petroleum, samlebetegnelse som vanligvis omfatter råolje og naturgass, men som mer generelt definert omfatter hydrokarboner som forekommer naturlig i visse geologiske formasjoner i fast, flytende eller gassformig tilstand. Tidligere ble betegnelsen petroleum bare anvendt for hydrokarboner i flytende tilstand. Petroleum er verdens viktigste kilde for primærenergi, og petroleumsindustrien er verdens ledende industri, den er størst i omsetning og den angår alle land.
Typer
Petroleum finnes i naturen som bitumen, råolje og naturgass. Sammensetningen av de forskjellige typene kan variere betydelig fra lokalitet til lokalitet.
Bitumen
Bitumen er dannet av råolje som har migrert mot jordoverflaten og underveis har tapt de lettere hydrokarbonene ved utvasking og fordampning. I gjennomsnitt består bitumen av 80–85 % (vekt) karbon og 8–12 % hydrogen. Bitumen er fast til seigtflytende og finnes bl.a. i asfaltsjøer og i økonomisk utvinnbare mengder i tjæresand. Se også bitumen.
Råolje
Råolje er en meget kompleks blanding av et stort antall kjemiske forbindelser. Råolje kan være tyntflytende (lett) til seig (tung), alt etter sammensetningen. Hydrokarboner utgjør hovedbestanddelen av råolje, de viktigste er alkaner, naftener og aromatiske forbindelser. Av de mange hovedtypene innen hver gruppe finnes et stort antall isomere forbindelser. I gjennomsnitt består råoljene av 82–87 % karbon og 12–15 % hydrogen.
Utenom de rene hydrokarboner inneholder råolje også forbindelser hvor bl.a. svovel (0,02–6 %) (merkaptaner, sulfider m.m.), oksygen (< 2 %) (syrer av alkaner og sykloalkaner i de tyngre råoljene), nitrogen (< 0,1 %) (pyridiner, pyrroler m.m.), vanadium og nikkel inngår.
Se også råolje.
Naturgass
Naturgass består av blandinger av lavmolekylære hydrokarboner, hvor metan, som er den letteste av hydrokarbongassene, vanligvis utgjør ca. 85 %. Etan utgjør 5–10 %. Ellers forekommer propan, normal- og isobutan, pentaner og tyngre komponenter i avtagende mengder. I naturlige gassreservoarer forekommer de tyngre komponentene (etan og tyngre) for det meste som gass pga. det høye trykket, men kondenserer når de kommer til overflaten (ved atmosfærisk trykk). Naturgass kan i tillegg inneholde vekslende mengder av andre gasser, som nitrogen, karbondioksid og hydrogensulfid.
En rekke forskjellige betegnelser brukes på forskjellige typer eller fraksjoner av naturgass som: tørrgass, hovedsakelig metan med litt etan; våtgass, naturgass med høyt innhold av kondenserbare hydrokarboner, i hovedsak propan og butaner, men også etan, pentaner og tyngre komponenter; NGL (Natural Gas Liquids), kondenserbare hydrokarboner (etan til butaner, dessuten pentaner og tyngre komponenter), som er utvunnet fra våtgass eller rikgass. Den tyngste andelen her blir også kalt C5+, nafta, naturbensin eller kondensat.
Se også naturgass.
Anvendelse
Petroleumsprodukter er helt nødvendige i verdens industriproduksjon. Det meste av industriens energibehov dekkes av olje og gass, og petroleumsprodukter er helt sentrale hjelpestoffer (f.eks. smøremidler). Stoffer som stammer fra petroleum inngår som mellom- og sluttprodukter i en lang rekke industrier, og det er i dag vanskelig å finne produkter hvor petroleum ikke inngår i en eller annen form. Oljeraffinering regnes vanligvis som en del av selve petroleumsindustrien. Den egentlige videreforedling starter først og fremst i petrokjemisk industri. Særlig er plastproduksjonen viktig, rundt 5 % av all olje omdannes til ulike plaster. Plastråvarene omdannes i plastbearbeidende industri enten til ferdige produkter eller f.eks. folie, plater, fiber, stenger og rør som danner utgangspunkt for annen produksjon. Mange produkter forbinder man ikke umiddelbart med petroleum, det gjelder f.eks. handelsgjødsel, maling, kosmetikk og frostvæske. Videreforedling av gass er mindre utbredt, men metanol lages av metan (se petrokjemi).
En rekke petroleumsprodukter blir også benyttet som råvarer innen kjemisk og farmasøytisk industri sammen med andre basisråstoffer som luft, vann, klor, lut og syrer. Både petrokjemisk og annen kjemisk industri preges av store og kapitalkrevende anlegg. Både utvikling av prosessene og prosessanleggene samt drift av disse krever høyteknologisk ekspertise.
Forekomst, reserver
Petroleum opptrer i sedimentære bergarter over hele Jorden, særlig der disse danner tykke (gjerne flere tusen meter) avsetninger i sedimentære bassenger med alder fra tertiær til devon. Petroleum kan imidlertid også finnes i eldre avleiringer. Betingelsen er at bergartene er forholdsvis lite deformert og ikke har vært utsatt for for høye temperaturer i løpet av den geologiske historie.
Siden råolje og naturgass er ikke-fornybare ressurser, er det stadig kommet advarsler om at reservene er i ferd med å skrumpe inn. I et hundreårsperspektiv er det få holdepunkter for en slik oppfatning. Størrelsen av kjente oljereserver holdt seg ganske konstant, omkring 90 mrd. tonn, fra 1970 til 1986. Da økte de raskt med nærmere 50 %, og lå i 2004 rundt 162 mrd. tonn. I mesteparten av denne tiden har forbruket vært økende. Stigningen i reservene skyldes både at man har funnet nye felt, men også at man utvinner mer olje fra eksisterende felt. Med årsforbruk på nivå med 2004 vil de kjente reserver holde i vel 40 år. OPEC-landene (Organisasjonen av petroleumseksporterende land) disponerer ca. 75 % og OECD-land (Organisasjonen for økonomisk samarbeid og utvikling) 7 % av de kjente oljereserver (se figur).
De kjente gassreservene har vokst langt jevnere og raskere, i perioden 1971 til 1992 fra 50 til 140 billioner m3, etter det har veksten avtatt, og i 2004 var reservene beregnet til 180 billioner m3. Landene i det tidligere Sovjetunionen disponerer 33 % av reservene, Midtøsten 41 % og OECD-land 8 % (se figur). Med årsforbruk på nivå med 2004 holder reservene i bortimot 67 år.
Tradisjonelt har leting etter og utvinning av olje og gass skjedd på land eller i grunne kyststrøk. Men den teknologiske utvikling øker mulighetene for å utnytte petroleumsreserver på stadig større havdyp. Sammen med bedre letemetoder og høyere utvinningsgrad enn tidligere er dette de viktigste årsaker til at reserveanslagene holder seg godt oppe.
Oljeprisen
Oljeprisen holdt seg nærmest konstant over en periode på 100 år (justert for pengeverdien) inntil oljekrisen i 1973. I de neste 10 år tidoblet prisen seg til drøyt 30 $/fat, noe som til en stor del skyldes problemene i Iran og sjahens fall. Frem til tusenårsskiftet svingte prisen mellom 10 og 25 $/fat, med OPEC som prisledende og prisstabiliserende organisasjon. På begynnelsen av 2000-tallet steg oljeprisen igjen, noe som bl.a. skyldtes en generelt økende etterspørsel globalt, en nesten fullt utnyttet produksjonskapasitet, samt usikker og ustabil produksjon i mange store produsentland, som f.eks. Irak. Ved inngangen til 2006 var oljeprisen over 60 $/fat.
Målenheter
I offisiell norsk sammenheng angis olje- og gassmengder i standard kubikkmeter (1 Sm3 = 1 m3 av ressursen målt ved 15 °C og 1,01325 bar) og NGL-mengder i tonn. Ved samlede ressursanslag brukes Sm3 oljeekvivalenter, Sm3 oe (1 Sm3 oe = 1 Sm3 olje = 1000 Sm3 gass, 1 tonn NGL tilsvarer 1,3 Sm3 oe). Omregningsfaktorene til oljeekvivalenter er beregnet ut fra gjennomsnittlige brennverdier for petroleumstypene.
Basert på amerikansk tradisjon har det vært vanlig å bruke hulmål som fat (barrel; 42 US gallons eller 159 l), gallon og kubikkfot (1 kubikkfot = 0,028 m3). 1 Sm3 = 6,29 fat. Det er også vanlig å angi oljeressurser i tonn (1 tonn = 7,48 fat = 1,19 Sm3).
Man finner ofte kapasiteter, produksjon og forbruk oppgitt i fat/døgn (bpd, b/d, B/D o.l.) og kubikkfot/døgn (cu ft/d, CFD m.fl.). Praktiske omregningsfaktorer er: 1 fat/døgn = 50 tonn/år eller 58 Sm3/år (for råolje); 1 SCFD (standard kubikkfot/døgn) = 10 Sm3/ år (for gass).
Petroleum dannes ved nedbrytning av organisk materiale, i første rekke fra fotosyntetiserende mikroorganismer (planteplankton) som lever i havet, men ...
Les mer
Boring er nødvendig for sikkert å kunne påvise et petroleumsreservoar. Men boring av undersøkelsesbrønner er kostbart, særlig når områdene som skal un ...
Les mer
Utvinning
Har letefasen vist at feltet er økonomisk drivverdig, vil feltet utbygges og et sett av brønner bores slik at hele reservoaret kan dreneres så raskt og effektivt som mulig.
Boring
På land og ved grunne kystreservoarer, har det vært vanlig å bore en mengde vertikale brønner ned til ulike deler av reservoaret. Ved havbunnsbrønner på middels dypt vann (50–300 m) foregår boringen av produksjonsbrønner vanligvis fra en produksjonsplattform som står på havbunnen. Her bøyes brønnene av fra vertikalen (avviksboring) og ut til sidene på vei ned i reservoaret. Slik kan man få boret en rekke brønner, vanligvis 15–30, uten å flytte plattformen.
Moderne petroleumsboring er basert på mye avansert teknikk. Stadig nye varianter av borekroner utvikles for å øke gjennomtrengingshastigheten, men vel så viktig er at moderne loggeteknikk både kan brukes til å navigere borestrengen dit man ønsker og til å utføre tradisjonell måling av bergartenes egenskaper, mens man borer. Denne teknikken, måling under boring (eng. Measurement While Drilling, MWD) og Logging While Drilling, LWD), gjør at det går mindre tid til loggeprosessen.
Det bores vanligvis ned til 2–3000 meters dyp, men iblant til mer enn 5000 meter. Temperaturen i brønnene øker med økende dyp. Allerede 1974 ble det boret en 9583 m dyp brønn i Oklahoma. Tendensen har rundt tusenårsskiftet gått mot stadig dypere brønner, med stadig høyere trykk, boret på stadig dypere vann og med stadig lengre horisontale strekk for å nå frem til fjerne deler av reservoaret.
Boringen foregår vanligvis med en roterende borekrone som sitter montert på enden av en streng av stålrør som roteres fra boreriggen. Drivmotoren var tradisjonelt koblet til en roterende del av boredekket som overførte rotasjonen til borestrengen ved hjelp av en kantet stang på toppen av strengen (eng. kelly). I dag er det like vanlig at boremotoren er montert på heisen som brukes til heving og senking av borestrengen i borehullet (eng. topdrive). Borestrengen består av enkeltrør (joints) på om lag 10 meters lengde som er skrudd sammen.
Boreslam, som både skal balansere formasjonstrykket, smøre borestrengen for å redusere friksjonen mot veggene og bringe borkaks opp fra hullet, pumpes kontinuerlig ned gjennom borestrengen og returnerer til boreriggen via ringrommet mellom borestrengen og brønnveggen. Boreslammets densitet kan økes ved tilsetning av høydensitetsmineraler, f.eks. barytt, og minskes ved tilsetting av væskefasen (vann/olje). Slik balanserer man formasjonstrykket i brønnen.
Denne balansen er viktig. Blir slamtrykket for høyt presses slammet inn i formasjonen og tapes. Dette kan få alvorlige konsekvenser for brønnbalansen og kan også ødelegge produksjonsegenskapene i et evt. reservoar. Blir trykket derimot for lavt, kan formasjonsvæskene (vann, gass, olje) komme ut i brønnen (brønnspark) og i verste fall lede til en utblåsning. Balansen overvåkes ved at man kontinuerlig holder øye med væskevolumet som er i sirkulasjon. Blir det overskudd av slam i tankene betyr det at formasjonsvæsker kommer inn i slammet. Et underskudd tyder på at slam siger ut i formasjonen.
Som en ekstra sikring mot utblåsning bores det gjennom en boresikringsventil (BOP) som kan stenge ringrommet mellom borestrengen og foringsrøret. Om nødvendig kan den også klippe av borestrengen og således stenge brønnen fullstendig.
Boringen starter normalt med en stor borekrone med ca. 80 cm diameter og fortsetter med mindre borekroner etter hvert som brønnen blir dypere. Boringen går vanligvis ganske raskt i starten, penetrasjonsrater på 10–50 m/time er vanlig. Borehastigheten avtar med dypet, men øker gjerne i det man kommer inn i reservoarer (pga. høyere poretrykk).
Hver gang det er nødvendig å skifte borekrone må borestrengen løftes opp. Til dette brukes en kraftig heis i toppen av boretårnet. Hver gang tre lengder (en stand) av borestrengen er kommet opp (ca. 30 m) skrus skjøten opp og rørene lagres ved boretårnet for bruk ved nedturen etter at den nye borekronen er montert.
For å hindre at borehullet raser sammen, fôres brønnen med kraftige stålrør. Fôringsrørene er laget av høykvalitetsstål og tykkelsen er tilpasset reservoartrykk og rørdiameter. Et vanlig 9 5/8" fôringsrør har en tykkelse omkring 1/2". Rørene skrus sammen og heises ned i brønnen omtrent på samme måte som en borestreng og festes til slutt ved pumping av sement ut i ringrommet mellom brønn og fôringsrør. Dette hindrer også ukontrollert strømming av brønnvæsker på utsiden av fôringsrørene.
Den øverste brønnseksjonen har størst diameter og fôres med vide fôringsrør før boringen kan fortsette. En ny seksjon bores så innvendig i denne så langt ned man kan, ut fra hensyn til trykkbalansen. Et nytt fôringsrør settes inn i det første og sementeres fast på samme måte, før boringen fortsetter nedover. Hvert nytt fôringsrør går helt til topps i brønnen. I Nordsjøen, hvor man har dype brønner med gjennomgående stor kapasitet, er det vanlig å begynne med 30" fôringsrør øverst og så gå ned til 9 5/8" via lengder med 20" og 13" rør. Det tynneste fôringsrøret kan gå helt ned i reservoaret eller man kan velge å fôre den nederste delen med et 7" forlengelsesrør som ikke føres helt tilbake til overflaten.
Moderne boreteknikk har åpnet for en rekke nye teknikker som effektiviserer boreprosessen. Automatiske håndteringsmaskiner som monterer og demonterer borestrengen har redusert tiden det tar å trekke og kjøre borestrengen. Boring med spesielle borekroner som drives av en turbin i slamstrømmen har åpnet for effektiv avviksboring og belastningene på borekronen overvåkes slik at levetiden øker. En teknikk som ble tatt i bruk i 1990-årene kalles kveilerørsboring. Her monteres den slamdrevne borekronen på et langt mykt stålrør som er kveilet opp på en stor trommel på boreriggen. Røret kan raskt tres ned i brønnen, og kveilerørsteknikken er derfor spesielt effektiv til reparasjoner i forbindelse med komplettering og ved utboring av spesielle hull langt nede i brønnen.
brønnkomplettering
Når en brønn er ferdig boret og produksjonsevnen prøvet, må operatørselskapet ta stilling til om brønnen skal settes i produksjon eller forlates, endelig eller midlertidig. Skal brønnen forlates må den tettes med sementplugger. Ønsker man derimot å produsere fra brønnen må den gjøres klar for produksjon. I denne klargjørings- eller kompletteringsfasen utstyres brønnen med produksjonsfôringsrør som går gjennom hele reservoarområdet og sementeres fast her. Deretter velges de områdene av brønnen som man antar vil gi den beste produksjon, og i disse områdene perforeres brønnen. Det foregår ved at et perforeringsverktøy med en rad av små eksplosive ladninger senkes ned til området der man ønsker å ta inn brønnvæskene og brukes til å skyte hull i rørveggen.
De eksplosive ladningene er konisk formet, slik at de nærmest brenner små hull i fôringsrøret og inn i formasjonen. Ett verktøy kan lage flere titalls hull jevnt fordelt over flere meter av fôringsrøret. Etter perforeringen strømmer brønnvæskene inn i hullet, men før produksjonen kan begynne, gjenstår noen viktige operasjoner. Det er vanlig å sette inn et eget produksjonsrør for å lede væskestrømmen opp til overflaten. Produksjonsrøret begynner med en pakning mot fôringsrøret like over reservoaret. Derfra går det direkte opp til ventiltreet som står på toppen av brønnen.
Som en del av kompletteringen installerer man filtre hvis det er fare for stor sandproduksjon (sand fra formasjonen i brønnstrømmen). Man kan også stimulere brønnen ved å øke størrelsen på sprekkene i fjellet rundt perforeringen. Brønnstimulering kan foregå ved å pumpe syre ned i brønnen og ut gjennom perforeringshullene. Særlig i kalksteinsreservoarer er dette en god måte å utvide sprekkene på, fordi syren etser denne bergarten effektivt.
En annen teknikk kalles oppsprekking. Da pumpes en væske med grove partikler ned i brønnen under stort trykk. Ved tilstrekkelig overtrykk i forhold til formasjonstrykk sprenges formasjonen og partiklene blir med inn i sprekkene. Når trykket senere reduseres, vil partiklene hindre sprekkene i å lukke seg og brønnproduksjonen stiger.
Produksjon
Brønnstrømmen føres via produksjonsventiltreet inn til prosessanlegget der vann og gass separeres fra oljen. De forskjellige fraksjonene ledes så til lagertanker eller i rør ut på et mottagernett.
Struping av brønnstrømmen foretas for å optimalisere utskillingen av produsert vann. Dessuten kan man ofte redusere vannproduksjonen fra et reservoar effektivt ved å redusere totalproduksjonen. Ved stor strømningshastighet inn i brønnen fra reservoaret blir trykkfallet rundt brønnen høyt. Dette fører ofte til at vannet under oljelaget løftes opp og kommer inn i brønnen (vannkoning). Ved reduksjon av strømningshastigheten og dermed trykkfallet, synker olje/vannkontakten tilbake og vannproduksjonen avtar. Vannproduksjonen begrenser ofte brønnens evne til å produsere olje. Slik kan struping av en petroleumsbrønn paradoksalt nok føre til at oljeproduksjonen stiger.
Produksjonsstyring
Oljeutvinning er kapitalkrevende og risikofylt. Derfor er det en tradisjon hos oljeselskapene å fokusere mer på en brønns produksjonsrate enn på dens totale produksjonspotensiale. Produksjonsstyring får derfor også et politisk element. Hvor raskt ønsker samfunnet å tømme sine oljereserver og hvor mye av oljen blir tilbake i reservoaret hvis man tømmer det for raskt? Rundt tusenårsskiftet har teknologien utviklet seg slik at en kombinasjon av høy produksjonsrate og effektiv tømming synes mulig. Mange av petroleumsfeltene på norsk sokkel har produsert vesentlig mer enn opprinnelig antatt.
For enkelte felt er antatt tømmingsgrad øket til det dobbelte, fra 30 til 60 % av totalt innhold. Det blir også en stadig sterkere fokusering på at petroleumsbrønner ofte kan få et langt «voksent» liv med mindre, men likevel betydelig produksjon etter at den hektiske tidligproduksjonen er over.
Produksjonsfaser
Det skjelnes mellom tre typer utvinning, som oftest knyttet til ulike faser av en brønns liv:
Primær utvinning: Petroleum strømmer fritt opp av hullet drevet av reservoartrykket eventuelt hjulpet litt med en pumpe eller med innblåsing av gass nede i brønnen, gassløft.
Sekundær utvinning: Økt produksjon ved innpumping av vann eller gass i reservoaret. Egne injeksjonsbrønner bores ofte for dette formål.
Tertiær utvinning: Ytterligere økning av produksjonen ved tilførsel av kjemikalier som løser opp oljen og vasker den ut av reservoarbergarten; ved tetting av områder med trykklekkasje gjennom injeksjon av tetningsmidler eller ved økning av temperaturen i reservoaret for å minske viskositeten til oljen. I disse tilfellene snakker man om økt oljeproduksjon (eng. Enhanced Oil Recovery, EOR, og Improved Oil Recovery, IOR). Dette er viktige teknikker med særlig aktualitet i gamle oljefelt. En rekke brønner i USA har ved hjelp av EOR/IOR produsert store mengder olje i senere år, lenge etter at de var oppgitt av de store oljeselskapene som engang eide dem.
Brønninstrumentering
Det er vanlig å måle produksjonsegenskapene til en petroleumsbrønn med jevne mellomrom. Dette foregår tradisjonelt ved produksjonslogging. En streng med måleinstrumenter føres inn i produksjonsrøret gjennom en trykkompensert pakkboks og senkes ned i brønnen mens trykk, temperatur, strømningsrate og densitet av væskene måles kontinuerlig. Densiteten brukes som et mål på olje/vann forholdet (vannkutt) i brønnen. Idet man passerer de ulike perforeringsområdene kan man finne ut om enkelte deler av brønnen har begynt å produsere mer vann, eller om olje som produseres i ett område, tapes i et annet (crossflow).
Produksjonslogging er kostbart i seg selv og fører også med seg redusert produksjon. I løpet av 1990-årene ble det derfor stadig vanligere å montere måleinstrumenter permanent nede i brønnene for å kunne overvåke tilstanden kontinuerlig.
Utvinning til havs
En vesentlig del av verdens petroleumsreserver finnes under havbunnen. Derfor foregår en betydelig del av lete- og produksjonsvirksomheten til havs. For Norges vedkommende ligger alle kjente reserver på kontinentalsokkelen utenfor kysten, men også i Mexicogulfen, utenfor Brasil og i Østen finner man store petroleumsfelt til havs. På grunt vann kan leting og produksjon foregå omtrent som på land, bore- og produksjonsplattformene står med ben på bunnen og det bores og produseres gjennom et beskyttende stigerør (eng. riser).
Når vanndypene øker fra noen få meter til dyp som vi tradisjonelt har produsert fra på norsk sokkel (70–350 m), blir produksjonsplattformene etter hvert gigantiske, slik som de store norske plattformene som står på bunnen av egen tyngde, gravitasjonsplattformer (jf. Condeep). Øker dypet ytterligere må man bruke nye konsepter. Produksjon fra skip og flytende plattformer som holdes på plass med meget store ankere og fortøyningsliner, er én metode. Strekkstagplattformer (TLP) hvor ankerene er erstattet med stramme stag festet til permanente betongforankringer på bunnen, er en annen.
Med slike produksjonsenheter er det vanlig å legge opp til undervannskomplettering. Her avsluttes brønnene på havbunnen og et fjernstyrt ventiltre plasseres over. Ofte settes brønnene sammen i store grupper med en felles beskyttende ramme (kalt brønnramme eller boreramme) rundt brønnhoder og ventiltrær. Oljeproduksjonen fra mange brønner føres deretter sammen på en felles transportledning som går til en plattform eller eventuelt helt til land. På norsk sokkel vil feltene Ormen Lange og Snøhvit bli de første som transporterer brønnstrømmen direkte fra brønn til landanlegg via rørledninger. Ormen Lange er med et havdyp på mer enn 800 m også den første dypvannsutbyggingen på norsk sokkel. Feltutbygginger av denne typen, hvor petroleumsfeltene fjernstyres i stadig større grad fra land, vil trolig gradvis erstatte konvensjonelle feltutbygginger i fremtiden.
Illustrasjon, se havbunnskomplettering.
Ved de store gravitasjonsplattformene som ble bygd for å betjene en stor del av et oljefelt (f.eks. Statfjord), var det nødvendig å kunne bore en rekke brønner fra én plattform. Brønnene skulle rekke frem til fjerntliggende deler av reservoaret. Dette førte til at teknikken med avviksboring og boring av lange horisontale brønner ble mer og mer utviklet. I 1990-årene begynte man også med flergrensbrønner (multilaterale brønner). Her bores en hovedbrønn ned mot reservoaret og ut fra denne strekkes en rekke grenbrønner ut til de ulike produksjonssonene. Men det faktum at man kobler sammen produksjonen fra en rekke ulike soner nede i brønnen, skaper en rekke nye utfordringer.
Reservoarstyring
Ulike soner innenfor ett og samme reservoar kan produsere ulike mengder av olje, gass og vann og poretrykkene kan også være forskjellige. Dette kan føre til at et høytrykksområde blokkerer produksjonen fra soner med lavere trykk. Man kan også oppleve at det strømmer væske fra en sone til en annen, eller at et gassgjennombrudd i én sone stopper oljeproduksjonen fra andre soner. Tradisjonelt har man løst slike problemer ved å sette inn restriksjoner i form av hylser (eng. sliding sleeves) inn i fôringsrøret. Ved å trekke disse hylsene over perforeringshullene kan deler av strømmen stenges av og trykkfallet inn til brønnen fra denne sonen stiger.
Med moderne havbunnskompletterte brønner på stort dyp, blir det en meget komplisert og kostbar operasjon å komme seg inn i brønnene med verktøy for å justere hylsene. Det er også vanskelig å kontrollere nøyaktig hvor mye hylsen flyttes. Utviklingen har derfor gått mot permanent installerte systemer for reservoarstyring, gjennom sonekontroll nede i brønnen.
Teknikken kan brukes på lange horisontale brønner som går innom flere produktive soner og på flergrensbrønner. Ideen er å sette inn styringsmoduler med en strupeventil og måleinstrumenter ved sonene. Systemet kommuniserer med plattformen eller landanlegget via en elektrisk kabel som går ned i brønnen. Dersom instrumentene viser at man har fått et vanngjennombrudd i en sone, kan denne stenges inntil vannproduksjonen går tilbake. Med oversikt over strømningsratene fra hver sone kan man også forhindre strømning mellom sonene.
Ilandføring
Petroleum som utvinnes til havs, må enten bringes til lands eller brukes på stedet, f.eks. til produksjon av elektrisitet. Olje kan føres til lands med tankskip som laster ute på feltet, bøyelasting, eller den kan føres til lands via rørledning. I Norge ilandføres olje med skip til Mongstad, Sola og Slagentangen; i rør fra Oseberg og Grane til Sture i Øygarden (hhv. Oseberg Transport System og Grane oljerør) og fra Troll og Kvitebjørn til Mongstad. Rør for oljetransport er også lagt til Teeside i Storbritannia (Norpipe).
Tidligere ble gass som kom opp med oljen (assosiert gass) brent på stedet, mens den nå ofte injiseres i reservoaret for å øke formasjonstrykket og dermed oljeproduksjonen. Etter hvert som avsetningsløsninger for naturgass har blitt forhandlet frem, har flere gassrørledninger blitt bygd ut og gass fra flere felt på norsk sokkel blir ført til lands via rørledning, både til terminaler i Norge (Haltenpipe til Tjeldbergodden, de to flerfaserørledningene fra Troll til Kollsnes, Statpipe og Åsgard Transport til Kårstø), Storbritannia (Vesterled til St. Fergus og Langeled til Easington) og på Kontinentet (Norpipe og Europipe 1 til Emden, Europipe 2 til Dornum, Zeepipe til Zeebrugge og Franpipe til Dunkerque).
NHL/NGu
Utslipp fra petroleumsvirksomhet deles inn i utslipp til luft og utslipp til sjø. Ved petroleumsproduksjon på land skjer det også utslipp til vann og ...
Les mer
Petroleumsindustrien
Karakteristisk for petroleumsindustrien er at kontrollen er, og alltid har vært, konsentrert på få hender. Tidligere var det først og fremst de samarbeidende store oljeselskaper som gjennom karteller og samarbeidsavtaler hadde dominerende innflytelse. Disse selskapene har fortsatt en meget sterk posisjon, men særlig de siste tiår har landene innenfor OPEC fått sterkere styring over produksjonen gjennom sine nasjonale selskaper. Disse forhold har fått stor politisk betydning, og de såkalte oljekriser man har opplevd siden 1973, bunner ikke i en reell mangel på petroleum, men er et resultat av politiske hendelser og beslutninger.
For øvrig har handelen med petroleum og petroleumsprodukter tradisjonelt vært fri, unntatt i USA. Her har det vært ført stram kontroll med produksjon, import og priser. Den amerikanske lavprispolitikken har medvirket til at USA, verdens største forbruksland, i løpet av 1970-årene gikk over til å bli verdens største importør av petroleum.
Petroleumsindustrien er generelt sterkt amerikansk påvirket. Dette skyldes USAs tradisjonelt store industrielle dominans, og at de fleste større oljeselskaper er amerikanske. Det er bygd opp en betydelig amerikansk-dominert kompetanse, særlig innenfor lete- og produksjonsteknologi samt markedsføring. Leting og utbygging etter olje i Sør-Amerika, Afrika og på den norske kontinentalsokkel, har imidlertid forandret bildet av en oljenæring som så sterkt amerikabundet som tidligere. Selskaper utenfor USA besitter i dag meget avansert teknologi for å hente opp olje og gass fra såkalte tunge områder, for eksempel på store dyp på et par tusen meter.
Oljeselskaper
Den internasjonale petroleumsindustrien består av en rekke svært forskjellige selskaper. Men virksomheten kontrolleres hovedsakelig av et relativt lite antall selskaper. Disse kan inndeles i følgende grupper:
Statsselskaper i produsentland. I enkelte tilfeller spiller de vesentlig en finansiell og administrativ rolle, men mange er også teknisk og operasjonelt aktive. Eksempler på statsselskaper er Statoil, Saudi Aramco, National Iranian Oil Co., Pemex i Mexico m.fl. I USA er det intet slikt selskap.
Internasjonale oljeselskaper. Dette er tradisjonelt den mest innflytelsesrike gruppen innen internasjonal petroleumsindustri. De viktigste ble kalt «De store internasjonale» (The Majors) eller «De syv søstre». Dette var selskapene Shell, Exxon, Mobil, BP, Chevron, Amoco og Texaco, men per 2006 er disse selskapene fordelt på de fire selskapene Shell, Exxon Mobil, BP (innbefatter Amoco) og Chevron (innbefatter Texaco). De er involvert på alle trinn i petroleumsindustrien, de leter etter og produserer petroleum, de transporterer, foredler og markedsfører petroleum og petroleumsprodukter. De kalles derfor integrerte selskaper. De har datterselskaper i de fleste land, og samarbeider intimt på mange områder, bl.a. gjennom produksjonsselskaper og markedsføringsselskaper som Caltex (Chevron). Ved begynnelsen av 1970-årene kontrollerte disse selskapene 80 % av all råoljeproduksjon, 70 % av raffineringskapasiteten og over halvparten av tanktonnasjen i verden. Se også avsnittet om Historikk.
Utover i 1980-årene skjedde det en rekke oppkjøp, først og fremst mellom amerikanske oljeselskaper. I løpet 1990-årene fortsatte denne trenden med en rekke oppkjøp og fusjoneringer, bl.a. oppstod konstellasjonen BP Amoco, Exxon Mobil og TotalFinaElf. I Norge ble Saga Petroleum delt av Norsk Hydro og Statoil. De oljeproduserende landenes stadig sterkere stilling viser seg også i nedstrømsaktivitetene, de har ekspandert både innen raffinering, produktsalg (bensin, olje m.m.) og videreforedling (petrokjemisk industri). De norske selskapene Hydro og Statoil er gode eksempler. Statoil overtok de viktigste av Essos og BPs aktiviteter i Danmark og Sverige, og har opprettet bensinstasjoner i flere andre land. Selskapets petrokjemiaktiviteter ble fra 1994 lagt inn i det da opprettede selskapet Borealis. Da Statoil bestemte seg for å trappe ned sin petrokjemiske virksomhet solgte de sin 50 % eierandel i Borealis i 2005. Hydro samarbeider med Texaco innen bensin og olje og med saudiarabiske majoritetsinteresser i Scanraff, Sveriges største raffineri. Kuwaitiske Q8 er også blitt aktivt innen raffinering og bensinsalg både i Norden og andre land i Europa.
Petroleum har vært kjent og brukt i mange tusen år, men før siste halvdel av 1800-tallet bare i beskjeden målestokk. Noas ark og Babylons hengende hag ...
Les mer
Norge
Ved utgangen av 1950-årene var det svært få som trodde at havbunnen utenfor norskekysten skjulte olje- og gassrikdommer. Gassfunnet i Groningen i Nederland 1959 førte til geologisk nytenkning omkring Nordsjøens petroleumspotensiale. Høsten 1962 ba oljeselskapet Phillips, fulgt av andre selskaper, om tillatelse til å foreta geologiske undersøkelser i havområdene ved Norge.
Norsk suverenitet over norsk sokkel ble proklamert 31. mai 1963. Norge inngikk 1965 avtaler om deling av kontinentalsokkelen etter midtlinjeprinsippet med Storbritannia og Danmark. Kontinentalsokkelen sør for Stad (62° nord) ble oppdelt i 37 kvadranter. Hver kvadrant består av 12 blokker som har en størrelse på 15 breddeminutter og 20 lengdeminutter.
Første konsesjonsrunde ble utlyst 13. april 1965. Det ble tildelt 22 utvinningstillatelser for 78 blokker til oljeselskaper eller grupper av selskaper. Utvinningstillatelsen gav enerett til undersøkelse, boring og utvinning i konsesjonsområdet. Sommeren 1966 ble den første letebrønnen boret på norsk kontinentalsokkel. Brønnen var tørr.
I 1970-årene var letevirksomheten konsentrert til områdene sør for Stad (Nordsjøen). For å holde et moderat utviklingstempo ble sokkelen åpnet gradvis og kun et begrenset antall blokker ble utlyst i hver konsesjonsrunde.
Utenlandske selskaper dominerte letevirksomheten i startfasen og stod for utbyggingen av de første olje- og gassfeltene. Myndighetene hadde imidlertid som målsetting å bygge opp et norsk oljemiljø. Den norske stats oljeselskap a.s, Statoil, ble opprettet og regelen om 50 % statsdeltagelse i hver utvinningstillatelse ble etablert. Senere har Stortinget vedtatt at denne andelen etter en konkret vurdering i hvert enkelt tilfelle vil kunne settes høyere eller lavere.
Statens deltagelse i petroleumsvirksomheten ble omorganisert 1985. Statoils deltagerandel ble da delt i to økonomiske andeler, en som er knyttet til selskapet og en som er knyttet til ordningen med et direkte statlig økonomisk engasjement i petroleumsvirksomheten (SDØE). Ordningen innebærer at en del av Statoils bruttoinntekter fra det enkelte prosjekt blir overført direkte til staten, og at en tilsvarende del av Statoils utgifter knyttet til det enkelte prosjekt blir dekket av staten ved SDØE.
I mai 1993 avsluttet man for første gang produksjonen på et felt på norsk kontinentalsokkel, da produksjonen på gassfeltet Nordøst-Frigg opphørte. Senere har også produksjonen blitt avsluttet på feltene Odin, Mime, Frigg, Lille-Frigg, Øst-Frigg, Cod, Edda, Albuskjell, Vest-Ekofisk, Frøy, Tommeliten Gamma og Yme.
Nordsjøen
I 1967 ble Balder-feltet i Nordsjøen funnet. I desember 1969 ble Ekofisk-feltet påvist, og tidlig i 1970 var det klart at dette funnet var betydelig. Senere samme år ble det gjort flere interessante funn i det samme området.
Oljeproduksjonen fra Nordsjøen tok til i 1971 fra Ekofisk-feltet. Frem til oljerørledningen i Norpipe-systemet stod ferdig i 1975, ble oljen bøyelastet på feltet. En tørrgassrørledning fra Ekofisk til Emden i Tyskland ble ferdigstilt 1977, og åpnet for gasseksport til kontinentet. Innretningene i Ekofisk-området utviklet seg til å bli et knutepunkt for olje- og gasstransport.
Frigg-feltet ble påvist 1971, og produksjonen fra feltet tok til seks år senere. Det ble bygd en gassrørledning til St. Fergus i Skottland.
Tre år senere, 1974, ble Statfjord-feltet påvist. Forekomsten ligger delvis på norsk og delvis på britisk kontinentalsokkel. Produksjonsinnretningene befinner seg på norsk side. Den første av de tre betongplattformene på feltet begynte å produsere olje i november 1979. Driften av Statfjord-feltet var Statoils første store operatøroppgave.
Stortinget vedtok høsten 1986 utbygging av gassfeltene Sleipner Øst og Troll. Utbyggingen av Troll er et av verdens største energiprosjekter, og viser at gasseksporten vil få en større betydning for samlet norsk petroleumsproduksjon.
Norskehavet
I 1980 ble de første tre utvinningstillatelsene nord for Stad, 62 grader nord, tildelt. Det første funnet av petroleum på Haltenbanken ble gjort i 1981 da Midgard-feltet (del av Åsgard-utbyggingen) ble oppdaget. Senere er flere olje- og gassforekomster påvist. Oljefeltet Draugen ble som første felt på Haltenbanken besluttet utbygd høsten 1988, og produksjonen startet 1993. I 1992 godkjente Stortinget etablering av transportsystemet Haltenpipe mellom Heidrun-feltet og Tjeldbergodden. Produksjonen på Heidrun-feltet startet opp i 1995 og assosiert gass fra feltet blir fra 1997 benyttet til metanolproduksjon på Tjeldbergodden.
I 1995 ble feltene Norne og Njord besluttet utbygd (begge med produksjonsstart 1997), og 1996 Åsgardfeltet (produksjonsstart 1999). I 2001 ble feltene Mikkel og Kristin besluttet utbygget (med produksjonsstart hhv. 2003 og 2005), og 2004 ble feltene Urd og Ormen Lange besluttet utbygget (med produksjonsstart 2005 for Urd og planlagt produksjonsstart 2007 for Ormen lange).
Barentshavet
Det har vært boret etter olje og gass i Barentshavet siden 1980, men det først ved begynnelsen av det nye årtusen at selve produksjonen trolig kommer i gang i dette havområdet. Siden 1980 har det vært tildelt i alt 45 utvinningstillatelser i Barentshavet (medregnet 19. konsesjonsrunde). I disse er det påvist en rekke gasstrukturer. Det er gjennomført ulike studier som viser at det er teknisk mulig å gjennomføre en utbygging av gassfeltene i Barentshavet, men havdyp, vanskelige bunnforhold og behov for eventuelle landterminaler har vanskeliggjort og forsinket utbygging. Usikkerhet omkring hvilke forurensningsmessige konsekvenser petroleumsutbygging vil få på dette sårbare havområdet har også forsinket ulike planlagte prosjekter. I 2002 ble gassfeltet Snøhvit besluttet utbygd. Gassen fra dette feltet skal fraktes til en planlagt landterminal på Melkøya ved Hammerfest. Per 2006 er både feltet og landterminalen under utbygging. Det foreligger også planer om å bygge ut oljefeltet Goliat. Dette blir de to første utbygginger i Barentshavet uansett sektor, men det er grunn til å tro at olje- og gassaktiviteten i Barentshavet vil få et betydelig oppsving også fra russisk side.
Reserver, produksjon
Den totale utstrekning av norsk sokkel er anslagsvis 1 000 000 km2, eller tre ganger så stor som fastlands-Norge. Endelig utstrekning er ikke fastsatt, ettersom Russland bestrider midtlinjeprinsippet i Barentshavet. Den deles inn i tre sokkelområder, Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Nesten overalt på denne sokkelen finnes det sedimentære bergarter, oftest med flere tusen meters mektighet.
Petroleumsreservenes størrelse
Petroleumsreservenes størrelse er naturlig nok usikker, men Oljedirektoratet antar (2006) at det finnes såkalte oppdagede og uoppdagede ressurser på 13 mrd. Sm3 oe. Dette tilsvarer i overkant av 10 mrd. toe; av dette utgjør olje ca. 46 %. Samtlige forekomster finnes på kontinentalsokkelen, på Svalbard er det hittil ikke gjort drivverdige funn. Av de oppdagede ressurser finnes 8,4 mrd. Sm3 oe i Nordsjøen , 3,3 mrd. Sm3 oe i Norskehavet og 1,2 mrd. Sm3 oe i Barentshavet. Store sokkelområder er hittil ikke åpnet for prøveboring.
Produksjon
Ved årsskiftet 2005/06 var 50 felt i produksjon, disse og nedlagte felt (totalt 63) hadde til sammen produsert 4,3 mrd. Sm3 oe. Av dette var ca. 70 % olje. 8 felt var da under utbygging, og for 18 felt forelå konkrete utbyggingsplaner. Det har vært politisk enighet om å holde en moderat utbyggingstakt, og man anså lenge om lag 100 mill. Sm3 oe/år som en passende øvre grense for norsk petroleumsproduksjon. Denne grensen er forlengst overskredet: I 2005 ble det produsert nesten tre ganger så mye, om lag 257 mill. Sm3 oe. Oljeproduksjonen var i en lang periode vært sterkt økende, men flatet fra 1996 ut og viser nå (2006) en svakt nedadgående tendens.
Økonomi, sysselsetting
Norge er et av meget få land i den industrialiserte verden med en betydelig netto eksport av petroleumsprodukter. Over 90 % av den produserte mengden blir eksportert. Eksport av petroleumsprodukter utgjorde i 2005 52 % av landets totale eksport og utgjorde samme år 33 % av statens samlede inntekter. I 2004 var Norge verdens 8. største produsent av råolje og den 7. største av naturgass. Samme år var Norge den tredje største eksportør av både råolje og naturgass.
Investeringer
Ved årsskiftet 2005/06 hadde det blitt investert ca. 2100 mrd. 2005-kroner i norsk petroleumsvirksomhet totalt. I løpet av året 2005 ble det investert 88 mrd. kroner, noe som utgjorde 24 % av landets samlede investeringer. Investeringsnivået økte betydelig etter 1990, noe som skyldes både store investeringer i nye felt og investeringer i nye gassrørledninger til kontinentet.
Inntekter
Statens første inntekter fra petroleumsutvinningen kom 1964, de var på 165 000 kr. Skatter og avgifter på utvinningen utgjorde 2005 ca. 283 mrd. kr. Inntektene fra SDØE beløp seg til 111 mrd. kr. Til sammen utgjorde dette ca. 33 % av statens samlede inntekter. Deler av inntektene settes inn i et eget fond, Statens pensjonsfond – Utland. Verdien av fondet var ved utgangen av 2005 1399 mrd. norske kroner.
Eksport
Det meste av gassen og over 90 % av oljeproduksjonen blir eksportert. Eksportverdien fra salg av petroleum i 2005 er anslått til 445 mrd. kroner. Dette utgjør ca. 52 % av samlet norsk eksportverdi. Andelen av bruttonasjonalprodukt var ca. 25 %.
Sysselsetting
Den totale sysselsetting innen sektoren (undersøkelser, boring, produksjon, baser, transport, bygging og vedlikehold av plattformer og forsyningsskip, bygging og drift av foredlings- og ilandføringsanlegg) økte fra 6600 i 1973 til 64 300 i 1986 og 80 000 i 2005. Dette utgjorde nesten 4 % av den totale sysselsetting (2006).
Oljeselskaper
Statoil ble tidlig gitt en privilegert stilling for å bygge selskapet opp til å bli et integrert oljeselskap. Selskapet er engasjert i leting, utvinning, raffinering, bensinsalg, petrokjemisk industri og skipstransport i så vel Norge som utlandet. Norsk Hydro, som 1999 overtok Saga Petroleum, har et stort og bredt engasjement også utenfor petroleumsområdet.
På begynnelsen av 2000-tallet kom mange nye, små selskaper inn på norsk sokkel som operatører på modne felt, bare i perioden fra 2003–05 har antallet økt fra 19 til 29.
Teknologisk utvikling
Norsk næringsliv har forstått å utnytte de muligheter som den norske oljevirksomheten har skapt. Norske bedrifter utfører oppdrag innen leting, utbygging, produksjon og transport. Næringslivet har vist evne til å utvikle og anvende ny teknologi, og til å håndtere store og sammensatte prosjekter. Særlig flinke har man vært til å utvikle og nyttiggjøre seg ny teknologi for å utnytte petroleumsforekomster på stadig større havdyp. Mest iøynefallende har utviklingen vært på produksjonssiden.
Den største norske bedriften på området, utenom operatørselskapene, er per 2006 Aker Kværner ASA.
De første plattformene på norsk sokkel var av stål og av utenlandsk konstruksjon. Senere utviklet man bunnfaste plattformer i betong (Condeep), den største, Troll, er 472 m høy og veier ca. 1 million tonn. Deretter kom strekkstagplattformer i stål (Snorre) og betong (Heidrun) før man introduserte produksjonsskip (Norne). De fleste av disse prosjektene er gjennomført i norsk regi, og de store enhetene er vanligvis produsert i Norge. Parallelt med dette utviklet man nye løsninger for horisontalboring og brønnhodeinstallasjoner på havbunnen. Feltutbygging med brønnhodeinstallasjon på havbunnen og direkte rørtransport til landanlegg er i gang på Ormen Lange og Snøhvit (2006).
En rekke både store og små utbygginger er gjennomført med beskjedne avvik fra de opprinnelige planer både m.h.t. tids- og pengebruk. Norske bedrifter har også påtatt seg oppgaver internasjonalt både hva angår leting, prøveboring og feltutbygging.
Forvaltning
Petroleumsloven av 29. nov. 1996 inneholder de overordnede hjemler for det konsesjonssystemet som regulerer norsk petroleumsvirksomhet. Beskatningsmyndigheten blir ivaretatt gjennom petroleumsskatteloven av 13. juni 1975.
Petroleumsloven slår fast at retten til petroleumsforekomstene på norsk kontinentalsokkel tilligger staten. Kommersielle selskaper kan søke om tillatelse til å drive undersøkelse etter petroleum. En undersøkelsestillatelse gir rett til å foreta geologiske, geofysiske, geokjemiske og geotekniske undersøkelser, herunder grunne boringer. Før det gis tillatelse til leteboring (utvinningstillatelse), må området der det skal bores være åpnet for letevirksomhet.
Tildeling av utvinningstillatelser skjer normalt ved konsesjonsrunder. Regjeringen kunngjør da et visst antall blokker det kan søkes om utvinningstillatelse for. På bakgrunn av de innkomne søknader setter Olje- og energidepartementet (OED) vanligvis sammen en gruppe av selskaper for hver utvinningstillatelse. Departementet utpeker en operatør for interessentskapet. Operatøren forestår den daglige ledelsen av den virksomheten som utføres i medhold av tillatelsen. Per 2006 foreligger den 19. konsesjonsrunde, der 22 selskaper fikk tilbud om deltakelse i til sammen 33 blokker eller deler av blokker via 13 utvinningstillatelser.
Ved utbygging og drift av petroleumsforekomster utarbeider rettighetshaverne en plan for utbygging og drift (PUD). Før rettighetshaverne kan begynne utbygging av en forekomst, skal planen fremlegges for og godkjennes av OED.
Store utbyggingssaker skal behandles og godkjennes av Stortinget mens Regjeringen er gitt fullmakt til å godkjenne mindre utbyggingssaker. Det er Olje- og energidepartementet som har det overordnede forvaltningsmessige ansvar og påser at petroleumsvirksomheten skjer etter de retningslinjer Stortinget trekker opp.
Kommunal- og regionaldepartementet har det overordnede ansvaret for arbeidsmiljøet og for de sikkerhets- og beredskapsmessige sidene ved petroleumsvirksomheten.
Stortinget vedtok 2. juni 1972 å opprette et oljedirektorat (OD). OD er administrativt underlagt OED. I saker vedrørende arbeidsmiljø, sikkerhet og beredskap er OD administrativt underlagt Kommunal- og regionaldepartementet. Oljedirektoratets viktigste oppgaver i forbindelse med OEDs ansvarsområde er å være forvaltnings- og kontrollorgan ved undersøkelser og utnytting av petroleumsforekomster, og å være rådgivende organ for departementet i spørsmål vedrørende undersøkelser etter og utnyttelse av undersjøiske naturforekomster.
Oljedirektoratet ligger i Stavanger, med et avdelingskontor i Harstad.
Norske felt i produksjon – gjenværende reserver
| Felt |
Olje mill. Sm3 |
Gass mrd. Sm3 |
NGL mill. tonn |
Kondensat mill. Sm3 |
| Ekofisk |
169,6 |
26,3 |
2,7 |
|
| Eldfisk |
47,8 |
15,2 |
1,0 |
|
| Embla |
5,6 |
3,3 |
0,3 |
|
| Glitne |
1,2 |
|
|
|
| Gungne |
|
12,2 |
0,4 |
0,6 |
| Gyda |
4,9 |
0,7 |
0,1 |
|
| Hod |
1,9 |
0,3 |
0,2 |
|
| Sigyn |
|
4,3 |
1,9 |
2,5 |
| Sleipner (Vest og Øst) |
|
51,6 |
4,4 |
3,9 |
| Tambar |
2,4 |
2,6 |
0,1 |
|
| Tor |
3,2 |
0,8 |
0,1 |
|
| Ula |
13,2 |
|
0,6 |
|
| Valhall |
82,3 |
14,3 |
3,0 |
|
| Varg |
3,7 |
|
|
|
| Balder |
32,3 |
1,1 |
|
|
| Brage |
3,6 |
0,3 |
|
|
| Fram |
15,5 |
10,2 |
0,2 |
|
| Grane |
101,9 |
|
|
|
| Gullfaks |
31,9 |
2,9 |
0,4 |
|
| Gullfaks Sør |
24 |
30,9 |
3,9 |
|
| Heimdal |
0,8 |
|
|
|
| Huldra |
1,1 |
5,1 |
0,1 |
|
| Jotun |
4,9 |
0,2 |
|
|
| Kvitebjørn |
15,5 |
47,0 |
1,9 |
|
| Murchison |
0,4 |
0,1 |
|
|
| Oseberg |
26,2 |
84,4 |
3,6 |
|
| Oseberg Sør |
25,1 |
10,5 |
|
|
| Oseberg Øst |
13,8 |
0,5 |
|
|
| Skirne |
1,1 |
4,8 |
|
|
| Snorre |
95,7 |
1,2 |
0,6 |
|
| Statfjord |
18,4 |
26,9 |
11,8 |
|
| Statfjord Nord |
9,6 |
0,8 |
0,3 |
|
| Statfjord Øst |
5,6 |
1,0 |
0,4 |
|
| Sygna |
3,8 |
|
|
|
| Tordis |
17,1 |
2,0 |
0,5 |
|
| Troll 1 |
|
1085,4 |
29,4 |
|
| Troll 2 |
67,7 |
|
|
|
| Tune |
0,4 |
14,1 |
|
|
| Vale |
1,2 |
1,8 |
|
|
| Veslefrikk |
10,0 |
0,6 |
|
|
| Vigdis |
22,4 |
1,3 |
0,9 |
|
| Visund |
14,4 |
52,6 |
6,8 |
|
| Draugen |
28,8 |
0,2 |
0,7 |
|
| Heidrun |
72,4 |
34,9 |
1,2 |
|
| Kristin |
37,2 |
43,0 |
7,8 |
0,8 |
| Mikkel |
4,7 |
20,1 |
4,9 |
0,3 |
| Njord |
4,6 |
8,7 |
1,4 |
|
| Norne |
21,4 |
9,4 |
1,2 |
|
| Urd |
11,1 |
0,1 |
|
|
| Åsgard |
64,2 |
153,8 |
33,9 |
1,2 |
Alle opplysninger per 1. jan. 2006.
Se også de enkelte felt og utfyllende tabell i Nøkkelbindet.
Norske petroleumsfelt
Oversikten omfatter norske felt i produksjon per 1. jan. 2006.
