cyanic-selkie/wikianc huggingface dataset:
Gunhild Alvik Nyborg
Medisiner
Under koronapandemien har hun arbeidet for å spre kunnskap og hindre utbredelsen av SARS-CoV-2-viruset, i Norge både alene  og gjennom et etablert samarbeid med en gruppe professorer og leger som deltok aktivt i samfunnsdebatten. Internasjonalt har hun publisert populærvitenskapelige artikler og deltatt i diskusjonsgrupper med forskere fra hele verden, blant annet som moderator for Clinical Epidemiological Discussion of COVID-19 Pandemic Group, en global diskusjonsgruppe for leger, akademikere og helseledere, som har drevet kritisk review av vitenskapelige publikasjoner på SARS-CoV-2-pandemien. Hun har vært postdoktor ved New England Complex Systems Institute, Cambridge, Massachusetts, USA, der hun har forsket på SARS-CoV-2-pandemien og long COVID fra et helse- og samfunnsmessig perspektiv med utgangspunkt i komplekse systemer. Sammen med internasjonale kolleger har hun publisert en artikkel i The Lancet Regional Health - Europe, der forfatterne gjennom deterministisk tilnærming viste at massetesting kan være minst like effektivt som nedstengning av et samfunn for å begrense spredning av et luftbårent patogen. Nyborg har ledet Long COVID Expert Advisory Group, en global ekspertgruppe på long COVID. Hun har holdt foredrag om pandemien i Norge og om langtidseffekter av COVID-19 på internasjonale symposium og for medlemmer av Europaparlamentet. Hun har aktivt arbeidet mot spredning av desinformasjon under pandemien, blant annet gjennom foredrag for PHIRI (Population Health Information Research Infrastruture). I 2022 deltok hun i en tverrfaglig konsensusprosess blant 386 internasjonale eksperter på COVID-19 fra 112 land for videre håndtering av pandemien, publisert i Nature.
Norges petroleumshistorie
Hydro og Statoil slår seg sammen
I løpet av sommeren 2007 ble tilliten til Eivind Reiten svekket som følge av opsjonsavtaler for en rekke ledere i Hydro. Avtalene ga rett til kjøp av aksjer ved avviklingen av selskapet. Fem dager etter den offisielle fusjonen ble det også kjent at Hydro kunne ha vært involvert i korrupsjon i kontakt med et Libya-selskap 6-8 år tilbake i tid. Eivind Reiten gikk da av som styreleder. Marit Arnstad fungerte som styreleder, til Svein Rennemo tok over i april 2008.
Gunhild Alvik Nyborg
Musiker
Som musiker har Gunhild Alvik Nyborg bakgrunn som låtskriver, vokalist og produsent. Hun har gitt ut to album. Live har hun tidligere spilt jazz i duo, trio, kvartett og kvintett med flere norske jazzmusikere. Musikken fra albumet Sliding Off the Edge of the World ble presentert ved noen få anledninger i London, England, og i Norge, blant annet i Jakobkirken i Oslo.
Norges petroleumshistorie
Fra StatoilHydro til Equinor
Finanskrisen i 2008 førte med seg mange omstillinger, og i 2008 og 2009 måtte over 2000 ansatte forlate StatoilHydro med sluttpakker. Flere utbygginger, som Lavrans og Trestakk, ble utsatt.
Det midlertidige navnet StatoilHydro kom til å fungere i to år, men i november 2009 ble det gamle navnet Statoil gjeninnført også for det fusjonerte selskapet. Det fusjonerte selskapet forsøkte mer og mer å bli en internasjonal aktør.
I mai 2018 ble navnet igjen byttet, nå fra Statoil til Equinor. Navnebyttet ble gjennomført for å vise at selskapet ønsket å være et bredere energiselskap, med engasjement også utenfor gass og olje.
Gunhild Alvik Nyborg
Privatliv
Gunhild Alvik Nyborg er datter av tidligere helsedirektør, styremedlem i WHO Anne Alvik og tidligere generalsekretær i Det norske universitetsråd Per Nyborg. Hun er søster av professor i økonomi ved UiO og forfatter Karine Nyborg. Hennes morfar var Ivar Alvik, Norges første professor i ortopedi.
Norges petroleumshistorie
Utenlandske aktører
I starten var Norge helt uten kunnskap om oljeproduksjon, og kompetansen og ressursene fra utenlandske oljeselskap var kritisk nødvendig. Potensialet for gevinst på sokkelen la grunnlaget for et stort og kontinuerlig engasjement fra internasjonale aktører. Balansen mellom å tilgodese utenlandske selskap, bygge opp og vedlikeholde norsk industri og virksomhet, og samtidig sørge for nasjonal kontroll og styring, har vært et gjennomgående tema i hele den norske petroleumshistorien.
Fram til EUs konsesjonsdirektiv ble gjort gjeldende i 1995 var det et krav for å få lisenser at utenlandske selskap opprettet norske datterselskap.
Gunhild Alvik Nyborg
Noter
<references group='lower-alpha'/>
Norges petroleumshistorie
Utenlandske aktører
Oljeleting og produksjon er ressurskrevende, både i form av kompetanse og kapital. En trend med sammenslåing av selskap til stadig større og sterkere internasjonale enheter har preget både internasjonal og nasjonal oljeindustri. Sammenslåingene har ofte vært smertefulle prosesser som har berørt mange arbeidsplasser også i Norge.
Phillips, Conoco og ConocoPhillips
Phillips var en pioner på norsk sokkel, og det amerikanske selskapet har vært engasjert kontinuerlig her siden de kom i 1962. Med de første funnene av Cod-feltet og Ekofisk-feltet hadde de en sentral rolle i den tidlige historien. Som operatør for Ekofisk har selskapet utviklet feltet slik at utvinningsgraden har økt fra de første estimatene på 17 % til dagens tall på over 50 %. Et ledd i arbeidet på Ekofisk var oppjekkingen av stålplattformene i 1987. Selskapet har også vært operatør på Albuskjell, Cod, Edda, Eldfisk, Embla og Tor. På Ekofisk hadde selskapet ansvaret for Bravo-utblåsningen i april 1977. Phillips var også kontraktør for riggen Alexander L. Kielland, da denne kantret 27. mars 1980 under arbeid på Eddafeltet. I 2002 fusjonerte det internasjonale morselskapet med det amerikanske selskapet Conoco, under navnet ConocoPhillips, og virksomheten i Norge har siden 2003 vært drevet gjennom ConocoPhillips Skandinavia AS, fra hovedkontoret i Tananger i Sola kommune.
Conoco fikk sin første produksjonslisens på norsk sokkel i 1970 og var operatør da Murchinsonfeltet ble funnet i 1975 og Heidrunfeltet i 1985. Murchinson ble bygget ut fra britisk side av sokkelen, og Statoil overtok operatøransvaret for Heidrun i 1995. Conoco kjøpte i 1974 en andel på omkring 10 % i Statfjordfeltet.
I tillegg til driftsoppgavene har ConocoPhillips holdt fram med letevirksomheten, og i november 2020 annonserte ConocoPhillips et større funn av gass og kondensat i en letebrønn på Warka, 35 kilometer nordvest for Heidrunfeltet.
Amoco og BP
Det britiske selskapet BP hadde vært til stede i Norge med salg av olje og bensin siden 1920-årene, og i starten av 1970-årene var datterselskapet Norsk Brændselsolje engasjert i utbyggingen av raffineriet på Mongstad. BP var første selskap som fant gass i den sørlige delen av Nordsjøen og var svært aktiv på britisk sokkel. I 1974 søkte selskapet om konsesjon på norsk sokkel, men uten å få noen tildelt noen lisenser. Først i mai 1976 ble BP gitt rettigheter på norsk sokkel. Høsten 1976 var selskapet operatør for funnet av Ulafeltet. I juni 2016 fusjonerte virksomhetet til BP Norge med det Aker-eide Det norske oljeselskap, og denne fusjonen er omtalt i avsnittet Aker-konsernet på sokkelen. På tidspunktet for fusjonen var BP Norge operatør for Hod, Ula, Skarv, Tambar og Valhall, og selskapet hadde omkring 850 ansatte.
Norske Shell
Også Shell var en av pionerne på norsk sokkel, aktiv i fra første konsesjonsrunde. På land drev selskapet fra januar 1968 oljeraffineriet på Sola. Som operatør fant selskapet gassprovinsen i Trollfeltet høsten 1979. Shell fortsatte som operatør for Troll Gassprovins i utbyggingsfasen, fram til juni 1996, da Statoil overtok som driftsoperatør.
Også Draugenfeltet på Haltenbanken ble funnet av Shell, høsten 1984. Selskapet fungerte som operatør fram til november 2018, da OKEA overtok Shells andeler og ansvar. Samtidig solgte Shell også en 12 % andel i Gjøafeltet til OKEA.
Det vekte oppsikt da Shell ikke søkte om nye letelisenser i 14. konsesjonsrunde i 1992, og den manglende søknaden ble oppfattet som et tegn på at selskapet var misfornøyd med arbeidsbetingelsene i Norge. Representanter for selskapet uttalte at det økte skattetrykket i Norge hadde gjort petroleumsvirksomheten mindre attraktiv.
Om Shells rolle i kampen 1997-1999 om operatøroppgavene på Ormen Lange, se avsnittet Ormen Lange.
I 2005 gjordet Shell funnet Lindorm i midtre del av Norskehavet, og dette funnet er fremdeles under evaluering. Norske Shell er i 2020 operatør for Ormen Lange, Gaupe og Knarr, der de to siste feltene har avsluttet produksjonen. Selskapet har om lag 500 ansatte i Norge, med hovedkontorene i Risavika i Sola kommune.
Esso, Mobil og ExxonMobil
Esso var med i første konsesjonsrunde og fikk alene tildelt lisens 001. Det var det første selskap til å bore på norsk sokkel og det første selskap til å finne spor av olje i norsk farvann. Mobil, derimot, hadde ikke tro på norsk sokkel og var ikke med i første konsesjonsrunde.
Esso påviste Balderfeltet så tidlig som i 1967, men feltet var relativt lite, og PUD for Balder og det nærliggende Ringhorne ble godkjent først i 1996. Selskapet var også operatør da feltet Sleipner Vest ble funnet høsten 1974, Sigun i 1982 og Jotun i 1994.
Mobil kom inn på sokkelen først i 1973 og var operatør da Statfjord ble funnet i første halvdel av 1974 og Fram i 1990.
I 1995 inngikk Esso et samarbeid med Smedvig asa om felles kjøp og drift av et produksjonsskip på Balderfeltet. Esso mente i 1997 å ha funnet grove feil på skipet, som kom fra verft i Singapore. Oljeselskapet hevet kontrakten med Smedvig, og striden endte med at de to involverte partene gikk til motsøksmål mot hverandre. I tingretten i Stavanger ble Smedvig i juli 2003 dømt til å betale Esso en erstatning på 534 millioner kroner.
Et av de største salgene på norsk sokkel ble gjennomført i mars 2017, da ExxonMobil solgte eiendelene i Balder, Ringhorne og Jotun til selskapet Point Resources, for en prislapp på nærmere åtte milliarder kroner. Med dette kjøpet skiftet nærmere 300 ansatte selskap. ExxonMobil beholdt Sigyn-andelen, men overførte operatøransvaret til Statoil. Dermed sto ExxonMobil igjen med kun lisensrettigheter på norsk sokkel og ingen operatøroppgaver.
Andre utenlandske aktører
Chevron har hatt andeler i en flere norske felt, men selskapsgiganten har vært lite aktiv på norsk sokkel. Selskapet ble operatør for letelisensen Dønna Vest (PL259) i 2000, i 16. konsesjonsrunde. En énkelt brønn ble boret, og denne var tørr.
Faroe Petroleum søkte om konsesjon første gang i 2005 og etablerte et norsk datterselskap i 2006. Fra 2016 var selskapet operatør for Oselvarfeltet og Trymfeltet samt for Brassefunnet. DNO forsøkte gjennom 2018 å ta over det norske selskapet gjennom aksjekjøp, for på den måten å vokse på norsk sokkel. Faroe ønsket å stå på egne bein og betraktet oppkjøpet som fiendtlig. I januar 2019 hadde DNO greid å vinne oppkjøpskampen, etter å ha fått kontroll på over halvparten av Faroe-aksjene. De to selskapene fusjonerte i mai 2019.
Det svenskeide selskapet Lundin Energy etablerte seg med datterselskap i Norge i 2004. Høsten 2007 var selskapet operatør for sin første letebrønn på norsk sokkel og hadde umiddelbar suksess med å finne Edvard Grieg-feltet. Selskapet har markert seg med å gjøre en rekke funn, inkludert Johan Sverdrup. Se nærmere omtale i avsnittet om Johan Sverdrup.
Marathon Oil hadde eierandeler i en rekke lisenser og var også operatør for Alvheim og Vilje. Selskapet valgte i 2014 å selge hele virksomheten i Norge til Det norske oljeselskap for 12,6 milliarder kroner.
Norsk Agip var i første konsesjonsrunde med i Phillips-gruppen. Selskapet fikk etter hvert en relativt stort portefølgje av andeler i norske felt og var også operatør for en del leteboringer, uten først å ha den helt store suksessen. I 2000 fant selskapet Goliatfeltet i Barentshavet. Norsk Agig var et datterselskap av Agip, som igjen var et datterselskap av det italienske statsselskapet Eni. Som følge av endringer i strukturen til morselskapene, skiftet Norsk Agip i desember 2003 navn til Eni Norge. I 2018 fusjonerte Eni Norge med Point Resources og dannet Vår Energi. Selskapet er operatør for Balder, Goliat, Jotun, Marulk og Ringhorn Øst. Vår Energi var nummer to på listen over selskap som betalte mest petroleumsskatt i 2019, etter Equinor.
OMV er et av Østerrikes største selskap og etablerte seg på norsk sokkel med datterselskapet OMV (Norge) i 2006. Selskapet er operatør i enkelte letelisenser og har kjøpt større andeler i feltene Edvard Grieg, Gudrun, Gullfaks, Solveig og Aasta Hansteen.
Det tyske selskapet Wintershall kom inn på norsk sokkel i 1969, da de kjøpte rettigheter fra Norske Odeco Exploration, som ville trekke seg ut av virksomheten. Fra før av hadde Wintershall virksomhet på tysk sokkel i tillegg til internasjonalt. Den tidlige eierandelen på norsk sokkel var imidlertid ingen suksess, med hovedsakelig tørre brønner. Først etter 2005 begynte selskapet å få rettigheter i større omfang på norsk sokkel. Selskapet var operatør for funnet av Maria i 2010 og Nova i 2012. Før jul i 2017 ble det kjent at Wintershall ville fusjonere med selskapet DEA Norge. Også DEA Norge hadde røtter i Tyskland, med hovedkontor i Hamburg. Fusjonen ble gjennomført i 2009 under navnet Wintershall Dea. Ved fusjonen ble den samlede arbeidsstokken i de to selskapene redusert fra 650 til 450. I tillegg til Maria og Nova er selskapet også operatør på Brage, Dvalin og Vega.
Aker-konsernet på sokkelen
Tidlig på 1970-tallet gjorde datterselskapet Aker Drilling Services (etablert 1965) det første forsøket på å bruke boreskip i Nordsjøen, men forsøket var ikke vellykket. Aker Drilling Services var på syttitallet også involvert i oljeleting på Svalbard, men ble i 1976 solgt til Fred Olsen-gruppen, som skiftet navn på selskapet til Dolphin Services a.s. Aker Offshore Contracting ble etablert høsten 1974 for å «ivareta Aker-gruppens engasjementer i tilknytning til utvinning av olje og gass på kontinentalsokkelen». Selskapet skulle kunne engasjere seg både på land og til havs, men hovedaktivitetene har vært knyttet til feltutbygging og vedlikehold. På sokkelen fikk Aker Offshore Contracting i 1977 sammen med et nederlandsk selskap oppdraget med å dekke til rørledningen fra Ekofisk til Emden.
I januar 1987 fusjonerte Aker med Norcem, og som ledd i integrasjonsprosessen ble i 1988 en rekke Aker- og Norcem-selskaper samlet under forretningsområdet Aker Offshore. Dette omfattet blant annet Norcem Drilling, eier av boreskipet «Petrojarl I» som ble benyttet på Oseberg-feltet. Norcem Drilling hadde ved årsskiftet 1987/88 1350 ansatte og betydelig virksomhet på sokkelen. Andre nye forretningsområder var Aker Cement, Aker Contractors, Aker Industrier og Aker Eiendom. Hvert forretningsområde ble organisert med en rekke datterselskap. De fem forretningsområdene i Aker-konsernet ble fusjonert med morselskapet igjen i juli 1990.
Gjennom selskapet Resource Group International (RGI) kjøpte Kjell Inge Røkke i de første månedene av 1996 en majoritetsaksjepost i Aker ASA. Bjørn Rune Gjelsten fra RGI erstattet da Gerhard Heiberg som styreformann i Aker-konsernet. Juli samme år ble olje- og gassdelen av Aker igjen skilt ut fra mor-bedriften og fusjonert med Kristiansandsbedriften Maritime Group til Aker Maritime ASA. Det nye selskapet fikk om lag 9400 ansatte, fordelt på 20 land. Etter en dramatisk dragkamp om aksjer ble en fusjon mellom Aker og RGI godkjent av styrene i begge selskaper i september 1997.
Aker Floating Production ble dannet i 2006 for å drive virksomhet knyttet til lagerskip og til flytende produksjonssystemer, kalt FPSO-er. Selskapet ble solgt til Ocean Yield i 2012, nå Ocean Operation.
Våren 2006 startet konsernet opp arbeid med et nytt datterselskap, Aker Exploration, som et «fokusert leteselskap». Planen var å bruke én rigg til oljeleting. Selskapet ble prekvalifisert som rettighetshaver på norsk sokkel i 2006, som ett av tolv nye selskap på sokkelen dette året. Året etter ble selskapet også prekvalifisert som operatør. Hovedkontoret ble lagt til Stavanger. I starten av 2009 var selskapet medeier i 17 lisenser.
Et nytt selskap med det gamle navnet navnet Aker Drilling var blitt etablert som børsnotert selskap under Aker-paraplyen i 2005. Selskapet igangsatte bygging av to nye halvt-nedsenkbare leterigger Aker Spitsbergen og Aker Barents. Spitsbergen skulle etter planen være ferdigstilt i 2007 og var da verdens største leterigg. Riggen skulle i arbeid på Haltenbanken på oppdrag for Statoil. Barents var like stor og skulle være ferdig i 2008, og plattformen skulle da leies ut til Aker Exploration. Bygging av riggene ble imidlertid betydelig forsinket, og begge ble ferdigstilt først i 2009. Forsinkelsene ble estimert til å koste én milliard per plattform, i tillegg til en opprinnelige pris på fire milliarder per plattform.
I august 2009 ble det gjort kjent at Aker Exploration skulle fusjoneres med Det norske oljeselskap (I dagligtale ofte bare «Det norske»). Intensjonen var å lage et selskap som kunne danne en motvekt til Statoil og ta den plassen Hydro og Saga hadde hatt. Fusjonen ble godkjent av generalforsamlingene i de to selskapene 19. oktober. Det sammenslåtte selskapet hadde andeler i 70 lisenser og var operatør for 32 av disse. Kjell Inge Røkke ble første styreleder i det nye selskapet, som fortsatte under navnet Det norske oljeselskap. Erik Haugane fra Det norske ble administrerende direktør. Det norske hadde tidligere, i november 2006, vært igjennom en fusjon med oljeselskapet Pertra.
Aker BP hadde i 2020 om lag 1300 ansatte, og selskapet har andeler i blant annet Alvheim, Valhall, Ula, Ivar Aasen og Skarv. Styreleder har siden 2003 vært Øyvind Eriksen, og Karl Johnny Hersvik har vært administrerende direktør siden mai 2014.
Nye norske selskap
Etter at myndighetene gjorde letevirksomheten mer attraktiv i 2005, ble flere nye norske selskap dannet, inkludert OKEA i 2015 og Point Resources i 2016. OKEA er operatør for Draugenfeltet. Point Resources kjøpte eiendelene i Balder, Ringhorne og Jotun fra ExonMobil i mars 2017. I 2018 fusjonerte Point Resources med Eni Norge, under navnet Vår Energi.
Nye store felt
I 1970-årene og 1980-årene ble det funnet en rekke store felt, som fremdeles utgjør ryggraden i den norske petroleumsproduksjonen. Store gassfelt som ble funnet i begynnelsen av 1980-årene, gjorde at Oljedirektoratets anslag over påviste gassreserver ble mer enn doblet fra 1978 til 1982. Det ble etter hver vanskelig å orientere seg i alle feltnavnene som forekom i aviser og nyheter.
Statfjord
Det største feltet på norsk sokkel er Statfjord, som ligger delvis i norsk, delvis i britisk sektor. Ekofisk har større reserver, men utvinningsratene er størst på Statfjord. Feltet ble funnet i britisk sektor i 1974 av Shell og Esso, som hadde felles rettigheter. Selskapene mente at det var sannsynlig at feltet, som de kalte Brent, strakte seg over på norsk side.
Norske myndigheter avviste først ønsket fra de to selskapene om også å få rettigheter i de to tilgrensende blokkene i norsk sektor. Ett år etter funnet var det boret ytterligere en brønn, som bekreftet at feltet var delt mellom de to landene. Dette førte til at norske myndigheter 2. mars 1973 kunngjorde at Esso og Shell hadde søkt på de aktuelle «Brent-blokkene» 33/9 og 33/12, og andre selskap ble også oppfordret til å søke. Søknadsfristen var svært kort, 1. april.
Hele 19 søknader kom inn, og Statoil var nå etablert og trengte ikke å søke. Etter lengre overveininger ble 10. august Mobil utpekt som operatør, med Statoil, Esso, Shell og Conoco som partnere. Den første brønnen på norsk side ble boret i mars 1974 og viste at her hadde en et stort oljefelt. Videre arbeid avklarte at dette var et felt uavhengig av Brent-feltet, men at det nye feltet, Statfjord, strakte seg over på britisk side.
Etter konsesjonsavtalen kunne Statoil overta som operatør etter 10 års produksjon, og selskapet benyttet denne muligheten i 1987.
Gullfaks
Forventningene til funn i blokk 34/10 var så store at blokken ble kalt «gullblokken». Det ble antydet muligheter for funn i størrelse med Statfjordfeltet. Regjeringen Nordli hadde først indikert at Statoil burde få være eneansvarlig for denne blokken, men det var sterk uenighet om dette, også internt i Arbeiderpartiet. Den politiske kampen om gullblokken endte med et kompromiss i Stortinget 16. mars 1978, der Hydro ble tildelt en eierandel på 9 % og Saga 6 %. Blokken ble tildelt utenom de regulære konsesjonsrundene.
Gullfaks ble det første norske feltet som ble bygd ut med kun norske eiere. Det var også det første feltet der Statoil var operatør. Fra feltet ble funnet til produksjonen startet i desember 1986, gikk det nesten 8 år. Reservoaregeneskapene viste seg å være svært gode, men en kompleks reservoargeometri med mange forkastninger gjorde utvinningen utfordrende.
Troll
Shell var i fjerde konsesjonsrunde tildelt blokk 31/2 og begynte i juli 1979 å bore den første letebrønnen, i et område omkring 80 kilometer vest for Bergen. Brønnen antydet et stort gassfelt, med en tynn oljesone underst. Videre undersøkelser sannsynliggjorde at reservoaret strakk seg inn i tre naboblokker, 31/3, 31/5 og 31/6. Regjeringen Nordli gikk inn for å dele eierandelene i de tre tilstøtende Troll-blokkene tilsvarende som på Gullfaks, med 85 % til Statoil, 9 % til Hydro og 6 % til Saga. Det var ikke stor politisk uenighet om dette, men det ble strid om hvilket selskap som skulle være operatør, både i undersøkelsesfasen og i produksjonsfasen.
Boring av flere brønner viste at det nye feltet, som ble gitt navnet Troll, var delt i to nesten adskilte strukturer, Troll Vest og Troll Øst. Troll Øst var et gigantisk gassreservoar, med en oljekolonne bare 0-3 meter tykk. Troll Vest ble igjen delt i to deler: Gassprovinsen, der oljekolonnen var 8-15 meter, og Oljeprovinsen, der kolonnen var 23-25 meter tykk. Selv i Oljeprovinsen var det en stor teknologisk utfordring om den tynne oljekolonnen lot seg produsere, før en tok ut gassvolumene. Brønner med en horisontal brønnbane i reservoaret, først utprøvd i norsk sektor på Troll, ble etter hvert vanlig på mange felt i Nordsjøen. Feltet har i 2020 over 180 produksjonsbrønner, med over én million meter brønnlengde i reservoaret.
Troll-feltet ligger midt i Norskerenna, og havdypet på over 300 meter var nok en utfordring for å finne en utbyggingsløsning. Plattformen Troll A som ble plassert på Troll Øst var den største betongplattformen som ble laget, med en høyde på 472 meter.
Troll ble på mange måter en svært viktig drivkraft for utvikling av ny teknologi, både for utbygging, boring, brønnteknologi og produksjonsteknologi.
I plan for utbygging og drift av Troll-feltet som ble fremlagt for Stortinget i mai 1986, ble det skissert en framdrift i tre faser: I fase 1 skulle gassproduksjonen i Troll Øst starte, med Statoil som operatør. I fase 2 skulle en parallelt med gassproduksjonen i Troll Øst ta ut oljen i Oljeprovinsen, med Hydro som operatør for Troll Vest. I den siste fasen skulle en ta ut gassen også i Troll Vest. Delingen av Troll Øst og Troll Vest mellom to operatører var ikke uten gnisninger, delvis på grunn av usikkerhet omkring kommunikasjon mellom de to reservoarene. Etter sammenslåingen av Hydro og Statoil i 2007 har Statoil, nå Equinor, vært ene-operatør.
Gassproduksjonen i Troll Øst startet fra Troll A i 1995 og oljeproduksjonen i Troll Vest fra Troll B i 1999. Også Troll C produserer fra Troll Vest. PUD for fase 3 ble godkjent i desember 2018
Oseberg
Av de 15 blokkene som ble utlyst i fjerde konsesjonsrunde i 1978, var sølvblokken 30/6 den mest attraktive, i den nordlige delen av Nordsjøen. Av 47 selskap som søkte om konsesjon, hadde 46 denne blokken som sitt førstevalg. Både Statoil og Hydro var sterkt interessert i å få operatøransvaret, og det ble en ny politisk dragkamp, med stor lobbyvirksomhet fra begge sider. Som for Gullfaks, ville Arbeiderpartiet favorisere Statoil, mens Høyre var positiv til Hydro. Viktig i Hydros favør ble også støtte fra fagbevegelsen, som var redd for å miste Hydro-miljøet dersom dette ikke fikk tilstrekkelig med oppgaver.
Igjen ble avgjørelsen i starten av 1979 et politisk kompromiss: Statoil fikk operatøransvaret for sølvblokken, men Hydro ble lovt å få overta dersom Statoil skulle ha started med utbyggingen av Gullfaks før sølvblokken kom i gang. Regjeringen Nordli ønsket at Statoil skulle være først blant de norske selskapene med en utbygging.
Uenighet mellom Arbeiderpartiet og Høyre var også i høy grad til stede under forhandlingene om Volvo-avtalen, et storstilt samarbeidsprosjekt mellom norsk og svensk industri. Norge skulle få 40 % av et tenkt nydannet Norsk Volvo A/S, som skulle skape norske arbeidsplasser knyttet til Volvo-konsernet. Til gjengjeld skulle et svensk Volvo Petroleum få 2 % i sølvblokken og 10 % i blokkene 30/2 og 30/3. Statsminister Odvar Nordli ivret for avtalen, mens Høyre var imot. En avtale ble signert 8. desember 1978, av den norsk og den svenske statsministeren samt Volvo-sjefen Pher Gyllenhammar. Før avtalen kom til videre politisk behandling ble den imidlertid stoppet av de svenske Volvo-aksjonærene.
Da gullblokken var klar for utbygging høsten 1981, ba Hydro om å få overta som operatør for sølvblokken. Statoil kjempet for å få beholde blokken og mente at utforskningsfasen ikke var ferdig og at Hydro isteden kunne overta operatøransvaret for Sleipnerfeltet. Kåre Willoch overtok som statsminister i oktober 1981, og i august 1982 ble sølvblokken overført til Hydro. Oseberg ble da valgt som navn på feltet. PUD for Oseberg ble godkjent i 1984, men feltet kom i produksjon først i 1988, nesten ti år etter at det var funnet.
Den godkjente PUD-en for Oseberg var basert på utvinning med vanninjeksjon. I 1985 foreslo Hydro en alternativ plan, med bruk av fullskala gassinjeksjon. Hydro mente at dette kunne øke utvinningen, samtidig som at antall injeksjonsbrønner kunne reduseres. Injeksjonsgass kunne hentes fra Troll-feltet. Verken Statoil eller de andre partnerne var innstilt på dette, men Statoil ble instruert av olje- og energiminister til å stemme for forslaget. En revidert PUD ble godkjent av Stortinget våren 1986. Troll-Oseberg Gassinjeksjon, forkortet TOGI, var en havbunnsmodul plassert på Troll Øst som via en 48 kilometer lang rørledning overførte gass fra Troll til Oseberg. TOGI ble operert av Norsk Hydro og kontrollert fra Oseberg. Installasjonen var operativ fra 1991 til 2002 og ble fjernet i 2012.
I nærheten av hovedfeltet på Oseberg er det funnet en rekke separate felt, som Oseberg Sør, Oseberg Øst, Brage og Tune.
Snorre
Saga fikk ved tildeling i fjerde konsesjonsrunde i april 1979 operatøransvaret for blokk 34/4 i nordlige Nordsjø, cirka 140 kilometer vest for Sogn. Statoil fikk 50 % eierandel, mens Saga som operatør ble gitt 15 %. Blant andre eiere ble Amoco utnevnt som teknisk assistent. Boring startet i juli 1979, og brønnen fant en oljekolonne på over hundre meter. Boring av ytterligere en brønn i 1983 sannsynliggjorde at reservoaret kunne strekke seg over i naboblokken 34/7, som ikke hadde vært med i tildelingen i fjerde konsesjonsrunde. Blokk 34/7 ble framholdt som svært lovende, som en mulig ny «gullblokk» eller en «diamantblokk». I åttende konsesjonsrunde satset Saga for fullt, ved kun å levere søknad på denne ene blokken. Ved tildelingen i januar 1984 ble Snorre operatør også for 34/7. Snorrefeltet strekker seg over begge blokkene.
Snorre-prosjektet ble i perioden 1987-1988 kritisert for usikker økonomi, både på grunn av den valgte plattformløsningen, med bruk av stål istedenfor betong, og på grunn av svingende oljepriser. Olje- og energiminister Arne Øien i regjeringen Brundtland understreket risikoen, men ville likevel ikke utsette prosjektet. I januar 1988 uttalte han at «Sagas ville være drept som oljemiljø, hvis selskapet ikke fikk gjennomføre sine Snorre-planer». Tvil om økonomien i prosjektet gjorde at et borgerlig stortingsflertall i mai 1988 gikk inn for å selge ned statens andeler i lisensen. Esso på sin side var en pådriver for utbyggingen og ønsket å overta en større andel i feltet.
Feltet kom i produksjon i august 1992.
Første kartlegging av områdene
62 breddegrad går omtrent ved Stad, og lenge var dette en nordlig grense for utvinningstillatelsene. Kartlegging av geologiske strukturer videre nordover startet imidlertid tidlig, og alt i 1965 fastslo Jordskjelvstasjonen i Bergen at sedimentære strukturer fantes også nord for 62. breddegrad. Regjeringen Borten gikk i 1970 inn for at leteboring lenger nord burde starte året etter. Et rekognoseringsprogram med seismiske linjer ble gjennomført langs kysten nordover og i Barentshavet, og førte i 1971 til at en ville gå til mer detaljerte undersøkelser i bestemte områder.
Den tidlige kartleggingen viste at de sedimentære strukturene kunne deles i to hovedområder: Mellom 62. breddegrad og Lofoten samt utenfor Troms og i Barentshavet. I begge områder fant en sedimentlag på flere tusen meters tykkelse. Mellom Lofoten og 69. breddegrad ligger grunnfjellet som en rygg, og sedimentpakken er mye tynnere.
Politisk strid
Stortingmeldinger fra både 1971 og 1974 la opp til en åpning av norsk petroleumsvirksomheten nord for 62. breddegrad, men uten å gi noe tidsplan for når dette burde eller skulle gjennomføres. På hele 1970-tallet var striden om petroleumsvirksomhet utenfor Midt-Norge og Nord-Norge svært intens. For utbygging talte sterke økonomiske interesser, både private og offentlige. Mot utbygging talte hensynet til fiske og miljø. Distriktspolitiske argumenter ble brukt både for og mot: En utbygging kunne sikre sårt tiltrengte arbeidsplasser og virksomhet nordpå. Men oljeutvinning kunne båndlegge fiskeplasser og skape konkurranse for fiskeriene, både om arbeidskraft og verkstedsressurser. Sterkere sentralisering kunne bli en negativ effekt. Mange fryktet for utblåsinger og annen type forurensning. Også sikkerhetspolitiske argument ble løftet fram i debatten.
Regjeringen Bratteli foreslo i mars 1974 at prøveboring nord for 62. breddegrad burde starte utenfor Troms i 1975/1976, med en samtidig eller noe senere start utenfor Møre og Trøndelag. Det ble imidlertid presisert at vurdering av fiskeri-interesser kunne føre til «ytterligere forsinkelser». Norges Fiskarlag ba umiddelbart om utsettelse, inntil en hadde høstet mer erfaringer med leting og utvinning i Nordsjøen. Både i Senterpartiet, Venstre og SV var det motstand mot å starte prøveboringen. Kristelig Folkeparti ville ikke gi uttrykk for et endelig standpunkt. Høyre og Fremskrittspartiet var generelt positive til virksomheten i nord. I slutten av året 1974 hadde regjeringen forskjøvet en eventuell borestart i nord til «tidligst 1977».
Sommeren 1974 utførte et amerikansk forskningsskip «Glomar Challengers» prøveboringer på Vøringplatået og i havet nær Jan Mayen. Norske myndigheter mente at boringen var utført i strid med norsk suverenitet over havområdene. Selv om havdypet var over 1400 meter, ble det hevdet at dette ikke var større enn at området lå innenfor norsk jurisdiksjon. Regjeringen poengterte viktigheten av at aktivitetene i nord var under «nasjonal kontroll». Også dette uttrykket skapte strid, da det av flere ble tolket som at en ønsket å gi Statoil monopol på virksomheten i nord.
Striden om oljeboring i nord gikk også internt i Arbeiderpartiet. Thorbjørn Berntsen og Oddleif Fagerheim ledet fraksjonen som ønsket å utsette boring. Til denne fraksjonen hørte også miljøvernministeren Gro Harlem Brundtland og Reiulf Steen. Statsminister Odvar Nordli og industriminister Bjartmar Gjerde var begge talsmenn for å komme i gang i nord. I april 1976 vedtok partiet å gå inn for å utsette prøveboringene til 1978.
Chess Titans
Chess Titans er et 3D-sjakkspill utviklet av Oberon Games. Spillet er et innebygd Microsoft-spill som er inkludert i operativsystemene Windows Vista (2007) og Windows 7 (2009). Spillet er ikke lenger inkludert i Windows 8 og oppover, men brukere som bruker Windows 8, Windows 8.1 og Windows 10 kan fortsatt spille det ved å laste ned spillet fra den russiske Microsoft-nettsiden Winaero. Det er et animert og fotorealistisk spill hvor man kan velge mellom 10 vanskelighetsgrader fra nivå 1 til nivå 10 (nivå 1, 2 og 3 er vanskelighetsgradene for nybegynnere, nivå 4, 5, 6 og 7 er de middels vanskelighetsgradene, og nivå 8, 9 og 10 er de avanserte vanskelighetsgradene). Spilleren kan velge mellom enten å spille mot datamaskinen eller en annen spiller (ikke online).
Norges petroleumshistorie
Politisk strid
Før stortingsvalget høsten 1977 stilte formannen i Senterpartiet, Dagfinn Vårvik, et absolutt krav: Partiet ville kun være med i en borgerlig regjering dersom denne ville gå imot borestart i nord. Regjeringen Nordli ble imidlertid sittende etter valget.
Start i nord
Statoil, Hydro og Saga var av myndighetene utpekt til å være operatører ved en åpning i nord, og sammen dannet de i april 1978 Operatørkomité Nord (OKN). Dette skulle koordinere operatørenes oppgaver, spesielt innenfor sikkerhet og oljevernberedskap. En rekke underkomitéer ble opprettet, med ansvar for beredskap, observasjon og geologi/geofysikk. Møtene i komitéene var åpne for representanter fra myndighetene.
Først med femte konsesjonsrunde i 1979 ble det utlyst og tildelt blokker lenger nord enn 62. breddegrad, på Haltenbanken og på Tromsøflaket. Den første brønnen i Barentshavet var 7119/12-1, som Statoil startet å bore på Tromsøflaket i juni 1980. Brønnen fant kun spor av olje. Saga var mer heldige og fant Åsgårdfeltet utenfor Trøndelag i 1981, som det første feltet i Norskehavet.
Chess Titans
Om spillet
Dette spillet blir spilt ved hjelp av enten musa eller tastaturet. Målet og reglene er det samme som i et helt vanlig sjakkspill. Med musa klikker spilleren på brikken han/hun vil flytte og deretter på feltet han/hun vil flytte brikken til. Når spilleren klikker på en brikke, vil felt som er et gyldig trekk lyse enten lyseblått (vanlig), rosa (angrep) eller indigo (spesial). Feltet som brikken allerede står i vil lyse gult.
Norges petroleumshistorie
Start i nord
I åttende konsesjonsrunde i 1984 ble det for første gang tildelt blokker i alle områdene på kontinentalsokkelen, Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Det første feltet funnet i Barentshavet var Snøhvitfeltet, funnet høsten 1984.
Draugenfeltet, funnet av Shell på Haltenbanken i 1984, ble den første feltutbyggingen nord for Stadt, med PUD-godkjenning i 1988 og produksjonsstart i 1993.
Chess Titans
Lyseblått felt – vanlig trekk
Hvis spilleren flytter en brikke til et blått felt, gjør han/hun et helt vanlig trekk, som for eksempel bonde ett felt fram, eller to hvis den ikke har blitt flyttet på ennå, eller hest to felt opp/ned og et til siden, eller to felt til siden og et opp/ned.
Norges petroleumshistorie
Start i nord
Store deler av Barentshavet ble åpnet for petroleumsvirksomhet i 1988. Dypvannsområdene i Norskehavet ble åpnet i 1994.
Chess Titans
Rosa felt – angrepstrekk
Hvis spilleren flytter en brikke til et rosa felt, slår han/hun en av motstandernes brikker som står på dette feltet.
Indigo felt – spesialtrekk
Hvis spilleren flytter en brikke til et indigo felt, gjør han/hun et spesialtrekk. Det finnes tre spesialtrekk i sjakk: en passant, rokade og bondeforvandling.
Norges petroleumshistorie
Snøhvit
Mange politikere fra den nordlige landsdelen ivret sterkt for å komme i gang med en Snøhvit-utbygging og ønsket et politisk tilrettelegging. Konsernsjef Harald Norvik i Statoil framholdt i 1989 at det viktigste avklaringen var finne et marked for gassen fra Snøhvit, deretter kunne en diskutere spesielle skattevilkår for å tilrettelegge for industriutvikling i nord. Dette synet ble støttet av olje- og energiminister Eivind Reiten. I 1991 ble det kjent at det italiensk kraftselskapet Enel ville kjøpe gass fra Snøhvit, som skulle bringes til det italienske markedet i nedkjølt tilstand, som flytende naturgass eller LNG. Da forhandlingene med det italienske selskapet ikke førte fram, ga dette i 1992 full stopp for Snøhvit-utbyggingen.
Både lavere investeringskostnader og stigende etterspørsel etter LNG, gjorde at Statoil i 1996 lanserte en ny giv for Snøhvit. Planen omfattet produksjon fra undervannsinstallasjoner, rørledning til land og et anlegg for å kjøle ned gassen og laste denne om bord på transportskip. Etter først å ha vurdert et kombinert gasskraftverk og LNG-anlegg på Sørøya, ble det besluttet å droppe gasskraftverket og å legge LNG-anlegget på Melkøya. Melkøya ble valgt for å komme nærmere Hammerfest og infrastruktur der.
Da Norsk Hydro planla å starte prøveproduksjon fra Snøhvit i 1998, vekte dette protester både fra naturvern- og fiskerinteresser. I grenseområdet mellom Norskehavet og Barentshavet ligger svært rike fiskefelt, og fuglelivet er også betydelig. Fiskerne var redd både for påvirkning av fiskebestanden og for båndlegging av areal. Naturverninteresser var bekymret både for et sårbart havmiljø og for store utslipp av CO2 fra landanlegget. Da miljøvernminister Guro Fjellanger i august 1998 varslet at hun ville si nei til utbyggingen, truet Norsk Hydro med krav om erstatning. Venstre-ministeren høstet også mye kritikk for utsagnet, både fra opposisjonen, regjeringskollegaer og avis-kommentatorer. Kritikerne mente hun burde ha ventet med å flagge synspunkt inntil regjeringen samlet hadde hatt saken til vurdering.
I et forsøk på å stoppe prosjektet, tok miljøorganisasjonen Bellona i 2002 inn skatteordningene for utbyggingen til EFTAs overvåkningsorgan ESA, for å vurdere om ordningene utgjorde en ulovlig form for statsstøtte. Da ESA signaliserte at reglene i eksisterende utforming sannsynligvis var ulovlige, valgte regjeringen å justere reglene. Skatteavskrivingene skulle nå ikke gjelde alle LNG-anlegg, bare anlegg i avgrensete geografiske områder. Dette var akseptabelt ut fra EØS-regler om regionalstøtte.
I juli 2002 lenket aksjonister fra Natur og Ungdom seg fast til anleggsmaskiner som ble brukt for å lage tunnel fra Melandet ved Hammerfest til Melkøya, i protest mot utbyggingen. En av aksjonistene var stortingspolitikeren Heidi Sørensen.
Snøhvit var det første feltet som ble utbygd så langt nord. Utbyggingen ble vesentlig dyrere enn en først hadde antatt, og Statoil-sjef Olav Fjell måtte tåle sterk kritikk for kostnadsoverskridelsene. Det vekte også oppsikt da den største kontrakten om utbygging av feltet gikk til det spanske verftet Dragados, i konkurranse med Kværner Rosenberg.
Produksjonen startet fra feltet i 2007. En del av CO2-gassen blir reinjisert i reservoaret.
Ormen Lange
Norsk Hydro ble i 15. konsesjonsrunde i februar tildelt operatøransvaret for et område på Haltenbanken i Norskehavet, litt nordvest for Kristiansund. Det var knyttet store forventninger til dette området, selv om det lå langt fra andre funn, og prospektet var alt før tildelingen gitt det uoffisielle navnet Ormen Lange. Boring startet juli 1997, og den første brønnen fant gass. Ytterligere brønner gjorde at en kunne fastslå at en hadde funnet et svært stort gassfelt, etter Troll Vest det nest største gassfeltet på norsk sokkel.
I sør strakk feltet seg inn i blokker der BP var gitt operatøransvaret, etter 1999 BP Amoco. Shell var det eneste selskapet som hadde andeler i begge de involverte lisensene. Ale tre selskap var interessert i å ha operatøransvaret i driftsfasen av feltet. Skuffelsen var derfor stor i Hydro og BP Amoco da Shell i september 1999 ble gitt operatøransvaret i en tredje tilstøtende blokk, som også inneholdt en del av det store feltet. Et argument var at Shell var verdensledende på utbygginger på dypt vann. Det vekte også oppsikt at SDØE ble gitt hele 45 % eierandel i den nye lisensen. Det var nå tre operatører som måtte bli enige om framtidig utvinning på feltet, og dragkampen om det endelige operatørskapet var ikke avgjort. Mange parter involverte seg i striden i tillegg til de kommersielle aktørene, både lokalpolitikere, rikspolitikere, fagforeninger og arbeidsgiverorganisasjoner. Norsk Hydro argumenterte med at de trengte dette operatørskapet for å kunne hevde seg internasjonalt. BP Amoco gikk etter hvert over til å støtte Hydros ønske om operatøransvaret. Kompleksiteten i utbyggingen gjorde at Shell for mange framsto som det sikreste valget.
En rekke faktorer gjorde utbyggingen av Ormen Lange krevende og dyr: Tøffe værforhold på feltet og kraftige havstrømmer. Et havdyp som varierer mellom 800 og 1100 meter samt kuldegrader på havbunnen. En plassering midt i rasområdet etter Storeggaraset med vanskelige havbunnsforhold og muligheter for å forårsake nye ras. Et dyptliggende reservoar, om lag 2800 meter under havbunnen. Manglende infrastruktur for transport av produsert gass. I tillegg skapte det relativt nye konsesjonsdirektivet fra EU usikkerhet rundt framtidig salg av gassen.
Olje- og energiminister Marit Arnstad kunngjorde i desember 1999 en beslutning om delt operatørskap: Norsk Hydro skulle ha ansvaret for utbyggingen, Shell skulle overta ansvaret i driftsfasen: «Hydro har allerede gjort et stort arbeid på Ormen Lange, og det fortjener anerkjennelse. Hensynet til et mangfold på sokkelen har gjort at vi har ønsket å gi Shell en langsiktig oppgave.» Beslutningen var et politisk kompromiss i et spørsmål der mange sterke interesser var involvert. I ettertid ble striden om operatøransvaret på Ormen Lange karakterisert som «en av de tøffeste maktkampene i norsk oljehistorie».
Grunnlagsarbeidet for å velge utbyggingsløsning ble omfattende. En rekke geotekniske undersøkelser ble gjennomført for å sikre seg at havbunnen var tilstrekkelig stabil. Omfattende målinger av strøm, bølger og vind ble gjennomført. To utbyggingskonsept ble vurdert, ett alternativ med en plattform med påbygd prosesseringsanlegg og ett alternativ med produksjon fra havbunnsinstallasjoner og ilandføring av gassen. Det var sterk politisk påtrykk for at gassen burde føres i land i Norge, men en slik ilandføring ville kreve at en rørledning forserte den den bratte Storegga-kanten mellom feltet og land. Ilandføring ville også bli dyrt, og både Statoil, Shell og BP var skeptiske til lønnsomheten i en slik løsning. Hydro annonserte likevel i mai 2000 at selskapet ville gå inn for en utbygging med havbunnsinstallasjoner, rørledning til land og med et prosessanlegg plassert et sted på Møre-kysten.
Etter å ha vurdert mange ilandføringssteder ble fem kommuner valgt ut som kandidater til plasseringen av et prosessanlegg: Aure, Averøy, Eide, Aukra og Haram, alle i Møre og Romsdal. Statoils kjempet hardt for valg av Tjeldbergodden industrianlegg i Aure, ferdigstilt i 1997 for å ta i mot gassen fra Heidrunfeltet. Etter en intens dragkamp ble det i mars 2002 klart at vinneren ble Nyhavna i Aukra kommune. Den endelige beslutningen kom da lisenspartnerne gikk enstemmig inn for ilandføring med Nyhavna-alternativet i desember 2002.
Intensjonen var å ha en utbyggingsplan ferdig i 2002, men forsinkelser gjorde at Stortinget først i 2004 kunne godkjenne en PUD for feltet. Ormen Lange startet produksjon i 2007.
For å selge den prosesserte gassen ble det fra Nyhavna en ny rørledning med navn Langeled via Sleipnerfeltet til Easington i England. Rørledningen ble offisielt åpnet med en markering i London i oktober 2006, med statsministrene Tony Blair og Jens Stoltenberg til stede. Salg av Ormen Lange-gassen bidro til å gjøre Norge til den nest-største gass-eksportørene i verden, etter Russland. Gassen fra Ormen Lange bidrar med omkring 20 % av det engelske gassforbruket.
Ny konsesjonsordning
Ordningen med nummererte konsesjonsrunder var blitt innført så tidlig som i 1965. Før tildeling av konsesjon kan bli gitt i et område, må Stortinget ha åpnet området for petroleumsvirksomhet. Etter petroleumsloven av 1985 skal nye områder konsekvensutredes før en åpning kan gjennomføres. I 2002 var omtrent 60 % av norsk kontinentalsokkel åpnet for letevirksomhet, mens 9 % av åpne områder var omfattet av utvinningstillatelser.
I 2003 ble konsesjonsreglene for letevirksomheten endret: I tillegg til de nummererte konsesjonsrundene ble det nå etablert en ordning med tildeling i forhåndsdefinerte områder, kalt TFO-runder. TFO-runder ble gjort årlige og skulle omfatte modne områder, der kunnskap, erfaring og infrastruktur er godt etablert gjennom tidligere virksomhet. En hensikt med nyordningen skulle være å utnytte eksisterende infrastruktur i kjente områder, før virksomheten her ble stengt ned. Hva som defineres som modent område, utvides gradvis med tiden, basert på et etablert rammeverk og petroleumsfaglige vurderinger.
Nye skatteregler gir flere aktører og flere funn
I starten av 2000-tallet ble det boret få brønner på norsk sokkel, og virksomheten var dominert av et fåtall store aktører. For gjøre det mer gunstig å lete, endret regjeringen i 2005 skattereglene: 78 % av leteutgiftene skulle nå kunne trekkes fra skatten, mens inntekter ble skattlagt med samme prosentsats. Selskap som gikk med underskudd, fikk dermed penger av staten for å lete. Kombinert med en jamn stigning i oljeprisen, bidro dette til en stor økning i letevirksomheten. Mens tallet på letebrønner i 2005 var 13, steg antallet til 65 i rekordåret 2009. En rekke mindre selskap kom på banen. Antall selskap som fikk utbetalt skatteverdien av letekostnadene, økte fra 13 i 2005 til 38 i 2010. Skatteinntektene fra oljeselskapene som tjente penger, var i 2010 183,6 milliarder kroner, mens selskapene som gikk med underskudd, fikk utbetalt til sammen 10,2 milliarder. Tabellen under viser utbetaling til de ti selskapene som fikk mest fra staten i 2010.