Hvor mye mer olje har Norge?

[Jonebaldi]

Oljefondet er nå på ca 3.000.000.000.000.

 

Hvor mye mer olje regner man med at Norge har? Har vi dratt opp det meste av oljen allerede, eller ligger det mer olje i Nordsjøen enn det vi har tatt opp til nå? Hva er ca verdi man regner med av den oljen som er igjen? Det kommer ann på fremtidig oljepris som kan være vanskelig å vite men hva er estimatene?

[Bolson]

Svært vanskelig å si - estimatene endres hele tiden.

 

Vi har dratt opp ca 75 % av ressursene på kjente funn og med dagens teknologi og økonomi (priser). Gjelder både olje og gass. Men:

 

- Det ligger nok mer olje i Nordsjøen enn vi vet i dag - noe Aldous/Avaldnses viste. I tillegg kommer det at nye teknologi kan gjøre det mulig å utvinne mer av eksisterende felt, samt felt som er ulønnsomme i dag.

- Vi har i realiteten så vidt begynt aktiviteten utenom Norsjøen, dvs utenfor Nord-Norge, særlig utenfor Finnmark. Hittil er det hovedsaklig gass som er funnet - men Skrugard/Havis viser også oljepotensialer. Gass er ellers nesten like viktig som olje.

 

Flere mener således at vi kan doble og kanskje tredoble reservene når det gjelder oljeekvivalenter. Særlig i perioder med høye oljepriser vil leteaktiviteten økes - med sannsynlighet for nye funn.

 

Når det gjelder verdien av dette så har jeg ikke sett noen direkte tall. Det finnes sikkert anslag i nasjonalbudsjettet - men jeg orket ikke å lete.

 

Men den enkleste måten å si det på er som følger:

- Oljelalderen i Norge vil nok vare en god del år til (30 - 40 år mener mange) - men gullalderen er nok forbi. Dvs både utbyggingstakt, og utvinning vil reduseres. Når sektoren avmattes så vil også statens inntekter falle raskest - i og med at nettoinntektene reduseres mer enn bruttoinntektene.

 

Oljefondet vil nok økes - husk at i realiteten er dette bare litt over 10 år gammelt. Prognosene er at det vil være på ca 6 000 mrd om en 10 - 15 år.

[baBuShKa]

Her er en liten lesing for de interesserte, selv om innlegget over beskrev alt godt:

 

http://www.dagbladet.no/2012/01/16/nyheter/olje/bente_nyland/19815469/

[Caddy]

Hva hjelper oljefondet, når det er "investert" i utenlandske bedrifter..? Oljefondet er desverre ikke en stor feit bankkonto hvor Jensemann kan gå med visakortet sitt og ta ut til ditt og datt..

 

Kan man si at Norge bytter reell verdi i luft?

 

Les: http://www.norgespartiet.no/component/content/article/102.html?start=1

Endret 9. august 2012 av Caddy

[.Marcus]

Jeg studerer petroleumsteknologi nå, og regner med å være pensjonert lenge før Norge slipper opp for oljereserver. Media er veldig opptatt av å hyle og skrike, men faktum er at selv om vi i Norge har mindre enn 1% av verdens oljereserver, så kan vi produsere i mangfoldige tiår til. På norsk sokkel er vi svært flinke til å regulere produksjon for å optimalisere utvinningsgrad på reservoarbasis.

 

Faktisk så ligger mesteparten av hydrokarbonene i de olje- og gassfeltene som vi allerede har funnet ligger fortsatt i reservoarene. Jeg anslår at vi til nå kun har produsert ca 30-40% av oljen i Nordsjøen, og da regner jeg kun med de feltene som er oppdaget.

 

Ekofisk var det første feltet på norsk sokkel som ble satt i produksjon, og dette skjedde for 31 år siden - det anslås at Ekofisk fortsatt har en oppjustert levetid på 30-40 år, grunnet bedre utvinningsmetoder for å øke oljestrømningen mot produsentbrønner. Dette er bare ett av feltene.

 

Hvis man ser på fluidmekanikken i et reservoar er det selvsagt at man aldri kan få ut 100% av oljen eller gassen fra et reservoar, da man før eller siden når såpass lave konsentrasjoner av f.eks. olje som gjør at dens relative permeabilitet (grovt forenklet evnen til å strømme mellom to naboporer i steinen, hvor porer er hulrommet i steinen (tenk pimpestein)) går mot null og at væskefasen er fanget i porene. Utvinningsgraden vil derfor direkte avhenge av hvor lave konsentrasjoner av olje reservoarbergarten "klarer" før oljestrømmen stanser, og hva vi kan gjøre for å gjøre strømningen lettere for oljen i samspill med formasjonsvann (vannet i reservoarbergarten) og selve poreveggen.

 

Det som er felles for alle felt i Nordsjøen, og på verdensbasis, er at det kontinuerlig forskes på nye og bedre metoder for trykkstøtte, fortrengningsinjeksjon og kjemiske metoder for å bedre innstrømningsegenskapene til produksjonsperforeringen i produksjonsliner (enden av produksjonsrøret) - som vil øke utvinningsgraden og forlenge feltets levetid.

 

 

Estimat for de verdiene som ligger i Nordsjøen blir svært vanskelig, det er nok å ta en titt på grafer som viser pris for oljefat pr. tidsenhet. Oljeprisen om noen år kan være høy, og den kan være lav. Pris for LNG/CNG/kondensat osv. kan være høy eller lav. Siden "olje" ikke bare er "olje" blir det desto mer komplisert, det handler om renhetsgrad, dvs. innhold av svovel m.m., og konsentrasjon av f.eks. karsinogene stoffer som krever dyrere renseprosesser, CO₂ som krever rensing og lagring, og så videre til kjedsommeligheten.

 

 

TLDR: Masse olje, verdt masse penger, og hvorfor vi dytter så mange avgiftskroner fra oljeutvinning inn i en papirmølle (ref. oljefondet) er utenfor min fatteevne.

[Twinflower]

.Marcus: Du som tilsynelatende har litt peiling.

 

Kan du fortelle meg om counter balanced drilling?

Jeg vet petrobras forsker på dette og vurderer å bruke et drillship jeg har commissioning på i Kina til nettopp dette.

[.Marcus]

Counter balanced drilling har jeg dessverre ikke kjennskap til.

 

Den eneste assosiasjonen jeg trekker er over/underbalansert drilling, men dette er kun trykkbetraktninger, hvor man ved underbalansert drilling ofte bruker å injisere en inert gass i borevæsken som gir lavere mudtetthet og da lavere hydrostatisk trykk - med mål om å få brønntrykket lavere enn formasjonstrykket. Brukes som regel når du har vanskelige formasjoner og vil forhindre utrasning, eller hvis det er stor fare for differential sticking (når borestrengen setter seg fast i mudkaken som dannes ved at partikler i mud filtreres av borehullsveggen etter hvert som borevæsken går tapt til formasjon ved overtrykk)

 

Overbalansert drilling er den konvensjonelle måten, hvor man holder brønntrykket høyere enn formasjonstrykket for å forhindre at formasjonsfluider "lekker ut" av formasjonen, og man heller foretrekker at borevæsken lekker ut i formasjon (også kalt lost circulation).

 

 

Men igjen, counter balanced har jeg ikke vært borti! Hvis det er i forskningsstadiet er det sikkert litt hysj-hysj, og på studiene så lærer man stort sett om de grunnleggende prinsippene, og gjerne ikke om de nyeste og mest interessante måtene å løse ting på!

 

Ellers har Schlumberger en omfattende ordliste du kan benytte som oppslagsverk på rare ord i oljeindustrien: http://www.glossary.oilfield.slb.com/default.cfm

[Hyd]

Olje har vi nok av i verden, men noen ting er bekymringsverdig. Og det er kosten for å få den opp.

 

På norsk sokkel for eksempel, settes det rekorder for hvert år som går på investeringer. Aldri mer har det blitt brukt mer penger som i de siste årene og Norge ligger ann til å holde tronen som verdens største offshoremarked de neste årene. Likevel utvinnes det mindre olje enn noen gang og vi har hatt en sterk nedgang de siste 10 årene.

 

Noen flotte funn i fjor, men vi trenger mye mer for å opprettholde dagens nivå hvertfall. Håper trenden i Barentshavet fortsetter, mye spenning der med tanke på all seismikken som har blitt gjort der i det siste.

 

Blir sikkert ingen mangel på oljereserver i vår levetid. Problemene er vel egentlig om samfunnet har råd til å ta den ut og fortsette vår levestandard uten at hele idyllen bryter sammen

Endret 13. august 2012 av Hyd

[.Marcus]

Det er ikke en relevant problemstilling at produksjonstallene går ned, når du ser på prisøkningen på petroleum de siste 10 årene. Norge kommer uansett til å nyte godt av oljen selv etter Norsk sokkel er tømt, siden bl.a. Statoil er tungt involvert i utenlandske felt også.

[Hyd]

Om du tenker på en sikret jobb i olja så er nok alt sikkert og flott, men generelt sett for alt annet er det negativt.

 

Leverandørindustrien vokser seg større og større også. Ettersom det blir mer og mer offshoreaktivitet rundt i verden er norsk teknologi mer ettertraktet og vil sikkert nærme seg eksporttall helt opp mot 200 milliarder, så lenge prisen holder seg høy.

Endret 13. august 2012 av Hyd

[svante]

Tull og vås. Flere og flere av oljefeltene som allerede er i produksjon oppgraderes nå for å kunne produsere ut over den tidshorisonten du skisserer.

 

Og hva i alle dager tror du skjer med Johan-Sverderup feltet? 10 års produksjon og så gidder de ikke mer.

[.Marcus]

Akk og ve, får vel ta det fra begynnelsen av, da.

 

Norsk kontinentalsokkel vil _aldri_ slippe opp for oljereserver (fordi vi aldri kommer til alt, og det vil ikke være økonomisk fornuftig -- les om EROEI).

 

Når vi snakker om oljereserver sikter vi innenfor petroleumsbransjen aldri til OOIP (Original Oil In Place), men til produserbare volumer. De eneste tilfellene vi opererer med det totale hydrokarbonvolumet i et reservoar er når vi ønsker å se på nøkkeltall som ultimate recovery eller utvinningsgrad. Ellers er ikke det totale olje-, gass eller kondensatvolumet så interessant, da vi som har tatt en relevant utdanning tenker lenger enn til vår egen nesetipp.

 

Jeg kan gjerne gå dypere, med forklaringer om permeabilitet, relativ permeabilitet, mobilitet, forholdet mellom viskøse og kapillare krefter, residuelle væskemetninger, differensialtrykk, poredistribusjon og resten av faktorene som er med på å bestemme hvor mye olje som vi kan få ut av et reservoar - men hovedsaken er at vi selvsagt ikke trenger noen tilsynelatende uten kunnskap om det vi holder på med til daglig, at man før eller siden når en trykkdifferensial som sammen med de aktuelle væskemetningene i et gitt reservoar fører til et såpass høyt vannkutt inn i produsent at produksjon ikke lenger er lønnsom.

 

EROEI? http://www.forbes.co...still-nonsense/

 

Det er helt uforsvarlig å fremstille energi som noe så kvantifiserbart og konseptuelt korrekt. Det er dessuten helt meningsløst å stille seg bak slike forholdstall når man har null og niks kontroll på hvordan de blir utredet, og hva som skal taes med i betraktningen.

 

Jeg regner også med at du har sett grafen for oljeproduksjon på norsk sokkel (ned 50% på 10~ år), og også oppdagelsesgrafen.

 

Jada, det fine med Norge er at vi har et Oljedirektorat som årlig presenterer masse flotte grafer som vi kan glede oss over her i landet. På denne måten kan selv de som ikke har den minste anelse om hva som foregår få verdifull innsikt i hvordan det går i landets viktigste industri.

 

Dette betyr at jeg, selv som en ynkelig student i petroleumsteknologi, med glede kan meddele at det finnes andre ting enn råolje i reservoarene på Norsk sokkel, og at vi har flere hav rundt oss enn Nordsjøen.

 

Følgende graf viser at oljeproduksjonen har sunket med omlag 40% fra år 2000, samtidig som gassproduksjonen har mer enn doblet seg, NGL har økt og kondensat holder seg på et balansert nivå. Så må du for guds skyld ikke finne på å overse at produksjonsmengden er gitt i oljeekvivalenter, og grafen forteller oss at vi produserer på et svært bra nivå, enda det er hele 10 år siden det skumle, ekle og beryktede peak oil.

 

Legg merke til at vi er verdens nest største gasseksportør. Kun "slått" av Russland. Veldig merkelig at du kun snakker om olje?

 

 

Den uinvidde vil forsåvidt kanskje anta at det å produsere fortest mulig er fordelaktig, men dette er selvsagt ikke tilfelle. Peak oil forteller oss ikke så mye som alle baksetesjåførene skal ha det til. I nær sagt alle moderne reservoarer produseres det forsvarlige volumer samtidig som man er sikre på at reservoaret har trykkstøtte enten fra gassekspansjon, grunnvann eller gasskappe - og finnes ikke dette bores det injektorbrønner hvor det injiseres for eksempel gass eller forskjellige typer saltvann.

 

God kontroll på reservoaret tilsier at man ikke produserer alt med en gang, men heller sørger for at utvinningsgraden blir størst mulig. Det gjør man ved å passe på at man ikke går under en nødvendig trykkgradient inn mot produsent, sørge for at man har de best mulig oppnåelige strømningsforhold i formasjonen rundt produsent, og at man bruker de hjelpemidlene man har med tanke på EOR (enhanced oil recovery) og såkalt tertiær utvinning.

 

Det er også som regel aksept for underestimering under planlegging for utbygging og drift (PUD). Under ser du estimert produksjon og faktisk produksjon på Ekofisk og Varg.

 

 

Det er ganske klart at den prognosene var lave i forhold til de faktiske produksjonstallene. Ekofisk er forøvrig et oppsprukket karbonatreservoar som fikk en voldsom boost av sulfatholdig sjøvannsinjeksjon, som gjorde det lettere for injeksjonsvæsken å imbibere inn i det som kalles matrixblokker i reservoaret, hvor store deler av OIP befant seg. Økt imbibering av sjøvann inn i disse blokkene betyr at det kommer olje ut av blokkene i "den andre enden", som slutter seg til de høypermeable strømningskanalene inn mot produsent.

 

Denne typen EOR skrev jeg forøvrig bacheloroppgaven min om, så du står selvsagt fritt til å korrigere meg, men forskningsgruppen jeg jobbet sammen med er verdensledende på området, så er du advart på forhånd.

 

Hva leting angår, tillater jeg meg å lime inn enda et sitat fra deg her:

 

...og norsk sokkel er ganske godt utforsket siden 1969.

 

I følge Oljedirektoratet skjuler denne godt utforskede sokkelen 1200 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter med gass, og 1250 millioner Sm³ o.e. væske i såkalte uoppdagede ressurser.

 

Det er heldigvis hevet over enhver tvil at de som er av den oppfatning at Norsk sokkel er "ganske godt utforsket" tar grundig feil. Det er klart at de store reservoarene ble funnet først - man fant vel månen før planetene også. Med ny teknologi innenfor blandt annet seismikkskyting og havbunnslogging kan man se dypere og mer oppløst på hva som skjuler seg under mange hundre meter stein enn før.

 

Det er ingenting som tyder på at vi vil produsere så mye som et fat om 20-25 år.

 

Det er ingenting som tyder på at du har et fnugg av peiling på hva du snakker om.

 

For all del - jeg er sikker på at Statoil, ExxonMobil, Shell, Total, Chevron, BP, DNO, Lundin, Eni, Petoro og GDF Suez vil sette stor pris på et håndskrevet brev i fra deg hvor du advarer gigantene om hva som er i ferd med å skje, slik at de kan nedbemanne i god tid før vi tilsynelatende kanskje klarer å dryppe oss et fat i uka om 20-25 år.

 

Sannsynligvis ville det kostet langt flere fat å holde infrastrukturen vedlikeholdt for å kunne produsere olje enn vi ville fått tilbake.

 

Sannsynligvis kan vi bygge ut mer og mer hvis oljeprisen holder seg slik den er i dag. Flere felt har blitt funnet men ble ikke bygget ut, på grunn av break-even oljepris på kanskje 70 dollar fatet. Nå lønner deg seg, så nå kan det bygges ut.

 

Sannsynligvis vil det bli desto billigere å bygge ut med tiden, da det i dag ikke lenger er nødvendig med en produksjonsrigg eller FPSO på flere felt, for eksempel på Snøhvit i Barentshavet hvor det produseres fra templates på havbunnen som sender gass, LNG og kondensat direkte til Melkøya for prosessering. Melkøya står parat til å kobles på flere felt, og har svært stor kapasitet. Det spekuleres også i om det kanskje bør bygges et gassrør fra Melkøya til Europa for den saks skyld.

 

Selv om mange tydeligvis ønsker å svartmale oljen, og sidestiller den tilgjengelige teknologien med sucker rod pumps som brukes på små landreservoarer, betyr det ikke at teknologien i oljen står stille. Vi produserer kanskje det samme, men produksjonsmåtene utvikles hele tiden.

 

Om vi skulle produsere lenger vil det i beste fall være langt under det nåværende innenlandske forbruket, og ingen andre land vil hverken ville eller kunne eksportere noe.

 

Reneste spekulasjon. Ja, peak export er antakeligvis et kommende problem for U-land i gryende vekst, ikke I-land som Norge med egne oljereserver. Hva du måtte tro ligger igjen på Norsk sokkel om 20-25 år, får du stå for selv. Fakta, erfaring og data fra Oljedirektoratet peker imidlertid motsatt vei av din finger.

 

Det utvikles stadig ny teknologi for å øke driftseffektiviteten på motorer drevet av hydrokarboner, det utvikles erstatingsteknologier i flere nisjeområder. Visste du for eksempel at alle mopeder i Shanghai er bygget om til elektrisk drift? Bare utviklingen i nye biler taler positivt for fremtiden, med kombinasjonen av høyere effekt, større dreiemoment og lavere forbruk - samtidig. Tesla er også banebrytende med sine el-biler som ikke ser ut som Teletubbi-avføring. Vindkraft bygges ut, solkraft bygges ut, bølgekraft bygges ut, og vi er bevisste på forbruk og i overkant bevisste på de akk så farlige utslippene.

 

Se for eksempel på Saudi Arabia. De venner seg til en vanvittig oljeluksus, formerer seg som kaniner, som fører til økt innenlandsk forbruk, samtidig som oljeproduksjonen sakte segner om de neste to tiårene. Redusert oljeproduksjon og økt innenlandsk forbruk fører til stadig mindre å eksportere. Dessuten kan geopolitiske forhold føre til en totalstopp i eksporten for å bevare det til eget forbruk.

 

Hva har Saudi-Arabia med Norsk sokkel å gjøre? Nettopp - ingenting. Men for å sette ting litt i perspektiv - Europa (herunder Norge) har under 1% av de totale oljereservene (olje og kondensat) i verden. Midtøsten har 56% av de totale reservene.

 

Hvis du virkelig tror at de er tomme for olje om to tiår, ja da begriper jeg ikke hvordan de skal klare å produsere dette, eller hvordan de skal øke forbruket såpass mye at de klarer å bruke opp alt selv. Det virker som om du ikke har et forhold til tallene som listes opp rundt omkring, eller kanskje de som har listet opp tallene bare bruker statistikken til å markere sitt poeng. Dette er selvsagt kritikkverdig, jf. Al Gore's hockeykølle.

 

http://en.wikipedia....ick_controversy

 

Cluet er at de gamle traverene de er mer eller mindre tomme. Johan-Sverderup-feltet tilsvarer ca 500 dager med produksjon (2mbpd, gitt at vi faktisk klarer å utvinne alle de forespeilede 1 milliard fat, hvilket er heller tvilsomt).

 

Jeg synes det er festlig at du antar at Johan Sverdrup (tidligere Alduous/Avaldsnes) skal produsere med 2 millioner fat i døgnet. Kun de to-tre største feltene i VERDEN opererer med slike tall, for eksempel Ghawar-feltet i Saudi-Arabia. Dette er forøvrig et felt med en OIP på ca. 100 milliarder fat olje, eller et opprinnelig oljevolum på 16 kubikkilometer. Johan Sverdrup feltet er rundt en faktor tusen mindre.

 

 

Det du skriver er for meg gjennomsyret av en ganske substansiell uvitenhet om hva du snakker om. Jeg håper jeg har avklart noen av disse mytene du spinner i hodet ditt. Du kan ta det helt med ro - vi kommer nok til å produsere både olje og gass i mange, mange år fremover.

 

Jeg vil gjerne anbefale deg relevant lektyre om fagfeltet, men jeg er redd det meste er av teknisk art og ikke er så beskrivende for den dagligdagse diskusjon og er tungt fordøyelig. Jeg må allikevel fremheve Oljedirektoratets publikasjonsside, hvor tidsskriftene kan lastes ned i PDF-format og gi deg bedre innblikk i de faktiske forhold.

Endret 17. august 2012 av .Marcus

[Bolson]

Nå er jeg ikke utdannet innen sektoren, men ditt innlegg .Marcus er helt i tråd med hva jeg har oppfattet er virkeligheten - og prøvde å beskrive meget kort i min første post. Glimrende innlegg i alle fall.

[.Marcus]

Jeg fremholdt ikke at JS faktisk skulle produsere 2mbpd (derav "tilsvarer"), Statfjord nådde vel knapt 700k alene.

 

Hvis du skal sette produksjonsTIDEN i perspektiv, som du mener stagnerer totalt om 20-25 år på Norsk sokkel, er det den største selvsagthet at produksjonsratene ikke kan settes kunstig høyt for å trekke et poeng. Hvis de skulle produsert 500 Mbbl/dag kan de bare produsere i to dager, men det er da svært langt fra det som gjøres rent praktisk.

 

Statfjordfeltet er ikke så relevant med tanke på peak produksjon da dette feltet ble satt i produksjon på sent 70-tall, og vi hadde ikke på langt nær så mye kunnskap om produksjon som vi har i dag. Som jeg utredet i posten over er det ikke tilfelle at størst produksjonsrate er best for oljereservoarer. Når de skal tappe reservoaret for reinjisert gass blir det et annet tilfelle, hvor høy produksjonsrate er bra.

 

I følge Oljedirektoratet skjuler denne godt utforskede sokkelen 1200 milliarder standard kubikkmeter oljeekvivalenter med gass, og 1250 milliarder Sm3 o.e. væske i såkalte uoppdagede ressurser.

 

1200 milliarder Sm3 er drøye 7500 milliarder fat olje hvis 1 Sm3 er 6.29 fat. Til nå har verden produsert og konsumert ca 1300 milliarder fat olje (1.3 billioner). Jeg antar du mener at Oljedirektoratet forespeiler seg at det ligger 1200 millioner Sm3, eller ca 7-8 års produksjon etter dagens produksjonsrater.

 

Selvsagt, millioner, ikke milliarder. Det skal jeg rette opp i over.

 

Hvis du hadde lest faktaheftet for 2012 hadde du funnet ut at uoppdagede ressurser er prospekter, prospektmuligheter og ikke kartlagte ressurser. Dette er med andre ord 7-8 års tilleggsproduksjon - men det sier seg jo selv at vi ikke kan opprettholde produksjonsratene vi har i dag. Disse vil synke, men det er ikke snakk om at produksjonsvektorene går rett ned i null over natta, og heller ikke de neste 20-25 årene. Johan Sverdrup alene vil fint kunne produsere i 40 år, som Ekofisk straks runder, og jeg finner det pussig at du ikke reflekterer mer over at det andre funnet på over 1 milliard fat på Norsk sokkel kommer så sent som i 2010.

 

Det overordnede poenget er at oljeprisen stiger samtidig som produksjonen går ned, men de teknologiske nyvinningene gjør at hele regnestykket går solid i pluss, til tross for at oljeselskapene betaler enorme mengder skatt til statskassen for hvert fat olje som selges.

 

 

 

Om vi lever bærekraftig eller ikke er ganske langt unna kjernen til denne diskusjonen - som tar for seg tematikken rundt hvor mye olje vi har i Norge, hvor mye denne eventuelt er verdt og hvor lenge vi forespeiler oss å produsere. Svaret på disse spørsmålene er at sett i lys av at vi er 6 millioner innbyggere, så har vi noe inn i heiteste mye hydrokarboner på Norsk sokkel, sett fra et verdimessig ståsted. Vi kommer til å produsere betraktelig mye lenger enn 20-25 år, som du hevder, og det er store områder på sokkelen som aldri har vært i nærheten av en seismikkpistol helt enda.

 

 

Og jo, du skrev faktisk at oljeproduksjonen segner om i de neste to tiårene i samme kontekst som Saudi-Arabia.

[.Marcus]

Nå er jeg ikke utdannet innen sektoren, men ditt innlegg .Marcus er helt i tråd med hva jeg har oppfattet er virkeligheten - og prøvde å beskrive meget kort i min første post. Glimrende innlegg i alle fall.

 

Da har du en god oppfatning av virkeligheten.

 

Synes jeg da

[Nedward]

Spørsmål: Er det utenkelig at det finnes olje på land, eller svært nært land i Norge?