Fra funn til felt

Ressursrapporten_2011

Innhold på siden


 

Innledning

Ressursene i funn som ikke er besluttet utbygd per 31. desember 2010 utgjør fem prosent av de totale forventede ressursene på norsk sokkel og ni prosent av de gjenværende ressursene. Denne andelen har ligget stabilt over flere år, men funnene er i gjennomsnitt mindre enn tidligere. Historien viser at de fleste funn blir bygd ut, men at det kan ta tid. Mindre funn krever i stor grad tilgang til ledig kapasitet i prosess- og transportanlegg for at utbyggingen skal bli lønnsom. I modne områder bygges disse funnene som regel ut ved tilknytning til selvstendige felt. Dette bidrar også til at levetiden for eksisterende felt blir betydelig forlenget i forhold til opprinnelige planer. Også større funn som er under utbygging kan være avhengig av kapasitet i eksisterende infrastruktur. Samordnet utbygging av flere funn på tvers av utvinningstillatelser kan redusere enhetskostnadene og gjøre lønnsomme funn enda mer lønnsomme, eller utløse utbygging av funn som isolert sett vurderes til å ha marginal lønnsomhet.


Ressursgrunnlaget

Ved utgangen av 2010 var samlet ressursanslag for funn som ennå ikke er besluttet utbygd på 650 millioner Sm3 o.e.. Tilveksten i 2010 fra 16 funn er estimert til om lag 80 millioner Sm3 væske og 40 milliarder Sm3 gass. Flere av funnene er fortsatt under evaluering, og estimatene er derfor usikre. Funnene har ulik grad av modenhet og ulik sannsynlighet for utbygging. ODs ressursklassifisering er delt inn i uoppdagede ressurser, betingede ressurser, reserver og historisk produksjon , jfr. oversikt over ressursklassifisering i kapittel 1.

Det er omtrent like mye væskeressurser som gassressurser i funn som ikke er besluttet utbygd. De fleste funnene, som samlet inneholder størstedelen av ressursene, ligger i Nordsjøen, se figur 4.1.

 

 Figur 4.1

Figur 4.1 Ressurser i funn som ikke er besluttet utbygd per 31.12.2010, fordelt på områder

 

Det kan ta lang tid før et funn blir vurdert lønnsomt nok til å bli bygd ut. Figur 4.2 viser samlede ressurser i funn som ikke er besluttet utbygd, fordelt på funnår. Årsaker til at det kan ta tid fra funn til utbygging kan være reservoarusikkerhet, funnets størrelse, beliggenhet, oljeprisutvikling, kostnader og teknologi. Flere funn som ble gjort på 1970- og 80-tallet blir først bygd ut nå. Eksempler på dette er Valemon og Gudrun som er under utbygging og 30/7-6 (”Hild”) som nærmer seg en utbygging. Faktorer som har bidratt til at disse funnene bygges ut, er ny informasjon om reservoar og geologi, ledig kapasitet i nærliggende infrastruktur, endring i sammensetning av rettighetshavere, driftserfaring, ny teknologi og tilstrekkelig høy oljepris.

 

 Figur 4.2

Figur 4.2 Modenhet for funn som ikke er besluttet utbygd fordelt på funnår, per 31.12.2010

 

I 2010 ble om lag 100 millioner Sm3 o.e. modnet fra ressurser i funn til reserver. Det ble levert tre planer for utbygging og drift (PUD), og fire nye feltutbygginger ble godkjent av myndighetene. Andelen ressurser i funn i forhold til gjenværende ressurser på sokkelen de siste årene har ligget stabilt på dagens nivå, se figur 4.3. Dette viser at ressursene modnes og bygges ut. For en vellykket realisering, det vil si lønnsom utbygging og produksjon, kreves det imidlertid stor innsats innen teknologiutvikling, teknologiutnyttelse og kompetanse.

