Statoil - Konkraft

KonKraft fakta-bokser og fakta-ark om petroleumsbransjen
Versjon pr. 10. september 2012
1.
Nord-Norge
2.
Teknologioverføring
3.
Teknologiutvikling på norsk sokkel
4.
Suksesshistorier
5.
Leverandørindustrien
6.
Maritim sektor
7.
Feltutbygginger
8.
Fakta-ark
9.
Nøkkeltall og det globale perspektiv
1. Nord-Norge
Snøhvit - Sysselsetting, ringvirkninger og teknologi
Hjørnesteinsbedrift med 360 Statoil-ansatte og mer enn 400 arbeidsplasser innenfor
leverandørindustrien
Stort sett norske hovedkontrakter: «Vedlikehold og modifikasjoner» til Aibel, isolasjon, stillas
og overflate til BIS, civil til NCC, kran til Stangeland, taubåt til Bukser og Berging. G4S, YIT,
ESS, Veolia og SAR er andre leverandører som fikk oppdrag.
Petroleumsindustrien i Finnmark omsatte i 2010 for 2,22 mrd NOK*
Verdens lengste multi-fase rørledning fra felt til land på 143 km (kondensat, gass, vann).
Feltet er på vanndybder mellom 250 og 340 meter
Kilde: Statoil,
*: Kilde er «Levert-rapporten 2011»
Snøhvit - Feltfakta og utbyggingsløsning
Funnår/Oppstart/Operatør
1981 – 1984/2007/Statoil
Årlige kommunale
skatteinntekter
Ca 150 millioner NOK
Reserver («Gas in Place»)
316 milliarder Sm3 gass (190 milliarder Sm3 gass betegnet
utvinnbart ved PUD i 2002) og 18 millioner Sm3 kondensat
Utbyggingsløsning
Feltet ligger 140 km fra land, overtrålbar undervannsutbygging og
multifase rørledning til Melkøya. Seperasjon av vann, CO2 og
kondensat og nedkjøling av gassen til LNG på landanlegget.
Reinjisering av CO2 og operert fra land
Totale investeringer
48 milliarder NOK for Fase 1
21 milliarder for Fase 2 (2015-2031)
Kilde: Statoil og Oljedirektoratet
Norne - feltfakta og utbyggingsløsning
Funnår/Oppstart/Operatør
1992 / 1997 / Statoil
Rettighetshavere;
Eni Norge AS - 6,90 %
Petoro AS - 54,00 %
Statoil Petroleum AS - 39,10 %
Reserver;
Opprinnelig
93,4 millioner Sm3 olje
11,7 milliarder Sm3 gass
1,7 millioner tonn NGL
Utbyggingsløsning;
Olje og gassfelt i Norskehavet, 80 km nord for Heidrun og 200
km vest for Sandnessjøen. Feltet er bygd ut med et produksjonsog lagerskip (FPSO) som er knyttet til 7 brønnrammer på
havbotn. I 2008 ble feltet Urd koblet til Norne-skipet, i 2009 Alve
og i 2012 feltene Marulk og Skuld.
Totale investeringer;
Totalt
32,9 milliarder 2011-kroner
Kilde: Statoil og Oljedirektoratet
Igjen per 31.12.2010
8,8 millioner Sm3 olje
5,5 milliarder Sm3 gass
0,9 millioner tonn NGL
Per 31.12.2010
Det er investert totalt 28,1
milliarder 2011-kroner
Statoil i Nord-Norge
• Nord-Norges ledende industriutvikler. Etablert i Harstad i 1976
• 3.500 fra Nord-Norge jobber i oljeindustrien, nesten 1.000 i Statoil
• 86 Statoil letebrønner boret i Barentshavet siden 1981(totalt 89)
Snøhvit
Snøhvit
•Hjørnesteinsbedrift
med 600 arbeidsplasser
•150 millioner kroner i
eiendomsskatt
6-
Norne
Norne
Industriutvikling
Kompetanseutvikling
Industriutvikling
Kompetanseutvikling
•Årlig inntak av ca 50
•Nye funn, forlenget
lærlinger fra Nordland,
levetid (2030)
•Driftskontor i Harstad, Troms og Finmark
•Statoil skal på fem år
base i Sandessjøen og
bruke 120 millioner
helikopterbase i
kroner på leverandørBrønnøysund
utvikling og støtte til
•Åpnet Statoil-kontor i
forskning og realfag i
Sandnessjøen i
nord.
september 2011
• LUNN III- Nord Norges største
satsing på Leverandørutvikling.
• I gruppen deltar vi sammen med
Innovasjon Norge, Forsknings-rådet,
Petronettverkene og
Industriinkubatorer.
• Ambisjon: utvide LUNN til å
inkludere industrielle tunge aktører.
• Samarbeid med: Universitetet i
Tromsø, Univ i Nordland og
Nordnorsk Vitensenter i Tromsø
• Nordland – 6 Newtonrom skal
bygges som spleiselag
• Årlig rekruttering av ca. 50 lærlinger
fra Nord-Norge til Statoil
• Ambisjon: Arbeider sammen med
OLF om å realisere opplegg for ”Yveien” fra fagarbeider til ingeniør
Goliat – Hovedkontrakter, utbyggingen og teknologi
Flytende og delvis elektrifisert (ca 50% strøm fra land) FPSO («Floating Production and
Storage Offshore») fra Sevan. Første utbygging av oljefelt i Barentshavet. Driftsledelse,
støttefunksjoner, forsyningsbase og helikopterbase i Hammerfest.
Per mars 2011 har over 60% av alle tildelte kontrakter gått til norsk leverandørindustri , og
det forventes nærmere 65% totalt. Undervannsanlegg leveres av Aker Solutions og
rørledninger, stigerør og undervannsinstallasjon av Technip Norge. Siemens Norge leverer
landdelen av landstrømanlegget og ABB sjøkabelen. Plattformen er bygget hos Hyundai i SørKorea, med norske underkontrakter på 1,5 mrd NOK hittil.
Bygg- og anleggsvirksomhet knyttet til kontorbygg, landbasert elektrisk anlegg,
baseinfrastruktur m.m. har hittil tilført regionen i og rundt Hammerfest betydelige
leveransekontrakter i prosjektfasen. Fremtidige drifts- og vedlikeholdskontrakter utformes
med sikte på å gjøre det samme.
Kilde: Eni
Goliat – Feltfakta og utbyggingsløsning
Funnår/Oppstart/Operatør
2000 / 2013 / Eni Norge
Reserver (utvinnbare)
28 millioner Sm3 olje og 8,8 mrd Sm3 gass
Utbyggingsløsning
Direktelasting av oljen fra FPSO til tankskip. Produksjonsstart i
2013 og planlagt driftsfase i 15 år. Feltet ligger 53 km utenfor
kysten, havbunnsløsning med åtte brønnrammer med til
sammen 22 brønner. Den flytende plattformen er 107 m i
diameter og er designet for arktiske forhold, d.v.s. tilpasset
isingsfare, mørke og værforhold.
Faste stillinger
Driften gir mellom 150 og 200 faste stillinger på land og offshore
Beredskap
Oljevern inkluderer systemer som kan oppdage lekkasjer under
vann, overvåkningssystem for mørke og dårlig sikt, eget nytt
beredskapsfartøy, nye oljeverndepoter, nytt konsept akutt fase
strand og styrket oljevernberedskap i kystsonen ved bruk av
lokale fiskefartøyer. Goliat-beredskapen kommer i tillegg til
annen offentlig beredskap.
