Utvinning fra felt i drift

2.1 Produksjonsutvikling

Siden norsk oljeproduksjon startet i 1971 med prøveproduksjon på Ekofisk, er flere store oljefelt blitt bygd ut. De store feltene som ble bygd ut på 1970- og 1980-tallet, har etter hvert gått over i en moden fase med fallende oljeproduksjon. Samtidig har nye feltutbygginger vært mindre. Produksjonsbortfallet fra de gamle feltene er dermed bare delvis kompensert av at nye felt er satt i produksjon. Produksjonen er nå mer sammensatt og fordelt på flere felt enn tidligere, se figur 2.1.

 

Figur 2.1 
Figur 2.1 Utvikling i historisk oljeproduksjon og antall felt fordelt på produksjonsnivå.

 

Utviklingen i oljeproduksjon fordelt på felt med høy, middels og lav daglig produksjon er vist i figur 2.1. Til langt ut på 1990-tallet var oljeproduksjonen dominert av få felt med høy produksjon. I 1989 var oljeproduksjonen om lag det samme som i 2013. Da var det 15 oljeproduserende felt i drift, og 81 prosent av produksjonen kom fra fire felt som produserte mer enn 100 000 fat olje per dag. I 2013 var det 72 oljeproduserende felt, og 15 prosent av produksjonen kom fra to felt som produserte mer enn 100 000 fat olje per dag.

Fra felt som har vært i drift i mange år, forventes fortsatt reduksjon i oljeproduksjonen. Enkelte felt er revitalisert de siste årene gjennom utbygging av nye produksjonsinnretninger eller økt borekapasitet. Dette vil redusere produksjonsfallet noe for de neste årene. I tillegg er felt med god produksjonskapasitet under oppstart/utbygging. Dette medfører at OD forventer en stabilisering av nivået for oljeproduksjon de nærmeste årene.

Utviklingen i gassproduksjon, fordelt på feltenes produksjonsnivå er vist i figur 2.2. Gassalget fra norsk sokkel startet i 1977 med åpningen av gassrør fra Ekofisk til Tyskland og fra Frigg til Storbritannia. Siden 1996 har det vært jevn vekst i gassproduksjonen og en dobling av antall felt som bidrar. For gass er situasjonen slik at et fåtall felt står for størstedelen av produksjonen. I 2013 sto fire felt for 62 prosent av produksjonen, det største er Troll.

 

Figur 2.2 
Figur 2.2 Utvikling i historisk gassproduksjon og antall felt fordelt på produksjonsnivå.

 

2.2 Kostnadsbildet

Utbygging og drift av en etter hvert omfattende infrastruktur, med innretninger, rør og landanlegg, krever store økonomiske ressurser. For 2013 var samlede kostnader, eksklusiv leteaktivitet, om lag 250 milliarder kroner.

Kostnadsutviklingen på norsk sokkel for drift, investeringer og andre kostnader er vist i figur 2.3. Økende kostnader over tid skyldes både økt aktivitet og et økende kostnadsnivå. Særlig etter 2005 har det vært en markert økning i kostnadsnivå. Høye olje- og gasspriser har ført til en internasjonal oppgangskonjunktur innenfor petroleumssektoren, med høy kapasitetsutnyttelse og betydelig kostnadsvekst som konsekvens.

 

Figur 2.3 
Figur 2.3 Utvikling i kostnader
(prognose 2013-2018).

 

Kostnadsveksten innenfor petroleumsvirksomheten har over tid ligget dels betydelig over den generelle prisveksten i samfunnet. I figurene i denne rapporten er kostnader vist i faste priser justert til 2013-nivå med konsumprisindeksen (KPI). Kostnadsvekst ut over over den generelle prisveksten inngår i tallgrunnlaget.

Investeringer utgjør en stor andel av de samlede kostnadene. Figur 2.4 viser investeringsprofiler for feltutbygginger med investeringsstart på henholdsvis 1970, 80 og 90-tallet og fram til i dag. Som figuren viser, utgjør investeringer i felt der feltutbyggingen skjedde så tidlig som på 1970 og 80-tallet, fortsatt en betydelig andel av de totale investeringene. Flere felt i drift leder derfor til høyere samlede investeringer. Nye utbygginger kommer på toppen av dette.

 

Figur 2.4 
Figur 2.4 Totale årlige investeringer for feltutbygginger gruppert etter tiåret investeringene startet.

 

Figur 2.5 viser utvikling i driftskostnader og investeringer. For feltene som har vært i produksjon i perioden 2000-2013, har kostnadsveksten vært betydelig. I perioden fra 2005 til 2013 har årlig gjennomsnittsvekst for driftskostnader og investeringer vært på henholdsvis sju prosent og 15 prosent, målt i løpende kroner. I siste del av perioden, fra 2010-2013, har veksten vært på fem prosent og 23 prosent i løpende kroner.

 

Figur 2.5 
Figur 2.5 Utvikling i investeringer og driftskostnader på felt som har vært i drift i hele perioden 2000-2013.

 

Rundt 50 prosent av investeringene har gått til boring av nye utvinningsbrønner. I tillegg kommer driftsinvesteringer med en andel på 20 prosent. Dette er ulike typer investeringer for å opprettholde driften på eksisterende innretninger. På aldrende innretninger er det ventet økte kostnader forbundet med å opprettholde teknisk integritet og produksjonsevne. Den tredje store investeringsposten er utbyggingsinvesteringer. Dette har i første rekke vært investeringer i nye bunnfaste plattformer på eksisterende felt.

Samtidig med at kostnadene har steget, har produksjonen avtatt. Produksjonsnedgangen er delvis kompensert ved at ledig prosesskapasitet på innretningene blir benyttet til å fase inn mindre felt i nærheten. Utvikling i kostnader, egen produksjon og andres, såkalte tredjepartsvolumer, er vist i figur 2.6.

 

Figur 2.6 
Figur 2.6 Kostnads- og produksjonsutvikling for felt som har vært i produksjon i hele perioden 2000-2013.

 

Norsk sokkel modnes, og de fleste feltene er i en fase der produksjonen avtar. Fordi en stor del av kostnadene for å drive feltet er uavhengig av produksjonsvolumet, vil enhetskostnadene stige. Med enhetskostnader menes her driftskostnader per produsert enhet.

Figur 2.7 illustrerer utfordringen med økende enhetskostnader for et utvalg felt som ikke har hatt prosessering for tredjepart. Særlig de siste årene har det vært en markert økning i enhetskostnader.

 

Figur 2.7 
Figur 2.7 Utvikling i driftskostnader per produsert enhet for et utvalgt felt som ikke har hatt tredjepartsprosessering.

 

Stigende kostnader gir grunn til bekymring. Dette skyldes at lønnsomheten kan bli truet i enkeltprosjekt ved et oljeprisfall og medføre at prosjekt kan bli skrinlagt. Kostnadsveksten har vært særlig sterk innen boring. Figur 2.8 viser utvikling i gjennomsnittskostnad for nye utvinningsbrønner boret med flyttbar borerigg. Fra 2002 er gjennomsnittskostnaden for boring av en brønn mer enn doblet. Det er stor variasjon i borekostnad per brønn, og mange faktorer avgjør hva en brønn koster. En større andel lange og mer komplekse brønner kan medvirke til økte gjennomsnittskostnader.

En betydelig andel av brønnkostnadene er nært forbundet med tidsbruk. Hvor raskt boreprosessen går, gjerne kalt boreeffektivitet, vil ha stor betydning for brønnkostnaden. En indikator for boreeffektivitet er antall meter boret per dag. Over tid har denne indikatoren utviklet seg negativt på en rekke felt. Den viktigste årsaken til kostnadsøkningen, er imidlertid prisvekst på varer og tjenester som benyttes for å bore en brønn. De fleste utvinningsbrønnene på norsk sokkel er boret med flyttbar borerigg. Storparten av kostnadene ved å bore en slik brønn består av riggleie og ulike typer brønnservicetjenester. Riggrate alene utgjør om lag 45 prosent, mens ulike brønnservicetjenester står for om lag 30 prosent.

I tillegg til brønnkostnader, viser figur 2.8 utvikling i riggrate. Riggratene fastsettes ved tidspunkt for kontraktsinngåelse. Det kan ta lang tid fra kontrakt blir inngått til riggen tas i bruk og kostnadene begynner å løpe. For en ny rigg går det gjerne 3-4 år fra kontraktsinngåelsen til riggen er i aktivitet. I tillegg bidrar langsiktige kontrakter til at endring i markedspriser for rigger ikke umiddelbart påvirker kostnadene.

 

Figur 2.8 
Figur 2.8 Utvikling i gjennomsnittlig riggrate og brønnkostnad for brønner boret med flyttbar borerigg.

 

Utviklingen i kostnadsnivå på norsk sokkel må ses i sammenheng med utviklingen internasjonalt. Figur 2.9 viser utviklingen i tre indekser for investeringsnivå, en global indeks for petroleumsprosjekt generelt, en for offshoreprosjekt og en avgrenset til prosjekt på dypt vann. Ifølge dette tallmaterialet er kostnadsnivået mer enn doblet siden 2005. Det er liten variasjon mellom de ulike indeksene.

 

Figur 2.9 
Figur 2.9 Utvikling i globale kostnadsindekser for utbyggingsprosjekt.

  

Veksten skyldes økte priser i ulike sentrale markedsområder. Internasjonalt har veksten vært særlig sterk innenfor boring og undervannsutstyr.

Det er ikke tilgjengelig gode tall som sammenlikner utviklingen internasjonalt med utviklingen på norsk sokkel. I rapporten Økt bore- og brønnaktivitet på norsk sokkel, som ble laget av et utvalg nedsatt av OED og publisert i 2012, beskrives kostnadsutvikling innenfor boring og brønn. Her blir det pekt på flere forhold som bidrar til å øke bore- og brønnkostnadene på norsk sokkel.

 

2.3 Prosjekt på felt i drift

Nye prosjekt med tilhørende investeringer blir besluttet av rettighetshaverne etter grundig evaluering. Hvert år blir en rekke prosjekt på feltene vurdert. I ressursregnskapet for 2013 inngår 165 konkrete prosjekt for økt olje- og/eller gassproduksjon og forlenget levetid. Noen prosjekt vedtas og iverksettes, noen utredes videre, andre utsettes og noen skrinlegges. Prosjektene varierer betydelig i størrelse, både i produksjonseffekt og kostnader.

De fleste ikke-besluttede prosjekt på felt i drift har relativt små volum sammenliknet med volum som ligger til grunn for nye feltutbygginger. Mange av brønnprosjektene som ligger i denne kategorien, har volum under 2,5 millioner Sm3 o.e. Disse innebærer boring av en eller et fåtall nye utvinningsbrønner. På feltene arbeides det kontinuerlig med å evaluere grunnlag for nye brønner. Basert på en vurdering av lønnsomheten av den enkelte brønn, tas beslutningen om den skal bores eller ikke.

En oversikt over ulike typer ikke-besluttede prosjekt for å øke utvinningen på felt i drift, er vist i figurene 2.10 og 2.11. Figur 2.10 viser konkrete prosjekt. Figur 2.11 viser mulige, men ikke konkretiserte tiltak for økt utvinning. Da disse er betydelig mer usikre, finner OD det ikke formålstjenelig å gi volumestimater for disse.

 

Figur 2.10 

Figur 2.10
Prosjekt i ressurskategori 4A og 5A spesifisert på type.

 

 

 Figur 2.11
 

Figur 2.11 Prosjekt i ressurskategori 7A spesifisert på type.

 

Om lag 1/3 av volumet i de konkrete prosjektene kan produseres ved boring av flere utvinningsbrønner, se figur 2.10. Flere brønner er også viktig for prosjekt som innebærer injeksjon av vann og/eller gass og videre utvikling av feltene. Slike prosjekt står for ytterligere 25 prosent av volumet. Videre utvikling av felt innebærer større oppgraderingsprosjekt og prosjekt hvor nye innretninger planlegges. Lavtrykksproduksjon er også et viktig tiltak for å øke utvinningen av gass og olje. Teknologiutviklingen de siste årene innen havbunnskompresjon på Åsgard og Ormen Lange er viktig for å utvinne mer fra undervannsutbygginger.

På lenger sikt kan andre typer prosjekt rapportert som mulige framtidige tiltak for økt utvinning, også kunne gi betydelige tilleggsvolum. Avanserte metoder utgjør 19 av 146 mulige identifiserte tiltak og bidrar med 22 prosent av volumet i denne kategorien, se figur 2.11. Et eksempel på en slik metode er injeksjon av CO2.

Potensial for økt utvinning Arbeidet med å sikre høyest mulig utvinning fra et felt, starter når feltene planlegges og innretningene designes. De fleste oljefelt på sokkelen har trykkstøtte ved injeksjon av vann og/ eller gass allerede fra starten. Stadig bedre verktøy for reservoarovervåkning bidrar til å gjøre utvinningsstrategiene i feltene bedre. Gjennom systematisk datainnsamling og bruk av produksjons- og reservoardata, øker forståelsen av reservoarets egenskaper i hele produksjonsfasen. Bedre forståelse av hvor oljen og gassen befinner seg og hvor den strømmer, er viktig for å plassere brønner bedre. På denne måten identifiseres stadig nye boremål, og det må derfor bores flere brønner.

Gjenværende reserver på et felt er det volumet av olje og/eller gass som er inkludert i de til enhver tid vedtatte planer. Figur 2.12 viser en oversikt over utvinningsstatus for de 25 oljefeltene med mest olje igjen i undergrunnen ved årsskiftet. Når nye prosjekt som øker utvinningsgraden blir besluttet, vil reservene øke, og det gjenværende volumet (lys grønt) bli noe mindre.

 

Figur 2.12 
Figur 2.12 Ressursoversikt for de 25 største oljefeltene, solgte mengder, reserver og gjenværende olje uten nye tiltak.

 

Hvor mye olje som kan produseres fra et felt, er en funksjon blant annet av reservoarforhold, utbyggingsløsninger, produksjonsstrategi og tilgjengelig teknologi. Oljen som ikke er omfattet av dagens produksjonsplaner, er grunnlaget for tiltak for økt utvinning. Denne oljen kan deles inn i to kategorier, mobil og immobil olje. Mobil olje er bevegelig olje som i dag ikke har kontakt med produksjonsbrønner, injeksjonsvann eller injeksjonsgass. Denne oljen kan i prinsippet utvinnes ved hjelp av flere brønner og mer langvarig bruk av vann- og/eller gassinjeksjon. Immobil olje er olje som henger fast på poreveggen i reservoaret og som ikke kan presses ut av porene og produseres ved injeksjon av mer vann eller gass.

Utsatt gassproduksjon er et viktig tiltak som kan gi økt oljeutvinning på enkelte felt. For felt med både olje og gass i samme reservoar, kan tidspunktet for oppstart av gassuttak fra feltet påvirke samlet utvinning av olje. Så lenge gassen holdes i reservoaret eller injiseres tilbake til reservoaret, kan reservoartrykket opprettholdes, og mer olje produseres. Når gassvolumene tappes fra reservoaret, vil trykket synke, og resterende olje bli liggende igjen. For slike felt må utsatte inntekter fra gassproduksjon vurderes opp mot inntekter fra økt oljeproduksjon. Utsatt produksjon av gasskapper og videre injeksjon av gass er et viktig tiltak for økt oljeutvinning på felt som Oseberg, Troll og Visund. OD anslår at gassinjeksjonen i Oseberg har gitt over 50 millioner Sm3 olje ekstra.

Metoder for økt oljeutvinning kan kategoriseres som konvensjonelle eller avanserte. Bruk av avanserte (mindre modne) metoder blir ofte kalt Enhanced Oil Recovery (EOR). Disse er avanserte flømmingsmetoder som skal bidra til at deler av den immobile oljen kan mobiliseres, se figur 2.13.

 

Figur 2.13 
 

Figur 2.13 Tverrsnitt av et reservoar som viser et eksempel på fordeling av olje og vann etter vannflømming og fordelingen av væskene på porenivå.

 

Avanserte metoder er lite brukt på norsk sokkel. Det har foregått og pågår fortsatt en del forskning på ulike metoder, og det har vært spredte pilotforsøk og feltanvendelser. Det er viktig at det fortsatt gjøres en innsats innenfor dette området. Myndighetene opprettet i 2013 et senter for økt oljeutvinning, for å oppmuntre til ytterligere innsats. ODs pris for Improved Oil Recovery (IOR), som ble delt ut for første gang i 1998, er gitt til noen av de initiativene som er gjennomført.

Mikrobiell EOR (MEOR) anvendes på Norne. Metoden går ut på at bakterier får mulighet til å endre grenseflatespenningen mellom olje og vann, slik at mer av den immobile oljen mobiliseres.

I tillegg til den oljen som blir liggende igjen der det er effektiv fortrengning, vil det være områder i reservoaret der fortrengningen er mindre effektiv og områder der det fortrengende mediet ikke når inn. Hvor effektiv fortrengningen er, styres av formen og utstrekningen på reservoaret, kvaliteten på reservoarbergarten og plasseringen av utvinningsbrønnene.

Selv med god fortrengning vil noe av oljen bli liggende igjen i porene. Hvor stor denne residuale oljemetningen er, avhenger av egenskapene til bergarten og oljen. Den er også avhengig av egenskapene til stoffet som fortrenger. Fortrengning med gass gir som oftest lavere restmetning (5-15 prosent) enn fortrengning med vann (10-25 prosent). Andelen olje som utvinnes der det er en effektiv fortrengning, kalles mikroskopisk fortrengningseffektivitet.

De EOR-metodene som kan brukes til å mobilisere en del av den immobile oljen, består i å endre overflatespenningen mellom olje og vann, eller i å endre fuktingsegenskapene i reservoaret. Det er væskenes fysiske og kjemiske egenskaper sammen med reservoarbergarten som avgjør fuktingsegenskapene, som i sin tur avgjør om det er olje eller vann som ligger som en film på poreveggen.

Tilsetting av overflateaktive stoff (surfaktanter/tensider) til injeksjonsvannet, kan bidra til å øke oljeutvinningen ved at overflatespenningen mellom olje og vann reduseres. Dermed reduseres den lokale restoljemetningen. Metoden er utfordrende ved at den krever kontinuerlig kjemikalieinjeksjon i spesifikke konsentrasjoner. OG211 har vurdert at denne metoden har et stort potensial på norsk sokkel. Utviklingen har så langt vært begrenset til laboratoriearbeid.

(OG21, Olje og gass i det 21. århundret, er et forum initiert og ledet av OED. Formålet er å sikre effektiv og miljøvennlig verdiskaping fra norske olje- og gassressurser. OG21 har fått oljeselskap, universitet, forskingsinstitusjoner, leverandørindustrien og myndighetene til å samle seg om en felles nasjonal teknologistrategi for olje og gass.)

Nyere forskning har vist at endring av saltinnholdet (salinitet) i injeksjonsvannet også kan redusere immobil olje i flømmede områder. De fleste oljefelt på norsk sokkel benytter imidlertid sjøvannsinjeksjon der saltinnholdet i vannet er lavere enn i formasjonsvannet. Derfor ser det ikke ut til at lav-salin vannflømming har et stort potensial i eksisterende felt. Det er likevel viktig, særlig for nye felt, å studere denne effekten med tanke på optimalisering av saltinnholdet i injeksjonsvannet. Lavt saltinnhold i injeksjonsvannet kan gjøre polymerinjeksjon og surfaktantflømming mer effektiv.

Enkelte avanserte metoder retter seg kun mot den mobile oljen og mer effektiv fortrengning, eller avstengning av allerede flømmede områder. Dette er metoder som innebærer bruk av kjemikalier, som gir økt viskositet til injeksjonsvannet (polymerer), eller blokkerer porekanaler, slik at nye oljevolumer blir fortrengt. Når kanaler blokkeres, må vannet ta nye veier. Dermed tar det med seg mer olje på veien, se figur 2.14.

 

Figur 2.14 
Figur 2.14 Polymerflømming.

 

Polymerflømming synes å være den metoden som flest rettighetshavere studerer, men den krever håndtering av store mengder kjemikalier og kontroll med det produserte vannet. Metoden fremskynder oljeproduksjonen og gjør den mer effektiv. På norsk sokkel er polymerflømming foreløpig ikke testet. Selskapet Total bruker metoden i deler av oljefeltet Dalia utenfor Angola, der Statoil er medeier.

I 2013 testet Statoil silikagel som vanndivergerende metode på Snorre. En løsning av silikat injiseres, og ved de rette betingelsene dannes en plugg som styrer injeksjonsvannet inn i nye udrenerte områder. Et fartøy som vanligvis benyttes til brønnstimulering, ble brukt i testen. Om bord ble det produsert ferskvann og injeksjonsvæske med silikat, og dette ble injisert i reservoaret. Resultater av testen ventes mot slutten av 2014.

Tiltak for å øke utvinningen krever teknologiutvikling og kompetanseutvikling innenfor spesialiserte fagområder. Forskning og teknologiutvikling er viktig for å få fram metoder som kan øke utvinningen fra felt i drift i årene framover. OD arbeider for at teknologi utvikles, testes og implementeres. Kunnskapsdeling er viktig for at dette skal kunne gjøres effektivt. Gjennom forskningsprogram og andre offentlige støtteordninger legges det vekt på at kunnskap og resultat om teknologi som testes på ett felt blir delt og brukt på andre felt på norsk sokkel. Force er et samarbeidsforum mellom olje- og gasselskap og myndighetene som arbeider for bedre løsninger for leting og utvinning. OD er sekretariat for Force. Mer informasjon om initiativet fins på www.force.org.

 

2.4 Mål for reservetilvekst

For å sikre nødvendig fokus på reservetilvekst og samtidig følge med i utviklingen, innførte OD i ressursrapporten fra 2005 et mål for tilveksten av oljereserver på 800 millioner Sm³ (fem milliarder fat) innen 2015.

Årlig reservetilvekst registreres for felt og funn. Når et funn besluttes utbygd, vil volumene som ligger til grunn for beslutningen bli ført som reserver. Feltenes reserver endres etter hvert som kunnskap om reservoaret øker og nye prosjekt besluttes. Reservetilveksten er endringen fra forrige års ressursregnskap. Figur 2.15 viser status så langt. De fargede arealene i figuren illustrerer den samlede reserveveksten siden årsskiftet 2004/2005, mens linjene indikerer planene som lå til grunn for målsettingen og veien fram til målet.

 

Figur 2.15 
Figur 2.15 Utvikling i reservevekst for olje siden 2004.

 

Av figur 2.15 går det fram at reserveveksten har vært sterkest de siste årene, med en utflating i 2013. De opprinnelige feltene i 2004 (mørk grønt) har hatt den reserveveksten som lå i prognosene i 2004, men progresjonen har vært langsommere enn forventet. Bidragene fra funn som var kjent da vekstmålet ble formulert, har vært større enn forutsatt. I tillegg har raske beslutninger de siste årene om utbygging av funn som er gjort etter at målsettingen ble formulert, bidratt til at realisert reservevekst har nærmet seg målsettingen. Slik det ser ut nå, er det lite sannsynlig at målsettingen nås fullt ut. En nærmere vurdering av måloppnåelsen vil bli omtalt når neste ressursregnskap legges fram våren 2015.

Siden inneværende målperiode går ut ved årsskiftet, lanserer OD nå en ny målsetting for reservetilvekst av olje i den neste tiårsperioden. Grunnlaget for den nye målsettingen er prosjektene for å øke utvinningen fra felt i drift, vist i figur 2.10 og funn som er omtalt i kapittel 3. Etter ODs vurdering vil beslutninger om å gjennomføre disse prosjektene for økt utvinning og utbygging av funn kunne medføre en reservetilvekst på 950 millioner Sm³ olje innen utgangen av 2023.

ODs mål for perioden 2014 - 2023 er en reservetilvekst på 1200 millioner Sm³ olje, se figur 2.16. Gapet mellom prognosen og målsettingen forutsettes fylt ved at det blir gjennomført enda flere tiltak på feltene, at de kommende utbyggingsplanene blir ytterligere optimalisert og at det fortsatt gjøres kommersielle funn som blir besluttet utbygd i perioden.

Ressursregnskapet per 31.12.2013 viser at gjenværende oljereserver er 834 millioner Sm³ olje. En tilvekst som beskrevet, vil med gjeldende produksjonsprognose medføre at oljereservene ved utgangen av målperioden vil være større enn de er nå. Figur 2.16 viser stilisert prognosen for reservetilvekst og en mulig vei til målet. Det forventes en relativt lav tilvekst i inneværende år, med en stor tilvekst i 2015, i hovedsak på grunn av en forventning om utbyggingsbeslutning for Johan Sverdrup.

 

Figur 2.16 
Figur 2.16 ODs målsetting om reservetilvekst for olje i perioden 2014 – 2023, med prognoser.

 

Denne utviklingen krever stor innsats og mange investeringsbeslutninger. For å oppnå den prognoserte reservetilveksten, dvs. 950 millioner Sm³ olje, må de aller fleste prosjektene som er planlagt i felt gjennomføres. De fleste funnene som nå vurderes, må dessuten besluttes bygd ut i perioden. For at beslutningene skal tas, må prosjektene være lønnsomme. Kostnads- og prisutviklingen vil være viktig, men det kan fortsatt være mye å hente på å optimalisere utvinningsmetodene og effektivisere driften. Målet innebærer en ekstra reservetilvekst på 250 millioner Sm³ olje utover det som er grunnlaget for ODs produksjonsprognose.

 

2.5 Utvinningsbrønner

Boring av nye utvinningsbrønner (produksjons- og injeksjonsbrønner) er avgjørende for produksjonsutviklingen. På felt i drift ble det i 2013 brukt om lag 50 milliarder kroner på å bore 142 nye utvinningsbrønner. Dette utgjorde rundt 50 prosent av de samlede investeringer på disse feltene.

 

Utviklingstrekk

Normalt vil det være slik at de mest lønnsomme ressursene på et felt tas ut først, og at utviklingen av disse beskrives i utbyggingsplanen. Jo lengre ute i produksjonsforløpet, dess mindre lønnsomme vil enkeltprosjekt som gir økt utvinning normalt være. Særlig kan det være krevende å få lønnsomhet i prosjekt som vil medføre nye innretninger og betydelige ombygginger og modifikasjoner av eksisterende innretninger.

Figur 2.17 viser at det fram til 2010 var en markert nedgang i antall nye utvinningsbrønner på felt som har vært i drift i hele perioden 2000-2013. Med utvinningsbrønn menes her både en ny initiell brønn, et sidesteg som bores med utgangspunkt i en eksisterende brønn og enkeltgrener i en flergrensbrønn.

 

Figur 2.17 
Figur 2.17 Utvikling i antall nye utvinningsbrønner.

 

Reduksjonen har vært sterkere enn planlagt. Det har vist seg å være mer krevende å bore nye brønner på eldre felt enn antatt i tidligere planer. Det er flere årsaker til dette. På mange felt har produksjon og injeksjon over tid påvirket trykkforholdene både i og over reservoaret. Behov for oppgradering av de faste riggene og bruk av disse riggene til brønnvedlikehold er en annen årsak. På mange felt er alle tilgjengelige brønnslisser i bruk. Dette begrenser muligheten til å bore nye brønner. Det er også en utfordring at etterhvert som felt blir eldre, ligger restreservene mer perifert på feltet. Dette medfører lengre og mer kompliserte brønnbaner dersom brønnene skal bores med en fast rigg. Manglende tilgang på flyttbare innretninger har også medført at brønner som kunne vært boret på et felt er utsatt.

Før utviklingen av havbunnsteknologi på 1980-tallet, ble alle utvinningsbrønner, med noen få unntak, boret med en rigg som sto fast montert på en feltinnretning. Alle de store oljefeltene som ble bygd ut på 1970-, 1980- og tidlig på 1990-tallet har innretninger med fast rigg. Etter dette er flere større felt, som Troll og Åsgard, bygd ut med havbunnsbrønner boret med flyttbar boreinnretning. På felt med fast rigg, blir det også etter hvert boret flere brønner med flyttbar rigg. Til tross for trenden med en økende andel brønner boret fra flyttbare innretninger, er de faste riggene fortsatt viktig for oljeproduksjonen på mange større oljefelt. Dette gjelder både boring av nye brønner, men også nødvendig vedlikehold av eksisterende brønner.

Fra 2010 har det igjen vært vekst i antall nye brønner på felt som har vært i drift i hele perioden 2000-2013. Figur 2.18 viser at antall brønner boret fra fast rigg har ligget stabilt på rundt 35 per år, mens det har vært vekst i antall nye brønner fra flyttbare innretninger. Økningen fra 2012 til 2013 skyldes i hovedsak boring av flere brønner på feltene Balder, Ekofisk, Eldfisk, Oseberg Sør og Troll. På Balder, gjelder økningen en pågående borekampanje. På Ekofisk og Eldfisk må økningen i første rekke ses i sammenheng med prosjektene Ekofisk Sør og Eldfisk II. På Oseberg Sør er hovedårsaken utbygging av funnet Stjerne, som er en del av Oseberg Sør, og på Troll blir det boret flere grenbrønner ved å øke antall rigger på feltet. For å kunne bore flere utvinningsbrønner, har en betydelig økning i tilgang på nye flyttbare rigger vært en forutsetning.

 

Figur 2.18 
Figur 2.18 Utvikling i antall nye utvinningsbrønner (for felt i produksjon per 2000) – boret med fast eller flyttbar innretning.

 

Valg av utbyggingsløsning med fast eller flyttbar rigg avhenger blant annet av reservoarutbredelse, reservoarkompleksitet og havdyp. Forskjell i boreeffektivitet mellom faste og flyttbare rigger vil også kunne ha betydning for valg av løsning. Det siste feltet som er bygd ut med fast borerigg er Kvitebjørn, som kom i produksjon i 2004. For alle nye utbygginger etter dette har konsept med bruk av flyttbare rigger blitt valgt.

Behovet for brønner henger sammen med brønnenes levetid. Hvor lenge en brønn produserer, er blant annet avhengig av reservoaregenskaper, utvinningsstrategi, hvordan brønnen er utformet og brønnvedlikehold. Mange av dagens produksjonsbrønner har en lang produksjonshistorie. I figur 2.19 er aktive brønner for et større oljefelt som ble bygd ut på 1980-tallet, sortert etter alder. Figuren viser at en betydelig andel av produksjonen i 2012, kom fra brønner som er eldre enn ti år.

 

Figur 2.19 

Figur 2.19
Oljeproduksjon i 2012 for et større oljefelt som er bygd ut på 1980-tallet, spesifisert på når brønnen ble tatt i bruk.

 

Produksjon fra framtidige brønner

Vanligvis blir de største og enklest tilgjengelige boremålene på et felt boret først. Med størrelse på boremål menes forventet petroleumsproduksjon fra brønnen. Over tid blir boremålene stadig mindre. I tillegg er avstand til boremål viktig. Lønnsomheten ved boring etter små ressurser og/eller ressurser som innebærer lange brønnbaner, er derfor avgjørende når det besluttes om det skal bores flere brønner.

Figur 2.20 viser planlagte utvinningsbrønner på felt i drift i 2014. Her er både initielle brønner, sidesteg og flergrensbrønner inkludert. Flergrensbrønner er talt som én brønn. Både brønner boret fra fast og flyttbar innretning er med. For storparten av brønnene er forventede utvinnbare ressurser under 1 million Sm3 o.e. Medianbrønnen antas å produsere 0,6 millioner Sm3 o.e.

 

Figur 2.20 
Figur 2.20 Størrelse på brønnmål planlagt boret på felt i drift i 2014.

 

Kombinert med en utvikling mot mindre og mer kompliserte boremål, representerer den betydelige kostnadsveksten innenfor boring og brønn en særlig utfordring for den videre utviklingen på norsk sokkel.

 

Flere brønner – behov for ny infrastruktur

Mange prosjekt på felt i drift innebærer å bore brønner for å øke utvinningen, se Figur 2.10. Men i tillegg er nye brønner også viktige for å øke effekten av andre tiltak for økt utvinning. Høyere brønntetthet er en fordel for eksempel ved CO2-injeksjon og polymerflømming. Ved kortere avstand mellom brønnene, tar det kortere tid fra injeksjon til den gir effekt på produksjonen. Kortere responstid kan bidra til å gjøre denne typen prosjekt lønnsomme.

Samtidig som det er ønskelig med flere brønner for å øke utvinningen, har det på mange felt vært problemer med å bore planlagte brønner. Det finnes ingen enkle løsninger for å øke boreaktiviten, men mange mulige tiltak kan i sum gi betydelige bidrag. Mulige tiltak er blant annet nye metoder for å håndtere de tekniske og reservoarmessige utfordringene ved å bore på felt i drift og tiltak for å øke boreeffektiviteten.

På flere felt er det behov for nye innretninger for å øke boreaktiviteten. Eksisterende inntretninger er vanligvis sentralt plassert på feltet. Dermed er det vanskelig å bore på feltets ytterkanter. I tillegg vil det på mange felt være mangel på brønnslisser. Dette gir begrensede muligheter til å bore nye brønner. For å øke boreaktiviteten, kan det være aktuelt med nye innretninger som fører til kortere brønner og tilgang på nye brønnslisser.

Ny infrastruktur kan være alt fra nye havbunnsrammer og brønnhodeplattformer til større innretninger med eller uten egen rigg. Gode løsninger som legger til rette for en langsiktig produksjonsstrategi vil kreve betydelige investeringer. Beslutninger basert på et kortsiktig fokus kan være til hinder for langsiktig verdiskaping.

Figur 2.21 viser at 10 felt har rapportert planer om å investere i ny innretning, enten på havbunnen eller som brønnhodeplattform, for å kunne bore flere brønner på feltet. I tillegg foregår tilsvarende evalueringer i en tidlig fase på flere felt. Valg av innretningstype vil påvirke utvinningsstrategien. En plattform vil normalt gi fleksibilitet til å ta ut større volum fra et område enn en havbunnsløsning.

 

Figur 2.21 
Figur 2.21 Utvinning fra planlagte nye innretninger og brønner på felt.

 

2.6 Bruk av ledig kapasitet på eksisterende infrastruktur

Det er gjort store investeringer i infrastruktur på norsk sokkel. Samlede investeringer i innretninger, rør og land er i underkant av 3000 milliarder kroner, målt i 2013-kroner. Nye felt som bygges ut, kan benytte eksisterende utstyr på nærliggende knutepunkt. På denne måten blir infrastrukturen på de gamle feltene utnyttet enda bedre, og levetiden kan forlenges.

I denne rapporten brukes begrepet knutepunkt om felt med vesentlig samdrift av prosesskapasitet, det vil si utstyr som skiller ut ulike hydrokarbontyper og som skiller vann fra petroleum. Samdrift, der prosessutstyr deles av flere felt, er en effektiv løsning for å redusere investeringer, driftskostnader og enhetskostnader.

Mange felt på norsk sokkel er i en fase der produksjonen faller, se Figur 2.1. Når en stor del av kostnadene ved å drive feltet er uavhengig av produksjonsvolumet, vil enhetskostnadene stige. Dette går fram av Figur 2.7. Enhetskostnadene for et knutepunkt gir et riktigere bilde av kostnadene i et område enn enkeltfeltenes egne kostnadstall. Figur 2.22 gir en enkel framstilling av fordelene ved innfasing av nærliggende felt. Hovedfeltet kan produsere lengre, og nabofeltene bygges ut på en kostnadseffektiv måte.

Figur 2.22 illustrerer at ved et oljeprisnivå på 4000 kroner per Sm3 eller vel 100 USD per fat, forlenges lønnsom produksjonstid for knutepunktet fra 23 år til 30 år. I denne perioden produseres innfasede felt, og på hovedfeltet kan den ekstra levetiden benyttes til å gjøre tiltak for økt utvinning på eget felt. Uten denne muligheten ville enkelte småfelt ikke ha blitt bygd ut, eller de ville hatt betydelig lavere lønnsomhet, samtidig som hovedfeltet ville hatt kortere levetid.

 

Figur 2.22 
Figur 2.22 Stilisert eksempel på akkumulert produksjon og enhetskostnader for knutepunkt og innfasede felt.

 

Antall felt i produksjon har økt jevnt siden slutten av 1970-tallet, med sterkest vekst de siste ti årene. Dette skyldes blant annet at høy oljepris har gjort utbygging lønnsomt, og at det er gjort mange nye funn i perioden. Flere felt på sokkelen, mange med eget prosessanlegg, gir flere muligheter for lønnsom innfasing av store og små omkringliggende funn. At antall knutepunkt i drift ikke øker like raskt som antall felt, betyr at graden av samdrift på sokkelen er økende.

 

Figur 2.23 
Figur 2.23 Utvikling i antall knutepunkt, mulige knutepunkt og felt som er tilknyttet knutepunkt.

 

Effekten av å få inn større volum ved å dele kostnader til drift av en innretning, er illustrert i figur 2.24. Den viser utvikling i kostnad per produsert enhet under tre ulike forutsetninger. Søylene viser utvikling i enhetskostnader når nye tredjepartsvolumer er inkludert. Dersom egenproduksjonen skulle båret alle kostnadene på feltene, ville dette gitt høyere enhetskostnader. Motsatt ville enhetskostnadene ligget lavere om det hadde vært mulig å opprettholde samme produksjonsnivå som i starten av perioden.

 

Figur 2.24 
Figur 2.24 Utvikling i enhetskostnad for felt som har vært i drift i hele perioden 2000-2013.

 

Utvinning utover opprinnelige planer innebærer at levetiden på feltene forlenges. Figur 2.25 viser gjennomsnittlig endring i antatt produksjonsperiode for enkeltfeltene, årlig og total endring siden 2002. Slik utviklingen har vært etter 2002, har forventet levetid økt med ett år for hvert år som har gått. Gjenværende forventet produksjonsperiode er nå like lang som for 12 år siden.

 

Figur 2.25 
Figur 2.25 Utvikling i forventet levetid for felt.

 

Gullfaks er et knutepunkt. Prosesskapasiteten på Gullfaks gjør at feltet også kan ta imot og behandle produksjon fra omkringliggende felt. Disse er Gullfaks Sør, Gimle (som produserer gjennom brønner boret fra Gullfaks C), Tordis og Visund Sør, se figur 2.26.

 

Figur 2.26 
Figur 2.26 Produksjonen på Gullfaksinnretningene, egne- og tredjepartsvolum.

 

Myndighetene har vært opptatt av å legge til rette for bruk av ledig prosesskapasitet på eksisterende plattformer og rørledninger. OED har derfor fastsatt en egen forskrift om tredjepartsadgang, (TPA-forskriften), som regulerer andres bruk av innretninger. Forskriften bidrar til å effektivisere forhandlingsprosessen og gi rammer for utforming av tariffer og vilkår forøvrig. Et viktig prinsipp ved avtaler om bruk av andres innretninger er at fortjeneste ved utvinningen i hovedsak skal tas ut på feltet som fases inn til eksisterende infrastruktur. Samtidig skal slike avtaler ivareta eiers insentiver til å opprettholde kapasitet på innretningen og foreta investeringer i tilleggskapasitet.


03.04.2014