Tredobler Oseberg. Russisk matematikk Ghana går foran Seismiske kvantesprang NORSK SOKKEL 49

Transkript

1 Tredobler Oseberg Russisk matematikk Ghana går foran Seismiske kvantesprang tidsskrift fra oljedirektoratet Nr NORSK SOKKEL 49

2 Innhold NORSK SOKKEL 38 Foto: Tone Johanne Sund TIDSSKRIFT FRA OLJEDIREKTORATET NR Foto: Bård Gudim Foto: Emile Ashley Foto: Monica Larsen Elefantjakt med bedre kanoner... 4 Utvider skalaen... 8 Kunnskapsjakt i nye områder Trippel gevinst Det gode byråkratiet Eksempelets makt Ressurssterk aktør Vil redusere sosiale ulikheter Lærer matte av russerne Fordypet i fortiden Kullkraften kan bli ren På ROV-tokt på Jan Mayenryggen Pannekakelandet God dag, mitt navn er Umbellula Fakta-app Årgang 9, NR 3 Ansvarlig utgiver Oljedirektoratet, Postboks 600, 4003 Stavanger Telefon: Telefaks: e-post: postboks@npd.no Redaksjon Bjørn Rasen, redaktør Bente Bergøy Miljeteig, journalist Eldbjørg Vaage Melberg, kommunikasjonsrådgiver Produksjon Grafisk: Arne Bjørøen Trykk: Gunnarshaug Trykkeri AS Papir: Arctic Volume 200/130 gr Opplag norsk: 9000 Opplag engelsk: 2000 Layout/design Art director Klas Jønsson AboNNement er gratis NorskSokkel@npd.no Norsk Sokkel på nett Følg oss på twitter Forsiden Statoil fikk Oljedirektoratet IOR-pris for gassinjeksjon på Oseberg-feltet. Her er plattformsjef Roy Anders Garberg (t.v.) og Petek-leder Øystein Espelid i brønnrommet. (Foto: Marit Hommedal) 2 NORSK SOKKEL

3 LEDER Store gevinster å hente De samme selskapene må ta spenstigere beslutninger også på de feltene de driver. Fagfolkene i Statoils Osebergorganisasjon har med sin bruk av gassinjeksjon for å øke oljeutvinningen fra nordsjøfeltet, vist vei for andre. Å injisere gass for å utvinne mer olje, for så å produsere det meste av denne gassen senere, er eksempel på god, langsiktig ressursforvaltning. Bruk av gassinjeksjon fortjente en pris. Og kanskje burde vår IOR-pris ha blitt gitt tidligere. Det var uansett en glede å dele ut prisen til Statoil under ONS i Stavanger i august. I denne utgaven bringer vi en reportasje fra boredekket på Oseberg B-plattformen. Folkene der er med rette stolt av den oppmerksomheten arbeidet deres har fått. Oljedirektoratet har regnet ut at Norge får en mergevinst på 350 millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) olje eller 2200 millioner fat ved hjelp av gassinjeksjon på totalt 28 felt. Oljemengden tilsvarer reservene på Gullfaks-feltet. Petroleumsloven krever at også selskapene vurderer slike løsninger. I våre dager, med høy oljepris og relativt lav gasspris, er videre bruk av gassinjeksjon aktuelt både for felt i drift og for kommende utbygginger. Det kommer til å bli påkrevt tiltak for å øke utvinningen også på funn som Johan Sverdrup i Nordsjøen og «Skrugard» og «Havis» i Barentshavet. Det er viktig at det planlegges og legges til rette for dette allerede mens utbyggingsplanene utarbeides. På norsk sokkel blir mer enn halvparten av den opprinnelige oljen liggende igjen i reservoarene etter dagens planer for nedstenging. Dette utgjør store verdier som samfunnet kan gå glipp av. For myndighetene er det derfor viktig å intensivere arbeidet med å øke utvinningen ut over planlagt produksjon fra felt i drift. Mulighetene til å øke utvinningsgraden fra dagens felt er store! Og det er store penger å tjene. Men da må det tas beslutninger. Selskapene beslutter stadig å bore nye letebrønner til en høy kostnad og med stor risiko for å bore tørt. De samme selskapene må ta spenstigere beslutninger også på de feltene de driver. Slik som på Oseberg. I første rekke handler det om å bore flere brønner. Økt utvinning fra eksisterende felt har fått økt oppmerksomhet i regjeringen og i statsbudsjettet. Olje- og energidepartementet oppretter et senter for økt utvinning. Jeg har tro på at dette betaler seg og vel så det. Prisvinner Statoil etablerer også et eget senter for økt utvinning. Dette initiativet ønskes velkommen. En av Oljedirektoratets viktigste oppgaver er å bidra til å realisere verdiene fra felt i drift. Dette gjør vi ved å påse at rettighetshaverne vurderer flere utvinningsmetoder og -konsepter. Vi etterspør planer og beslutninger som kan bidra til økt utvinning. Og vi vil prioritere de feltene som har store gjenværende ressurser. Bente Nyland oljedirektør NORSK SOKKEL 3

4 Oljedirektoratet stiller krav til utvinningen fra feltene. Det skjer ved bruk av pisk og gulrot. Da skjer teknologiutviklingen. Ny jakt. Oljeselskapene intensiverer jakten på store oljefunn. «Nå er tiden inne for å lade kanonene og finne elefantene,» sier Bjarte Bruheim. 4 NORSK SOKKEL

5 Elefantjakt med bedre kanoner Da Bjarte Bruheim først kom i befatning med seismikkbransjen ble det fremdeles skutt enkle linjer med hjelp av dynamitt. Tolkningen foregikk med geologer som lå på gulvet med såre knær i store rom mens de tolket lange papirutskrifter med seismiske data. Ferden fram til i dag har vært et eventyr, mener den Houston-baserte gründeren: «Og nesten all teknologiutvikling er norsk». Bjørn Rasen og Monica Larsen (foto) Nå er de globale oljegigantene tilbake der de var på 1970-tallet og intensiverer jakten på oljeelefanter i jomfruelige områder og med en helt annen verktøykasse, mener Bruheim: «Nå er tiden inne for å lade kanonene og finne elefantene.» Dynamitt, analoge data på 2D-seismikk, og utregninger med regnestav er erstattet av luftkanoner, 3D-seismikk og høyteknologiske digitale verktøy for prosessering og tolkning på store datamaskiner. «Den gang ble det gjort store funn med langt mindre data. Nå er utgangspunktet et helt annet. Treffsikkerheten med letebrønner øker betraktelig og de totale letekostnadene kan reduseres,» mener han. Bruheim som har en rekke styreverv i ulike amerikanske og norske selskaper i oljenæringen er på snarvisitt i byen der det norske oljeeventyret startet. Som å komme hjem, sier texaneren. Han er født i og vokste opp i Førde i Sogn og Fjordane. Dialekten er fortsatt plettfri selv om det er 25 år siden han emigrerte til Houston og gjorde det til sin base. Også de norske seismikkselskapene er i stor grad på utenlandske hender, men det må ikke ta glansen av norske selskaper og norsk sokkels posisjon som arena for teknologiutvikling, framholder han. Han ble ansatt av en annen norsk seismikkgründer, Anders Farestveit, i Han fikk ansvar for operasjonene for to Gecofartøy som blant annet samlet inn seismikk i Barentshavet. Siden har Bruheim økt arbeidsradiusen til å omfatte hele verden. «Jeg hadde ikke sittet her i dag uten Anders Farestveit, han har vært en foregangsmann,» sier han. Geco ble kjøpt opp av Schlumberger i Farestveit (74) er fortsatt aktiv i næringslivet. Bruheim startet sin gründertilværelse i 1991 da han grunnla Petroleum Geo-Services (PGS) som et norsk aksjeselskap, dog med hovedkontor i Houston hvor den største kundegruppen fantes. PGS ble det første norske selskapet som gikk på amerikansk børs. Kapitalen kom nesten utelukkende fra amerikanske eiere og selskapet ble notert på New York-børsen i Fire år senere ble administrasjonen flyttet til Europa, mens han selv ble igjen i Houston: «PGS ble formet på NORSK SOKKEL 5

6 Hele seismikkindustrien omsetter for 10 milliarder dollar årlig. Hva er tallet for leteboring? norske, maritime tradisjoner og med amerikansk datateknologi.» Han mener at selskapets utvikling av den trekantede båttypen Ramform førte til mer effektiv og kostnadseffektiv innsamlingsteknologi. Bruheim ville mer. I kjølvannet av det amerikanske investeringsselskapet Warburg Pincus kjøp av Statoil Innovations majoritetsandel i Electromagnetic Geoservices (EMGS) i 2004, ble han rådgiver og etter hvert styreleder. Som arbeidende styreformann i EMGS uttaler han seg selvsagt ikke uhildet. Han uttrykker klokkertro på kombinasjonen seismikk og elektromagnetiske (EM) bølger sammen er metodene dynamitt. «Bruk av EM i tillegg til seismikk gir betydelig bedre grunnlag for å beslutte letebrønner og da snakker jeg om kartlegging av nye områder der det er boret få eller ingen brønner,» presiserer han. Olje eller vann Han beskriver synergien mellom seismikk og EM som at seismikken avbilder skjelettet der du ikke kan skille olje og vann, mens EM er sensitiv på væsken i «kroppen.» EM-innsamling skjer i likhet med seismikk ved slep av utstyr etter et fartøy. Men der stopper likheten. Kabelen nede i vannet har en elektrisk kilde samt en anode og en katode. Disse genererer et elektromagnetisk felt. Kabelen slepes over mottakere plassert på havbunnen. De elektromagnetiske bølgene blir refraktert fra det potensielle reservoaret i undergrunnen (kartlagt av seismikk) til mottakerne på havbunnen. Resistiviteten (motstand) som måles kan fortelle om reservoaret inneholder hydrokarboner (høy resistivitet) eller vann (lav resistivitet). Sammenholdt med seismiske data, skal da EM gjøre det lettere å tolke hvilke prospekt som inneholder olje og hvilke som inneholder mest vann. «Jeg ville aldri godta at en boresjef startet på en letebrønn i ett nytt område uten at vi kjente resistiviteten og at vi har beregnet volum basert på EM,» sier Bruheim. Tekno-lab Han medgir at EM ikke har slått like godt an på norsk sokkel som han opplever andre steder. Noen fullgod forklaring har han ikke. Bruheim er uansett stor tilhenger av den utviklingen som har funnet sted og passer på å trekke fram det noe overraskende Johan Sverdrup-funnet. Overraskende fordi det er så stort: «Slik jeg har forstått det så har moderne seismikk, kombinert med et innovativt leteteam, gjort en god jobb på Utsirahøgda.» Han peker på banebrytende teknologiutvikling som har ført Norge til en ledende posisjon. 3D-seismikk har vært som en revolusjon. Og teknologien har vært brukt med stort hell rundt eksisterende felt. Det har bidratt til at utvinningsgraden på norsk sokkel er svært høy. 3D-seismikk banet vei for retningsboring der en fra boreinnretningen kan bore horisontalt så vel som i kurver som satte en ny standard og åpnet helt nye muligheter. Og myndighetenes krav om 3D-seismikk ved slik boring, var unikt i verdenssammenheng, mener Bruheim: «Oljedirektoratet stiller krav til utvinningen fra feltene. Det skjer ved bruk av pisk og gulrot. Da skjer teknologiutviklingen.» Han trekker også fram produksjonsskip som en fjær i hatten for utviklingen på norsk sokkel. Og det samme med utviklingen av havbunnsbrønner. Alt med base i Norge og en fantastisk eksportartikkel, og alt av stor betydning på 1990-tallet. «Jeg opplever at alle de store ute, Petrobras, Pemex, Petronas og de andre store, nasjonale selskapene beundrer den norske modellen og den norske leverandørklyngen. I sum er dette utrolig bra markedsføring av Norge,» sier Bruheim. Størrelse Bruheim påpeker at oljegigantene har gjort mye av letingen rundt eksisterende felt og søker nå nye områder for å finne de virkelig store funnene: «Det er den store internasjonale utfordringen nå. Og det skal letes i jomfruelige områder og under saltlag og basalt, som virkelig er pionerarbeid. Det er den nye eksamensoppgaven.» Å lete under salt er som regel mye dyrere og det må finnes store felt for å gjøre dette lønnsomt. Seismikk gjennom slike saltlag er også en stor utfordring og Bruheim peker på at teknologiutviklingen må ta nye kvantesprang. Det er den store utfordringen seismikkindustrien har de neste 10 årene. «Det er også viktig å minne seg om at disse prosjektene konkurrerer med kommende prosjek- 6 NORSK SOKKEL

7 Nasjonal regi. Bjarte Bruheim er tilhenger av en nasjonal satsing for først å finne de største feltene i nye områder gjerne i regi av et statsoljeselskap. Dette betaler seg tilbake med de første funnene, mener han. ter i skifer. Investering i skiferproduksjon er en langt sikrere investering. Det er bare å se hva som skjer i USA hvor det er gjort oppkjøp av selskaper i denne sektoren for flere hundre milliarder dollar. Dette igjen skaper økt konkurranse om kapasitet og kompetanse.» Statsoljeselskap Ettersom virkeligheten er en annen enn på 1970-tallet, mener Bruheim at tilnærmingen også bør være annerledes. De høye ratene for leteriggene tvinger oljeleterne til å tenke nytt. «Hele seismikkindustrien omsetter for 10 milliarder dollar årlig. Hva er tallet for leteboring?» spør han, og peker på tiltak for å øke treffsikkerheten som en løsning. Han mener hele nye områder bør en kartlegges, først med 2D-seismikk og så kan EM brukes etterpå som et supplement: «Å kartlegge eksempelvis Barentshavet er en stor jobb som et statsoljeselskap kunne ha gjort; en nasjonal satsing for å finne de største feltene. Dette betaler seg tilbake med de første funnene. Alternativet er å dekke frimerke for frimerke. Det gir ikke samme økonomi.» Bruheim sier enkelte av oljegigantene bruker denne tankegangen på internasjonale sokler. De dekker hele blokker, først med seismikk og så med EM. Kombinasjonen skal gi færre tørre letebrønner. Volumberegning med EM viser vei for videre innsamling av 3D-seismikk og leteboring. Fisk Bruheim har merket seg fiskernes og miljøorganisasjonenes motstand mot seismikkinnsamling. Foruten Norge har det oppstått lignende fronter uten for Sør- Amerikas kyst. «Det er økt oppmerksomhet mot oljevirksomheten i hele verden. Miljødimensjonen har blitt større. Men dette er først og fremst en arealkonflikt,» mener han. «Jeg forstår konflikten, og den må tas meget alvorlig. Det må jobbes for samarbeid med fiskerne for å finne muligheter slik at næringene kan jobbe side om side så langt det lar seg gjøre.» Bruheim har ingen tro på at teknologiutviklingen bringer lydløs seismikk. Derfor er økt grad av samarbeid den beste veien å gå. Begge næringer drives av samme instinkt, enten det gjelder stor fisk eller oljeelefanter NORSK SOKKEL 7

8 Utvider skalaen Ny teknologi som fjerner uønsket støy og gir et klarere bilde av undergrunnen, har revolusjonert marin 3D-seismikk de siste tre årene. Neste gjennombrudd må komme innen prosessering, mener Hans Christen Rønnevik, geolog og letesjef i Lundin. Eldbjørg Vaage Melberg og Bård Gudim (foto) Trio. Arild Jørstad, Hans Christen Rønnevik og Jan Erik Lie er sentrale spillere i Lundins geo-team. 8 NORSK SOKKEL

9 Rønnevik, som får æren for storfunnet Johan Sverdrup, vil nå se en utvikling som gjør at hele det seismiske lydbildet fra pikkolo til bass blir klart og tydelig. Han sitter sammen med kollegaene sine med orkesterplass mot Oslofjorden. Men blikket er festet til skjermene, der geo-teamet arbeider med geologiske modeller og tolking av seismikk. Det iherdige arbeidet i Strandveien 50 på Lysaker i Oslo har blant annet ført til at Utsirahøgda har blitt det heteste området på norsk sokkel, med funn som Edvard Grieg og Johan Sverdrup. Ingen skal være i tvil om at trioen Hans Christen Rønnevik, Jan Erik Lie og Arild Jørstad brenner for sitt fag. Siden Lundin etablerte kontor i Norge i 2004, har kontoret vokst til 170 fast ansatte, av disse er 50 geologer og geofysikere. Søknad Det første Lundin gjorde da selskapet var i gang, var å sende inn en søknad til TFO 2004 (tildeling i forhåndsdefinerte områder). Sju personer brukte 14 augustdager på å lage søknaden. Tidlig i 2005 fikk selskapet tilslag på Utsirahøgda. Reservoaret var pekt ut i forkant av søknaden på grunnlag av gammel 2D-seismikk. «Vi jobbet videre det var jo også samlet en del 3D-seismikk i området. Vi fjernet støy og høyfrekvente bølger i tolkningsprosessen og fikk et klarere bilde av det som kunne skule seg i dypet. Og så fant vi Luno eller Edvard Grieg som det nå heter i 2007, to år etter tildeling av utvinningstillatelsen. Det er mange som har sett på Utsirahøgda før oss og hatt tilgang til seismikken. Alle kan gjøre det vi gjorde. Men det var vi som gjorde det,» sier Jørstad. Historien bekrefter det Jørstad sier. Det var boret flere brønner i området. Den aller første i 1967 (16/2-1 av Esso). Den ble boret sentralt på Utsirahøgda, ni kilometer nordøst for funnbrønnen 16/1-8 Luno. Elf boret deretter to tørre brønner i området, en i 1968 og en i I 1976 boret Petronord-gruppen brønn 16/ NORSK SOKKEL 9

10 Den var tørr, men den hadde god reservoarsand. Det ble boret enda fire brønner i området før Lundin slo til med Luno/Edvard Grieg. PL 001 En stor del av Utsirahøgda, området der det er gjort flere funn som skal bygges ut, tilhørte den aller første utbyggingstillatelsen på norsk sokkel, PL 001, og det var Esso som var operatør for utvinningstillatelsen. I tillegg til Esso har selskap som Mobil, Saga, Elf, Norsk Hydro, Statoil og Enterprise vært inne på dette området som har vært tildelt og levert tilbake i flere omganger siden slutten av 1960-tallet. Alle selskapene har etterlatt seg «spor» i form av seismikk og kjerneprøver som oppbevares i Oljedirektoratets steinlager. Lundin har til fulle utnyttet kunnskapen fra tidligere seismikk og brønner. Geologer fra selskapet er stadig i Oljedirektoratet for å studere kjerneprøver. Teknologi Etter funnet av Edvard Grieg, samlet Lundin inn en 3D-havbunnsseismikk på cirka 50 kvadratkilometer over funnet. Dette har fungert som et laboratorium for selskapet, der blant annet betydningen av frekvensinnhold i seismikken, nye prosesseringsteknikker og innsamlingsretninger har blitt testet ut. «Denne kunnskapen er blir brukt til å «designe» seismikken for å forstå og utforske området videre,» sier Rønnevik. «Ulempen med tradisjonell havbunnsseismikk er imidlertid de høye kostnadene og at innsamlingen tar lang tid,» legger Lie til. «I 2009 samlet vi derfor inn ny seismikk der vi brukte en teknologi som kombinerer fordelene med konvensjonell 3D-seismikk og havbunnsseismikkens brede frekvensspekter, såkalt bredbåndseismikk. Dette er en helt ny teknologi som gjør det mulig å få et mye bedre bilde av undergrunnen,» sier Lie. Denne teknologien karakteriserer Rønnevik som en «stepchanger» for seismisk datakvalitet. Konvensjonell seismikk forstyrres av hull i frekvensspekteret, eller lydbildet. Dette medfører at det seismiske bildet mangler enkelte frekvenser, de blir nullet ut av den såkalte «ghost»-refleksjonen fra havoverflaten. Med bredbåndsteknologier elimineres denne effekten og det medfører et mye klarere bilde av undergrunnen. Neste skritt var å teste siste generasjon bredbåndsseismikk; broadseis-teknologi. «Det gjorde vi i 2012,» forteller Rønnevik. Denne teknologien gjør det mulig å danne bilder av ultralave frekvenser. Den bidrar til en hel oktav ekstra båndbredde sammenlignet med konvensjonell seismikk, og den kan trenge gjennom og bidra til opplyse hva som skjuler seg under for eksempel harde kalklag. Grunnen til at det var så vanskelig å finne Edvard Grieg til tross for mange års letehistorie, er nettopp de tynne kalklagene i området. Under kalken blir bildet lite fokusert med vanlig seismikk. Til tross for dette, boret Lundin. Men den nye teknologien, som selskapet brukte i etterkant av funnet, gav en mye bedre forståelse av reservoaret og overbeviste fagfolkene om betydningen av seismikk som gir et bredere frekvensspekter. «De nye dataene ga startskuddet for videre utforskning mot øst. Strukturen der Johan Sverdrup ble funnet, ble kartlagt og søkt om på grunnlag av eksisterende 3D-seismikk. I 2009 ble den første store bredbåndseismikken samlet inn, og den gav et mye bedre bilde, også av Johan Sverdrup,» sier Rønnevik. Selv om Lundin, ifølge Hans Christen Rønnevik, jobber mer med prosessering og tolkning av seismikk enn de fleste andre selskaper, bommer det også. I 2009 boret selskapet brønn 16/1-12 og trodde at de skulle gjøre funn i fine jurasedimenter. Brønnen fant 30 centimeter sedimenter over oppsprukket oljefylt granittisk grunnfjell. Resultatet var skuffende i forhold til forventningene, men åpnet samtidig et nytt letekonsept som senere ble påvist ved brønn 16/1-15 (Tellus) som nå er inkludert i plan for utbygging og drift av Edvard Grieg. Johan Sverdrup Resultatet fra brønn 16/1-12, og senere 16/4-5, gjorde at Lundin Norges moderselskap i Geneve begynte å tvile på om det var lurt å fortsette å lete i området. Det gjorde ikke letesjef Rønnevik. Han hadde tro på modellen med sandstein av øvre Jura alder som avsettes i «lokale» basseng og ellers kan omkranse Utsirahøgda. Han er både sta og overbevisende, sier kollegaene, argumentene hans var så gode at moderselskapet gav seg. Funnbrønnen 16/2-6 Avaldsnes ble boret sommeren Mens boringen pågikk, tok geolog Jørstad seg noen fridager med fjelltur til Glittertind men han klarte ikke å legge jobben bort. Han ringte fra toppen, der det er mobildekning, for å høre hvordan det gikk og det gikk bra! I ettertid har funnet vist seg å være blant de fem største på norsk sokkel noensinne. Avgjørende Det er ingen tvil om at seismikk har vært en nøkkel til funnene av både Edvard Grieg og Johan Sverdrup. Utgangspunktet for geo-teamet i Lundin er at all seismikk kan bli bedre. Det handler om prosessering og tolkning. Og tolkingen starter i prosesseringen. Det handler også om å gjøre jobben om igjen og om igjen. Datainnsamling, prosessering, tolkning i en evig løkke. I tillegg blir det gjort tolkningsarbeid mens boringen pågår, basert på rykende ferske brønndata etter hvert som de kommer inn. «Vi må alltid inngå kompromisser, bildet av undergrunnen er der, men det ligger i en skyggeverden,» sier geofysiker Lie: «Jobben vår er å få det ut av skyggen. Dette behersker vi bedre enn de som leverer standardvarene.» «Vi er ikke tilhengere av beste praksis,» sier Rønnevik, «vi går for bedre praksis, vi ser fremover. Prøver og feiler.» I tillegg til å vri og vende på 10 NORSK SOKKEL

11 Utbyggingsplaner på Utsirahøgda - Godkjent PUD (plan for utbygging og drift) for Edvard Grieg (tidligere Luno, Lundin er operatør) - Ivar Aasen (tidligere Draupne), planlagt PUD mot slutten av 2012, Det Norske er operatør Disse to er samordnet da produksjon fra Ivar Aasen sluttbehandles på Edvard Grieg. - Johan Sverdrup (to lisenser som vil bli unitisert). Dette er et stort funn som mest sannsynlig vil bli bygget ut med mange plattformer i flere faser, PUD tidligst sent i Seismikk er lydbølger som trenger ned i undergrunnen. Lydens hastighet gjennom undergrunnen varierer fra bergart til bergart. Lydbølgene reflekteres etter hvert som de treffer de ulike bergartene, og reflektorene samles i lyttekabler som slepes etter seismiske fartøy. Prosessering innebærer å overføre disse reflektorene til bilder. Tenkeboks. Hos Lundin jobber ledere og medarbeidere tett sammen. Alle ideer og tanker deles. allerede innsamlede data, er geoteamet i Lundin hele tiden på jakt etter ny teknologi. Rønnevik understreker betydningen av å være i en lærende organisasjon: «Det betyr at vi korrigerer oss selv underveis og at vi har fleksibilitet til å gjøre avvik fra opprinnelige planer. Det er en styrke!» «Hos oss jobber vi med helhet og detaljer samtidig, skalerer opp og ned fra uendelig stort til svært lite, fra bassengskala til tolkning av elektronmikroskopbilder. Dette er tidkrevende, derfor er det viktig at arbeidet har et element av lek i seg. Vi må føle at vi får tatt oss helt ut. Vi skyr kost/ nytteberegninger. Hvordan skal vi kunne beregne nytten av det vi ikke vet?» De tre er enige om at havbunnsseismikk er den aller beste metoden til å kartlegge havbunnen. Denne innebærer at det blir plassert «lyttehoder» som kabler eller noder på havbunnen. Seismikkfartøyet sender ut sine lydbølger som ved tradisjonell seismikk, men nodene på havbunnen erstatter de lange lyttekablene som slepes grunt i vannsøylen ved konvensjonell marin innsamling. Det er den direkte koblingen til havbunnen som gjør at hullene i frekvensspekteret unngås og at flere parametre kan samles inn. Legging og flytting av havbunnskabler/noder er svært tidkrevende og dyrt. Det forskes på nye og mer effektive måter å gjøre dette på. Lundin er i gang med å teste en videreutvikling av denne teknologien. Selskapet tester ny teknologi over funn som allerede er gjort, både for å bidra til å verifisere ny teknologi og for å forbedre seismiske data i områder der det kjenner undergrunnen godt fra før. Rønnevik mener at en sideeffekt av ny bredbåndsteknologi kan bli, hvis bare kartleggingsseismikken blir god nok, at borestedseismikk kan bli overflødig. Det betyr totalt sett mindre seismikk til glede for industrien som sparer penger og for fiskerne, som mener at seismikken til tider hindrer dem i å gjøre jobben sin. Prosessering av seismiske data har ikke hatt samme spennende utvikling som selve innsamlingsteknologien. «Det har ikke vært rettet like stor oppmerksomhet mot denne delen av jobben, og oljeselskapene må selv ta noe av skylden for det,» sier Rønnevik. Oljeselskapene har hatt en tendens til å snappe opp de beste prosesseringsfolkene, og dermed forsinket utviklingen av prosesseringsteknologien i seismikkselskapene. «Neste 'stepchange' kan ta oss et langt skritt videre slik at vi kan få tilgang til alle bildene fra de høyeste til de laveste frekvensene, altså fra pikkolo til bass,» sier Rønnevik NORSK SOKKEL 11

12 Kunnskapsjakt i nye områder Det er travle dager for de som arbeider med seismikk i Oljedirektoratet. I sommer ble det samlet inn tusenvis av kilometer 2D-seismikk i områder der det er liten kunnskap om geologien og dermed om mulighetene for å finne petroleum. Eldbjørg Vaage Melberg og Emile Ashley (foto) Lagarbeid. Geofysikere og geologer arbeider tett sammen ved kartlegging av nye områder. Fra venstre geofysikerne Olvar Løvås, Lars Jensen og Kjetil Kaada, deretter geologene Tore Høy og Morten Sand. 12 NORSK SOKKEL

13 Direktoratet har styrt tre store innsamlinger i år: I Barentshavet sørøst, rundt Jan Mayen og i kystnære områder utenfor Helgeland. Alt på oppdrag fra Stortinget. Bakgrunnen for det store innsamlingsarbeidet er at Stortinget allerede før sommeren 2013 skal avgjøre om nye områder skal åpnes for petroleumsvirksomhet. Det dreier seg om det nye norske havområdet øst i Barentshavet, inn mot den nye russergrensen, og det dreier seg om havet rundt Jan Mayen der en mindre del av området er felles hav for Norge og Island (Jan Mayen-boksen). Innsamlingen utenfor Helgeland er et ledd i kunnskapsinnhentingen i den nordøstlige delen av Norskehavet, som også er bestilt av Stortinget. Det ukjente Det er lite som er mer frydefullt for en geolog eller en geofysiker å få anledning til å utforske ukjent terreng, enten på land eller til havs. Lars Jensen, Oljedirektoratets danske geofysiker smiler ekstra bredt når han får koordinere store seismikkprosjekt. I sommer har han koordinert to fartøy som har samlet seismikk i tre havområder. «Oljedirektoratet har aldri tidligere samlet inn så mye seismikk samtidig,» sier Jensen. I Barentshavet sørøst ble det samlet inn 6766 kilometer 2D-seismikk i sommer med seismikkfartøyet Artemis Atlantic. Sommeren 2011 ble det samlet inn , så totalt er det nå samlet inn drøyt linjekilometer seismikk i dette området. Det sier Jensen seg fornøyd med. I sommer gikk operasjonene over all forventning. «Dette tallet betyr naturligvis ingenting for en som ikke arbeider med seismikk, men for oss betyr det at seismikken fra den sørøstlige delen av Barentshavet kan gi et første inntrykk av hva som skjuler seg dypt ned under havbunnen. Seismikken blir prosessert, og så skal den tolkes. Og så skal Oljedirektoratet angi tall for hvor mye olje og gass som kan finnes her, ifølge Jensen. Hvis området blir åpnet, blir seismikken tilgjengelig for industrien, og den danner et utgangspunkt for videre kartlegging av området, både med 3D-seismikk og med letebrønner. Da går kunnskapsjakten over til å bli skattejakt. Geolog Morten Sand i Oljedirektoratet er den som har vært mest engasjert i seismikkinnsamlingen rundt Jan Mayen. Det var seismikkfartøyet Nordic Explorer som samlet seismikk rundt Jan Mayen, 2D-seismikk med såkalt geostreamerteknologi: «Innsamlingen gikk over all forventning, men selve kartleggingen av området er utfordrende.» Geologien er svært ulik det geologiske landskapet i Barentshavet østover mot Russland. Kartleggingen følges med interesse både av norske og islandske myndigheter, som også har interesser i havområdet rundt Jan Mayen. Her ble det også samlet inn seismiske data sommeren Totalt har Oljedirektoratet samlet inn mer enn linjekilometer seismikk i området de to siste årene. På Helgelandskysten hadde kartleggingen et noe mindre omfang. Den sto på tre uker i juli og en uke i august i sommer, og den ble lagt opp for å være til minst mulig hinder for fiskeriene i et område der det er mange kystfiskere. Effektivt Seismikkinnsamlinger både i nye og modne områder er utfordrende på mange måter. For eksempel kan mye dårlig vær føre til at innsamlingen blir lite effektiv. Sissel Eriksen, letedirektør i Oljedirektoratet konstaterer fornøyd at innsamlingene i sommer gikk svært smertefritt. Så godt om ingen nedetid på grunn av dårlig vær. Men det hun er mest fornøyd med, er at seismikkfartøyene fikk gjøre jobben i sameksistens med fiskeriene. Havområdene rundt Jan Mayen og i Barentshavet er så store at det er god plass både til seismikkfartøy og fiskefartøy. Men langs Helgelandskysten, der det foregår mye kystfiske med småbåter, gikk også innsamlingen bra, uten at det oppsto arealkonflikter med fiskeriene. Årsakene oppsummerer Sissel Eriksen på denne måten: «Vi holdt fiskeriorganisasjonene orientert om planene våre fra et tidlig tidspunkt og inviterte til synspunkter og kommentarer. Vi la opp til å samle seismikk i fellesferien, da er det også mange kystfiskere som tar fri. Og vi delte innsamlingsområdet et langt smalt område, inn i tre mindre områder og gjorde oss ferdig i ett område om gangen. Dette skapte forutsigbarhet for fiskerne. Dessuten meldte Bodø Radio hver morgen om seismikkfartøyets posisjon og planlagte bevegelser i løpet av dagen, dermed visste fiskerne hvor fartøyet var. Vi hadde også dyktige fiskerikyndige om bord på seismikkfartøyet.» Eriksen understreker også betydningen av å ha god kommunikasjon med Kystvaktsentralen på Sortland. De har oversikt over det meste av fisket, blant annet fordi faststående bruk er pliktige til å melde fra om posisjon for brukene. Oversikten fra Kystvaktsentralen er uvurderlig, mener hun. Innspurt Seismikktolkerne arbeider nå fram svarene som skal angi mulige olje- og gassressurser i de kartlagte områdene. Men de er foreløpig ikke særlig snakkesalige. Først ut i 2013 kan vi vente oss at de letter på sløret. Fram til da har de det travelt med å tolke signalene fra undergrunnen NORSK SOKKEL 13

14 ? Klatreren Hans Bergström er vel nede på boredekket etter sin luftige ferd oppe i tårnet. Den 46 år gamle svensken er veteranen på laget, og begynner ifølge seg selv å bli litt for gammel til en sånn jobb: «Men jeg håper jeg kan holde på en god stund til.» 14 NORSK SOKKEL

15 Trippel gevinst Oseberg kommer til å produsere tre ganger mer olje enn forventet da feltet startet opp for 24 år siden. Injeksjon av egen og andres gass er én av forklaringene. Astri Sivertsen og Marit Hommedal (foto) Oppussing pågår på Oseberg B. Halvveis oppe i boretårnet henger to klatrere i tau mens de monterer noen hydrauliske rør. Inne i bua på dekket står tre splitter nye borestoler pakket inn i plast. «Boreanlegget må være shipshape,» sier Øystein Espelid, leder for reserveerstatning i enheten Petroleumsteknologi (Petek) i det statoilopererte Oseberg-feltet. Vanligvis sitter han sammen med sine 70 kolleger på kontoret på Sandsli i Bergen. I dag har han tatt den 40 minutter lange helikopterturen ut fra Flesland for å vise Oljedirektoratets utsendte rundt på feltet som har mottatt året IOR-pris prisen som Oljedirektoratet deler ut til enkeltpersoner eller selskap som har gjort en særlig innsats for å øke oljeutvinningen. Mens boreanlegget på B-plattformen står stille, benytter Statoil anledningen til å vedlikeholde og reparere gamle brønner som en del av en investering på tre milliarder kroner. Tre av fire boligfløyer på feltsenteret som består av plattformene A, B og D er totalrenovert. Det fjerde skal være ferdig til våren. En helt ny bysse er installert og timer gått med til overflatebehandling. «Feltet har snart nådd 25 år, og har potensial til å levere i 25 år til. Vi måtte gjøre noe for å hindre forfall,» sier plattformsjef Roy Anders Garberg. Han jobbet på Kristin-feltet i Norskehavet før han kom til Oseberg for halvannet år siden: «Kristin er den minste plattformen vi har, mens Oseberg er den største fabrikken i Statoil i dag. Oseberg har vært en stor utfordring.» Oseberg-funnet hadde navnet «sølvblokka» da det ble oppdaget i Operatørskapet ble tildelt Norsk Hydro. Konkurrenten Statoil hadde sikret seg «gullblokka» Gullfaks året før. Ifølge Garberg kunne de to navnene vært byttet om. Oseberg har nemlig vist seg å levere langt over forventningene. God økonomi I kontrollrommet på feltsenteret sitter fire menn og overvåker produksjonen fra de 48 brønnene som er boret fra de faste plattformene. I tillegg kommer flere havbunnsbrønner. Olje og gass fra Tune, Oseberg Øst og Sør og Oseberg C-plattformen transporteres i rør til feltsenteret, og olje- og kondensatstrømmen sendes herfra til Sture-terminalen i Øygarden i Hordaland. Gassen sendes til Heimdal, og derfra inn i rørledningen Statpipe til kontinentet og gjennom Vesterled til Storbritannia. I løpet av de siste 24 timene har feltsenteret produsert fat olje og eksportert 28,1 millioner kubikkmeter gass. På det meste produserte det fat olje i døgnet. Jeg spør om det ikke er fristende for Statoil å løpe etter nye, store funn framfor å skvise ut mest mulig fra gamle felt. «Når du har satt ned en installasjon og har infrastrukturen på plass, er marginalkostnaden ved å bore en ny brønn eller gjøre et annet tiltak mye mindre. Grunnlagsinvesteringen er på plass,» svarer Espelid. Dessuten er det slik at store felt gjerne blir større, legger han til: «Du må ha volum nok til å optimalisere, til å endre og teste ut ting. Og med store volumer er gevinsten veldig stor.» Siden den første utbyggingsplanen ble levert, har Statoil løftet utvinningsgraden på feltene det er operatør for, fra om lag 30 til 50 prosent. En prosent økning i utvinningsgraden utgjør 327 millioner fat oljeekvivalenter. Det betyr mer enn 200 milliarder kroner, hvis oljeprisen ligger på 100 dollar fatet, ifølge Espelid. Hele Oseberg-området har en utvinningsgrad på 50 prosent, og ligger dermed på gjennomsnittet i Statoil. Men egenskapene i reservoarene er ulike, og i selve Oseberg-formasjonen ligger utvinningsgraden på over NORSK SOKKEL 15

16 Oseberg kan holde det gående like lenge som det hittil har vært i drift. prosent. Utvinningen økes med å bore mange brønner, og med å ta i bruk ny teknologi. Oseberg var for eksempel tidlig ute med å bore horisontale brønner og flergrensbrønner, og har investert i boreteknologi og egenutviklede ventiler som regulerer innstrømmingen til brønnene og gir en jevnere produksjon. Dessuten overvåkes reservoaret ved hjelp av firedimensjonal seismikk, som betyr innsamling av gjentakende 3D-seismikk i regelmessige intervaller. Slik kan operatøren følge utviklingen i reservoaret. Utsettelser Sammen med partnerne Petoro, ExxonMobil, Total og ConocoPhillips, har Statoil besluttet å utsette nedblåsningen av gassen på Oseberg tre ganger, siste gang i Nedblåsing betyr å slutte å injisere gass for å opprettholde trykket i reservoaret, og gjøres når selskapene har besluttet heller å selge gassen. I utgangspunktet skulle det vært full nedblåsing på Oseberg nå, forteller Espelid. Etter de opprinnelige planene skulle prosessen startet allerede i 2010, men nå er det bestemt å vente til Selv om det betyr en utsettelse av inntektene fra gassalget. Injeksjonen av egen gass og gass fra Troll Øst begynte fra det øyeblikket feltet startet opp i 1988, selv om det ikke lå inne i den opprinnelige utbyggingsplanen. Laboratorieforsøk viste at 27 prosent av oljen i kjerneprøvene ble liggende igjen etter å ha blitt spylt med vann, men bare 10 prosent lå igjen når gass ble brukt. Det var grunnen til at selskapet valgte gass framfor vann, forklarer Espelid, på vei ned til den store kompressoren som ble brukt for å injisere opp til 14 millioner standard kubikkmeter gass fra Troll per dag. Feltet har tillatelse til å selge to giga to milliarder gass i året. Til sammenligning blir mellom seks og sju giga injisert tilbake i reservoaret hvert år. Injiseringen gjør også at selskapet kan velge å holde på gassen når prisene er lave, og heller vente med å selge når prisene er høye. «Vi har 90 milliarder kubikkmeter gass å blåse ned. Hvis nedblåsingen starter i 2020, er det ikke tomt før i 2040,» forklarer Espelid. Før den tid ligger det flere oppgraderings- og utviklingsprosjekter i løypa: I likhet med Oseberg B blir også boreanlegget på C-plattformen oppgradert, og skal stå ferdig i begynnelsen av neste år. I løpet av 2013 skal Stjerne tidligere kjent som Katla starte opp. Feltet bygges ut med en havbunnsramme, og oljen og gassen herfra skal sendes til Oseberg Sør. Beslutningen om Delta 2 skal tas i begynnelsen av neste år, med tanke på en mulig oppstart året etter. «Et bærekraftig oljeselskap er nødt til å erstatte reservene som det produserer,» sier Espelid. «I løpet av de siste seks årene har vi modnet like mye oljereserver på Oseberg som det vi har produsert. Det er egentlig ikke mulig på gamle felt.» 16 NORSK SOKKEL

17 Nye stoler i borebua. HMS-koordinator for oppgraderingsprosjektet, Knut Kihle (til høyre), demonstrerer utstyret for Øystein Espelid. Om pris-vinneren Brukt tiden godt Oljedirektoratets pris for økt utvinning for 2012 ble tildelt undergrunnsmiljøet på Oseberg-feltet. Fagfolkene i Statoil fikk prisen for godt og langsiktig arbeid, blant annet knyttet til gassinjeksjon. «Den modige beslutningen om gassinjeksjon som hovedmetode for oljeutvinningen på Oseberg er kontinuerlig blitt fulgt opp av reservoaringeniørene, først i Hydro, seinere i Statoil. Planlagt tidspunkt for gassnedblåsing er blitt i utsatt flere ganger, basert på fagfolkenes anbefalinger. ( ) Fagfolkene har holdt fast på denne linjen, seinest ved en viktig beslutning i 2011, og også i perioder når mer gass til eksport ble etterspurt,» skriver Oljedirektoratet i sin begrunnelse for pristildelingen. «Oseberg er langt mer enn en gammel historie,» sier Leif Hinderaker, sjefingeniør i Oljedirektoratet og jurymedlem for tildeling av IOR-prisen. «Det er tatt mange viktige beslutninger og gjort avveininger underveis, og rettighetshaverne har gjort en veldig god jobb. I tillegg til eksisterende og planlagte brønner, har undergrunnsmiljøet på Oseberg også regnet med effekten gassinjeksjon vil få for framtidige IOR-brønner. Det er ingen selvfølge, og viser at de har tenkt langsiktig.» I den opprinnelige utbyggingsplanen fra 1984 er det anslått at én milliard fat kunne utvinnes fra hovedfeltet. Nå er tallet i overkant av tre milliarder. Og da er det bare oljen som er regnet med. Gassen kommer i tillegg. Reservoaret under havbunnen viste seg å ha særdeles gode egenskaper. Men like viktig for utviklingen er at feltets rettighetshavere har tatt i bruk ny teknologi og fattet modige beslutninger underveis, forklarer Hinderaker, «Det startet med beslutningen om å ta i bruk gassinjeksjon, basert på import fra Troll Øst. Det var første gang gassinjeksjon ble tatt i bruk i et så stort omfang på et offshorefelt,» sier han. Han legger til at Troll-Oseberg gassinjeksjon (Togi), havbunnsrammen på 300 meters havdyp på Troll Øst, representerte ny teknologi og la grunnlaget for den seinere utviklingen av Troll olje. I årene 1991 til 2002 importerte Oseberg totalt 21,7 billioner kubikkmeter gass fra Troll Øst til dette formålet, noe som ifølge Oljedirektoratets utregninger har gitt mer enn 400 millioner ekstra fat olje fra feltet. Senere ble M10-kompressoren brukt på Tune-feltet, som startet opp i Det ligger cirka 10 kilometer fra feltsenteret, og er tenkt avsluttet i 2014 eller Kompressoren skal gjenbrukes nok en gang i Delta 2-prosjektet, som etter planen starter opp omtrent samtidig. Da skal fem nye brønner bores, prosessanlegget på dekket bygges om, og en rørledning konverteres slik at den kan brukes til gassinjeksjon i deltastrukturen. Utbyggingskonseptet på Delta 2 ble valgt for bare ti dager siden NORSK SOKKEL 17