 

Figur 4.3

Figur 4.3 Utviklingen av ressurser i funn versus totale reserver og ressurser på sokkelen, eksklusiv solgt og levert petroleum

 

Mindre funn

Den gjennomsnittlige størrelsen på funn som ikke er besluttet utbygd er betydelig mindre enn størrelsen på de funnene som er bygd ut de siste årene, se figur 4.4. Ormen Lange med 320 milliarder Sm3 gass, som ble godkjent i 2004, er holdt utenfor beregningen av gjennomsnittlig størrelse for felt som er godkjent fra 2004 til 2010. De største funnene bygges normalt ut først. De små funnene krever ofte andre betingelser for realisering enn de store. De fleste funnene ligger i Nordsjøen, men de er jevnt over små. Med mange store utbygde felt gir dette muligheter for innfasing av funnene til eksisterende produksjonsanlegg, også kalt feltsenter.

 

Figur 4.4

Figur 4.4 Gjennomsnittlig felt- og funnstørrelse og antall felt og funn per område

 

Beliggenhet

Nordsjøen og deler av Norskehavet har godt utbygd infrastruktur. For de største funnene kan utbygging med faste produksjonsinnretninger være kostnadseffektivt og representere ny prosesskapasitet for tilknytning av nye havbunnsbrønner.

For mange av de gjenværende funnene og nye funn er bruk av eksisterende infrastruktur en kostnadseffektiv utbyggingsløsning som kan bidra til at funnene blir lønnsomme å bygge ut. Figur 4.5 gir et bilde av funnenes avstand til egnet infrastruktur på sokkelen, inndelt etter funnstørrelse. Et stort antall funn ligger mindre enn 50 kilometer fra nærmest egnede infrastruktur med væske-/ gassprosess.

 

Figur 4.5

Figur 4.5 Ressurser i funn som ikke er besluttet utbygd per 31.12.2010, og avstand til nærmest egnede infrastruktur med produksjonsanlegg

 

Funn som ligger opp til ti kilometer fra et feltsenter, kan i dag nås med langtrekkende brønner. For større avstander er faste innretninger eller havbunnsbrønner som tilknyttes feltsentre de mest aktuelle løsningene. Avstanden til et feltsenter har størst betydning for funn som er så små at det ikke er mulig å få til en lønnsom selvstendig utbygging. Det er derfor mest utfordrende å få til en lønnsom utbygging for de minste funnene som ligger relativt langt fra egnet infrastruktur, se sirkel i figur 4.5.

Det finnes flere eksempler på vellykkede utbygginger av funn som ligger langt fra infrastruktur. Et eksempel er utbyggingen av Vega Sør. Fra havbunnsrammen på Vega Sør blir gass og kondensat transportert til Gjøa-innretningen gjennom en 50 kilometer lang rørledning via havbunnsrammene på Vega. Dette er en betydelig avstand for flerfasetransport. Reservene i de mindre feltene Vega og Vega Sør, på henholdsvis om lag 12 og 11 millioner Sm3 o.e., dannet sammen med Gjøa, som har om lag 50 millioner Sm3 o.e., grunnlaget for en lønnsom utbygging. Alle funnene ble gjort på 1980-tallet, og de ble realisert i en samordnet utbygging. Utbyggingen illustrerer at det er en kombinasjon av teknologi, ressursgrunnlag og kostnader som bestemmer den maksimale avstanden for transport av brønnstrøm fra et havbunnsfelt til et feltsenter. Løsningen for Vegafeltene illustrerer også gevinsten ved samordning mellom flere mindre forekomster.

Relativt ny havbunnsteknologi som separasjon og flerfasepumping, og videreutvikling av verktøy for simulering av flerfasestrømning, har bidratt til å øke rekkevidden fra havbunnsbrønner til feltsenter eller til landanlegg. På Snøhvit og Ormen Lange overføres brønnstrømmen (gass, kondensat og vann) henholdsvis 143 og 120 kilometer fra havbunnsbrønner til landanlegg. Muligheten for flerfasestrømning fra et havbunnsfelt til en prosessenhet utfordres blant annet av overføringsavstand (horisontalt og vertikalt), brønnstrømmens sammensetning, trykk og temperatur og krav til materialkvalitet.

Kompresjon av gass på havbunnen er et nytt og viktig teknologisprang som kan bidra til å sikre lønnsom utbygging av funn på dypt vann og i utsatte områder, i tillegg til å øke utvinningen fra eksisterende havbunnsfelt. Denne teknologien er under utvikling, og på flere felt er det planer om å ta i bruk havbunnskompresjon etter en kvalifisering av teknologien.

Havdyp har så langt ikke vært en prosjektstopper for utbygging av store funn på norsk sokkel. Utbyggingen av Ormen Lange på 800-1100 meter dyp og langt fra land var komplisert, men ble gjort mulig blant annet gjennom utvikling av ny teknologi. Ressursgrunnlaget for feltet gjorde en omfattende havbunnsutbygging mulig til tross for dypt vann, lav havbunnstemperatur, rasutfordringer og lang avstand til land. På store havdyp på norsk sokkel er det så langt bare funnet gass, se figur 4.6.

 

Figur 4.6

Figur 4.6 Ressurser i funn som ikke er besluttet utbygd per 31.12.2010, og havdyp

 

Utbyggingsløsninger

Stadig flere funn på norsk sokkel blir bygd ut med havbunnsløsninger, det vil si utbygging der petroleum utvinnes via havbunnsrammer og prosesseres på faste innretninger eller på land. En fast innretning er permanent plassert på feltet gjennom hele feltets levetid. Et produksjonsskip kan også være en fast innretning dersom skipet er ment å være permanent plassert på feltet. Havbunnsbrønner kan knyttes opp mot faste innretninger på andre felt, såkalt tredjepartstilknytning, eller bygges ut med en kombinasjon av havbunnsbrønner og flytende fast innretning (som på Alvheim, Åsgard og Kristin). Fra 2005 til 2010 ble 19 av 22 felt bygd ut med havbunnsløsninger. I løpet av 2010 og første halvdel av 2011 ble åtte nye utbygginger godkjent av myndighetene. Eksempelvis bygges Gudrun og Valemon ut med bunnfaste innretninger. På Knarr skal havbunnsbrønner produsere til et produksjonsskip med lager. Marulk, Gaupe, Trym, Hyme og Visund Sør er havbunnsutbygginger som knyttes til eksisterende faste innretninger på norsk, britisk og dansk sokkel.

Både for havbunns- og flytende produksjonsinnretninger har det skjedd en betydelig utvikling de siste tjue årene, teknologisk og i antall utbygginger. Havbunnsløsningene har bidratt til å øke lønnsomheten ved utbygging. Dette gjelder særlig for mindre funn og funn på dypt vann. I dag kommer om lag halvparten av produksjonen på norsk sokkel fra havbunnsbrønner, og andelen stiger, se figur 4.7.

 

Figur 4.7

Figur 4.7 Totalproduksjon fra havbunnsbrønner og faste innretninger, 2000-2010

 

Utviklingen med økende grad av havbunnsutbygginger kommer trolig til å fortsette. Grunner til å velge havbunnsløsning kan være at de initielle investeringene ofte er lavere, det er egnet infrastruktur tilgjengelig, reservoaret har stor utstrekning og det er stort havdyp. Bore- og vedlikeholdskostnadene kan imidlertid være høyere for en havbunnsløsning enn for en fast innretning. Videreutvikling av teknologi for kostnadseffektivt brønnvedlikehold og boring av sidesteg gjennom eksisterende havbunnsbrønner kan derfor gi viktige bidrag til lønnsomme tiltak for økt utvinning. For utvikling av teknologi til dette formålet ble FMC Technologies tildelt ODs IOR-pris for 2009.

Faste innretninger kan gi større fleksibilitet i forhold til modifikasjonsbehov, lavere balansepris for tiltak som kan øke utvinningen og lavere operasjonell risiko. En fast innretning gir mulighet for fast installert borerigg. Fordeler og ulemper ved å investere i fast borerigg i forhold til å leie inn flyttbar rigg etter behov, må vurderes ved hver utbygging.

For mange funn er det derfor grunnlag for å utrede både fast innretning og havbunnsløsning.

 

Tyrihans
er et eksempel på at brønn- og havbunnsteknologi sikrer høy utvinning i en havbunnsutbygging. Introduksjon av flergrensbrønner, nedihulls reguleringsutstyr og pumper for sjøvannsinjeksjon på havbunnen kan gjøre det mulig å produsere ekstra olje fra Tyrihans. Statoil startet produksjonen fra Tyrihans i juli 2009. Brønnstrømmen fra Tyrihans sendes gjennom en 43 kilometer lang rørledning til Kristin for prosessering og eksport.

Yttergryta
er et eksempel på utbygging av et lite gass- og kondensatfelt i Norskehavet, 33 kilometer øst for Åsgard B. Reservene er om lag to milliarder Sm3 gass med svært lavt CO2-innhold og noe væske i tillegg til kondensat. Feltet er bygd ut med en havbunnsbrønn og rørledning via Midgard havbunnsramme. Gassen fra Yttergryta bidrar med blandingsgass i gasseksportrøret fra Åsgard og bidrar til å redusere CO2-innholdet i eksportgassen. Den bidrar også til å opprettholde gjennomstrømningshastigheten i røret fra Midgard til Åsgard B. Feltet var i produksjon halvannet år etter at det var funnet. Den raske utbyggingen var mulig fordi kunnskapen om undergrunnen i området var god, og fordi det var mulig å knytte havbunnsinnretningen til eksisterende infrastruktur på Åsgardfeltet.




Enklere, billigere, raskere

Fram til 1990-tallet var petroleumsvirksomheten i hovedsak konsentrert om utbygging av store petroleumsforekomster med tilsvarende høye kostnader for prosjektering, utbygging og drift. Etter hvert som funnene blir mindre, må det tenkes nytt, forenkles og gjøres rimeligere. Utfordringen for industrien er nå å videreutvikle kostnadseffektive modeller både for prosjektgjennomføring og utbyggingsløsning. Større grad av standardisering av utbyggingsløsninger og en effektiv samordning av utbygginger kan bidra positivt til lønnsomheten. Redusert tid fra funn til produksjonsstart må imidlertid følge gjeldende sikkerhets- og miljøkrav og ikke gå på bekostning av helhetlige områdeløsninger og god ressursforvaltning. Standardiserte utbyggingsløsninger synes å være mest aktuelle for funn som er planlagt utbygd med havbunnsløsninger.


Samordning

Etablering av nye og selvstendige feltsentre konkurrerer i en del tilfeller med utbyggingsløsninger som innebærer innfasing til etablert infrastruktur og utnyttelse av ledig kapasitet på felt i senfasen. Det er lang erfaring på norsk sokkel med å samordne utbygging av funn når dette er mest lønnsomt. Petroleumsloven setter krav til samordning av flere forekomster der dette åpenbart er rasjonelt.

Utbyggingen av Gjøa, Vega og Vega Sør er et eksempel på en nyere samordnet utbygging- og produksjonsstrategi. Samordning av tre felt ga høyere forventet verdiskaping enn tre separate utbygginger.


Lønnsomhet av funn

Høsten 2010 gjennomførte OD en analyse av lønnsomheten av leting i perioden 2000-2010, se kapittel 3. I denne analysen ble også verdiskapingen fra funn i perioden estimert. De samme økonomiske forutsetninger er lagt til grunn for begge analysene.

Det er til sammen gjort 149 funn i perioden. Åtte av funnene er inkludert i andre funn. Figur 4.8 gir en oversikt over de største funnene. Ressursestimatene er basert på forventningsestimat som er utarbeidet i forbindelse med ressursregnskapet 2009. For funn som er gjort i 2010 og funnene 6506/6-1 (”Victoria”) og 16/1-9 (”Draupne”) er ressursregnskapet for 2010 lagt til grunn.

 

Figur 4.8

Figur 4.8 Forventede utvinnbare ressurser i de største funnene i perioden 2000-2010

 

Samlet ressurstilvekst fra funn i hele perioden er 333 milliarder Sm³ gass og 403 millioner Sm³ o.e. væske, til sammen 736 millioner Sm³ o.e.

De fleste funnene som er inkludert i denne analysen er ennå ikke bygd ut. Både størrelsen på utvinnbare ressurser i det enkelte funn og produksjons- og kostnadsprofilene er derfor usikre. For mange av funnene er det heller ikke valgt utbyggings- og driftskonsept. I tillegg er det usikkerhet knyttet til tidspunkt for produksjonsstart, kostnadsnivå og olje- og gasspris, noe som i betydelig grad påvirker lønnsomheten uttrykt i netto nåverdi.

Samlet netto nåverdi av funnene er beregnet til rundt 710 milliarder 2010-kroner, se figur 4.9. Oljefunnene utgjør en dominerende del av samlet netto nåverdi.

 

Figur 4.9

Figur 4.9 Netto nåverdi fordelt på olje- og gassfunn

 

Ting kan ta tid

ODs analyser viser at det ligger betydelige verdier i funn som ennå ikke er besluttet utbygd. Det tar imidlertid ofte lang tid før disse verdiene kan realiseres. Det tar i gjennomsnitt tolv år fra det blir gjort funn til produksjonen settes i gang, dette kalles ledetid.

Selvstendige innretninger har en gjennomsnittlig ledetid på 11 år, mens felt som fases inn til eksisterende innretning har en gjennomsnittlig ledetid på 13 år, se figur 4.10. Historien viser også at ledetiden er større for gassfunn enn for oljefunn. Med enklere og mer standardiserte utbygginger er det sannsynlig at ledetiden kan reduseres.

 

Figur 4.10

Figur 4.10 Gjennomsnittlig ledetid for felt fordelt på året feltet ble satt i produksjon

 

ODs årlige kartlegging av forhold som forsinker framdriften i utbyggingen av funn, viser at lønnsomme funn som regel blir bygd ut. Om lag en tredjedel av prosjektstopperne som rapporteres til OD skyldes manglende kapasitet i infrastrukturen eller manglende gassløsning. Over en tredjedel av innmeldte prosjektstoppere skyldes usikkerhet i ressursgrunnlag og reservoarforhold. I tillegg kommer kommersielle avveiinger og selskapsstrategiske forhold.


Områdeperspektiv

Store ressurser er realisert gjennom innfasing av produksjon til en produksjonsinnretning med ledig kapasitet. Dette kommer ofte også eierne av vertsfeltet til gode gjennom reduserte enhetskostnader og økte reserver som gir muligheter for forlenget produksjonsperiode.

På noen feltsentre vil det være begrenset ledig kapasitet for nye funn, enten på grunn av produksjonen fra hovedfeltet eller på grunn av innfasing av nærliggende ressurser. Figur 4.11 viser planlagt levetid ved PUD-tidspunkt for felt med prosessanlegg og forlenget levetid basert på dagens planer. Som det går fram av figuren, har innretninger med muligheter for innfasing en klar tendens til en lenger produksjonsperiode enn opprinnelig antatt.

 

Figur 4.11

Figur 4.11 Planlagt levetid ved PUD-tidspunkt for felt med prosessanlegg og forlenget levetid basert på dagens planer

 

Det er viktig å avklare ressurspotensialet i områder rundt eksisterende felt. Utfordringen er å planlegge helhetlig i et område for å utnytte ressurspotensialet og prosess- og transportkapasiteten på en samfunnsøkonomisk optimal måte. Ulik eiersammensetning i infrastruktur og i nærliggende utvinningstillatelser utfordrer ofte en helhetlig områdetenkning.

 

PUD og PAD

Før rettighetshaverne kan bygge ut et funn, må en plan for utbygging og drift (PUD) godkjennes av myndighetene. PUD-en skal inneholde opplysninger om hvordan rettighetshaverne vil bygge ut og drive feltet. PUD og PAD (plan for anlegg og drift) består av en utbyggings- eller anleggsdel og en konsekvensutredning. Olje- og energidepartementet (OED) koordinerer behandlingsprosessen og mottar ODs vurderinger. Utbygginger med en investeringsramme som overstiger en fastsatt grense, for tiden ti milliarder kroner, skal godkjennes av Stortinget.


PUD- veileder

Hensikten med veilederen er blant annet å gi råd om hvordan en PUD eller PAD bør utarbeides for å oppfylle myndighetenes krav, forklare saksbehandlingsprosesser og bidra til effektiv samhandling mellom rettighetshaver og myndigheter. Veilederen skal være et hjelpemiddel for å lette arbeidet for utbygger og tydeliggjøre myndighetenes krav. Ved tidspunkt for valg av utbyggingsløsning skal denne dokumenteres. Med mange nye aktører på norsk sokkel de siste årene har behovet for veiledning i lovverk og myndighetspraksis økt.

 

 

Opp
Til toppen av siden

 


 

Bla i rapporten
Hovedside Forord Status og utfordringer på norsk sokkel.. Uoppdagede ressurser Leting 4 Muligheter og utfordringer for felt i drift

12.10.2011