Hvem eier Ekofisk?

person av Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Hvem som eier Ekofisk er enkelt å besvare. Det er den norske stat som «eier» både Ekofisk og resten av den norske kontinentalsokkel. Det ble bestemt da Stortinget 14. juni 1963 vedtok loven om «utforskning og utnyttelse av naturressurser på havbunnen eller dens undergrunn» som gir tillatelser på visse konsesjonsvilkår. Det er derfor riktigere å spørre hvilke selskaper som har og har hatt rettigheter til å utforske og utnytte naturressursene på Ekofisk, eller nærmere bestemt utvinningstillatelse 018 som ble tildelt i den første konsesjonsrunden på norsk sokkel i 1965.
— Det er den norske stat som "eier" Ekofisk, men det har vært mange selskaper som har og har hatt rettigheter til å utforske og utnytte naturressursene på Ekofisk.
© Norsk Oljemuseum

Phillips-navnet har hele tiden vært å finne blant rettighetshaverne, eller lisensinnehaverne, men det er det eneste konstante.

Hvilke endringer har skjedd i lisenssammensetningen og i hvilken grad har disse endringene vært preget av utviklingen i oljeindustrien generelt og på norsk sokkel spesielt?

Første konsesjonsrunde 1965

I Danmark fikk ett selskap, A.P. Møller, i 1962 enerett i 50 år til leting og utvinning av olje og gass i den danske delen av Nordsjøen.

Selv om det amerikanske oljeselskapet Phillips Petroleum Company i 1962 søkte den norske stat om enerett til leting og utvinning av petroleum på norsk sokkel mot å foreta seismiske undersøkelser verdt 1 million dollar i norsk område, er det lite sannsynlig at noe lignende kunne skjedd i Norge.

Henvendelsen ble mottatt, men saksbehandlingen ble satt på vent. Erfaringene norske myndigheter hadde med å gi norske og utenlandske selskaper konsesjon på vannkraft, tilsa at det ikke var aktuelt å gi noe selskap enerett til norsk sokkel.

I stedet utlyste myndighetene første konsesjonsrunde på norsk sokkel 9. april 1965. Den 17. august var resultatet klart: Ni av de elleve industrigruppene som hadde søkt, fikk lete- og utvinningstillatelser på til sammen 74 blokker.

Myndighetene med ekspedisjonssjef i Utenriksdepartementet, Jens Evensen, i spissen holdt da norske industriinteresser på avstand fra den kostbare og risikable letevirksomheten. Unntakene var Norsk Hydro som deltok i den franskledete Petronord-gruppen og Norwegian Oil Consortium (NOCO) i AmocoNoco-gruppen.

Phillipsgruppen som besto av Phillips Petroleum Company Norway, Fina Production Licenses AS og Norsk Agip søkte og ble tildelt utvinningstillatelse 016, 017 og 018. Phillips sto da for 51,74 prosent av eierandelene i Phillips-gruppen. Fina eide 30 prosent og Norsk Agip de resterende 18,26 prosent.

Oljeleting var i den første fasen et svært usikkert og kostbart foretagende. I tillegg til å utføre seismiske undersøkelser, måtte Phillipsgruppen leie en leterigg for å bore et visst antall brønner, og dessuten betalte 15 000 kroner i året til staten i lisensavgift.

Lite visste Phillips-gruppen i 1965 at de hadde trukket vinnerloddet. Utvinningstillatelse 018 omfattet blokk 1/5, hvor det rett nok ikke har blitt gjort funn, blokk 2/4, med Ekofisk – et av verdens største olje- og gassfelt til havs, blokk 2/7 hvor Eldfisk-feltet ligger, og blokk 7/11 hvor Cod ble påvist.

Makeskifte med og i Petronord-gruppen

Etter at andre selskaper hadde boret tørre hull og brukt mye penger som ikke så ut til å gi noen resultater, var Phillipsgruppen i 1967 i samtaler med den franskdominerte Petronord-gruppen om et nærmere samarbeid for å få til en større risikospredning på norsk sokkel. Det ble gjort ved å bytte eierandeler i blokker. Slik bytting forekom ganske ofte i internasjonal oljeindustri.

I 1968 ble makeskiftet gjennomført ved at Phillips og Agip overførte 20 prosent av sine eierandeler til Petronord. Tilsvarende overtok Phillipsgruppen eierandeler i Petronord sine lisenser. Samtidig ble det inngått avtale om at de to gruppene skulle dele på utgiftene til boreriggen Ocean Viking, og disponere boreriggen annenhver gang.

Dette førte til at en mengde nye selskaper kom inn på eiersiden i lisens 018. Elf Norge A/S eide fra da av 7,1 prosent, Total Norge 5,325 prosent, Aquitaine Norge A/S 3,55 prosent, Norsk Hydro Produksjon AS 2,5 prosent og til slutt de mindre franske selskapene Eurafrep Norge A/S, Coparex Norge A/S og Cofranord A/S med noen promiller hver.

Fina som ikke ga fra seg noe, eide fortsatt 30 prosent, mens Phillips fikk redusert sin andel fra 51,74 til 36,96 prosent og Norsk Agips eierandel ble redusert fra 18,26 til 13,04 prosent.

Høsten 1969 gikk ryktene om et stort funn. Den 25. oktober 1969 er regnet som den datoen da geologene i selskapet var sikre på at det var et betydelig funn i blokk 2/4, men først den 23. desember 1969 ble dette offisielt rapportert av Phillips til myndighetene.

Funnet var en god start for alle som nå eide i lisensen, inkludert Hydro. Lisensandelene som Phillipsgruppen hadde byttet til seg fra Petronord, ga imidlertid aldri noen gevinst. Dette var det ingen som kunne vite da makeskiftet skjedde.

Pressemelding om Ekofisk-funnet ble sendt ut først 2. juni 1970. Etter at det store oljefunnet var gjort, ønsket den norske stat å ta sterkere del i oljevirksomheten. I perioden 9. oktober til 15. desember 1970 ble det i all hemmelighet foretatt et statlig oppkjøp av aksjer i Norsk Hydro som sikret at staten ble majoritetseier. Oppkjøpet ble godkjent i statsråd 22. januar 1971. Via Hydro eide staten da en liten del av Ekofisk.[REMOVE]Fotnote: Tore Jørgen Hanisch og Gunnar Nerheim, Norsk oljehistorie, bind 1, «Fra vantro til overmot?», Oslo 1992: 165–166.

Petronord-avtalen ga Hydro opsjon på å overta 12 eller 24 prosent av gruppens interesser ved et funn.[REMOVE]Fotnote: Smst.:137-140. 1. januar 1971, ble det derfor foretatt et nytt makeskifte i utvinningstillatelse 018. Mens eierfordelingen i Phillipsgruppen var som før, kjøpte Norsk Hydro Produksjon A/S eierandeler fra de andre selskapene i Petronord-gruppen som fikk redusert sine prosentvise andeler. Dermed sikret Hydro seg en andel på 6,7 prosent i lisens 018.[REMOVE]Fotnote: Elf Norge A/S gikk ned til 5,396 prosent, Total Norge til 4,047 prosent, Aquitaine Norge A/S til 2,698 prosent, Eurafrep Norge A/S 0,456 prosent, Coparex Norge A/S med 0,399 og Cofranord A/S med 0,304 prosent.

Den neste endringen i sammensetningen av eierandeler i lisensen skjedde 1. juli 1977 som følge av at Elf og Aquitaine slo seg sammen til ett selskap Elf Aquitaine Norge A/S og derfor fikk en samlet eierandel på 8,094 prosent.

Utvinningstillatelse er en konsesjon som gir enerett til leteboring og utvinning av petroleumsforekomster innenfor et avgrenset område på norsk kontinentalsokkel. Utvinningstillatelse er også kjent som produksjonslisens: engelsk – production licence. Den mest brukte forkortelsen for utvinningstillatelse er PL. Utvinningstillatelser tildeles av Olje- og energidepartementet. Den som har en utvinningstillatelse kalles rettighetshaver. Utvinningstillatelser tildeles en gruppe oljeselskaper – rettighetshavergruppen, og en av disse oppnevnes som operatør og driver virksomheten på vegne av rettighetshavergruppen. Hver rettighetshaver får eiendomsrett til sin andel av den petroleum som produseres fra konsesjonsområdet. Dersom det påvises en drivverdig petroleumsforekomst på konsesjonsområdet, kan rettighetshaver få bygget ut denne gjennom å få godkjent en plan for utbygging og drift (PUD), utarbeidet i henhold til petroleumsloven. Olje og gass som ikke er produsert er fortsatt statens eiendom.

Statoil inn og ut på eiersiden

Etter opprettelsen av Statoil i 1972 bygde selskapet seg opp til å få en dominerende posisjon på norsk sokkel med rett til å få 50 prosent andel i nye konsesjoner på norsk sokkel.

Men det tok mange år før Statoil fikk en flik inn på eiersiden i utvinningstillatelse 018. Det skjedde i 1988, og det lå både internasjonal politikk og store økonomiske interesser bak. Stikkordene er «Troll gass og salgsavtale». Et makeskifte i lisensandeler mellom Statoil og de franske selskapene Elf og Total kunne berede grunnen for å få på plass avtalen om salg av gassen fra Troll til kontinentet.

Trollfeltet som er beregnet å ha 60 prosent av gassreservene på norsk sokkel ble påvist i 1981 og erklært drivverdig i 1983. I 1985 pågikk det nervepirrende forhandlinger med gasskjøpere på kontinentet. Denne avtalen var helt avgjørende å få på plass før utbyggingen kunne starte.

Det trakk ut med å få i stand en avtale. Særlig var de franske interessentene blant gasskjøperne lunkne. Noe måtte gjøres for å få dem på glid. Elf og Total ønsket seg inn med eierandeler i Troll og Sleipner. Hvis dette var mulig å få til, kunne det blidgjøre franske myndigheter slik at avtalen kom i stand.

Statoil var derfor villig til å inngå en bytteavtale med de franske selskapene slik at de fikk eierandeler i Troll og Sleipner Øst mot at Statoil fikk en eierandel på 1 prosent i Ekofisk. Siden det var vanskelig å anslå verdiene i byttehandelen ble det dessuten inngått en «net profit»-avtale, det vil si at dersom inntektene fra det ene eller andre feltet oversteg en viss verdi, skulle avtalepartneren få utbetalt et tillegg.

Trollgassavtalen til en verdi av 800 milliarder kroner ble inngått i mai 1986. Makeskiftet av lisensandeler trådte i kraft 1. april 1988 da Statoil overtok 1 prosentandel fra Total og Elf Aquitaine.

Avtalen ble vurdert som viktig for å få den franske regjering sin godkjenning av Troll gass salgsavtale med Gaz de France, noe som var nødvendig for å beslutte utbygging av Troll.[REMOVE]Fotnote:  Opplyst av Ole-Johan Lydersen som var med på å forhandle frem avtalen, 20.08.2019.

Fordelen for Statoil med å komme inn på eiersiden i Ekofisk var rett til å møte i styringskomiteen slik at selskapet fikk bedre innsyn i hva som skjedde i lisensen. Det ga Statoil kontroll over hele transportkjeden for gasseksporten, noe Statoil hadde vært opptatt av helt siden Norpipe ble etablert. I 1980-årene var Ekofisk-senteret et viktig knutepunkt i gasseksporten fra Norge. I 1985 kom stigerørsplattformen Ekofisk 2/4-S i drift og knyttet gassrørledningen Statpipe til Norpipe som førte gassen videre til Emden. Ekofisk 2/4 S var eid av Statpipe, men operert av Phillips. I 1998 ble rørledningen lagt utenom Ekofisk.

En annen, men mindre viktig grunn til at Statoil ønsket seg innsyn i hva som foregikk i Ekofisk-lisensen, var forholdet mellom Tommeliten og Edda. Tommeliten var et kondensatfelt, med Statoil som operatør. Feltet produserte til gassfeltet Edda, 12 km unna, som var drevet av Phillips. Oljeprisfallet i 1985–86 gjorde Phillips, som eide 25 prosent i Tommeliten, skeptisk til en utbygging og selskapet trakk seg fra prosjektet. Statoil kjørte i 1986 likevel gjennom en rimeligere utbyggingsløsning med havbunnsrammer (et lærestykke for Statoil innen undervannsteknologi). Selv om Phillips hadde trukket seg fra Tommeliten-utbyggingen, ønsket selskapet at brønnstrømmen fra Tommeliten skulle føres til Phillips-opererte Edda. En årsak til det var at Eddareservoaret hadde vist seg å være halvparten så stort som antatt og der var ledig kapasitet for gassbehandling. Dessuten kunne gass tilbakeføres i reservoaret på Edda for å øke oljeproduksjonen. Dette ble gjort, men ifølge Statoil var det vanskelig å komme til enighet også når det gjaldt tarifforhandlingene mellom Tommeliten og Ekofisk.[REMOVE]Fotnote: Opplyst av Håkon Lavik, 15.08.2019.

Den neste endringen i Statoils eierforhold i Ekofisk-lisensen skjedde 1. januar 1999 da det ble innført en direkte statlig andel (SDØE) på 5 prosent, som en del av Ekofisk II-avtalen mellom Phillips-gruppen og staten. Andelene til øvrige rettighetshavere ble redusert forholdsmessig. Dermed økte Statoil sin eierandel til 5,95 prosent.[REMOVE]Fotnote: ODs Faktahefte 2000. For første gang siden 1968 ble Phillips Petroleum Companys eierandel redusert, men bare fra 36,96 prosent til 35,112 prosent.

På denne tiden var det flere reformer på gang som gjaldt statlig eierskap. Planene om å delprivatisere Statoil for å være mer fleksibel til å satse internasjonalt ble lansert i 1999 og vedtatt i 2001.

En annen reform var at Statens Direkte Økonomiske Engasjement, SDØE, som siden 1985 hadde vært administrert av Statoil ble etablert som et eget statlig holdingselskap under navnet Petoro i 2001. I forbindelse med denne reformen overtok Petoro flere av Statoils eierandeler i felt. På Ekofisk-området betydde det at SDØE / Petoro overtok 5 prosent eierandel i utvinningstillatelse 018 den 10. mai 2001.

Statoil ASA satt da igjen med en rest på 0,95 prosent.  

Total blir største lisensinnehaver

På slutten av 1990-årene falt oljeprisen til et rekordlavt nivå. Selskapene fikk et akutt lønnsomhetsproblem og svarte med masseoppsigelser og omstrukturering. Større enheter ga mer styrke i markedet, bedre kontroll med kostnadene og bedre posisjonering med tanke på konkurransen om reservene. Tumultene som følge av omstruktureringene påvirket kjøp og salg av eierandeler i Ekofisk-området også.

Saga Petroleum ASA som hadde overtatt Norminols andel 1. januar 1995, forsvant som selskap 11. januar 2001. Saga ble en del av Norsk Hydro Produksjon AS som derved økte sin eierandel til 6,654 prosent.

De franske eierandelene ble gradvis samlet. I 1990 ble Eurafrep, Coparex og Cofranord kjøpt opp av henholdsvis Elf Rep, Elf Rex og Norminol. Sommeren 1992 slo Elf Rep og Elf Rex seg sammen, og i 1997 ble dette selskapet inkorporert i Elf Peroleum som fikk en eierandel på 8,449 prosent i Ekofisk. Sommeren 2000, ble Elf fusjonert inn i TotalFinaElf.

Like før jul i 2000 ble Totals og Finas lisensandeler slått sammen med Total Norges lisensandeler og utgjorde da til sammen 31,87 prosent. Disse andelene ble inkorporert i TotalFinaElf sin lisensandel som økte til 39,896 prosent.

Fra 6. mai 2003 ble navnet TotalFinaElf endret til Total E&P Norge AS. Total ble dermed største lisensinnehaver på Ekofisk, med nærmere 40 prosent eierandel. Phillips Petroleum Company Norway som var operatør, ble nummer to. Det vil si etter at Phillips og Conoco fusjonerte i 2002 var det ConocoPhillips Skandinavia AS som var nest største lisensinnehaver med en andel på 35,112 prosent.

Conoco som ikke hadde noen eierandel i Ekofisk fra før, bidro ikke til å øke den samlede eierandelen.

Det kan også nevnes at italienske Eni Norge AS overtok oljeselskapet Agips eierandeler i Ekofisk-området 15. desember 2003.

Statoil inn igjen etter fusjon med Hydro

Etter at Petoro hadde fått mesteparten av Statoils lisensandeler i 018, skjedde en ny endring i og med fusjonen mellom Statoil og Hydro i 2007. Fra 1. oktober 2007 eide StatoilHydro ASA 0,95 prosent og StatoilHydro Petroleum 6,654 prosent.

Fra 1. januar 2009 ble dette samlet under StatoilHydro Petroleum AS som eide til sammen 7,604 prosent. 2. november 2009 forsvant Hydro ut av navnet som ble til Statoil Petroleum AS.

Det siste navneskiftet skjedde 16. mai 2018 fra Statoil til Equinor. Navneskiftet skulle signalisere at selskapet ikke bare satset på fossile energikilder, men også på fornybare energikilder som sol og vind.

En lignende tanke lå bak det nye navnet til selskapet som ble dannet av Eni Norge AS og Point Resources og som fikk navnet Vår Energi AS den 10. desember 2018. «Vår» har en dobbelt betydning som står for årstiden vår som er ung og frisk og grønn, mens eiendomspronomenet «vår» peker på felles eie.

Eierandeler i lisens 018 i 2019

Ved 50-årsjubileet for funnet av Ekofisk i 2019 er det ConocoPhillips Skandinavia AS som er operatør for Ekofisk-området med en eierandel på 35,11 prosent.

Øvrige rettighetshavere er Total E&P Norge AS (39,90 prosent), Vår Energi AS (12,39 prosent), Equinor Energy AS (7,60 prosent) og Petoro AS (5 prosent).[REMOVE]Fotnote: ODs fakta sider, 13.08.2019.

 

Utvinningstillatelse 018
Område North Sea
Tildeling 1-A
Dato for tildeling 01.09.1965
Gyldig til dato 31.12.2028
Opprinnelig areal [km2] 1752.704
Nåværende areal [km2] 851.767

 

 

 

Publisert 19. september 2019   •   Oppdatert 15. februar 2021
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Vanninsprøyting for økt utvinning

person Av Gunleiv Hadland og Björn Lindberg
Vanninnsprøyting (også kalt vanninjeksjon) er et mulig tiltak for å få en høyere utvinningsgrad fra et oljereservoar (på engelsk kalles tiltak for økt utvinning Improved Oil Recovery – IOR). Vanninnsprøyting er mye brukt fordi vann ofte er tilgjengelig, billig og finnes i store mengder. Offshore brukes sjøvann som vanligvis renses før det pumpes inn.
— Vanninnsprøytingsplattformen Eldfisk 2/7E. Foto: Kjetil Alsvik/ConocoPhillips
© Norsk Oljemuseum

I estimater for reserver gis det ett tall for opprinnelig tilstedeværende olje, og ett for opprinnelig utvinnbar olje. Som regel er mengden opprinnelig tilstedeværende et relativt statisk tall, mens mengden utvinnbar olje kan endre seg over feltets levetid. Ved å utvikle og ta i bruk ny teknologi kan man øke andelen utvinnbar olje, eller utvinningsgraden. [REMOVE]Fotnote: https://www.npd.no/fakta/publikasjoner/rapporter/ressursrapporter/ressursrapport-2017/teknisk-potensial-enda-mer-a-hente/

Vanninsprøyting for økt utvinning,
Arbeid med klargjøring av Ekofisk 2/4 K før vanninnsprøytning kan starte. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

Gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje fra felt på norsk sokkel er i underkant av 50 prosent, med en målsetting om at den skal økes ytterligere. For reservoarer med særlig gode egenskaper kan utvinningsgraden for olje komme opp mot 70 prosent, mens gass ofte har enda høyere utvinningsgrad. Til sammenligning har anslaget for Ekofisks utvinningsgrad økt fra opprinnelig 17 prosent i 1972 til over 50 prosent per 2019, og med 1 134 millioner Sm³ tilstedeværende olje vil hver øket prosent utvinningsgrad gi enorme verdier. 

Ettersom utvinning av olje foregår, vil blant annet trykket i reservoaret gå ned. Når vanninnsprøyting tas i bruk pumpes store mengder vann under oljefor å øke trykket i reservoaretPrinsippet er at vannet presser oljen framfor seg, og bidrar til å holde oppe oljeproduksjonen. Vann er tyngre enn olje, så den beste effekten av vanninnsprøyting får man ved å pumpe inn vannet under oljen. Vannet fortrenger oljen samtidig som det bidrar til økning av trykket i reservoaret. Det økte trykket vil i sin tur føre til økt produksjon. Vanninnsprøyting har i flere tilfeller gitt en vesentlig økning i utvinningsgrad i forhold til det som opprinnelig ble estimert. 

Effekten av vanninnsprøyting avhenger av forhold i reservoaret, som vannkvalitet, bergartsegenskaper, temperatur og trykk. Det er ikke alltid enkelt å forutsi hvilken effekt vanninjeksjon vil ha i et reservoar, og man har flere ganger fått seg overraskelser etter å ha startet med vanninjeksjon. 

historie, 2002, nytt forskningsenter for økt oljeutvinning,
Vanninnsprøyting i Tor-formasjonen i sørlig sektor.

Ved et tidspunkt vil kostnadene ved utvinning bli for store, og produksjonen på feltet stenges nedDette avhenger av forholdet mellom oljepris og operasjonskostnader og flere ganger har opprinnelige nedstengningstidspunkter blitt skjøvet ut i tid. 

Alle reservoarbergarter er porøse, det vil si  at det er små hulrom i bergarten som kan fylles med olje, gass og vann. Kalkstein er porøs, og kan inneholde store mengder olje og gass, men gjennomstrømningsevnen (permeabiliteten) er lav.  

Kalkreservoarer og vanninnsprøyting

Kritt, som er en variant av kalkstein, er som bergart kjennetegnet ved at den er myk akkurat som tavlekritt. Generelt kjennetegnes kalkstein av å ha dårlige produksjonsegenskaper og dermed relativt lav utvinningsgrad.[REMOVE]Fotnote: Faktahefte 2005 Norsk petroleumsverksemds. 42.    Kritt kan være veldig porøst og kan inneholde mye olje og gass, men gjennomstrømningsevnen er ofte lav. Det tar derfor lang tid å utvinne olje og gass fra et reservoar av kalkstein.[REMOVE]Fotnote: https://www.npd.no/fakta/nyheter/generelle-nyheter/2011/Ekofisk-fyller-40/Forskningsprogrammet Joint Chalk Research (JCR) ble etablert i 1980 av Oljedirektoratet og den danske Energistyrelsen, sammen med rettighetshaverne til krittfelt i Nordsjøen. Fokus skulle være problemstillinger og utfordringer rundt krittreservoarer med mål om å øke utvinningen.[REMOVE]Fotnote: Kristin Henanger Haugen: Lenge leve kritt, Norsk sokkel nr.1 2004. s. 23. 

Vanninsprøyting for økt utvinning,
Lars Takla og Wiggo Holm med IOR-prisen i 2000. Foto: Kjetil Alsvik/ConocoPhillips

I tillegg til vanninjeksjon gir kompaksjonen (bergarten presses sammen som følge av at store mengder olje produseres) av de myke krittbergartene trykkøkning og dermed ekstra driv til dreneringen av feltet. Men etter hvert vil trykket synke slik at produksjon, utelukkende ved hjelp av trykkstøtte, blir vanskeligere. Studier har vist at høy reservoartemperatur har gitt gode forhold for injeksjon av sjøvann.

Kalkstein er lett oppløselig, til forskjell fra bergarter som gneis og granitt.  Overalt i verden der det er kalkstein, løser mineralet seg lett opp.  CO2 i vann gjør vannet surt og løser opp mineralene i kalkstein.[REMOVE]Fotnote: https://titan.uio.no/node/2324Ved injeksjon av vann i kalksteinreservoarer vil det skje en grad av oppløsning av kalksteinen, og dette kan bidra til innsynkning av havbunnen. 

Publisert 15. september 2019   •   Oppdatert 27. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Kjære barn har samme navn

person Av Björn Lindberg, Norsk Oljemuseum
Det kan lett bli forvirring rundt begrepene. Ekofisk-området er et samlebegrep som omfatter hele åtte felt i utvinningstillatelse PL018, hvorav det ene, og største, heter Ekofisk og er sammen med Eldfisk og Embla fortsatt i produksjon. De øvrige er Vest-Ekofisk, Tor, Albuskjell, Edda, og Cod.
— Eldre plakat som viser Ekofisk-området. Illustrasjon: ConocoPhillips/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum

Videre består reservoaret i undergrunnen for alle feltene utenom Cod og Embla av to formasjoner, hvorav den ene heter Ekofisk-formasjonen, og den andre Tor-formasjonen (se Havets flass).

Kjære barn har samme navn, grav
Historisk produksjon fra Ekofisk-området fra oppstart i 1971 til og med 2018. Grunnlaget er hentet fra norskpetroleum.no 29.08.2019

En figur over historisk produksjon (samlet olje, gass og kondensat i millioner oljeekvivalenter Sm³) fra Ekofisk-området viser dominansen til Ekofisk, både historisk og i dag. Den samlede produksjonen fra de øvrige syv feltene har, med unntak av  år, ikke nådd det samme volumet som produksjonen fra selve Ekofiskfeltet. Vanninnsprøyting startet for alvor på Ekofiskfeltet i 1987 og kan ses tydelig på produksjonskurven, som økte fra <10 til >20 millioner Sm³ oljeekvivalenter per år.   

Den 1. juli 2019 leverte ConocoPhillips inn en plan for utbygging og drift (PUD) for gjenåpning av Tor (Tor II). Dette vil omfatte investeringer på om lag seks milliarder kroner, produksjonsstart er planlagt til slutten av 2020 og det er ventet å gi en utvinning på anslagsvis 10 millioner Sm³oljeekvivalenter.  

Videre har lisensen startet konseptstudier for en videreutvikling av den nordlige delen av Eldfiskfeltet (Eldfisk II), og både sjøbunnsløsninger og en enkel ubemannet plattform vurderes.[REMOVE]Fotnote: https://petro.no/nyheter/conocophillips-vurderer-a-bygge-ny-plattform-pa-eldfisk-nordOgså Tommeliten Alpha, som til nå ikke er annet enn et funn vurderes utbygget.[REMOVE]Fotnote: https://petro.no/nyheter/forbereder-mulig-utbygging-tommeliten-alpha 

Kjære barn har samme navn, kart
Oversiktsbilde som viser Ekofisk-området med de tilhørende feltene, som i all hovedsak ligger i utvinningstillatelse 018 (rødt omriss). Feltene med stiplet omriss er ikke i produksjon, feltene med lilla omriss er i produksjon pr. 29.08.2019). Merk at også felt som ikke er en del av Ekofisk-området er med på kartet.
Publisert 11. september 2019   •   Oppdatert 6. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Havets flass – Ekofisk og geologi

person Av Björn Lindberg, Norsk Oljemuseum
Oljen og gassen i Ekofisk ligger i et kalksteinsreservoar som består av utallige skallfragmenter. Har du hørt om kokolittoforen? En mikroskopisk alge med et skall av kalsitt (CaCO3) som kalles kokolitter. De er så små at du kan legge 30 av dem ved siden av hverandre på tvers av et hårstrå.
— Bildet er tatt ved hjelp av et skanningselektronmikroskop (JEOL JSM-6330F), fargene er derfor kunstige. Målestokk = 1,0 um. Foto: NEON ja (farget av Richard Bartz)
© Norsk Oljemuseum
havets flass
Mikroskopbilde fra av kokkolitter fra Ekofisk-reservoaret.

Det de mangler i størrelse tar de mer enn nok igjen på mengden, noe som blant annet forenkles av aseksuell reproduksjonNår kokolittoforen dør, daler kalkskallet (kokolitten)sakte til havbunnen (15 cm per dag)og dersom forholdene er de rette så blir det liggende og etter hvert begravet, milliarder på milliarder av andre kokolitterDet er estimert at kokolittoforen globalt produserer mer enn 1,5 millioner tonn kalsitt pr år, altså like tungt som hele Gullfaks C-plattformen (for øvrig det tyngste byggverket som er flyttet på).  

Tre ting må være på plass for å få et reservoar med olje og/eller gass: en kildebergart hvor olje kommer fra, en reservoarbergart (beholder) som oljen er i, og en takbergart (forsegling) som gjør at ikke oljen slipper ut av reservoaret. Vi vet ganske mye om hvordan disse tre elementene ble dannet i Ekofisk. 

Kildebergarten Draupne 

havets flass,
Kjerneprøve fra en brønn i Vikinggrabenen-feltet, med stort innhold av Draupne-skifer. Draupne-formasjonen finnes over store deler av norsk kontinentalsokkel. Foto: Oljedirektoratet (Faktasider)

Kildebergarten til Ekofisk er av jura alder (161-145 millioner år) og er en svart skifer (organisk rik) og kalles for Draupne. I norrøn mytologi var Draupne gullringen til Odin, og den dryppet syv nye gullringer hver niende dag – altså en uendelig kilde til velstand. Derfor er navnet Draupne passende på formasjonen som finnes over det aller meste av den norske kontinentalsokkelen og har gitt enorme mengder petroleum til de aller fleste norske felt, inkludert Ekofisk. Etter å ha blitt utsatt for trykk og temperatur vil petroleum dannes og presses ut av kildebergarten før den migrerer oppover i lagrekken og til slutt havner inn i reservoaret på Ekofisk.  

Reservoaret Kritt  Torformasjonen 

Mot slutten (de siste ~ om lag 10 millioner årenecampan og maastricht alderav den geologiske perioden som heter kritt og vartfra 145-166 millioner år var forholdene gunstige for kokolittoforen over store deler av den sørlige Nordsjøen, samt England, Danmark og Frankrike. Utallige kokolitter ble dannet og avsatt på havbunnen. Ettersom havbunnen verken var flat eller stabil, så ble kokolittene remobilisert av små utglidninger, utrasninger og/eller slamstrømmer som kunne være utløst av jordskjelv, før de til slutt ble begravet av sine etterkommere.

havets flass
Kritt-klipper langs den franske kanalkysten (Etretat, Normandi). Foto: ConocoPhillips

Meteoritt 

Slutten av krittperioden er definert av en såkalt masseutryddelse, hvor opptil 70 prosent av alt liv på jorden forsvant, inkludert dinosaurene. Den utløsende årsaken for utryddelsen var et enormt meterorittnedslag i det som nå er Mexicogolfen. Chicxulubkrateret er omtrent 150 km i diameter og 20 km dypt, forårsaket av en meteoritt som kan ha vært opptil 80 km stor. 

havets flass,
Bioturbert kritt: Smådyr på havbunnen har spist og gravd seg ned i krittlagene.

Reservoaret Paleocen  Ekofiskformasjonen 

Nedslaget tok imidlertid ikke knekken på alt livet i havet, og «havets flass» fortsatte å drysse også i den påfølgende tidsperioden som kalles paleocenI løpet av de første fem millioner årene (dan alder) ble ytterligere titalls meter med kalsitt avsatt. På grunn av endrede forhold på havbunnen og endret kaldere klima var det varierende og minkende innslag av omarbeiding, og økende innslag av silikamateriale fra kiselalger (diatoméer) og radiolarer. Lavere havnivå gjorde også at sedimenter fra land (terrigent materiale) i større grad blandet seg med skjelettene som hopet seg opp på havbunnen. 

Porøsitet og permeabilitet 

Når disse sedimentene avsettes er det som regel med opptil 50% porøsitet (hulrom), mens begraving og diagenese (fysiske, kjemisk og biologisk endring som skjer ved omdannelse fra sedimenter til stein) vil redusere porøsiteten betraktelig – noen ganger til langt under 10 prosent. De gode forholdene rundt Ekofisk-området gjorde imidlertid at mye av porøsiteten i kalksteinen ble bevart, og er fra 25 til 40 prosent (Arvid Østhus)Til sammenligning kan man si at et godt sandsteinsreservoar, som er det vanligste på norsk sokkel, har porøsitet på 30 prosent.  

For å få mye olje ut av en bergart må man også ha gjennomstrømningsevne (permeabilitet), og den såkalte primærpermeabiliteten i bergartene på Ekofisk er lav da det er dårlig/trang forbindelse mellom hulrommene. Imidlertid har man vært heldig også med dette på Ekofisk, for reservoaret er gjennomsatt av en rekke sprekker som letter gjennomstrømningen av olje og gir gode produksjonsegenskaper, i alle fall i den første fasen (se vanninjeksjon).  

Takbergart og felledannelse  

havets flass,
Geologiske lag er foldet og deformert. Etretat, Normandi. Foto: ConocoPhillips

Etter avsetningen av Ekofiskformasjonen endret forholdene seg slik at overliggende sedimenter ved begraving mistet alle sin porøsitet og ble tette slik at de kan fungere som forsegling (også kalt takbergart) av reservoaret (som består av Tor-formasjonen og Ekofisk-formasjonen). 

De tidligere nevnte sprekkene ble blant annet dannet samtidig som bergartene ble utsatt for bevegelser da store mengder underliggende salt beveget på seg. Denne bevegelsen laget også store domer og dermed fellestrukturer som olje og gass kan samle seg i. 

Under takbergarten, i reservoarbergarten ligger altså oljen som ble drevet ut fra kildebergarten. Og det i en mengde som det er vanskelig å forestille seg. 

Havets flass – geologien i Ekofisk, Vanninnsprøyting for økt utvinning, graf
Figur 1: Produsert- og gjenværende oljemengder i felt på norsk sokkel. Ekofisk har størst totale oljereserver, men ikke størst andel utvinnbare reserver. Kilde: Norsk Petroleum / Oljedirektoratet

Ekofiskreservoaret er like tykt som Eiffeltårnet er høyt, dekker et område på 40 km² – like stort som 5 500 fotballbaner. Den samlede mengden utvinnbar olje i Ekofisk er 3,5 milliarder fat, og ville være tilstrekkelig til å forsyne hele verden med olje i 35 dager. 

Bortimot 1 134 milliarder Sm³ olje og 300 milliarder Sm³ gass fantes i Ekofisk før man startet produksjon. I volum svarer dette til det dobbelte av den årlige norske vannproduksjonen (norskvann.no). I energimengde svarer dette til over 100 ganger det årlige norske energiforbruket. Og det svarer til litt over hundre dager av verdens samlede oljekonsum. 

Havets flass,
Modell av olje og vann i et av reservoarlagene i Ekofisk. Rødt: Olje. Gønt: Olje og vann. Blått: Vann

Man kan imidlertid ikke få ut all oljen fra reservoaret, og skiller mellom tilstedeværende reserver og utvinnbare reserver, men uansett hva man måler er Ekofisk av de aller største feltene på norsk sokkel. Opprinnelige estimater for andelen petroleum man kunne utvinne fra Ekofisk var på 17%, mens det nå er ventet at man vil komme over 50% utvinningsgrad. Den store økningen skyldes blant annet vanninnsprøyting. 

Publisert 11. september 2019   •   Oppdatert 2. desember 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk

Ekofisk fra 1971 til 2001

person Norsk Oljemuseum
Klikk deg gjennom bildekarusellen under oppslagsbildet.
Den viser utviklingen av Ekofisk-området fra år til år, fra oppstart med den første produksjonen i 1971 frem til 2001.
© Norsk Oljemuseum

This slideshow requires JavaScript.

For å følge utviklingen av feltet videre fra 2008 til 2017 klikk her.

Publisert 7. oktober 2019   •   Oppdatert 26. november 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk