Offisiell åpning av norsk oljeproduksjon«Den første norske olje»

Norges første havbunnsbrønner

person av Kristin Øye Gjerde, Norsk Oljemuseum
Så snart Ekofiskfeltet var påvist i 1969, gjaldt det å komme i gang med produksjonen slik at lisenshaverne kunne teste produksjonsegenskapene til krittreservoaret. Ekofisk ble samtidig Norges første laboratorium for utprøving av undervannsteknologi.
— I dag står en av de første havbunnsbrønnene utenfor Norsk oljemuseum i Stavanger. Ved siden av «JULETREET» står en del av Norpipe gassrørledning som går fra Ekofisk til Emden i Tyskland. Foto: Shadé B.Martins/Norsk Oljemuseum
© Norsk Oljemuseum
arbeidsliv, gulftide, pionerkultur, arbeid, dekk
Dekket på boreriggen Gulftide. Foto: Fredrik Broadhurst/Norsk Oljemuseum

Phillips søkte om å starte prøveproduksjon fra den oppjekkbare riggen Gulftide. Planen var at Gulftide, som opprinnelig var en borerigg, skulle fungere som produksjonsplattform fra juni 1971. Den skulle produsere fra de fire første lete- og avgrensningsbrønnene på feltet, boret i 1969 og 1970, som alle hadde vist rike forekomster. «Ocean Viking» ble våren 1971 hyret inn for å gjenåpne de fire brønnene, slik at de kunne settes i produksjon.

I forbindelse med boringen var det behov for dykkeoperasjoner. De ble utført av det franske selskapet Comex. Arbeidsdykking var på denne tiden langt fra ufarlig, og hastverket for å begynne å produsere olje bidro til at det skjedde en tragisk dødsulykke i mars 1971. Dette var den andre ulykken med dødelig utfall for en dykker på norsk sokkel.

Arbeidet gikk likevel sin gang, og fire ventiltrær ble montert på havbunnen rundt Gulftide. De kontrollerte hver sin brønn og var de første undervannsinstallasjonene på norsk sokkel. Teknologisk sett var dette en merkestein.

første undervannsbrønner,
Foto: Kristin Ø. Gjerde/Norsk Oljemsuem

De hydraulisk styrte ventiltrærne som ble montert på toppen av brønnen var av merket National, produsert i USA. Det var første gang undervanns-«juletrær» ble brukt i så værharde områder og på så store dyp som på Ekofisk. Trærne som ble brukt på Ekofisk i 1971 var «tørre» ventiltrær som ble marinisert. Det vil si at de ble modifisert slik at de kunne tåle å stå på havbunnen. Det betyr for eksempel tilpasning for ytre trykk og for det korrosive miljøet en finner på sjøbunnen. At trærne var dykkeravhengige fremgår klart av at nederste hovedventil hadde ratt for operasjon med håndmakt.

Det ble lagt oljerørledninger og styrekabler fra hver av brønnene. Oljen og gassen ble ført opp til Gulftide via stigerør. Der ble olje, gass og vann separert i et anlegg på plattformdekket. Gassen ble brent av i flammetårnet, vannet ble ført tilbake til sjøen og oljen gikk videre i rør til to lastebøyer hvor tankskip var fortøyd når det ble lastet olje.

Det store amerikanske konstruksjonsselskapet Brown & Root hadde kontrakten på installasjonen av Gulftide og legging av rørledningene mellom brønnene og rørene som tok brønnstrømmen opp på plattformen.

Norges første havbunnsbrønner, historie, 1971,
Metningssystem fra Taylor Diving brukt rundt 1970. Foto: Bjørn Wilhelm Kahrs/Norsk Oljemuseum

Taylor Diving & Salvage Company utførte dykkeoperasjonene da Gulftide ble plassert. Dykkerselskapet fikk skipet to metningsdykkesystemer til Ekofisk-prosjektet. Det ene ble installert på en konstruksjonslekter, og det andre ble installert på Gulftide. Dette var de første metningssystemene i Nordsjøen.

Taylor utførte tilkoblingsarbeidet til den første brønnen, men de tre siste brønnene tok dykkere fra Ocean Systems seg av. Phillips krevde at også Ocean Systems skulle ha et metningssystem i beredskap, men det skjedde ikke. Ocean Systems foretrakk å la dykkerne bruke velprøvd tungt hjelmdykkerutstyr som var en trygg teknologi. De brukte ikke en gang dykkeklokke for å komme seg ned. Dykkeklokken tålte ikke så mye sjø, men med hjelmdykkerutstyr gikk det fint når dykkeren kom ned på tilstrekkelig dyp.[REMOVE]Fotnote: Swann, Christopher, The History of Oilfield Diving. An Industrial Adventure, 2007: 363-369. Arbeidet var tungt, og det måtte mye tilpasning til for at alt skulle bli som planlagt. Mekaniske koblinger ble brukt. Noen av dem hadde små O-ringer, mens andre hadde dimensjoner som krevde krankapasitet. Den siste brønnen ble gjort ferdig i løpet av fem dager, noe Phillips var godt fornøyd med.

Den 9. juni 1971, ble Gulftide offisielt åpnet av statsminister Trygve Bratteli. Produksjonen startet likevel ikke før 15. juni, og da bare fra én brønn. I september samme år kom brønn nummer to i produksjon, måneden etter var den tredje klar, og i februar 1972 var alle fire brønnene i drift. Produksjonstallene viste at de fire brønnene produserte 10 000 fat olje per døgn – hver, noe som ble regnet som svært bra.[REMOVE]Fotnote: Artikkelen er et utdrag fra boka: Subseahistorien. Norsk undervannsproduksjon i 50 år (2019), av Kristin Øye Gjerde og Arnfinn Nergaard.

Edda 2/7 C
En operatør sjekker et av brønnhodene på Edda 2/7 C. Foto: Ukjent/Norsk Oljemuseum

Da de faste installasjonene kom i drift på Ekofisk fra 1974 og fremover, ble det ikke lenger produsert fra havbunnsbrønner. I stedet ble ventiltrærne plassert tørt på plattformdekket på stålunderstellene.

Den neste undervannsinstallasjonen på norsk sokkel kom i 1983 på Nord-Øst Frigg hvor den franske operatøren, Elf, installerte en brønnramme med seks brønner. Dette pionerprosjektet banet veien for bruk av undervannsteknologi på norsk sokkel.

Læringskurven på dette området har vært bratt – og fra å være en importør av subseautstyr til Ekofiskfeltet i 1971, har Norge blitt en verdensledende eksportør av undervannsteknologi. I 2019 står havbunnsbrønner for omkring halvparten av produksjonen på norsk sokkel.

Offisiell åpning av norsk oljeproduksjon«Den første norske olje»
Publisert 15. august 2019   •   Oppdatert 16. oktober 2020
© 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

Denne bildekrusellen krever javaskript.

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

Ekofisk fra 2008 til 2017

person av Norsk Oljemuseum
Klikk deg gjennom bildekarusellen under oppslagsbildet fra år til år fra 2008 til 2017.
Den viser utviklingen av Ekofisk-området med plattformer, rørledninger og undervannsinstallasjoner.
— 2017
© Norsk Oljemuseum

Denne bildekrusellen krever javaskript.

Vil du se hvordan Ekofisk-området utviklet seg fra 1971 til 2001 klikk her.

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