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

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

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

This slideshow requires JavaScript.

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

Fra 7-7 til 2-4

person av Trude Meland, Norsk Oljemuseum
Arbeidstidsrotasjonen for offshorearbeidere har vært en kontinuerlig diskusjon mellom myndighetene, arbeidsgivere og fagforeninger offshore – og den har endret seg radikalt på femti år.
— Offshore-arbeiderne ankommer plattformen for en ny arbeidsperiode. Foto: Kjetil Alsvik/ConocoPhillips
© Norsk Oljemuseum
Fra 7-7 til 2-4,
Arbeidere tar seg en pause på dekk på Ocean Viking. Foto: Henry Munkejord/Norsk Oljemuseum

De første årene på boreriggene som lette etter olje i Nordsjøen, fungerte ulike rotasjonsordninger parallelt. Den vanligste ordningen var likevel en uke på og en uke av. For å kunne ta ut ferie ble en offshoreuke hoppet over og arbeiderne fikk en periode med tre ukers fri i strekk. Ordningen var likevel uhensiktsmessig, særlig for dem som hadde skiftdag i helgene. Med byttedag på en lørdag eller søndag forsvant alle helgene året rundt. For å fordele skiftdagene jevnt gikk offshoreperiodene over til åtte døgn, med påfølgende åtte døgn fri. Hver femte påperiode ble sløyfet, slik at hver femte friperiode ble på 24 døgn.[REMOVE]Fotnote: Dette ga en arbeidstid på 38 timer uke i snitt og 1824 timer per år etter avvikling av ferie, som for skiftarbeid i land.

Gjennom arbeidsmiljøloven ble arbeidstidens lengde for helkontinuerlig skiftarbeid redusert på land. Det var på ingen måte gitt at den nye loven skulle gjøres gjeldene på sokkelen. Loven i sin opprinnelige form åpnet ikke for 12 timers arbeidsdagen, noe som var vanlig på alle plattformer. For å gjøre loven gjeldene på faste installasjoner, måtte det tilpasninger til.[REMOVE]Fotnote: Arbeidsmiljøloven sa at arbeidstiden var på 36 timer i løpet av 7 dager for arbeid som ble drevet døgnet rundt, hele uken igjennom. Den nye arbeidstiden på 36 timers uke ga i snitt 1877 timer i året.  Justert med 144 timer for 4 ukers ferie ga dette en nettoarbeidstid på 1733 timer. Oljedirektoratet mente at det ikke var praktisk mulig å redusere arbeidstiden offshore. Oljeindustriens «spesielle karakter» talte for unntak.[REMOVE]Fotnote: Ryggvik, H. (1999). Fra forbilde til sikkerhetssystem i forvitring: Fremveksten av et norsk sikkerhetsregime i lys av utviklingen på britisk sokkel (Vol. Nr 114, Arbeidsnotat (Universitetet i Oslo. Senter for teknologi og menneskelige verdier: trykt utg.)). Oslo: TIK-senteret, Universitetet i Oslo: 16.

Men allerede i 1975 gikk Phillips Petroleum med på en arbeidstid for eget personell som svarte til arbeidstidsbestemmelsene foreslått i Arbeidsmiljøloven. Regjeringen vedtok med kongelig resolusjon av 9. juli 1976 at den gamle arbeidervernloven med visse unntak midlertidig skulle gjøres gjeldende på de faste installasjonene på sokkelen. Den nye Arbeidsmiljøloven ble gjort gjeldene på faste installasjoner på norsk sokkel i 1977.[REMOVE]Fotnote: Ryggvik, H. (1999). Fra forbilde til sikkerhetssystem i forvitring: Fremveksten av et norsk sikkerhetsregime i lys av utviklingen på britisk sokkel (Vol. Nr 114, Arbeidsnotat (Universitetet i Oslo. Senter for teknologi og menneskelige verdier: trykt utg.)). Oslo: TIK-senteret, Universitetet i Oslo: 18. Oljearbeiderne fikk dermed arbeidstiden regulert og samtidig en lovmessig beskyttelse mot usaklig oppsigelser. Etter lange diskusjoner endte arbeidstiden på en rotasjon som i all hovedsak var to uker på og tre uker av.

Arbeidsmiljøloven ble ikke gjort gjeldende på flytende innretninger. Denne delen av virksomheten ble fortsatt underlagt Sjømannsloven.

Så ble Grodagen innført

Fra 7-7 til 2-4,
Avreiseklare arbeidere i avgangshallen, Sky lobby, på Ekofisk 2/4 H en dag i 1989. Foto: Husmo Foto/Norsk Oljemuseum

Ferieloven ble endret i 1981 og ga alle lovfestet rett til ferie i fire uker og én dag. Den ekstra dagen ble kalt Grodagen etter statsministeren Gro Harlem Brundtland. Med Grodagen ble timeantallet nok en gang nedjustert og arbeidsrotasjonen med to uker på jobb og tre uker hjemme, ga for mange timer. Det ble bestemt at merarbeidet skulle kompenseres med overtid for 25 timer per år.[REMOVE]Fotnote: Arbeidstiden ble justert ned fra 1752 timer til 1727 timer

Under tariffoppgjøret i 1986 ble det framforhandlet en avtale om normalarbeidstid på 7,5 timers arbeidsdag og 37,5 timers uke. Arbeidstiden for skiftarbeidere i helkontinuerlige skift, både på land og på sokkelen ble satt ytterligere ned til 33,6 timer i uken.[REMOVE]Fotnote: Netto arbeidstid etter fratrekk for ferie ble da på 1612 timer. For å tilpasse seg det nye timeantallet offshore ble arbeidsrotasjonen endret fra to uker på, etterfulgt av tre uker fri, til to uker på, etterfulgt av tre uker fri på land, deretter to uker på etterfulgt av fire uker fri på land.

Da Grodagen ble innført i 1981 foreslo regjeringen Brundtland opprinnelige å innføre en hel ekstra ferieuke trinnvis i løpet av tre år. Det gikk ikke. Men i 2000 la LO fram krav om en femte ferieuke for alle arbeidstakere og dermed reduksjon av antall timer i et årsverk.[REMOVE]Fotnote: Dette ga ytterligere 4 dager av 7,5 timer mer ferie offshore (32 timer). Timene som skulle arbeides ble da redusert fra 1612 til 1580.  Fagforeningen fikk gjennomslag for kravet og de fleste arbeidstakere kunne nå nyte hele fem ukers ferie.

Avtalen fikk selvfølgelig konsekvenser for turnusen offshore, men for en offshorearbeider var dette ikke rett fram å implementere. Med en turnus på to uker på jobb og en veksling mellom tre og fire uker hjemme, arbeidet en offshorearbeider 19 timer mindre enn et vanlig årsverk. Det ble ordnet med at disse 19 timene ble trukket i lønn, eventuelt ble ikke de første elleve overtidstimene utbetalt.[REMOVE]Fotnote: Sande, Leif. (2015. 11. mars). Arbeidstiden på sokkelen. Sysla – meninger.

Fra 7-7 til 2-4, kalender
Slik kan en kalender se ut om du jobber i en 2-4 rotasjon. Blått er jobb, hvitt er turnusfri.

Med den nye ferieordningen ville en offshorearbeider ha 12 ekstratimer i året. I starten ble dette betalt med overtid, noe som var utilfredsstillende for fagforeningene. De krevde full ferie slik som alle andre, og innføring av en rotasjon med to uker på og fire uker av. Oljeindustriens Landsforening OLF (i dag Norsk olje og gass) åpnet i 2002 for at lokale parter omfattet av sokkeloverenskomsten kunne benytte seg av 2-4 ordningen og alle bedrifter som fulgte sokkelavtalene innførte den nye rotasjonsordningen. ConocoPhillips var en av bedriftene som benyttet seg av dette og endret rotasjonsordningen på Ekofisk-området til 2-4.

2-4-ordningen ga imidlertid 122 timer for lite i løpet av et år.[REMOVE]Fotnote: Ved arbeid 12 timer per dag i 14 dager, med påfølgende 4 uker fri innebærer det at en arbeidstaker kan arbeide 168 timer i løpet av en periode på 6 uker. I løpet av et år vil dette utgjøre 1 460 timer. Ved innføringen av den nye rotasjonen ble det derfor foretatt en nedjustering av årslønnen som tilsvarte reduksjonen i arbeidstiden og lønningene ble redusert med 7,71 prosent – tilsvarende 122 timer.[REMOVE]Fotnote: NOU 2016: 1 Arbeidstidsutvalget — Regulering av arbeidstid – vern og fleksibilitet. Hentet fra https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/nou-2016-1/id2467468/sec16

På Ekofisk ble det også stilt andre betingelser. Hele offshore-organisasjonen skulle gjennomgås for å finne effektiviseringstiltak og avtalen la til grunn av den ikke skulle medføre økning i antall offshore-ansatte.[REMOVE]Fotnote: Pioner. (2003. mars). 2-4-ordningen innføre

  • 1969    7 dager på – 7 dager fri
  • 1969:   8 dager på – 8 dager fri
  • 1978:   2 uker på – tre uker fri                                               Arbeidsmiljøloven
  • 1981:   Betalt for ekstra timer                                               Grodagen
  • 1986:   2 uker på – tre uker fri, 2 uker på – fire uker fri      Tariffoppgjør
  • 2003:   2 uker på – 4 uker fri, Reduksjon i lønn                    Femte ferieuke

Publisert 15. oktober 2019   •   Oppdatert 7. februar 2020
© Norsk Oljemuseum
close Lukk