Det er produsert olje og gass fra totalt 108 felt på norsk sokkel, siden produksjonen startet i 1971. Ved årsskiftet 2017/2018 var 85 felt i produksjon; 66 i Nordsjøen, 17 i Norskehavet og to i Barentshavet. Produksjonen fra disse feltene var i 2017 på 236,1 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3 o.e.), om lag 11 prosent mindre enn toppåret 2004 og 2,4 prosent mer enn i 2016. I 2017 økte oljeproduksjonen fra foregående år for fjerde gang på rad, etter en kontinuerlig nedgang siden 2001.
Det som produseres (brønnstrømmen) fra reservoaret består av olje, gass og vann i ulike blandinger. For å få produkter som kan selges, må det som produseres fra reservoarene skilles og behandles. Produksjonen fra ulike reservoar varierer fra olje med lite gassinnhold til nesten tørr gass (metan med kun små mengder andre gasser).
Råolje er en flytende blanding av ulike typer av hydrokarboner. Sammensetningen varierer fra felt til felt, og kvaliteten på oljen, inkludert hvor lett- eller tungtflytende den er, bestemmes av sammensetningen av hydrokarboner sammen med innehold av andre stoffer, som for eksempel voks og svovel.
Rikgass, eller rå naturgass, er en blanding av forskjellige gasser. Etter at den er blitt skilt fra olje der det er aktuelt, blir rikgass behandlet i prosesseringsanlegg som skiller ut tørrgass- og våtgasskomponenter. Tørrgass blir ofte omtalt som naturgass, og består hovedsakelig av metan, men inneholder også litt etan.
Våtgass, eller NGL (Natural Gas Liquids), består av en blanding av tyngre gasser (etan, propan, butaner og nafta). I tillegg kommer tyngre kondensater som kan klassifiseres som eget produkt. Nafta og kondensat er flytende ved romtemperatur, mens de lettere våtgasskomponentene kan gjøres flytende enten ved nedkjøling eller trykksetting.
Ikke all gass som produseres blir solgt. En del av gassen benyttes også til å generere kraft til å drive feltene og litt blir brent i fakkel for sikkerhetsformål. På noen felter blir gass også reinjisert i reservoaret. Reinjisering brukes som oftest ved produksjon av olje for å opprettholde reservoartrykket og fortrenge oljen. Dette gir effektiv utvinning av olje, samtidig som gassen lagres for en eventuell senere utvinning.
Definisjoner av naturgass
De nærmeste årene er det ventet at produksjonen på norsk sokkel vil være relativt stabil, ved at produksjonsnedgangen i produserende felt kompenseres av nye felt som kommer i drift. Det ventes at produksjonen vil øke etter 2020 og i 2022 nærme seg den i rekordåret 2004. Forholdet mellom produksjon av gass og væske (salgbar olje, NGL og kondensat) er ventet å holde seg noenlunde jevnt de nærmeste årene. I rekordåret 2004 ble det produsert mest olje mens i 2022 vil gass utgjøre om lag halvparten av produksjonen. På lengre sikt er antallet og størrelsen på nye funn avgjørende for produksjonsnivået.
Historisk og forventet produksjon i Norge, 1970-2022
Oppdatert: 08.10.2018
Kilde: Oljedirektoratet
Skriv ut figur Last ned grunnlag Historisk og forventet produksjon i Norge, 1970-2022 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Ved årsskiftet 2017/2018 var 85 felt i produksjon. Mange av de gamle feltene har fortsatt store gjenværende reserver. Ressursgrunnlaget for eksisterende innretninger øker også ved at små omkringliggende funn blir tilknyttet disse. Aktiviteten på eksisterende felt vil være høy fremover, og disse vil stå for mesteparten av produksjonen de nærmeste årene.
Det er også mulig å øke utvinningen på mange av feltene utover det som er planlagt i dag. Det er i dag om lag 150 prosjekt under vurdering for å øke utvinningen på eksisterende felt. Det er viktig at rettighetshaverne finner lønnsomme måter å øke utvinningen og effektivisere driften på eksisterende felt. Samtidig må eksisterende og nye drivverdige funn knyttes til eksisterende infrastruktur for å utnytte produksjons- og transportkapasiteten i modne områder framover.
Se artikkel om effektiv ressursutnyttelse i modne områder for mer informasjon.
Produksjonshistorikk og prognose fordelt på modenhet av ressursene, 2010-2030
Oppdatert: 08.10.2018
Kilde: Oljedirektoratet (Gass er oppgitt i 40 MJ)
Skriv ut figur Last ned grunnlag Produksjonshistorikk og prognose fordelt på modenhet av ressursene, 2010-2030 Last ned PDF Last ned som bilde (PNG)
Med et høyt antall felt i drift og flere nye felt som kommer i produksjon de nærmeste årene, er det ventet at produksjonen fremover vil være relativt stabil på kort sikt. Det ventes at produksjonen vil øke tidlig på 2020-tallet.
Se artikkel om olje- og gassproduksjon på norsk sokkel for mer detaljert informasjon.
I 2017 ble fem nye felt satt i produksjon: Gina Krog, Maria, Flyndre, Sindre og Byrding. Ved årsskiftet var det ni pågående feltutbygginger på norsk sokkel; fem i Nordsjøen og fire i Norskehavet.
Videre var det ved årsskiftet om lag 75 funn som blir, eller kan bli, vurdert bygget ut. De fleste av disse er små, og vil bygges ut som satellitt-felt til eksisterende felt. Selvstendige utbyggingsløsninger planlegges for de største funnene, men også flere mindre funn kan etablere ny infrastruktur gjennom samordnede utbyggingsløsninger.
I 2017 godkjente myndighetene åtte planer for utbygging og drift (PUD).
Tabellen under viser estimerte reserver i felt som er under utbygging.
Reserver i felt under utbygging
Måleenheten er i millioner Sm³ o.e.
Kilde: Oljedirektoratet
Skriv ut tabell Last ned grunnlag Reserver i felt under utbygging
Johan Sverdrup-feltet
Det største enkeltprosjektet under utbygging på norsk sokkel er Johan Sverdrup, som ligger på Utsirahøgda i Nordsjøen. Dette er det tredje største oljefunnet som er gjort på norsk sokkel. Det er ventet at Johan Sverdrup-feltet vil stå for over 30 prosent av norsk oljeproduksjon midt på 2020-tallet.
Samtidig er andre, vesentlige felt i samme område satt i produksjon. Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog startet produksjonen i henholdsvis 2015, 2016 og 2017. De totale ressursene i disse feltene er over 500 mill. Sm3 o.e.
Da Johan Sverdrup ble påvist i 2010, var dette det største funnet gjort på norsk sokkel på 30 år. Ved PUD-levering ble feltet anslått å inneholde mellom to og tre milliarder fat utvinnbar olje og produksjonen er ventet å vare i 50 år. Det er ventet at produksjonen vil være på sitt høyeste nivå midt på 2020-tallet, og kan da stå for over 30 prosent av norsk oljeproduksjon. Siden den gang er estimat på utvinnbar olje oppjustert til mellom 2,2 – 3,2 milliarder fat.
Johan Sverdrup er om lag 200 kvadratkilometer i geografisk utstrekning, noe som er omtrent halvparten av størrelsen på Oslo by.
Funnet ble gjort i et område hvor det har vært jevnlig leting siden midten av 1960-tallet. Tidligere boringer har bommet på strukturen med bare få meter. Dette viser at det fremdeles kan være store uoppdagede ressurser i modne områder på norsk sokkel.
Feltet skal bygges ut i flere trinn. I første byggetrinn skal et feltsenter bestående av fire plattformer med broforbindelse etableres. Det skal bygges en prosessplattform, en boreplattform, en stigerørsplattform og en boligplattform. I tillegg skal det bygges tre havbunnsrammer for injeksjon av vann. Boligplattformen skal ha sengeplass for opptil 560 personer. Utbygging av første trinn ble godkjent av myndighetene i august 2015. Produksjonsstart for første trinn er ventet 4. kvartal 2019. PUD for andre byggetrinn ble levert i august 2018. Johan Sverdrup er nå det tredje største oljefeltet på norsk sokkel.
Investeringskostnadene for første byggetrinn er rundt 98 milliarder kroner. Dette innebærer en balansepris på under 20 USD per fat. Johan Sverdrup-feltet ligger på Utsirahøgda, sammen med feltene Ivar Aasen, Gina Krog og Edvard Grieg. En felles områdeløsning med kraftforsyning fra land skal etableres for alle disse feltene. Den skal være på plass senest i 2022.
Funnet av blant annet Johan Sverdrup viser at modne områder på norsk sokkel kan inneholde store, uoppdagede ressurser, med høy økonomisk verdi. Dette har bidratt til at interessen for konsesjonsrundene i modne områder, "tildeling i forhåndsdefinerte områder" (TFO), er høy. I TFO 2017 ble det levert rekordmange søknader, og interessen er omtrent like stor for TFO 2018.
Etter flere år med fall i investeringene har nedgangen flatet ut og investeringene ventes å øke moderat de nærmeste årene. Ser en bort fra leting, vil investeringskostnadene være om lag 120 milliarder kroner i 2018, økende til om lag 130 milliarder kroner i 2020. Investeringer knyttet til nye feltutbygginger og flere større prosjekt på felt i drift bidrar til å holde investeringene oppe de nærmeste årene.
Se artikkel om investeringer for mer detaljert informasjon.
Petroleumsnæringen vil i de nærmeste årene være preget av høy aktivitet. På felt i drift vil nye prosjekt i tillegg til omfattende boring av utvinningsbrønner gi et høyt aktivitetsnivå. I tillegg til aktiviteten på eksisterende felt, er en rekke nye felt under utbygging og nye ventes å bli besluttet.
Samtidig blir det en betydelig letevirksomhet i nye, interessante områder. For å sikre jevn aktivitet på lang sikt er en avhengig av at det jevnlig gjøres nye, drivverdige funn. Dette krever at leteaktiviteten opprettholdes.
Petroleumsvirksomheten vil også i overskuelig framtid være Norges største og viktigste næring.