N O R S K T I D S S K R I F T F R A O L J E D I R E K T O R AT E T

Transkript

1 N O R S K S O K K E L T I D S S K R I F T F R A O L J E D I R E K T O R AT E T

2 2 N O R S K 3 NORSK GASS VED ET VEISKILLE f o k u s : l e d e l s e s t r a t e g i r e s s u r s e r g a s s g a s s g a s s t e k n o l o g i g e o l o g i r e s s u r s e r g a s s g a s s f o r s k n i n g f o r s k n i n g r e s s u r s e r I N N H O L D Norsk gass ved et veiskille 3 Flink i naturfag, men tøff likevel 4-5 Uten form og farge 6-7 Vi ere en (gass)nasjon vi med 8-9 Norsk gass til Europa Groningen: Stort for dei små 1 4 Et teknologisk underverk Midt i geologien Tre hoder over ett Troll Gass på børs Aldri ein dag utan Utdanning gir utvikling Er du for et liv på jorden? Biogass 29 Norsk gassvirksomhet er i vekst. I løpet av de neste fem-seks årene kan det bli eksportert mer enn dobbelt så mye gass fra norsk sokkel enn det ble for to-tre år siden. Et scenario med eksport av 120 milliarder Sm 3 per år fra 2011, innebærer en økning på 50 prosent og fører til at gassressursene tappes hurtigere enn tidligere forutsett. For tiden er vi inne i en betydelig produksjonsoppbygging. Forutsatt tilfredsstillende markedsbetingelser, vil vi ha evne til å levere mer gass enn det vi gjør i dag de neste år. OD forventer at 5/6 av våre samlede gassressurser fremdeles ligger i bakken. Men det er knyttet usikkerhet til anslagene, og fortsatt utforsking er derfor nødvendig. Ulikt de fleste gassnasjoner, har vi ingen rene gassfelt på norsk sokkel. Alle våre felt har enten en oljesone under en gasskappe, eller de inneholder gass med høyt kondensatinnhold. I mange år er det blitt injisert betydelige mengder sjøvann og/eller gass i reservoarene. En del av gassressursene brukes til å holde trykket ved like i oljereservoar. Slik bidrar gassen, på sin vei mot markedet, til at vi kan levere mer olje. Forvaltingen av norsk gass har i betydelig grad vært knyttet opp mot forvaltingen av oljeressursene. Å brenne gass i stort omfang har aldri vært tillatt i Norge. Det har gitt næringen to avsetningsmuligheter for gassen; å øke injeksjonstrykket for å få opp mer olje, eller å selge til markedet etter nødvendig behandling og transport. Vi står ved et veiskille. Over tid vil olje- og kondensatproduksjonen avta, og med det, lønnsomheten i fortsatt injeksjon. Fokus vil i sterkere grad bli dreiet mot gassressursene. Tidspunktet for og omfanget av en slik dreining, vil påvirke den samlede utvinningen på sokkelen. Vi må ta stilling til hvordan vi ønsker å utnytte våre gassressurser og vår kunnskap i de kommende tiårene. Gassen vil gi oss muligheter og utfordringer, så vel politisk som teknologisk, markedsmessig, miljømessig og, ikke minst, finansielt. I løpet av nærmere 30 år med gassalg fra norsk sokkel, har vi utviklet en svært integrert og formålstjenlig infrastruktur som gjør at vi kan betjene ulike markeder. Med Snøhvitutbyggingen vil norsk gass kunne leveres uavhengig av rørledning. Oljedirektoratet vil også i framtiden spille en aktiv rolle i forvaltningen av gassressursene. Dette vil vi gjøre ved å belyse mulighetene for virksomheten i årene framover gjennom ressursanalyser, kostnadsanalyser, transportanalyser og porteføljeanalyser. Målet er å bidra til effektiv påvising av nye gassressurser, utvikling av en infrastruktur som legger til rette for optimal utvikling av ressurser, optimal kapasitetsutnyttelse av infrastrukturen, inkludert rørledninger og prosesskapasitet på plattformer og på land, og at samfunnsøkonomiske hensyn blir best mulig ivaretatt. Petroleumsressursene er folkets eiendom. Oljedirektoratets beregninger viser at det fortsatt er betydelige muligheter til å øke verdiskapningen fra olje- og gassvirksomheten. For å lykkes med dette, er det viktig at industrien utvikler og bruker godt utdannede medarbeidere, at den tar i bruk den beste teknologien, de beste produktene og de beste arbeidsmetodene. Grunnlaget legges gjennom en solid utdanning, målrettet forskning, kompetent næringsliv og nye samhandlingsprosesser. En mangfoldig og konkurransedyktig næring som samarbeider effektivt, er nødvendig for fortsatt suksess. Tormod Slåtsveen Direktør s o k k e l d r y p p 30-31

3 4 f o k u s : s t r a t e g i N O R S K 5 Tekst: Øyvind Midttun Foto: Bård Gudim Flink i naturfag, men tøff likevel Ole André Sivertsen vil det skal bli stas å pugge pythagoras læresetning og kult å kunne ramse opp formelen på druesukker. Likevel påstås han å være vel bevart. Pythagoras læresetning: I en rettvinklet trekant er kvadratsummen av katetene lik kvadratet av hypotenusen. x 2 + y 2 = z 2 Hverdagen er full av spennende naturvitenskaplige fenomener. Alt vi omgir oss med, kan kobles til naturfag. Likevel er det få som vil gå på skole for å lære mer om det. Tross skolereformer og kampanjer; rekrutteringen til realfag svikter slik den har gjort det i år etter år. Ole André Sivertsen, tidligere programleder for vitenskapsprogrammet Newton på NRK1, henger problemet på én knagg: Dårlig formidling. - Realfag er spennende og gir et vell av jobbmuligheter, men fagene er tunge og arbeidskrevende, og det trengs en viss kunnskap for å forstå sammenhengene og logikken. Form, hvordan stoffet blir presentert, er derfor alfa og omega, mener Sivertsen. - Svært få er i utgangspunktet interessert i fysiske formler og matematiske ligninger. For å vekke interesse, må vi gjøre folk nysgjerrige på fenomenene, det vi ser rundt oss, hverdagen vår, enten det vi tar for gitt eller det vi fascineres av. Å hoppe i fallskjerm er først og fremst gøy og spennende, men å gjøre det selv eller se det på TV, kan vekke interessen for å lære mer om aerodynamikk og gravitasjon. Med interesse og nysgjerrighet faller terskelen for å tilegne seg kunnskap, kunnskap som gjør det mulig å forstå de store sammenhengene. Fysikkens år Verdens fysikkår 2005 (World Year of Physics 2005) er en internasjonal feiring av fysikk og fysikkens viktige plass i vår hverdag markerer at det er 100 år siden Albert Einsteins mirakuløse år (annus mirabilis) hvor han publiserte tre banebrytende artikler, om brownske bevegelser, fotoelektrisk effekt og relativitetsteori, arbeider som senere har påvirket all moderne fysikk. Du kan lese mer om fysikkens år på Da Sivertsen forstod sammenhengene, ble han hekta, og endte opp med en sivilingeniørgrad i miljøfysikk fra Norges Landbrukshøgskole. Stikk i strid med sin egen tese om at realister blir i sin stand, sporet han av og havnet i media. Men faget har han hatt bruk for, gjennom 88 Newton-sendinger, bokutgivelser og frilans formidlingsoppdrag. Nå arbeider han som redaktør for lærebøker i naturfag i forlaget N.W. Damm & Søn i Oslo. - Mange naturfagfolk har et seriøst problem når det gjelder å fortelle hva de egentlig driver med. Skal vi gi status til realfagene, gjøre det attraktivt å studere matematikk, kjemi, biologi og fysikk, må vi snu opp ned på den tradisjonelle fagformidlingen. Kampen om oppmerksomhet gjør attraktivitet kostbart. Og formidling av realfag og forskning er en lettbarbert budsjettpost. Slik bør det ikke fortsette dersom målet er å skape økt interesse, mener Sivertsen. Realfagene må få tilbake den statusen de en gang hadde. Forskere og fagfolk må bli mer synlige. Men, understreker Sivertsen, det gjelder å være selektiv i forhold til hva som skal formidles. Ikke alt bidrar til å skape økt interesse. - Det handler ikke om å danne et drømmebilde; faktisk kan det være ganske kjedelig å arbeide dag ut og dag inn på et laboratorium, men vi må våge å skape fascinasjon, vise fram det som er spennende og moro i fagene våre. Det er mer enn nok å ta av. - Våger vi å formidle på en forståelig og interessevekkende måte, vil naturfagenes status øke. Og med status kommer rekruttering. Kjemisk formel for druesukker: C 6 H 12 O 6

4 6 f o k u s : r e s s u r s e r N O R S K 7 Uten form og farge Det aller enkleste hydrokarbonmolekylet er metan med et karbonatom og fire hydrogenatomer. Illustrasjon: Rune Goa Gassverk I årene ble det etablert gassverk i 17 norske byer. Disse gassverkene produserte såkalt bygass som ble fremstilt av kull. Bygassen inneholdt gjerne mer enn 40 prosent hydrogen. Et biprodukt av gassproduksjonen var koks. Et annet var ammoniakkvann, som i noen tilfeller ble foredlet og solgt til hermetikkindustrien. Vannkraft og elektrisitet overtok etter hvert bygassens rolle i Norge, og det siste norske gassverket ble lagt ned i Men bygass brukes fortsatt enkelte steder i Europa, blant annet i deler av Stockholm. Bygass benyttes ellers fortsatt i stor grad i Kina, Sør-Afrika og andre steder der naturgass er dyrt eller utilgjengelig. Norge kommer om få år til å eksportere mer gass enn olje. Norsk kontinentalsokkel inneholder mer enn 4000 milliarder Sm 3 gass - nok til å dekke Storbritannias gassbehov i 40 år med dagens forbruk. Men hva er egentlig gass? Tekst: Eric Mathiesen Gass blir til på samme måte som olje. Planterester avsettes lagvis. Lagene blir med tiden dekket av andre avsetninger som leire, sand og grus. Når slike lag, som kalles kildebergarter, er dypt nok begravet, blir de utsatt for høyt trykk, og det blir tilført energi i form av varme. Jo høyere temperatur en kildebergart blir utsatt for, jo større er mulighetene for at det dannes olje og gass. De tyngste oljene blir dannet først. Gass dannes ved høyere temperatur enn olje, gjerne ved C. Gass er en fellesbetegnelse for stoff som verken har bestemt form eller volum. Gass består av fritt bevegelige molekyler som fyller rommet der de befinner seg. I reservoarene på norsk sokkel finnes det gass både i fri form som i gassfeltet Troll og i oppløst form som i oljefeltet Ekofisk. Når gassen befinner seg i fri form i reservoarene, omtales den som fri gass. Hvis gassen frigjøres fra oljen, slik CO2 blir sluppet fri når en brusflaske blir åpnet, blir den omtalt som assosiert gass. En fellesbetegnelse for fri og assosiert gass er naturgass. NATURGASS er en luktfri gassblandning som er lettere enn luft. Blandingen består av ulike hydrokarbongasser som ved normalt trykk og temperatur befinner seg i gassfase. Norsk naturgass har et høyt metaninnhold mellom 80 og 90 prosent. I tillegg til metan inneholder naturgassen etan, propan, butan og små mengder tyngre hydrokarboner. Det finnes også karbondioksid, nitrogen og oksygen i naturgass. Gass som strømmer opp fra brønnene eller blir skilt ut fra separatorer, er av ulik kvalitet. Uten videre foredling omtales den ofte som rikgass. Rikgass består både av tørrgass og våtgass. TØRRGASS er gass som ikke inneholder flytende hydrokarboner ved normalt atmosfærisk trykk og temperatur. Den består hovedsakelig av metan, men kan også inneholde noe etan. Begrepet salgsgass benyttes oftest om tørrgass. VÅTGASS er en blanding av ulike gasskvaliteter som stort sett befinner seg i væskeform. Våtgass er en betegnelse som brukes på norsk om NGL, eller Natural Gas Liquids. NGL består av ulike gasser; etan, propan, butan og nafta og små mengder tyngre hydrokarboner. NGL omformes fra gass til væske ved små trykkendringer og transporteres med spesialskip. LPG (Liquefied Petroleum Gas eller Light Petroleum Gas) er hovedsakelig propan og butan omgjort til væske i nedkjølingsanlegg. LPG er blitt produsert i Kjært barn, mange navn Den belgiske alkymiten, Johann Baptista von Helmont ( ) gjorde mange forsøk med vann og gass. Ifølge hans teorier eksisterte det kun to hovedelementer; vann og gass. Alt annet kunne utledes fra disse elementene. Hans måte å uttale det greske ordet kaos på, sies å være opphavet til ordet gass. Om det er vår tids kaotiske gassbetegnelser eller gassens oppbygging begrepet kaos sikter til, forteller historien ingenting om. Norge siden tidlig på tallet på ExxonMobils oljeraffineri på Slagentangen i Vestfold. LPG transporteres med spesialskip, og benyttes til oppvarming, koking og i petrokjemisk industri. Ved tilstrekkelig lav temperatur (cirka -163 C) og atmosfærisk trykk går naturgassen over i flytende form. Ett tonn LNG (Liquified Natural Gas = flytende naturgass) tilsvarer cirka 1400 kubikkmeter gass. LNG transporteres med spesialskip og -biler. LNG-teknologien åpner for nye muligheter for å transportere gass til markedet. Det er denne teknologien som gjør det mulig å selge gass fra Snøhvitfeltet i Barentshavet til kunder i USA og Sør-Europa. CNG (Compressed Natural Gas = komprimert naturgass) er hovedsakelig metangass som er presset sammen under høyt trykk (200 bar). Gassen benyttes i Norge som drivstoff for busser, til oppvarming og i industrien. Den transporteres på tank. Hydrokarbonene Den enkleste av alle hydrokarboner, og hovedbestanddelen i naturgass, er metan. Metan omtales også som sumpgass eller gruvegass, avhengig av hvor den finnes i naturen. I tillegg til å være en god energikilde, er metan en drivhusgass. Når metan brenner i luft, blir det dannet karbondioksid og vann. I motsetning til etan, propan og butan kan ikke metan omdannes til væske ved høyt trykk. Metan kalles derfor en tørrgass. ETAN er en fargeløs gass uten lukt, som blir flytende under trykk eller ved nedkjøling. Både etylen og etanol kan fremstilles av etan. Etan brukes både som brensel, kjølemiddel og i fremstilling av blant annet plast. PROPAN blir flytende ved -42o C. De fleste kjenner bruken av propan fra campinglivet eller gassgriller. Den brukes også som energikilde for gassdrevne biler. Propan har i stor grad erstattet bruken av CFC som drivgass i sprayflasker. BUTAN er også en gass som kan gjøres flytende ved hjelp av trykk eller nedkjøling. Den brukes til oppvarming, som råstoff til petrokjemisk industri og blandes i bensin for å gi høyere damptrykk. I tillegg til disse betegnelsene på ulike typer gass, brukes også begrepene deponigass og biogass. Biogass er metanholdig gass som oppstår under gjæringsprosessen når organisk materiale brytes ned. En form for biogass er deponigass som finnes på søppelfyllinger. Denne gassen blir noen steder utnyttet til kraftproduksjon. En stor del av verdens naturgassressurser ligger i fjerne områder. Når gass er påvist uten at det finnes lønnsomme måter å produsere, skipe og selge gassen, omtales den som strandet gass. STRANDET GASS er altså forekomster av naturgass som det foreløpig ikke er mulig å transportere til markedet. Gass for milliarder av år? Måleenheten for tørrgass er standard kubikkmeter (Sm 3 ). Målet gjelder ved atmosfærisk trykk og en temperatur på 15 C. Én Sm 3 naturgass inneholder omtrent like mye energi som en liter fyringsolje. Det tilsvarer energien i om lag ti kwh elektrisitet. På norsk sokkel har vi funnet mer enn 4,1 billioner Sm 3 gass og 255 millioner tonn NGL. Det er nok til å dekke strømforbruket i et gjennomsnittlig norsk hus i nesten to milliarder år!

5 8 f o k u s : g a s s N O R S K 9 Vi ere en (gass) nasjon vi med Tekst: Eric Mathiesen Oversikt over verdens gassressurser oppgitt i billion m 3 Illustrasjon: IEA/Rune Goa ført at nær 200 millioner Sm 3 ekstra olje er blitt produsert det utgjør mer enn et helt Valhallfelt (170 millioner Sm 3 ). Fram til utgangen av 2004 var det totalt injisert 413 milliarder Sm 3 gass på norsk kontinentalsokkel. Dette er litt mer enn de totale gassreservene i Ormen Lange. Mesteparten av gassen er injisert i feltene Oseberg, Statfjord, Ekofisk, Åsgard og Sleipner Øst. Totalt er det injisert gass i 27 felt på kontinentalsokkelen. Noen få felt, som Oseberg, Ekofisk, Grane og Fram, har fått eller får gass levert fra andre felt i tillegg til at egen gass blir reinjisert. For de fleste feltene er imidlertid injeksjonen basert på reinjeksjon av egen naturgass. Den samme gassen kan da bli produsert og injisert flere ganger for til slutt, når oljeproduksjonen tar slutt, å bli solgt til markedet. Begrunnelsen for å benytte gassinjeksjon er forskjellig fra felt til felt. I noen tilfeller gir gassinjeksjon best utvinning av olje, mens i andre tilfeller er manglende eksportmuligheter for naturgass en viktig faktor. Gass injiseres derfor også i felt der virkningen er moderat, fordi dette gir mulighet til å produsere oljen uten å måtte brenne gassen. I områder med mangel på prosess- eller transportkapasitet for naturgass, er reinjeksjon et godt alternativ for å produsere oljen i feltene. Naturgassen kan eventuelt produseres senere dersom slik kapasitet blir tilgjengelig. Eksport fra - 77 Gassproduksjon på norsk sokkel tok til samtidig med oljeproduksjon på Ekofiskfeltet 15. juni Men det var først i 1977 at gasseksporten fra sokkelen med rørledninger fra Ekofisk til Tyskland og fra Frigg til Storbritannia startet. Forbruket dobles Det er forventet at verdens forbruk av naturgass vil fordobles innen Ressursrapporten 2005 Les mer om dette i ODs ressursrapport. Den finnes på Papirutgaven av Ressursrapporten kan bestilles hos postboks@npd.no På norsk kontinentalsokkel er det til nå påvist mer enn fire billioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) utvinnbar gass. Vi forventer vi å finne nær to billioner Sm 3 gass. Ja visst, er vi en gassnasjon, vi med. I europeisk sammenheng er Norge en sentral gassleverandør. I året 2003 produserte Norge 25 prosent av all gass som ble produsert i Vest-Europa. På grunn av lavt forbruk innenlands, er Norge som gasseksportør nest størst i Europa, etter Russland. På verdensbasis innehar Norge en sjuende plass med hensyn til produksjon, til tross for at vi kun har 1,4 prosent av de påviste gassreservene i verden. Russland, Iran og Qatar har over halvparten av verdens gjenværende gassreserver. Gasseksporten fra norsk sokkel lå lenge mellom 20 og 30 milliarder Sm 3 per år. I andre halvdel av 1990-årene, da Troll og Sleipnerfeltene ble satt i produksjon, begynte gasseksporten å øke, mot dagens nivå på over 70 milliarder Sm 3. Fram til i dag har vi eksportert 948 milliarder Sm 3 gass. I løpet av de siste ti årene har vi funnet flere gassforekomster. Disse har tilført i alt 770 milliarder Sm 3 til vårt ressursgrunnlag. Det største funnet, Ormen Lange, har bidratt med halvparten. Ormen Lange er blant de ti største funnene i verden etter Samtidig med at oljeproduksjonen på sokkelen reduseres, øker gassproduksjonen. Gassalget fra kontinentalsokkelen forventes å øke jevnt fra dagens nivå til 120 milliarder Sm 3 per år i I den neste fem-årsperioden, , forventes det å bli solgt 500 milliarder Sm 3 gass. Dette er dobbelt så mye som i de foregående fem årene. Troll, Åsgard, Sleipner Vest og Kvitebjørn bidrar til over halvparten av dette. I tillegg venter vi at produksjonen fra Kristin, Snøhvit og Ormen Lange starter i henholdsvis 2005, 2006 og Nær ti prosent av gassalget i perioden vil komme fra nye utbygginger og prosjekt. Gass til injeksjon I samme periode vil det bli benyttet 175 milliarder Sm 3 gass til injeksjonsformål. Injeksjon av naturgass og bruk av VAG (vekslende vann- og gassinjeksjon) bidrar til å opprettholde trykket i oljereservoarer og har dermed bidratt til høy utvinningsgrad av olje. Oljedirektoratets beregninger viser at gassinjeksjon hittil har med- De viktigste formene for gassinjeksjon på norsk kontinentalsokkel er: Ikke-blandbar gassinjeksjon Metoden kan brukes når trykk og temperatur i reservoaret er slik at gassen og oljen opptrer som to atskilte faser. Gassen er lettest, og legger seg over oljen som en gasskappe og skyver oljen mot produksjonsbrønnene som vanligvis er plassert nederst i oljesonen. De største prosjektene hvor denne metoden blir brukt, er på Oseberg og Grane. Blandbar gassinjeksjon Metoden kan brukes når trykk og temperatur i reservoaret gjør at den injiserte gassen løses opp i oljen og oljen blir er lettere. Dette regnes som en svært effektiv metode (høy mikroskopisk fortrengningseffektivitet). De største prosjektene hvor denne metoden har vært/blir benyttet, er gassinjeksjonen i Statfjordformasjonen i Statfjord og i Smørbukk Sørreservoaret i Åsgard. Tertiær gassinjeksjon etter vannflømming. Metoden innebærer at gass injiseres i et reservoar etter en lengre periode med vanninjeksjon. I områder hvor oljen ikke er fortrengt av vannet, kan oljen bli fortrengt av gass, slik at den vertikale og horisontale fortrengningseffektiviteten økes. Metoden er benyttet i Brentformasjonen på Statfjord. Vekslende vann- og gassinjeksjon (VAG). Gass og vann injiseres vekselvis i samme brønn. Dette kan skje under blandbare forhold i reservoaret, slik tilfellet er på Snorre, men i de fleste tilfellene skjer det uten blandbarhet, som vil si at oljen og gassen opptrer som ulike faser i reservoaret. Effekten er da noe av den samme som ved tertiær gassinjeksjon, at vann og gass fortrenger olje fra ulike deler av reservoaret. En rekke felt på norsk kontinentalsokkel benytter denne injeksjonsformen. Under blandbare forhold, vil i tillegg den mikroskopiske fortrengningseffektiviteten øke. Injeksjon i gass/kondensatfelt for å øke kondensatutvinningen. I et gass/kondensatfelt inneholder naturgassen både lette komponenter og tyngre komponenter. Produseres et slikt felt uten injeksjon, vil trykket etter hvert falle. Da felles en del av de tyngre hydrokarbonene i gassen ut nede i reservoaret (kondenserer) og kan ikke bli produsert. Dersom gass blir injiseret, vil trykket holde seg høyt i en lengre periode, og en større andel av kondensatinnholdet blir produsert. De største prosjektene med denne metoden er på Sleipner Øst og i Smørbukkreservoarene på Åsgard.

6 10 f o k u s : g a s s N O R S K 11 N o r s k G A S S t i l E u r o p a Om lag 15 prosent av gassen som ble brukt i Europa i 2004 kom fra norsk sokkel. Tekst: Morten Pedersen og Håvard Nygård Utviklingen av gassmarkedet i Europa har hatt avgjørende betydning for norsk gassvirksomhet og det norske gasstransportsystemet. Det vil den også ha i fremtiden. Norge er i dag den tredje største leverandøren av gass til det europeiske markedet, og forbruket ventes å øke betydelig de neste ti årene. Men hvordan fant gassen veien til markedene? Samtlige oljefelt på norsk sokkel inneholder større eller mindre mengder gass. Ekofisk også, selv om det var oljen det ble jublet for, da feltet ble funnet i desember I de første årene ble Ekofisk betraktet som et rent oljefelt. At det inneholdt store mengder gass blant de største som er påvist på norsk sokkel noen gang var mest problematisk. Mangelen på transportmuligheter til potensielle gassmarkeder i Storbritannia eller på kontinentet, medførte at utvinningsstrategien for feltet i utgangspunktet ble planlagt med fakling av gassen, noe som var akseptert på flere andre sokler. Men norske myndigheters motstand mot fakling medførte at det ble nødvendig å finne andre måter å kvitte seg med gassen på. Da petroleumsloven ble vedtatt, ble det forbudt å brenne assosiert gass. Først Norpipe I 1973 ble det inngått kontrakter for salg av Ekofiskgassen med kjøpere på kontinentet. Denne avtalen gjorde det mulig å bygge gassrørledningen Norpipe fra Ekofisk til Emden i Tyskland. Da eksporten startet fire år senere, ble gass omdefinert fra problem til gode. For Norge var det begynnelsen på veien mot rollen som gass-stormakt. Sammenlignet med olje, kreves det store investeringer til transport av gass. Olje kan fylles på tank og fraktes med skip, gass fra norsk sokkel må gjennom rør for å nå fram til forbrukerne. Å bygge et transportrør fra norsk sokkel til Storbritannia, Tyskland, Nederland, Belgia eller Frankrike var dyrt og satte krav til forutsigbarhet knyttet til salgspris og mengden gass som kunne leveres for å redusere den økonomiske risikoen. Norgeshistoriens første gasssalgsavtale ble inngått av Phillipsgruppen på vegne av rettighetshaverne i Ekofisk. Gassen skulle leveres i Emden i Tyskland, og ble solgt under betingelser der mekanismene for prisfastsettelse var avklart på forhånd. De første feltene, blant annet Ekofisk, Frigg, Statfjord og Gullfaks fase I, solgte gassen under såkalte feltutømmingskontrakter. Denne type salgsavtaler innebar at gassen ble solgt på rot. Hele feltets gassreserver ble solgt. På slutten av 1970-tallet, da disse kontraktene ble inngått, var Storbritannia stort sett selvforsynt med gass fra sin egen del av Nordsjøen, mens det tyske markedet allerede hadde gassavtaler med Sovjetunionen og Nederland. Norges bidrag var lite, men likevel viktig, for markedene var i vekst, og kontraktene introduserte norsk gass til kontinentet og til Storbritannia. Fordelen for norsk sokkel, sammenlignet med hovedkonkurrentene, tidligere Sovjetunionen og Algerie, var - da som nå - nærheten til markedene. Landanlegg på Kårstø I etterkant av gassavtalene for Ekofisk og Frigg, mente flere kritikere at dette var dårlige avtaler, siden gassen ikke ble ført til land i Norge før eksport. Gassavtalene bidro dermed ikke til å skape verdier og arbeidsplasser for Norge, hevdet de. At det på den tiden ikke ble ansett som teknisk mulig å krysse Norskerenna med rørledninger, brydde ikke kritikerne seg om. Da Mobil fant Statfjordfeltet i 1974, ble det satt i gang undersøkelser med tanke å legge oljeog gassrør over Norskerenna. Konklusjonen ble at tiden var inne til å ta det store spranget. Valget for ilandføring falt på Kårstø, noen mil sør for Haugesund, og byggingen av det som i dag er Europas største anlegg for prosessering av rikgass ble påbegynt. Statpipe lå ferdig i 1985, og omfattet da et 880 kilometer langt rørledningssystem, inkludert en stigerørsinnretning - Draupner S, og gassbehandlingsanlegget på Kårstø. Statfjordgassen ble solgt til kontinentet, og Kårstø ble knyttet til tørrgassnettet gjennom Statpiperørledningen fra Kårstø, via Draupner S, til Norpipe gassrørledningen fra Ekofisk til Emden. Troll et gjennombrudd Troll ble påvist i Selv om gassreservene var svimlende store, ble funnet bare betraktet som marginalt lønnsomt, fordi en utbygging ble vurdert som teknologisk svært utfordrende. Store investeringer måtte til for å bringe gassen til markedet. I tillegg ble det påvist en betydelig mengde olje i en tynn sone i (Foto: Statoil) Troll Vest-reservoaret, som OD og OED stod hardt på for å få rettighetshaverne til å produsere. For å få ut mest mulig av oljen, var det nødvendig å bevare trykket i reservoaret ved å begrense det årlige uttaksnivået av gass. Det knyttet seg så store utfordringer til utbygging av Troll at rettighetshaverne hadde problemer med å gjøre prosjektet kommersielt interessant. Fortsatt var det vanlig å selge gass fra norsk sokkel gjennom feltuttømmingskontrakter.

7 12 f o k u s : g a s s N O R S K 13 Forbudet mot fakling finnes i 3 i Midlertidige forskrifter for forsvarlig utnyttelse av petroleumsforekomster i indre norske farvann, norsk sjøterretorium og den del av kontinentalsokkelsen som er undergitt norsk stathøyhet, fastsatt av Olje- og energidepartementet den Dette er videreført i seinere regelverk. Kårstø i Rogaland er det største prosesseringsanlegget for rikgass i Europa. (Foto: Statoil) Trollreservenes størrelse og kompleksiteten i utbyggingen medførte imidlertid en annen tilnærming til markedet: Det viktigste ble å få solgt nok gass til at en utbygging av det store feltet kunne komme i gang. Troll-forhandlingene pågikk under den kalde krigen. For Vest-Europa og USA var det viktig å ikke bli for avhengige av gassleveranser fra Sovjetunionen, både politisk og med tanke på leveransesikkerhet. De første salgsavtalene for Troll-gass ble undertegnet i Kundene var store energiselskap på kontinentet. Koordinert utbygging Etter at de store salgsavtalene for Trollgassen var sluttført midt på 80-tallet, opprettet myndighetene et eget gassforhandlingsutvalg. Gassforhandlingsutvalget (GFU) skulle stå for alt salg og markedsføring av norsk gass. Det var ikke tillatt, hverken for medlemmene i utvalget, Statoil, Hydro og Saga, eller andre selskap på norsk kontinentalsokkel, å markedsføre egen gass. GFU framforhandlet feltnøytrale salgsavtaler. Det innebar at det ble solgt gass, men at det ikke ble solgt gass fra spesifikke felt. Når GFU hadde forhandlet vilkårene for en gassalgsavtale, ble det ikke tatt stilling til hvilket felt som skulle levere gassen. Den avgjørelsen ble tatt av Olje- og energidepartementet i såkalte allokeringsrunder. Allokeringsrundene ble avholdt regelmessig på anbefaling fra Forsyningsutvalget (FU). FU bestod av representanter for selskaper som hadde gassressurser på kontinentalsokkelen og representanter fra OD. Formålet med GFU og FU var best mulig ressursforvaltning. Ordningen skulle føre til at de mest samfunnsøkonomisk lønnsomme gassfeltene på norsk kontinentalsokkel ble bygd ut først, og at rørledninger og mottaksanlegg ble bygd ut på en mest mulig kostnadseffektiv måte. Troll var uvurderlig som garantifelt for de kontraktene som ble inngått av GFU. I realiteten var det Trollgass som ble solgt, selv om andre felt og funn fikk leveranseansvaret i forhold til kontraktene i etterkant. Dette hadde innvirkning både på de tjenestene GFU kunne tilby gasskjøperne og prisen de kunne ta for gassen. GFU/FU-systemet sikret en koordinert utbygging av gassfelt på norsk kontinentalsokkel basert på samfunnsøkonomiske vurderinger. Gasseierne og myndighetene besluttet i felleskap hvilke felt som skulle tildeles leveranseansvar under inngåtte kontrakter. Utbyggingskøen på norsk sokkel ble ordnet i forhold til hva som var samfunnsøkonomisk lønnsomt det vil si at de feltene som hadde mest olje i tillegg til gassen fikk bygge ut først. Tilpasning til EU Gassmarkedsdirektivet (EUrådets og EU-parlamentets direktiv 98/30/EC om felles regler for det indre gassmarked) ble vedtatt med frist for gjennomføring i EU-landenes interne lovgivning 10. august Gassdirektivets formål var å åpne det indre gassmarkedet i Europa for konkurranse ved å gi store naturgasselskap og kvalifiserte kjøpere adgang til rørledninger for overføring og distribusjon av gass, til lager og til LNG-anlegg. Direktivet har også en egen regel om at naturgasselskap og gasskjøpere skal sikres adgang til rørledninger i produksjonssystemet, inklusive ilandføringsrørledningene fra norsk kontinentalsokkel. Norsk implementering av gassmarkedsdirektivet har ført til at også de selskapene som ikke selv eier i infrastrukturen får adgangsrett. Infrastrukturen for naturgass utgjør et helhetlig transportsystem. Det er viktig at samordningsfordeler ved det helhetlige systemet ivaretas. En nøytral og effektiv utnyttelse av transport- og behandlingsanlegg for naturgass har stor betydning for verdien av norsk naturgass. Regjeringen besluttet å avvikle ordningen med salg av norsk gass gjennom GFU 1. juni Samtidig ble det tillatt for selskapene selv å selge sin egen gass. Gassforhandlingsutvalget ble permanent avviklet fra 1. januar Gassco Transportsystemene har tradisjonelt vært organisert som interessentskap, der hvert enkelt rør var et eget interessentskap. Skipere som skulle transportere gass, måtte dermed forhandle fram transportvilkår med opp til flere ulike interessentskap for å få gassen fra feltet til markedet. For å effektivisere drift og administrasjon av transportsystemene og kapasitetsrettighetene, satte OED allerede i 1999 i gang et arbeid som skulle føre fram til et enklere system, der eierskapet i de ulike interessentskapene ble samlet i et stort interessentskap. Interessentskapet Gassled ble formelt stiftet i 2003, og omfatter de fleste større gassrørene på norsk sokkel. Stortinget vedtok i 2001 å opprette et nytt operatørselskap for transport av naturgass. Gassco skulle sikre uavhengighet og likebehandling av eiere/skipere av naturgass. Selskapets oppgaver kan grupperes i tre hovedaktiviteter: administrasjon av kapasiteten i infrastrukturen, operatøroppgaven for infrastrukturen eid av Gassled og utvikling av infrastruktur Videre vekst? ODs estimat viser at det fortsatt er store gassressurser å finne på norsk sokkel. Spørsmålet om når disse ressursene blir funnet, avhenger blant annet av markeds-utsiktene og selskapenes vilje til å lete. OD forventer at mesteparten av de uoppdagede gassressursene befinner seg nord for Møre. Det betyr lengre transportavstand til markedet enn for Nordsjø-gassen, som har utgjort tyngdepunktet i norsk gasseksport fram til i dag. Mindre funn, gjerne på dypt vann med større avstand til markedet, vil ikke, med dagens priser, alene kunne bære investeringene i et nytt transportrør. En løsning kan være at flere funn til sammen bidrar til at det bygges nye transportløsninger for å nå markedet. Alternativet vil være å vente på ledig kapasitet i eksisterende transportnett. I Barentshavet er avstanden til markedene enda større. Derfor er Snøhvit-utbyggingen basert på LNG, det vil si nedkjøling av gassen slik at den går over i væskeform. Det er første gang denne teknologien brukes i stor skala på norsk sokkel. Gassen fra Snøhvit transporteres i rør til et LNG-anlegg på Melkøya ved Hammerfest, der den gjøres flytende, for deretter å bli transportert til markedene på skip. Fordelen med LNG er nettopp at gass kan transporteres med skip, og at lastene dermed kan sendes til andre markeder enn rørgassen. Selskapene som eier LNG-gassen har da mulighet til å utnytte prisforskjeller på gass i de ulike markedene. Framtidige gassressurser i Barentshavet forventes også å bli transportert på skip til markedene, som LNG, eller ved hjelp av andre teknologier. Framtiden for det norske systemet for gasstransport er utfordrende. Hvordan skal nye ressurser finne veien til markedet? Vil de bli koplet opp til dagens gigantfelt når produksjonen der går mot slutten, og dermed fylle ledig kapasitet i transportnettet på norsk og britisk sokkel? Eller vil kapasiteten for gasstransport på norsk sokkel bli utvidet med nye rørledninger? En av de

8 14 f o k u s : g a s s t e k n o l o g i N O R S K absolutt viktigste forutsetningene for en kostnadseffektiv drift av systemer for gasstransport, er uansett at kapasiteten utnyttes best mulig, og at rørene er fulle når markedet har størst behov for gass. Det er derfor viktig å sikre at norske felt også de neste tiårene kan fylle rør og terminaler i det integrerte transportsystemet i Nordsjøbassenget. OD mener at mulighetene for fortsatt vekst er gode. Det betinger at selskapene er villige til å se investeringene i ny infrastruktur som langsiktige investeringer. Alternativet er å kople opp nye felt når det blir ledig transportkapasitet i eksisterende gassrør, avhengig av hvilken løsning som gir best samfunnsøkonomi. Tekst: Kristin Henanger Haugen Et t ek nologisk under verk Troll er blitt betegnet som ett av verdens ti tekniske underverk i moderne tid, på linje med for eksempel den første månelandingen og den første hjertetransplantasjonen. På Bygnes i Rogaland styrer Gassco og direktør Brian Bjordal gassleveranser til hele Europa. (Foto: Emile Ashley) Trollfeltet strekker seg over et område på 750 kvadratkilometer i blokkene 31/2, 31/3, 31/5 og 31/6 i Nordsjøen. Troll er fortsatt det største gassfunnet som er gjort på norsk sokkel, og inneholder 60 prosent av de samlede gassreservene på norsk kontinentalsokkel. Trolig vil de enorme gassreservoarene 1400 meter under havbunnen kunne produsere i minst 50 år. Konsesjonsrundene Blokk 31/2 ble tildelt i fjerde konsesjonsrunde i 1979, med Norske Shell som operatør. Den første leteboringen sommeren 1979 viste at det dreide seg om enorme mengder gass med en underliggende oljesone. Norske Shell fikk ansvaret for første fase av gassutbyggingen på Troll. Blokk 31/2 ble erklært kommersielt drivverdig i De tre naboblokkene ble tildelt Statoil, Norsk Hydro og Saga Petroleum samme år. Av reservene i Trollfeltet, befinner 32 prosent seg i Groningen: STORT FOR DEI SMÅ Groningen er det største gassfeltet i Europa, om lag dobbelt så stort som Trollfeltet på norsk sokkel, og ei god jordmor for små funn og forekomstar. Tekst: Kristin Henanger Haugen Gasunie blei etablert av den Nederlandske staten (50%) i samarbeid med Exxon (25%) og Shell (25%). Gasunie er eit salsog transportselskap. I 1959 fann oljeselskapa Exxon og Shell naturgass i Slochteren i Groningenprovinsen i Nederland. Det tok fleire år før det blei kjent kor stort funnet verkelig var. I byrjinga var selskapa skuffa over at det ikkje var olje dei hadde funne. Men då dei forsto kva verdiar som låg i Groningen, blei det om å gjere å produsere og selje gassen raskast mogleg, for om 40 år ville jo atomkraft ta over som den viktigaste energikjelda. Det var spådommen. Men det blei ikkje slik. I dag står naturgass som energikjelde sterkare enn nokon gong. Heile Groningen-feltet ligg på land, noko som gjer operasjonane mykje enklare enn utvinning langt til havs. Produksjon av gass frå Groningen starta på 1960-tallet, og på under ti år greidde Nederland å snu om heile energisystemet sitt. Så godt som alle hushaldningane i landet blei i løpet av desse åra knytt til det nye gassystemet. Men etter oljekrisa i 1973, blei det klart at noko måtte gjerast for å spare på Groningen-gassen. Styresmaktene ville det skulle svare seg å byggje ut mindre gassfelt i Nederland. Dermed blei selskapa tvungne til å la Groningen-gassen liggje, medan dei fekk betre betalt for gass frå andre felt. Denne småfeltspolitikken gjeld framleis i Nederland, men dei mindre felta kan nå velje om dei vil selje gassen til Groningen/Gasunie eller direkte til marknaden. Slik kan Groningen-feltet oppretthalde sin produksjonsevne på lang sikt. Det som blir seld, er kapasiteten, eller høvet til å levere store mengder gass i korte periodar, i tilfelle dei mindre felta ikkje greier å oppretthalde sin produksjon. Såleis blir Groningen-feltet ein garantist for gassleveranser frå Nederland. Somme meiner at det ikkje vil være behov for leveringsgaranti frå Groningen når gassmarknaden blir fullt ut liberalisert. Men enno er ikkje marknaden fleksibel nok til å by på eit godt alternativ for dei mindre felta. I ein fullt ut liberalisert og velfungerande marknad, vil truleg ein stor del av den produserte gassen bli seld direkte til marknaden. Likevel vil leveringsgaranti framleis vere viktig, spesielt for mindre, marginale felt. Troll A er den høyeste menneskeskapte konstruksjonen som noensinne er flyttet. Condeep-konstruksjonene i betong karakteriseres gjerne som en av Norges størtse industrisuksesser offshore. (Foto: Pål Christensen, Stavanger Aftenblad.)

9 16 f o k u s : t e k n o l o g i g e o l o g i N O R S K 17 blokk 31/2, mens de øvrige 68 prosent ligger i de tre andre Trollblokkene. I konsesjonsbetingelsen for blokk 31/2 ble det slått fast at Statoil kunne overta som operatør åtte til ti år etter at feltet ble erklært drivverdig. I 1985 ble utvinningstillatelsene samordnet, slik at Troll kunne utvikles som én enhet. Statoil overtok som driftsoperatør av Troll Gass sommeren I den vestlige delen av Trollfeltet (blokk 31/2) er Norsk Hydro operatør for Troll Olje. Troll Gass Troll Gass består av Troll A-plattformen, gassbehandlingsanlegget på Kollsnes i Hordaland og rørledningene som går mellom plattformen og landanleggene. Gassplattformen Troll A er det høyeste byggverket som noensinne er flyttet av mennesker på jordens overflate. Understellet er bygd for en levetid på 70 år. Gassproduksjonen fra Troll kom i gang første halvår Men allerede fra 1. oktober 1993 startet de kontraktsfestede leveransene av gass under Troll-avtalene, med gass fra Sleipner de første tre årene. Troll A er den siste i rekken av betongplattformer som ble bygd i løpet av betongepoken i norske oljehistorie ( ). Trollfeltet kan betraktes som et bilde av alt hva norsk oljeindustri har skapt. Troll Olje I den vestlige delen av Trollfeltet er Norsk Hydro operatør for Troll Olje. Hydro startet oljeproduksjonen fra Troll høsten Med en gjennomsnittlig produksjon på over fat per døgn, har Trollfeltet vært den største oljeprodusenten på norsk sokkel de siste årene. Oljen sendes gjennom oljerør til oljeterminalen på Mongstad. Troll er gjennom utviklingen av horisontal boreteknologi blitt et av norsk sokkels største oljefelt. Kombinasjonen gass- og oljeproduksjon på Troll er et godt eksempel på betydningen av god ressursforvaltning. Ved å holde de overordnede ressurshensyn høyt i hevd og stå sterkt på standpunktet om å gjøre Troll til et kombinasjonsfelt, har Oljedirektoratet gitt sitt bidrag til den eventyrlige historien om Troll. Grenseflatene mellom grunnvann, olje og gass stiller seg inn etter dagens trykkforhold, og er derfor tilnærmet horisontale. På bildet er dette vist ved at det som ligger under kontakten mellom gass og olje, altså under oljespeilet, er farget grønt, og det som ligger under vannpeilet, i vannsonen, er farget turkisblått. Tenk deg at det gule og røde landskapet er fylt med gass og at det stikker opp av et mørkt hav av grunnvann. I en tynn grønn sone mellom grunnvannet og gassen er det olje. På Troll Vest er denne oljesonen meter tykk. Den grønne sonen ser ikke så imponerende ut på kartet, men fordi det er olje under hele det gule og røde området på Troll Vest, blir volumet likevel stort. Den grønne oljesonen er størst i oljeprovinsen i vest (til høyre på figuren). Her er tykkelsen av oljesonen mellom 22 og 27 meter, mens på Troll Øst er det bare lagt inn turkisblå farge, som viser vann. I virkeligheten er det fra null til fire meter olje på Troll Øst. Det er flere grunner til at det er mer olje i vest enn i øst på Troll. Bildet viser Trollfeltet fra en noe uvant vinkel fra nord-vest og sørover og sør ligger øverst i bildet. Området som vises er cirka 20 kilometer bredt. Både olje og gass er dannet i de dype geologiske bassengene vest for Troll, og har derfor trengt inn i feltet vestfra. Olje og gass er lettere enn vann, og vil derfor stige oppover, der det er lavere trykk. Oljen beveger seg ikke så lett gjennom sandlagene som gassen, derfor tar det lengre tid for oljesonene å komme på plass. I forkastningssonene vil reservoarsanden være mindre gjennomtrengelig enn ellers, og enkelte av forkastningene har derfor virket som barrierer som har hindret oljesonen i å komme i likevekt og bli jevntykk over hele feltet. Det er viktig å Illustrasjoner: Fridtjof Riis Tekst: Fridtjof Riis M i d t i g e o l o g i e n Landskapet på Trollfeltet, under meter vann og meter stein, består av et tykt lag med sand som inneholder gass og olje. På bildet er sanden farget rød på de høyeste toppene og gul i lavere områder. Gassen ligger i porerommene mellom sandkornene i de to gigantiske strukturene Troll Øst og Troll Vest. Hver struktur på Troll er cirka 30 kilometer lang, og målt fra toppen og ned er de øverste 250 meterne fylt med gass. Landskapet på Troll har ikke alltid vært slik som det er nå. Sanden ble avsatt i sein jura tid, for cirka 130 millioner år siden, og den kom fra et område med daler som trolig var forløperen til dagens Sognefjord. Etter hvert som mer og mer sand ble tilført fra øst, bygde den daværende kystlinja seg ut i forkant av et stort deltasystem. Hele dette kystlandskapet hadde en tilnærmet horisontal overflate. Dagens Troll-landskap er dannet ved forskyvninger og bevegelser i jordskorpa i mange faser de siste 130 millioner år, og hele området er blitt hevet og skråstilt så seint som under istidene - i løpet av de siste 2,5 millioner år og fram til i dag. På bildet er forkastningene vist som mørke og grå skrenter, og det er mulig å se at de høyeste delene av Troll er løftet opp av store forkastninger der forskyvningen har vært mer enn 200 meter. Olje- og vannspeil Da forkastningene beveget seg, ble sandlagene på Troll stilt på skrå. Olje og gass trengte etter hvert inn i feltet og fylte strukturene eller sanden, slik at den lette gassen ble liggende øverst og den tyngre olja nederst.

10 18 f o k u s : g e o l o g i r e s s u r s e r N O R S K 19 MODELLER For å beskrive et felt og overvåke og planlegge den framtidige produksjonen, brukes geologiske modeller og reservoarmodeller. En geologisk modell gir et tre-dimensjonalt bilde av hvordan sandsteinslagene i feltet ligger, og hvor det finnes olje og gass. Modeller bygger på data fra alle brønnene og tolkning av all seismikk på feltet. Geologiske modeller brukes til å bestemme hvor nye brønner skal plasseres. En reservoarmodell brukes til å beregne hvordan olje, gass og vann beveger seg, og hvordan trykket endrer seg etter hvert som olje og gass produseres. Reservoarmodellen gir et grovere bilde av geologien på feltet enn den geologiske modellen. Residuell olje i nord Forekomsten av tynne oljesoner og residuell olje på Troll kan forklares på samme måte på feltene i Hammerfestbassenget i Barentshavet, men i Barentshavet er istidseffektene mye større. Det meste av oljen som en gang lå i oljesoner i Hammerfestbassenget er nå blitt til residuell olje og oljespor på grunn av den store iserosjonen. Produserbare gjenværende oljesoner er hittil bare påvist i Snøhvitfeltet og Goliatfunnet. forstå mest mulig av disse barrierene når det skal lages produksjonsstrategi for feltet. Tynne oljesoner Illustrasjonen på denne siden viser nettverket av horisontale brønner som produserer olje på Troll Vest. Brønnene er plassert helt i bunnen av oljesonen, og en typisk brønn går gjennom reservoaret i 2000 til 2500 meters lengde. Dersom oljeproduksjonen skal bli høyest mulig, må gassen hindres i å komme ovenfra og inn i borehullene, slik at brønnene begynner å produsere gass. Likeledes må vann hindres i å komme inn nedenfra og drukne brønnene. Både vannsonen og gasskappen settes i langsom bevegelse etter hvert som trykket i reservoaret synker på grunn av oljeproduksjonen. Geologene forsøker å skaffe mest mulig data til reservoaringeniørene som modellerer disse bevegelsene. OD har vært spesielt opptatt av hvor mye gassproduksjonen på Troll Øst påvirker oljesonen i Troll Vest. Uttaket av gass skjer fra den sørlige delen av Troll Øst, men trykket avtar langsomt i hele feltet. Troll Øst er skilt fra Troll Vest med en stor forkastning. Det er forbindelse mellom øst og vest i to smale områder der gasskappen bare var noen få meter tykk før produksjonen startet. Data fra produksjonen tyder på at det er best kommunikasjon Det er boret over 100 produksjonsbrønner i Troll Vest. 35 av disse er greinbrønner med to eller flere brønner som drenerer oljen fra ulike sandlag i reservoaret. i den nordlige kanalen. Forkastningene som kutter den nordlige kanalen, har mye mindre sprang enn den store forkastningen som skjærer gjennom midtre og sørlige kanal, jfr. illustrasjonene. Naturen har herjet med Troll lenge før menneskene begynte å interessere seg for olje og gass. I løpet av istidene var Norskerenna i perioder dekket av is, og i østre del av Troll er flere hundre meter av de øverste lagene fjernet av isen. Da isen la seg, ble feltet presset ned mot øst. Dette førte til at landskapet vippet fram og tilbake, og oljesonen og gasskappen fulgte med. Når olje fortrenges av vann, vil det alltid være litt olje igjen mellom sandkornene som vannet ikke klarer å fjerne. På grunn av dette, er det viktig at oljesonen holder seg mest mulig i ro når et felt blir produsert. Den oljen som blir igjen, kalles residuell olje og lar seg ikke produsere. Særlig på den vestlige delen av Troll er det mye residuell olje som viser hvordan oljesonen har beveget seg i geologisk tid. Slik informasjon kan brukes til å si noe om hvor de viktigste geologiske barrierene ligger. Tre hoder over ett Troll Tre gigantiske hoder i stål og betong rager over vannet vest av Øygarden utenfor Bergen. De pleier og produserer olje og gass fra det suverent største feltet på norsk sokkel. Troll. Tekst: Leif Hinderaker Med reserver på milliarder standard kubikkmeter (Sm 3 ) gass, 233 millioner Sm 3 olje og noe NGL, er Troll et gigantfelt også i internasjonal sammenheng. Tre innretninger sørger for produksjonen av olje og gass: Troll A, Troll B og Troll C. Statoil er operatør for Troll A og gassutvinningen fra Troll Øst, mens Norsk Hydro er operatør for Troll B og C og oljeutvinningen fra Troll Vest. Den norsk stat, gjennom selskapet Petoro, er den største eieren i Troll, med en andel på 56 prosent. Gassleveransene fra Troll A-plattformen startet i Gassen blir i stor grad prosessert på land, på Kollsnesanlegget nord for Bergen, før den eksporteres gjennom rørledninger til Europa. Gass fra Troll forbrukes av millioner europeere, hver dag, året rundt. Fram til i dag er bare 15 prosent av gassen produsert. Resten, som fortsatt ligger igjen i undergrunnen, tilsvarer tre ganger gassreservene i Ormen Lange. Troll A-plattformen er 472 meter høy målt fra bunnen til toppen av flammetårnet. Plattformbeina eller stagene er hulrom som brukes til tekniske formål. (Foto: Kjetil Alsvik)

11 20 f o k u s : r e s s u r s e r g a s s N O R S K 21 AREAL Troll: 750 km 2 Oslo: 454 km 2 Bergen: 465 km 2 Trondheim: 342 km 2 Stavanger: 71 km 2 Kautokeino: 9708 km 2 Trollfeltet inneholder også store oljevolum. Produksjonen fra de tynne oljesonene i Troll Vest skjer fra Troll B- og Troll C- plattformene, som startet produksjonen i 1995 og Til nå er det boret over hundre horisontale brønner inn i oljesonen på Troll, mange av disse er flergreinsbrønner, og det bores stadig nye, slik at mer olje kan bli produsert. Forventet utvinningsgrad for oljeressursene i Troll Vest er i dag 36 prosent. Det finnes også olje i dypere lag av Troll Vest, under den såkalte olje-vann kontakten. Disse ressursene kan være betydelige, men svært utfordrende å utvinne. Også i Troll Øst finnes det olje, her i en tynn sone som varierer fra null til fire meter i tykkelse. Hydro har klare ambisjoner om å øke oljereservene på Troll Vest. I 2004 lanserte selskapet en visjon om å få ut 300 millioner Sm 3 olje fra Troll. Det gjenstår å konkretisere hvilke planer og hvilken teknologiutvikling som må til for å nå dit. Gass + olje Troll har vært et utfordrende felt helt fra starten. Gode resultat er oppnådd. Men viktige beslutninger gjenstår. Å drive Troll ble regnet som en så omfattende oppgave at myndighetene fant det hensiktsmessig med to operatører, både i utbyggings- og driftsfasen. Men Troll Øst og Troll Vest er ikke to fullstendig isolerte reservoarer, og for myndighetene var det derfor viktig at styringen av Trollfeltet ble samordnet, som en Troll Unit med en felles styringskomité, slik at beslutninger om gassproduksjonen og oljeproduksjonen ble fattet i samme forum. De enorme verdiene og de potensielt tette båndene mellom olje- og gassreservoarene gjør at beslutninger må fattes med omhu. Dypt nede i undergrunnen kan det være større eller mindre grad av trykk-kommunikasjon mellom olje- og gassreservoarene, og en problemstilling knyttet til produksjonen fra Troll Øst er om et for stort og for raskt gassuttak vil få negative konsekvenser for framtidig oljeproduksjon fra Troll Vest. Derfor har myndighetene begrenset det årlige gassuttaket gjennom produksjonstillatelsen for gass fra Troll. Oljedirektoratet legger vekt på at best mulig data blir samlet inn fra relevante brønner etter hvert som de bores, til støtte for de vurderinger og beslutninger som rettighetshaverne og myndighetene skal gjøre. En annen problemstilling gjelder tidspunktet for når det vil være aktuelt å starte en større gassproduksjon fra Troll Vest. Fram til i dag er det bare gassen som automatisk følger med oljen som blir produsert fra Troll Vest. Studier har vist at for tidlig oppstart av en storstilt gassproduksjon fra Troll Vest vil få store konsekvenser for oljeproduksjonen. Trykket i reservoaret vil falle, og konsekvensen av dette vil være betydelig redusert oljeproduksjon og begrensede muligheter for å øke oljereservene. Et eventyr med stadige utfordringer Rettighetshaverne i Troll er nå inne i en fase med omfattende studier, hvor ulike framtidsmulighetene for Troll blir vurdert. Utfordringene er komplekse, og ulike problemstillinger griper i hverandre: Hva er riktig framtidig platåproduksjon for gass fra Troll? Er sammenhengen mellom olje og gass vurdert riktig? Når kan gassen fra Troll Vest produseres? Skal det bygges nye transportrør? Hvilken rolle skal Troll spille for norsk sokkel i årene som kommer? Tekst: Øyvind Midttun Gass på børs Gass på børs De siste årenes liberalisering av europeiske gassmarkeder har gjort at stadig mer gass handles på et åpent marked selges og kjøpes, fra time til time og fra dag til dag til høyeste bud. Slik tradingvirksomhet har til nå vært forbundet med olje, der lasten i en supertanker ofte kan skifte eier flere ganger fra lasting til lossing, men for naturgass i rør er det nytt. - Oppløsning av gamle monopoler og en generell liberalisering av gassmarkedene i Europa, har gjort at også gass i økende grad kan selges på spotmarkedet og kortsiktige kontrakter, til priser basert på gassens egen markedsverdi, sier Tor Martin Anfinnsen, direktør for Short Term Market i Statoils naturgassavdeling. Netto eksport av naturgass fra norsk kontinentalsokkel var i fjor 78,5 milliard standard kubikkmeter (Sm 3 ) naturgass. Statoils andel av dette var 21,6 milliard Sm 3. Bare Petoro, som forvalter statens eierandeler på sokkelen, var større, med sine 24, 9 milliard Sm 3. At Statoil selger gass på vegne av Petoro, gjør at selskapet Illustrasjon: Lars Falck-Jørgensen har hånd om langt over halvparten av den totale norske gasseksporten. I langtidskontraktene har kjøperne en avtaksfleksibilitet, vanligvis innenfor et intervall på 90 til 110 prosent av avtalens volum. Avtaket svinger gjennom året, og veksler mellom å gi produsentene overskudd eller underskudd av gass. Disse svingningene utjevnes av korte kontrakter og spotmarkedshandel. Statoil