Petroleumsfeltene på norsk kontinentalsokkel

Så tidlig som i 1967, i den andre boresesongen på norsk sokkel, fant Esso olje i en brønn ved blokk 24/11. Feltet lå vest for Haugesund, nær delelinjen til britisk sokkel. Med datidens kostnader og oljepris var ikke feltet drivverdig. Feltet, som senere fikk navnet Balder, skulle imidlertid vise seg å være stort nok til å forsvare produksjon senere.

I juni 1968 kunne Phillips bekrefte at det var funnet hydrokarboner under boring ved blokk 7/11 lenger sør. Codfeltet inneholdt mest gass, men også en del olje og kondensat. Funnet førte til at det ble satt ned et utvalg for å utrede en mulig ilandføring i rør til Norge. Men vinteren 1969 ble det konkludert med at heller ikke dette feltet var stort nok til å forsvare økonomisk produksjon. Cod ble først lønnsomt da det kunne knyttes til infrastrukturen på Ekofiskfeltet.

Funnet av olje og gass på Ekofisk høsten 1969 ble gjennombruddet ikke bare for norsk oljevirksomhet, men for Nordsjøen som en av verdens viktigste produksjonsregioner av olje og gass i verden. Med datidens oljepris og de teknologiske utfordringene ved å bygge ut oljeinstallasjoner midt ute i Nordsjøen måtte man finne et stort felt for å forsvare en utbygging.

Med Ekofisk var det for første gang påvist at det fantes store petroleumsreserver i Nordsjøen.

Allerede under prøveboringene rett før jul anslo oljeselskapet Phillips’ eksperter at feltet inneholdt rundt 3 milliarder fat olje (475 millioner standard kubikkmeter (Sm³)). I 2019 hadde feltet produsert nesten 484 millioner Sm³ olje og 148 milliarder Sm³ oljeekvivalent gass, og feltet er fortsatt i produksjon i 2022. Til sammenligning produserte Codfeltet 2,9 millioner Sm³ olje og 7,3 milliarder Sm³ gass fra da produksjonen startet i 1977 til den ble avsluttet i 1998.

Ekofiskfeltet ble funnet i et sedimentært lag fra overgangen mellom de geologiske periodene kritt og paleogen, som inntraff for cirka 65 millioner år siden. De aktuelle geologiske lagene befant seg cirka 3000 meter under havoverflaten. Kritt ble ofte regner som en dårlig kildebergart siden den ofte er for porøs. Kritt- eller kalksteinlagene ved Ekofisk viste seg å ha spesielt gode kvaliteter som kildebergart.

• Les mer om utbyggingen av Ekofisk.

I 1977 ble gassfeltet Frigg satt i produksjon. Frigg befant seg betydelig lenger nord enn Ekofisk, sørvest for Bergen. Feltet strakte seg over til den britiske kontinentalsokkelen. Det ble bygget plattformer på begge sider av delelinjen med det franske oljeselskapet Elf som operatør på begge sider. Gassen ble fraktet i rør til St. Fergus i Skottland.

Da produksjonen fra Frigg ble avsluttet i 2004 hadde feltet produsert i alt 116 milliarder Sm³ gass.

Litt sør for Ekofisk-området var oljeselskapet BP allerede på slutten av 1970-tallet i ferd med å ferdigstille oljefeltet Valhall for produksjon. Valhalls geologi minnet mye om Ekofisk. Produksjonen fra feltet startet i 1982. Utbyggingen og driften av Valhall kom litt i skyggen av andre oljefelt som fikk mer offentlig oppmerksomhet. Det dreide seg like fullt om et betydelig felt (147 millioner Sm³ Olje, 27,4 milliarder Sm³ gass). Oljen og gassen ble fraktet til markedet via rørledningsnettet fra Ekofisk.

Utbyggingen av Valhall og Frigg hadde mye til felles med Ekofiskfeltet i valg av plattformtyper og teknologiske løsninger. Med unntak av en stor lagringstank i betong var det meste av plattformer og utstyr til Ekofiskfeltet produsert i utlandet. Det samme var tilfellet på Frigg og Valhall.

Med sin strategiske plassering i det sørvestlige hjørnet av norsk sokkel og sitt rørledningsnett, forble Ekofisk viktig for utviklingen av felter lenger nord. Men etter hvert som petroleumsvirksomheten ekspanderte videre nordover skulle det vise seg at Ekofisk på ingen måte ble noen prototype på kommende aktiviteter.

13 kilometer sør for Valhall, er Hod-feltet. Et mindre felt som er utstyrt med en brønnhodeinnretning som fjernstyres fra Valhall. Dette var den første ubemannede plattformen i Norge da den ble satt i drift i 1990.

På samme måte som Friggfeltet, befant også Statfjord seg tett ved grensen til britisk sokkel. Da oljeselskapet Shell fant olje på Brentfeltet i 1971 håpet mange at feltet strakte seg over på norsk sokkel.

Da blokkene 33/12 og 33/9 ble delt ut i 1973 fikk Statoil et eierskap på 50 prosent. De amerikanske selskapene Mobil, Esso og Chevron fikk eierandeler på henholdsvis 15, 10 og 10 prosent. Da Statfjordfeltet ble påvist i 1974, viste det seg imidlertid at det dreide seg om et separat gigantfelt som strakte seg over til britisk sokkel, ikke motsatt.

Feltets opprinnelige utvinnbare reserver ble i 2019 anslått til 578 millioner Sm³ olje og 81 milliarder Sm³ gass. Siden det meste av feltet var på norsk sokkel ble alle produksjonsinnretninger plassert på norsk side av delelinjen. Mobil ble operatør for feltet i utbyggings- og oppstartsfasen. Statoil skulle i henhold til en avtale inngått overta som operatør etter en læreperiode på 10 år.

Statfjordfeltet skilte seg fra Ekofisk og Frigg både geologisk og teknologisk. Feltet ble funnet i sandsteinslag fra tidlig jura, med en opprinnelse for mer enn 150 millioner år siden. Feltet lå på havdyp mellom 150 og 180 meter. De geologiske formasjonene hvor man fant olje og gass lå på mellom 2500 og 3000 meter under havoverflaten. Havdybden stilte store krav til produksjonsinnretningene. Man valgte en utbyggingsløsning bestående av tre store produksjonsplattformer hvor plattformunderstellet bestod av betong (Statfjord A, B og C).

Valget av betong som materiale for understellet var en norsk løsning. Det ga norske leverandører et visst fysisk fortrinn. Dype norske fjorder var en avgjørende forutsetning for å utføre støpearbeidet. Når understellet først befant seg i Norge var det naturlig at både plattformdekk og relevant utstyr ble koblet sammen her. Da utbyggerne av Statfjord valgte en betongløsning var imidlertid dette allerede utøvd med suksess på britisk sokkel. Det norske selskapet Norwegian Contractors leverte betongunderstell til både Brentfeltet og Statfjordfeltet. Produksjonen fra Statfjord A startet opp i november 1979.

Statoil ønsket opprinnelig at både oljen og gassen fra Statfjordfeltet skulle føres i land til det norske fastlandet. Man valgte til slutt en løsning hvor oljen ble lastet fra bøyer over til tankskip ute på feltet. Det ble imidlertid besluttet at gassen skulle føres til land i Norge.

I 1985 var rørledningssystemet Statpipe klart. Gassen og våtgass (LNG) fra Statfjord ble sendt til Kårstø (Statpipe). På Kårstø ble våtgassen prosessert til produkter som propan, normalbutan, isobutan, nafta og etan. Den resterende tørrgassen (i hovedsak etan) ble fraktet i rør over Norskerenna på ny og sørover rørledningsnettverket ved Ekofisk. I 1987, etter at alle plattformer og rørledningssystemer var i drift nådde oljeproduksjonen fra Statfjordfeltet nær 37 millioner Sm³ per år og rund 2 milliarder Sm³ gass per år.

Ikke noe annet felt på norsk sokkel har hatt en tilsvarende stor årsproduksjon.

Ved utgangen av 2019 hadde feltet produsert 575 Sm³ olje og 78 Sm³ gass.

Området rundt Statfjordfeltet viste seg å inneholde en rekke andre store oljefelter. I 1978 ble Gullfaksfeltet påvist (365 millioner Sm³ olje, 23 milliarder Sm³ gass). I 1979 ble Snorrefeltet påvist (250 millioner Sm³ olje og 6,6 milliarder Sm³ gass). De to feltene var til sammen på størrelse med Statfjordfeltet. Snorre var på tilsvarende vis som Statfjord i sandstein fra overgangen mellom trias og tidlig jura (200-150 millioner år siden). Gullfaks var fra litt senere jura.

Gullfaks var Statoils første selvstendige operatørskap. Produksjonen startet i desember 1986, men nådde ikke en topp før midt på 1990-tallet. Gullfaks ble bygd ut med samme type gigantiske betongkonstruksjoner som Statfjordfeltet. Oljen fra feltet ble på samme måte som på Statfjord lastet over i tankskip. Gassen ble sendt inn i Statpipenettverket via Kårstø.

På Snorre-plattformen som lå på 300 til 350 meters havdyp valgte man i stedet to flytende produksjonsinnretninger. Produksjonen fra feltet startet i 1982 med det private norske oljeselskapet Saga som operatør. Det meste av gassen fra feltet ble sendt tilbake i reservoaret for å bidra til å opprettholde trykket.

Området hvor Statfjord, Gullfaks og Snorre befant seg ble fra 2000-tallet gjerne omtalt som Tampen, en betegnelse som tidligere var brukt om området blant fiskere. Fra 1990-tallet ble en rekke mindre felter i området knyttet til et stadig mer komplekst nettverk av rørsystemer. En rekke mindre satellittfelter ble knyttet til den nordligste av de tre Statfjordplattformene (Statfjord Nord, Sygne, Statfjord Nordflangen og Statfjord Øst).

Disse feltene benyttet undervannsinstallasjoner. Snorrefeltet knyttet til seg Vigdisfeltet som bestod av et enda større antall undervannsinstallasjoner. Felter som Skinfaks, Gullveig, Tordis, Gullfaks Sør og Visund Sør ble knyttet til Gullfaksfeltet. I 1999 startet produksjonen fra Visundfeltet, som fikk en separat plattform. I 2004 startet produksjonen fra Kvitebjørn som også hadde en separat produksjonsplattform.

I 2019 besluttet Equinor og partnere at det skal bygges ut flytende havvindkraftverk for å forsyne plattformene på Gullfaks- og Snorre-feltet med strøm. Prosjektet har navnet Hywind Tampen og består av 11 flytende vindmøller med en kapasitet på 88 Mw og en antatt årsproduksjon på 384 Gwh. Dette vil kunne dekke 35 prosent av det årlige kraftbehovet for de fem plattformene i området.

Prosjektet har en prislapp på rundt 5 milliarder kroner, og utbygging forutsatte støtte fra staten. I 2019 bevilget Enova 2,3 milliarder kroner til prosjektet. Enovas begrunnelse for støtte var ikke det at CO2-utslippene kan redusere med 200 000 tonn hvert år plattformene i området er i drift, men at prosjektet kunne være et pilotprosjekt for å kommersialisere flytende havvind, det vil si at prosjekter kan gjennomføres uten statlige subsidier.

Produksjonen skal etter planen komme i gang i 2022. Kværner Stord vant oppdraget med å produsere 11 flytende betongskrog til utbyggingen, mens Siemens Gamesa produserer vindturbinene på ulike steder i Europa før de transporteres til Norge for sammenstilling.

I januar 2015 kom Valemon-feltet i produksjon. Feltet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, mellom Kvitebjørn og Gullfaks sør. Feltet er bygget ut med en brønnhodeplattform med stålunderstell. Det var det første plattformdekket som Statoil (Equinor) ha hele totalentreprisen til et verft i Sør-Korea. Understellet og boligmodulen ble bygget i Nederland. Opprinnelige utvinnbare reserver i Valemon-feltet er per 2015 beregnet til 4,7 milliarder Sm3 olje, 24,3 milliarder Sm3 gass og 1,2 millioner tonn NGL.

Kondensatet fra Valemon blir sendt til Kvitebjørn for prosessering og videre transport til Mongstad, mens gassen går til Heimdal for prosessering og videre transport til markedet.

Valemon-plattformen har 50 sengeplasser, men er en ubemannet plattform hvor driften fjernstyres fra land, Sandsli utenfor Bergen. Plattformen er fire uker ubemannet og to uker bemannet med et vedlikeholdslag. Det er antatt at feltet kan produsere til 2040. Utbyggingskostnadene er beregnet til 22,3 milliarder kroner (2017), mot 20 milliarder da utbyggingsplan ble godkjent.

Fra tidlig på 1990-tallet har utbyggere av oljefelt måttet velge hvorvidt de skulle satse på en utbyggingsstrategi med plattformer ute på feltene, automatiserte undervannsinstallasjoner eller en kombinasjon. Valget hadde både teknologiske, økonomiske og delvis politiske implikasjoner. Frem til slutten av 1980-tallet ble montering av utstyr under vann gjennomført av dykkere. Dykkingen var i seg selv blitt mer avansert, blant annet med bruk av trykkamre hvor dykkerne var trykksatt opptil flere uker av gangen.

Dykkingen forble imidlertid farlig. På dyp fra 180 meter og mer mente mange det var uforsvarlig. I Norge ble dykking på mer enn 180 meter i praksis forbudt tidlig på 1990-tallet. Fjernstyrte undervannsroboter eller Remote Operated Vessels (ROV) var da blitt så avanserte at de kunne utføre en del av de samme monterings- og inspeksjonsarbeidene som tidligere ble utført av dykkere. Det ble også utviklet utstyr som kunne utføre mange av funksjonene oppe på en plattform under vann. Siden automatiserte undervannsinstallasjoner ikke trengte noen bemanning offshore var de langt billigere i drift enn plattformer.

Men faste produksjonsinnretninger hadde fortrinn som ikke kunne veies opp av stadig mer avansert undervannsteknologi. Ved store olje- og gassfelt ble det kontinuerlig drevet boring av nye brønner eller åpning av gamle brønner for å få mest mulig olje ut av feltet. Når produksjonen falt ble det gjennomført et tilsvarende arbeid for å optimalisere ulike former for injeksjoner for å opprettholde trykket. Automatiserte undervannsinstallasjoner var mindre fleksible.

Resultatet var at man måtte forutsette at utnyttelsesgraden av feltene ble langt lavere, det vil si hvor stor andel av den aktuelle oljen og gassen som befant seg i feltet som kunne utvinnes.

Undervannsteknologien var svært lønnsom når den ble benyttet i tett tilknytting til eksisterende installasjoner. Man risikerte imidlertid også at en operatør ut fra rene økonomiske hensyn «skummet fløten» av en rik ressurs. Et selskap kunne optimalisere sin aksjekurs ved å velge en løsning som ga store overskudd i forhold til investeringene. Olje og gass som likevel ville være lønnsom å utvinne ut fra et samfunnsøkonomisk perspektiv kunne bli liggende igjen uutnyttet.

De to andre store feltene i den nordlige delen av Nordsjøen var Oseberg og Troll. Ved siden av ny undervannsteknologi skulle utbyggingen av disse feltene preges av to andre viktige teknologiske innovasjoner.

Osebergfeltet hadde oljereserver som tilsvarte Gullfaksfeltet (384 millioner Sm³) og gassreserver som tilsvarte Friggfeltet (104 milliarder Sm³). Selv om det befant seg litt sørøst for Statfjord og Gullfaks, lå det i en forholdsvis lik geologisk formasjon med sandstein fra jura. Feltet ble operert av Norsk Hydro som valgte en teknologisk løsning med betongunderstell. Produksjonen startet i desember 1988.

Trollfeltet som ble funnet i 1983 var det overlegent største gassfeltet på norsk sokkel med anslåtte opprinnelige reserver per 2013 på i alt 1432 milliarder Sm³ gass. Det var cirka 20 ganger så mye gass som Statfjordfeltet og 9 ganger så mye gass som i Ekofiskfeltet. I tillegg hadde Trollfeltet oljereserver tilsvarende Snorrefeltet.

Trollfeltet befant seg i den såkalte Sognefjordsformasjonen, bare 60 kilometer fra kysten. Den største utfordringen ved utbyggingen av Trollfeltet var at det lå på svært dypt vann med datidens teknologi (300 meter og mer). Oljen befant seg i tynne kolonner, spredt på litt komplekse vis i feltets store geografiske utstrekning. En utfordring var å komme til oljen uten å ødelegge for gassproduksjonen og vise versa.

Operatør for utvinning av oljedelen av feltet ble Hydro, mens Shell sto for utbygging av produksjonsinnretningene for gassen. Da gassproduksjonen fra Trollfeltet startet opp i februar 1996 tok Statoil over som operatør. Troll A, produksjonsplattformen for gass på Trollfeltet, ble den største konstruksjonen noen sinne på norsk sokkel. Fra bunnen av plattformen til toppen av boretårnet var det i alt 472 meter.

Trollplattformen var likevel mindre kompakt enn de andre store plattformene nord i Nordsjøen siden det ikke befant seg prosesseringsutstyr på selve plattformen. Gassen ble fraktet uprosessert i rør til Kollsnes i Øygarden utenfor Bergen. Derfra ble den sendt i rør sørover til Europa (Zeepipe).

Frakten av uprosessert gass over store avstander var en stor teknologisk utfordring. Statoil og norske forskere gjorde viktige gjennombrudd i det som ble kalt flerfasestrømming. I og med at det som kom opp fra brønnene var en skiftende mengde ren gass og ulike former for kondensat var det en stor utfordring å hindre at propper stoppet gjennomstrømmingen.

Produksjonen av olje fra Troll startet opp i 1995 fra to separate plattformer, Troll B og Troll C. Boringen fra spesielt Troll C ble regnet som et gjennombrudd for såkalt horisontal boring. I stedet for å bore rett ned eller litt på skrå som hadde vært det vanlige tidligere, boret man ned og deretter horisontalt inn i området hvor det befant seg olje. På den måten ble det lettere å få tilgang til den forholdsvis smale oljekolonnen.

Bruken av horisontal boring i kombinasjon med undervannsinstallasjoner var med på å gjøre satellittfelter tett opp til de store feltene billigere i drift. Horisontal boring kunne også bidra til å sikre en høyere utvinningsgrad. Flerfasestrømming og horisontal boring var komplekse teknologiske løsninger hvor man brukte teknikker, utstyr og kompetanse hentet inn fra ulike deler av oljeindustrien internasjonalt. Det er likevel regnet som to av de viktigste innovasjonene som ble utviklet i tilknytning til aktiviteter på norsk sokkel.

Et nøkkelfelt i den midtre delen av Nordsjøen var Sleipner. Sleipner ble funnet allerede i 1974 av Esso. Esso hadde vært interessert i området siden de første boringene på 1960-tallet. Statoil hadde imidlertid sikret seg et majoritetseierskap og ble operatør da feltet skulle bygges ut og driftes på 1990-tallet.

Sleipner bestod egentlig av to felt (Sleipner Øst og Sleipner Vest). Feltet var først og fremst et gassfelt (201 milliarder Sm³), men besto også av betydelig mengder kondensat. Feltet ble betjent av to plattformer, en på den østlige og en på den vestlige delen. Sleipner A er mest kjent for ulykken som inntraff da et ferdig støpt betongunderstell sank i Gandsfjorden den 23. august 1991.

Et nytt understell ble plassert på feltet i 1993. Produksjonen fra Sleipner Øst startet i 1993. Produksjonen fra Sleipner Vest startet i 1996. Produksjonen her ble i betydelig grad fjernstyrt fra den større installasjonen på Sleipner Øst.

Gassproduksjonen på Sleipner var så stor at den bidro til å legge grunnlaget for et betydelig mer utbygd gassrørnettverk sørover mot markedene i Europa. Det ble bygd en ny rørledning til Zeebrugge i Belgia (Zeepipe). Denne rørledningen var i drift fra og med oppstarten av produksjonen på Sleipner. I likhet med andre store installasjoner ble også Sleipner knutepunkt for flere mindre felter (Loke, Grunge, Alfa Nord).

Allerede i den første boresesongen etter åpningen av områdene nord for 62. breddegrad ble det funnet hydrokarboner både i Norskehavet og Barentshavet. I 1981 fant Statoil Midgardfeltet, ca. 200 kilometer ut fra kysten av Nord-Trøndelag. Samme år fant Statoil Askeladdfeltet, ca. 140 kilometer fra kysten av Vest-Finnmark. Men ingen av disse feltene var store nok til å forsvare en forsert utbygging.

Ressursgrunnlaget i området ved Askeladdfeltet ble betydelig utvidet da man først fant Albatrossfeltet og i 1984, Snøhvitfeltet. Sammen med de tilliggende feltene inneholder Snøhvitfeltet gassmengder på størrelse med Friggfeltet. I første omgang fremsto kostnadene ved en utbygging så store at det ikke ble regnet som økonomisk forsvarlig.

Gjennombruddet for oljeaktiviteten nord for 62. breddegrad kom med funnene av Draugenfeltet i 1984 og Heidrunfeltet i 1985. Ingen av de to feltene var på størrelse med gigantene nord i Nordsjøen, men med utvinnbare oljereserver på henholdsvis 147 Sm³ og 180 millioner Sm³ var de begge like fullt betydelig felt. Heidrunfeltet inneholdt også en god del gass (42 milliarder Sm³).

Da Shell startet produksjon på Draugenfeltet i oktober 1993, var det første gang man produserte olje fra Norskehavet. Feltet lå på 250 meter og produserte fra en fast havbunnsinnretning hvor understellet var bygd av betong. Heidrunfeltet som lå på 350 meter, produserte fra en flytende plattform da feltet startet produksjonen i oktober 1995. Gassen fra Heidrunfeltet ble fraktet i en 253 kilometer lang rørledning til Tjeldbergodden, hvor Statoil brukte gassen i en etanolfabrikk.

De geologiske formasjonene hvor oljen i Norskehavet ble funnet var i likhet med mange av feltene nord i Nordsjøen kildebergarter fra juratiden. Sandstenslagene cirka 1600 meter under havoverflaten, hvor Draugen befinner seg, er fra en noe yngre periode av jura enn Heidrun. Heidrun befinner seg cirka 2300 meter under havoverflaten. Mot slutten av 1990-tallet ble det satt i gang oljeproduksjon også fra feltene Njord og Norne i Norskehavet.

Utfordringen knyttet til utvinning av den første gassen som ble funnet i Norskehavet var dels de store avstandene til markedene, og dels at feltene var relativt små. Dermed var det stor usikkerhet knyttet til lønnsomheten. Et vendepunkt ble beslutningen om å bygge ut Åsgardfeltet i 1996. Åsgardfeltet er egentlig fellesbenevnelse på flere mindre felt, hvor også Midgardfeltet inngikk. Feltet hadde også en del olje. Til sammen dreide det seg om gass på rundt 200 milliarder Sm³, noe mer enn Friggfeltet.

I år 2000 var en 707 kilometer lang rørledning fra Åsgardfeltet til Kårstø klar (Åsgard Transport). Derfra kunne gassen fra Norskehavet fraktes inn i gassrørnettverket i Nordsjøen som var blitt gradvis utvidet. Med en hovedrørledning på plass kunne gass fra flere av feltene som først var bygd ut som oljefelt kobles til gjennom et lokalt nettverk av rørledninger. Dette gjaldt blant annet Nornefeltet.

I Norskehavet finner vi også den dypeste feltutbyggingen på norsk sokkel. Aasta Hansteen-feltet ligger på 1300 meters dyp i Vøringområdet i Norskehavet, rundt 300 kilometer vest av Sandnessjøen. Feltet omfatter opprinnelig de tre funnene Luva, Haklang og Snefrid Sør som ble funnet i 1997 og 1998. Utbyggingen gjorde det også mulig å bygge den 482 kilometer lange gassrørledningen Polarled til Nyhamna i Møre og Romsdal.

Da plan for utbygging og drift ble godkjent i 2013, ble navnet endret til Aasta Hansteen etter kvinnesaksforkjemperen. Feltet er bygget ut med verdens største Spar-plattform, en flytende produksjonsplattform som brukes på store dyp. Skroget er vertikalt sylindrisk og forankret til havbunnen. Dette er også den første Spar-plattformen på norsk sokkel.

Aasta Hansteen er et gassfelt med anslåtte reserver før oppstart på 55,6 milliarder standard kubikkmeter (Sm³) gass og 0,6 millioner Sm³ kondensat. Gass fra Aasta Hansteen transporteres i Polarled-rørledningen til Nyhamna-terminalen for videre eksport til Storbritannia. Produsert kondensat lastes på tankskip og fraktes til markedet.

