Evaluation of diver less and diver based tie-in solutions on Bream and Johan Sverdrup

Abstract

Abstract

Bream and Johan Sverdrup are two oil and gas fields in the North Sea. Johan Sverdrup has divers as the base case for tie-in operations in Phase 1, while Bream has a diver less tie-in system as the base case. The purpose of this study is to determine the factors that are deciding when the operators need to decide what system they want to use. Aker Solutions will benefit with new knowledge about the diver based technology.

Through data collection from multiple contractors and oil companies, I have been able to estimate costs and perform multiple analysis on these two fields, which I look at as case studies. With estimated data I performed a MCDA analysis and a cost analysis to determine the deciding factors.

All of the analysis showed the hardware cost and installation cost as the two most important factors for both Statoil (Johan Sverdrup operator) and Premier Oil (Bream operator). Statoil had a total cost saving of 34 MNOK by choosing a diver based tie-in solution for Johan Sverdrup. Premier Oil had surprisingly also a total cost saving of 5,6 MNOK by choosing a diver based tie-in solution for Bream.

Results from the MCDA analysis showed that the most important qualitative parameter is the availability of vessels and standardized equipment for both operators.

Aker Solutions should use the information collected in this thesis to consider entering the diver based market, as the hardware costs are low, and future field operators may onsider a diver based tie-in solution.

Bream og Johan Sverdrup er to olje- og gassfelt i Nordsjøen. Johan Sverdrup har dykkerbaserte tie-in systemer som base case i Phase 1, mens Bream har dykkerløst tie-in system som base case. Formålet med denne studien er å fastslå hvilke parametere er avgjørende for om en operatør går for et dykkerbasert eller et dykkerløst tie-in system. Ved å gjøre dette vil Aker Solutions få innsikt i hvordan det dykkerbaserte markedet er og hva kostnadene ligger på. Gjennom innsamling av data fra ulike kontraktører og oljeselskaper så har jeg utført flere analyser på disse to feltene, som har fungert som to case studier. Ved å bruke estimerte data er en MCDA analyse og en kostnadsanalyse blitt utført for å finne de avgjørende parameterne. Gjennom analysene kom det frem at det er koblings- og installasjonskostnaden som er de viktigste faktorene både for Statoil (operatør for Johan Sverdrup) og Premier Oil (operatør for Bream). Statoil oppnådde en kostnadsbesparelse på 34 MNOK ved å velge dykkerbasert tie-in system. Analysen viste at Premier Oil også oppnådde en noe overraskende kostnadsbesparelse på 5,6 MNOK på å velge dykkerbasert tie-in system på Bream. Resultatene fra MCDA analysen viste at de viktigste kvalitative parameterne for begge operatørene er tilgjengeligheten av fartøy og standardisert utstyr. Aker Solutions burde bruke informasjonen som er samlet inn gjennom denne studien og vurdere å entre det dykkerbaserte markedet. Kostnadene er lave og fremtidige felt kan ha en dykkerbasert tie-in løsning.