Totale investeringer
Ca 28 milliarder NOK (2009 kroner)
Årlige driftskostnader er estimert til 1 milliard kroner
Kilde: Eni Norge og Oljedirektoratet
Eni i Nord-Norge
• Globalt
• Eni er tilstede i over 78 land og 77 000 ansatte
• Eni Norge sysselsetter mer enn 450 personer
• Barentshavet
• Deltar i 11 felt i Barentshavfelt som i tillegg til Goliat (eget
fakta-ark) inkluderer:
• Partner i Skrugard der Statoil er operatør
• Egenopererte lisenser med planlagt utforskning i nær fremtid
(Salina og Bønn)
• Nylig tildelte lisenser (Aurelia og Samba)
• Tidligere gassfunn (Nucula)
• Lisenser der konkrete planer enda ikke er lagt (Gamma og
Goliat B)
• Marulk
• ENI er operatør, driftsstart i 2Q 2012 og er knyttet til
Norne
• Basetjenester i Sandnessjøen og Brønnøysund blir benyttet
North Energy ASA
• Et nordnorsk oljeselskap stiftet av nordnorsk kapital i 2007.
Børsnotert i 2010.
• Skal bidra til nasjonal verdiskaping og lokal deltakelse
• Selskapet har 53 ansatte fordelt på hovedkontoret i Alta, og
avdelingskontorer i Oslo, Stavanger, Bergen, Bodø, Tromsø og
Honningsvåg. Nødvendig å «være tilstede»
• Selskapet har p.t. 23 utvinningslisenser fordelt på Barentshavet (8),
Norskehavet (8) og i Nordsjøen (7)
• Første gassfunn i PL 433 Fogelberg i Norskehavet 2010
• Ytterligere gassfunn i PL 535 Norvarg i Barentshavet 2011
• Setter søkelys på behovet for ny gassinfrastruktur fra nord
Regionale virkninger fra Skarv-utbyggingen
• Vendepunktet kom med kunngjøringen av Skarvbasen til
Sandnessjøen sommeren 2006
• Høsten 2011 pågår det stor byggeaktivitet i hele Sandnessjøen
og byen har i dag en stor og fremtidsrettet oljebase
• Optimisme og vekst preger byen og ny ringvirkningsanalyse
pågår
• Foreløpig status på ringvirkningene (per juni 2011):
• Ca. 150 nye lokale arbeidsplasser
• 43 BP-ansatte fra regionen
• 10-talls Skarvkontrakter til lokale leverandører
• Ca. 600 millioner kroner investert i ny infrastruktur
• Noen lokale leverandører og nyetableringer er AquaRock,
Helgeland V&M, Nordmiljø, Helgelandsbase, Ruukki, Miras, ESS,
Asco Norge AS, MI Swaco, Score og Scomi
• Skarvskipet har verdens største gassbehandlingsanlegg for
produksjonsskip. Det ble installert i Norskehavet ca 2oo km
vest av Sandnessjøen i august 2011.Feltets levetid er anslått til
20-25 år fra oppstart i 2012
Bergen Group Kimek Offshore AS
• Bergen Group Kimek Offshore er et serviceselskap
innen olje og gass industrien.
• Hovedkontor i Kirkenes
• Etablert i år 2000
• Med bakgrunn i solide forankring i Norge og Russland
gjennomføres prosjekter i hele Barentsregionen.
Fagarbeidere har både norske og russiske sertifikater
• Erfaring innen atomsikkerhet, skipsbygging, konstruksjon
og produksjon.
• 140 høyt kvalifiserte ansatte og kan ta oppdrag innen:
• Prosjektledelse
• Ingeniørtjenester
• Fabrikasjon
• Utrustning
Aibel
•
•
•
•
•
Hovedkontor i Stavanger
Årlig omsetning ca 7 milliarder NOK (2010)
4000 ansatte
Kontorer på 8 lokasjoner i Norge
4 internasjonale lokasjoner (UK, Danmark, Singapore og
Thailand)
•
I Harstad fra juli 2010:
• Flerfaglig ingeniørkontorer
• Ledelse og støttefunksjoner
• 23 lokalt ansatte med mål om 50+ ansatte
• Bidrag til tilflytting
I Hammerfest fra november 2005:
• Flerfaglig ingeniørkontor, ledelse og støttefunksjonen
og operatører
• 60 lokalt ansatte som bidrar til tilflytning fra inn- og
utlandet
• Målsetting om 80 – 100 ansatte
•
BIS Industrier
•
Morselskap: Bilfinger Berger, Tyskland, public company
– 67.200 ansatte, 67 mrd NOK i omsetning (2010)
•
BIS Industrier, Norge
– 2000 ansatte, 1.3 mrd NOK i omsetning (2010)
– Hovedkontor er i Sandnes
– Regionskontorer i Hammerfest, Bergen, Haugesund og Porsgrunn
•
BIS Industrier, Hammerfest
– Etablert i 2009 og 100% lokalt ledet
– Har ISO vedlikeholdskontrakten på Melkøya for 5 år + 3x2 år
– 60 ansatte i normal drift hvorav 28 er lokale (mål om 100 %)
– Ansatt egen lokal person for rekrutteringsarbeid
– Utfordrende med rekruttering innen yrkesfag
– 14 lærlinger i Hammerfest
– Under revisjonsstansen våren 2011 var 524 personer engasjert av BIS,
( 225 pers pr. uke), hvorav 27 lokale og resten i rotasjon
Troms Offshore Supply AS
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Hovedkontor i Tromsø
Årlig omsetning ca 250 mil NOK (2012)
250 ansatte, hvorav 180 fra Nord Norge
20 administrasjons ansatte i Tromsø
Ansatte i 28 nordnorske kommuner (Nordland, Troms og
Finnmark)
Gjennomgående operasjonell historie fra 1981
Selskapet restrukturert i 2005 og 2011
Total 15 skip på management
Bygger opp egen flåte med store Plattform Supply skip (PSV)
Selskapet eier 5 PSV, 3 i operasjon 2 under bygging (norske
verft)
Strategisk satsning mot en flåte på 10-15 skip
Antall ansatte vil gjennom organisk vekst og flåteekspansjon
øke til ca 450
MOMEK GROUP
•
•
•
•
•
•
•
Hovedkontor i Mo i Rana, og etablert 1998
Lokalt eiet
Totalleverandør til industri, landbasert og offshore innen vedlikehold & modifikasjon,
fabrikasjon og bygg
250 ansatte, i all hovedsak lokalt (regionalt) ansatte
Omsetning NOK 300 MNOK pr. år
Hoved-samarbeidspartner til Aibel for V&M på Norne (for Statoil)
– Momek andelen er ca. 50-60 årsverk
Ingeniørkontor i Harstad
– Skal videreutvikle dette til ca 50 ansatte, aktiv rekruttering i 2011-2012
Veksten i Nord er først og fremst drevet av bergverk, havbruk, fiskeri og petroleumsnæringen.
Momek Group er representert i disse bransjene, og forventer fortsatt vekst i disse fremover.
Momek Group har som visjon ӌ skape gode arbeidsplasser gjennom store utfordringer.
Gjennom sin satsning på trivsel og velferd vil Momek rekruttere de beste fagarbeiderne og
ingeniører innenfor sine definerte vekstområder
Utviklingen i Nord-Norge for perioden 2000 - 2009
Omsetning (mill. kr)
Ansatte
Prosentvis fylkesvis økning i omsetning
2000 - 2009
Nordland
Nordland
Troms
Troms
Finmark
Finmark
0
0
Referanse: Menon
200
400
600
1000
2000
Luva – Feltfakta og utbyggingsløsning
Funnår/Oppstart/Operatør
1997 / 2016/ Statoil
Reserver (utvinnbare)
Utgjøres av tre gassfunn; Luva-forekomsten, Haklang og Snefrid Sør.
Estimert utvinnbart er 40 - 60 milliarder Sm3 gass og ca 1 million Sm3
kondensat.
Utbyggingsløsning
Ligger i Vøring i Norskehavet ca 140 km nord for Norne og 300 km
vest for Bodø. Vanndybden er 1300 meter, og blir den dypeste
utbyggingen på norsk sokkel hittil. Spar FPSO flyter med 7
havbunnsbrønner (3 brønnrammer)
Brønnstrømmen vil gå i stål stigerør opp til flyteren for prosessering,
mens rikgassen eksporteres via Linnorm til Nyhamna i ny rørledning.
Kondensattlagring om bord og lasting og eksport fra shuttletankere.
Både stål stigerør og denne typen flyteren er nytt på norsk sokkel,
mens kondensatlagring er nytt på verdensbasis. Luva åpner et nytt
område i Norskehavet og konseptet tar høyde for framtidige
muligheter, funn og prospekter.
Totale investeringer
Investeringer og årlige driftskostnader er
under estimering
Kilde: Statoil og Oljedirektoratet
PL532 Skrugard
Funnår/Operatør
2011/Statoil
Reserver
(utvinnbare)
Estimerte volumer er 250 millioner fat o.e.
med et tilleggspotensial på ytterligere 250
millioner fat.Videre leteboring i lisensen er
under planlegging.
Utbyggingsløsning
Utbyggingskonsept er under evaluering.
Skrugard-funnet er lokalisert ca. 100
kilometer nord for Snøhvit-feltet sine
undervannssystemer, ca. 200 km nærmeste
øy i Finnmark og ca. 200 km fra Bjørnøya.
Design må tilpasses isingsfare, mørke og
værforhold.
Beredskap
Oljevern løsning er ikke valgt.
Funnbeskrivelse
Brønn 7220/8-1 er den første letebrønnen i
PL532. Tillatelsen ble tildelt i 20.
konsesjonsrunde. Brønnen påviste gass og
olje i Støformasjonen og olje i
Nordmelaformasjonen. Havdypet på
Skrugard er 373 meter. Boringen ble
gjennomført med «Polar Pioneer».
Totale investeringer
Utbyggingskonsept er under evaluering
Kilde: Statoil og Oljedirektoratet
Ringvirkninger - prognose
• 3.500 fra Nord-Norge jobber i oljeindustrien
• Ved å bygge ut petroleumsressursene i Nordland VI
og VII basert på OD sine ressursanslag forventes:
• Halvparten av alle ringvirkninger går til
regionen
• Ca 2.000 varige arbeidsplasser regionalt ferdig
utbygd
• Årlige driftsleveranser på 1.600 – 1.900
millioner kroner
• Skissert utviklingsløp med:
• Utredninger
• Leting (seismikk 8-10 uker, hver 2-3 år)
• Baseetablering med blant annet oljevern
• Utbyggingsfase ( > 4000 årsverk og 70 – 95
mrd i investeringer)
• Produksjon (ca 1200 arbeidsplasser)
• Full drift
* Basert på Statoil sine ringvirkningsstudier 2010 / Agenda
Regionale ringvirkninger
Driftsleveranser
(MNOK)
Arbeidsplasser
Industri-produksjon
459
50
Transport
130
130
0
70
Bygg og anlegg
553
390
Kommunal tjenesteyting
173
240
Oljevirksomhet
421
300
Forretningsmessig
tjenesteyting
128
160
Varehandel, hotell,
restaurant
Andre næringer
110
Konsumvirkninger
630
TOTALT
1864
2080
2. Teknologioverføring
Teknologioverføring fra olje og gass til medisin og vice versa Noen eksempler
• Forebygging av blodpropper = forebygging av
plugger i ledninger for oljetransport
• Landbaserte kommandosentraler for
offshoreanlegg = online eksperthjelp fra store
til små sykehus
• Sammenhengen oljekjemi/tilstoppingsfare =
sammenhengen kosthold/hjerte- og karsykdom
• Blodåre som revner kan være fatalt = sprekk i
transportledning er uønsket HMS-hendelse
• Seismikk (brukes ved oljeleting) = ultralyd
(brukes til fosterundersøkelser)
Referanse: SINTEF
Petroleumskunnskap anvendt på fremtidens
konsepter for offshore vind
KOMPETANSE OG TEKNOLOGI-UTVIKLING/-OVERFØRING
• Basiskompetansen fra prosjektgjennomføring, teknologi, konseptutvikling, prosjektering, bygging og
marine operasjoner bygget opp på norsk sokkel har vært en av forutsetningene for at Statoil og andre
aktører har gått tungt inn i offshore vind-prosjekter (havvindparker, flytende fundamenter osv.)
PROSJEKTGJENNOMFØRING BASERT PÅ ERFARINGER FRA NORSK SOKKEL
Leveranse av vindturbiner
Fabrikasjon - understell /dekk
Installasjon
Mer enn 30 norske aktører er allerede aktive i et internasjonalt marked i vekst
Drift
Teknologi og kunnskapsoverføring fra petroleumsindustri Geologi- og borekunnskap brukt for jordvarme-teknologi
• Norge har høy kompetanse innen boreteknologi og stor
geologiforståelse, og norske forskningsmiljø og industri bør
derfor være godt stilt for å utvikle nye og billigere
boreteknologier for brønner til jordvarme
• Stegvis teknologiutvikling med mål om kostnadsreduksjon
• Norwegian Center for Geothermal Energy Research
(www.cger.no) i Bergen, SINTEF/NTNU med flere.
• Rock Energy har et 5 MW anlegg med leveranse av
fjernvarme til Hafslund, Oslo med oppstart i 2012
• Boreteknologi er et satsingsområde for OG21, og dermed
kan man muligens se et sektoroverskridende fellesbehov for
å nå nye mål og etablere virksomhet
HUGIN: Kabelfri og autonom undervannsfarkost (AUV) for flere formål
•
Verdens første AUV for olje- og gass:
– Samtidig operasjon av «multiple survey»
sensorer
– Ekstrem nøyaktighet og lang rekkevidde
•
Ledende AUV system for militær minejakt
– Høyoppløselige akustiske og optiske
sensorer
– Automatiserte totalløsninger
•
Andre HUGIN AUV anvendelser:
– Marin forskning
– Hydrografi (kartlegging av havbunnen)
•
Videreutvikles for nye anvendelser:
– Miljøovervåking
– Rørinspeksjon
– Arktiske operasjoner
– Inspeksjon av undervannsinstallasjoner
Kilde: Kongsberg Maritime
Responsible and proactive response by the oil industry
• Holistic monitoring systems - in real time
• Life of field documentation of environmental status
• Integration into existing work processes and systems
3. Teknologiutvikling på norsk sokkel
OG21 – Den nasjonale teknologistrategien
Teknologiområdene
1. Energy efficient and environmentally sustainable technologies
2. Exploration and increased recovery
3. Cost-efficient drilling and intervention
4. Future technologies for production, processing and transportation
«Med de gode erfaringene vi har høstet fra OG21,
Petromaks- og Demo 2000-programmene, mener
KonKrafts Råd at de statlige FoU bevilgningene til
petroleumsforskning må løftes til et nivå på minst 600
millioner per år i fire år for å sikre nye produkter og
høy eksportandel. Dette er investeringer til inntekts
ervervelse for landet.»
Sitat: KonKraft rådsmøte Nov’2010
Undervannskompresjon: 10-årets viktigste IOR-teknologi?
•
For den modne delen av norsk sokkel blir effektiv
lavtrykksproduksjon meget viktig fremover
•
Produksjonen opprettholdes ofte ved at trykket i
brønnstrømmen økes ved pumping (olje) eller
kompresjon (gass)
•
Undervannskompresjon:
– Mer energieffektiv enn kompresjon på
mottaksplattform, og bedre utvinningsgrad
– Kostnadsbesparende ift bygging av egen
kompresjonsplattform
– Sikrer, stabil og sikker drift (slugg-fri strøm)
– Ny teknologi - aldri benyttet før
– Utvikling og kvalifisering av undervanns
kompressorer pågår for Ormen Lange, Åsgard og
Gullfaks. Deretter relevant for andre felt
– Lavere driftskostnader og HMS-risiko
– Norsk leverandørindustri i førersetet og et stort
eksportpotensial
Tyrihans – Verdensrekord i flerfasetransport
og trendbrytende teknologi
•
Injeksjon av ubehandlet sjøvann for
trykkstøtte i reservoaret
– Gir 10 % økt utvinning
– 5 MW injeksjonskapasitet
tilsvarende 17.000 m3/dag
•
43 km: Verdens lengste flerfaseledning
for brønnstrøm fra oljefelt
•
Verdens lengste rørledning med
direkte elektrisk oppvarming (DEH)
for å unngå hydratplugging av
rørledningen
Pumper 2,5 MW
Kontroll-system
“Manifold”
Ormen Lange subsea gasskompresjon
Trykket i gassrørene må økes for at gassen skal strømme til land i tilstrekkelige mengder når
reservoartrykket har sunket etter den første driftsfasen. Som et alternativ til en flytende innretning, startet
lisenspartnerne i 2006 et stort pilotprosjekt for å modne og kvalifisere gasskompresjon på havbunnen.
2006-2012 Ormen Lange pilot
Utvikling, bygging og testing av ett subsea
kompresjonstog i full skala
Integrasjonstest av komponenter ble utført
frem til sommeren 2011 ved Aker Solutions i
Egersund
Fullskala subsea testing utføres i basseng på
Nyhamna fra slutten av 2011(bildet over)
Potensielt: 2012-2019 Subsea kompresjon på
feltet
Subsea kompresjon er et alternativ til flytende
kompresjonsplattform hvis piloten er vellykket
To kompressortog installeres på havbunnen 120 km
ut i havet fra Nyhamna. Kompresjon også på
Nyhamna fra 2016
Alt utstyr blir designet for drift på 860 m havdyp
Opp til 45 millioner Sm3 gass per dag kapasitet
(krever 30 MW elektrisk kraft tilført fra land)
Undervanns prosessering
•
For å legge til rette for ytterligere økning i
utvinningsgrad for moden del av norsk sokkel, vil
effektive prosesseringsanlegg under vann være et viktig
tiltak.
•
Undervanns-prosessering
– Effektiv behandling av økende mengder produsert
vann
– Økt utvinning ved lave reservoartrykk
– Mulig løsning for problemet med dannelse av
hydrater
– Mer energi-effektiv enn prosessering på
mottaksplattform
– Kostnadsbesparende på eksisterende anlegg hvor
plass- og vektbegrensninger foreligger
Alternativet er å bygge ny prosessplattform
•
Norsk leverandørindustri i førersetet
– Flere undervanns-prosesseringsanlegg produsert
og levert både på norsk sokkel og internasjonalt
•
Tordis er det første kommersielle havbunnsanlegg i
verden som skiller olje og vann fra havbunnsbrønner
4. Suksesshistorier
Fosnavåg i Herøy kommune Økt petroleumsaktivitet og opprettholdt fiskeri
År
1992
2011
Innbyggere (Herøy kommune)
8200
8400
Offshore skip, drift fra Fosnavåg
10
90
Havfiskebåter, drift fra Fosnavåg
30
25
Rederiansatte (sjø og land)
700
2700
Flåteverdi (mrd kr)
1,5
35,0*
*: Ca. 120 fartøy i 2011
Kilder: SSB og Maritimt Forum
Maritim klynge, Møre og Romsdal
Over 80 % av samlet omsetning til petroleums-sektoren
Skipskonsulenter
15 bedrifter
Omsetning: 750 mill kr
Resultatgrad: 23,5 %
Årsverk: 454 (18 innleie)
Rederier
17 rederier
Omsetning: 11,5 mrd kr
Resultatgrad: 12,7 %
Årsverk: 6 830 (6283 sjøfolk)
For 2010: Ca 18.000 årsverk
og 45 mrd i omsetning
Leverandører
160 bedrifter
Omsetning: 17,9 mrd kr
Resultatgrad: 5,1 %
Årsverk: 6 975 (950 innleie)
Kilde: Møreforskning
Skipsverft
14 verft
Omsetning: 13,2 mrd kr
Resultatgrad: 6,3 %
Årsverk: 3 767 (1 957 innleie)
Bergensregionen (2009)
•
221 mrd i omsetning
•
72 mrd i verdiskaping
•
27 000 ansatte og 1 350 bedrifter
•
60 % av Statoils olje- og gassaktivitet på
norsk sokkel drevet fra Bergen
•
Forsyningsbaser, terminaler,
logistikksentre, havner og verft
•
TCM (senter for CO2-fangst)
•
Mange aktører innen for eksempel
seismikk/instrumentering, undersøkelse
og produksjon, engineering, fabrikasjon,
installasjon, drift osv.
Kilde: Bergen Næringsråd
Olje- og gassnæringen i Bergensregionen (2009)
Operatører: Statoil
Kilder er Bergen Næringsråd og HOG
Petroleumsvirksomheten som kom til Sotra –
Ågotnes før og nå
År
1972
2010
Innbyggere, Fjell kommune
7204
22 000
Arbeidsplasser, Fjell kommune
1400
12 000
Antall bedrifter, Ågotnes
3
130
Antall bedrifter, Straume
1
600
ukjent
1000
Antall bedrifter totalt
Sotra har i dag:
• > 32000 innbyggere
• > 12000 arbeidsplasser
• > 1000 bedrifter innen:
• Petroleum og industri
• Fiske og havbruk
• Bygg og anlegg
• Varehandel
• Service og reiseliv
Hovedaktiviteter er forsyningsbase for store felt, vedlikehold og
klassing av skip og rigger og subseamiljø innen drift og vedlikehold
Kilde: Coast Centre Base (CCB)
Petroleumsvirksomheten i Rogaland –
Et bredt fotavtrykk i verdikjeden
Seismikk og leting – 84 mrd NOK
Øvrig: 54 %
Rogaland: 46 %
Feltutvikling – 162 mrd NOK
Operasjon – 50 mrd NOK
Øvrig: 79 %
Øvrig: 55 %
Rogaland: 21 %
Rogaland: 45 %
•
37 Oljeselskap har norsk hovedkontor eller avdelingskontor i Rogaland
•
233 selskaper i oljeservice og leverandør segmentet med til sammen 44 000 ansatte
•
Spesielt sterke segmenter innen:
• Brønn og Boring
• Vedlikehold og modifikasjon
• Petro-maritime tjenester
Referanse: Greater Stavanger
Teknologibyen Kongsberg
Stor, global og allsidig klynge av teknologibedrifter der oljeog gassindustrien har vært en av hovedmotorene i
utviklingen
Kongsberg-industrien (2011)
• Samlet omsetning ca. 37 mrd NOK (ca 50 % sub-sea/
maritimt)
• Ca 85% av omsetningen utenfor Norge
• Ca 3 mrd årlig på forskning, utvikling og innovasjon
• Ansatte lokalt er 6.500, og 23.000 globalt
• Tilstede i ca 200 lokasjoner i over 40 land
• Tilstede i 17 fylker, og kjernekompetanse er «systems
engineering»
• > 70% med høyskole/universitetsutdannelse
5. Leverandørindustrien
Norske offshore-klynger
God utvikling i Nord-Norge
Ca. 4000 ansatte (
leverandører+ oljeselskap)
Fabrikasjon/fornybar
Ca 2500 ansatte
Maritime klynge/
Offshore-service
Ca 19000 ansatte
Leverandørindustrien:
• Over 100 000 direkte ansatte
• ca. 2 000 bedrifter
• 240 mrd NOK i omsetning (hvorav 118
mrd internasjonalt
• Sysselsetting relatert til olje- og gassvirksomhet i 415 av landets 430
kommuner
Engineering / management
Ca 7 000 ansatte
FPSO - klynge
Ca 1150 ansatte
Drift/vedlikehold
Ca 18000 ansatte
Offshore-verksteder
Ca 5 000 ansatte
Boring/brønn
Ca 28 000 ansatte
Subsea/maritimt
Ca 6 200 ansatte
Node/boreutstyr
Ca 6 250 ansatte
Referanser: Menon og SSB
*
FMC Technologies, Kongsberg
• Ansatte: 11 500 globalt, hvorav 3500 i Norge
• Omsetning, subsea systems: 10 mrd NOK
• Global omsetning: 25 mrd NOK
Aker Solutions, Fornebu og Tranby
• Ansatte i Norge: 18 000, hvorav 2163 i
subseadivisjonen i Norge
• Omsetning, subsea systems: 13 mrd NOK
Salg
Markedsandel
Ventiltrær
GE O&G, Sandvika, Bærum
• Ansatte: 12 000 globalt innen olje og gass, hvorav
800 i Norge
• Omsetning, subsea systems: 2,5 mrd kr
* I tillegg har aktørene aktiviteter i andre deler av olje og gass-virksomheten
Geografisk strekker aktivitet seg til Gardermoen-området også
Norwegian Offshore & Drilling Engineering (NODE) Næringsklynge innen olje- og gassnæringen på Sørlandet
•
•
•
•
•
•
NODE ble etablert som ARENA 01.01.2006 og som NCE 01.01.20105
Næringsklynge med ca. 50 bedrifter og 9 000 ansatte
Produkter til det globale offshore markedet, med spisskompetanse innen:
– Boresystemer
– Bølgekompenserte kransystemer
– Laste-, losse- og forankringssystemer
– Komplette plattformsløsninger.
Omsetning i 2012 ca 45 MRD NOK, og ordrereserver på ca 95 MRD
95 % av omsetningen i NODE-bedriftene er eksport, og eksporten utgjør ca. 1/3
av den norske eksporten av olje- og gassutstyr
Ca. 60 % ingeniører, bedriftene har blitt et ledende høyteknologisk miljø nasjonalt
og internasjonalt
Foto: Cargotec, APL, Sevan Marine, Aker Solutions og National Oilwell
Beleggsoversikt for utvalgte leverandører i petroleumsindustrien
Februar 2011
30 olje & gass leverandørbedrifter
Basert på 19.000 egne ansatte
Pr. februar 2500 innleide i tillegg
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Juli 2011
26 olje & gass leverandørbedrifter
Basert på 21.750 egne ansatte
Pr. februar 5800 innleide i tillegg
1. halvår 2011
2. halvår 2011
2. halvår 2011
1. halvår 2012
1. halvår 2012
2. halvår 2012
2. halvår 2012
1. halvår 2013
94
82
61
2010-2012
51
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
90
77
68
58
2011-2013
45
6. Maritim sektor
Lokalisering av de maritime
olje- og gassrederiene
12 fylker – 91 norske og utstyrsleverandører
Ankerhåndteringsfartøyet «Norman Prosper»
Bodø
• Norske offshorerederier eier og driver den mest
avanserte offshoreflåten i verden
• For hvert offshoreskip som bygges i Norge, skapes
hundrevis av arbeidsplasser, spesielt langs norskekysten.
Byggingen av ankerhåndterings-fartøyet ”Normand
Prosper” er ett eksempel
• Skipet ble levert 9. april 2010 fra STX Norway
Offshore i Brattvåg til Solstad Offshore ASA i
Skudeneshavn
Ålesund
• Skipet er designet av STX Europe, og under tester har
skipet oppnådd en trekkraft på hele 338 tonn og en
fart på 18,9 knop
• Fartøyet er godt egnet for operasjoner på dypt vann
verden over
Bergen
Haugesund
Oslo
Kristiansand
7. Feltutbygginger
Ormen Lange - Sysselsetting, ringvirkninger og teknologi
Driftsorganisasjon på Nyhamna i Aukra kommune med ca 500 direkte sysselsatte, og over 1000
inkludert ringvirkninger på Nyhamna.
Totale effekter for Molderegionen i utbyggingsfasen (2004-2007) er beregnet til 1,6 milliarder kroner.
Anvendelsen av flerfaseteknologi på Troll feltet alene er estimert til innsparte investerings- og
driftskostnader på ca 30 milliarder av Statoil. (innspart etter ca 2 driftsår!) Flerfaseteknologien er basis
for store kontrakter til norsk leverandørindustri og har gjort ilandføring og prosessering på landanlegg
mulig (Troll, Ormen Lange, Snøhvit osv). Det betyr flere milliarder i sparte utbyggingskostnader og
flere hundre millioner årlig i reduserte driftskostnader i forhold til full utbygging til havs.
Kilder: Møreforskning, Shell, Statoil og Oljedirektoratet
Ormen Lange – Feltfakta og utbyggingsløsning
Funnår/Oppstart/Operatør
1997/2007/A/S Norske Shell
Reserver (opprinnelig utvinnbare)
301,7 milliarder Sm3 gass
18,6 millioner Sm3 kondensat
Total investeringer
Antatt 72,1 milliarder NOK (2010 kroner)
Årlige kommunale skatteinntekter
130 millioner NOK
Utbyggingsløsning
24 brønner fra 4 havbunnsrammer, reservoaret dekker et
område 40 km langt og 8-10 km bredt
Teknologi
Eksport til UK gjennom verdens lengste undersjøiske
gassrørledning (1200 km). På produksjonstopp: 20 % av
Storbritannias gassbehov
Kilder: Shell og Oljedirektoratet
Gjøa – Hovedkontrakter, utbyggingen og teknologi
Verdens eneste flyte-plattform med strøm fra land (elektrifisert)
70% av arbeidet er utført i regi av lokale og norske aktører: Stigerørsmodulen ved Aker
Egersund, boligmodulen ved Apply Leirvik, prosessanlegget ved Aker Solutions Stord og
skroget hos Samsung Heavy industries i Korea. Ca 20 millioner arbeidstimer er gjennomført
totalt.
Ca 25 km rørledning og mer enn 60 oppkoblinger ble gjort for Gjøa i 2010.Vekt av
plattformdekk på 22000 tonn, og plattform areal på 110x85 meter. Skal produsere i 15 år.
Produksjonsstart 7. november 2010 for Gjøa og 2. desember for Vega (havbunnsinstallasjon
knyttet til Gjøa)
Kilde: Statoil
Gjøa – Feltfakta og utbyggingsløsning
Funnår/Oppstart/Operatør
1989/2011/
Statoil (utbygging)/GDFSUEZ(drift)
Reserver (opprinnelig utvinnbare)
40 milliarder Sm3 gass og drøyt 10 millioner Sm3 olje og
kondensat
Utbyggingsløsning
Gass i rørledning til St. Fergus, oljen går i rørledning til
Mongstad.
Halvt nedsenkbar produksjons-plattform og fem
brønnrammer på havbunnen
Totale investeringer
Ca. 40 milliarder NOK (2010 kroner)
Kilde: Statoil og Oljedirektoratet
Ekofisk-området – videreutvikling for 40 nye år
•
Ny boligplattform og feltsenter er under
bygging mens planer for Ekofisk Sør og
Eldfisk II er til myndighetsgodkjenning
•
Investeres ca. 100 milliarder kroner for å
forberede 40 nye år
•
Verdiskaping for 1791 milliarder 2010-kroner
i Ekofisk-området
Ekofisk videreutvikling – Feltfakta og utbyggingsløsning
Funnår/Oppstart/Operatør
1969-1971/2013-2015/ConocoPhillips
Tilleggsreserver Ekofisk Sør
og Eldfisk II
60 – 75 millioner Sm3 oljeekvivalenter
Total investeringer (inkluderer
nytt feltsenter, med mer)
Antatt 75 - 100 milliarder NOK (2010 kroner)
Norsk andel av investeringer og drift 60-70 prosent
Utbyggingsløsninger
Tre nye plattformer, to sjøbunnsrammer, oppgraderinger, permanent
seismisk system, 86 brønner og 682 senger.
Siden første utbygging er sju andre felt i Ekofisk-området funnet og
bygd ut, Ekofisk er det største industriprosjektet i Norge, markerte
starten på oppbygging av norsk petroleumsindustri og er i dag
Norges mest-produserende oljefelt
Transportløsning
Råolje og NGL i rørledning til Teesside, UK og
gass i rørledning til Emden, Tyskland.
Teknologi
Permanent fiberoptisk seismikksystem, korrosjonsbestandige
materialer, integrerte operasjoner, energieffektivisering,
kraftsamkjøring og moderne teknologi for vannrensing
Kilde: ConocoPhillips
Gudrun – Ringvirkninger, kontrakter og sysselsetting
Verdiskapning estimert til 13 mrd NOK totalt hvorav over 70% til den norsk stat, og ca.
33000 årsverk totalt i bygge- og driftsfasen
Totale årlige sysselsettingsvirkning i driftsfasen er ca. 500 MNOK/år fordelt på
konsumvirkninger, indirekte og direkte produksjonsvirkninger.
De beregnede norske leveransene er på nær 11,3 milliarder 2008-kroner og fordeler seg i
hovedsak over i perioden 2010 til 2014.
De største kontraktene er EPCI på topside tildelt Aibel (ca 2,7 mrd NOK), jacket tildelt
Aker Verdal (ca 450 MNOK) og Sleipner ombygging til Aker Solutions (ca. 900 MNOK).
Kilde: Statoil
Gudrun – Feltfakta og utbyggingsløsning
Funnår/Oppstart/Operatør
1974-1975 /2014/Statoil
Reserver (opprinnelig
utvinnbare)
11.2 millioner Sm3 olje + kondensat,
6.6 milliarder Sm3 gass og 1,4 tonn NGL
Utbyggingsløsning
Reservoardyp på 4000 – 4800 meter, vanndybde ca. 1100 meter
og HTHP reservoar (som for Kristin og Kvitebjørn). Selvstendig
plattform med delvis prosessering av olje og gass som går videre
til Sleipner for CO2 fjerning og olje og kondensat til Kårstø.
Forsynes med strøm i sjøkabel fra Sleipner
Total investeringer
Ca 20 milliarder NOK [2010], på topp investeres 880
MNOK/måned. Hovedkontrakter: Plattformunderstell til Aker
Solutions Verdal, plattformdekk til Aibel, modifikasjonsarbeid på
Sleipner til Aker Offshore Partner og boring av brønner til
Seadrill
Kilde: Statoil og Oljedirektoratet
8. Fakta-ark
Rekruttering og kompetanse
«Rekruttering til realfag og relevante yrkesfag for så vel petroleumsbransjen som
for annen kompetansekrevende industri er en utfordring vi må møte for å
beholde landets konkurransekraft. Rekruttering til oljenæringen lider ekstra av at
det gis et feilaktig bilde av en olje- og gass næring på hell og under avvikling. Alle
gode krefter må gå sammen om å vise helheten og framtidsutsiktene for næringen.
Selv med dagens kunnskap og teknologi vil aktiviteten på norsk sokkel være en
vesentlig del av norsk næringsaktivitet i de neste 50 til 100 årene. Det kreves
kompetanse og kreativitet også fra nye generasjoner for å utnytte våre
naturressurser på en bærekraftig måte. Med dette utgangspunktet ønsker
organisasjonene innenfor KonKraft å invitere Regjeringen til en dialog om hvordan
ungdommens utdanningsvalg kan påvirkes, og rekrutteringen til relevante yrker
kan sikres.»
Sitat: KonKraft Rådsmøte Nov’2010
Koraller - Lophelia pertusa
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Koraller ble betraktet som en svært sårbar og sjelden naturtype (HFN St.meld. 37, 20082009, side 33)
Tidligere anslått: 30-50 % av norske korallrev er skadet eller ødelagt av bunntråling (HFN,
side 26, kap 3.2.2.)
Nå: HI har ikke observert skade på korallrev som følge av petroleumsaktivitet (Forum for
miljøovervåking den 20. okt 2010)
600 korallrev kartlagt i norske farvann, antatt ca 6000 rev totalt (Forum for miljøovervåking
den 20. okt 2010)
HI hevdet: utslipp av borkaks kan påvirke korallene negativt innenfor en radius på 500 meter
fra utslippspunktet (Træna- og Morvin-undersøkelsene)
CORAMM-prosjektet (Universitetet i Bremen) konkluderte:
• Lophelia fjerner partikler og borkaks svært effektivt
• Overlever svært lenge uten mat (mer enn 6 måneder er mulig)
• Skade på koraller etter langtidseksponering for kaks er usannsynlig
• Respirasjonen endres lite under eller etter partikkeleksponering
Lophelia er tilpasningsdyktig i forhold til eksponering for borkaks
Lophelia må betraktes som relativt robust og ikke spesielt sjelden
Det gjennomføres omfattende forundersøkelser for å kartlegge mulige korallforekomster der
det planlegges petroleumsaktivitet
• Beste-praksis veileder er under utarbeidelse
Ren produksjon fra norsk sokkel og gass
i en global sammenheng
•
Ca 3 % av den norske gassproduksjonen forbrukes for å
produsere og eksportere gass fra norsk sokkel. Dette gir utslipp
av ca 14 millioner tonn CO2 per år.
•
EU har som strategi at gasskraft skal erstatte kullkraft. Kullkraft gir
om lag dobbelt så høyt CO2-utslipp per kWh som gass.
•
Dersom dagens gasseksport erstatter kull, kan Europas utslipp
reduseres med ca 300 millioner tonn CO2. Dette er mer enn 6
ganger hele Norges totale CO2-utslipp
Referansene er EWEA, Platts PowerVision og OLFs Miljørapport 2010
Helse, arbeidsmiljø og sikkerhet
•
Petroleumstilsynets årlige gjennomgang av risikonivået på norsk sokkel (RNNP) viser at
risikoen for storulykker har blitt redusert de siste årene
•
40 års erfaring fra virksomhet på norsk sokkel og systematisk arbeid med
risikoreduksjon skal ytterligere videreutvikles for å minimalisere risikoen for
storulykker
Høy oppmerksomhet
• Å unngå skader på mennesker, miljø og materiell har en egenverdi i seg selv
• Ulykker i petroleumssektoren kan få svært store konsekvenser., og derfor må
petroleumsindustrien være i en høyere divisjon enn andre bransjer
• Næringen er avhengig av tillit hos myndigheter, tillitt fra ansatte og tillitt i samfunnet for
øvrig
• Det er bedriftsøkonomisk lønnsomt å unngå skader og ulykker
Treparts-samarbeidet
• Samarbeid mellom industri, fagforbund og myndigheter bidrar til det høye HMS-nivået i
næringen
• Treparts-samarbeidet er formalisert gjennom blant annet Sikkerhetsforum og
Regelverksforum
Helse, arbeidsmiljø og sikkerhet:Viktigste satsingsområder
•
Kontinuerlig og målrettet arbeid for å redusere risikoen for storulykker gjennom fokusområdene:
– Redusere antall hydrokarbonlekkasjer
– Brønnhendelser
– Unngå skip på kollisjonskurs
•
Redusere antall alvorlige personskader
•
Redusere antall fallende gjenstander
•
Forbedre risikohåndtering i forbindelse med arbeidsmiljøspørsmål, for eksempel kjemisk
arbeidsmiljø
•
Opprettholde den positive utviklingen i de ansattes oppfatning av helse-, sikkerhets- og
arbeidsmiljøforhold i næringen
NOx-fondet
o Fiskal NOx-avgift siden 1.1.2007
o Fondet er basert på en avtale fra 2008 mellom MD og
14 næringsorganisasjoner
Tilsagn om støtte fordelt på ulike
sektorer
Eget styre, og bedriftene signerer en tilslutnings erklæring
•
Tilsluttede virksomheter oppnår avgiftsfritak fra
den fiskale NOx-avgiften
•
Ca 650 virksomheter tilsluttet, alle operatører
med drift på sokkelen og > 1700 skip
Fondet disponerer ca. 1,8 mrd kr
•
Tilsagn om støtte til 540 prosjekter med forventet
NOx-reduksjon på ca. 23 000 tonn. 2/3 av
innbetalingene er fra olje- og gass-sektoren
•
Ventet å utløse tiltak og aktivitet i
leverandørindustrien på mer enn 5 mrd NOK i
Norge
NOx-fondet har effektivt bidratt til
•
at Norge oppfyller Gøteborg-protokollen for NOx
•
teknologiutvikling, ny næringsvirksomhet og
konvertering til LNG på skip
Avtalen er forlenget til 2017
Full City
•
•
31. juli 2009 grunnstøtte lasteskipet Full City
utenfor Langesund i Telemark. 300 m3
bunkersolje lekket ut.
De mest omfattende studiene av effekter
noensinne etter oljeutslipp i Norge ble
igangsatt. Konklusjoner fra disse i fremlagte
rapporter høst 2010 er:
– Sjøfugl: Ærfugl mest rammet (ca 18002000 ærfugl døde). Ingen skade på
bestanden
– Strandplanter: Ingen endring i
forekomst året etter
– Fjæresonen: Små og ubetydelige
effekter
– Ålegress-enger: Ingen skade påvist
– Sedimenter: Ubetydelige påvirkning,
ikke forhøyede nivåer av olje etter
vinteren
– Fisk: Ingen endring i dødelighet på
oljepåvirkede lokaliteter
– Mattrygghet: Forhøyet nivå av PAH i
blåskjell etter utslippet. Mat-tilsynet
friskmeldte blåskjell til konsum i mars
2010
– Friluftsliv: Akutt negative virkninger, men
kortvarige for båtliv, turgåing og bading.
– Reiseliv: Små virkninger
•
Erfaringer gjort etter forliset av Server ved
Fedje i januar 2007 og av Rocknes i januar
2004 er sammenlignbare med observasjonene
etter Full City
Risikoreduksjon ved leteboring med dagens metoder
•
Analyse av risikoen ved leteboring i Nordland VI («Operato-rapporten»)
– Formål: Vurdere den risikoreduserende effekten av dagens forebyggende tiltak sammenlignet
med statistisk sannsynlighet for utblåsning
•
Analysen ble gjennomført ved hjelp av to scenarier
1. «Statistisk standard» der man benytter sannsynligheten for en utblåsning funnet ved hjelp av
SINTEFs databaser, gjennomgått av Scandpower (lik det som ble benyttet i
Forvaltningsplanen for Barentshavet)
2. ”Dagens standard” hvor man implementerer gevinsten av risikoreduserende tiltak inkludert
nytte/kost-vurderinger lik det man gjør ved dagens leteboringer (2010)
•
Konklusjoner i rapporten:
– SINTEF-databasen inneholder 22 utblåsninger i Mexicogolfen, én på britisk sokkel (1998,
HTHP) og ingen på norsk sokkel siste 20 år (1987 - 2007)
– Scandpowers gjennomgang viser at sannsynligheten for utblåsning fra leteboring har blitt
redusert med vel 70 prosent de siste 10 årene
– Dagens tiltak reduserer miljørisikoen ytterligere med nær 65 prosent (NB: effekten av
oljevernberedskap er ikke tatt med her)
Deepwater Horizon-ulykken i Mexicogolfen – ingen miljøkatastrofe
•
Deepwater Horizon:
– Eksplosjon 20. april 2010 - 11 mennesker mistet livet
– Lekkasjen stanset 15. juli – varighet 87 døgn
– Mengde råolje: 4,9 millioner fat, tilsvarer ca 650.000 tonn
•
Hva skjedde med oljen:
•
Miljøeffekter:
– Antall døde sjøfugl sammenlignbart med Full City havariet i Norge
– Ingen effekter påvist på bestander av sjøfugl, sjøpattedyr eller fiskebestander
– Økte fiskefangster ett år etter (2011) sammenlignet med tidligere år
– Ingen spor av olje eller kjemikalier i fisk
– Naturlig nedbrytning av oljen i vannmassene tilsvarte utslippsraten per døgn
– Vanntemperatur i dette dypet tilsvarer forholdene ved Lofoten Vesterålen vinterstid
Redusert miljørisiko på norsk sokkel
•
Utviklingen i miljørisikoen på norsk sokkel:
– Sannsynligheten for utblåsning fra leteboring har blitt redusert med vel 70 prosent de siste
10 årene
– Dagens standard innen teknologi og prosedyrer reduserer miljørisikoen ytterligere med nær
65 prosent (NB: effekten av oljevernberedskap er ikke tatt med her)
– Antall akutte utslipp av råolje fra alle hendelser på norsk sokkel ble mer enn halvert i
perioden 2001-2004. Etter å ha vært omtrent konstant i perioden 2004-2009, ble antallet
videre redusert i 2010.
•
Referanser:
– DNV 2010: «Operato-rapporten»: Sammenlignet utviklingen i utslippsfrekvenser siste 20 år
og sannsynlighet for
– Ptil 2011: «Utvikling i risiko for akutte utslipp på norsk sokkel 2001-2010», Risikonivå i
norsk petroleumsvirksomhet - RNNP-rapport
Miljøovervåking
•
Operatørene på norsk sokkel overvåker havmiljøet nøye, og med
etterprøvbare metoder for å vise miljøutviklingen over tid
•
Sedimentovervåking siden 1973
•
•
•
Siden 1996 med overvåking av hvert felt i hver region hvert tredje år.
Utslipp av borkaks med rester av oljebaserte borevæsker ga tydelige
effekter, og ble forbudt tidlig på 90-tallet. Effektene av utslipp av borkaks
ved vannbasert borevæske er små og begrenset til 50-100 meter fra
utslippspunktet [Miljøovervåkingsdatabasen, MOD]
Vannsøyleovervåking siden 1993
•
Tilstandsovervåking skal dokumentere om fisk er påvirket av
forurensing. Ikke påvist oljekomponenter i fisk som brukes til konsum.
Forhøyet nivå i enkelte «biomarkører» hos hyse. Betydningen er ikke
kjent
•
Effektovervåkingen gjøres ved bruk av fisk og blåskjell i bur i ulik
avstand fra utslippspunktet. Moderate utslag i enkelte biomarkører,
avtakende med avstand fra utslippspunktet. Ikke effekter på bestander
under realistiske dose og eksponeringsforhold.
Miljøovervåkingen på norsk sokkel har ikke påvist alvorlige miljøeffekter
verken på havbunnen eller i vannsøylen som følge av petroleumsvirksomheten
Oljevernberedskapen på norsk sokkel
•
Forebyggende tiltak
– Tiltak som forebygger at uønskede hendelser skal
inntre kalles ofte «Barriere 0»
– Petroleumstilsynets analyser viser at antall akutte
utslipp er halvert de siste årene som følge av
etablering av gode sikkerhetsrutiner på norsk sokkel
•
Konsekvensreduserende tiltak = Oljevernberedskap
– Basert på opptak av oljen fra overflaten, men
dispergering kan også benyttes
– Havgående beredskap, «Barriere 1 og 2»
• 25 havgående fartøy med fullt NOFO-utstyr
om bord
• fem baser med utstyr og personell
• kontinuerlig overvåking med satellitt.
Beredskap i kyst- og strandsonen,
«Barriere 3 og 4»
– Betydelig innsats for å bedre
denne de siste årene som følge av
aktivitet nærmere kysten.
– Tett samarbeid med kommunal
beredskap og i god
kommunikasjon med Kystverket
Utvikling av oljevernberedskapen
Oljeselskapene og NOFO har de siste årene satt i gang en rekke tiltak for å bedre
oljevernberedskapen:
• Oljevern 2010 (NOFOs teknologiutviklingsprogram): Ca. 100 MNOK til utvikling av nye oljelenser
med bedre effekt i høye bølger og sterk strøm, bedre kyst- og strandsoneberedskap, samt
forbedret teknologi for oppdagelse og overvåking av oljeflak i mørke og dårlig sikt
•
SINTEF-prosjekt: Hva skjer med ulike typer oljer ved stranding og hvilke
strandrensemetodikker kan anvendes? Implementering av denne kunnskapen i modeller
•
Bruk av fiskefartøy: I tilknytning til aktiviteten i Finnmark er kystnær oljevernberedskap bedret
betydelig gjennom dialog mellom lokale aktører, industri og Kystverket. Dette gjelder blant
annet bruken av fiskefartøyer i kystnær beredskap. Positiv effekt på ringvirkninger og
sysselsetting.
•
Bedre kompetanse i det kommunale beredskapen. NOFO har støttet Norges Brannskole i
Tjeldsund i Nordland ved etablering av opplæring og utviklingen av kurs innen
oljevernberedskap
•
Etablering av spesialteam med kompetanse innen strandaksjoner og -rensing. Består av vel 50
personer som kan rykke ut på kort varsel. NOFO er i ferd med å forsterke teamet med
ytterligere 10, hvorav 5 fra hver av kommunene Hasvik og Måsøy
•
Utvikling av ny teknologi for å detektere oljeflak i mørke og dårlig sikt (Securus/Aptomar)
9. Nøkkeltall og det globale perspektiv
Olje-etterspørsel i de tre scenarioene
I «New Policy Senario» er alle lovnader om tiltak fra København lagt inn i 450 ppm (2°C
senarioet), og det er fremdeles stor olje etterspørsel
1,4 mrd. mennesker er uten tilgang til elektrisk energi i 2009
I ”New policy senarioet” er prognosen 1,2 mrd. i 2030
Petroleum dominerer norsk energiproduksjon
I 2009 var energimengden i norsk
petroleumsproduksjon (målt i TWh) nær 19
ganger større enn energimengden i norsk
vannkraftproduksjon
1 Sm3 oljeekvivalent = 35 500 MJ = 9862 kWh
Kilde: SSB og Oljedirektoratet
Verdiskapning og velferd - petroleumsvirksomhetens andel
av sentrale størrelser i norsk økonomi i 2011
Statens inntekter
Bruttonasjonalproduktet (BNP)
30,4%
23,1%
Samlede bruttoinvesteringer
Samlet eksport
50,0%
25,6%
Kilde: SSB og Finansdepartementet
1) Omfatter olje, gass og rørtransporttjenester
Årlig ressurstilvekst og produksjon på sokkelen (Millioner Sm3 o.e.)
Kilde: Oljedirektoratet
Investeringsprognose for norsk sokkel fordelt etter type påløpt
kostnad (milliarder 2011-kroner)
200
180
160
Letevirksomhet
140
Annet
120
Fjerning
Rør og landanlegg
100
Prosessanlegg
80
Plattformer
60
Undervannsanlegg
Brønner
40
20
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016
Kilde: Econ Pöyry/OLF
84
Driftskostnader på norsk sokkel
Milliarder 2010-kroner
85
Historisk utvikling i driftskostnad per fat o.e.
140,00
NOK per produsert fat o.e.
120,00
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
0,00
Driftskostnad per produsert fat (løpende NOK)
Driftskostnad per fat (KPI-justert til 2009-NOK)
Kilde: Oljedirektoratet
Eksport/internasjonalt salg fra leverandørindustrien for 2009 –
Norges neststørste eksportnæring (etter råvarene olje og gass)
2011:
165 mrd
Norske offshorebedrifters
samlede omsetning:
316 mrd NOK
Petroleumsrettet:
244 mrd
Øvrig:
72 mrd
Norske offshorebedrifters
petroleumsrettede
omsetning:
244 mrd NOK
Internasjonalt:
118 mrd
Norsk:
126 mrd
2011:
107 mrd
Kilde: Menon
Norske offshorebedrifters
internasjonale salg:
118 mrd NOK
Eksport:
80 mrd
2011:
58 mrd
Datterselskaper i
utlandet:
38 mrd
Næringenes andel av verdiskapingen
Bruttoprodukt i prosent av samlet BNP
88
Feltinvesteringer på norsk sokkel
Historisk utvikling og prognose
Referanse: OLF
89
Total petroleumsrelatert sysselsetting fordelt på regioner (Menon 2012)
60
50
40
30
20
10
0
Olje- og gassselskaper og førsteordens sysselsetningseffekt
90
Andre- og høyereordenes sysselsetningseffekt