FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

UTVINNINGSGRAD FOR RÅOLJE PÅ NORSK SOKKEL OG LITT OM PROGNOSER

Økning i utvinningsgrad for råolje fra feltene på norsk sokkel gis nå mye oppmerksomhet. For en unik ikke fornybar ressurs som råolje er dette en god satsning.

I dette innlegget vil jeg presentere noe mer om utvinningsgrad og forventingsrette prognoser.

Figur 1: Diagrammet ovenfor viser Oljedirektoratets estimater på opprinnelig totalt tilstedeværende råolje for alle felt i utvinning eller vedtatt utbygd på norsk sokkel ved slutten av 2011. Dette er videre splittet på estimert gjenværende utvinnbart (turkis), solgt og levert (mørk rød) og estimat på gjenværende ressurser (grå).
Solgt og levert og estimert gjenværende utvinnbart (mørk rød og turkis) omtales også som opprinnelige utvinnbare reserver.
For større versjon i nytt vindu, klikk på figuren.

Økning av utvinningsgraden innebærer at gjenværende ressurser flyttes fra det grå området til det turkis og endelig til det mørke røde.

Indikatorer som vil fortelle om utviklingen for økning av utvinningsgraden:

  • Bremsing og/eller reversering av fallet i råoljeutvinningen fra såkalte modne felt.
  • Oppskriving av reservene i feltene. Oljedirektoratet publiserer årlig estimater for disse.
  • Merkbar vekst i investeringene og forlengelse av den økonomiske levetiden for norske felt.

I et fremtidig innlegg vil jeg presentere noe om status for fallratene for råoljeutvinningen på norsk sokkel og for noen utvalgte felt.

HVA VIL DET KOSTE Å ØKE UTVINNINGSGRADEN FRA 50 % TIL 60 %?

Figur 2: Diagrammet ovenfor viser hvordan utvinningsgraden for råolje på norsk sokkel og noen utvalgte felt har utviklet seg i perioden 2004 – 2011 basert på Oljedirektoratets årlige ressursregnskap.

Utvinningsgraden viser store forskjeller mellom felt som vist i figurene 3 og 4. For alle petroleumsbasseng er det observert at utvinningsgraden generelt øker med størrelsen på funn/felt.

På norsk sokkel er nå den gjennomsnittlige utvinningsgraden over 46 %. Utvinningsgraden synes så langt lite påvirket av veksten i oljeprisen, men normalt vil en høyere oljepris forlenge den økonomiske levetiden for felt og gjennom det påvirke utvinningsgraden positivt.

I følge Oljedirektoratets ressursregnskap for 2011 så var det rundt 61 Gb (Gb, Giga barrels, milliarder fat) opprinnelig tilstedeværende i felt i utvinning og besluttet satt i utvinning. I 2011 var det ventet at totalt mer enn 28 Gb ville kunne utvinnes fra disse.

Statoil opererer nå felt der de totale opprinnelig tilstedeværende var over 38 Gb og utvinningsgraden for disse var rundt 50 % i 2011 basert på data fra Oljedirektoratets ressursregnskap.

En økning i utvinningsgraden fra 50 % til 60 % vil med andre ord kunne resultere i utvinning av ytterligere rundt 4 Gb. Dette vil være imponerende og ha positive effekter for eiere, drift (økonomisk levetid), skatteinngang, finansinstitusjoner og ikke minst leverandørindustrien.

Økt utvinningsgrad kommer gjerne til en pris. Av mangel på prisanslag for økningen i utvinningsgraden vil jeg driste meg til å komme med et anslag.

Det marginale fat råolje kommer nå fra skifer, oljesand eller mindre funn der lønnsomhetsterskelen er i spennet $60 – $80/fat. Dette gir nå grunn til å vente at prisen for olje utvunnet gjennom en økning i utvinningsgraden fra 50 % til 60 % gir lønnsomhet i samme området.

Beslutninger om prosjekter for oljeutvinning gjøres normalt med en sikkerhetsmargin relativt til rådende eller ventet (i noen tilfeller sikret ”hedged”) markedspris.

Om det nå legges til grunn en økt utvinning av 4 Gb utløst av en ventet oljepris over spennet $60 – $80/fat så indikerer dette en økning i drift og investeringer på $240 – $320 milliarder eller 1 400 – 1 800 milliarder kroner de nærmeste årene bare for de feltene på norsk sokkel der Statoil nå er operatør.

Det er grunn til å vente at disse investeringene vil komme mens feltene som vil omfattes av dette enda har lønnsom drift. Så om investeringene kom gjennom de neste 10 – 15 årene så ville dette medføre økte gjennomsnittlige årlige investeringer på rundt 100 – 150 milliarder kroner.

Det er nå god grunn til å vente at en stor del av investeringene for å øke utvinningsgraden vil bli lånefinansiert til glede for obligasjonsmarkedet og kjøpere av gjeld.

Figur 3: Diagrammet ovenfor viser sammenhengen mellom estimert opprinnelig tilstedeværende råolje og utvinningsgrad for alle feltene i utvinning og besluttet utbygd basert på Oljedirektoratets ressursregnskap for 2011. For å unngå å mette figuren med merkelapper er noen utvalgte felt identifisert.
Den hele sorte linjen viser gjennomsnittet i ventet utvinningsgrad for feltene på norsk sokkel ved slutten av 2011.
Den røde stiplete linjen viser korrelasjonen mellom opprinnelig tilstedeværende råolje og ventet utvinningsgrad.

Figur 3 viser at generelt ventes store felt/funn å gi en høyere utvinningsgrad enn mindre. Dette er også observert for andre petroleumsbasseng.

Figur 4: Diagrammet ovenfor er en ”oppblåst” versjon av figur 3 som viser sammenhengen mellom estimert opprinnelig tilstedeværende råolje (OOIP) og utvinningsgrad for mindre funn/felt på norsk sokkel. For å unngå å mette figuren med merkelapper er noen utvalgte felt identifisert.

LITT MER OM PROGNOSER

Det kan være mange meninger om hva som kjennetegner en god prognose. For meg er en god prognose en som anvender utprøvd metodikk på tilgjengelige data fra en vel ansett uavhengig part og gir muligheter for etterprøving fra tredjeparter. En prognose er ”levende” i den forstand at endringer i inngangsdataene også endrer prognosen.

Prognoser kan også bli offer for GIGO syndromet (Garbage In, Garbage Out).

Figur 5: 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 og fallrater etc.
Videre er det inkludert en prognose på den samlede råoljeutvinningen fra felt som er besluttet utviklet (grønt areal) og ventet bidrag fra Johan Sverdrup (blått areal) som nå planlegges satt i utvinning sent i 2018.

I innlegget ”Råoljeutvinningen fra norsk sokkel og bidrag fra nye felt” presenterte jeg en prognose for råoljeutvinningen fra norsk sokkel mot 2040, med detaljer på felt som var vedtatt eller ventet vedtatt for utbygging.

Figur 6: I diagrammet ovenfor er prognosen fra figur 5 ”blåst opp” for perioden 2012 – 2020. I diagrammet er også vist (høyre akse) Oljedirektoratets estimat på gjenværende utvinnbart ved slutten av 2011 for felt i utvinning (4,47 Gb), estimat på totale tillegg fra felt vedtatt eller ventet vedtatt satt i utvinning (1,00 Gb) og til sist Oljedirektoratets nåværende estimat på utvinnbart fra Johan Sverdrup (1,76 Gb). Det blå arealet viser prognosen for utvinning fra felt i utvinning, det mørke rød bidraget fra felt vedtatt satt i utvinning og det grønne arealet bidraget fra Johan Sverdrup ved oppstart i 2018, disse avleses mot den venstre aksen.
Den stigende sorte hele linjen (avleses mot høyre akse) viser utviklingen i akkumulert utvunnet fra felt i utvinning for perioden 2012 – 2020. Den røde linjen viser akkumulert utvunnet fra felt i utvinning og vedtatt satt i utvinning for perioden 2012 – 2020. Den grønne om prognosen på utvinningen fra Johan Sverdrup også inkluderes.

Om prognosen vurderes eksklusiv Johan Sverdrup (planer om oppstart i 2018) så venter den at for årene 2012 – 2020 vil det bli utvunnet 4,13 Gb (milliarder fat) råolje.

Ved slutten av 2011 viste Oljedirektoratets ressursregnskap for felt i utvinning, besluttet utbygd og med sannsynlig utbyggingsbeslutning at totalt estimert gjenværende utvinnbart (eksklusiv Johan Sverdrup, med rundt 1,8 Gb) var 5,47 Gb.

Med andre ord ved slutten av 2020 ville gjenværende utvinnbart vært 1,34 Gb (eks Johan Sverdrup) og prognosen min ville gitt en R/P = 4,7 (R/P; Reserver dividert med Produksjon) ved slutten av 2020. For 2020 viser prognosen min en utvinning på 0,79 Mb/d eksklusiv Johan Sverdrup.

Det lave R/P forholdet for 2020 signaliserer imidlertid at produksjon kan ventes noe lavere og at gjenværende utvinnbart noe høyere (høyere teller og lavere nevner i brøken, gir et høyere R/P forhold, dette under forutsetning av at estimatet for gjenværende utvinnbart ikke blir gjenstand for større revisjoner).

Denne testen gir en indikasjon på om en prognose er forventningsrett.

Mot 2020 kan tiltak for økt utvinning, reviderte estimater på utvinnbart og nedstengninger av felt som blir ulønnsomme endre prognosen. Likeledes effekten fra beslutninger om utbygging av nye funn som Maria (6406/3-8) og andre.

I ”Livets lyse sider; Hvordan den hemningsløse dyrkelsen av positiv tenking har underminert Amerika” hevder Barbara Ehrenreich at ”positiv tenking er en ideologisk kraft som fornekter virkeligheten”.

Skal jeg nå dømme fra fremstillinger i media/pressemeldinger av fremtidig produksjonsutvikling og målsetninger på utvinningsgrad for norsk sokkel så virker det som at ”positiv tenking” er i ferd med å skygge for tidligere forankringer i harde fakta, geologi og fysikk.

Bare tiden vil vise hvilke av disse kreftene som har den reelle kontrollen.

%d bloggers like this: