ORG.NR. 870 917 732 Norskehavets areal er 289 000 kvadratkilometer – dobbelt så stort som Nordsjøen. Denne petroleumsprovinsen, som inneholder store gassreserver, er mindre moden og utforsket enn Nordsjøen. Unntaket er Haltenbanken, der produksjon har pågått i over 20 år. Dette nettstedet drives av Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet i samarbeid. Illustrasjoner, kart gratis geld voor iedereen, grafer, tabeller med mer kan gjenbrukes hvis materialet merkes med kilde og henvisning til www.norskpetroleum.no. Bildene på nettstedet er kopibeskyttet og kan ikke gjenbrukes uten fotografens samtykke. Har du innspill eller spørsmål til nettsiden norges beste stemme, setter vi stor pris på din tilbakemelding: [email protected] Det meste av Barentshavet regnes som en umoden og lite utforsket petroleumsprovins, tross i at det har foregått leting her i mer enn 30 år, og det første funnet ble gjort tidlig på 1980-tallet. Nær halv parten av de antatt uoppdagede ressursene på sokkelen ligger i Barentshavet. I forbindelse med 23. konsesjonsrunde ble det tildelt nye utvinningstillatelser i det nyåpnede området i Barentshavet sørøst. Source: Norwegian Petroleum Directorate Sleipner-feltene er et knutepunkt i gasstransportsystemet på norsk sokkel. Gassen blir transportert gjennom rørledninger til anlegg på land. De ulike rørsystemene er knyttet til landanlegg i Norge, Storbritannia og kontinentet. Olje fra denne delen av Nordsjøen blir transportert med skip. Det ferske oljeselskapet Tellus Petroleum kjøper andeler i Maria, Knarr, Ivar Aasen og Veslefrikk for 4,7 milliarder kroner av Wintershall Norge. Kjøpesummen er 602 millioner US dollar, noe som gjør det til det største oppkjøpet på norsk sokkel så langt i år. Tellus vil videre gi en ekstra kompensasjon på opp mot 100 millioner US dollar avhengig av oljeprisen i perioden mellom 2016 og 2019. Effektiv dato for transaksjonen er 1. januar 2015. Største oppkjøp i år Det var i fjor høst at oljeselskapet Det norske i Trondheim kjøpte opp oljeselskapet Premier Oil . - Dette er en skuffelse for Det norske. Både fordi vi hadde store forhåpninger til feltene, men også fordi vi hadde håpet en utbygging kunne gitt arbeid til utbyggingsorganisasjonen vår, som har opparbeidet seg en betydelig kompetanse. Dette betyr at vi må se etter andre alternativer for å sysselsette staben etter sommeren, sier Brøske. - Nei, det vil jeg ikke. Vi kommer ikke til å tape penger på dette på grunn av skattebalansen som fulgte med på kjøpet. I tillegg fulgte det med en stor andel i Frøy-feltet, hvor vi er operatør free casino slot games zeus, sier Brøske. Han understreker at den endelige beslutningen om å skrinlegge Vette-utbyggingen ikke endelig blir tatt før Det norske får diskutert grundig med medeierne i de aktuelle lisensene. Det norskes utgangspunkt er imidlertid klart inn i diskusjonene. - Vi klarte dessverre ikke å finne lønnsomhet i Vette-lisensen, uansett hvordan vi snudde og vendte på dette. Da vi kjøpte Premier Oil mente vi det var et godt oppsidepotensial i reservoaret, men da vi gikk grundigere inn i dataene som fulgte hadde ikke reservoaret de kvalitetene vi hadde håpet på, forklarer kommunikasjonsdirektør Rolf Jarle Brøske til Adresseavisen. Publisert: 26.08.2015 — 05:28 Oppdatert: 26.08.2015 — 13:01 Av 16 felt som er planlagt, men ikke vedtatt, vil kun to være lønnsomme med dagens oljepris på 44 dollar fatet. 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. 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 Sm 3 og 180 mill Sm 3 var de begge like fullt betydelig felt. Heidrunfeltet inneholdt også en god del gass (42 milliarder Sm 3 ). 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. 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. I 1977 ble gassfeltet Frigg satt i produksjon. Frigg befant seg betydelig lenger nord enn Ekofisk casino bonus norge tyskland, 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 . 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 ). 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. 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 Sm 3 olje. Det var nesten på størrelse med Gullfaksfeltet . 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. Det skyldes også at krav fra arbeidstakere, miljøbevegelsen, det øvrige samfunnet og politikere har resultert i et spesielt strengt reguleringsregime. 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 . Med Ekofisk var det for første gang påvist at det fantes store petroleumsreserver i Nordsjøen. 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 . 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 norsk cv eksempel, som fikk en separat plattform. I 2004 startet produksjonen fra Kvitebjørn som også hadde en separat produksjonsplattform. Sleipner bestod egentlig av to felt (Sleipner Øst og Sleipner Vest). Feltet var først og fremst et gassfelt (201 milliarder Sm 3 ), 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. Kravene til miljø all slots are free to play, 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. Allerede under prøveboringene rett før jul anslo oljeselskapet Phillips’ eksperter at feltet inneholdt rundt 3 milliarder fat olje (475 millioner Standard kubikkmeter (Sm 3 )). I 2013 hadde feltet produsert 440 millioner Sm 3 olje og 142 milliarder Sm 3 o.e. gass. Det er enda mer igjen. Til sammenligning produserte Codfeltet 2,9 millioner Sm 3 olje og 7,3 milliarder Sm 3 gass fra da produksjonen startet i 1977 til den ble avsluttet i 1998. 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. Vanninjeksjon viste seg å ha spesielt gunstig innvirkning på kalksteinslagene ved Ekofisk. I 2013 forventet Phillips en utvinningsgrad på 50 prosent. 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 casino i norge tool, 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. 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. 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. 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 Sm 3. noe mer enn Friggfeltet . 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. Osebergfeltet hadde oljereserver som tilsvarte Gullfaksfeltet (384 millioner Sm 3 ) og gassreserver som tilsvarte Friggfeltet (104 milliarder Sm 3 ). 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. 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. 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. Johan Sverdrup-feltet er et stort oljefunn i utvinningstillatelsene PL265. PL501 og PL502 på Utsirahøyden på norsk kontinental sokkel. Feltet ligger 140 km vest for Stavanger. Feltet vil bli utviklet gjennom flere faser slot machine drawing, hvor første fase inkluderer etableringen av feltsenteret, bestående av fire plattformer: En prosessplattform nytt norsk casino 101, en boreplattform, en stigerørsplattform, en boligplattform spilleautomater online xanax, samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon. – Jeg tror de fleste feltene vil bli utbygd, men det vil ta tid. Oljeselskapene vil forsøke å kutte kostnadene og ta ned størrelsen på prosjektene for å gjøre dem billigere, sier Erlingsen. Forventede utvinnbare ressurser fra Johan Sverdrup-feltet er på mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter. Investeringskostnadene for første fase av feltutbyggingen er beregnet til i størrelsesorden NOK 117 milliarder (2015 kroner). Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent for Johan Sverdrup, ifølge Johan Sverdrup-eierne. – Og det er deres planlagte felt? – En stor del av de store, uutbyggede funnene ligger i Midtøsten og Canada, Russland og Kazakhstan. Dette er store felt med lavt trykk og tung olje, som er veldig lite økonomiske, sier Rystad. Byrået skisserer et scenario som gir 50% sjanse for at temperaturøkningen ikke overstiger 1,84 grader ved århudreskiftet. Det forutsetter blant annet at: Saken fortsetter under annonsen. Rystad tror norske planlagte feltutbygginger vil være konkurransedyktige både når det gjelder pris og utslipp i et slikt scenario. – Vi vet at vi produserer med lavere utslipp enn det globale snittet på norsk sokkel, og vi har ambisjoner om å gjøre det enda bedre slots yahoo free casino slot games, sier Pedersen. Han legger til at Statoil legger inn en fremtidig pris på CO2 på 50 dolar per tonn for alle prosjektene selskapet planlegger. – Hvor skal det da kuttes? Han viser til at verdens oljeproduksjon faller av seg selv med rundt 2 millioner fat i året dersom man ikke investerer i nye utbygginger. Det vil si at en viss utbygging av nye felt må til uansett, selv om oljeproduksjonen skal reduseres fra dagens 95 millioner fat til 63 millioner fat i 2040. Folketrygdfondet var en av de store deltagerne i den siste milliardemisjonen i Borr Drilling og eier vel 3 prosent av aksjene i riggselskapet, skriver Finansavisen. Prisen på en fem år gammel Capesize (lasteskip) har steget med 30 prosent den siste måneden. DNB Markets tror at prisen skal opp med ytterligere 20-25 prosent i løpet av det nærmeste året, skriver Finansavisen. Norsk klimastiftelse ber Oljefondets Etikkråd om at oljeselskapet ExxonMobil kastes ut av Oljefondet. ExxonMobil er en av Oljefondets største investeringer, skriver DN . Eksportoffensiv i Kina
0 Comments
Leave a Reply. |
ArchivesCategories |