,

I 1986 skjedde nettopp det som myndighetene fryktet. Oljeprisen sank fra 35 til 10 dollar fatet. Det skyldtes overproduksjon av olje på verdensbasis. Den høye oljeprisen hadde fristet produsentlandene til å skru opp kranene. Organisasjonen for oljeproduserende land, OPEC, var ikke sterk nok til å få medlemslandene til å moderere seg. Saudi Arabia som tidligere hadde vært villig til å redusere produksjonen for å holde oljeprisen stabil, så seg dessuten tjent med en lav oljepris. Det ville blant annet ramme Sovjetunionen økonomisk siden oljen sto for cirka 85 prosent av Sovjets eksportinntekter. Sovjet hadde invadert Afghanistan, noe Saudi-Arabia var i mot. Også USA med Ronald Reagan som president, så fordelene av dette. Dessuten ville lav oljepris sette fortgang på amerikansk økonomi. Oljepriskollapset i 1986 var derfor ikke nødvendigvis en tilfeldig og uforståelig hending, men var delvis en konsekvens av en politisk prosess.

Å tilpasse seg en oljepris på 10 dollar fatet ble smertefullt, ikke minst for Norge som hadde et relativt høyt kostnadsnivå.

Krise fremmer kreativitet

Fra funn til utbygging av Hod,

Det tok ikke lang tid før oljepris-kollapset fikk sin virkning for Hod. «Olje- og gassfeltet Hod, som er nærmeste nabo til Valhall sør for Ekofisk, kommer ikke til å bli utbygd med dagens lave oljepriser. Hod-partnerne – operatørselskapet Amoco, Amerada, Texas Eastern og NOCO – har besluttet å legge utbyggingsplanene på is» kunne NTB melde, 18. februar 1986.[REMOVE]Fotnote: NTB, 18.02.1986, «Oljeprisfallet gjør feltet ulønnsomt».

«Vi kommer heller ikke til å gå i gang med et nytt undersøkelseshull i Hod-området, slik det ble vurdert i fjor», opplyste juridisk konsulent Tore Ulleberg i Amoco. Det eneste som kunne få partnerne til på ny å hente opp planene, var radikale endringer i myndighetenes skattebestemmelser. De små reservene gjorde at feltet hele veien var vurdert som et typisk marginalfelt, på grensen til å balansere økonomisk. Med lav oljepris falt bunnen ut av prosjektet, viste Hod-studier.[REMOVE]Fotnote: NTB, 18.02.1986, «Oljeprisfallet gjør feltet ulønnsomt».

Fallet i oljeprisen i 1986 bidro til nye måter å tenke på i oljeindustrien. Nødvendigheten av å krympe kostnadsnivået, virket fremmende for nye teknologiske løsninger. For eksempel fikk bruk av havbunnsinstallasjoner sitt gjennombrudd etter 1986. Det gjorde at eksisterende felt kunne bygges ut med satellitter.[REMOVE]Fotnote: Ole Andreas Engen og Odd Einar Olsen i Oljevirksomheten som teknologiutviklingsprosjekt (1997): 156-166. En mulighetsstudie for Hod ble presentert for Oljedirektoratet i 1987. Den innebar en enkel løsning med havbunnsinstallasjoner. Det var allerede plassert en bunnramme på havbunnen som det var boret en brønn igjennom.[REMOVE]Fotnote: NTB, 30.09.1987, «Amoco vurderer mulig Hod-utbygging.»

I ingeniørmiljøet ble likevel ikke undervannsinstallasjoner sett på som det eneste saliggjørende. I mars 1988 la Amoco, med tilslutning av partnerne Amerada Hess, Texas Eastern og Norwegian Oil Consortium, fram en ny utbyggingsplan for myndighetene for godkjennelse.[REMOVE]Fotnote: NTB, 04.02.1988, «Amoco går inn for å bygge ut Hod-feltet». Den bygde på ideen om en fjernstyrt ubemannet produksjonsplattform i stedet for undervannsløsning. Hod var et relativt lite felt med en gunstig havdybde på cirka 70 meter. Det gjorde det mulig med en enkel plattform i stål. Nytenkningen gjorde det tidligere marginalfeltet økonomisk interessant.

I juni 1988 ble planen godkjent av olje- og energiminister Arne Øien. Hod ville bli det billigste feltet som inntil da var bygd ut på sokkelen. Utbyggingen var tilpasset oljepris-usikkerheten og utbyggingsformen ville kunne danne presedens for nye kostnadseffektive utbygginger av små olje- og gassfelt på norsk sokkel, mente departementet.[REMOVE]Fotnote: NTB, 17.06.1988, «OED går inn for rekordbillig Hod-utbygging nær Ekofisk».

Investeringene var beregnet til 630 millioner 1988-kroner. Planen var å plassere en ubemannet og fullautomatisert liten stålplattform på 4100 tonn på Hod. En oppjekkbar rigg skulle først bore fire-fem brønner.

Når prisen var presset så langt ned, skyldtes det blant annet at en sparte både prosess-, bore- og boligutstyr om bord på plattformen. «Plattformen vil være folketom fem dager i uka, mens vedlikeholdsmannskap vil foreta to ukentlige inspeksjoner», opplyste utbyggingssjef Asbjørn Tansø i Amoco. Produksjonen ville bli fjernstyrt fra Valhall, 13 kilometer unna, og der ville også behandlingen av oljen skje. Mannskapet på Valhall skulle ta seg av driften uten at det trengtes ekstrabemanning. Det samme gjaldt for driften av basen i Tananger.[REMOVE]Fotnote: NTB, 17.06.1988, «OED går inn for rekordbillig Hod-utbygging nær Ekofisk». Oppstarten var planlagt til 1990 og feltets levetid var kalkulert til 15 år.

Fra funn til utbygging av Hod,

Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet var begge fornøyd med utbyggingskonseptet for Hod som var både enkelt og billig, og innebar liten sikkerhetsrisiko.[REMOVE]Fotnote: NTB, 17.06.1988, «OED går inn for rekordbillig Hod-utbygging nær Ekofisk». Fagforeningene offshore var også positive til utbyggingen. Hod ville tross alt gi noe sysselsetting. Plattformen skulle ha ukentlig tilsyn og vedlikehold. Dersom det skulle bli tåke og dårlig vær, var det planlagt overnattingsplass til ti personer på Hod. Dessuten ville Hod gi sysselsetting til besetningen på boreplattformer som skulle bore brønnene. Det ville for eksempel ta bortimot ett år å bore brønnene på Hodfeltet.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten, 20.07.1988, «I drift på Hodfeltet om to år: Fjernstyrt plattform». Både myndigheter og fagforeninger aksepterte den nye teknologiske løsningen for å få Hod-feltet i drift og gjøre det lønnsomt. (Les mer i artikkelen «Utbyggingen av Hod».)