De komende decennia zullen veel offshore-platforms in de Noordzee uitgeproduceerd raken. Dat begint nu al. Field operations coördinator Cees Visser van olie- en gasbedrijf Total E&P moest het afgelopen jaar ervoor zorgen dat het platform L7 werd verlaten. Maar voor helemaal afbreken, is het nog te vroeg.

Plantmanager op zee. Zo mag je de functie van Cees Visser tot afgelopen december wel noemen. Installation supervisor L7CC and satellites, om precies te zijn. Samen met twee functiegelijken, en op het laatst met nog een collega, had hij in toerbeurt de leiding over het gasproductieplatform L7 in de Noordzee en de daaraan verbonden satellieten. Op 22 december 2017 deed hij – haast letterlijk – het licht uit. L7 is uitgeproduceerd en is inmiddels verlaten. Maar nog niet afgebroken. Pre-decomissioned zoals het in vaktermen heet. Want het is nog niet duidelijk wat er met het platform gaat gebeuren.

Het platform is voorlopig in de mottenballen gezet, omdat Total nieuwe functies wil onderzoeken. Afbreken kost immers veel geld, kan altijd nog en hoeft niet als er een nieuwe functie wordt gevonden. Daarom lijkt het Total verstandig eerst naar een mogelijk tweede leven te kijken. Verschillende opties worden overwogen. Visser: ‘L7 kan bijvoorbeeld een functie krijgen bij CCS, in dit geval de onderzeese opslag van CO2. Ook is het niet ondenkbaar dat het een rol gaat spelen bij de opkomst van windparken op zee. Je kunt denken aan die grote transformatoren die nodig gaan zijn.’

Zeewater

Een andere mogelijkheid is dat er een chemische fabriek op het platform komt om duurzaam opgewekte stroom om te zetten in bijvoorbeeld waterstof, door elektrolyse van water. Een optie waar de laatste tijd door verschillende partijen veel onderzoek naar wordt gedaan. Dat is met name ook interessant omdat in de Noordzee al een uitgebreid gastransportnet ligt. De aanleg van dure elektriciteitskabels over lange afstanden, om groene stroom aan land te krijgen, wordt dan minder nodig. De energie kan in de vorm van bijvoorbeeld waterstofgas worden getransporteerd.

‘In de meeste leidingen hebben we zeewater laten lopen.’ Vervolgens gaat Visser bij een kaart van de gasinfrastructuur in de Noordzee staan. Wijzend op een van de vele lijntjes: ‘Een belangrijke gasverbinding van L7 naar L10 hebben we echter volledig geconserveerd. Mocht het nodig zijn, dan kunnen we die per direct weer in gebruik nemen. Kijk, als je de gasinfrastructuur volgt, dan zie je dat L10 is verbonden met Uithuizen in Noord-Oost-Groningen.’

tekst gaat verder onder de afbeelding

(c) Total

Juist de industrie in de Eemsdelta en de noordelijke provincies hebben grootse plannen met groen waterstof. Visser: ‘Het zou allemaal kunnen meespelen, maar om eerlijk te zijn, sta ik wel te ver af van het beslissingsproces om te voorspellen waar het uiteindelijk heen gaat.’

Een persoonlijke mening heeft hij er wel over. Zo vindt hij het bijvoorbeeld verstandig dat wanneer platforms moeten worden afgebroken, de gasleidingen mogen blijven liggen. ‘Die liggen allemaal in de bodem van de Noordzee. Ze daaruit halen, heeft mijns inziens een negatiever effect op de flora en fauna, dan er na een grondige schoonmaak zeewater in te laten lopen en ze te laten liggen.’

Volledig verlaten

De beslissing om L7 uit productie te halen, is twee tot drie jaar geleden genomen. Het platform is gebouwd in 1976. De eerste jaren was de gasdruk van de velden zelf groot genoeg om het gas zonder ondersteuning te winnen. Gaandeweg nam de druk af, waardoor er in 1985 extra compressoren werden geplaatst om het gastransport onder voldoende druk te houden. Visser: ‘Voor de compressie is heel veel energie nodig, de laatste jaren ongeveer zeven tot acht procent van de totale gasproductie. Modernere platforms doen dat veel efficiënter. Uiteindelijk viel daarom de beslissing dat het niet langer rendabel was om L7 open te houden. Nog even was het plan om het als hotel open te houden voor andere offshore-activiteiten, maar dat haalde het uiteindelijk niet. Het platform moest volledig worden verlaten.’

Spookdorp op zee

Er komt nogal wat bij kijken als een gasproductie-eiland wordt gesloten. En helemaal als wordt besloten om er geen tijdelijk werkeiland naast te leggen. ‘Normaal gesproken wordt een werkeiland naast het platform gelegd, van waaruit het hele proces wordt geleid. Zo’n eiland kost echter vele duizenden euro per dag. Bij deze operatie hebben we alles vanuit het platform zelf geregeld. We bleven tijdens de verhuizing van de materialen in het living quarter. We mochten er daarom ook wat langer over doen dan normaal. Ook omdat we op deze manier veel geld hebben bespaard.’

De hele operatie is redelijk volgens plan verlopen, ondanks wat tegenslagen. ‘Het was de bedoeling dat we de operatie met drie installation supervisors zouden leiden, zoals we gewend zijn. Onze normale dienstschema’s zijn: twee weken offshore, een week kantoor, drie weken vrij. Door omstandigheden viel een van ons drieën weg, waardoor we het schema met z’n tweeën moesten invullen. Dat was best zwaar.’

Ook was de levering van nieuwe energiesystemen rijkelijk laat. ‘L7 maakt nog steeds onderdeel uit van een ringnet voor datacommunicatie. Nodig voor het op afstand bedienen van platforms en satellieten. Daarom blijft er een energiesysteem nodig. We durfden een systeem volledig gebaseerd op zonne-energie nog niet aan, dus is gekozen voor een hybride systeem met dieselmotoren en batterijen.’

Al met al liep de operatie slechts 22 dagen uit. Zelf is Visser sinds 22 december nog maar één keer op het platform geweest. Dat moest met hoisting, met een lier vanuit een helikopter, omdat het helikopterdeck ook uit gebruik is genomen. ‘Het is er nu echt heel verlaten. Lege ruimtes met hier en daar luchtontvochtigers om schimmelvorming te voorkomen.’ Een spookdorp op zee, waar nog geen jaar geleden op drukke dagen bijna zestig mensen rondliepen om de L7 en de verschillende satellieten te opereren en te onderhouden.

tekst gaat verder onder de afbeelding

 

Visser: ‘Een belangrijke gasverbinding van L7 naar L10 hebben we geconserveerd. Mocht het nodig zijn, dan kunnen we die weer in gebruik nemen.’

Aandenken

Momenteel is Visser werkzaam bij het nieuwe logistiek centrum van Total in Den Helder. Daar mag hij een nieuwe manier van bevoorrading van onbemande satellieten opzetten. Voorheen werden de monteurs per helikopter aangevoerd. Daar komen nu speciaal uitgeruste schepen voor in de plaats, met zelf stabiliserende loopbruggen. Vooral de techniek van de loopbruggen is daarbij een belangrijke innovatie, want het kan erg onstuimig zijn op volle zee. Visser: ‘Belangrijk is natuurlijk dat deze manier van bevoorrading veel goedkoper is dan met helikopters.’ De nadruk op kostenbesparing bij de offshore in de Noordzee is groot onder de huidige economische omstandigheden.

In het logistiek centrum ligt nu ook een groot deel van de inboedel van L7 opgeslagen. Wachtend op een nieuwe functie, of om per opbod te worden verkocht. Zo liggen er verschillende reddingsboten buiten op het terrein. En als we in de grote hal lopen, wijst Visser op een mooi opgeknapt onderdeel van een generator. ‘Die gaat naar het hoofdkantoor in Den Haag. Krijgt een mooi plekje als aandenken aan de L7, dat toch veertig jaar trouwe dienst heeft bewezen.’

Uitdaging

Zelf moet Visser nog wel wennen aan zijn nieuwe functie aan wal, na jarenlang offshore te hebben gewerkt. ‘Natuurlijk is het mooi dat ik nu op de fiets naar m’n werk kan. En mijn kinderen vinden het geweldig dat ik veel regelmatiger thuis ben. Mijn echtgenote ook, hoewel ik nu, hoe gek het ook klinkt, minder tijd heb om te helpen in het huishouden. Voorheen was ik drie van de zes weken thuis en kon ik op dat vlak veel meer doen. En natuurlijk mis ik ook wel het werken op zee. Of ik nog eens terugkeer, sluit ik zeker niet uit, maar voorlopig heb ik een mooie uitdaging hier.’

