FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

Archive for the ‘Troll’ Category

Status of Norwegian Natural Gas at end of 2014 and Forecasts towards 2025

In this post I present actual Norwegian natural gas production, status on reserves, the development in discoveries and what this results for Norwegian Petroleum Directorate (NPD) and my expectations for the future delivery potential for Norwegian natural gas.

Norway, after Russia, has been and is the EU’s second biggest supplier of natural gas.

Included is also a brief look at developments in actual consumption and production of natural gas in the EU 28 (the 28 members of the European Union).

  • NPD revised down their band for future delivery potential by about 10 Gcm/a (Bcm/a) and moved the start of decline one year forward relative to their forecast last year.
  • I now expect the Norwegian delivery potential for natural gas relative to 2014/2015 to decline by more than 40% by 2025.
  • Europe will increasingly have to rely on natural gas imports from more distant sources and should by now have implemented policies for the role natural gas will have in its future energy mix.

This post is an update to my post in 2014 looking at the status as of end 2013.

Figure 1: The chart above shows development in natural gas exports from production installations on the Norwegian Continental Shelf (NCS) as reported by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) from 1996 to 2014 and with my forecast for delivery potential towards 2025. The chart also shows the NPD forecasts; green line upper projection, orange line lower projection. NPD’s central projection is in about the middle of the green and orange lines. The black dotted line is the forecast from the International Energy Agency’s World Energy Outlook 2012 (IEA WEO 2012). Numbers are believed to be gross exports from the production installations and thus not adjusted for “shrinkage” from Natural Gas Liquids (NGL) extraction, primarily at Kollsnes and Kårstø. The NGL extraction reduces total sales gas volumes with around 4% relative to what is exported from the producing installations. Numbers in Gcm, Giga cubic meters (Gcm = Bcm; Billion cubic meters)

Figure 1: The chart above shows development in natural gas exports from production installations on the Norwegian Continental Shelf (NCS) as reported by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) from 1996 to 2014 and with my forecast for delivery potential towards 2025.
The chart also shows the NPD forecasts; green line upper projection, orange line lower projection. NPD’s central projection is in about the middle of the green and orange lines.
The black dotted line is the forecast from the International Energy Agency’s World Energy Outlook 2012 (IEA WEO 2012).
Numbers are believed to be gross exports from the production installations and thus not adjusted for “shrinkage” from Natural Gas Liquids (NGL) extraction, primarily at Kollsnes and Kårstø. The NGL extraction reduces total sales gas volumes with around 4% relative to what is exported from the producing installations.
Numbers in Gcm, Giga cubic meters (Gcm = Bcm; Billion cubic meters)

My forecast  and NPD’s forecast at end 2014 are basically identical towards the end of this decade, but differs about the timing for the start of the decline and how steep this will become as from early next decade. My forecast is also tested versus the Reserves over Production (R/P) ratio as of end 2014, refer also figure 2.

At end 2014 the NPD projection of Norwegian natural gas supply potential towards 2025 was revised down.

NPD’s central projection is in about the middle of the green and orange lines. Note the span of uncertainties in the NPD’s forecast.

Read the rest of this entry »

Status of Norwegian Natural Gas and a Forecast towards 2025

In this post I present actual Norwegian natural gas production, status on reserves, the development in discoveries and what this results for my expectations for the future delivery potential for Norwegian natural gas.

Included is also a brief look at actual and forecast development for EU’s (+Norway) consumption and production of natural gas.

Norway is not a formal member of the European Union (EU).

This post is an update on my post back in March 2013 (in Norwegian).

Norway, after Russia, has been and is the EU’s second biggest supplier of natural gas. In Europe the outlook for natural gas supplies is followed with heightened interests following the recent developments in Ukraine and its ability to continue to afford Russian natural gas. A big portion of the  natural gas consumed by EU transits from Russia through Ukraine.

The potential for any interruptions to EU’s natural gas supplies has made EU consult other suppliers requesting these to have a look at their potentials to increase deliveries to offset any shortfalls to natural gas deliveries from Russia.

Fig 1 Norway actual as of 2013 and forecast natural gas production to 2025

Figure 1: The chart above shows development in natural gas exports from production installations on the Norwegian Continental Shelf (NCS) as reported by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) from 1996 to 2013 and with my forecast for delivery potential towards 2025. The chart also shows the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (MPE) forecasts; green line upper projection, orange line lower projection. The black dotted line is the forecast from the International Energy Agency’s World Energy Outlook 2012 (IEA WEO 2012). Numbers are believed to be gross exports from the production installations and thus not adjusted for “shrinkage” from Natural Gas Liquids (NGL) extraction, primarily at Kollsnes and Kårstø. The NGL extraction reduces total sales gas volumes with around 4% relative to what is exported from the production installations. Numbers in Giga cubic meters (Gcm = Bcm)

My forecast (developed in the spring of 2014) and the forecast from the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (MPE) shows basically the same trends, but differs about the timing for the start of  the decline and how steep it will become. My forecast results in some kind of plateau towards the end of this decade followed by a steep decline, refer also figure 4.

I now expect the Norwegian delivery potential for natural gas to decline by 40 – 50% by 2025.

Read the rest of this entry »

Norwegian Crude Oil Extraction, Fall 2014 Status

This post is a status update on crude oil extracted from the Norwegian Continental Shelf (NCS) and presents the developments of some selected discoveries long in the tooth and some more recent developments.

I presented my 2014 crude oil forecast towards 2040 in Norwegian Crude Oil Reserves and Production per 2013 in April 2014.

Norwegian crude oil extraction, now shows a small uptick. Looking further into the Norwegian Petroleum Directorate’s (NPD) data it turns out this temporary growth in extraction originates from discoveries that started to flow prior to 2002, refer also figures 2, 4, 5, 6, 7 and 8.

Some of the discoveries brought to flow since 2002 have performed below expectations since these were sanctioned, some of which were described in A closer Look at some recent Developments Offshore Norway.

Figure 01: The columns show NCS crude oil extraction by month for 2012 (grey), 2013 (red)  and for 2014 (blue) as of August (preliminary NPD figures).

Figure 01: The columns show NCS crude oil extraction by month for 2012 (grey), 2013 (red) and for 2014 (blue) as of August (preliminary NPD figures).

As of August 2014 NCS crude oil extraction is around 20 kb/d (1%) above all of 2013.

(kb; kilo barrels, 1,000 barrels)

A closer look into the NPD estimates of reserves (EUR) and monthly actual extraction numbers shows that some of the recent developments have or had a high depletion rate, which raises expectations for a near future steep decline in their crude oil extraction rate.

There has been a small and expected temporary growth in crude oil extraction so far in 2014 relative to all of 2013. Two sources were found to contribute to this:

  • Higher depletion (extraction) rates from some of the recent developments than what could be expected from NPD’s estimates on ultimate recovery (EUR) as of end 2013.
  • Some of the developments long in the tooth has temporary reversed their decline and demonstrated some growth, which is believed to be due to the deployment of various drainage/technological strategies made possible by the high oil price.

Some typical characteristics for discoveries in the extraction phase;

  • As the reservoirs becomes 50 – 60% depleted, the extraction rate (flow) starts to decline.
  • A high depletion rate (higher extraction [production]) depletes the reservoir faster, which normally results in steeper declines.

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 »

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 »

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 »

%d bloggers like this: