Nordsøolie

Troll A platformen i norsk nordsø hviler på fire betonben, som udgør toppen af en 472 m høj condeep-struktur, som vejer 656.000 tons og hermed er det største bygværk som nogensinde er blevet flyttet.

Den norske Statfjord A installation i 1982, med hotelplatformen Polymariner til venstre, med røde ben. Øverst til højre og nede til venstre afbrændes gas ved flaring.

Nordsøolie er en samlet betegnelse for forekomster af kulbrinter (olie og gas) under Nordsøens bund. De første oliefelter i Nordsøen blev opdaget i begyndelsen af 1960-erne, og siden da har alle lande rundt om Nordsøen iværksat udvinding af de værdifulde råstoffer. Produktionen toppede i 1999 med en dagsproduktion på knap 6 mio tønder olie, svarende til 950.000 m², og 280 mio m² gas. Siden da er produktionen aftaget, og den forventes i 2020 at være ca. 2 mio tønder om dagen.

Nordsøolien har haft afgørende betydning for nationaløkonomi, energiforsyning og beskæftigelse i de berørte lande. Dette gælder især Norge og Storbritannien, men også Nederlandene og Danmark og i mindre grad Tyskland har nydt godt af forekomsterne.

Geologi

Olie- og gasfundene i Nordsøen falder i to grupper, dels olie- og gasfelter i den tredelte gravsænkning Viking Graben - Moray Firth Rift - Central Graben i midten og mod nord, dels gasfelter i den karbone gasprovins mod syd.

Tilstedeværelsen af kulbrinter i Nordsøen er betinget af, at Nordsøen gennem de seneste 300 mio år har udgjort et bassin, hvori en række forskellige lag er aflejret.

Dannelse af kulbrinter

Eksempler på kulbrinte-køkkener og -fælder. Råolie er en brunlig til sort tykflydende væske, mens kondensat minder mere om benzin. Naturgas er en klar gas med tydelig lugt.

Visse lag under Nordsøen har et stort organisk indhold og dermed potentiale for dannelse af kulbrinter (kildebjergarter), andre er så permeable, at de dannede kulbrinter har kunnet samle sig her (reservoirbjergarter), og endelig er nogle så impermeable, at kulbrinterne ikke er steget helt op i havbunden og forsvundet, men er blevet fanget nede i dybet (seglbjergarter). Et område hvor alle disse tre slags lag forekommer, kaldes inden for oliegeologi for et play, som altså er et område med potentiale for olieudvinding. For at kulbrinteforekomster kan dannes, skal disse betingelser skal være opfyldt, jf tegningen til venstre:

• der skal være en god kildebjergart,
• kildebjergarten skal være sunket ned til en dybde, hvor det organiske indhold i såkaldte kulbrintekøkkener kan omdannes til kulbrinter, og den skal være begravet af tykke, overliggende lag,
• der skal være en god reservoirbjergart, som olie og gas kan vandre ind i, og den skal derfor helst ligge over kildebjergarten (men kan godt ved skrånende lag ligge under),
• der skal være en fælde, hvor olie og gas kan samles i reservoirbjergarten - det kan være en bule i laget over en saltstruktur eller en forkastning,
• der skal være et segl over reservoiret, så olien eller gassen ikke siver ud.

Hvis kildebjergarten er sunket så dybt, at temperaturen når over 60° C, begynder kulbrinterne at udskilles fra det organiske stof, og denne proces foregår optimalt ved 120°-140° C. Når temperaturen når over 160° C, dannes i stedet gas. Det ideelle temperaturinterval mellem 60° og 160° C, kaldet olievinduet, ligger typisk i Nordsøen omkring 2-5 km dybde, og dette forklarer, hvorfor de fleste felter ligger inden for riftsystemerne, for det er kun her, kildebjergarterne er nået dybt nok ned.

Stratigrafisk søjle med vigtige begivenheder i nordsøoliens dannelse.

Den karbone gasprovins

Den stratigrafiske søjle til venstre viser ti vigtige trin i dannelsen af Nordsøolien. Nederst (og tidligst) blev der i Karbon-periodens udstrakte sumpskove dannet tykke kullag (1). Kullene blev i den efterfølgende varme og tørre Perm-periode dækket med permeabel ørkensand (2). Senere, i Zechstein, oversvømmede havet ørkenen, og det tørre og varme klima førte til at der udfældedes tykke, impermeable saltlag på bunden af havet (3), oven på ørkensandet. Herved var de geologiske forudsætninger til stede for dannelsen af de karbone gasfelter i den sydlige Nordsø.

Den jurassiske riftprovins

I slutningen af Trias bredte Tethys-havet mod syd sig ind over det meste af Nordeuropa og Nordsøen, og langs dette havs kyster dannedes i Mellem Jura store deltasletter med tykke sandlag (4), som er en vigtig reservoirbjergart. I Sen Jura begyndte den nordamerikanske tektoniske plade at glide bort fra den europæiske, hvorved Atlanterhavet begyndte at dannes. I forbindelse med denne strækning af jordskorpen opstod der ned gennem Nordsøen en riftzone, hvor der anlagdes tre store gravsænkninger (5), Viking Graben mod nord, Central Graben mod syd og Moray Firth mod vest, som mødes i området ca 200 km øst for Aberdeen på Skotlands østkyst. I gravsænkningerne blev der aflejret tykke skiferlag med et stort indhold af marine alger, og disse lag (6), kaldet Kimmerige Clay, er Nordsøens vigtigste kildebjergart. I de lavvandede områder langs med gravsænkningerne aflejredes der sandlag, som fungerer som reservoirbjergart. Lejlighedsvist, fx i forbindelse med jordskælv, kunne disse sandlag blive så ustabile, at de som store undersøiske jordskred, turbiditter, førtes ud i gravsænkningen og lagde sig som permeable sandlag oven på de organiske skiferlag (7).

I løbet af Kridt-perioden blev aflejringerne i Nordsø-bassinet efterhånden domineret af kalk, i den centrale del i form af skrivekridt (8), som længere mod nord afløstes af mergel og skifer. Selvom skrivekridt er meget finkornet, er det samtidig forholdsvis porøst, og dermed potentielt en reservoirbjergart. Saltlagene fra Zechstein begyndte i Sen Jura i forbindelse med den tektoniske aktivitet at samles i søjleformede strukturer, salthorste, som pressede de overliggende lag opad, og skrivekridtlagene blev herved gennemsat af en mængde sprækker, som gør lagene væsentlig mere permeable.

Ved overgangen fra Kridt til Palæogen bevirkede den pladetektoniske spredning af Atlanterhavet, at den nordlige del af Storbritannien blev hævet op, og den efterfølgende nedbrydning og forvitring af disse markante landområder førte til aflejring i Nordsøen af sand af Palæocæn og Eocæn alder (9). Senere bredte havet sig i området, hvorved havdybden øgedes, og der aflejredes nu lag af meget finkornet, impermeabel plastisk ler, som kom til at virke som seglbjergart for mange af kulbrinteforekomsterne i den centrale og nordlige Nordsø.

I Neogen tog indsynkningen af Nordsø-bassinet til, og kildebjergarterne kom nu ned på så store dybder, at temperaturen kunne stige til 100-150° C, hvorved olie- og gasdannelsen gik i gang (10). Selvom kildebjergarten Kimmeridge Clay er omkring 140 mio år gammel, er det meste af nordsøolien herfra dannet inden for de seneste 10 mio år, og olie- og gasdannelsen foregår stadig i dag.

Vigtige fund

Olie- og gasfelter i Nordsøen.

Nogle nordsø-oliefelters udstrækning sammenlignet med Fyn.

De første fund af nordsøolie blev gjort i landområderne omkring Nordsøen. Allerede i 1850-erne fandt man olie ved Wietze nær Hannover, og i 1910 fandt man gas i en boring ved Hamburg. I England fandt selskabet BP i slutningen af 1930-erne flere steder i East Midlands forekomster af olie og gas. Der var tale om mindre forekomster, idet Wietze-feltet nåede en dagsproduktion på 8.400 tønder, mens de engelske felter nåede op på 2.500 tønder om dagen.

Også i Nederlandene blev der gjort små fund af olie i tiden omkring Anden Verdenskrig, men det var først med Slochteren-1 boringen ved Groningen i 1959, at et stort fund af kulbrinter blev gjort, i form af gas i et sandstensreservoir fra Perm. Dette er Europas største og et af verdens største gasfelter, som (stadig?) indeholder 2.700 km³ gas. Det store reservoir fortsætter ud under Nordsøen, og olieselskaberne begyndte derfor at interessere sig for udvinding til havs. Der var imidlertid endnu ikke foretaget nogen opdeling af Nordsøen i økonomiske zoner, og først da FNs Havretskonvention for Nordsøen trådte i kraft i 1964 blev det attraktivt at investere i efterforskning og udvinding til havs.

Resultaterne lod ikke vente længe på sig. I september 1965 fandt man gas i West Sole feltet ud for Norfolk, i december samme år fandt man Viking gasfeltet, og året efter gasfelterne Leman Bank, Indefatigable og Hewitt. Alle disse fund var gjort i sandsten fra Perm i den karbone gasprovins i den sydlige del af Nordsøen, og det var i første omgang her man rettede opmærksomheden hen. Små fund af olie i den danske del af Nordsøen, Anne i 1966 og Roar og Tyra i 1968, fik dog olieselskaberne til også at interessere sig for den centrale del af Nordsøen, og her fandt man i december 1969 et kæmpemæssigt oliefelt, det norske Ekofisk. Man var nu klar over, der også fandtes betydelige kulbrinteforekomster i skrivekridt-reservoirer, og i 1971 fulgte fundet af det danske Dan-felt. I mellemtiden havde briterne i 1970 fundet Montrose-feltet og det kæmpemæssige Forties-felt ca. 200 km øst for Aberdeen, begge felter i palæocæne sand-reservoirer.

I 1971 fulgte det måske mest skelsættende fund, nemlig Brent-feltet nordøst for Shetlandsøerne. Hidtid havde man ikke formodet, der kunne være reservoirer dybere end skrivekridtet, men i denne boring fandt man en serie på mere end 200 m sandsten fra Jura, som var fyldt med olie. I løbet af få år blev der fundet en række felter i denne reservoirtype, således de norske felter Statfjord, Oseberg, Snorre og Gullfaks og de engelske Brent, Beryl, Cormorant, Lyell og Ninian. Også de danske felter Harald og Lulita er af denne type. Brent-råolien er af en forholdsvis let, svovlfattig type, som er nem at forarbejde, og olie fra Brent og lignende felter er blevet en international prisstandard ved oliehandel, såkaldt Brent Crude.

Oliekriserne i 1973 og 1979 betød en stærkt forbedret økonomi for både efterforskning og indvinding. Produktion fra det britiske Forties-felt begyndte i 1975. I 1976 fandt briterne Beatrice-feltet, i Jura-sandsten i Moray Firth-bassinet. I 1978 fandt nordmændene Gullfaks-feltet, og året efter felterne Snorre, Oseberg og Troll, som alle var meget store fund. I sommeren 2001 gjorde briterne et stort fund ud for Skotland, i form af Buzzard-feltet, med forventede reserver på 64 mio m³ (400 mio tønder) olie og en dagsproduktion på omkring 30.000 m³. I 2010 fandt nordmændene Johan Sverdrup-feltet med reserver på mellem 1,7 og 3,3 mia tønder olie, og en forventet dagsproduktion fra 2018 på op til 200.000 tønder om dagen.

Der er over 100 felter, men det meste af olien produceres fra nogle få felter:

Felt	Sektor	Opdaget	Produktions- start	Oliereserver (mia tønder, anslået)	Max produktion (tønder pr dag)
Statfjord	Norge	1974	1979	4.5	740.000
Ekofisk	Norge	1969	1971	3.8	300.000
Oseberg	Norge	1979	1988	2.8	500.000
Forties	Storbritannien	1970	1975	2.7	520.000
Brent	Storbritannien	1971	1976	2.4	440.000
Gullfaks	Norge	1978	1986	2.3	530.000
Draugen	Norge	1984	1993	2.0	210.000
Snorre	Norge	1979	1992	1.4	360.000
Ninian	Storbritannien	1974	1978	1.2	300.000
Heidrun	Norge	1985	1995	1.1	225.000
Valhall	Norge	1975	1982	0.9	168.000
Buzzard	Storbritannien	2001	2006	0.5	180.000

Teknologisk udvikling

De store økonomiske interesser i nordsøolien har i kombination med komplicerede indvindingsforhold i et havområde, hvor der ofte er dårligt vejr, ført til en voldsom teknologisk udvikling inden for mange grene af kulbrinteindustrien.

Seismiske undersøgelser

Principskitse af seismisk undersøgelse til havs. Fra lydkilden lige bag skibet (airgun) udsendes lydbølger, som reflekteres af laggrænser nede i havbunden, for så at blive opfanget af streameren, en serie hydrofoner på slæb efter skibet.

Det er alt for dyrt og usikkert at lede efter oliefelter ved at lave boringer på må og få i et område. I stedet indleder man efterforskningen med seismiske undersøgelser. Ved at sende lydbølger ned gennem lagene under havbunden kan man få tegnet et billede, et seismisk profil, som viser placeringen af reflektorer, dvs horisonter eller laggrænser, hvor lyden kastes tilbage mod overfladen. Ud fra de optegnede profiler udføres der en tolkning af strukturer og lag i undergrunden, som bruges til at udvælge en placering for en efterforskningsboring. Dybdeskalaen på et seismisk profil er ikke i meter, men i sekunder, nemlig lydbølgens rejsetid gennem lagene, og man skal derfor kende de undersøgte lags lydhastigheder for at kunne dybdekonvertere, eller migrere, det oprindelige profil til et profil med dybder i meter.

Primitivt seismisk profil, hvor en række lydsignaler, de lodrette bølgelinjer, er stillet tæt sammen, hvorved reflektorerne aftegnes som mørke striber. Data er dybdekonverterede, så dybdeskalaen er meter, i stedet for de oprindelige sekunder.

Til havs udføres en seismisk undersøgelse fra et skib, som sejler i et net af parallelle linjer, typisk i to retninger, så man få krydspunkter, hvor seismiske data kan sammenlignes. Lyden udsendes fra en lydkilde lige bag skibet, og de reflekterede bølger opfanges af en såkaldt streamer, et system af hydrofoner, fintfølende mikrofoner som slæbes efter skibet. Frem til slutningen af 1960-erne brugte man dynamit som lydkilde, hvilket var effektivt, men ikke helt ufarligt og desuden skadeligt for fiskebestandene. Man gik derfor over til at bruge airguns, hvor komprimeret luft udløser en lydbølge. Efterhånden udviklede man systemer med flere airguns, hvorved lydbølgens energi kan rettes nedad, så gennemtrængningen gennem lagene forbedres. I begyndelsen var streamerne omkring 1 km lange, men nu bruges op til 12 km lange streamere, hvorved datakvaliteten forbedres.

Frem til begyndelsen af 1980-erne udførtes seismisk tolkning i hånden ved, at man på de udtegnede seismiske profiler med farveblyanter indtegnede reflektorerne. Computernes stærkt forøgede regnekraft betød, at man nu kunne lave programmer som kunne udføre tolkningen, inklusive dybdekonverteringen. De kraftige computere gjorde det desuden fra midten af 1990-erne muligt at bygge mere komplekse streamere med op til 68 hydrofoner, så at man kunne erstatte det oprindelige todimensionelle seismiske profil med 3D-seismik. Her kan man bygge virtuelle tredimensionelle modeller af undergrunden, som kan vendes og drejes, og gennemskæres efter behov.

Seismiske undersøgelser bruges også, i kombination med boringer og CPT-forsøg, som forberedelse til installation af borerigge eller produktionsplatforme på havbunden. Når disse meget tunge genstande skal stilles på havbunden er der risiko for, at havbundslagene ikke har tilstrækkelig bæreevne, hvorved installationerne kan sætte sig eller ligefrem havarere. Forud for installationen udføres derfor undersøgelser til klarlæggelse af de geologiske og geotekniske forhold.

Boreteknik

Principskitse af borerig.

Den grundlæggende boreteknik har ikke ændret sig synderligt siden 1960-erne, se tegning til venstre. Man borer vha et boretårn (14), hvor borestammen (16 og 25) er ophængt i en taljeblok (11), som vha et trissekabel (12) kan hæves og sænkes. Borestammen bringes til at rotere på roterbordet (20), hvorved borekronen (26) kan skære sig ned gennem lagene. Det friskårne materiale, kaldet cuttings, løftes op til overfladen vha boremudder. Dette er en tyk specialblandet væske med høj densitet, som vha en pumpe (4) føres fra et reservoir (1) gennem slanger (3, 6, 8, 9, 10) og ned gennem den hule borestamme. Nede ved borekronen spuler boremudderet cuttings med sig op langs ydersiden af borestammen (28) og op til et filter (2), hvor cuttings skilles fra mudderet, som så genanvendes. Når taljeblokken er nået ned til roterbordet, skilles borestammen ad og en ny længde borerør tages fra et depot (16) og skrues på øverst. Hvis man rammer lag med forhøjet poretryk, fx olie eller gas, men også porevand, kan væsken skyde op gennem borestammen og fremkalde et blowout, hvor olie eller gas ukontrolleret står som et springvand ud af boreriggen, med fare for forurening, brand, eksplosion og tab af materiel og menneskeliv. Boreriggen er derfor forsynet med en blowout preventer (23 og 24), en ventil som i givet fald kan lukke af for strømmen.

Normalt udføres boringer, som beskrevet ovenfor, som skylleboringer, hvor det friborede cutting-materiale foreligger som små stumper op til cm-størrelse. Ved efterforskningsboringer er det af og ønskeligt at tage kerneprøver, hvor man friborer en intakt cylinder af fjeldmateriale, som så kan bruges til detaljerede petrografiske analyser. Kerneprøvetagning er tidkrævende og bekosteligt, og der er udviklet teknikker til at optimere prøvetagningen, fx ved at bore prøver ud af borevæggens sider.

Ved skylleboring er det kun muligt at optegne de gennemborede lag ud fra beskrivelse af de cuttings, som på boreriggen frasorteres boremudderet, og dybden som prøvematerialet stammer fra må beregnes ud fra prøvetagningstidspunktet og boremudderets strømningshastighed op gennem borestammen, ofte en strækning på flere km. En nøjagtigere optegning af lagene fås vha geofysiske logs, hvor måleudstyr sænkes ned i borehullet og måler borehulsvæggens fysiske egenskaber. Oprindeligt målte man især gammastråling (bruges til at skille ler og skifer fra sand og grus), neutronstråling (bruges til at måle porøsitet), lydhastighed (bruges bl.a. ved dybdekonvertering af seismiske data) og elektrisk ledningsevne (bruges til at skelne mellem porer fyldt med saltvand og med olie/gas). I dag er disse metoder blevet raffinerede og der er udviklet nye typer geofysiske logs, som i større detalje beskriver de gennemborede lag. Desuden kan man i dag logge borehullet mens man borer det, idet log-udstyret er placeret lige over borehovedet og sender data (trådløst?) op til overfladen.

Produktionsteknik

Underbygning af condeep-typen til produktionsplatform til det norske Statfjord-felt under bygning i Norge. De hule betonben støbes i en kontinuert proces for at undgå støbeskel, som forringer betonens styrke.

Olien eller gassen strømmer som oftest af sig selv hen til borehullet, hvor trykket er lavere end inde i de kulbrinteførende lag. Disse lags permeabilitet, evne til at gennemstrømmes, er altafgørende for, hvor meget kulbrinte der kan produceres, og specielt de danske skrivekridt-reservoirer er ofte svære at hente olie ud af, selv om de er fyldt med olie. Man har derfor udviklet teknikken med vandrette boringer, hvor borestammen i en vis dybde kan drejes bort fra lodret, så man borer på skrå og senere vandret, eller endog lidt opad, gennem de olie- og gasførende lag. Når man borer på langs af laget, i stedet for på tværs af det, øges ydelsen væsentligt.

I den danske nordsø er reservoirlagene helt ned til 10 m tykke, og vandrette boringer spiller en stor rolle ved udvindingen. Den længste vandrette boring i dansk nordsø er 10 km, lavet i Halfdan-feltet.

De første produktionsplatforme var bygget af stål, som dog havde begrænset bæreevne og var udsatte for korrosion og metaltræthed, som det bla sås ved ulykkerne med Sea Gem og Alexander Kielland-platformene som omtalt nedenfor. Til produktion fra Ekofisk-feltet byggede nordmændene en stor hul betonkasse, som placeret på havbunden brugtes til opbevaring af den producerede olie, indtil den kunne sejles bort med tankskibe. I 1973 forsynede man betonkassen med hule betonben og placerede produktionsplatformen ovenpå. Denne såkaldte condeep (concrete deep water structure) er senere blevet almindelig brugt på store vanddybder i Nordsøen, idet den både kan bruges til opbevaring af olie og gas og har meget stor bæreevne.

Sikkerhed

I Nordsøen er vejret omskifteligt og ofte dårligt, hvilket gør offshore arbejde både besværligt og farligt.

Alvorlige ulykker

Glasmosaik i Ferryhill Church i Aberdeen til minde om ofrene fra Piper Alpha-ulykken i 1988. Der er en hvid eller rød ring for hver af de omkomne.

Sea Gem var oprindeligt en stålpram på 5.600 tons, som BP i 1964 ombyggede til brug ved olieefterforskning. Herfra gjorde man i september 1965 ud for Lincolnshire det første britiske fund af gas i Nordsøen. 27 december samme år skulle platformen flyttes til en ny position, og i det blæsende vejr med høje bølger knækkede to af platformens ti ben under flytningen, så platformen kæntrede og 13 mand omkom. Senere undersøgelser konkluderede, at ulykken skyldtes metaltræthed i overgangen mellem ben og platform. Ulykken førte til, at man indførte nye sikkerhedsprocedurer. Bla skulle en platform herefter have tilknyttet en redningsbåd og ledes af en offshore installation manager med ansvar for besætningens sikkerhed, sundhed og velfærd.

Alexander L. Kielland var en flydende borerig bygget i 1976. Riggen blev senere ombygget til hotelplatform, med plads til 386 oliearbejdere. 27 marts 1980 lå den forankret med seks ankerkabler ved Edda 2/7C produktionsplatformen med 212 mand ombord. Vejret var dårligt, idet det blæste 21 sekundmeter og der var 12 m høje bølger. Hen under aften lå lød der pludselig nogle skarpe smæld, hvorefter riggen straks fik 30° slagside. Fem af de seks ankerkabler var knækket, og da det sidste kabel knækkede en halv time senere, kæntrede riggen og sank, og 123 mand omkom. Årsagen fandtes at være revner i stålkonstruktionen pga nogle dårlige svejsninger. Dette var da Norges værste søulykke siden Anden Verdenskrig, og man besluttede bagefter at stramme procedurerne omkring kommandostruktur ved ulykker, idet mange kunne have været reddet i tiden før det sidste kabel knækkede.

Piper Alpha var en produktionsplatform indsat i 1976 i Piper-feltet nordøst for Aberdeen. Platformen var bygget til olieproduktion, men som led i den britiske regerings planer om at øge eksporten af naturgas blev platformen i slutningen af 1970-erne ombygget til at kunne håndtere både olie, kondensat og gas. Gennem rørledninger modtog man både olie og gas fra nabofelterne Tartan og Claymore, som sammen med Piper Alphas egen produktion af olie og gas blev sendt i land til olieterminalen Flotta på Orkney-øerne. I 1988 var man i gang med en større modernisering af Piper Alphas gasanlæg, et arbejde som foregik sideløbende med den daglige produktion af 120.000 tønder olie og 33 mio kubikfod gas. Piper Alpha stod på dette tidspunkt for 10 % af den britiske nordsø-kulbrinteproduktion, og det var en af Nordsøens største platforme.

Om morgenen den 6 juli 1988 blev en sikkerhedsventil i den ene af Piper Alphas to kondensatpumper taget ud til reparation. Da arbejdet mod forventning ikke var afsluttet og ventilen geninstalleret da natholdet tog over kl 18, skulle natholdets tilsynsførende informeres herom, med en instruks om at pumpen ikke måtte anvendes. Denne instruks gik imidlertid tabt. Da man så lidt i ti om aftenen fik tekniske problemer med den anden kondensatpumpe, besluttede arbejdslederen, efter at have tjekket papirerne, at skifte over til den første pumpe, dén uden sikkerhedsventil. Få minutter senere lækkede pumpen, gas strømmede ud og blev kort tid efter antændt. Hovedventilerne blev herefter lukket og besætningen evakueret til et brandsikret rum under helikopterdækket, og branden burde herefter kunne have været bragt under kontrol. Naboplatformene Tartan og Claymore fortsatte imidlertid med at pumpe olie og gas hen til Piper Alpha, idet man, trods det man kunne se branden, ikke havde bemyndigelse til at lukke for strømmen. En lille halv time efter den første eksplosion smeltede gasledningen på Piper Alpha med gas fra Tartan, hvorved 15-30 tons gas strømmede ud hvert sekund, og startede en kæmpebrand, som fuldstændig ødelagde platformen. 167 mand omkom, mens 61 overlevede. Mange druknede, da helikopterdækket med det brandsikrede rum knækkede af og faldt i havet. Flere kunne formentlig have været reddet hvis ikke det var fordi alle de ledende ansatte i kontroltårnet blev dræbt ved den første eksplosion, så at der ikke var nogen til at koordinere redningsarbejdet.

Efter ulykken nedsattes en kommission til udregning af årsagerne, og dens rapport kritiserede olieselskabet Occidentals overordnede håndtering af sikkerhed på platformen, samt kom med 106 forslag til forbedring af sikkerhedsprocedurer.

Sikkerhedsprocedurer

Hvert af landene omkring Nordsøen har sit eget regelsæt for sikkerhed i forbindelse med offshore-installationer.

Som resultat af Piper Alpha-ulykken indførtes i 1993 et nyt sikkerhedsregelsæt i britisk nordsø, den såkaldte OSCR (Offshore Installations Safety Case Regulations). Her krævedes bla. at der for hver enkelt offshore-installation skulle udfærdiges separate sikkerhedsprocedurer. De nye procedurer førte til forbedret sikkerhed, men var ofte så firkantede og bureaukratiske, at mandskabet på platformene ikke følte, de blev taget nok med på råd. En revision i 2005 af OSCR rettede op på dette.

Økonomi

Udvikling i olieprisen i US$ 1950-2010.

Kulbrinteindvinding er et forretningsområde forbundet med store indtægter, men også store udgifter. Fra man iværksætter en efterforskning og til der begynder at komme indtægter fra salg af kulbrinteprodukter, kan der gå mange år, og aktiviteterne kræver derfor meget store investeringer. Aktiviteterne deles i<enwiki:Petroleum industri>

• upstream: efterforskning, udvikling af felt, produktion af olie og gas
• downstream: transport, raffinering, distribution og salg af færdige produkter

Specielt upstream-delen er forbundet med store risici, fx i form af ’tørre’ efterforskningsboringer, dvs boringer som ikke træffer kulbrinter. Gennem de sidste tre årtier af 1900-tallet var det, trods udvikling af mere raffinerede efterforskningsmetoder, stadig kun hver tredje efterforskningsboring som gav gevinst.<Evans m.fl. (2003), s. 335> Typiske omkostninger for en efterforskningsboring var i 1976 på 3,5 mio pund, i 1980 på 7 mio pund og i 1985 på 9 mio pund,<dewiki: Nordseeol> sikkert også som følge af, at de ’lavthængende frugter’ blev plukket først, mens efterforskning efterhånden blev henvist til områder med mere komplekse geologiske forhold, ugæstfri vejrforhold og større vanddybde. Processen fra et fund er gjort og til feltet er udviklet til produktion kræver ligeledes store investeringer, således typisk for små felter 25 mio pund, mens store felter som fx det britiske Brent krævede investeringer for 3,5 mia pund.<dewiki:Nordseeol> De svingende oliepriser udgør endnu en væsentlig risikofaktor.

Selvom det, i modsætning til forholdene i fx USA, er staterne rundt om Nordsøen som ejer naturrigdommene under havbunden i deres respektive økonomiske zoner, har alle landene valgt helt eller delvist at overlade kulbrinteindvinding og indtægterne herfra, normalt fraregnet en kulbrinteskat til staten, til private olieselskaber.<Sørensen 1996> Det største statslige økonomiske engagement ses i Norge, hvor det statslige olieselskab Statoil har 50 % andel i alle felter i norsk sektor.<dewiki:N>

I 1986 var der i britisk sektor udstedt licenser til 169 firmaer, hvoraf dog kun de 75 var kommet i gang med produktion af kulbrinter. Størstedelen af produktionen var da koncentreret hos nogle få selskaber, og således stod Exxon, Shell, Elf og BP for halvdelen af produktionen. De faldende oliepriser i 1990-erne var med til at forstærke tendensen mod få, men store operatører, fx da det største private norske selskab Saga Petroleum i 1999 blev opkøbt af Norsk Hydro, hvis olieaktiviteter så senere i 2007 blev opkøbt af Statoil. Den hektiske periode i 1980-erne og 1990-erne betød dog også, at der fremkom et stort antal mindre virksomheder, som specialiserede sig i niche-ydelser inden for olieindustrien.<dewiki>

Efter årtusindskiftet gøres der stadig fund, specielt i norsk sektor, men overordnet er produktionen af nordsøolie faldet markant, således i 2004 med 10 % og i 2005 med 13 %.<dewiki> Det kraftige fald i olieprisen i 2015 førte til kraftig opbremsning i nye investeringer, og visse analytikere mener, at olieindustrien i Nordsøen i værste fald kan være på vej mod en nedtur i stil med Lehman Brothers Bank under finanskrisen i 2008.< https://www.energyvoice.com/oilandgas/110611/north-sea-industry-heading-lehman-brothers-magnitude-crash/>

Samfundsmæssig betydning

Nordsøens inddeling i økonomiske zoner.

Da man midt i 1960-erne enedes om grænserne mellem de økonomiske zoner i Nordsøen, begyndte de forskellige regeringer at udbyde efterforsknings- og indvindingslicenser til interesserede olieselskaber. Havbunden blev inddelt i blokke ud fra længde- og breddegrader, efter lidt forskellige retningslinjer i landene. Således underinddelte briterne deres 1° x 1° hovedblokke i 30 underblokke (hver på 10 breddeminutter x 12 længdeminutter), mens man i Norge inddelte i 12 underblokke (hver på 15 breddeminutter x 20 længdeminutter) og i Danmark i 32 underblokke (hver på 7,5 breddeminutter x 15 længdeminutter). Tyskland og Nederlandene brugte samme inddeling, med 18 underblokke (hver på 10 breddeminutter x 20 længdeminutter).

Storbritannien

Briterne vedtog i 1964 Continental Shelf Act, som udvidede kronens ret til britisk undergrund, herunder ret til at udstede licenser på efterforskning og indvinding, til at omfatte den britiske del af Nordsøen. Første licensrunde blev afholdt i 1964, og her blev der tildelt produktionslicens for 348 blokke.

Norge

Graf over norsk olieproduktion fordelt efter felter.

Graf over den norske kulbrinteproduktion 1970-2020 fordelt efter type.

Den førske norske licensrunde blev afholdt i 1964, og her blev der udstedt licens for 78 blokke. Den norske stats økonomiske involvering var i begyndelsen minimal, men efter anden udbudsrunde i 1969 ændredes dette, og da det statslige norske olieselskab Statoil blev oprettet i 1972, fik dette selskab herefter 50 % andel af alle norske licenser.

Norsk olieindustri er centreret i Stavanger, hvor det første olieselskab i sin tid indlogerede sig i en nedlagt fiskefabrik. Siden har byen gennemgået en rivende udvikling, hvor en lang række olieselskaber har bygget kontorer, foruden en række firmaer som fabrikerer og vedligeholder offshore-installationer. Man har i Norge tradition for, at store opgaver lægges ud til mange underleverandører, som det også gjaldt Gullfaks-produktionsplatformen: her indgik bygherren Statoil ikke mindre end 1.700 kontrakter med forskellige underleverandører.

Danmark

I Danmark valgte man allerede i 1962 at give rederiet A.P. Møller eneret til indvinding i den danske del af Nordsøen. A.P. Møller havde ingen erfaring med olieindvinding og dannede derfor sammen med Gulf Oil Company Dansk Undergrunds Konsortium (DUC), som beholdt denne eneret frem til 1976, hvor en ny aftale blev forhandlet på plads. Aftalen indebar en øget udnyttelse af de store mængder gas i dansk nordsø, som indtil da var blevet brændt af på platformene, ved såkaldt flaring. Den danske stat havde i 1972 oprettet Dansk Olie- og Naturgas A/S, som i 1976 indgik aftale med DUC om køb og distribution af naturgas fra Nordsøen.

Vedvarende energi

Kort over opførte og planlagte tyske havvindmølleparker. Øverst ses de tre danske Horns Rev parker.

Som verdens øvrige kulbrinteforekomster er nordsøolien fossilt brændsel, og dermed hovedansvarlig for global opvarmning. Da produktionen af nordsøolie omkring årtusindskiftet begyndte at stagnere, begyndte flere af landene omkring Nordsøen, med Danmark som foregangsland, at opstille havvindmøller i vindmølleparker (OWF - offshore wind farms). Nordsøens første havvindmøllepark var Horns Rev I ud for Esbjerg, opført i 2002. Siden da er der især i den engelske del af Nordsøen opført et stort antal havvindmølleparker, og flere er på vej, også i den tyske del af Nordsøen.

Diverse

Familien Andersen (?) udviklede i 1981 en lakridsbitter, verdens første, som man lancerede på det danske marked i 1982 og på baggrund af det danske olieeventyr i Nordsøen gav navnet Nordsøolie, senere ændret til Nordsø Bitter, og med mottoet: Den er raffineret. Produktionen blev senere overtaget af Danisco og i 2008 af franske Pernod & Ricard, som lod bitteren udgå af varesortimentet. I 2014 købte familien Andersen produktet tilbage, og bitteren blev i 2016 relanceret på det danske marked.

Eksterne henvisninger

• Energistyrelsens årsrapporter over de danske olie- og gasaktiviteter
• North Sea Oil: Facts and Figures - BBC News

Litteratur

Bøger

• D. Evans, C. Graham, A. Armour, A and P. Bathurst (red., 2003): The Millennium Atlas - petroleum geology of the central and northern North Sea. Geological Society of London, Geological Survey of Denmark and Greenland, Norwegian Petroleum Society, 389 sider, ISBN 1-86239-119-X (Denne meget store bog måler 43 x 60 x 5 cm (højde x bredde x tykkelse) og vejer 9,6 kg)

Nyt fra GEUS og Geoviden numre

• Kai Sørensen: Olie og gasefterforskning i Nordsøen. Nyt fra GEUS, 1996, nr. 2 & 3, 16 sider
• Finn Jakobsen m.fl.: Valdemar feltet - en reservoirgeologisk undersøgelse. Nyt fra GEUS, 2003, nr. 1, 20 sider
• Niels Peter Christensen m.fl.: Geologisk lagring af CO₂ - et bidrag til fremtidens klimapolitik. Nyt fra GEUS, 2004, nr. 2, 16 sider
• Ole Rønø Clausen m.fl.: Olie og gas i dansk undergrund. Geoviden, 2013, nr. 1, 20 sider