Petroleumsvirksomhet i Norge

Fra Wikipedia, den frie encyklopedi

I løpet av 1980- og 1990-tallet utviklet oljeindustrien seg til å bli den mest inntektsgivende næring for den norske stat. Statens inntekter fra denne virksomheten kommer hovedsakelig inn på to måter; gjennom skatter og avgifter, samt ved salg av den oljen og naturgassen som staten selv eier. Dessuten har næringen ringvirkninger for andre næringer som yter tjenester til oljeindustrien, som f.eks. forskning, teknologiutvikling og logistikk. Virksomheter har også miljømessige konsekvenser ved at en betydelig andel av CO₂- og NO_X-utslippene i landet skjer fra produksjonsinnretningene på norsk sokkel.

Alle illustrasjoner og tall for norske oljereserver i denne artikkelen er basert på offentlige tall fra Oljedirektoratet og gjelder pr 1. januar 2006. Se [1].

[rediger] Historikk

Figur 1: Produksjon av olje og olje+gass på norsk sokkel siden oppstarten i 1971

Vi kan skille mellom fire hovedfaser i petroleumsvirksomhetens historie:

Fram til 1961 var oljeindustrien av begrenset omfang i Norge. Det fantes et mindre oljeraffineri i landet. Det var kjent som Vallø oljeraffineri, drevet av det amerikanske selskapet Esso, og lå på Valløy nær Tønsberg i Vestfold. Raffineriet var i drift fra 1905 til 1993 med et avbrekk fra 1945 til 1950 på grunn av krigsødeleggelser. Det er uklart hvor stor del av det norske markedet som ble dekket av produksjonen der. Fra [2] vet vi at raffineriet hadde en årlig kapasitet på 110 000 tonn råolje i 1959. Man må anta at deler av markedet for petroleumsprodukter ble dekket av import, og at andre oljeselskaper enn Esso var reine markedsførings-, distribusjons- og salgsorganisasjoner.
Fra 1961 ble det igangsatt et nytt raffineri på Slagenstangen ved Tønsberg med langt større kapasitet, også det drevet av Esso. Fra da av fantes det en betydelig petroleumsrelatert produksjon i Norge basert på importerte råvarer. Raffineriet kom nesten samtidig med at privatbilismen tok til å øke i Norge etter at bilsalget ble fritt fra 1960. Det nye raffineriet kom derfor også til å dekke en økende etterspørsel etter bilbensin.
En fase for undersøkelser startet få år etter. Tidlig på 60-tallet ble det kjent at det var gjort et stort naturgassfunn i Groningen i Nederland i 1959. Det var også påvist gass utenfor sørøstkysten av England. I 1962 gjorde oljeselskapet Phillips Petroleum nye vurderinger av geologien under Nordsjøen ut fra det som var kjent informasjon om bl.a. Groningen. Uten at det finnes offentlige kilder for det, kan det også ha blitt utført såkalte vitenskapelige undersøkelser i form av magnetometriske målinger over sjøområdene. Målingene kan gjøres fra fly uten at myndigheter er informert. Normalt vil et oljeselskap sitte på positive indikasjoner fra magnetometriske målinger før de ønsker å investere i seismikk som er mer kostbare og mer nøyaktige vitenskapelige undersøkelser. Senere i 1962 bad Phillips Petroleum norske myndigheter om tillatelse til å starte innsamling av seismiske data fra sjøområdene. I mai 1963 fikk vi en lov som fastsatte statens eiendomsrett til kontinentalsokkelen og ressursene der. Kongen i statsråd gir tillatelser til leting og utvinning av ressurser på og under havbunnen, men det juridiske regelverk kom først i 1965 og da fikk også Phillips leieavtale på flere områder i 1. konsesjonsrunde. Leting kom formelt i gang i 1966 med prøveboringer i fra leterigger i Nordsjøen. Den aller første boringen ble satt i gang den 19. juli 1966 av operatøren Esso i blokk 8/3 fra boreplattformen «Ocean Traveler». Brønnen var tørr, men den andre boringen til Esso ble utført i blokk 25/11 og gav indikasjon på petroleum uten at det ble regnet som kommersielt interessant. Senere ble dette regnet som funnbrønn for Balderfeltet. Phillips gjorde også et mindre funn i sin andre boring i det som senere skulle vise seg å bli det lille Codfeltet. Den 10. juni 1968 viste norske aviser bilder av «Ocean Viking» som faklet gass på det kommende Codfeltet, og en større optimisme ble skapt i hos alle som fulgte med i virksomheten. Det skulle likevel bli utført 38 boringer på norsk sokkel før det første drivverdig funn av petroleumsforekomst ble konstatert 23-24. desember 1969 fra riggen «Ocean Viking». Her var Phillips operatør blokk 2/4 og funnet skulle senere bli en del av Ekofiskfeltet. Da omfanget av funnet ble kjent ble det i de kommende år vist en sterk interesse fra oljeselskapene for å lete i norske områder.
En siste fase i petroleumsvirksomhetens historie startet i 1971 da norskprodusert råolje gikk til raffinering og landet ble selvforsynt fra 1975. Alle oljeselskaper med markedsføringsorganisasjoner i Norge drev fra nå av aktivt med undersøkelser, leting eller også produksjon av råolje og/eller gass på norsk kontinentalsokkel. Utover 70- og 80-tallet ble de største felt oppdaget, utforsket og besluttet utbygd i raskt tempo: Statfjord, funnet i 1974, godkjent utbygget i 1976, produksjonsstart i 1979, Troll gass funnet i 1979, godkjent utbygget i 1986, produksjonsstart i 1990, Oseberg funnet i 1979, godkjent i 1984, produksjonsstart i 1986 og Gullfaks funnet i 1978, godkjent i 1981 og produksjonsstart i 1986. De store ulykkene kom også på 70- og 80-tallet med de mest kjente: «Alexander L. Kielland»-ulykken, 3 helikopterstyrt med tap av 34 liv, dykkerulykker med 14 dødsfall og 2 branner med tap av 8 liv.

Det hører med til det historiske bildet at den første prøveboringen etter olje på norsk område ikke skjedde i Nordsjøen, men på Svalbard. Selskapet Caltex stod for den aller første brønnen i 1965. Senere har blant annet Norsk Hydro utført boringer på Svalbard uten at noe interessant er funnet.

[rediger] Den offentlige forvaltning

Utdypende artikkel: Norsk oljeregime

Myndighetenes viktigste redskaper i dagens offentlige forvaltning av petroleumsressursene er

Oljedirektoratet (OD) regulerer petroleumsvirksomheten i landet slik at ressursene forvaltes best mulig med minimale miljømessige konsekvenser.
Petroleumstilsynet ivaretar tilsynsoppgavene i industrien med ansvar for sikkerhet, beredskap og arbeidsmiljø.
Statoil var tidligere en del av den offentlige forvaltning ved at de forvaltet statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Statoil har fra 2001 enerett til å selge statens råolje og gass ut av Norge på vegne av staten.
SDØE-forvaltningen er overtatt av Petoro, effektivt fra 2001.
Statsaksjeselskapet Gassco er operatør for gassrørsystemene som eksporterer norsk gass til Europa.

[rediger] Petroleumsressursenes størrelse

Figur 2: Største norske oljefelt, totale utvinnbare oljereserver. Oransje farge indikerer olje som gjenstår å produsere.

Figur 3: Største norske naturgassfelt, totale utvinnbare gassreserver. Oransje farge indikerer naturgass som gjenstår å produsere.

Figur 4: De største gjenværende norske oljereserver, fordelt pr felt

[rediger] Olje

Totale utvinnbare oljereserver på norsk sokkel er regnet som ca 4250 millioner standardkubikkmeter - mill Sm³, tilsvarende 26,7 milliarder fat. Dette tallet endrer seg etter hvert som nye felt blir funnet og erklært kommersielle, og når utvinningsgraden i eksisterende felt økes som følge av teknologi- og feltutvikling. Totalt er det omlag 50 store og små oljefelt i produksjon eller under utbygging. De største er Statfjordfeltet (566), Ekofiskfeltet (533), Osebergfeltet (355), Gullfaksfeltet (355), Snorrefeltet (234) og Trollfeltet (238). Tall i parenteser er totale utvinnbare reserver i mill Sm³. I tillegg er 9 oljefelt allerede ferdig produsert.

I en oversikt «Land med største råoljereserver» i artikkelen petroleum er Norge plassert på en 17. plass. Saudi Arabia har verdens største oljereserver, i artikkelen kvantifisert til 263 milliarder fat. Eller omlag 25 ganger Norges gjenværende reserver.

[rediger] Uttak av norske oljereserver

Den norske oljeproduksjonen nådde en topp i år 2000 med en årsproduksjon på 181 millioner Sm³, og har siden vist en nedadgående trend. Se figur 1. Av de opprinnelige totale norske oljereserver på ca 26,7 milliarder fat er ca 19 milliarder fat allerede tatt ut. I den nevnte oversikten i petroleum vises en kolonne «R/P-rate», som indikerer antall år inntil reserven er tom. Her kommer Norge på bunn blant de land med de største reserver. Bare Storbritannia har større prosentvise uttak enn Norge, men med betydelig mindre reserver. Det norske uttaket i 2005 var ca 13,9 % av gjenværende reserver ved årets begynnelse. Av figur 4 ser vi at flere av de store oljefeltene går mot slutten. Spesielt gjelder det Statfjordfeltet, der bare 3,3 % av oljen gjenstår å produsere.

[rediger] Gass

Totale utvinnbare gassreserver på norsk sokkel er regnet som ca 3400 milliarder Sm³. Dette tallet endrer seg etter hvert som nye naturgassfelt blir erklært kommersielle, og når utvinningsgraden økes. De fleste felt som produserer gass produserer også olje. Totalt er det 56 store og små gassfelt i produksjon eller under utbygging, av disse er 8 reine gassfelt. De største gassfeltene er Trollfeltet, Ormen Lange-feltet, Åsgardfeltet, Ekofiskfeltet og Snøhvitfeltet. I tillegg er 4 gassfelt allerede ferdig produsert - det mest kjente er Friggfeltet. Troll gass er ofte kalt en gigant også i verdensmålestokk. I norsk sammenheng skiller det seg ut ved å holde hele 40 % av de samlede norske reservene.

[rediger] Uttak av norske gassreserver

Produksjon av gass på norsk sokkel har vært stigende, og var i 2005 på 85 mrd Sm³ netto, tilsvarende en uttaksrate på 3,5 %. Brutto produksjon er langt større. En stor andel av gassen som blir produsert presses ned i undergrunnen for å skape trykk til å produsere mer olje. I tillegg har naturgass blitt brukt som energikilde i kraftverk for å produsere elektrisitet på installasjonene. Øvrig gass selges gjennom rørtransportsystemer. Tall fra år 2000 illustrerer forhold mellom nettovolum og bruttovolum naturgassproduksjon: netto produksjon 50 mrd Sm³, brutto produksjon 90 mrd Sm³ av det ble ca 3 mrd Sm³ brent i gassturbiner.

[rediger] Utnyttelsesgrad

[rediger] Transportsystemer

Det er bygget et nettverk av rørledning, Statpipe, for transport av olje og gass fra de største feltene, og mindre felt kobles til dette systemet. Noe lastes også på tankskip. Rørledningene går til Skottland, England, Tyskland og videre på kontinentet. Noe av gassen føres i land på Kårstø før den føres i rør videre. Det er også planlagt en rørledning via Rafnes til Sverige og Danmark.

[rediger] Miljø- og risikoforhold

En betydelig andel av CO₂-utslippene i Norge skjer fra norsk sokkel. I 2005 utgjør utslippene fra oljeindustriens anlegg ca 14,5 millioner tonn CO₂ eller ca 30 % av all CO₂-utslipp i Norge og andelen har vært økende. Industrien står dessuten for ca 62.000 tonn årlige NO_X(nitrogenoksid) -utslipp eller omlag 25 % av alle NO_X-utslipp. Det meste av slike utslipp kommer fra gassbrenning i turbiner. Boring og produksjon medfører også utslipp av forurenset vann og kjemikalier i sjøen. 99 % av disse utslippene regnes å være ufarlige, det resterende regnes å ha svært alvorlige miljøkonsekvenser med ukjente langtidsvirkninger.