Ormen Lange – Feltfakta og utbyggingsløsning
KonKraft fakta-bokser og fakta-ark om petroleumsbransjen Versjon pr. 11. desember 2012 1. Teknologioverføring 2. Teknologiutvikling på norsk sokkel 3. Suksesshistorier 4. Leverandørindustrien 5. Maritim sektor 6. Feltutbygginger 7. Noen viktige aktører i nord 8. Nøkkeltall og det globale perspektiv 9. Øvrige fakta-ark 1. 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. • 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 Integrert og kontinuerlig miljøovervåkning Referanse: Kongsberg-gruppen Relevant og viktig for flere bransjer Klima Handel • Kontinuerlig overvåkning – online og fra sensorer • Miljøstatus, kontinuerlig • Integreres inn I eksisterende arbeidsprosesser og systemer Olje og Gass Mat 2. 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 – Beslutning er tatt om å installere havbunnskompresjon på 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 Kontroll-system • 43 km:Verdens lengste flerfaseledning for brønnstrøm fra oljefelt • Verdens lengste rørledning med direkte elektrisk oppvarming (DEH) for å unngå hydratplugging av rørledningen “Manifold” Pumper 2,5 MW 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, er effektive prosesseringsanlegg under vann 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 • Troll Pilot var verdens første havbunnsanlegg for å skille vann fra produsert olje og reinjisere vannet. Effektivisering av boring og brønnoperasjoner • Automatisering av bore- og intervensjonsprosessene – Automatisert prosesskontroll og reguleringsteknologi – Robotisering av boredekk og boretårn Avansert monitorering • • Automatisert boring • • Ny teknologi for boring i depleterte reservoar og reservoar med høyt trykk – Boring med foringsrør – Avansert styring og reguleringsteknologi – Regulering av nedihulls boreslamstrykk • Nye løsninger for plugging av gamle brønner og gjenbruk av brønnslisser – Ny teknologi for å etablere brønnbarrierer og verifisere status – Nye løsninger for å effektivisere kutting og trekking av foringsrør • Kostnadseffektiv brønnintervensjon – Skipsbasert lett brønnintervensjon – Dedikerte riggkonsept for kveilerør og boring gjennom produksjonsrør • Økt utvinning – Flergrens brønner – Selektiv sonevis produksjonsstyring – Nedihulls instrumentering Modell-basert prosess diagnostikk Beslutningsstøtte Modell-basert kontroll Auto sporing av borestreng • • Dybde kontroll Levetidsstyring • Bredbånd kommunikasjon Kablet borestreng Auto Fluid • Flytende skive Olje: åpen Gass: stengt Overvåkning og behandling av boreslam 3. 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 Rederier 19 rederier Omsetning: 13,5 mrd kr Resultatgrad: 14 % Årsverk: 7 278 (6 680 sjøfolk) Skipskonsulenter 15 bedrifter Omsetning: 1,0 mrd. Resultatgrad: 17,8 % Årsverk: 489 (24 innleid) For 2012: Ca. 22 700 årsverk og ca. 50 mrd i omsetning Leverandører 165 bedrifter Omsetning: 19,1 mrd kr Resultatgrad: 6,9 % Årsverk: 8 384 (1024 innleid) Skipsverft 14 verft Omsetning: 13,1 mrd kr Resultatgrad: 8,9 % Årsverk: 3 995 (640 innleid og 1 340 underentreprise) Havfiske 81 fartøy Omsetning: 3,2 mrd. Resultatgrad: 13 % Årsverk: 2 400 Kilde: Møreforskning 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 Suksessbedrifter med utgangspunkt i teknologi • • • • • Dannet i 2005 med teknologi fra SIN T EF og IFE Første kommersielle salg i 2007 47 ansatte globalt og med hovedkontor i Trondheim Kunder er internasjonale operatørselskap innen olje- og gasssektoren H ar levert systemer til over 150 brønner i oljeindustrien • • • • • • Referanse: Resman Trådløs teknologi som gir et unikt innsyn i produksjonsprofilen for olje/vann i olje- og gassproduserende brønner Teknologien er basert på unike kjemiske sporstoffer (tracere) som inkorporeres i et polymermateriale Utviklet ca 80 unike sporstoffer (tracere). Integreres i kompletteringen i en brønn og frigis ved fuktig av olje eller vann, avhengig av om det er en olje- eller vanntracer Prøver tas på plattformen, og analyseres og resultatene tolkes av Resman Resultatene brukes av operatørselskapene til produksjonsoptimalisering, planlegging av nye brønner og bidrar til feltuvikling. 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 4. Leverandørindustrien Norske offshore-klynger God utvikling i klynger i Nord-Norge Ca 4 000 ansatte Fabrikasjon/fornybar 17 bedrifter 2 500 ansatte Offshore-service 179 bedrifter 19 000 ansatte Drift/vedlikehold 11 bedrifter 18 000 ansatte Offshore-verksteder 5 bedrifter 5 000 ansatte Boring/brønn 10 bedrifter 28 000 ansatte Leverandørindustrien: Mer enn 120 000 direkte ansatte og flere enn 2 000 bedrifter Sysselsetting relatert til olje- og gassvirksomhet i 424 av landets 430 kommuner Nøkkelen til suksess er nært samarbeid mellom hovedleverandører og underleverandører Oslo/Akershus Engineering/management 8000 ansatte FPSO-klynge Ca 1 150 ansatte Subsea/maritimt 100 bedrifter 15000 ansatte Node/boreutstyr m.m. 56 bedrifter 8500 ansatte * 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: 25 000 globalt, hvorav 12 000 i Norge • Ansatte i subsea-virksomheten globalt: 7 000 • Omsetning, subsea systems: 10 mrd NOK GE O&G, Sandvika, Bærum • Ansatte: 33 000 globalt innen olje og gass • Nærmere 1000 ansatte innen subsea i Norge • Omsetning, subsea systems: 2,5 mrd kr • Eget forretningssegment av det globale General Electric (ett av verdens største selskaper) • I tillegg har aktørene aktiviteter i andre deler av olje og gass-virksomheten • Geografisk strekker aktivitet seg til Gardermoenområdet også • Subsea Valley har nå 125 bedrifter som medlemmer på Østlandet 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, norske leverandører i petroleumsindustrien Januar 2012 Juli 2012 29 olje & gass leverandørbedrifter Basert på 22.900 egne ansatte Pr. januar 5130 innleide i tillegg 25 olje & gass leverandørbedrifter Basert på 23.476 egne ansatte Pr. februar 7274 innleide i tillegg. Gj.snitt 15% vekst i egne ansatte og 57 % vekst i innleie siste 6 mnd hos de 25 bedrifter som har besvart. Utenlands-omsetning for norske leverandører til petroleumsindustrien 5. 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 6. 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 Ekofisk-området – videreutvikling for 40 nye år Varer og tjenester 614 milliarder Ansatte 73 milliarder Låneytere 32 milliarder Eiere 205 milliarder Skatter og avgifter 934 milliarder Total verdiskapning for Ekofisk-området fram til utgangen av 2011: 1858 milliarder 2011-kroner • Øker utvinningsgraden • Tre nye plattformer under bygging • Driftsmodell med integrerte operasjoner • Teknologiutvikling for økt utvinning • Investerer over 80 milliarder kroner Kilde: ConocoPhillips Ekofisk videreutvikling – Feltfakta og utbyggingsløsning Funnår/Oppstart/Operatør 1969-1971/2013-2015/ConocoPhillips Tilleggsreserver Ekofisk Sør og Eldfisk II 65 – 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 706 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 milliarder kroner 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 millioner kroner/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 perioden 2010 til 2014. De største kontraktene er EPCI på plattformdekk tildelt Aibel (ca 2,7 milliarder kroner), plattform understell tildelt Aker Verdal (ca 450 millioner kroner) og Sleipner ombygging til Aker Solutions (ca. 900 millioner kroner). 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. 110 meter og HTHP reservoar (som for Kristin og Kvitebjørn). Selvstendig plattform med delvis prosessering av olje og gass. Gassen sendes videre til Sleipner for CO2 fjerning og eksport til Gassled. Olje og kondensat sendes til Kårstø. Gudrun forsynes med strøm i sjøkabel fra Sleipner Total investeringer Ca 20 milliarder kroner [2010], på topp investeres 600 mill. kroner/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 PL265/PL501 Johan Sverdrup Funnår/Operatør 2010/Statoil (Pre-unit operatør) Rettighetshavere PL265 Statoil 40% (Operatør) Petoro 30% Det norske 20% Lundin 10% Utbyggingsløsning Johan Sverdrup er et av de største funnene på norsk sokkel siden midten av 1980tallet. Det er lokalisert i en moden del av Nordsjøen, 140 km rett vest for Stavanger. Johan Sverdrup feltet vil bli et nytt senter for prosessering og transport på lik linje med andre stor felt på norsk sokkel, med en ny, selvstendig utbygging som vil bestå av flere installasjoner. Utbyggingskonsept er under evaluering, men det er besluttet å benytte stål understell for installasjonene. Da feltet strekker seg over to lisenser må det i henhold til Petroleumsloven samordnes før produksjonen kan starte. Produksjonsoppstart er planlagt til slutten av 2018, med forventet produksjonstid mot 2050. Totale investeringer Utbyggingskonsept er under evaluering Kilde: Statoil og Oljedirektoratet PL501 Lundin 40% (Operatør) Statoil 40% Maersk Oil 20% 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, anlegg til AF-gruppen, kran til Stangeland, taubåt til Bukser og Berging. G4S, YIT, ISS, Veolia og SAR er andre leverandører som har oppdrag. Petroleumsindustrien i Finnmark omsatte i 2010 for 2,22 milliarder kroner* Verdens lengste multi-fase rørledning fra havbunnsbrønner direkte 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 kroner Reserver («Gas in Place») 316 milliarder Sm3 gass (190 milliarder Sm3 gass betegnet utvinnbart ved PUD i 2002) og 18 millioner Sm3 kondensat. Resrevene er oppjustert med 20 millioner Sm3 i 2012. 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 kroner for Fase 1 Titalls 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 90,8 millioner Sm3 olje 12 milliarder Sm3 gass 1,6 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 havbunnen. I 2005 ble feltet Urd koblet til Norne-skipet, i 2009 Alve og i 2012 feltene Marulk og Skuld, som gir totalt 15 bunnrammer koblet til Norne skipet. Totale investeringer; Totalt 27,8 milliarder 2011-kroner Kilde: Statoil og Oljedirektoratet Igjen per 31.12.2012 3,8 millioner Sm3 olje 5,3 milliarder Sm3 gass 0,8 millioner tonn NGL Per 31.12.2011 Det er investert totalt 27,4 milliarder 2011-kroner Goliat – Hovedkontrakter, utbyggingen og teknologi Flytende og delvis elektrifisert (ca 50% strøm fra land) FPSO («Floating Production Storaging Offloading») fra Sevan. Goliat er første utbygging av oljefelt i Barentshavet. Driftsledelse, kontraktører og støttefunksjoner samt forsyningsbase og helikopterbase etableres i Hammerfest. Over 60% av alle tildelte kontrakter har gått til norsk leverandørindustri. Undervannsanlegg leveres av Aker Solutions og rørledninger, stigerør og undervannsinstallasjon av Technip Norge. Siemens Norge leverer landdelen av landstrømanlegget og ABB sjøkabelen. Plattformen blir bygget hos Hyundai i Sør-Korea, med norske underkontrakter på nærmere 3 mrd NOK hittil. Bygg- og anleggsvirksomhet knyttet til kontorbygg, landbasert elektrisk anlegg, baseinfrastruktur m.m. har hittil tilført Hammerfest-regionen betydelige kontrakter i prosjektfasen. Drifts- og vedlikeholdskontrakter tildeles med sikte på videreutvikle regionens industrielle kapasitet og kompetanse. Første store driftskontrakt ble tildelt i september 2012 til Apply Sørco i Hammerfest. Goliat, 53 km fra kysten av Finnmark Kilde: Eni Kilde: Eni Norge og Oljedirektoratet Goliat – Feltfakta og utbyggingsløsning Funnår/Oppstart/Operatør 2000 / 2014 / Eni Norge Reserver (utvinnbare) 28 millioner Sm3 olje og 8,8 mrd Sm3 gass Utbyggingsløsning Direktelasting av oljen fra FPSO til tankskip. Produksjonsstart i 2014 og planlagt driftsfase i 15 år. Ligger 53 km utenfor kysten, har havbunnsløsning med 8 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, samt plassering – først ut i Barentshavet 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 for strandvern og strandrensing samt styrket oljevernberedskap i kystsonen ved bruk av lokale fiskefartøyer. Goliat-beredskapen kommer i tillegg til annen offentlig beredskap. Totale investeringer 37 milliarder NOK Årlige driftskostnader er estimert til 1 milliard kroner Logistikksenter i Hammerfest Transformatorstasjon for landstrøm Regionkontor Hammerfest Aasta Hansteen – Feltfakta og utbyggingsløsning Funnår/Oppstart/Operatør 1997 / 2017/ Statoil Reserver (utvinnbare) Utgjøres av tre gassfunn; Luva-forekomsten, Haklang og Snefrid Sør. Estimert utvinnbart er 47 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 til Nyhamna i ny rørledning. Kondensatlagring om bord og lasting og eksport fra shuttletankere. Både stål stigerør og denne typen flyter er nytt på norsk sokkel, mens kondensatlagring er nytt på verdensbasis. Aasta Hansteen åpner et nytt område i Norskehavet og konseptet tar høyde for framtidige muligheter, funn og prospekter. Totale investeringer Forventede investeringer er 34 milliarder i 2012-kroner Kilde: Statoil og Oljedirektoratet PL532 Skrugard Funnår/Oppstart/Operatør 2011/2018/Statoil Ressurser (utvinnbare) Feltet består av to funn, Skrugard og Havis. Utvinnbare oljevolumer er estimert til 400 600 millioner fat.Ytterliggere leteboring på fire nye prospekter (Nunatak, Iskrystall, Skavl og Kramsnø) er planlagt i 2013. Utbyggingsløsning Skrugardlisensen er lokalisert ca. 200 km fra Bjørnøya og ca. 240 km fra Melkøya. Havdypet er på mellom 360-390 meter. Utbyggingen vil bestå av mellom 35-40 havbunnsbrønner (produsenter/injektorer) som vil bli knyttet opp mot en flytende installasjon med hjelp av et omfattende undervannsanlegg. Flere ulike utbyggingsløsninger er til vurdering. Valg av utbyggingsløsning er planlagt i første kvartal 2013. Investeringsbeslutning er planlagt i 2014. Oppstart er planlagt i 2018. Totale investeringer Under evaluering. Kilde: Statoil og Oljedirektoratet 7. Noen viktige aktører i nord Statoil i Nord-Norge • • • • Nord-Norges ledende industriutvikler. Etablert i Harstad i 1976 Nytt driftsområde i Harstad fra 2013 3.500 fra Nord-Norge jobber i oljeindustrien, over 1.000 i Statoil 89 Statoil letebrønner boret i Barentshavet siden 1980 (totalt 96) Snøhvit Snøhvit Norne Norne Industriutvikling Industriutvikling •Hjørnesteinsbedrift med over 600 (360 i Statoil) arbeidsplasser •Nye funn, forlenget levetid (2030) •Driftskontor i Harstad, base i Sandessjøen og helikopterbase i Brønnøysund •Åpnet Statoil-kontor i Sandnessjøen i september 2011 •Årlig inntak av ca 50 lærlinger fra Nordland, Troms og Finmark •Statoil skal på fem år bruke 120 mill kr på leverandør-utvikling og støtte til forskning og realfag i nord •150 millioner kroner i eiendomsskatt 52 - Kompetanseutvikling Kompetanseutvikling • LUNN III – Nord-Norges største satsing på Leverandørutvikling. • I gruppen: Statoil, Innovasjon Norge, Forskningsrådet, Petro-nettverkene + Industriinkubatorer. • Ambisjon: utvide LUNN til å inkludere industrielle tunge aktører. • Samarbeid med: Univ i Tromsø, Univ i Nordland og Nordnorsk Vitensenter i Tromsø • Nordland – 6 Newtonrom bygges som spleiselag • Årlig rekruttering av ca. 50 lærlinger fra Nord-Norge til Statoil • Bidrar sammen med Norsk Olje og Gass for å gjennomføre ”Y-veien” fra fagarbeider til ingeniør Eni Norge i Nord-Norge Utgangspunkt globalt og i arktisk • Tilstede i over 85 land og 79 000 ansatte • Eni-prosjekter i Arktis (Alaska, Sibir og nå Goliat) • Etablerte virksomhet i Norge allerede i 1964 • Sysselsetter mer enn 600 personer her i landet Vladimir Putin overværer Eni CEO Paolo Scaroni og Rosneft President Eduard Khudainatov signatur. Moskva 25. april 2012. foto: Reuters Eni Norge og Barentshavet • Deltar i 12 felt i Barentshavet, operatør for 7 av disse lisensene, hvorav Goliat under utbygging • Partner i Skrugard og Havis der Statoil er operatør, og hvor betydelige oljefunn er gjort • Egenopererte lisenser med planlagt utforskning • Eni og russiske Rosneft har i 2012 signert avtale om felles leting/utvikling i to områder på russisk sektor i den sørlige delen av tidligere omstridt område i Barentshavet Eni Norge er operatør for Marulk i Norskehavet • Marulk hadde driftsstart i april 2012. Gass-/kondensatfeltet er knyttet til Norne FPSO • Basetjenester ble i utbyggingsfasen levert med utgangspunkt i Sandnessjøen og Brønnøysund 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 40 ansatte fordelt på hovedkontoret i Alta, og avdelingskontorer i Oslo, Stavanger og Tromsø. Nødvendig å «være tilstede». • Selskapet har p.t. 24 utvinningslisenser fordelt på Barentshavet, Norskehavet og Nordsjøen. • 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 ASA Bergen Group er en innovativ leverandør av produkter, tjenester og løsninger til offshore og maritim industri. Konsernet har 1.600 medarbeidere tilknyttet godt etablerte selskaper strategisk plassert i sentrale områder langs Norgeskysten. Offshore divisjon: EPCI oppdrag innen områdene, nybygg, modifikasjon & vedlikehold, subsea og landanlegg av alle typer olje og gass installasjoner. • Stavanger, Rosenberg • Kirkenes, Kimek • Bergen, Hanøytangen Rosenberg Skipsbygging/ Services: • Bergen Group: Halsnøy, Kimek, Arnia, Dreggen, • Skarveland, Vest Elektro, Services Kimek Hanøytangen Aibel AS • Ledende serviceselskap innen olje, gass og fornybar energi • Tilbyr blant annet konseptsstudier, prosjektering, innkjøp, fabrikasjon og vedlikeholdstjenester • 5500 ansatte – hvorav 4500 i Norge • Åtte lokasjoner i Norge, fem internasjonalt: • Danmark, UK, Egypt, Singapore, og Thailand • Egne verft i Thailand og Haugesund • Årlig omsetning ca. 7,7 milliarder kroner BIS Industrier AS • Morselskap: Bilfinger Berger, Tyskland, public company – 59.210 ansatte, 64mrd NOK i omsetning (2011) • BIS Industrier, Norge – 2100 ansatte, 2.2 mrd NOK i omsetning (2011) – Hovedkontor er i Stavanger – Kontorer i Hammerfest, Bergen, Haugesund, Skien og Oslo • BIS Industrier leverer tjenester innen: – Arkitekt og innredning – Isolering, (akustikk, kulde og varme) – Overflatebehandling og passiv brannbeskyttelse – Stillas og arbeid i tau (tilkomst teknikk) – Prefabrikkering av stål mantling og Lambda produkter 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 Eiere: Hitech Vision og Dalmo Holding Totalleverandør til industri, landbasert og offshore innen vedlikehold & modifikasjon, fabrikasjon og bygg 300 ansatte, i all hovedsak lokalt (regionalt) ansatte Omsetning NOK 350 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 2012-2013 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 ”å 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 8. 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 69 Driftskostnader på norsk sokkel Milliarder 2010-kroner 70 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 73 Feltinvesteringer på norsk sokkel Historisk utvikling og prognose Referanse: OLF 74 Total petroleumsrelatert sysselsetting fordelt på regioner (Menon 2012) 60 50 40 30 20 10 0 Olje- og gassselskaper og førsteordens sysselsetningseffekt 75 Andre- og høyereordenes sysselsetningseffekt 9. Øvrige fakta-ark 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 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)
© Copyright 2024