Equinor startet produksjon fra Aasta Hansteen-feltet 16. desember 2018. Samtidig åpnet rørledningen Polarled.

Utbyggingskostnadene er beregnet til 37,4 milliarder kroner (2018) mot 34,5 (2018-)kroner da utbyggingen ble godkjent av Stortinget i 2013.

I driftsfasen blir feltet operert fra Harstad, basetjenester leveres fra Sandnessjøen og helikoptertrafikken går fra Brønnøysund

Sleipner ble dessuten regnet som et pionerprosjekt i og med at CO2-forekomster i gassen som ble produsert ble skilt ut og pumpet ned i den såkalte Utsiraformasjonen, før gassen ble sendt videre. Utsiraformasjonen var et geologisk lag på rundt 1000 meters dybde som inneholdt vann. Gassen fra Sleipnerfeltet inneholdt uvanlig mye CO2. Statoil var derfor avhengig av å fjerne CO2 for å få solgt gassen.

I og med at Norge fra og med 1991 innførte en avgift på utslipp av CO2 måtte Statoil ha betalt en avgift for å slippe ut gassen. Ved å pumpe den ned i undergrunnen slapp Statoil å betale denne avgiften. På den måten ble rensingen kommersielt lønnsom.

I 1997 ble Ormen Lange, det største gassfeltet i Norskehavet påvist. Feltets anslåtte reserver er på 306 milliarder Sm³ gass. Det var det nest største gassfeltet påvist på norsk sokkel. Ormen Lange befant seg i Mørebassenget, cirka 140 kilometer fra kysten. Feltet befant seg en del lenger sør i Norskehavet enn felt som Heidrun og Åsgard. Til gjengjeld var de teknologiske utfordringene store fordi det dreide seg om store havdyp. Dybden i området varierte fra 800 til 1100 meter.

Da Stortinget godkjente utbyggingen av feltet i 2004, hadde eierne av feltet bestemt seg for en løsning hvor gassen skulle ledes fra i alt 24 produksjonsbrønner til 4 havbunnsrammer. Fra havbunnsrammene, som hadde samme funksjon som en tradisjonell plattform, ble gassen ledet direkte til land for å prosesseres ved Nyhamna, rett sør for Molde.

Man fikk altså ingen fast installasjon på feltet. Ved frakt av gassen i den 140 kilometer lange rørledningen fra dypvannsfeltet og inn til land, benyttet man på samme måte som ved Trollfeltet flerfaseteknologi. Produksjonen fra Ormen Lange startet i september 2007.

Også ved Snøhvitfeltet var en kombinasjon av avansert automatisert undervannsteknologi og flerfasestrømming av gass avgjørende teknologiske forutsetninger da Stortinget godkjente utbygging i 2004. De nye teknologiske gjennombruddene hadde redusert kostnadene sammenlignet med hva man så for seg første gang man vurderte utbygging på 1980-tallet.

En løsning med en rørledning fra Finnmark og videre sør i havet, og alternativt en rørledning på land til Sverige, ble avvist. I stedet valgte man bygging av et LNG-anlegg ved mottaksterminalen ved Hammerfest. LNG innebærer at man fryser ned gassen og frakter den i spesialbygde tankskip som leverer gassen til spesialiserte mottaksterminaler rundt om i verden.

Utbyggingen av oljeinstallasjonene i tilknytning til norsk sokkel har vært preget av store teknologiske endringer, ofte har det dreid seg om teknologiske innovasjoner hvor norske ingeniører og selskaper har vært verdensledende innen oljesektoren. Det skyldes dels at norsk sokkel rent fysisk i form av havdyp, værforhold og avstand fra kysten og internasjonale markeder har gjort utfordringene spesielt store.

Det skyldes også at krav fra arbeidstakere, miljøbevegelsen, det øvrige samfunnet og politikere har resultert i et spesielt strengt reguleringsregime.

Kravene til miljø, sikkerhet og effektiv ressursutnyttelse har hele tiden også skapt føringer for teknologien som er anvendt. De teknologiske utfordringene var spesielt store da norsk sokkel på 1990-tallet beveget seg ut på vanndybder hvor det ikke lenger var mulig å benytte dykkere ved arbeid under vann.

Fra 2000-tallet har områder som Mexicogolfen i USA, Brasil og Vest-Afrika overtatt som de områdene av verden hvor utfordringene knyttet til dypvannsaktiviteter er størst. I disse landene er det funnet nye store offshorefelter på mellom 2000 og 3000 meters dyp.

Den teknologiske utviklingen på norsk sokkel på 2000-tallet har blitt preget av at en rekke av de tidligere store oljefeltene beveget seg inn i en haleproduksjonsfase. Etter å ha nådd en topproduksjon ved maksimal utnyttelse av det opprinnelige trykket i et felt, vil produksjonen falle til et langt lavere nivå. For mange felt kunne en slik haleproduksjonsfase opprettholdes i mange år. Men jo mindre hjelp man fikk fra feltets eget trykk, jo mer investeringer og arbeid måtte til for å opprettholde produksjonen.

Samtidig var nye felt som ble utbygd jevnt over langt mindre enn feltene som ble bygd ut i tidligere faser. En relativt høy oljepris bidro til å opprettholde lønnsomheten på norsk sokkel. Det var imidlertid klart at hvis man skulle opprettholde et høyt aktivitetsnivå over tid, var man avhengig av kontinuerlig innovasjon som bidro til effektive teknologiske løsninger.

Ved siden av undervannsanlegg styrt fra land som Ormen Lange og Snøhvit var den viktigste teknologiske endringen på 2000-tallet økt bruk av produksjonsskip med lagringskapasitet (Floating, Production, Storage and Offloading FPSO). Det første feltet som ble driftet fra et produksjonsskip var Nornefeltet. Produksjonen fra Norne startet opp allerede sommeren 1997.

På 2000-tallet har felt som Alvheim, Balder, Jotun A og Skarv blitt driftet fra produksjonsskip med lagringskapasitet. Også Goliatfeltet, det første oljefeltet som ble vedtatt utbygd i Barentshavet, produserer olje fra en FPSO.

Produksjonen fra Goliat-feltet kom i gang i mars 2016, mens planlagt produksjonsstart var fjerde kvartal 2013 da utbyggingen ble vedtatt i 2009 av Stortinget. Utviklingen av Goliat-feltet under operatør Eni Norge viste også utfordringene med å utvikle petroleumsprosjekter i Barentshavet. Selve plattformen ble bygget ved Hyundai-verftet i Ulsan i Sør-Korea.

Byggingen var beheftet med utsettelser og mangler. Da Goliat kom til Norge og Barentshavet våren 2015, var det langt fra en ferdig plattform som var på plass. Siden den gang er det avdekket en rekke feil og mangler med plattformen som operatør Eni Norge har måttet forbedre. Utbyggingskostnadene var på 31,3 milliarder kroner da prosjektet ble vedtatt. I 2018 var kostnadene kommet opp i 50,8 milliarder kroner; en overskridelse på vel 62 prosent.

Konstruksjonen av Goliat er imidlertid spesiell i og med at den har en sirkelform, ikke den tradisjonelle avlange skipsformen som har vært vanlig for FPSO-ene.

FPSO-ene kan produsere både olje og gass, de kan på samme måte som tradisjonelle plattformer også knytte til seg ulike mindre undervannsfelt som satellitter.

Gassproduksjonen fra Snøhvit og anlegget i Hammerfest startet opp i 2007. Anlegget hadde betydelig tekniske oppstartsproblemer. Etter 2010 fikk man dessuten en svikt i det forventede markedet for LNG gass da prisene på gass i USA falt som følge av økt produksjon av skifergass.

Norsk oljeproduksjon nådde en topp i 2000/2001 på rundt 180 millioner Sm³. I 2012 var produksjonen falt til det halve, 89 millioner Sm³. Gassproduksjonen økte i den samme perioden og kompenserte derfor noe for fallet i produksjonen. Den fallende oljeproduksjonen førte like fullt til et økt fokus på ulike tiltak for å sikre en størst mulig utvinningsgrad fra eksisterende felt.

Som det første store oljefeltet på norsk sokkel var Ekofisk og operatøren Phillips som drev feltet en pioner når det gjaldt ulike virkemiddel for å opprettholde produksjonen i feltet etter hvert som trykket falt. Det vil si, da Ekofisk tidlig på 1970-tallet bestemte seg for en utvinningsstrategi som i hovedsak besto av trykkuttapping, produksjon kun basert på det eksisterende trykket i feltet, valgte man bort kjente alternativer som ville ført til en bedre utnyttelsesgrad.

Med løsningene som ble valgt forventet man en produksjon rundt 20 prosent av de samlede reservene. Da Phillips i en overgangsfase sendte en del av gassen tilbake i feltet, bidro det til å opprettholde trykket, men dette var altså mens man ventet på at rørledningen skulle bli klar.

I 1983 godkjente Stortinget en plan for vanninjeksjon. Da anlegget for vanninjeksjon kom i drift økte produksjonen på nytt. På dette tidspunktet hadde man innsett at uttappingen av feltet førte til at havbunnen sank. Målinger viste at det dreide seg om nesten en halv meter i året. Det kunne få dramatiske konsekvenser for plattformene som var konstruert for å tåle bestemte bølgehøyder. Vanninjeksjon ble dermed også et virkemiddel for å begrense innsynkningen. Det var imidlertid ikke nok. I 1987 måtte plattformene på feltet jekkes opp. Tilsvarende problemer inntraff på Valhallfeltet, hvor de geologiske strukturene var ganske like.

Tiltakene for å øke produksjonen på Ekofiskfeltet var imidlertid en suksess. I 2000 oppnådde Ekofisk en produksjon tilsvarende den tidligere topp-produksjonen på slutten av 1970-tallet. Ekofiskfeltet er blitt fremholdt som et eksempel på hvordan innovasjoner og ny teknologi gradvis har økt utvinningsgraden på norsk sokkel. Hadde Phillips valgt en annen kjent strategi kunne utvinningsgraden ha vært større allerede fra starten. Men injeksjonsteknologien som ble benyttet var preget av tilpasninger og læring underveis.

Vanninjeksjon viste seg å ha spesielt gunstig innvirkning på kalksteinslagene ved Ekofisk. I 2013 forventet Phillips en utvinningsgrad på 50 prosent.

For mange andre felt lengre nord i Nordsjøen og i Norskehavet ble ulike tiltak for å opprettholde trykket inkludert allerede i den første utbyggingsfasen. Hva slags type virkemidler som var mest effektive var imidlertid i betydelig grad avhengig av lokale geologiske forhold. Hvis gass skulle benyttes var det alltid et spørsmål om hva den samme gassen ville være verdt hvis den i stedet ble solgt i markedet. Avhengig av oljen og gassens kvaliteter spilte det en rolle hva slags vann man benyttet. Ferskvann var bedre enn saltvann. Vannet kunne dessuten tilsettes ulike kjemikalier.

Med diskusjonene om global oppvarming har muligheten for å pumpe oppsamlet CO2 fra helt andre sektorer på land og fra andre land enn Norge blitt sett på som et alternativ for å øke produksjonen. CO2 kan føres ned i oljeførende formasjoner for å øke trykket og dermed også utvinningsgraden. Motstandere av en slik løsning vil hevde at det er et dårlig alternativ for klimaet i og med at det bidrar til økt oljeproduksjon.

Rundt år 2000 var utvinningsgraden på norsk sokkel regnet til 43 prosent. I 2013 var dette tallet steget til 45 prosent. De to prosentene representerte betydelige mengder ekstra petroleum ut i markedet.

Etter over 40 år med oljeleting, var det selskapet Lundin Norway som i 2007 knakk den geologiske koden på Utsirahøyden i Nordsjøen. Funnet 16/1-8 Luno ble påvist i 2007, omtrent 35 kilometer sør for feltene Grane og Balder. Feltet fikk senere navnet Edvard Grieg.

Utbyggingsplan, PUD, ble levert i juni 2012, mens feltet sto klar til produksjon i november 2015. Feltet er anslått å inneholde vel 26,3 millioner Sm3 olje, 1,8 milliarder Sm3 gass og 0,5 millioner tonn NGL.

Feltet er bygd ut med en bunnfast produksjonsinnretning. Olje transporteres til Sture-terminalen i Hordaland, via Grane oljerør. Gassen går i egen rørledning som er knyttet til infrastrukturen på britisk side (SAGE).

Utbyggingskostnadene for Edvard Grieg er blitt anslått til vel 25 milliarder kroner, og feltet har en antatt levetid på 25 år. Det er også mindre felt nær Edvard Grieg som kan kobles til plattformen.

I 2008, året etter at Edvard Grieg-feltet ble funnet, fant Det norske oljeselskap, senere AkerBP, feltet Draupne i blokk 16/1, omtrent 30 kilometer sør for Grane og Balder. Høsten 2012 satte Olje- og energidepartementet navnet til Ivar Aasen, etter språkforskeren Ivar Aasen.

Utbyggingsplan ble godkjent i mars 2013. Produksjonsstart for feltet var 24. desember 2016. Utbyggingskostnadene var da på 26,9 milliarder kroner. Feltet har en antatt levetid på 20 år. I tillegg skal Hanz-feltet som ligger i nærheten fases inn når det blir ledig kapasitet på Ivar Aasen-installasjon.

De utvinnbare reservene fra Ivar Aasen er beregnet til 23,3 millioner Sm3 olje, 4,4 milliarder Sm3 gass og 0,9 millioner tonn NGL.

Et annet prosjekt på Utsirahøyden som ble satt i produksjon på 2010-tallet, var Gina Krog-feltet, som startet opp 30. juni 2017. Feltet ble oppdaget allerede i 1974, da som et mindre gassfunn. Olje ble funnet i feltet i 2007 og 2008, feltet hadde da navnet Dagny.

Videre boringer fram til 2011 viste for Statoil (Equinor) at det var sammenheng mellom Gina Krog og Gina Krog Øst, og at det fantes betydelige oljemengder under hele strukturen.

Etter oljefunnet ble det vurdert som utbyggingsmessig lønnsomt. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i mars 2013 – nesten 40 år etter det første gassfunnet. Feltet skiftet da også navn til Gina Krog etter kvinnesaksforkjemperen. Utbyggingsløsningen er en kombinert bolig- og prosessplattform.

Feltet inneholder 16,9 millioner Sm3 olje, 12 milliarder Sm3 gass og 3,3 millioner tonn NGL.

Det er foreløpig planlagt 11 produksjonsbrønner og tre injeksjonsbrønner på feltet. Gina Krog-plattformen er også tilrettelagt for tilkobling av eventuelle nye funn i området. Gina Krog er også tilrettelagt for å kunne koble seg til områdeløsningen for landstrøm på Utsirahøyden fra 2022. Da vil løsningen dekke feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog.

Utbyggingskostnadene på feltet er anslagsvis 31 milliarder kroner, og feltet har en antatt levetid på mellom 15 og 20 år.

Gudrun-feltet ble funnet allerede i 1975, men kom først i produksjon 7. april 2014. Feltet ligger rundt 50 kilometer nord for Sleipner-feltene. Plan for utbygging ble godkjent i 2010, og feltet er bygget ut med en prosesseringsplattform knyttet til Sleipner A-plattformen. Gudrun-feltet består av en såkalt lavtbemannet plattform og var Statoils første produksjonsplattform siden 2005 da den ble satt i drift i 2014.

Utvinnbare reserver i Gudrun-feltet er beregnet å være 13,4 millioner Sm3 olje, 7,9 milliarder Sm3 gass og 1,1 millioner tonn NGL.

Budsjett for utbyggingen var på 21 milliarder kroner, og Statoil beregnet i 2013 å bruke et par milliarder mindre enn budsjett.

Gudrun-prosjektet var også et prosjekt som titulerte seg med å være 96 prosent norsk. Aker Verdal bygde understellet, Apply Leirvik bygde boligkvarteret, mens Aibel i Haugesund bygde plattformdekket. Alt ble levert i tide.

Etter mange år med få og små funn ble det i 2010 for første gang funnet et nytt betydelig oljefelt på norsk sokkel. Oljeselskapene Lundin og Statoil fant begge olje nær ved hverandre i sentrale deler av Nordsjøen. Det store Avaldsnes-funnet ble annonsert høsten 2010 av Lundin, mens året etter fant Statoil med Lundin som operatør Aldous Major Sør like i nærheten. Det viste seg å dreie seg om samme felt, og de ble slått sammen og fikk navnet Johan Sverdrup.

Sverdrupfeltet ble i 2013 anslått å inneholde cirka 300 millioner Sm³ olje. I 2019 var de anslåtte utvinnbare reservene på 406 Sm³ olje og litt over 10 Sm³ gass. Det var litt mer enn mengden av olje i Gullfaksfeltet.

Sverdrup-utbyggingen på Utsirahøyden i Nordsjøen bygges ut i to faser. Produksjonen startet i oktober 2019 fra feltet som består av en boreplattform, en prosessplattform, en stigerørsplattform og en boligplattform. Boligplattformen har hele 450 lugarer og er Nordsjøens største hotell.

Gassen fra Sverdrup-feltet transporteres til Kårstø i Rogaland for prosessering og videre transport. Selve rørledningen er 165 kilometer lang og har en diameter på 18 tommer. Rørledningen knyttes til Statpipe ved hjelp av en undervannstilkobling. Feltet skal også drives med kraft fra land.

Nye løsninger og effektiviseringsarbeid i prosjektperioden har også fått prisen på Sverdrup-utbyggingen ned. Høsten 2018 var den anslått til 97,9 milliarder kroner. Da plan for utbygging og drift ble vedtatt i Stortinget i 2015, var investeringskostnadene anslått til 117 milliarder 2015-kroner.

Etter at oljekrisen slo innover Norge høsten 2014, noe som førte til en rekke nedbemanninger i oljeindustrien, var Johan Sverdrup et kjærkomment oppdrag for mange leverandører. Over 70 prosent av kontraktene i Johan Sverdrup-utbyggingen gikk til norske leverandører.

Produksjonsstart for Johan Sverdrup fase II er satt til 2022. Her skal ytterligere en prosessplattform komme på plass. Samlet sett vil dette kunne gi en prosesskapasitet på 660 000 fat olje per dag. Investeringskostnadene for fase II-utbyggingen er anslått til å ligge mellom 40 og 55 milliarder kroner.

Et annet felt som nærmer seg produksjonsstart er Martin Linge-feltet. Etter stadige utsettelser har Equinor tatt sikte på oppstart av feltet i slutten av 2020. Martin Linge het tidligere Hild-feltet og ble funnet av Norsk Hydro så langt tilbake som i 1978 nær delelinjen til britisk sektor, omtrent 42 kilometer vest for Oseberg-feltet. Plan for utbygging og drift ble vedtatt i juni 2012. Den gang var det Total E&P Norge. Årsaken til at det tok så lang tid fra feltet ble funnet til utbygging ble besluttet, hang sammen med feltets kompleksitet. Utvinnbare reserver er per 2019 estimert til 11,1 millioner Sm3 olje, 26,2 milliarder Sm3 gass og 2,1 millioner tonn NGL.

I desember 2012 tildelte Total et konsortium bestående av franske Technip og verftet Samsung Heavy Industries i Geoje i Sør-Korea byggingen av plattformdekket. Understellet på 16 500 tonn ble bygget av Kværner i Verdal. Martin Linge-feltet har også et lagringsskip, FSO.

Utbyggingen av feltet viste seg også komplisert for Total. Det var store problemer med leveransen fra Sør-Korea hvor plattformmodulene ble bygget ved Samsung Heavy Industries i Goje.

1. mai 2017 var det en arbeidsulykke på byggingen av Martin Linge. Seks arbeidere omkom da en 32 tonn tung kran veltet og knakk på verftet Samsung Heavy Industries. I tillegg ble 22 arbeidere skadet.

Dette førte til at det ble en ny debatt om den mangelfulle sikkerhetskulturen ved de asiatiske verftene. Utsettelsene og manglene fra verftet ga også ammunisjon til debatten om at slike store prosjekt heller burde utføres ved norske verft framfor utenlandske.

Equinor (tidligere Statoil) overtok Martin Linge-prosjektet formelt 19. mars 2018. Dette skjedde etter at Equinor i november 2017 kjøpte Totals andel på 51 prosent i Martin Linge-feltet og overtok samtidig operatørskapet. Eierinteressene i feltet er delt mellom Equinor (70 prosent) og Petoro (30 prosent).

Handelen inkluderte også overtakelse av Garantiana-funnet på norsk sokkel. Her overtok Equinor operatørskapet med en eierandel på 40 prosent.

Total fikk 12 milliarder kroner for avtalen, mens Equinor fikk en skattefordel verdt over 8 milliarder kroner. Prisen for utbyggingen var i 2012 anslått til å koste 25,6 milliarder 2011-kroner.

Høsten 2019 ble det klart at overskridelsene var kommet opp i 25,7 milliarder kroner (2019-kroner). Den nye prisen var anslått til 56 milliarder kroner. En økning på 85 prosent sammenlignet med utbyggingsplanen som ble vedtatt i 2012.

Det ble også funnet olje anslått til rundt 80 millioner Sm³ 110 kilometer nordvest for Snøhvitfeltet i Barentshavet. Feltet, som først gikk under navnet Skrugard, ble omdøpt til Johan Castbergfeltet. De nye funnene skapte ny optimisme for utsiktene til nye funn på norsk sokkel. Det var dessuten betydelige forventninger til at man ville finne noe i området Norge fikk tildelt da delelinjen med Russland i den tidligere gråsonen i Barentshavet ble avklart i 2010 (se artikkel om delelinjeavtalene for Norges kontinentalsokkel).

Plan for utbygging av Johan Castberg-feltet ble vedtatt av Stortinget i juni 2018. Prosjektet hvor Equinor er operatør har investeringskostnader på 49 milliarder kroner og skal etter planen starte produksjon i 2022. Levetiden er satt til 30 år og estimerte ressurser er satt til mellom 450 og 650 millioner fat oljeekvivalenter.

De opprinnelige investeringsanslagene for feltet var på over 100 milliarder kroner. Prosjektet ville da bare vært lønnsomt med oljepriser på over 80 dollar fatet. Endret konsept og nye løsninger gjør at prosjektet ser ut til å være lønnsomt med oljepriser ned mot 35 dollar fatet.

Johan Castberg-feltet bygges ut med en FPSO-løsning – et produksjonsskip og en omfattende undervannsutbygging med 30 brønner fordelt på 10 bunnrammer og to satellittstrukturer.

Utbyggingskostnadene i de aktuelle områdene i nord er imidlertid store og vil kreve betydelige funn for at de skal lønne seg, i det minste før en infrastruktur tilsvarende den som er utviklet i Nordsjøen og Norskehavet er etablert. Åpning av nye områder har dessuten møtt økende motstand ut fra et klimaperspektiv (se artikkel om striden om oljeboring i nord).

Et annet felt i Barentshavet hvor utbygging planlegges er Wisting-feltet. Funnet i lisens 537 ble gjort i 2013. Wisting ligger vel 300 kilometer fra norskekysten og funnet er på 400 meter. Wisting inneholder 72,3 millioner Sm³ oljeekvivalenter og 2,9 millioner Sm³ oljeekvivalenter gass. Equinor overtok operatørskapet fra OMV i 2019. Dette innebærer at Equinor er operatør i utbyggingsfasen, mens OMV overtar operatørskapet igjen når feltet kommer i produksjon. Etter planen skal Equinor levere plan for utbygging og drift i løpet av 2026.

• Norsk oljehistorie
• striden om oljeboring i nord

• Norskpetroleum.no

• Hanisch, Tore Jørgen og Gunnar Nerheim, Norsk Oljehistorie. Fra vantro til overmot, Bind 1. Oslo 1992.
• Gjerde, Kristin Øye og Helge Ryggvik. Nordsjødykkerne. Stavanger 2009.
• Kvendseth, Stig. Funn! Historien om Ekofisks første 20 år, Phillips 1988.
• Lavik, Håkon . Statfjord, Nordsjøens største oljefelt, Stavanger 1997.
• Lerøen, Bjørn Vidar. Fra Groningen til Troll, 1991. Norske Shell
• Norsk Oljemuseum: Industriminne Frigg.
• Norsk Oljemuseum: Industriminne Ekofisk.
• NOU 1972: 15, Ilandføring av Petroleum.
• Oljedirektoratet, Fakta 2013. Norsk Petroleumsverksemd.
• Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet, 2018
• Ramberg, Ivar B., Inge Bryhni, Arvid Nøttvedt (red.) Norge blir til. Norges geologi, Trondheim 2006
• Oljedirektoratet og Olje og energidepartementet 2018