TIGHT OIL AND OIL SAND VERSUS SMALL DEEP WATER DEVELOPMENTS, SOME OBSERVATIONS
This post which is based on results from earlier research and analytic work posted on The Oil Drum, Fractional Flow and not least in recent (private) discussions with other international acknowledged experts present some facts and observations about developments of tight oil (which to some extent also applies to oil sands) versus small deep water discoveries*.
*Small deep water discoveries are here meant discoveries with Estimated Ultimate Recovery (EUR) below 100 Million Barrels of Oil Equivalents (MBOE).
![Figure 1: Chart above shows relative developments in annualized yield curves (lh scale) of oil for so-called elephants (Norwegian deep water discoveries estimated to hold ultimate recoverable reserves (EUR) above 1,000 million barrels with crude oil [red lines]). Small discoveries (Norwegian deep water discoveries estimated to hold ultimate recoverable reserves (EUR) below 100 million barrels with crude oil, [green lines]). The reference tight oil well for Bakken [violet lines]. The cumulative versus time is plotted against the rh scale. Note also the short high flow life cycles of small deep water developments and tight oil.](http://fractionalflow.files.wordpress.com/2013/11/relative-yield-curves-elephants-small-deepwater-and-tight-oil.png)
Figure 1: Chart above shows relative developments in annualized yield curves (lh scale) of oil for so-called elephants (Norwegian deep water discoveries estimated to hold ultimate recoverable reserves (EUR) above 1,000 million barrels with crude oil [red lines]).
Small discoveries (Norwegian deep water discoveries estimated to hold ultimate recoverable reserves (EUR) below 100 million barrels with crude oil, [green lines]).
The reference tight oil well for Bakken [violet lines].
The cumulative versus time is plotted against the rh scale.
Note also the short high flow life cycles of small deep water developments and tight oil.
A CLOSER LOOK AT SOME RECENT DEVELOPMENTS OFFSHORE NORWAY
In this post I present a closer look at 4 developed discoveries (of a total of 10) that started to flow as from 2012 and their production as of September 2013 as these have been reported by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD).
A common feature for several of the recent developments offshore Norway is that they have estimated recoverable reserves ranging from 10 – 100 Million Barrels of Oil Equivalents (MBOE) and are expensive to develop and generally developed with sub sea completed wells flowing back to an existing (host) installation for processing. The host installation normally provides for essential services for the operations of these sub sea installations. These discoveries typically annual flow are 15 – 25% of estimated recoverable reserves at some kind of plateau and enter into steep declines as they become 50 – 60% depleted. Normally these developments reach expected plateau a few months after they start to flow.
Several of the recent smaller developments* on the Norwegian Continental Shelf (NCS) have so far under-performed with regard to expected production. So far these have resulted that some companies have taken some write downs, and others will have to accept considerably lower returns on their investments.
The presented 4 developments were now expected to flow a total of 90 – 100,000 BOE/d. Actual data from NPD show that these 4 developments had an average total flow of 13,000 BOE/d for August and September 2013.
*) By smaller developments are here meant discoveries with estimated recoverable reserves below 100 Million Barrels Oil Equivalents (MBOE).
This is worrisome for several reasons:
- Write downs and lowered returns impact the companies’ financial abilities to develop future capacities and to carry through planned exploration activities.
- Write downs destroy shareholder value.
- If there is a general trend with weakened profitability and/or losses from smaller developed discoveries (which for some time has been dominant on NCS), this may lead to future revisions of the criteria the companies use for commercialization of these. In other words more experiences confirming the uncertainties surrounding smaller discoveries could push the commercial break even price higher, thus deferring developments of such discoveries that already are within the companies’ portfolios.
This may fly under the radar coverage with the euphemism “targeting financial performance”. - To finance these developments, the companies took advantage of their debt carrying capacities and took on more debt. The companies thus bet their future on households and sovereigns (already overstretching their debt carrying capacities) being able to continue to take on more debt to pay for more expensive oil and natural gas so that the companies can retire their debts as these mature.
- Apart from price, production flows have a considerable impact on companies cash flows and profitability. In the short to mid term it is more about the flows and less about the stocks.
- The developments of these smaller discoveries have so far reduced the decline in total production from the legacy installations on the NCS as can be seen in figure 1. For some time these smaller developments also hid the “The Red Queen” effect from NCS discoveries brought to flow since 2002, refer also figure 2.
- A more reserved attitude of the companies towards future developments of the discoveries made (and to be made) due to financial considerations, sets up the potential for a near term further acceleration of the decline in total NCS crude oil production.
This also illustrates that future developments now appear to be at the crossroads with what price the oil companies need for development of discoveries with what the consumers will continue to afford.
Figure 1: Development in crude oil production from the Norwegian Continental Shelf (NCS), split on fields flowing prior to January 1st 2002 (green) and discoveries developed to flow as from 2002.
The new developments have now reduced the annualized total decline in crude oil production from NCS to just above 7%, refer also to figure 2. Discoveries/fields flowing prior to 2002 has seen a decline in their total crude oil production of more than 70% since 2002.
UNITED KINGDOM, ENERGY AND TRADE BALANCE
United Kingdom (UK) is widely associated with the industrial revolution which was a fossil fuel revolution.
Coal fueled the industrial revolution and UK also exported coal. The next cycle in UK’s energy history came with the discoveries and production from the oil and natural gas discoveries in the North Sea in the 1960’s which happened while UK’s indigenous coal production had been in general decline since the late 1920’s.
The oil and natural gas discoveries in the North Sea made UK again a net energy exporter for some years during the 1980’s and from the middle of the 1990’s through 2004, refer also figures 2, 3 and 4.
Beginning in 2005 UK again became a net importer of energy and as of 2012 UK imported around 42% of its primary energy consumption (primarily fossil fuels). The portion of imported energy for 2013 is expected to grow to 50% and beyond in the near future. Few countries have so rapidly transitioned from being self-sufficient and an energy exporter to develop such a high and growing dependency on imported energy.
The imports of expensive energy increasingly weigh heavier in the UK trade balance, refer also figure 7.
Figure 1: Development of UK’s total energy consumption for the years 1965 – 2012 split on energy sources.
The UK has in recent years experienced a strong growth in energy production from renewables (light green area in figure 1). The recent years general decline in total energy consumption is likely primarily due to the ongoing financial crisis.
Coal’s portion within the UK energy mix declined as it was being replaced by a growing supply of oil and natural gas from the North Sea. The growing supplies from the North Sea may at the time have defined the UK government’s position during the coal miners strikes in 1984 – 1985.
The portion of fossil fuels in the UK’s energy mix has declined from 92% in 2008 to 87% in 2012, mainly due to lower oil and natural gas consumption following the financial crisis and persistent higher oil and natural gas prices.
In 2012 barely 5% of the UK’s energy consumption was from renewables which also includes hydroelectric.
NOEN INNTRYKK FRA BP STATISTICAL REVIEW 2013
Her følger noen utvalgte inntrykk fra BP Statistical Review 2013. BP sine årlige Statistical Review regnes som en av de mest autorative kildene for energidata og brukes mye som referanse.
Figur 01: Verdens utvikling i totalt energiforbruk for 1965 – 2012 splittet på energikilder.
Det globale energiforbruket viser fortsatt vekst også drevet av vekst i gjeld og nå primært fra fortsatt vekst i offentlig gjeld.
Energimarkedene er svært dynamiske der prisforskjeller mellom energikildene nå driver frem en raskere global vekst for kull blant de fossile energikildene.
HVA RETNING SKAL OLJEPRISEN?
I dette innlegget vil jeg dele noen av mine observasjoner av og refleksjoner for hva sannsynlig retning oljeprisen vil ta i nær fremtid.
Innenfor OECD blir nå et voksende antall forbrukere av økonomiske årsaker drevet til å redusere sitt forbruk av dyr olje. I noen tilfeller der substitusjon med andre og billigere energikilder er mulige, så skjer dette, ref også figur 10. Dette gir nå en svakere global etterspørselsvekst samtidig med at tilbudssiden bedres blant annet gjennom fortsatt vekst i utvinningen av skiferolje (tight oil) og oljesand og OPEC antas å ha noe reservekapasitet.
Figur 01: Diagrammet viser utviklingen i den nominelle oljeprisen (Brent Spot) fra januar 1990 og til tidlig juni 2013.
Figuren illustrerer også at den sterke gjeldsveksten (også) tillot vekst i oljeprisen og at gjeldsveksten nå er lavere. Samtidig har forbrukerne gradvis fått en svekket evne til å betale for dyr olje mens kostnadene for de marginale fatene er generelt voksende.
Bevegelsene i oljeprisen de siste årene kan også skape inntrykk av at oljeprisen har vært gjenstand for spekulativt press. De som tjener på en høyere oljepris er mange; oljeselskapene (både private og nasjonale) selvsagt, men også leverandører av varer og tjenester til oljeselskapene. Mindre fokus har det vært på at økte investeringer skapt av en høyere oljepris ofte resulterer i økt bruk av gjeld av oljeselskapene for å skape finansiell vekst. Leverandørene av gjeld/kreditt (banker/finansinstitusjoner) til oljeselskapene har dermed fått vekst i sitt inntektsgrunnlag til en svært lav risiko.
Selskapene bruker gjeldsvekst for å øke/holde oppe utvinningen av olje og gass og dermed det finansielle overskuddet. Veksten i de finansielle overskuddene for oljeselskapene som tillot vekst i investeringene for ny kapasitet var også drevet av privat og offentlig gjeldsvekst.
Gjeldsveksten har nå bremset og på et eller annet tidspunkt vil denne reverseres for å bringe gjeldsoverhenget ned, dette bør også ventes å få følger for oljeetterspørselen og dermed oljeprisen.
OM NORSK GASSUTVINNING PER 2012 OG PROGNOSE MOT 2020
I dette innlegget vil jeg presentere noe om historisk norsk gassutvinning og utvikling i funn og reserver og hva data fra Oljedirektoratet (OD) nå gir av forventninger til norsk gassproduksjon mot 2020.
Dette er en oppdatering og utvidelse av dette innlegget.
Figur 1: Figuren ovenfor viser den historiske utviklingen i norsk gassutvinning etter felt fra 1996 og til 2011 slik dette har blitt rapportert av OD. Figuren viser også en prognose (laget av forfatteren) for perioden 2013 og mot 2020. Prognosen omfatter alle produserende og besluttede felt og tar høyde for utvikling i R/P (Reserver dividert med Produksjon), ODs estimater for gjenværende utvinnbart, anleggsbegrensninger osv.
Prognosen er ikke justert for redusert uttak fra årlig vedlikehold.
Prognosen inkluderer ikke effekten fra nedstengning av felt ettersom disse blir ulønnsomme. I figuren er også vist utvinningsspennet ventet av Olje og Energidepartementet (OED) og en prognose fra IEA (International Energy Agency) mot 2020.
Norske gassleveranser for salg nådde en ny topp i 2012 etter at de falt noe fra 2010 til 2011. For perioden 2013 til 2015 ventes den norske gassutvinningen å befinne seg på hva som for alle praktiske formål vil være å betrakte som et platå. Fra 2016 ventes potensialet for den norske gassutvinningen å falle og dette fallet vil kunne akselerere fra 2019.
I figur 1 har det bevisst blitt brukt begrepet potensial for å beskrive hva som kan ventes av totale leveranser om kjøperne skulle ønske det. Gassalgsavtalene har fleksibilitet som gir kjøperne anledning til å ta gass innenfor et avtalt spenn. Av den grunn bør det ventes at totalt potensial vil være noe høyere enn hva som faktisk blir solgt og levert.
Rundt 95 % av norsk salgsgass leveres gjennom rørledninger til kjøpere på kontinentet og Storbritannia og resten som LNG (Liquified Natural Gas; i hovedsak metan i væskeform).
NORSKE RÅOLJERESERVER OG UTVINNING PER 2012
I dette innlegget vil jeg presentere historisk norsk oljeutvinning og utvikling i funn og reserver og hva dette nå gir av forventninger til fremtidig norsk oljeutvinning.
Innlegget er en oppdatering av; Norske råoljereserver og utvinning per 2011.
Figur 1 nedenfor illustrerer at fallet i den norske råoljeutvinningen fortsetter å trosse de siste årenes sterke prisoppgang på råolje. Den voksende råoljeprisen har bidratt til å dempe fallet i råoljeutvinningen og stimulert til økt utbyggings og letevirksomhet.
Siden råoljeutvinningen toppet i 2001 med 3,12 Mb/d (millioner fat for dagen) hadde den i 2012 falt til under 50 % (1,53 Mb/d) av toppnivået. Dette har blitt overskygget av at prisen har økt rundt 4 ganger nivået fra 2001 og dermed mer enn kompensert for fallet i fysisk utvinning.
Oljedirektoratet sin ferskeste prognose venter at råoljeutvinningen vil falle til 1,47 Mb/d (millioner fat for dagen) i 2013 fra 1,53 Mb/d i 2012.
Figur 1 illustrerer at de største funnene gjøres først, kommer raskt i utvinning og med tiden (og avhengig av oljeprisen) blir de mindre funnene utviklet.
Figur 1: Figuren viser historisk utvinning av råolje (etter felt) for norsk sokkel med data fra Oljedirektoratet (OD) for perioden 1970 – 2012. Figuren viser også en fremskrivning av råoljeutvinningen fra felt mot 2040 basert på vurderinger av fallrater, ODs estimater på gjenværende utvinnbare reserver, utvikling i R/P forhold etc..
Videre er det inkludert en prognose på den samlede råoljeutvinningen fra felt som er besluttet utviklet (grønt areal, ref også figur 2) og bidraget fra Johan Sverdrup (blått areal) som nå planlegges satt i utvinning sent i 2018.
