Utbyggingsfaser på Frigg

Friggfeltet ble oppdaget i 1971 og var i sin tid verdens største offshore gassfelt. Gassen besto hovedsakelig av metan (95 prosent) med noen andre bestanddeler av hydrokarboner og litt flytende kondensat. Feltutbyggingen av Frigg var delt inn i tre faser:
Fase I - 1977
Fase 1Fase I var utbyggingen av feltet på britisk side av grensen, det vil si bore- og brønnhodeplattformen CDP1 (Concrete Drilling Platform 1) med 24 brønner, prosessplattformen TP1 (Treatment Platform 1) og flammetårnet FP (Flame Platform), boligplattformen QP (Quarters Platform), en 32" rørledning fra TP1 til Skottland (360 km lang), rørledningsplattformen MCP-01 (Manifold Compression Platform 01) som lå midtveis mellom Frigg og Skottland samt ilandføringsterminalen i St Fergus.

Fase I. CDP1 og TP1

Fase II - 1978
I den neste fasen ble den norske delen av Frigg utbygd. Den omfattet bore- og brønnhodeplattformen DP2 (Drilling Platform 2), prosessplattformen TCP2 (Treatment and Compression Platform 2), en ny 32" rørledning fra TCP2 til Skottland og ekstra prosessutstyr i St Fergus.

TCP2
TCP2 blir slept ut på feltet.

Fase III - 1981

I kontrakten med BGC, var det avtalt at Frigg skulle levere gassen med et trykk på 44 bar. Man antok at trykket i reservoaret ville synke over tid, og derfor ble det i 1981 installert ekstra kompressorer på plattformen TCP2 som kunne holde trykket fra Frigg konstant på 150 bar.

Senere ble TCP2 også oppgradert til å kunne ta imot gass fra Nordøst Frigg, Øst Frigg, Lille-Frigg, Frøy og Odin. I løpet av årene ble deler av prosessanlegget og noen brønner modifisert og endret.

Harald Tønnesen
Lukk