De plantmanager

In deze rubriek ‘De plantmanager’ laten wij elke keer een andere plantmanager aan het woord over zijn werk, visie en bedrijf. Door over het hek van anderen te kijken, zijn situaties te herkennen en geven de verschillen juist inspiratie voor verbeteringen. Hoe lukt het plantmanagers om succesvol te zijn en kunnen ze anderen daarin inspireren?

NAM presenteerde haar L13-FI-productieplatform in een tijd met de laagste aardgasbaten in veertig jaar. Versobering van het productieportfolio van de upstream-markt staat dan ook centraal in de strategie. Door technische innovatie en versobering van de productieplatforms, weet de olie- en gasproducent nog steeds ook kleine gasvelden economisch te ontsluiten.

Het was lang geleden dat de Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM) haar eerste monotower presenteerde. Eigenlijk leverde contractor Genius Vos in 2006 twee platformen: een voor in het Engelse deel van de Noordzee en een voor het Nederlandse K17-veld. De aanleiding om de vereenvoudigde gasproductieplatforms te bouwen, was het feit dat de Noordzee veel kleine velden kent die nauwelijks rendabel zijn te exploiteren. De monotowers konden echter onbemand worden geopereerd en daardoor veel soberder worden ingericht. Zo sober zelfs, dat de platforms in hun eigen energie konden voorzien via zonnepanelen en windturbines. In de tussentijd zijn nog vier andere platforms gerealiseerd: Caraval, Shamrock, L9-FA en L9-FB.

Nu, elf jaar na de eerste monotowers, is daar een zevende familielid bijgekomen: de L13-FI. HSM Offshore is nu de hoofdcontractor en op het terrein in Schiedam staan de drie delen van het kleine, maar toch nog imposante productieplatform klaar om te worden geïnstalleerd.

Energietransitie

In die elf jaar is de gaswereld behoorlijk veranderd. De ontdekking van schaliegas in de Verenigde Staten zette de prijzen in de gasmarkt onder druk en ook de kolenprijzen zijn behoorlijk gedaald. Die goedkope kolen vonden hun weg naar Europa, waar de centrales al dan niet met bijstook van gesubsidieerde biomassa een groot deel van de basislast leveren.

Aan de andere kant van het spectrum leveren windturbines een grotere bijdrage aan de elektriciteitsbehoefte. Intussen is ook de publieke opinie in Nederland minder enthousiast over aardgas, dankzij aardbevingen in Groningen. Volgens de laatste cijfers van het CBS is de gasprijs in 2016 gehalveerd ten opzichte van recordjaar 2013 en de Nederlandse staat kon vorig jaar slechts 2,4 miljard euro aan aardgasbaten opstrijken, wat het laagste bedrag was in veertig jaar. In 2013 was dit bedrag nog 15,4 miljard euro.

De tendens op de Noordzee is dan ook eerder een versobering van de productiecapaciteit dan uitbreiding. Ook bestaande platforms worden zo heringericht dat ze onbemand kunnen draaien om de kosten te kunnen drukken. Het is dan ook best opvallend dat NAM in deze omstandigheden een nieuw platform gaat neerzetten. ‘Niet helemaal opvallend’, zegt NAM-directeur Gerald Schotman. ‘Want aardgas speelt nog steeds een belangrijke rol in de energietransitie. Al was het maar dat aardgas altijd nog 45 procent van de totale energievoorziening voor zijn rekening neemt. Ook wij zien dat de toekomst voor fossiele brandstoffen eindig is, maar in de tussentijd kan gas helpen bij het verduurzamen van het energieportfolio onder andere doordat het een stuk schoner is dan kolen. De offshore-infrastructuur voor de productie en aanlanding van aardgas, kunnen we wellicht ook inzetten om offshore-windenergie zo efficiënt mogelijk te ontsluiten. Andersom zouden de platforms die nog wel energie nodig hebben, gebruik kunnen maken van windstroom. Ik denk dan ook niet dat de offshore wind- en gasmarkt tegenover elkaar staan, maar gezamenlijk moeten optrekken om de energietransitie zo betaalbaar mogelijk te laten plaatsvinden.’
Een bij het L13-FI gebruikte techniek kan wellicht al interessant zijn voor de offshore-windmarkt. De monotower wordt namelijk niet met grof geweld de grond in geheid, maar getrild. Deze techniek is niet alleen sneller en efficiënter, maar produceert ook nog eens veel minder geluid. Bij heiwerkzaamheden moesten soms zelfs bellengordijnen om de bouwplaats worden opgetrokken om de geluidoverlast te beperken. Met het zogenaamde ‘vibro hammering’ zou dat niet meer nodig zijn. Shell Rijswijk houdt de techniek dan ook zeer nauw in de gaten, het bedrijf gaat straks namelijk tachtig van dit soort vergelijkbare palen neerzetten voor het offshore-windpark Borssele 2.

Versobering

De energiewaarde die het nieuwe gasveld vertegenwoordigt, is te vergelijken met de energieproductie van 175 windturbines van acht megawatt, zo rekende NAM voor. De drie putten die de NAM straks boort in het L13-veld, produceren dagelijks zo’n 1,5 miljoen kuub gas, waarmee 275 duizend huishoudens van aardgas kunnen worden voorzien. Die drie putten zouden nog kunnen worden uitgebreid met een zelfde aantal, maar of dat daadwerkelijk gebeurt, is afhankelijk van de ontwikkelingen in de gasmarkt. ‘Onze missie is om die productie in ieder geval zo duurzaam mogelijk te houden’, vervolgt Schotman. ‘De offshore-gasmarkt staat tot nog toe niet bekend om zijn energiezuinige productie en men schat het dagelijkse energieverbruik offshore dan ook op zo’n vijf procent van de energie die het bruto produceert. De versobering van de platforms zorgt niet alleen voor een kostenbesparing, maar maakt ook het gebruik van gasgeneratoren overbodig. Uiteraard moet de instrumentatie wel worden bediend, maar in steady-state gebruikt de L13-FI slechts zo’n 700 watt aan energie, wat vergelijkbaar is met het energieverbruik van een stofzuiger. L13-FI gebruikt dus in de verste verte geen vijf procent van de energie die het produceert, maar slechts een fractie.’

Die versobering vraagt wel om enige uitleg. Om dit visueel te maken, moet eerst in de geschiedenis worden gedoken. Een platform in de jaren tachtig van de vorige eeuw was vaak een omvangrijk platform met gasbehandelingsinstallaties, kranen, een helikopterdek en living quarters waar het personeel verbleef. Het geproduceerde gas werd eerst gedroogd en behandeld voordat het de pijpleiding inging richting Den Helder. Alleen al de aanwezigheid van personeel zorgde voor een scala aan voorzieningen die moesten worden getroffen om de bemanning veilig en gezond te houden. Naast slaap- en eetvertrekken, waren er ook noodvoorzieningen voor calamiteiten. Bovendien werd het personeel standaard af- en aangevlogen met helikopters, waarvoor een speciale veiligheidstraining vereist was. Deze maatregelen waren niet alleen duur, maar kostten ook behoorlijk wat energie.
Nieuwe inzichten, maar ook technische innovatie maken het mogelijk om dezelfde werkzaamheden in een veel soberdere configuratie te doen. Dankzij de snelle ontwikkelingen op het gebied van informatie en communicatietechnologie kan de procescontrole onshore worden uitgevoerd vanuit de centrale regelkamer. Ook de gasbehandeling is op veel platforms niet meer nodig. In plaats daarvan is het K14 offshore-complex van de NAM omgebouwd tot centraal platform voor gasbehandeling. Het gas van de omringende productieplatforms wordt hier verwerkt voordat het naar de onshore-behandelingsinstallatie wordt gestuurd in Den Helder.

Kostenbesparing

Dankzij deze centralisatie van de gasbehandeling, kon de NAM de gasbehandelingsinstallaties op een aantal platforms verwijderen. Dit verwijderen was overigens geen eenvoudige klus in een explosiegevoelige omgeving als een productieplatform. Men vond de oplossing in het zogenaamde watersnijden, waarbij water onder hoge druk wordt gebruikt om de gasbehandelingsinstallatie te ontmantelen. Het eerste platform dat de NAM aanpakte was L13-FC, ditzelfde principe wordt nu toegepast op andere voormalig bemande platforms.

Zo worden er in het Nederlandse gedeelte van de Noordzee steeds meer platforms onbemand, op dit moment zijn dat er veertien. In het Engelse deel, waar NAM samen met Shell UK werkt, zijn er zelfs negentien onbemande platforms. De NAM rekende uit dat deze centralisatie van de gasbehandeling in combinatie met decomplexing van de platforms een kostenbesparing van zestig procent oplevert. Niet alleen de NAM profiteert van deze centralisatie. De samenwerking met EBN, Tullow, Wintershall en Oranje-Nassau in de joint development area, zorgt ervoor dat de aardgasvoorraden in de Noordzee ook voor andere partijen tegen acceptabele kosten kunnen worden geëxploiteerd.

NAM platform

Foto’s: NAM

Zwitsers zakmes

Een groot deel van de platforms is dan wel onbemand, maar ze hebben toch zo’n twee à drie keer per jaar een bezoek nodig. De afgelopen jaren is veel geïnvesteerd in innovatieve manieren om een platform te betreden. Het feit dat de platforms in open zee staan, maakt de betreding ervan niet eenvoudig. Vandaar ook de keuze voorheen om alles via helikopters te doen. Hoewel NAM ook met speciaal ontworpen kleine schepen personeel naar de Ameland-platforms brengt, zocht men naar nog efficiëntere mogelijkheden om personeel en materiaal veilig op de platforms te krijgen. Het Ampelmann-platform, dat de golfbewegingen absorbeert zodat een loopbrug stabiel blijft, leverde hier een aardige bijdrage aan. In 2015 werd het onderhoudsschip de Kroonborg in dienst genomen, dat de NAM zelf als Zwitsers zakmes profileert. Het tachtig meter lange schip heeft een werkplaats, een magazijn en een hotel aan boord voor zestig personen. De veertig technici kunnen via de Ampelmann-technologie, dat golven tot 3,5 meter compenseert, aan boord gaan van platforms om onderhoud eraan uit te voeren. Ook deze oplossing zorgde voor een significante verlaging van de operationele kosten.

Planning

Terug naar de jongste aanwinst. Ook dit platform is zeer sober uitgerust. Opvallend is dat de topside van het platform redelijk open is gebouwd, wat volgens projectmanager Julius Ansenk met name te maken heeft met de gasveiligheid. In een open constructie kan zich namelijk geen gas ophopen. De meest gevoelige apparatuur, met name de meet- en regelapparatuur zit wel afgesloten in een container. Omdat er geen personeel op het platform hoeft te werken, is er ook nauwelijks verlichting nodig. En de verlichting die vanuit veiligheidsoogpunt nog aanwezig moet zijn, is uiteraard voorzien van ledlampen. De grootste energieverbruikers zijn dan ook de regelkleppen, die hydraulisch worden aangestuurd. De zonnepanelen en twee windturbines op het dak van de topside kunnen die energie gemakkelijk leveren en bovendien wordt ook nog energie in een batterij opgeslagen. Ansenk vertelt dat de kleppen nu al worden getest en vanuit Den Helder worden open en dichtgezet, terwijl het platform nog op het terrein staat van HSM in Schiedam.

De ontwerpers van IV Oil & Gas lukte het om het ontwerp van de topside te beperken tot een compact platform met vier lagen waarin alle leidingen, kleppen en meet- en regelapparatuur zijn verwerkt. De topside rust op een kolom met de toegangsmiddelen voor het onderhoudsschip. Het platform is zo ontworpen dat de Kroonborg maar twee keer per jaar hoeft aan te meren.

De kolom rust op zijn beurt weer op een funderingspaal die voor het grootste deel de grond ingaat. Binnenkort, als de omstandigheden gunstig zijn, zal Scaldis beginnen met het transport van de drie delen van het platform naar het zestig kilometer uit de kust gelegen gasveld. Als alle drie de delen van het platform zijn geïnstalleerd, worden de putten door de monopile heen geboord.

Onderdeel van het project is ook de aanleg van een 6,5 kilometer lange pijpverbinding met het bestaande gasproductieplatform K5-FA. Overigens komt bovenop de pijpleiding ook nog een klein retourleidinkje dat glycol aanlevert om de gasverbinding vrij te houden van methaanhydraten die de leiding kunnen verstoppen. Als ook deze leiding klaar is, verwacht de NAM in oktober 2018 het eerste gas te kunnen produceren.