FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

Archive for the ‘oljepris’ Category

World Crude Oil Production and the Oil Price

In April 2012 I published this post about World Crude Oil Production and the Oil Price (in Norwegian) which was an attempt to describe the developments in the sources of crude oils (including condensates), tranches of total life cycle costs (that is [CAPEX {inclusive returns} + OPEX] per barrel  of oil) and something about the drivers for the formation of the oil price.

Rereading the post and as time passed, I learnt more and therefore thought it appropriate to revisit and update the post as it in my opinion contains some topics from what I have observed, learned and discussed that have been given poor attention and appears poorly understood.

I will continue to pound the message that oil prices are also subject to the reality of;

  • “Demand is what the consumers can pay for!”

Figure 1: The chart above shows the developments in the oil price [Brent spot] and the time of central banks’ announcements/deployments of available tools to support the global financial markets which the economy heavily relies upon. The financial system is virtual and thus highly responsive. The chart suggests causation between FED policies and movements to the oil price.

Figure 1: The chart above shows the developments in the oil price [Brent spot] and the time of central banks’ announcements/deployments of available tools to support the global financial markets which the economy heavily relies upon. The financial system is virtual and thus highly responsive.
The chart suggests causation between FED policies and movements to the oil price.

The four big central banks, BoE, BoJ, ECB and the Fed expanded their balance sheets with $6 – 7 Trillion following the Lehman collapse in the fall of 2008. These liquidity injections are about to end.

Since 2008 most of the advanced economies’ credit expansions originated from the central banks, the lenders of last resort. Central banks are collateral constrained.

The consensus about the oil price collapse during the recent weeks is attributed to waning global demand and growth in  supplies.

All eyes are now on OPEC.

  • Any forecasts of oil (and gas) demand/supplies and oil price trajectories are NOT very helpful if they do not incorporate forecasts for changes to total global credit/debt, interest rates and developments to consumers’/societies’ affordability.

For more than a decade, I have carefully studied the forecasts (and been involved in numerous fruitful [private] discussions) from authoritative sources like the Energy Information Administration (EIA) and the International Energy Agency (IEA) including the annual outlooks from several of the major oil companies and I did NOT find that any of these takes into consideration changes to global credit/debt [growth/deleveraging], levels of total global credit/debt and interest rates.

Read the rest of this entry »

NOEN INNTRYKK FRA BP STATISTICAL REVIEW 2013

Her følger noen utvalgte inntrykk fra BP Statistical Review 2013. BP sine årlige Statistical Review regnes som en av de mest autorative kildene for energidata og brukes mye som referanse.

Figur 01: Verdens utvikling i totalt energiforbruk for 1965 - 2012 splittet på energikilder.

Figur 01: Verdens utvikling i totalt energiforbruk for 1965 – 2012 splittet på energikilder.

Det globale energiforbruket viser fortsatt vekst også drevet av vekst i gjeld og nå primært fra fortsatt vekst i offentlig gjeld.

Energimarkedene er svært dynamiske der prisforskjeller mellom energikildene nå driver frem en raskere global vekst for kull blant de fossile energikildene.

Read the rest of this entry »

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 »

NORSKE RÅOLJERESERVER OG UTVINNING PER 2012

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.

Innlegget er en oppdatering av; Norske råoljereserver og utvinning per 2011.

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 utbyggings og letevirksomhet.

Siden råoljeutvinningen toppet i 2001 med 3,12 Mb/d (millioner fat for dagen) hadde den i 2012 falt til under 50 % (1,53 Mb/d) av toppnivået. Dette har blitt overskygget av at prisen har økt rundt 4 ganger nivået fra 2001 og dermed mer enn kompensert for fallet i fysisk utvinning.

Oljedirektoratet sin ferskeste prognose venter at råoljeutvinningen vil falle til 1,47 Mb/d (millioner fat for dagen) i 2013 fra 1,53 Mb/d i 2012.

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 historisk utvinning av råolje (etter felt) for norsk sokkel med data fra Oljedirektoratet (OD) for perioden 1970 - 2012. 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, ref også figur 2) og bidraget fra Johan Sverdrup (blått areal) som nå planlegges satt i utvinning sent i 2018.

Figur 1: Figuren viser historisk utvinning av råolje (etter felt) for norsk sokkel med data fra Oljedirektoratet (OD) for perioden 1970 – 2012. 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, ref også figur 2) og bidraget fra Johan Sverdrup (blått areal) som nå planlegges satt i utvinning sent i 2018.

Read the rest of this entry »

TRENDER I VERDENS OLJEFORBRUK, EN OPPDATERING DESEMBER 2012

I det forrige innlegget presenterte jeg hvordan den globale forsyningsutviklingen hadde vært for all energi i væskeform. Det totale forsyningsbildet (tilbudet) blir nøye overvåket av mange. I dette innlegget vil jeg presentere hvordan forbruksutviklingen (forbruk/etterspørsel utgjør den andre siden av likningen for tilbud og etterspørsel) har vært for OECD, noen OECD land og landene utenfor OECD (non OECD).

Gjennom det siste tiåret har det skjedd et skifte der OECD har redusert sitt oljeforbruk mens landene utenfor OECD har hatt en sterk vekst.

OECD

Figur 1; Diagrammet ovenfor viser hvordan forbruket av all energi i væskeform har utviklet seg fra januar 1990 til juli 2012 for landene i OECD. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

Figur 1; Diagrammet ovenfor viser hvordan forbruket av all energi i væskeform har utviklet seg fra januar 1990 til juli 2012 for landene i OECD. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

I den siste tiden har oljeforbruket innenfor OECD igjen vist en fallende tendens.

Et paradoks her kan være at en utilsiktet effekt fra de økonomiske tiltakspakkene bidrar til å by opp oljeprisen som igjen har bidratt til å svekke gjeninnhentingen i OECD.

Read the rest of this entry »

VERDENS OLJEFORSYNING, EN OPPDATERING DESEMBER 2012

Dette innlegget er en oppdatering på utviklingen i verdens forsyning av energi i væskeform per august 2012 slik dette er rapportert av EIA. I presentasjonen er verden delt inn i fire økonomiske grupper; OECD, Russland, OPEC og resten av verden (ROW; Rest Of World).

Fortsatt mener jeg den globale forsyningen av råolje har potensial for å vokse med 1,0 – 1,5 Mb/d (Mb/d; Millioner fat per dag) gjennom 2013 drevet av responsen til en strukturelt høyere oljepris. Forsyningen er drevet av vekst i utvinningen av olje fra skifer (Bakken og Eagle Ford i USA) bitumen i Canada, tilbakevending av produksjon i Libya og potensial for vekst fra Irak. Fra 2013 vil Manifa i Saudi Arabia ha potensial til å levere 0,9 Mb/d. Inkludert i forsyningsveksten vil være en normalisering av produksjonen fra Sudan der utvinningen siste året har blitt redusert med 0,4 Mb/d.

Dette skjer mens forbruket i OECD faller med bakgrunn i svakere økonomisk aktivitet og det kommer motstridende oppfatninger om størrelsen på den videre økonomiske veksten for India og Kina.

VERDENS OLJEFORSYNING

FIG01WORLDLIQUIDSSUPPLYAUG2012

Figur 01; Diagrammet ovenfor viser utviklingen i verdens forsyning av råolje og kondensat (grønne kolonner), NGPL (Natural Gas Plant Liquids; etan, propan, butan (lys blå kolonner)), annen energi i væskeform (etanol, biodiesel etc. (røde kolonner)) og volumøkninger fra raffinering (refinery gains; gule kolonner) har utviklet seg fra januar 2001 til august 2012. I diagrammet er også tegnet inn utviklingen i oljeprisen, Brent.

Dataene fra EIA viser nå en vekst i forsyningen av råolje og kondensat og denne veksten er drevet av vekst i utvinningen av olje fra skifer, bitumen og etter hvert fra funn som krever en høy pris for å gi lønnsomhet.

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 »

%d bloggers like this: