Petroleumsvirksomhet i Norge

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]

Historikk

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, Vallø oljeraffineri, som ble drevet av det amerikanske oljeselskapet 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. Raffineriet hadde en årlig kapasitet på 110 000 tonn råolje i 1959.^[2]
Fra 1961 ble det igangsatt et nytt raffineri på Slagentangen 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. Essoraffineriet 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.
I 1959 ble det gjort et stort naturgassfunn i Groningen i Nederland. 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. Senere i 1962 ba 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 undersøkelse, 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.

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.

Petroleumsressursenes størrelse

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 felter økes som følge av teknologi- og feltutvikling. Totalt er det om lag 50 store og små oljefelter 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 oljefelter allerede ferdig produsert.

Uttak av norske oljereserver

Den norske oljeproduksjonen nådde en topp i år 2001 med en produksjon på 3,4 millioner fat per dag, 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 landene 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.

Gass

Totale utvinnbare gassreserver på norsk sokkel er regnet som ca. 3 400 milliarder Sm³. Dette tallet endrer seg, etter hvert som nye naturgassfelter blir erklært kommersielle, og når utvinningsgraden økes. De fleste felter som produserer gass, produserer også olje. Totalt er det 56 store og små gassfelter i produksjon eller under utbygging, av disse er 8 reine gassfelter. De største gassfeltene er Trollfeltet, Ormen Lange-feltet, Åsgardfeltet, Ekofiskfeltet og Snøhvitfeltet. I tillegg er 4 gassfelter 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.

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 dette ble ca. 3 mrd. Sm³ brent i gassturbiner.

Betydning for norsk produksjon og sysselsetting

Det ble i Norge i 2012 produsert råolje og naturgass for om lag 804 mrd. kr, noe som tilsvarer 16,61 % av total produksjon i landet, som var 4 841 mrd. kr.^[3] Sysselsettingen i næringen, målt ut fra antall årsverk, var i 2012 på 2,49 % av totale antall årsverk i landet. Henholdsvis 30 100 og 28 900 årsverk var fra produksjonen av råolje og naturgass, og tjenester knyttet til denne produksjonen.^[4]

Kostnader

I 2016 var prisen for oljeutvinning høyest i Russland, der prisen måtte være US$ 109 pr fat for at prosjektet skulle gå i null. Også i Canada (US$ 93), Nigeria (US$ 88) og Brasil (US$ 72) var det dyrt med nye utvinningsprosjekter. I USA var prisen også US$ 72. Billigst var Norge med US$ 56 fatet for å gå i null, men skiferolje og oljesand ville bli dyrere. Det var også tilfellet i Nigeria, Brasil og Malaysia. Norges konkurransefortrinn er lave operasjonskostnader. Johan Castberg-feltet som tidligere trengte en oljepris på over US$ 80 pr fat for å gå i null, klarte seg i 2016 med under US$ 45 fatet.^[5]

Transportsystemer

Se også Rørledning

Det er bygget et nettverk av rørledninger 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, Nederland, Frankrike og Polen. Noe av gassen føres i land på Kårstø før den føres i rør videre.

Rørledning fra Kårstø var planlagt til Lista, Rafnes og Oslofjorden, derfra til Sverige (Lysekil, Vallby Kile og Bua) og til Jylland i Danmark, fordi dansk produksjon av naturgass var ventet å avta etter 2012. Den planlagte ledningen ble regnet som teknisk unik, da naturgass skulle bli blandet med etan i Kårstø, etanen deretter utskilt i Rafnes til industriell bruk, og gassen videresendt fra Rafnes til Sverige.^[6] Ledningen ble ikke bygget.

Miljø- og risikoforhold

En betydelig andel av CO₂-utslippene i Norge skjer fra norsk sokkel. I 2023 hadde norsk olje- og gassutvinning et samlet utslipp på 11,5 millioner tonn CO₂, den største enkeltdelen av Norges 46,6 millioner tonn CO2-ekvivalenter.^[7]

I 2005 utgjorde utslippene fra oljeindustriens anlegg ca. 14,5 millioner tonn CO₂ eller ca. 30 % av all CO₂-utslipp i Norge og andelen har vært økende. I 2010 slapp norsk oljeindustri ut 8,7 kilo CO₂ per fat produsert olje. Til sammenligning var utslippene fra oljeindustrien i Midtøsten på 6,91 kilo CO₂ per produserte fat. Dette medfører at utslippene fra norsk oljeindustri er om lag 25 % høyere enn utslippene fra oljeindustrien i Midtøsten. Tallene er hentet fra Oljeindustriens Landsforening. Det skal likevel understrekes at det er enkelte usikkerhetsmoment knyttet til tallene fra Midtøsten.^[8]

Oljeindustrien står dessuten for ca. 62 000 tonn årlige nitrogenoksid-utslipp eller om lag 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.

Så langt (1967–2007) har 285 personer mistet livet i ulykker i norsk petroleumsvirksomhet. Et ukjent antall er skadet og fått ødelagt sin helse. Det er likevel en positiv utvikling i skader og ulykker over tid.

Se også

Referanser

Litteratur

Thorbjørn Kindingstad: Norges oljehistorie. Wigestrand 2002.

Eksterne lenker

Autoritetsdata

[1] Oljedirektoratets hjemmeside

[2] [1] Arkivert 2016-03-04, hos Wayback Machine.

[3] «Produksjon etter hovednæring i basisverdi. Millioner kroner». SSB.

[4] «Årsverk, heltidsekvivalenter etter hovednæring. Lønnstakere og selvstendige. 1000». SSB.

[5] Hilde Øvrebekk Lewis: «Oljeutbygginger i Norge er billigere enn i USA», Stavanger Aftenblad 23. juni 2016

[6] Kristina Haraldsson: Nätverket Olja & Gas 2008, (s. 17)

[tu2023-7] Ina Andersen (7. juni 2024). «SSB: Klar nedgang i klimautslipp – olje og gass bidrar mye». Teknisk Ukeblad.

[8] Dag og tid

[1]

[2]

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]

[8]