FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

FALLRATER, UTVINNINGSGRAD OG RÅOLJEUTVINNINGEN PÅ NORSK SOKKEL

Det kan nå virke som at enkelte oljeselskaper har tjuvstartet kappløpet med å informere markedene om at de er nær ved å få dispensasjon fra både historikk, geologi og fysiske lover.

Imidlertid viser dypdykk i harde data at historikk, geologi og fysiske lover enda ikke bryr seg med euforiske rosa pressemeldinger, penger (som ikke har noen iboende verdi, men som i økende grad er benyttet som et verktøy til å ”kjøpe” støtte for ønskede oppfatninger).

Heller ikke med formelle elitistiske forsamlinger fylt med alle som ”betyr noe” som prøver å overgå hverandre med hva utenforstående ville oppfatte som en foredragskonkurranse assistert med fargerike lysbilder der deltakerne fyller på med innovative ekvilibristiske formuleringer.

Historikk, geologi og fysiske lover har alltid fått siste ord. Vil alltid være slik.

Det er to sett økonomiske ”virkeligheter” det er viktig å forstå energiindustrien for; den ene refereres ofte til som prosjektøkonomisk, den andre og som enhver ledelse med ”respekt for seg selv” bruker mest tid på er ”street economics” (street som i Wall Street) hvis formål er å skape og vedlikeholde eufori i full visshet om at den siste idiot enda ikke er født og dermed sørge for frisk tilførsel av ”invistorer” til å hjelpe aksjekursen.

”Street economics” er ikke noe annet enn en velregissert multimedia forestilling for å vise seg frem for aksjonærene (eierne), forsøk på påvirkninger av kredittvurderinger og ikke minst lokke til seg finansiering og/eller berolige finansmarkedene (dvs kreditorene).

Jeg har alltid likt, liker fremdeles og vil fortsatt like å se de harde tallene til å hjelpe meg å skape en oppfatning om underliggende utviklinger, betydningen av disse, forventningsrette fremskrivninger og kanskje bidra til at andre kan ta del i det.

Jeg er gammeldags sånn og må vel fortsette å leve med det og har innsett at jeg i så måte ikke har noe valg.

Historiske data har det i grunnen liten hensikt i å bruke energi på å diskutere. De er ikke sexy nok.

Figur 1: Figuren viser historisk utvinning av råolje (etter felt) for norsk sokkel med data fra Oljedirektoratet (OD) for perioden 1970 – 2011. 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) og bidraget fra Johan Sverdrup (blått areal) som nå planlegges satt i utvinning sent i 2018.

Figur 1 er også ment å sette det mye omtalte Johan Sverdrup funnet i et perspektiv for norsk oljevirksomhet. Oljedirektoratets nåværende estimater på utvinnbare reserver kan bli reviderte i fremtiden og da vil selvfølgelig prognosen på utvinning bli revidert.

“Sanctioned Developments” i figur 1 representerer totalt bidrag fra 21 nye feltutviklinger som er  eller  sannsynlig vil bli besluttet.

Prognosen min fra i vår venter 1,57 Mb/d (Mb/d = millioner fat per dag) råolje fra norsk sokkel i 2012.

Per august 2012 viste utvinningsdata fra Oljedirektoratet 1,59 Mb/d (på årlig basis for 2012).

Oljedirektoratet sin prognose for 2012 publisert i januar 2012 (presentasjonen av sokkelåret 2011) ventet 1,61 Mb/d råolje fra norsk sokkel i 2012, mot 1,68 Mb/d i 2011.

Det gjenstår enda rundt 4 måneder med utvinning i 2012 før Oljedirektoratet presenterer fasit.

Mer om besluttede utbygginger for norsk sokkel i dette innlegget.

For å gjøre det helt klart, jeg har i lengre tid sett på råolje som en unik energiressurs som få synes å forstå den reelle verdien av. Om jeg skulle prissette råolje for hva jeg mener den er verdt så er jeg ennå ikke overbevist om at $1 000/fat er for lavt.

Jeg ser positivt på alle initiativ og tiltak for å øke utvinningsgraden, nye teknologier, såkalte ukonvensjonelle ressurser (selv om dette også er gammelt nytt!). Dette selvfølgelig under forutsetning av at lover og regelverk og som til enhver tid gjelder blir etterlevd.

Det folk flest nå blir presentert er økningen i inntekter og vekst i aktivitetsnivå som har sin bakgrunn i en historisk rask prisvekst mot en strukturelt høyere oljepris. Få gjør oppmerksomme på at energiinnholdet i et fat olje til $25/fat og $120/fat er nær identiske.

Råolje blir primært utvunnet for å møte et viktig energibehov innenfor hovedsakelig den moderne transportsektoren. Det blir gjort forsøk på å tilsløre realitetene i den globale råoljeforsyningen ved å inkludere NGL (Natural Gas Liquids; hovedsakelig etan, propan butan), bio brennstoff og andre.

Et stikkord her er lengden på karbonkjedene som sikrer et stabilt drivstoff.

Det er selvfølgelig en bakgrunn (vel egentlig flere; en relatert til fysikk og en til det finansiell/monetære systemet) for at jeg valgte nettopp ”Fractional Flow” som tittel på bloggen min. De som kjenner fenomenet fra oljereservoarer vet godt hva dette innebærer. De som kjenner betydningen av gjeld/kreditt i en økonomi vet hva jeg sikter til.

De ”gigantiske” nye funnene og ”nye kapitalkrevende ukonvensjonelle” kildene kan også være et varsel om at realitetene er i ferd med å melde sin tilstedeværelse. Med andre ord de prospektene som nå får se et bor er de som i et lavere prisregime ville forblitt uboret og bortgjemt i et arkiv (eller på en harddisk) og aldri blitt gjenstand for showpregede rosa omtaler.

For ordens skyld jeg spår ikke om hva som kan bli gjort av funn i fremtiden og forholder meg til realitetene og hva ekspertisen (de virkelige og oppriktige fagfolkene) mener.

Figur 2: Ovenfor er vist den historiske utvinningen av råolje fra felt som var i utvinning før årsskiftet 2001/2002 (grønne søyler) og utvinningen fra felt som ble satt i utvinning fra januar 2002 og senere (vist med ulike fargekoder for det enkelte felt).

Figur 2 er basert på historiske utvinningsdata fra Oljedirektoratet og prøver å sette ting i et perspektiv. Fallet i total råoljeutvinning fra feltene som startet før 1. januar 2002 er nå rundt 70 %, dette på mindre enn 10 år. Innfasingen av nye utbygginger har bremset fallet i total råoljeutvinning.

En svakere utvikling i oljeprisen ville resultert i et lavere totalt nivå for norsk råoljeutvinning.

Figur 3: Figuren viser råoljeutvinningen fra det enkelte felt (med data fra Oljedirektoratet) som var satt i utvinning fra januar 2002 og per juli 2012.

Diagram 3 vekker assosiasjoner med utvinningen av olje fra skifer (”The Red Queen” effect), der et akselererende antall nye felt bringes i utvinning som bremser fallet i total utvinning.

Misforstå meg riktig, det ligger en utrolig innsats med mange dyktige, samvittighetsfulle, innovative og hardt arbeidende mennesker bak realiseringen av nye utbygginger og senere drift av installasjonene.

FALLRATENE

Figur 4: Diagrammet viser utviklingen i totalt fall i råoljeutvinningen på norsk sokkel (blå linje). Figuren viser at fallet i den total råoljeutvinningen har vært rundt 6 % årlig siden 2005.
I figuren er også vist det underliggende fallet for feltene som var i utvinning 2001/2002 (rød linje). Fallet for disse modne feltene har ligget rundt 12 % på årlig basis.
Korrelasjon er nødvendigvis ikke kausalitet, men det er ikke til å legge skjul på at utviklingen i fallratene på norsk sokkel og den internasjonale oljeprisen (sort linje og høyre y-akse) kan gi assosiasjoner i den retningen.

Den underliggende fallraten (for feltene satt i utvinning før 1. januar 2002) har mer eller mindre bitt seg fast med en årlig rate rundt 12 % gjennom de siste 7 årene og synes noe påvirket av pris. Realitetene røyklegges med rosa pressemeldinger og/eller entusiastiske analytikere som frenetisk og storøyde formidler budskapet om at ”this time is different”.

Figuren kan illustrere en annen interessant effekt, høyere pris gjør ”lommer” av oljesoner lønnsomme som dreneres gjennom såkalt ”infill drilling”. Legg merke til hvordan fallratene tilsynelatende og med noe tidsforsinkelse bremses ved en høyere oljepris, inntil geologi og fysikk igjen blir dominerende.

UTVINNINGSGRAD

For oljeselskap et det i hovedsak tre måter (eller kombinasjoner) til å skape vekst i utvinningen eller mer aktuelt nå, bremse fallet i utvinningen:

1.   Nye funn. Høy risiko da både størrelse og produksjonsevne ikke kan fastslås med sikkerhet før etter prospektet er boret. Realitetene nå med ”gigant” funn på 100 – 200 millioner fat utvinnbart er at det er disse som i hovedsak gjenstår å bli påviste.

2.   Økt utvinningsgrad. Fordelene er at reservoaret er der og godt forstått gjennom noen års drift. Risikoen er med andre ord lav og kostnadene forutsigbare.

3.   Oppkjøp og sammenslåinger. Gjennom årene har en rekke oljeselskap løst vekstutfordringen (både for utvinning og reserver) ved oppkjøp og/eller fusjoner.

Estimert utvinnbart fra nye funn er nå normalt små (det vil enda være unntak som Johan Sverdrup), men dette dokumenterer også høy kompetanse hos de som er involverte i prosjektene med å påvise funnene.

Oppkjøp og sammenslåinger handler mye om evne til å håndtere økt gjeldsgrad, ventet fremtidig netto kontantstrøm og en velfylt pengekasse.

Når fokus fra oljeselskapene og myndighetene blir utvinningsgrad så bør dette oppfattes som at de også erkjenner realitetene.

Figur 5: Figuren ovenfor viser utviklingen i forventet utvinningsgrad (for råolje) for hele norsk sokkel og noen utvalgte felt for perioden 2004 – 2011.
Utvinningsgrad er forholdet mellom totalt estimert tilstedeværende og estimert teknisk/økonomisk utvinnbart.
I figuren er også vist utviklingen i oljeprisen (Brent spot og grønt areal) for årene 2004 – 2011.

I den grad en høyere oljepris påvirker utvinningsgraden så viser dataene fra ODs årlige ressursregnskap at prisens betydning er ubetydelig.

Forventet utvinningsgrad av råolje for hele norsk sokkel har for alle praktiske formål forblitt uendret under prisveksten. Troll er det eneste feltet som har vist en betydelig økning i forventet utvinningsgrad noe som kan ses i sammenheng med at økt pris har gjort økt utvinning fra de tynne oljesonene mer attraktive.

Når oljeselskaper skaper forventninger om at den gjennomsnittlige utvinningsgraden for feltene de opererer kan økes fra 50 % til 60 %, da skapes det også håp om at de står foran et gjennombrudd i kampen mot de fysiske lovene.

En økning i utvinningsgraden for norsk sokkel med 1 % tilsvarer rundt 600 millioner fat (eller et felt som Norne).

For hva det er verdt så er utviklingen i den årlige oljeprisen også vist i diagrammet. En høy oljepris bidrar til å øke den positive kontantstrømmen. Dermed den økonomiske levetiden for felt i utvinning og med dette gi bidrag til å løfte utvinningsgraden.

I den grad figur 5 forteller noe så må det være at så langt har ikke oljeprisen hevet forventet utvinningsgrad og dermed synes det som at det er de fysiske realitetene som har kontrollen.

Det kan nå være passende å undres på utviklingen i utvinningsgraden ved en lavere oljepris.

Med hensyn til uttalte målsetninger om at utvinningsgraden nå søkes økt fra rundt 50 % til 60 % så håper jeg inderlig at det blir en realitet, men inntil dette er dokumentert så betrakt meg som skeptisk. Skepsisen min er fundamentert på historikk, geologi og fysikk.

Det er ofte slik at det er de underliggende fysiske forholdene som best beskriver realitetene og på et eller annet tidspunkt vil realitetene gjøre rosa løfter og pressemeldinger til livstidsfanger i sine egne luftslott.

%d bloggers like this: