Petroleumsfeltene på norsk kontinentalsokkel

I 2013 ble det produsert olje og gass fra i alt 78 felter på norsk kontinentalsokkel. 13 felter var under utbygging. Ved 12 felt var produksjonen avsluttet. Feltene befinner i et svært stort geografisk område, fra den sørvestlige delen av kontinentalsokkelen med felter som Valhall og Ekofisk til Snøhvit og Goliat i havet utenfor Vest-Finnmark i nord.

Petroleumsaktiviteten på norsk kontinentalsokkel kan betraktes som ett sammenflettet teknologisk system. Virksomheten kan likevel deles inn i avgrensede regioner, hvor både geologiske forutsetninger og teknologiske løsninger er til dels svært forskjellige. 

Geologisk er det et stort spenn i funnstedene. Det er påvist hydrokarboner, den kjemiske fellesbetegnelsen på ulike typer sammenbindinger av karbon og hydrogen som man finner i råolje og naturgass, i bergarter fra svært ulike tidsperioder. Funnene spenner fra Friggfeltet fra midtre del av den geologiske tidsperioden paleogen (fra 65-23 millioner år siden) til Kobbe- og Snaddformasjonene i Barentshavet som stammer fra trias for ca. 250 millioner år siden.

De teknologiske løsningene som er benyttet i de ulike områdene er i betydelig grad bestemt av fysiske forutsetninger på stedet som vanndyp og beliggenhet. Valg av plattformtype, rørsystemer og undervannsløsninger har imidlertid også blitt påvirket av hvilke typer løsninger som dominerte på det aktuelle tidspunkt da feltene ble bygd ut.

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 2013 hadde feltet produsert 440 millioner Sm3 olje og 142 milliarder Sm3 o.e. gass. Det er enda mer igjen. 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 ca. 65 millioner år siden. De aktuelle geologiske lagene befant seg ca. 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. 

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. Man valgte et utbyggingskonsept med plattformer på begge sider av delelinjen. Det franske oljeselskapet Elf var 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 likefullt 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.

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 2013 anslått til 570 millioner Sm3 olje og 77 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 1980.

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 mill Sm3 per år og rund 2 milliarder Sm3 gass. per år.

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

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.

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, 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.  

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 pr. 2013 på i alt 1432 milliarder Sm3 gass. Det var ca. 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 innehold 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 mill 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 ca. 1600 meter under havoverflaten hvor Draugen befinner seg, er fra en noe yngre periode av jura enn Heidrun. Heidrun befinner seg ca. 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.

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, ca. 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 avist. 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 Skar blitt driftet fra produksjonsskip med lagringskapasitet. Også Goliatfeltet, det første oljefeltet som ble vedtatt utbygd i Barentshavet, vil etter planene fra 2014 produsere fra en FPSO. Konstruksjonen er imidlertid spesiell i og med at den har en sirkelform, ikke den tradisjonelle avlange skipsformen. FPSOene 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 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 viste seg å dreie seg om samme felt. Sverdrupfeltet ble i 2013 anslått å inneholde ca. 300 millioner Sm3 olje. Det var nesten på størrelse med Gullfaksfeltet.

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).

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).

* Hvis ikke noe annet er angitt er reserver som oppgis i artikkelen basert på anslag om utvinnbare reserver i 2013, oppgitt i Oljedirektoratets Faktahefte. Utvinnbare reserver er ikke det samme som samlede reserver. Anslagene for hvor mye som kan utvinnes vil også kunne endre seg over tid avhengig av teknologisk utvikling, investeringer, oljepris og andre forhold.

  • 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. Kulturminne Frigg. 
  • Norsk Oljemuseum. Kulturminne Ekofisk. 
  • NOU 1972: 15, Ilandføring av Petroleum.
  • Oljedirektoratet, Fakta 2013. Norsk Petroleumsverksemd.
  • Ramberg, Ivar B., Inge Bryhni, Arvid Nøttvedt (red.) Norge blir til. Norges geologi, Trondheim 2006,

 

Foreslå endringer i tekst

Foreslå bilder til artikkelen

Kommentarer

Har du spørsmål om artikkelen? Skriv her, så får du svar fra fagansvarlig eller redaktør.

Du må være logget inn for å kommentere.