FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

Archive for the ‘norske petroleumsreserver’ Category

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.

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).

Read the rest of this entry »

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.

Read the rest of this entry »

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.

Read the rest of this entry »

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.

Read the rest of this entry »

RÅOLJEUTVINNINGEN FRA NORSK SOKKEL OG BIDRAG FRA NYE FELT

Siden prognosen fra høsten 2011 ble laget (i en hast og etter Johan Sverdrup ble bekreftet som en gigant) har det blitt levert inn en rekke søknader for feltutbygginger som gjorde det nødvendig å gå opp prognosen på nytt. Resultatet fra dette arbeidet er presentert i dette innlegget.

Denne bølgen av nye felt er skapt i en kombinasjon av teknologiutvikling, nye ”fast tracked” funn, bedret kunnskap, samordning og ikke minst veksten i oljeprisen. Estimater gjort for disse utbyggingene viser at de har nullpunktspriser som spenner fra rundt $30/fat til rundt $90/fat.

Tabell 1: Tabellen ovenfor viser vedtatte investeringsprosjekter for norsk sokkel og mulige nye investeringsprosjekter med oppstart for årene 2011 til 2017 (i grått).
Klikk på bildet for større versjon i nytt vindu.

Oversikten ovenfor viser at det vil være høy aktivitet med nye utbygginger, mer enn 20 samtidig i 2012 fallende til 4 – 8 sent i 2015 (om hva som nå er utbygginger under planlegging som Aasta Hansteen, Johan Sverdrup, Draupne og Wintershall’s Maria (for å nevne noen) blir sanksjonerte).

Nye fremtidige drivverdige funn og utbygginger kan komme til, og disse ventes nå tidligst i utvinning fra sent 2016.

Read the rest of this entry »

NORSKE RÅOLJERESERVER OG UTVINNING PER 2011

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.

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 letevirksomhet.

I diskusjonene om tidshorisonten for norsk oljevirksomhet synes et realistisk og forventningsrett utvinningsnivå å gis stemoderlig oppmerksomhet. Siden råoljeutvinningen toppet i 2001 har den nå i 2012 falt til rundt 50 % av toppnivået. Dette har blitt overskygget av at prisveksten har mer enn kompensert for fallet i fysisk utvinning.

Oljedirektoratet sin prognose for 2012 venter at råoljeutvinningen vil falle til 1,61 Mb/d (millioner fat for dagen) fra 1,68 Mb/d i 2011.

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 den historiske råoljeutvinningen fra norsk sokkel fordelt på felt. Videre er det utarbeidet en prognose av meg mot 2040 basert på OD’s reserve og ressursdata ved årsslutt 2011. Prognosen tar utgangspunkt i feltenes R/P forhold, gjenværende utvinnbare reserver, funn (slik som Johan Sverdrup, Skrugard, Havis m.m.). Prognosen tar ikke høyde for felt som stenges ned ettersom de blir ulønnsomme. Prognosen vil kunne endre seg som følge av endringer i estimatene for utvinnbare reserver i produserende felt, påviste funn og nye drivverdige funn både i modne områder, Barentshavet og Lofoten/Vesterålen. Oljeprisen vil fortsette å være den parameteren som vil ha størst innflytelse på den fremtidige norske oljeutvinningen.

MERK! Figuren ovenfor er oppdatert da det ble gjennomført en detaljert analyse presentert i innlegget ”Råoljeutvinningen fra norsk sokkel og bidrag fra nye felt” som omfattet alle felt besluttet utbygd og nå med planlagt oppstart av Johan Sverdrup i 2018 og utsatt oppstart av Goliat.

Prognosen viser at den norske oljeutvinningen har en lang tidshorisont. Norsk oljeforbruk er nå rundt 0,2 millioner fat for dagen og med det som nå er kjent vil norsk råoljeutvinning ha en tidshorisont på mange tiår og Norge vil kunne være en nettoeksportør av råolje i enda 25 til 30 år.

Read the rest of this entry »

SPU, NOEN BETRAKTNINGER NOVEMBER 2011

Dette innlegget er primært en lek med ideer og tall, men kan også tjene som et referansemerke (”benchmarking”) for Statens Pensjonsfond Utland (SPU).

Med utgangspunkt i 2002 er det estimert hvor mye råolje (Brent kvalitet) SPU kunne kjøpt og hatt på lager, her kalt ”SPU Lager”. Fra 2002 er så statens totale inntekter fra petroleumsvirksomheten omregnet til fat råolje og løpende lagt til ”SPU Lager”.

Handlingsregelen er opprettholdt ved at 4 % av hva som er på lager ved hvert års start, er omgjort til en oljestrøm som løpende selges i markedet for å inngå i statsbudsjettet.

Et ”SPU Lager” ville bokstavelig talt kunne omtales som et oljefond.

I de siste tiårene har flere land vært gjennom en periode der gjeldsvekst og budsjettunderskudd totalt har vært i størrelsesorden 10 % (og mer) av bruttonasjonalprodukt (BNP). Det har med andre ord vært lånt tungt fra femtiden. Gjeldsveksten økte total etterspørsel. Ordet gjeldskrise preger nå mange overskrifter.

Gjeldsvekst og budsjettunderskudd øker også pengemengden i økonomiene og gir dermed prisstøtte til omtrent alt.

Det som vil komme er ulike tiltak for å få ned gjeldsgraden. Dette innebærer lavere privat og offentlig konsum. Dette betyr generelt en periode (et tiår?) med lavere offentlig og privat etterspørsel og vil også vises igjen hos selskaper i form av lavere inntjening. Siden mange selskaper er børsnoterte vil dette med tiden reflekteres i den neddiskonterte fremtidige inntjeningen, med andre ord aksjekursen.

Gjeldsgraden for enkelte land er nå på et nivå der økninger i renten på gjeld er mer økonomisk tyngende enn prisveksten på olje. Gjeldsgraden innebærer også at mange regjeringer nå må utøve den delikate balansen med å kombinere innstramningstiltak med økonomisk vekst.

I disse dager med ledere for store sentralbanker med en finger på CTRL tasten og en finger nær P tasten så er invitasjonen til global inflasjon på nødvendigheter som mat og energi et fait accompli. ”Papir” vil da falle relativt realverdier.

Med ”papir” mener jeg her valuta (penger), aksjer, obligasjoner etc.

På sett og vis er SPU å betrakte som en prosess for å konvertere energi (petroleum) til finansielle verdier, ”papir”. Denne vinklingen bringer SPU i konkurranse med termodynamikkens hovedsetninger.

Energi kan som kjent verken skapes eller ødelegges, kun omdannes og når vi bruker energi synker den totale energikvaliteten (loven om økende entropi).

Figur 1: Figuren viser den historiske utviklingen av SPU fra 1996 til 2010 og Finansdepartementets prognose for SPU mot 2020. De blå søylene viser markedsverdien av SPU og de røde søylene uttaket for offentlig konsum slik dette er nedfelt i handlingsregelen (4 % av markedsverdien av SPU). Utviklingen i oljeprisen (Brent Spot) er vist både i norske kroner og US dollar (MERK: Prisen i US dollar er multiplisert med 6 i diagrammet). GPFG; Government Pension Fund Global = SPU; Statens Pensjonsfond Utland.

En av forutsetningene for Finansdepartementets prognose for utviklingen av markedsverdien for SPU er at det globale finanssystemet og reell økonomisk vekst, slik vi nå kjenner disse, vil videreføres i overskuelig fremtid.

Read the rest of this entry »

Written by Rune Likvern

Thursday, 24 November, 2011 at 02:17

%d bloggers like this: