Lille-Frigg

Under boringen i forbindelse med å definere størrelsen på Friggfeltet og fordelingen på norsk og britisk side, oppdaget Petronord Lille-Frigg i 1975 i blokk 25/2.
Lille frigg
Funnet ble gjort på 155 meters vanndyp. Petronord hadde fått utvinningstillatelsen i andre konsesjonsrunde i 1969, i samme runde som Frigg ble tildelt. Kjerneprøver fra boreriggen "Neptune 7" antydet at det var gass på 3640 meters dyp og at det lå et oljelag under dette. I en senere brønn som ble boret i 1988 ble det konstatert at feltet inneholdt gass og kondensat under høyt trykk og høy temperatur, HP/HT. Det ble anslått at reservene var åtte millioner fat kondensat og to milliarder kubikkmeter gass.

Lille-Frigg var ikke en del av samme geologiske strukturen som Friggreservoaret. Lille-Frigg lå i Brentgruppen i Jura-alder, dobbelt så dypt som Frigg. Trykket lå på 670 bar og temperaturen på 125 grader Celsius. Lille-Frigg var det første HP/HT feltet som ble utbygget av Elf Norge. Under prosjektplanleggingen var ikke undervanns brønnhodeutstyr som tålte den type temperatur og trykk lett tilgjengelig. Utvikling av en ny teknisk løsning var derfor nødvendig. Det var også nødvendig å høste mer erfaring med ubemannede satellittfelt før Lille-Frigg kunne bygges ut. Utbyggingen av feltet skjedde derfor mange år etter at funnet var gjort. Planen for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i september 1991.

Petronord hadde fått utvinningstillatelsen i andre konsesjonsrunde i 1969, i samme runde som Frigg ble tildelt. Kjerneprøver fra boreriggen "Neptune 7" antydet at det var gass på 3640 meters dyp og at det lå et oljelag under dette.  I en senere brønn som ble boret i 1988 ble det konstatert at feltet inneholdt gass og kondensat under høyt trykk og høy temperatur HP/HT. Det ble anslått at reservene var åtte millioner fat kondensat og to milliarder kubikkmeter gass.

Produksjonen starter
Tre produksjonsbrønnene ble boret på Lille-Frigg av boreriggen Mærsk Jutlander fra februar 1992 til november 1993. Den første produksjonsbrønnen, 25/2-C-1 H, fant reservoaret 71 meter dypere enn antatt.

PH-stabilisering
Elf gjorde en annen nyvinning under planleggingen av Lille-Frigg. Ved produksjon av olje og gass vil det alltid følge med noe vann og karbondioksid, CO2. I olje- og gassrørledninger av karbonstål som transporterer olje eller gass med høyt CO2 innhold kan det forekomme innvendige korrosjonsangrep med hastighet opp mot 10 mm pr. år. Det finnes eksempler på at dette har ført til lekkasjer i rørledninger. Før utbyggingen av Lille-Frigg valgte Elf å prøve ut en ny metode for å begrense korrosjon i gassrørledninger. Ved å tilsette en nøytraliserende base ble brønnstrømmen mindre sur (pH stabilisering) og korrosjonen redusert ved at det ble dannet et beskyttende belegg av korrosjonsprodukter. Metoden ble første gang tatt i bruk på Lille-Frigg i 1994.
Grunnen til dette var en forkastningssone. Et nytt løp ble derfor boret lenger vest der en traff reservoaret på 3614 meter under boredekket.  De neste to brønnene fant reservoaret på 3604 meter. Lille-Frigg ble bygget ut som et undervanns satellittfelt med tre brønnrammer, en med hver sin brønn.  Den ene brønnrammen inneholdt også samleledningene for de tre brønnene.

Produksjonen fra Lille-Frigg ble satt i gang 13. mai 1994. Den ble styrt og overvåket fra kontrollrommet på QP, men kunne også opereres fra et kontrollrom på TCP2. Prosessutstyret på TCP2 ble oppgradert for å kunne ta imot produksjonen fra Lille-Frigg. Gassen ble tørket før den ble eksportert til Skottland, mens kondensatet ble renset før det gikk til Stureterminalen via Frostpipe og Oseberg Transportsystem. Årsaken til at kondensatet gikk til Norge og ikke sammen med gassen til Skottland, var at en under planleggingen av utbyggingen av Frøy, kom frem til at dersom det ble bygget et eget rørsystem for Frøy, kunne kondensatet fra Lille-Frigg føres sammen med olje og kondensat fra Frøy. Dette ville øke lønnsomheten i et nytt transportsystem.

Lille-Frigg var koblet sammen med TCP2 via en 10" rørledning.  Kjemikalier ble injisert i rørledningen mellom Lille-Frigg og TCP2. Di-Etylen Glykol (DEG) ble brukt for å hindre hydratdannelse og Metyl Di-Etanol Amin (MDEA) for å hindre korrosjon (pH stabilisering1). Disse væskene kom gjennom rørledninger fra TCP2.  I tillegg var det et rør for hydraulisk væske for åpning og lukking av ventiler, en kabel for elektrisk kraft og en for styringssignaler.

Feltet stenges ned
Produksjonen på Lille-Frigg ble avsluttet 25. mars 19992. Da hadde feltet produsert 2,2 milliarder Sm3 gass og 1,3 millioner Sm3 kondensat3. Forberedelser til fjerning av brønnrammene ble utført av Coflexip Stena Offshore (CSO), og fjerningen utført av SSCV Thialf i juli 2001. Etter planen skulle produksjon fra feltet foregå i 11 år, men det viste seg at produksjonstiden bare ble fem år. Selve brønnrammen ble levert til smelting og resirkulering, mens styringssystemet og andre brønnhodekomponenter ble solgt.

Frostpipe
Frostpipe var en 82 km lang rørledning for frakt av olje og kondensat mellom Friggfeltet og Oseberg. Olje og kondensat, i hovedsak fra Frøy, men også fra Lille-Frigg og Øst Frigg, ble først transportert fra Frigg TCP2 til Oseberg A gjennom Frostpipe. Transporten videre inn til Stureterminalen i Øygarden kommune ved Bergen skjedde gjennom Oseberg Transport System (OTS). Transportsystemet ble satt i drift i april 1994. Etter at Frøy ble stengt ned i mars 2001, ble Frostpipe fylt med sjøvann og preservert for mulig gjenbruk.



FAKTA
 Type  Tre undervannsinstallasjoner
 med en brønn hver
 Funksjon  Gassproduksjon
 Vanndyp  155 meter
 Geografisk posisjon  22 km nordøst for Frigg
 Brønnkontroll  Fra QP
 Prosess  Fra TCP2
 Feltet oppdaget  1975
 Boring av brønner  1992 og 1993
 Produksjonsstart  1994
 Nedstengt  1999
 Samlet produksjonsmengde  2,2 mrd Sm3 gass




















1Operasjon og drift, Institutt for energiteknikk - ISBN 82-7719-051-4
2Vedtak om disponering skal fattes i overensstemmelse med petroleumsloven og OSPAR-konvensjonen av 1995. I henhold til OSPAR-beslutningen av 1998 om disponering av utrangerte offshoreinstallasjoner (jf. St.prp. nr. 8(1998-99)) skal alle undervannsinstallasjoner fjernes og disponeres på land. Den foreslåtte disponeringsløsning er i tråd med dette.
3
Fakta 2006; Oljedirektoratet
Trude Meland
Lukk