|
Operatør |
Utvinnbare reserver |
|
|
|
Opprinnelig |
Resterende |
|
|
|
Olje |
Gass |
NGL |
Kondensat |
Olje |
Gass |
NGL |
Kondensat |
Funnår (eldste brønn) |
|
|
mill. Sm3 |
mrd. Sm3 |
mill. tonn |
mill. Sm3 |
mill. Sm3 |
mrd. Sm3 |
mill. tonn |
mill. Sm3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| Balder1 |
ExxonMobile Expl. & Prod. Norway AS |
61,6 |
1,6 |
|
|
32,3 |
1,1 |
|
|
1967 |
| Brage |
Norsk Hydro Produksjon AS |
49,8 |
2,4 |
0,8 |
|
3,6 |
0,3 |
0,0 |
|
1980 |
| Draugen |
A/S Norske Shell |
137,9 |
1,2 |
2,2 |
|
28,8 |
0,2 |
0,7 |
|
1984 |
| Ekofisk |
ConocoPhillips Skandinavia AS |
531,2 |
155,0 |
14,2 |
|
169,6 |
26,3 |
2,7 |
|
1969 |
| Eldfisk |
ConocoPhillips Skandinavia AS |
128,4 |
51,1 |
4,5 |
|
47,8 |
15,2 |
1,0 |
|
1970 |
| Embla |
ConocoPhillips Skandinavia AS |
14,5 |
6,2 |
0,6 |
|
5,6 |
3,3 |
0,3 |
|
1988 |
| Fram |
Norsk Hydro Produksjon AS |
21,0 |
10,2 |
0,2 |
|
15,5 |
10,2 |
0,2 |
|
1992 |
| Glitne |
Statoil ASA |
7,5 |
|
|
|
1,2 |
|
|
|
1995 |
| Grane |
Norsk Hydro Produksjon AS |
120,0 |
|
|
|
101,9 |
|
|
|
1991 |
| Gullfaks2 |
Statoil ASA |
354,6 |
24,6 |
2,7 |
|
31,9 |
2,9 |
0,4 |
|
1978 |
| Gullfaks Sør3 |
Statoil ASA |
48,3 |
43,4 |
5,3 |
|
24,0 |
30,9 |
3,9 |
|
1978 |
| Gungne |
Statoil ASA |
|
12,2 |
1,6 |
4,3 |
|
12,2 |
0,4 |
0,6 |
1982 |
| Gyda4 |
Talisman Energy Norge AS |
37,8 |
6,2 |
1,9 |
|
4,9 |
0,7 |
0,1 |
|
1980 |
| Heidrun |
Statoil ASA |
180,0 |
42,7 |
1,6 |
|
72,4 |
34,9 |
1,2 |
|
1985 |
| Heimdal |
Norsk Hydro Produksjon AS |
7,2 |
42,3 |
|
|
0,8 |
|
|
|
1972 |
| Hod |
BP Norge AS |
10,0 |
1,7 |
0,4 |
|
1,9 |
0,3 |
0,2 |
|
1974 |
| Huldra |
Statoil ASA |
5,0 |
15,8 |
0,1 |
|
1,1 |
5,1 |
0,1 |
|
1982 |
| Jotun |
ExxonMobile Expl. & Prod. Norway AS |
25,1 |
1,0 |
|
|
4,9 |
0,2 |
|
|
1994 |
| Kristin |
Statoil ASA |
37,2 |
43,2 |
7,9 |
1,0 |
37,2 |
43,0 |
7,8 |
0,8 |
1997 |
| Kvitebjørn |
Statoil ASA |
18,0 |
51,9 |
2,3 |
|
15,5 |
47,0 |
1,9 |
|
1994 |
| Mikkel |
Statoil ASA |
4,7 |
24,0 |
5,9 |
2,0 |
4,7 |
20,1 |
4,9 |
0,3 |
1987 |
| Murchison |
CNR International (UK) Ltd. |
13,8 |
0,4 |
|
|
0,4 |
0,1 |
|
|
1975 |
| Njord |
Norsk Hydro Produksjon AS |
24,2 |
8,7 |
1,4 |
|
4,6 |
8,7 |
1,4 |
|
1986 |
| Norne |
Statoil ASA |
89,2 |
14,0 |
1,7 |
|
21,4 |
9,4 |
1,2 |
|
1992 |
| Oseberg5 |
Norsk Hydro Produksjon AS |
354,7 |
111,1 |
7,2 |
|
26,2 |
84,4 |
3,6 |
|
1979 |
| Oseberg Sør |
Norsk Hydro Produksjon AS |
49,2 |
10,5 |
|
|
25,1 |
10,5 |
|
|
1984 |
| Oseberg Øst |
Norsk Hydro Produksjon AS |
29,2 |
0,5 |
|
|
13,8 |
0,5 |
|
|
1981 |
| Sigyn |
ExxonMobile Expl. & Prod. Norway AS |
|
6,9 |
2,9 |
5,5 |
|
4,3 |
1,9 |
2,5 |
1982 |
| Skirne |
Total E&P Norge AS |
1,6 |
6,7 |
|
|
1,1 |
4,8 |
|
|
1990 |
| Sleipner Vest |
Statoil ASA |
|
108,2 |
8,2 |
28,3 |
|
51,56 |
4,46 |
3,96 |
1974 |
| Sleipner Øst |
Statoil ASA |
|
66,3 |
12,8 |
27,5 |
|
|
|
|
1981 |
| Snorre |
Statoil ASA |
234,0 |
6,6 |
4,8 |
|
95,7 |
1,2 |
0,6 |
|
1979 |
| Statfjord |
Statoil ASA |
565,6 |
78,6 |
25,5 |
|
18,4 |
26,9 |
11,8 |
|
1974 |
| Statfjord Nord |
Statoil ASA |
41,8 |
2,7 |
0,9 |
|
9,6 |
0,8 |
0,3 |
|
1977 |
| Statfjord Øst |
Statoil ASA |
36,4 |
3,9 |
1,4 |
|
5,6 |
1,0 |
0,4 |
|
1976 |
| Sygna |
Statoil ASA |
12,2 |
|
|
|
3,8 |
|
|
|
1996 |
| Tambar |
BP Norge AS |
8,3 |
2,6 |
0,2 |
|
2,4 |
2,6 |
0,1 |
|
1983 |
| Tor |
ConocoPhillips Skandinavia AS |
25,3 |
11,5 |
1,2 |
|
3,2 |
0,8 |
0,1 |
|
1970 |
| Tordis7 |
Statoil ASA |
64,0 |
5,6 |
1,8 |
|
17,1 |
2,0 |
0,5 |
|
1987 |
| Troll8 |
Norsk Hydro Produksjon AS |
238,0 |
1324,9 |
30,5 |
1,6 |
67,7 |
1085,4 |
29,4 |
–2,79 |
1979 |
| Tune |
Norsk Hydro Produksjon AS |
3,0 |
14,1 |
0,1 |
|
0,4 |
14,1 |
|
|
1996 |
| Ula |
BP Norge AS |
80,0 |
3,8 |
3,1 |
|
13,2 |
|
0,6 |
|
1976 |
| Urd |
Statoil ASA |
11,3 |
0,1 |
|
|
11,1 |
0,1 |
|
|
2000 |
| Vale |
Norsk Hydro Produksjon AS |
1,7 |
2,1 |
|
|
1,2 |
1,8 |
|
|
1991 |
| Valhall |
BP Norge AS |
170,9 |
31,9 |
5,9 |
|
82,3 |
14,3 |
3,0 |
|
1975 |
| Varg |
Pertra AS |
12,6 |
|
|
|
3,7 |
|
|
|
1984 |
| Veslefrikk |
Statoil ASA |
56,7 |
2,8 |
1,1 |
|
10,0 |
0,6 |
|
|
1981 |
| Vigdis |
Statoil ASA |
55,4 |
1,7 |
1,2 |
|
22,4 |
1,3 |
0,9 |
|
1986 |
| Visund |
Statoil ASA |
27,3 |
52,9 |
6,8 |
|
14,4 |
52,6 |
6,8 |
|
1986 |
| Åsgard |
Statoil ASA |
109,7 |
196,2 |
41,1 |
16,1 |
64,2 |
153,8 |
33,9 |
1,2 |
1981 |
Kilde: Olje- og energidepartementet: Fakta 2006 – Norsk petroleumsvirksomhet
1 Omfatter også Ringhorne
2 Omfatter også Gullfaks Vest
3 Omfatter også Gulltopp, Gullveig, Rimfaks, og Skinnfaks
4 Omfatter også Gyda Sør
5 Omfatter også Oseberg vest
6 Sleipner vest og Sleipner Øst
7 Omfatter også Tordis Øst og Borg
8 Omfatter de totale ressursene på Troll (inkl. TOGI), også den delen som blir operert av Statoil ASA
9 Negativt tall skyldes at gjenværende reserver på feltet ikke er rapportert under opprinnelig salgbart volum
Anbefalt lenke