18 Det gode byråkratiet Geolog Gunnar Søiland ser på seg selv som en istandsetter. Han vil bidra til at myndighetspersoner i gryende oljenasjoner skal bli gode byråkrater som forvalter oljen og gassen til beste for samfunnet. Nå står Uganda for tur. Bjørn Rasen og Emile Ashley (foto) Utsagnene høres ut som en klisjé, som en politikerfrase like før et valg. Likevel, Søiland er rask til å understreke poengene som gjelder for Oljedirektoratets internasjonale lag hvor rundt 10 personer bruker mer enn halvparten av sin tid på internasjonalt arbeid. «Vi er ikke eksperter som reiser og forteller hvordan petroleumsvirksomheten skal organiseres. Norske myndigheters initiativ, programmet Olje for utvikling, baserer seg på samarbeid mellom institusjoner. Norge har en unik erfaring med å forvalte vår olje og gass til beste for samfunnet, men vår modell kan ikke kopieres uten videre i andre land,» sier Søiland. Han ser to-veis nytte av samarbeidet med utviklingsland: «Vi blir bedre byråkrater i Norge av å jobbe ute og se hvordan verden fungerer. Ingen har godt av bare å leve i sin egen boble.» Denne høsten pakket Søiland nok en gang koffertene. Han skal være stedlig prosjektleder for Olje for utvikling i Uganda de to neste årene og skal bo i Entebbe. I oppstartsfasen fikk han verdifull støtte hjemmefra av kollega Turid Øygard som ledet prosjektet de første årene. Han beskriver utsiktene for petroleumsnasjonen Uganda slik: «Oljeadministrasjonen PEPD (Petroleum exploration and production department) er noe av det beste jeg har sett i Afrika og Uganda har alle muligheter til å lykkes.» Det er gjort over 20 funn som utgjør betydelige ressurser for den afrikanske staten. Produksjonsstarten ligger et stykke fram i tid. Søiland medgir at også Uganda sliter med korrupsjon fordi det alltid finnes folk som posisjonerer seg for å ta en del av inntektene. Men han tror at den organiseringen av petroleumsvirksomheten som nå gjøres, «så minsker mulighetene for å misbruke inntektene som kommer. Folket kan dermed nyte godt av inntektene.» Og langsiktige inntekter blir det hvis ressursutnyttelsen er god: «Og det skjer først og fremst ved at myndighetene inngår gode kontrakter med solide selskaper og at det lages gode lover og regelverk som håndheves av myndighetene. Vi kan assistere med utforming av lisensierings- og tildelingsprosedyrer. Oljedirektoratet har mye erfaring med behandling og godkjenning av feltutbyggingsplaner som andre kan lære av.» Søiland understreker at Olje for utvikling ikke står for utvelgelse av selskap eller sørger for at norske selskaper får kontrakter: «Vår oppgave er å istandsette myndighetene til å ta gode beslutninger.» Norge har assistert Ugandas petroleumssektor i flere år. Multinasjonal Oljedirektoratet har flere oppgaver knyttet til myndighetenes internasjonale virksomhet og deltar aktivt i det Utenriksdepartement-ledede programmet Olje for utvikling (OfU). De viktigste samarbeidslandene i 2011 var Uganda, Mosambik, Ghana og Øst-Timor. I tillegg hadde direktoratet aktiviteter rettet mot tolv andre prosjekter. Les mer på 18 NORSK SOKKEL

19 Optimist. Gunnar Søiland har stor tro på at Ugandas framtidige oljeinntekter kommer innbyggerne til gode. Det pågående programmet i Uganda startet i Gjennom Utenriksdepartementets regionalbevilgninger ble det bevilget 80 millioner kroner som skulle rekke til et femårig program innen ressurs-, miljø-, og finansadministrasjon. Aktiviteten har vært så høy at det er sendt inn søknad om tilleggsbevilgninger, særlig for å assistere med ferdigstillelse av lovverket. Søiland er stasjonert som stedlig programkoordinator i Entebbe de to siste årene. Han opplyser at en rekke statlige departementer og etater på norsk og ugandisk side er involvert i programmet og at tilstedeværelse er nødvendig for å lykkes. Søiland har erfaring fra internasjonale programmer. Han har vært prosjektkoordinator i Thailand, Kambodsja, Sudan, Sao Tome og Madagaskar, samt deltatt med opplæring i flere andre land. Geologen kom til Oljedirektoratet i 1997 etter elleve år i Phillips Petroleum. I Oljedirektoratet har arbeidsspekteret omfattet evalueringer av søknader i konsesjonsrunder, gjennomgang av selskapenes planer for utbygging og drift (PUD) og siden oppføling av selskapenes arbeid i driftsfasen. Søiland har videre arbeidet med estimering av uoppdagede ressurser på norsk sokkel. Alt dette er uvurderlig ballast å ha når Olje for utvikling skal bistå gryende oljenasjoner til å bli gode ressursforvaltere. «Størst effekt har vi når vi kommer inn i en tidlig fase før dårlig praksis blir etablert,» sier Søiland. Han beskriver forventningene i befolkningen som høye og utålmodige: «Vi må bidra til å skape realistiske forventninger. Det er ikke slik at alle blir rike over natten og bensinen blir gratis.» Også oljeselskapene er ivrige og utålmodige. En myndighetskontakt har fortalt at rundt 80 selskaper har tatt kontakt for å forhøre seg om mulighetene. Fordelen for Uganda er at oljen finnes på land og at operasjonene dermed blir billigere enn utvinning til havs. Utfordringen er at mange av funnene befinner seg i nasjonalparken ved Lake Albert. Det blir svært viktig at utvinningen kan skje på en miljømessig forsvarlig måte. Mye tid og penger er brukt på utvikling av lovverket og policydokument for Uganda. En blåkopi av den norske oljemodellen som er mye av årsaken til at Norge velges som samarbeidspartner er det aldri tale om. «Den eneste måten et land kan lykkes med å produsere olje til beste for landets befolkning, er å ha dyktige forvaltere i offentlige etater. Det er Uganda i god gang med å skaffe seg,» sier han NORSK SOKKEL 19

20 Ressurser. Ghana er et stabilt demokrati med lovende utsikter. Nå forbereder ghaneserne seg på også å høste oljeressurser fra havet. Scenen er fra byen Cape Coast. 20 NORSK SOKKEL