En borekrone.

KF-bok. Begrenset gjenbruk

Petroleum er en 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 en av verdens ledende industrier, den er en av de største i omsetning og den angår alle land.

Utvinning og bruk av petroleum medfører utslipp av klimagasser. I klimadebatten er det et synspunkt at utvinning og forbruk av petroleum bør reduseres for å hindre global oppvarming.

Petroleum finnes i naturen som bitumen, råolje og naturgass. Sammensetningen av de forskjellige typene kan variere betydelig fra lokalitet til lokalitet.

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 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 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.

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.

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.

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 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 2013 var oljeprisen over 100 $/fat.

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).

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.

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 2013 er disse selskapene fordelt på de fire selskapene Shell, ExxonMobil, 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). Det norske selskapet  Statoil er et godt eksempel. 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 samarbeidet med Texaco innen bensin og olje og med saudiarabiske majoritetsinteresser i Scanraff, Sveriges største raffineri. Statoil og Hydro fusjonerte i 2007. Kuwaitiske Q8 er også blitt aktivt innen raffinering og bensinsalg både i Norden og andre land i Europa.

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.

I 1967 ble Balderfeltet i Nordsjøen funnet. I desember 1969 ble Ekofiskfeltet 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.

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  produksjonsstart 2007 for Ormen lange).

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 fraktes til en landterminal på Melkøya ved Hammerfest. Oljefeltet Goliat er under utbygging. Dette er 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.

Den totale utstrekning av norsk sokkel er anslagsvis 1 000 000 km2, eller tre ganger så stor som fastlands-Norge. 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 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.

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 (2013) en svakt nedadgående tendens.

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.

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.

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.

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 %.

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).

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, petrokjemisk industri og skipstransport i så vel Norge som utlandet. Norsk Hydro, som 1999 overtok Saga Petroleum, hadde 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.

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. Feltutbyggingsløsninger med brønnhodeinstallasjon på havbunnen og direkte rørtransport til landanlegg finner m,an på Ormen Lange.

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.

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.

Foreslå endringer i tekst

Foreslå bilder til artikkelen

Kommentarer

20. januar 2013 skrev Knut Flatland

Artikkeln synes å være noe foreldet. Det synes ikke å ha vært gjort revisjoner som har med alt som har hendt siden 2006.

Spesielt savner jeg følgende:

1: det opplyses at grensene i Barentshavet er omstridte. Ble ikke grensene til havs mot Russland fastlagt for flere år siden?

2: Jeg savner også nye funn i norsk sone av Barentshavet, samt Sverdrup-feltet i Nordsjøen.

3: Diskusjonen om oljeboring utenfor Lofoten/Vesterålen bør beskrives. Det samme bør diskusjonen om hvor lenge Norge kan fortsette å ta opp olje med hensyn til klimaet.

29. april skrev Kjell Arne Norum

Jeg har en gang lest at man kanskje en gang i fremtiden kan produsere mat av olje. Er det tenkelig?

2. mai svarte Gunn Hild Lem

Hei Kjell Arne, vi har for tiden ikke noen fagansvarlige for denne kategorien. Jeg har ikke informasjon om dette. Håper du finner ut av det. Vennlig hilsen Gunn Hild Lem, redaksjonssjef

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

Du må være logget inn for å kommentere.