FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

HISTORISK NORSK GASSUTVINNING 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.

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 2012 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 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.

Norsk gassutvinning ventes å nå en ny høyde i 2012 (se også figur 2) etter at den falt noe fra 2010 til 2011. For perioden 2012 til 2015 vil den norske gassproduksjonen befinne seg på hva som for alle praktiske formål vil være å betrakte som et platå.  Fra 2016 ventes den norske gassutvinningen å falle bratt mot 2020.

Utvikling av noen av feltene i Norskehavet (Aasta Hansteen, Linnorm og 6506/6-1 (Zidane?)) med mulig oppstart i 2016, er vist i figur 4 i dette innlegget og vil kunne utsette og bremse det forventede fallet vist i figur 1.

Gassvolumene OD rapporterer er på produksjonsinnretningene og antas å inkludere NGL (NGL; Natural Gas Liquids; hovedsakelig etan (C2H6), propan (C3H8) og butan (C4H10) som alle er i gassform ved normalt trykk og temperatur. Naturgass/salgsgass er i hovedsak metan (CH4). NGL er ofte referert til som ”bottled gas” da NGL etter ekstraksjon og fraksjonering (som på Kårstø og Kollsnes) blir solgt og levert under trykk i væskeform. Ekstraksjon og fraksjonering av NGL gjør at gassvolumene som ble levert fra produksjonsinnretningene krymper (shrinkage) og av den grunn vil salgsgass volumene være noe mindre.

For 2011 er det estimert at denne krympingen utgjorde vel 4 milliarder standard kubikkmeter, eller rundt 4 % av totalt rapportert gassvolum levert fra produksjonsinnretningene.

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).

Norge bruker lite naturgass og bruken begrenser seg til produksjon av elektrisitet på produksjonsinnretningene, noe går till gassinjeksjon (Grane), føde for metanolfabrikken på Tjeldbergodden, noe for gasskraftverk, noe til husholdninger og industri i Haugesund og Stavanger.

Prognosen viser årlig potensial for leveranser av norsk gass slik dette nå rapporteres av Oljedirektoratet (OD) og under forutsetning av ”normale” sesongvariasjoner i bestillingene fra kjøperne.

Figur 2: Figuren viser historisk total utvinning splittet på noen store felt og øvrige felt fra januar 2001 til januar 2012. Figuren er basert på månedlige OD data og viser gjennomsnittlig daglig gassutvinning. I figuren er også tegnet inn et løpende årlig snitt (12 MMA; 12 Months Moving Average) sort linje som også viser den løpende utviklingen per kalenderdag. For januar 2012 var utvinningen høyere enn noen gang tidligere.

Diagrammet ovenfor illustrerer også de sesongmessige variasjonene i bestillingene fra kjøperne. Figuren viser at for de siste vintrene har to felt, Ormen lange og Troll, stått for rundt 50 % av de totale norske gassleveransene. For januar 2012 rapporterte OD om Rekordsalg av gass i januar”, noe som harmonerer med prognosen vist i figur 1.

Som vist i figur 1 så venter jeg fallende norske gassleveranser fra rundt 2015 i motsetning til de offisielle prognosene fra OD/OED. Nedenfor skal jeg begrunne prognosen min.

R/P

Figur 3: Figuren viser hvordan produksjonen av naturgass fra norsk sokkel ville vært om produksjonen fulgte R/P forhodet slik dette var ved årsslutt 2011. I virkeligheten følger ikke utvinningen et slik rektangulært profil (selv om det av økonomiske årsaker ville vært ønskelig). Ettersom reservoarene nedtappes vil de på et eller annet tidspunkt (kan være ved 70 - 80 % nedtapping) miste utvinnings potensial som normalt følger en eksponentiell nedadgående bane. I figuren er også vist OD sin prognose fra presentasjonen av sokkelåret 2011. Figuren er basert på reserveestimatene og utvinningsdataene fra OD ved årsslutt 2011 og inkluderer alle felt i utvinning eller besluttet utbygd, som Gudrun, Gaupe, Skarv, Valemon.
MERK! Figuren viser utvinning per kalenderdag.

R/P rektanglene ovenfor har varierende grad av elastisitet og flere felt hadde høyere leveringspotensial enn hva kjøperne etterspurte i gassåret 2011 (gassåret starter i oktober og varer ut september påfølgende år). Feltenes elastisitet henger sammen med grad av nedtapping og anleggsbeskrankninger som for Snøhvit (LNG) er gitt av nedkjølingskapasiteten, for Ormen Lange av eksportkapasitet (som kan oppgraderes om nye felt ilandføres til Nyhamna), Kvitebjørn og Troll av behandlingskapasitet på Kollsnes.

I følge OD sine data hadde Sleipnerområdet et R/P på rundt 2,7 ved årsslutt 2011, dette gir forventninger om at utvinningen fra Sleipner vil falle bratt i tiden fremover. Senere vil Åsgard området, Kvitebjørn osv se fallende utvinning. Kollsnes og Ormen Lange går for fullt i vinterhalvåret noe som i hovedsak overlater til øvrige felt (Others) å øke utvinningen i årene fremover.

Som figur 2 illustrerer har disse øvrige feltene i de siste årene så vidt kompensert for den fallende utvinningen fra Sleipnerområdet, og en gjennomgang av R/P forholdene for disse og utvinningsnivået gir lite rom for å tro på noen særlig økning i produksjonen fra gruppen øvrige felt (Others). Øvrige felt omfatter også felt som er besluttet og enda ikke er satt i utvinning og det ventes nå at disse i hovedsak vil kompensere for fallende utvinning fra felt som er godt nedtappet.

Basert på det ovenfor er det nå lite som gir støtte for OD sin prognose fra 2013 og utover, om ikke kjøperne velger å ta mer gass i sommerhalvåret.

HAR NGL BLITT ”REHYPOTHECATED”?

”Rehypothecation” er et begrep fra den finansielle verden der en megler bruker en eksiterende tredjeparts pant til å dekke egne handler.

Så hvorfor trekke begreper fra finansverdenen inn i et innlegg som også berører OD sitt bokholderi av norske petroleumsressurser?

OD oppgir i sine utvinningsdata måling av en gassblanding, inklusiv NGL, som eksporteres fra produksjonsinnretningene til anlegg som Kårstø og Kollsnes. På Kårstø og Kollsnes blir NGL (etan, propan, butan) ekstrahert og fraksjonert før det skipes til kundene. NGL som blir skipet ut er gjenstand for måling. Det kan derfor synes som at NGL i OD sine utvinningsdata blir telt to ganger;

1) i gassfase ved eksport fra produksjonsinnretningene og

2) i væskeform ved eksport av ekstrahert og fraksjonert NGL.

ODs data viser at total norsk petroleumsproduksjon fra norsk sokkel i 2011 var rundt 3,79 MFOE/d (MFOE/D; Millioner Fat Olje Ekvivalenter per dag) og NGL rundt 0,28 MFOE/d.

Om det som er beskrevet overfor medfører riktighet så skulle norsk total petroleumsproduksjon i 2011 vært rundt 3,51 MFOE/d eller vel 7 % lavere enn hva de rapporterte dataene fra OD nå gir. Dette vil også gjelde for tidligere år.

Det er dette som gir opphav til spørsmålet om norsk NGL er gjenstand for ”rehypothecation”.

KYSSING ELLER KRYSSING…..OG SÅNT

I enkelte sammenhenger blir det diskutert om norsk gassutvinning, målt i FOE/d (FOE/d; Fat Olje Ekvivalenter per dag) vil krysse den fallende kurven for råoljeutvinningen eller om disse kurvene ”kun” vil kysse hverandre.

Basert på prognosen jeg utviklet for norsk råoljeutvinning i dette innlegget og prognosen min for den norske naturgassutvinningen her, mener jeg at disse kurvene krysset i 2010. Dette da jeg definerer NGL (Natural Gas Liquids) som naturgass. Dette vil etter de prognosene jeg har presentert bli mer åpenbart i løpet av 2012, ref figur 4 lenger ned.

Jeg venter at norsk gassutvinning (målt i FOE/d) vil være høyere enn den norske råoljeutvinningen de neste 10 årene, også med oppstart av Johan Sverdrup i 2017, ref også figur 4. Det må gjøres nye og store drivverdige funn av råolje på norsk sokkel de neste tiårene om ikke naturgassutvinningen skal forbli høyere enn råoljeutvinningen.

Det å sammenlikne nivåene av utvinningen av råolje, NGL og naturgass blir som å sammenlikne bananer, druer og epler.   Basert på energiinnhold er et fat råolje og et fat oljeekvivalent (1 fat = 159 liter = 159 standard kubikkmeter) naturgass noenlunde likeverdige.

Et FOE norsk naturgass har oppnådd en pris på rundt 55 – 60 % av råolje de siste årene.

Råolje, det vil si de kommersielle produktene etter raffinering, og naturgass har nå i liten grad overlappende bruksområder.

Naturgass har med bakgrunn i lavere volumetrisk energitetthet og et smalere bruksområde i det europeiske markedet blitt priset til 55 – 60 % av råolje basert på energiinnhold.

Forholdene nå er noe annerledes i det amerikanske markedet på grunn av tilbudsoverskudd av naturgass blant annet på grunn av boomen i gassutvinningen fra skifer.

I Stillehavsbassenget er forholdene igjen forskjellig og preget av økt etterspørsel av LNG (Liquified Natural Gas) som følge av økonomisk vekst og etterdønningene fra Fukushima ulykken.

NGL har på volumetrisk basis (pris per fat) vært priset til rundt 60 – 70 % av råolje. Dette da NGL har et volumetrisk energiinnhold som er rundt 70 % av råolje.

Figur 4: Figuren viser historisk utvinning av råolje (tykk sort linje), en prognose (utviklet av forfatteren) for råolje mot 2020 (tynnere grønn linje) og effekten fra oppstart av Johan Sverdrup i 2017 (stiplet lys grønn linje). I samme figur er også vist den historiske utvinningen av norske naturgass (i Mboe/d = MFOE/d; Millioner Fat Olje Ekvivalenter per dag) (tykk rød linje), en prognose mot 2020 for produserende og besluttede funn (tynnere mørk rød linje) og en prognose med felt i Norskehavet (Aasta Hansteen, Linnorm og 6506/6-1 (Zidane?) (stiplet mørk rød linje) med oppstart i 2016.

Diagrammet ovenfor viser at norsk gassutvinning krysset råoljeutvinningen i 2010 og at gassutvinningen vil ligge over råoljeutvinningen mot 2020.

LITT OM NORSKEHAVET

Det planlegges nå flere feltutviklinger i Norskehavet for å løse ut et samlerør NSGI (Norwegian Sea Gas Infrastructure) til Nyhamna (mottaksanlegget for Ormen Lange og start av Langeled).

Feltene som nå vurderes utviklet i Norskehavet er Aasta Hansteen (tidligere Luva) 46 GSm3, 1 300 meters vanndyp, Linnorm 24 GSm3 og 6506/6-1 (Zidane?) 27 GSm3 (GSm3; milliarder standard kubikkmeter).

Totalt inneholder disse 3 funnene rundt 100 milliarder kubikkmeter gass, og for å sette dette i et perspektiv så utgjør det samme volum som Norge nå årlig eksporterer eller som Storbritannia forbruker årlig.

Effekten fra disse feltene i Norskehavet vil være at de kan forlenge platået for de norske gassleveransene med 2 – 3 år, ref figur 4.

Basert på data som nå er offentlig tilgjengelige er det estimert at Aasta Hansteen har en nullpunktspris (break even) på 1,60 – 1,70 NOK/Sm3 (0,50 – 0,55 p/therm på leveransepunkter som NBP; National Balancing Point i Heeren i Storbritannia).

Dette kan tjene som en illustrasjon på hva pris kjøperne må belage seg på for forsyning av ny norsk gass.

2 Responses

Subscribe to comments with RSS.

  1. Til
    Rune Likvern.

    I forbindelse med årets Globaliseringskonferanse prøver vi å få på plass en del foredrag.
    Kunne det passe for deg å holde et foredrag om Peak Oil (og konsekvenser herav) på Globaliseringskonferansen i Oslo 1-4 november?

    Dette er bare en uforpliktende forespørsel.

    Sten Holth

    Thursday, 29 March, 2012 at 12:54

  2. […] Most of the content for this post was originally published in Norwegian here. […]


Comments are closed.

%d bloggers like this: