30 ÅR TIL: Gjennom forskningsprogrammet skal utvinningsgraden på oljefeltene opp. Levetden på eksisterende felt skal forlenges. (Bilde: Anders J. Steensen)
MÅ PUNGE UT: Finansminister Kristin Halvorsen må bevilge 600 millioner til petroleumsrettet forskning de neste 5-10 årene. (Bilde: Knut Åserud/SV)
STYRING FRA LAND: Landbasert kontroll og styring av oljefeltene vil øke sikkerheten og bedre tilgangen på kompetanse. Dermed øker effektiviteten på oljefeltene. (Bilde: BP)
SANNTIDSSEISMIKK: Kan gi bedre forståelse for utviklingen i reservoar og hvor det er mulig å sette inn riktige tiltak for å hente ut mer olje. (Bilde: Terje S. Knudsen/Hydro)
MORGENDAGENS UTBYGGING: Ormen Lange er det første gassfeltet med brønner i havet og prosessering på land. Goliat kan bli det første oljefeltet med en slik løsning.
INTERNASJONALISERING: Norsk leverandørindustri har som mål å eksportere fro 80 milliarder kroner årlig fra 2010. Her fra smaling på Hainan i Kina. (Bilde: Anders J. Steensen)
LETTERE BRØNNVEDLIKEHOLD: Oljeselskapene ønsker billigere og enklere artøyer for å vedlikeholde brønnene i undervannsinstallasjonene. Det vil bidra til å øke utvinningsgraden i reservoarene.
NYE BOREMETODER: Oljeselskapne ønsker nye og bedre metoder for å lage flergrensbrønner.

Ufattelig mye mer penger

  • offshore

OG21

  • Felles strategi for myndigheter, oljeselskaper og leverandørindustri på norsk sokkel.
  • Budsjett fra myndighetene inn til 600 millioner kroner årlig, totalt 1,5 milliarder
  • Skal sikre store merverdier for det norske samfunnet ved å nå den langsiktige utviklingsbanen
  • Styrer forskningsprogrammet Petromaks

Stortingsmelding 38 (2001–2002) har lagt og legger fortsatt premissene for norsk oljepolitikk.

I denne slås det fast at bedre lete- og utvinningsmetoder for olje og gass er det mulig å hente ut en ekstragevinst på 4000 milliarder kroner fra norsk sokkel de neste 45 årene.

Dette er imidlertid basert på den oljeprisen som da var rådende, 22 dollar fatet. Med dagens oljepris på 62 dollar fatet er mulighetene for ekstragevinst kommet opp i over 10.000 milliarder kroner, eller 22 millioner kroner per nordmann.

Hittil er det tatt opp rundt 4,3 milliarder Sm3 oljeekvivalenter fra norsk sokkel. Oljedirektoratet anslår at det er påvist 5,4 milliarder Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter igjen.

Denne mengden er med dagens oljepris verd rundt 14.000 milliarder kroner. I tillegg antar Oljedirektoratet at det gjenstår å finne rundt 4 milliarder Sm3 oljeekvivalenter. En stor andel er ventet i de nordlige farvannene.





Bredt samarbeid

For å komme til gullkrukken kreves mye forskning og målrettet innsats. Norsk oljeindustri, universiteter, forskningsmiljøer og Olje- og energidepartementet (OED) har lenge samarbeidet om en felles strategi for forskning og utvikling under navnet OG21.

Nylig ble en revidert strategi sendt ut på høring. Målet er todelt – å nå den langsiktige utviklingsbanen for utvinningen fra sokkelen, som definert i St.m. 38 samt å utvikle norsk oljeindustri slik at den er konkurransedyktig og blir foretrukket som samarbeidspartner og leverandør ved utbygging av nye felt internasjonalt.

Det skjer også en samordning av oljeaktivitetene i Norges forskningsråd. Demo 2000, som hittil har vært underlagt OED, er overført til Forskningsrådet. Da kan Demo 2000 samordnes med aktivitetene underlagt forskningsprogrammet Petromaks, som er den utøvende delen av OG21.





600 millioner i året fra staten

Det bevilges betydelige midler til denne forskningsinnsatsen. Fra statens side er beløpet for 2006 på rundt 400 millioner. – Departementet vil legge betydelig vekt på denne strategien i satsingen på petroleumsforskning fremover, sier statsråd Odd Roger Enoksen.

– Regjeringens økning på nesten 100 millioner kroner i 2006 vil være viktig i denne sammenheng. Økningen gir i en samlet bevilgning på om lag 400 millioner kroner, og er et betydelig skritt i retning av å nå OG21s mål om 600 millioner kroner i årlige bevilgninger.

Forskningsprogrammet Petromaks vil vare i rundt 10 år. Programmet stjeler en betydelig av de offentlige teknologimidlene for de neste årene, men så er også mulighetene for gevinst enorme.

Det er ikke er trappet opp raskere på grunn av mangel på fagfolk i olje og gass og i forskning. Det krever tid å bygge opp tilstrekkelig kompetanse.

Selv oms staten kommer til å bevilge store summer, vil dette beløpet tredobles i de aktuelle forskningsprogrammene. Det skyldes at det vil komme like store bidrag fra leverandørindustrien og fra oljeselskapene.

Under Demo 2000-programmet viste det seg at en krone fra staten gav tre kroner fra oljeselskapene og leverandørindustrien.





Høy aktivitet forstyrrer

En forstyrrende faktor i dette bildet er dagens høye oljepris. På grunn av den økonomiske veksten i Kina, India og andre deler av Østen og enkelte deler av Afrika ser den ut til å holde et stabilt høyt nivå.

Dette gjør en mengde utbyggingsprosjekter som tidligere ble ansett som ulønnsomme, utvinnbare. Dermed er aktivitetene i oljebransjen høyere enn noen gang.

Det begynner å bli knapt med menneskelige ressurser. De som er egnet til å drive med det viktige forsknings- og utviklingarbeidet blir satt til operative oppgaver, uten at det da bringer nye hoder inn i virksomhetene.

Det blir en vanskelig balansegang for mange av oljeselskapene å sørge for nødvending rekruttering og kompetanseoppbygging.









Ubalanse i ressurstilgangen

Mer enn 50 prosent av verdens oljeproduksjon kommer fra 100 store felt. Disse er alle over platåproduksjonen, dvs. de produserer mindre olje nå enn for få år siden. Samtidig øker forbruket mer enn funnraten, slik at reservene ikke øker selv med økt leteaktivitet. Ifølge det internasjonale energibyrået IEA er det ingen ledig kapasitet i råoljeproduksjon. Populært kan det sies at pumpene går for fullt. Resultat er en høy oljepris.

Også norsk oljeproduksjon har nådd toppen. I 2005 produserte vi 254 millioner Sm 3 ojeekvivalenter. For 2006 regner Oljedirektoratet med at produksjonen vil være 250 millioner Sm 3. Til sammenlikning – ressursgrunnlaget i Goliat utenfor Finnmarkskysten tilsvarer to måneders produksjon på norsk sokkel.









Syv kjerneområder

Den reviderte OG21-strategien definerer syv hovedområder hvor norsk industri skal utvikle nye produkter og standarder for å bli verdensledende. Og ikke minst, sørge for klingende mynt i oljefondet/pensjonsfondet. Områdene er:

  1. Miljøteknologi
  2. Lete- og reservoarteknologi
  3. Økt oljeutvinning
  4. Kostnadseffektiv bore-, brønn- og intervensjonsteknologi
  5. Integrerte operasjoner og styring av reservoar
  6. Undervannsteknologi
  7. Gassteknologi




Miljøforbedringer

Oljeindustrien er på vei inn i mer sårbare områder. Barentshavet og fiskerike områder utenfor Lofoten, Vesterålen og Troms setter alle krav til nullutslipp. Hvilket vil si ingen utslipp av skadelige stoffer til sjø. Det innebærer blant annet at det må være miljøvennlige smøreoljer, hydraulikkoljer, lager for borekaks, oppsamling avfall etc. på riggene som skal nyttes i disse områdene.

Norsk sokkel står i dag for rundt 30 prosent av alle utslipp av klimagasser i Norge. I 2003 var det totale CO2-utslippet på 43,2 millioner tonn, hvorav olje- og gassvirksomheten stod for 12,3 millioner tonn.

Til tross for store tall, produserer ingen andre land olje og gass med så lave utslipp som Norge. Men utfordringene står allikevel i kø. Norge har forpliktet seg til å følge Kyoto-prokollen. Da må utslippene reduseres. Å få til økt oljeutvinning, høyere utvinningsgrad, krever mer energi. Derfor vil energiforbruket på eksisterende infrastruktur øke i årene som kommer. Å utvikle metoder som krever mindre energi, mer energieffektiv kraftforsyning etc. er derfor prioritert.

Andre områder som prioriteres av miljøhensyn er produsert vann fra oljebrønnene. Etter som oljeproduksjonen på feltene synker, minsker ikke væskeproduksjonen. Store mengder vann hentes opp fra reservoarene. Dette vannet må renses for olje og kjemikalier før det slippes til sjø eller pumpes ned i reservoaret igjen. Enkelte oljeselskaper har satt grensene for forurensing helt ned til 5 p.p.m. Myndighetskravet er langt mer liberalt, men miljøbevisstheten hos mange aksjonærer er høy, fordi aksjeverdien på selskapene i EU og USA settes etter hvilke miljøstandarder de følger.





Bedre undersøkelse og leting

Norsk sokkel er godt dekket med seismiske undersøkelser og data. Allikevel er funnraten stadig synkende og usikkerheten større. Med en funnrate på 20 prosent er det dyrt å lete etter olje og gass fordi det koster å bruke leterigger. Dagraten for rigger som er sertifisert for arktiske strøk ligger i dag nesten 3,5 millioner kroner dagen. I tillegg kommer forsyningsfartøyer, beredskap, helikoptertransport etc. som raskt dobler beløpet.

For å gjøre norsk sokkel mer attraktiv prioriteres bedre letemodeller, ny undersøkelsesteknologi samt bedre dataverktøy for å finne de rette stedene å lete.

Også andre letemetoder er aktuelle. Det gjelder å finne mer miljøvennlige alternativer til tradisjonell seismikk. Det er påvist at seismikk ikke er heldig for sjøpattedyr, som det finnes mange av i Barentshavet. Vanligvis skytes seismikk med en serie skudd fra kraftige luftkanoner i vannet. Lydbølgene fra disse reflekteres i de forskjellige lagene i havbunnen. Følsomme hydrofoner fanger lyden og samler inn data som siden tolkes i de geologiske modellene. I dag brukes todimensjonal og tredimensjonal seismikk for å etablere den geologiske modellen for området.

Deretter studeres disse nøye av geologene som finner hvor det kan være forkastningssoner med mulighet for væske. Da er det mulig å undersøke området med elektromagnetisk seismikk, som kan bestemme om det er hydrokarboner eller vann som finnes i et mulig reservoar. Det skyldes forskjellen i resistivitiet i hydrokarboner og vann. Er det påvist mulige hydrokarboner, rekvireres en leterigg, og det prøvebores.





Økt utvinningsgrad

Oljeselskapene på norsk sokkel har vært i teten når det gjelder å øke utvinnbare reserver i eksisterende felt fordi feltene i Nordsjøen har vært så store at det har vært mye å hente ved å bedre utvinningsraten. Mest kjent er ConocoPhillips Ekofisk hvor det i dag er større utvinnbare reserver enn da feltet kom i produksjon i 1971. Utvinningsgraden er gått opp fra 17 prosent til 45 prosent.

Regjeringens ambisjon er at utvinningsgraden på felt med plattformer skal være på 70 prosent, mens den for undervannsfelt skal opp på 55 prosent. I dag er utvinningsgraden i snitt 46 prosent. De store feltene på Tampen drar utvinningsgraden opp, mens det for mange andre områder vil by på store utfordringer å nå regjeringens ambisjon.

Men det er store verdier å hente. En prosent økning i utvinningraden tilsvarer med dagens oljepris en verdi på rundt 250 milliarder kroner.

En anne utfordring er prosessforståelsen. Mange felt er bygget ut etter en spesifikk utvinningstrategi. Mens det kan vise seg at på gitte tidspunkt er det mulig å hente ut mer ved å endre denne. Dermed må det store investeringer til for å oppnå økt utvinning. Vi ser et eksempel på dette hos Statoil, med Statfjord som endres fra et olje- til et gassfelt. Dette krever ombygginger, nye brønner og nye utvinningsmetoder.





Billigere og bedre

Kostnadene ved å bore fra flyttbare boreinnretninger, rigger, på norsk sokkel ligger opptil 25 prosent høyere enn på britisk sokkel. Det skyldes først og fremst arbedstidsbestemmelser og langt hardere værforhold.

Norsk sokkel har i tillegg en svært stor andel med undervannsbrønner som etter hvert krever mer vedlikehold, særlig dersom utvinningsraten skal økes. På grunn av den økende letevirksomheten og feltutbygginger på dypt vann i andre farvann er etterspørselen etter rigger blitt stor. Dette har drevet prisene i været. Det arbeides derfor intenst med å finne alternativer til de tradisjonelle boreriggene og boremetodene.

For boring av nye brønner arbeider flere med å se på såkalt single bore wells, eller brønner med samme diameter i hele brønnens lengde. I en tradisjonell brønn er den øverste delen av brønnen på 32" . Rørdiameteren synker gradvis til den når 7 5/8" i selve reservoaret. Ved å bore med en og samme rørdiameter hele veien, 9" , reduseres vekten på borestrengen, det blir mindre borekaks og mindre sementeringsarbeid. Særlig er dette viktig når det skal bores på dypt vann. Da kan det brukes lettere rigger og dermed også lavere kostnader. Det arbeides også med bedre brønnteknologi og bedre overvåking og kontroll med oljeproduksjonen fra land.

Norske myndigheter har også et overordnet mål om å utvikle industri basert på gass som råstoffkilde på fastlandet. I den forbindelse er det nødvendig å utvikle effektive transportløsninger og teknologier som kan gi nye konkurransedyktige arbeidsplasser.









Best på undervannsteknologi

Norge er verdensledende innen undervannsteknologi. Denne posisjonen er det både i oljeselskapenes og leverandrindustriens interesse å beholde. Årsaken er at mange av fremtiden mest attraktive oljefelt komme til å ligge på store havdyp, hvor behovet for undervannsinstallasjoner er stort.

70 prosent av alle verdens undervannsinstallasjoner er levert fra virksomheter med hovedkontor i Norge. Aker Kværner oveflyttet nylig produksjonen av undervannssystemer fra Houston til Lier fordi kompetansen er bedre her, samtidig som kvaliteten på produktene blir bedre.

Norske selskaper er også ledende når det gjelder å ta i bruk ny produksjonsteknikk under vann. Troll Pilot og Tordis EOR, representerer fremtidens oljefelt som er velgnet til å inngå i utbygginger i arktiske farvann.









Større eksport

Norske myndigheter har satt som mål at norske leveransdørbedrfter skal eksportere for 80 milliarder kroner i utstyr til oljeindustrien i 2010. Opprinnelig var målet 50 milliarder. I 2005 eksporterte norske bedrifter for rundt 45 milliarder kroner i teknologi. Sammen med investeringene på norsk sokkel på 83 milliarder, hvor norsk industri står for 60 prosent, betyr dette at norsk leverandørindustri i olje og gass produserer varer og tjenester for rundt 90 milliarder kroner. Eksportandelen utgjør nesten 50 prosent av omsetningen. Dette viser at norsk industri er konkurransedyktig. Med den betydelige innsatsen som nå skal settes i verk med OG21, skal denne posisjonen styrkes.