FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

NOE MER DETALJERT OM FALLRATER, PRIMÆRT FOR NORSK SOKKEL

I løpet av 2011 opplevde råoljeutvinningen på britisk sektor noe som ble beskrevet som en kollaps. Råoljeutvinningen i 2011 falt med 18 % relativt til 2010.

I dette innlegget presenterer jeg utviklingen i råoljeutvinningen og fallratene for britisk og dansk sektor. Norsk sektor tilhører det samme petroleumsbassenget noe som nå gir grunn til å vente tilsvarende utvikling for norsk sektor.

Innlegget kan oppfattes å være noe ”teknisk”, men for de som leser og studerer de vedlagte diagrammene så vil det forhåpentligvis gi noe innsikt i nytten av å forstå fallrater.

Figur 01: Figuren viser utviklingen for råoljeutvinningen (grønne søyler) på britisk sektor (sort linje; råoljeutvinningen glattet over 12 måneder). Utviklingen i oljeprisen er vist i samme diagram.

Når jeg utarbeidet prognosene mine presentert i dette innlegget så la jeg til grunn historikk og en konservativ metode. Etter nå å ha studert dataene for de enkelte felt i detalj så avtegnes et noe annet og foreløpig urovekkende bilde.

  • Fallratene har de seneste årene og med noe tidsforskyvning svingt harmonisk med oljeprisen. Korrelasjon er som kjent ikke kausalitet, men som diagrammene i dette innlegget viser så er det lett å få assosiasjoner i den retningen.
  • Etter en periode med høye oljepriser og bremsing av fallratene virker det nå som at geologi og fysikk igjen blir dominerende og vil akselerere fallratene for feltene på norsk sokkel.
  • Fallratene vil være en god ledende indikator på effekten fra tiltak for å øke oljeutvinningen da dette vil kunne vises gjennom en nedbremsing av fallratene og i noen tilfeller reversering av fallet og vekst i utvinningen.

Det er variasjoner mellom feltenes reservoaregenskaper og dreneringsstrategier så bildet er ikke entydig, men det er ikke til å komme fra at de historiske feltdataene avtegner et mønster. Om den siste tids utvikling summeres for alle feltene så synes den norske råoljeutvinningen å stå overfor en akselerasjon av fallraten der nye felt som bringes i utvinning vil dempe det totale fallet for norsk råoljeutvinning.

BRITISK SOKKEL

Figur 02: Figuren viser utviklingen i den årlige fallraten (blå linje og glattet over 12 måneder) for råoljeutvinningen på britisk sektor. Den grønne linjen viser utviklingen i oljeprisen.

De lys grå sirklene (vist i flere tilsvarende diagrammer i innlegget) forbundet med grå linje viser endringene fra det ene året til det andre. For å redusere ”støy” er disse månedlige endringene glattet over en 12 måneders periode (blå linje) og denne glattingen ”bremser” svingningene slik at det blir lettere å identifisere den underliggende trenden.

Figur 02 viser at den årlige fallraten akselererte fra 2002 og stabiliserte seg med veksten i oljeprisen og nærmest svingte med oljeprisen inntil tidlig i 2011 da oljepris og fallrate skilte lag. Fallratene lot seg ikke lenger påvirke av oljeprisen. Basert på data som foreligger så langt i 2012 så er den årlige fallraten på britisk sektor svært høy og i juni 2012 var denne rundt 16 %.

DANSK SOKKEL

Figur 03: Figuren viser utviklingen for råoljeutvinningen på dansk sektor (sort linje; glattet over 12 måneder). Utviklingen i oljeprisen er vist i samme diagram.

Råoljeutvinningen på dansk sektor har vært i generelt fall siden 2004.

Figur 04: Figuren viser utviklingen i den årlige fallraten (blå linje og glattet over 12 måneder) for råoljeutvinningen på dansk sektor. Den grønne linjen viser utviklingen i oljeprisen.

For dansk sektor avtegner det seg et tilsvarende mønster som for britisk sektor. Legg merke til at fallraten skilte lag med oljeprisen og akselererte fra midten av 2011.

NORSK SOKKEL

Jeg vil i det som følger vise utviklingen for fallrater for råoljeutvinningen på norsk sokkel og noen utvalgte felt. Norsk sokkel synes ikke å ha fått noen dispensasjon fra geologi og fysikk.

Figur 05: Figuren viser utviklingen i råoljeutvinningen fra norsk sektor for perioden januar 2002 til september 2012. Figuren illustrerer hvordan nye felt har dempet fallet i utvinningen fra de mer modne feltene.

Figur 06: Figuren viser utviklingen i den årlige fallraten (blå linje og glattet over 12 måneder) for råoljeutvinningen på norsk sokkel. Den røde linjen viser fallraten for felt satt i utvinning før 2002.
Den sorte linjen er utviklingen i råoljeprisen (Brent spot).

Den gjennomsnittlige årlige fallraten for felt som kom i utvinning før 2002 har vært rundt 12 % siden 2005 og disse produserer nå rundt 30 % av nivået fra 2002. Det totale fallet fra norsk sektor har blitt bremset gjennom innfasing av nye felt som vist i figur 05.

Den årlige fallraten for hele norsk sektor synes nå i ferd med å akselerere og er nå over 8 %. Inntrykket av en akselererende fallrate forsterkes nå med Oljedirektoratets foreløpige rapport for råoljeutvinningen for oktober 2012.

Figur 07: Figuren viser utviklingen i råoljeutvinningen fra feltene som startet opp siden 2002. Den sorte linjen viser en glattet 12 måneders utvikling.

Figur 07 viser at det nå bringes inn et økende antall nye (og i hovedsak mindre) felt (”The Red Queen effect”) og utvinningen fra disse faller bratt etter kort tid, se figurene 16 og 17.

Statfjord produserte i 1992 rundt 635 000 fat/dag, som nå er nær total utvinning for de vel 30 feltene startet siden 2002 og som er vist i figur 07.

GYDA

Det som følger viser utviklingen for noen utvalgte felt på norsk sokkel.

Figur 08: Figuren viser utviklingen i den månedlige utvinningen (grønne søyler) og den årlige utvinningen (blå linje og glattet over 12 måneder) for Gyda feltet. Den røde linjen viser utviklingen i oljeprisen.

Gyda vil forbli i utvinning så lenge netto kontantstrøm før skatt er positiv. Nå synes oljeprisen å være den faktoren som i størst grad legger premissene for gjenværende økonomiske levetid.

Figur 09: Figuren viser utviklingen i den årlige fallraten (og i noen perioder vekst) for Gyda, blå linje og glattet over 12 måneder. Den grønne linjen viser utviklingen i oljeprisen.

For felt med lav produksjon vil små endringer i utvinningen gir store utslag i fallraten.

NORNE

Figur 10: Figuren viser utviklingen i den månedlige utvinningen (grønne søyler) og den årlige utvinningen (blå linje og glattet over 12 måneder) for Norne feltet. Den røde linjen viser utviklingen i oljeprisen.

Figur 11: Figuren viser utviklingen i den årlige fallraten (og i noen perioder vekst) for Norne, blå linje og glattet over 12 måneder. Den grønne linjen viser utviklingen i oljeprisen.

Oljeutvinningen fra Norne har nå en årlig fallrate på over 50 %. Dette er sammenlignbart med en gjennomsnittsbrønn for utvinning av skiferolje i Bakken i Nord Dakota.

STATFJORD

Figur 12: Figuren viser utviklingen i den månedlige utvinningen (grønne søyler) og den årlige utvinningen (blå linje og glattet over 12 måneder) for Statfjord feltet. Den røde linjen viser utviklingen i oljeprisen.

Figur 13: Figuren viser utviklingen i den årlige fallraten (og i noen perioder vekst) for Statfjord, blå linje og glattet over 12 måneder. Den grønne linjen viser utviklingen i oljeprisen.

For Statfjord har fallraten svingt med oljeprisen og er nå mer enn 20 % årlig.

TROLL

Figur 14: Figuren viser utviklingen i den månedlige råoljeutvinningen (grønne søyler) og den årlige utvinningen (blå linje og glattet over 12 måneder) for Troll feltet. Den røde linjen viser utviklingen i oljeprisen.

Troll står nå for vel 8 % av den totale norske råoljeutvinningen.

Figur 15: Figuren viser utviklingen i den årlige fallraten (og i noen perioder vekst) for Troll, blå linje og glattet over 12 måneder. Den grønne linjen viser utviklingen i oljeprisen.

Fallraten for Troll svinger også med oljeprisen og høyere oljepris (Troll har tynne oljesoner som er kostbare å utvinne) klarte for en periode å gi vekst og nå er trenden svekket vekst. I september 2012 var oljeutvinningen fra Troll redusert på grunn av vedlikehold.

VOLVE

Figur 16: Figuren viser utviklingen i den månedlige utvinningen (grønne søyler) og den årlige utvinningen (blå linje og glattet over 12 måneder) for Volve feltet. Den røde linjen viser utviklingen i oljeprisen.

Volve er et relativt nytt felt i utvinning og har et utvinningsprofil som normalt kan ventes fra et ”lite” felt, raskt opp til en utvinningstopp og deretter bratt fall. Volve har falt mer enn 75 % fra toppen i løpet av 3 år.

En rask opptelling i Oljedirektoratets ressursoversikt viser at rundt 25 av feltene satt i utvinning siden 2002 hadde estimerte utvinnbare reserver på mindre enn 100 millioner fat.

Av 17 funn som er besluttet satt i utvinning og enda ikke i utvinning, viser Oljedirektoratets reserveestimater at 2 av disse har utvinnbare reserver på over 100 millioner fat (Goliat, 192 Mb og Edvard Grieg, 161 Mb).

Figur 17: Diagrammet ovenfor (mye brukt i industrien) viser et plott av daglig utvinning mot total (kumulativ) utvinning (horisontal akse) for Volve.

Legg merke til at i diagrammet ovenfor at dersom det ble trukket en rett linje gjennom punktene i den fallende fallende trenden så ville denne linjen treffe den horisontale aksen i området for Oljedirektoratet sine estimater for totale utvinnbare reserver for Volve.

Oljedirektoratet sine estimater viser at det gjenstår å utvinne 5 – 8 millioner fat fra Volve, eller vel 10 % av opprinnelig utvinnbart.

De underliggende dataene gir normalt bedre innsikt i utviklingen enn et flyktig blikk på aggregerte data.

Kan det som er vist i dette innlegget være et varsel om at norsk sokkel er nær ved å oppleve en tilsvarende utvikling i råoljeutvinningen som britisk sektor?

——–

“Reality must take precedence over public relations, for nature cannot be fooled.”

Richard P. Feynman

%d bloggers like this: