FRACTIONAL FLOW

Fractional flow, the flow that shapes our future.

Posts Tagged ‘Troll

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 »

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 »

HISTORISK NORSK GASSUTVINNING 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.

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 2012 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 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.

Norsk gassutvinning ventes å nå en ny høyde i 2012 (se også figur 2) etter at den falt noe fra 2010 til 2011. For perioden 2012 til 2015 vil den norske gassproduksjonen befinne seg på hva som for alle praktiske formål vil være å betrakte som et platå.  Fra 2016 ventes den norske gassutvinningen å falle bratt mot 2020.

Utvikling av noen av feltene i Norskehavet (Aasta Hansteen, Linnorm og 6506/6-1 (Zidane?)) med mulig oppstart i 2016, er vist i figur 4 i dette innlegget og vil kunne utsette og bremse det forventede fallet vist i figur 1.

Read the rest of this entry »

%d bloggers like this: