Når gode fat blir dyre

06.01.2015
Prisen på nye produksjonsbrønner har mangedoblet seg på få år. Det setter store volumer i modne felt i fare. Omfattende effektivitetsprogram og ny teknologi kan snu trenden.

| Alf Inge Molde

Mange er bekymret over kostnadsutviklingen på norsk sokkel. Høye kostnader påvirker ikke bare nye utbygginger, det kan også få store følger for tiltak for økt utvinning på modne felt – og spesielt det viktigste tiltaket for å øke utvinningsgraden, boring av nye utvinningsbrønner. Boring av brønner utgjør mellom 30 og 50 prosent av kostnadene i et felts levetid, og prisen har steget dramatisk de siste årene. Siden 2002 har for gjennomsnittskostnaden for boring av utvinningsbrønner fra flyttbare borerigger mer enn doblet seg. De fleste av de lette boremålene er tatt. Mesteparten av de ikke-besluttede prosjektene på felt i drift har relativt små volum sammenlignet med volum som ligger til grunn for nye feltutbygginger. Mange har et volum på under 2,5 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (nær 16 millioner fat). Samtidig registrerer Oljedirektoratet at operatørene har hatt problemer med å levere de lovede brønnene. I tillegg en dramatisk kostnadsøkning viser statistikken at boreeffektiviteten har hatt en negativ utvikling på en rekke felt. Det bores færre brønner per år til en høyere kostnad fra de faste boreanleggene. Når man i tillegg har fått et oljeprisfall fra i overkant av 100 dollar per fat til nå å ligge på 80-tallet, blir totalbildet enda mer alvorlig for oljeproduksjonen på norsk sokkel. Halvering og dobling. «Vi har i mange år hatt fokus på å få ut volumer, uten å tenke for mye på kostnadene, » sier direktør for teknologi i Petoro, Roy Ruså. Han har som mål at brønnkostnadene skal halveres, og at boretakten på faste installasjoner skal dobles. (Foto: Emile Ashley/Petoro) Til 2070 «Brønnene kommer ikke av seg selv. Vi har undervurdert både tid og kostnader,» sier Roy Ruså. I likhet med Oljedirektoratet har direktøren for teknologi i Petoro brukt mye av tiden sin de siste årene på å overbevise lisenseierne på sokkelen til å investere mer i nye brønner på de modne feltene. For selv om det fins mange sofistikerte metoder for å øke utvinningen, er det ingenting som er så viktig som å bore nye brønner. Men det går seint. Og man jobber mot klokken. Ifølge Petoros egne beregninger koster det i dag fire ganger så mye å bore en brønn fra en fast installasjon som det gjorde for ti år siden. Anlegg som før boret tre brønner i året, borer nå litt mer enn én. Prislappen per brønn har passert 600 millioner kroner i snitt. På flyttbare installasjoner har prisen tredoblet seg i samme periode. Holder vi samme fart som i dag, kommer vi ikke til å være ferdig med å bore de brønnene

Foto: Harald Pettersen/Statoil

 

Mange er bekymret over kostnadsutviklingen på norsk sokkel. Høye kostnader påvirker ikke bare nye utbygginger, det kan også få store følger for tiltak for økt utvinning på modne felt – og spesielt det viktigste tiltaket for å øke utvinningsgraden, boring av nye utvinningsbrønner.

Boring av brønner utgjør mellom 30 og 50 prosent av kostnadene i et felts levetid, og prisen har steget dramatisk de siste årene. Siden 2002 har for gjennomsnittskostnaden for boring av utvinningsbrønner fra flyttbare borerigger mer enn doblet seg.

De fleste av de lette boremålene er tatt. Mesteparten av de ikke-besluttede prosjektene på felt i drift har relativt små volum sammenlignet med volum som ligger til grunn for nye feltutbygginger. Mange har et volum på under 2,5 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (nær 16 millioner fat). Samtidig registrerer Oljedirektoratet at operatørene har hatt problemer med å levere de lovede brønnene.

I tillegg en dramatisk kostnadsøkning viser statistikken at boreeffektiviteten har hatt en negativ utvikling på en rekke felt. Det bores færre brønner per år til en høyere kostnad fra de faste boreanleggene. Når man i tillegg har fått et oljeprisfall fra i overkant av 100 dollar per fat til nå å ligge på 80-tallet, blir totalbildet enda mer alvorlig for oljeproduksjonen på norsk sokkel.

 

Halvering og dobling.

Roy Ruså«Vi har i mange år hatt fokus på å få ut volumer, uten å tenke for mye på kostnadene, » sier direktør for teknologi i Petoro, Roy Ruså.

Han har som mål at brønnkostnadene skal halveres, og at boretakten på faste installasjoner skal dobles.
(Foto: Emile Ashley/Petoro)

 

 

 

Til 2070

«Brønnene kommer ikke av seg selv. Vi har undervurdert både tid og kostnader,» sier Roy Ruså.

I likhet med Oljedirektoratet har direktøren for teknologi i Petoro brukt mye av tiden sin de siste årene på å overbevise lisenseierne på sokkelen til å investere mer i nye brønner på de modne feltene. For selv om det fins mange sofistikerte metoder for å øke utvinningen, er det ingenting som er så viktig som å bore nye brønner.

Men det går seint. Og man jobber mot klokken. Ifølge Petoros egne beregninger koster det i dag fire ganger så mye å bore en brønn fra en fast installasjon som det gjorde for ti år siden. Anlegg som før boret tre brønner i året, borer nå litt mer enn én. Prislappen per brønn har passert 600 millioner kroner i snitt. På flyttbare installasjoner har prisen tredoblet seg i samme periode.

Holder vi samme fart som i dag, kommer vi ikke til å være ferdig med å bore de brønnene vi ser trengs i dag, før i 2060 eller 2070. Da har installasjonene stått der i 75 til 80 år, sier Ruså, som anslår at det er behov for 1000 brønner i modne felt på sokkelen.

“Økes utvinningsmålet fra 50 til 60 prosent, må antall brønner dobles,» legger han til.

 

Ineffektivitet

Hva har skjedd? En snikende ineffektivitet, mener Petoro.

«Vi har i mange år hatt fokus på å få ut volumer, uten å tenke for mye på kostnadene,» sier Ruså.

Effektivitet har stått sentralt, men bare den delen som fokuserer på å unngå feil, det vil si nedetid. Særlig de siste årene har det vært stor oppmerksomhet på å skape feilfrie prosesser, der alt fremstår som like viktig. Det har vært en selvforsterkende prosess, med stadig mer detaljerte krav som er godt begrunnet hver for seg, men som til sammen ikke har vært bra, mener han.

For å finne ut om alt virkelig var bedre før, har Petoro sammenlignet tiden det tok å bore fra overflaten til toppen av reservoaret i samme type brønner på samme felt for 20 år siden og i dag. 23 av 25 deloperasjoner tok lenger tid nå enn på 1990-tallet. I det verste tilfellet var økningen på 316 prosent.

Ruså mener at det må ambisiøse mål til. «Brønnkostnadene må halveres på faste og flytende installasjoner, og boretakten på faste installasjoner må dobles,» sier han.

Sammenligningen viser at det er et realistisk mål. Når en fikk det til for 20 år siden, må en få det til i dag, med nyere teknologi og lengre erfaring, mener Ruså. Det krever at næringen blir mer effektiv i måten den arbeider på.

 

Komplekst

Geir Tugesvik
Enkelt.

Verdensrekordenes tid er over. Geir Tugesvik, direktør for boring og brønn i Statoil, vil bore trygt, enkelt og billig. Det er det som skal til for å sikre økt utvinning på de modne feltene.

(Foto: Harald Pettersen/Statoil)

 

Fagsjef for boring i bransjeorganisasjonen Norsk olje og gass, Jan Krokeide, påpeker at dagens brønner er langt mer komplekse enn de som ble boret for 10, 20, 30 år siden. Da den første horisontale horisontale brønnen ble boret på Troll i 1989, målte den 502 meter og var grensesprengende.

«I dag borer vi kilometervis,» sier Krokeide, samtidig som man må styre unna gamle brønnbaner. En møter også ofte andre trykkregimer enn man regnet med, fordi reservoarene ofte er injisert med vann og kjemikalier, eller har blitt påvirket av geologiske forskyvninger. Da må planene endres, og kostnadene øker, sier han.

Samtidig blir installasjonene eldre, og gamle brønner må plugges for å gi plass til nye. Nytt av året er også krav om at nye midlertidig forlatte letebrønner må plugges permanent innen to år. For utvinningsbrønner må hydrokarbonførende soner plugges og forlates innen tre år dersom brønnen ikke overvåkes kontinuerlig. Slike operasjoner kan ta like lang tid som det tok å bore brønnen i utgangspunktet – og legger beslag på samme boreanlegg.

 

Kostnadsdrivende

«Det er en del drivere i regelverket, i tillegg til at selskapene har sine egne interne fortolkninger og krav. Det skal være så sikkert som mulig, og prosedyrer blir gjerne mer omfattende enn strengt tatt nødvendig,» fortsetter han.

Norsk olje og gass leder tre nettverk som skal bidra til erfaringsoverføring mellom selskapene: Drilling Managers Forum, Well Integrity Forum og Plug and Abandonement Forum. Målet er å få selskapene til å dele suksesshistorier og utfordringer. Kulturen for deling har blitt vesentlig bedre, sier Krokeide.

«Myndighetene må også følge opp arbeid de selv har igangsatt. Vi har i de siste årene hatt Åm-utvalget, Reiten-utvalget og Riggrapporten - som alle har konstatert fakta og gitt anbefalinger. Hva har skjedd med disse rapportene?» spør han retorisk.

 

Foto: Harald Pettersen/Statoil

Foto: Harald Pettersen/Statoil

 

Kunne ikke fortsette

Direktør for boring og brønn i Statoil, Geir Tungesvik, har vært bekymret over utviklingen lenge. Selskapet har en utvinningsgrad på 50 prosent, mot 35 prosent i snitt i bransjen. For ikke lenge siden annonserte Statoil et mål om å øke utvinningsgraden fra et snitt på 50 til 60 prosent – så sant det er lønnsomt.

Mens oljeprisen har gått tregangen på ti år, har kostnadene gått fire- og femgangen, uten tegn til å brekke av, viser Statoils egen statistikk. I to år har han sagt til alle at det ikke kan fortsette, men verden rundt har likevel trodd at alt bare skulle videre oppover.

Tungesvik setter likhetstegn mellom kostnadsnivået på boring og brønn og økt utvinning. Får han kostnadene ned, blir det flere brønner og mer utvinning. Fortsetter den negative trenden, blir mer volumer liggende i bakken. Så enkelt er det.

Mantraet i Statoils effektiviseringsprogram Step (Statoils technical efficiency programme) er å finne beste praksis, forenkle og jobbe smartere. Uttalt mål var 15 prosent forbedring i 2014, og 25 prosent i 2015.

 

Brønnkutt

Et eksempel: Fram til nå har Statoil sett at det kanskje måtte tre boremål til for å forsvare en ny brønn. For å få med seg alle tre har man da designet svært avanserte brønner som tar lang tid å bore og som har stor risiko for å feile. Enkle brønner ned til hver lomme har ikke forsvart kostnaden, forklarer Tungesvik.

Svaret hans er å bore en brønn ned til ett av boremålene, for deretter å bore ett sidesteg til boremål nummer to neste år, og ett til nummer tre deretter. Billigere. Smartere. Enklere. Verdensrekordenes tid er forbi.

«Vi har sett at det går greit å bore en horisontal seksjon i reservoaret på 1500 meter. Utover det er feilfrekvensen stor. Vi får kanskje mer ut av reservoaret hvis vi borer 1700 meter, og når vi først har boret 1700 meter, kan vi like gjerne bore 2000.»

Men hva skjer hvis hele brønnen kollapser og en må begynne på nytt? Er det slik at man må bore 1700 meter eller ingenting, eller er 1500 meter godt nok? Må det gjøres så komplekst?

«Vi var i en situasjon der folk var godt fornøyd når de til slutt greide å levere den komplekse brønnen, selv om den kanskje ble dyrere enn planlagt. Vi må finne den rette balansen mellom investeringer og nåverdi,» sier Tungesvik.

 

Effektivitet

Sist det var en krise i bransjen var i 1998, da oljeprisen falt dramatisk. Alle forsto at endringer var nødvendig, og forenkling og økt effektivitet var oppskriften. Tungesvik ønsker å gjenskape den samme situasjonen nå.

Samtidig må HMS-resultatene opprettholdes. Sikkerhetsnivået i operasjonene er langt bedre i dag enn de var på begynnelsen av 2000-tallet.

«Å jobbe effektivt betyr også å jobbe sikkert,» påpeker Tungesvik.

Formelen er gode planer hvor alle kjenner oppgaven, prosedyren og utstyret som skal brukes, og forstår risikoen.

Han er opptatt av å snu alle steiner, også kontraktsformer. «Leverandørindustrien er utfordret på hvordan vi kan se på alternative samarbeidsformer for å få ned kostnadene,» sier Tungesvik.

Dette innebærer standardisering av utstyr og løsninger. Statoil vil også teste ut nye samarbeidsløsninger mellom operatør og leverandør for å se om det kan bidra til kostnadsreduksjon.

«Målet mitt er å få ned kostnadene og bore så mye som mulig. De som bestiller spesielle og vanskelige brønner får nå beskjed om at det blir for dyrt. Det holder ikke lenger,» sier Statoildirektøren.

 

Teknologien

Planlegging og utførelse er en faktor. En annen er teknologi, påpeker Sigmund Stokka, leder for DrillWell (Drilling and Well Centre for Improved Recovery) i Stavanger – Senter for forskningsdrevet innovasjon (SFI) finansiert av Forskningsrådet og industrien. Sammen med kollegaer i Iris, Sintef Petroleum, NTNU og Universitetet i Stavanger jobber han med å finne nye tekniske løsninger som skal øke utvinningen på norsk sokkel.

«Selv om boreoperasjonene er veldig like det de var for 50 år siden, har det skjedd mye teknologiutvikling, » sier Stokka. Bilen har fremdeles fire hjul, men mye har likevel forandret seg.

BorekroneBorekronene har blitt bedre, nye metoder gjør at man kan treffe reservoaret bedre, man er flinkere på brønnkontroll og –integritet og man har mer spesialisert utstyr. Men selv om teknologien er tilgjengelig – og like rundt hjørnet – er det en treghet i industrien.

«Det er en konservativ bransje. Man er redd for å gjøre feil. Nå er det slik at hver enkelt brønn må forsvare ny teknologi, og da er det ofte lettere å velge noe som er kjent enn å ta en risiko. Noen selskaper kjører kampanjer, og det er bra,» fortsetter han. Men det er ikke nok.

 

Milliardgevinst

I en rykende fersk rapport gitt ut av OG21, Norges nasjonale teknologistrategi for petroleumsnæringen, går det frem at nye teknologier kan redusere borekostnadene på norsk sokkel med 20 milliarder kroner i året i løpet av få år. Det tilsvarer 20 prosent.

OG21 har sitt mandat fra Olje- og energidepartementet, og er et samarbeid mellom oljeselskap, universiteter, forskningsinstitusjoner, leverandører og styresmakter. Stokka er en av bidragsyterne til rapporten. Leder er Dag Breivik, som til daglig boresjef i oljeselskapet OMV.

«Utfordringen vår er ikke dagrater og så videre, men å få levert brønner i det hele tatt. Det tar for lang tid,» sier han.

Det er spesielt fem teknologier som har potensial til å effektivisere boring og spare kostnader, påpeker OG21: Styrbar linerboring, trykkbalansert boring, ekspanderbare foringsrør og brønnutstyr, høyhastighets nedihullskommunikasjon under boring og automatisering og autonome systemer.

Mange av teknologiene er allerede i markedet og har blitt testet ut, men selskapene klarer av ulike årsaker ikke å utnytte potensialet som ligger i dem. Andre teknologier er like rundt hjørnet.

 

Kombinasjon

Å bore en brønn koster mellom fem og ti millioner kroner per dag. Klarer industrien å kutte gjennomføringstiden med ti dager, sparer man mellom 50 og 100 millioner kroner per brønn.

«Det er viktig å understreke at hver av teknologiene i seg selv ikke nødvendigvis klarer dette alene,» sier Breivik, «men ved å kombinere flere ulike teknologier vil man få stor effekt. Målet er at industrien får flere verktøy i kassen.»

I rapporten understreker OG21 at myndighetene har en klar rolle i å støtte teknologiutvikling og pilotering. Industrien selv har ansvar for å fjerne selskapskrav som låser inn gammel teknologi, heter det videre. Breivik inviterer oljeselskap, riggeiere og leverandører til sammen å diskutere forbedringspotensialet og hvordan hindringer kan ryddes av veien.

Han vet selv at det krever mye engasjement og samhandling for å få alle involverte parter til å forstå hva de forskjellige nye teknologiene er for noe, og hva de kan bety. Man balanserer også risiko mot kortsiktig gevinst.

«Men dette er ikke noe som vinnes på enkeltbrønnivå, det må bli en del av standarden,» sier Breivik.

 

 

Ressursoversikt for de 25 største oljefeltene

Ressursoversikt for de 25 største oljefeltene – potensial for økt oljeutvinning

 

Game changer

Mads Grinrød

Tenker nytt.
Mads Grinrød gikk av som direktør for boring og brønn i Statoil i 2007, etter 35 år i selskapet. «Man kan forenkle og effektivisere til et gitt punkt, men så er det ikke mer å hente,» sier han. Nå jobber han med Continous Motion Rig, et helt nytt konsept for helautomatisert boring som skal spare operatørene for penger og risiko.

(Foto: Emile Ashley)

 

Man kan forenkle og effektivisere fram til et gitt punkt, men så er det ikke mer å hente. «Da trenger man ny teknologi, en game changer, som endrer bildet helt,» sier Mads Grinrød.

Ringreven gikk av som direktør for boring og brønn i Statoil i 2007, etter 35 år i selskapet. Han deler bekymringen om at det ikke bores nok på sokkelen. Nå jobber han med Continous Motion Rig (CMR), et nytt konsept som enkelt fortalt består av en helautomatisert borerigg med to systemer som veksler på å rotere boret. Dette gjør at man kan koble sammen nye rørlengder samtidig som man borer.

CMR har en rekke fordeler framfor dagens teknologi, hvor man er nødt til å stoppe boreoperasjonen hver 30. meter for å koble på en ny rørlengde både under boring og under innkjøring av borerør, såkalt tripping. Sirkulerer man hele tiden, slipper man stopp på ti til 15 minutter for hver nye rørlengde. En annen fordel er at man slipper trykkvariasjoner som oppstår når man stopper sirkuleringen av slam, forteller Grinrød.

Boreoperasjoner uten folk på boredekk utgjør også en HMSgevinst og besparelse i seg selv. Analyser indikerer totale besparelser på 20 til 25 prosent i forhold til dagens teknologi.

«Det er konservative tall. Vi har tro på at potensialet er enda høyere,» sier Grinrød.

 

Testrigg 2015

Konseptet er utviklet av West Drilling Products, og nå skal selskapet bygge en fullskala rigg som skal stå ved siden av testriggen Ullrigg på Ullandhaug i Stavanger – finansiert av West Group, Statoil, ConocoPhillips, Shell, Forskningsrådet og Innovasjon Norge. Målet er å ha alt på plass i løpet av første halvår 2015.

På spørsmål om når han er klar til å levere et ferdig produkt, sier Grinrød at han kan levere i slutten av 2016 hvis han får inn en bestilling nå. Men han er spent på å se hvordan alt virker. Det er ikke gitt at det fungerer slik som det gjør i simuleringene, umiddelbart.

Den største utfordringen er imidlertid å finne et oljeselskap som er villig til å ta det første skrittet, som er villig til å bruke tiden og pengene som kreves for å ta et nytt system i bruk. Han vet godt at bransjen er konservativ.

«Vi var flinkere til å prøve nye ting før,» mener Grinrød. Norsk sokkel var kjent for nettopp det. Men etter årtusenskiftet spesielt har man gått over til å satse på utprøvd teknologi. Alt har blitt mer byråkratisk, og man vil ikke påta seg risiko. Men med den sterke kostnadsveksten på sokkelen, er løsningen for reduserte kostnader implementering av ny teknologi. Det må satses, og det haster.

 

Ikke kostnadsdrivende

 

Foto: Harald Pettersen/Statoil

Foto: Harald Pettersen/Statoil

Med unntak av noen kjente krav til restitusjon og hvile, har man ikke klart å påvise hvilke særnorske regler som eventuelt er kostnadsdrivende, ifølge Petroleumstilsynet.

Det står i Petroleums-tilsynets (Ptil) publikasjonen Sikkerhet – status og signaler, og viser til sammenligninger gjort mellom regelverk på norsk og britisk sokkel.

«Til tross for at norsk regelverk til stadighet utfordres i et kost-/nytteperspektiv, har man etter at det nye regelverket trådte i kraft i 2001, ikke klart å identifisere hvilke paragrafer og krav som eventuelt er kostnadsdrivende – bortsett fra enkelte forhold som regulerer restitusjon og hvile. Det er heller ikke påvist hva som eventuelt utgjør et vesentlig skille mellom regelverket i Norge og nabolandet UK, som man av naturlige grunner oftest sammenligner oss med,» heter det videre.

Det pekes på at eventuelle forskjeller mellom norsk og britisk sokkel oftest kunne tilskrives ulik håndheving og praktisering av kravene.

«I flere omganger etter 2002 har Ptil bedt næringen om å komme med konkrete eksempler på kostnadsdrivende krav som ikke før har vært identifisert. Foreløpig har vi ikke fått noen innspill,» sier direktør for juss og rammevilkår, Anne Vatten i Ptil-publikasjonen.