Funn og pågående feltutbygginger

3.1 Funn

 

Utvikling i funnportefølje

Det er gjort 434 funn på norsk sokkel fra første letebrønn ble boret i 1966 og fram til utgangen av 2013. Av disse er 51 prosent bygd ut eller er under utbygging.

Funn som ennå ikke er besluttet utbygd, men som er under vurdering, utgjør til sammen 24 prosent, fordelt på funn gjort før 2000 og funn gjort fra og med 2000, se figur 3.1. Figuren viser at 85 prosent av påviste ressurser allerede er bygd ut. Ressurser i funn under vurdering, utgjør til sammenligning 10 prosent.

 

Figur 3.1 
 

Figur 3.1 Funn ved utgangen av 2013 fordelt etter status for utbygging.

 

Figur 3.2 
Figur 3.2 Utvikling i funnporteføljen fra 1999 til 2013. Antall funn under vurdering og totalt volum fordelt på væske og gass.

 

Om lag 25 prosent av funnene er klassifisert som funn der utvinning er lite sannsynlig, selv på lang sikt. Ressursandelen for disse funnene representerer et anslag for mulige teknisk utvinnbare mengder, som det med dagens vurderinger ikke er lønnsomt å bygge ut. Dersom noen av disse skulle bli tatt opp til ny vurdering, vil de bli inkludert i porteføljen over utbyggingsprosjekt, se figur 3.3. Et fåtall slike funn er foreløpig besluttet utbygd.

 

Figur 3.3 
Figur 3.3 Endringer i antall funn fra 2012 til 2013.

 

Funn der utvinning er lite sannsynlig/ikke kommersielt omtales ikke videre i kapittelet.

 

Ressurser i funn

Forventede utvinnbare ressurser i funn er estimert til 1 056 millioner Sm³ o.e. Av dette ligger 631 millioner Sm³ o.e. i funn i planleggingsfasen (RK4), 207 millioner Sm³ o.e. i funn der utbygging er sannsynlig, men ikke avklart (RK5), og 218 millioner Sm³ o.e. i funn som ennå ikke er evaluert (RK7).

Ved utgangen av 2013 utgjør ressurser i funn sju prosent av ODs estimat for totale petroleumsressurser, mens uoppdagede ressurser utgjør 21 prosent, se figur 1.1. Mengden forventede utvinnbare ressurser kan endres over tid, blant annet som følge av ny kunnskap om geologi, reservoarforhold, teknologiutvikling og lønnsomhet.

 

Funn under vurdering

Funnporteføljen besto ved utgangen av 2013 av 88 funn. Figur 3.4 gir en oversikt over ressurser i funn fordelt på havområde. Johan Sverdrup inneholder 55 prosent av funnressursene i Nordsjøen, og Johan Castberg har 51 prosent av funnressursene i Barentshavet. Disse funnene skiller seg ut på grunn av størrelsen og utgjør totalt 43 prosent av ressursene i funn. 

 

Figur 3.4 
 

Figur 3.4 Ressurser i funn fordelt på havområde (millioner Sm³ o.e.) - Johan Sverdrup og Johan Castberg er vist spesielt.

 

Figur 3.5 viser en oversikt over væske- og gassressurser i funnene fordelt på havområde. Castberg og Sverdrup er ikke inkludert i figuren. Det pågår for tiden omfattende utbyggingsstudier for disse funnene. Dette kapittelet handler om de mange mindre funnene. Castberg og Sverdrup er derfor ikke vektlagt i den videre omtalen.

 

Figur 3.5 
Figur 3.5 Funn fordelt på havområde og etter forventet utvinnbare ressurser ved utgangen av 2013.

 

Fordeling av og størrelse på funn i de ulike havområdene er vist i figur 3.5. I Nordsjøen er 58 prosent av ressursene væske, i Norskehavet 33 prosent og i Barentshavet er 50 prosent.

Tabell 3.1 gir en nærmere oversikt over antall funn og størrelse på funnene fordelt på havområde. Mens store funn trekker opp gjennomsnittsstørrelsen, gir medianen midtpunktet når funnene er rangert etter størrelse.

 

Tabell 3.1
Område Antall Gjennom-snittlig funn-
størrelse
MSm3 o.e.
Median funn-størrelse MSm3 o.e. Prosent av volum i funn
Nordsjøen Norskehavet Barentshavet 52
27
9
13,0
7,8
19,0
4,4
3,8
7,0
64
20
16
Totalt 88 12,0 4,7 100

 

Tabell 3.1 Oversikt over funnporteføljen ved utgangen av 2013 inkludert Johan Castberg og Johan Sverdrup.

 

Funnporteføljen domineres av mange små utbyggingsprosjekt. For disse er nærhet til eksisterende infrastruktur eller mulighet for samordning avgjørende for om og når de vil bli bygd ut. De fleste funnene i funnporteføljen er gjort etter år 2000, og 42 prosent er påvist etter 2009.

 

Nye havbunnsutbygginger

Figur 3.6 gir en oversikt over mulige utbyggingsløsninger for de 88 funnene ved utgangen av 2013.

 

Figur 3.6 
Figur 3.6 Antatt utbyggingsløsning for funn.

 

Havbunnsutbygging med innfasing til eksisterende innretninger er den mest aktuelle løsningen for 68 av de 88 funnene med til sammen 500 millioner Sm3 o.e. utvinnbare ressurser. Dette gir et gjennomsnitt på 7,5 millioner Sm3 o.e. per prosjekt.

Brønner boret fra eksisterende innretninger er også en vanlig utbyggingsløsning for mindre funn nær ledig infrastruktur. Totale utvinnbare volumer for funn planlagt som brønnutbygginger er 23 millioner Sm3 o.e., dvs. i gjennomsnitt 1,7 millioner Sm3 o.e. per prosjekt.

På grunt vann, som i Nordsjøen, kan enkle brønnhodeinnretninger være aktuelle utbyggingsløsninger i stedet for havbunnsutbygging. Funn som ligger langt fra infrastruktur med ledig kapasitet, og som ikke alene kan forsvare en selvstendig utbygging, kan bygges ut gjennom samordnet utbygging av flere funn.

Figur 3.7 gir en oversikt over funnene etter antall år siden funnet ble gjort, størrelse og type hydrokarboner. De eldste funnene er gjennomgående mindre enn de nyere. 60 prosent av funnene gjort før 2000 har anslått utvinnbare volum i underkant av 4 millioner Sm³ o.e. Kompliserte reservoarforhold og avstand til eksisterende infrastruktur med ledig prosess- og transportkapasitet kan være med på å forklare hvorfor de ennå ikke er bygd ut.

 

Figur 3.7 
Figur 3.7 Funn ved utgangen av 2013 unntatt Johan Sverdrup og Johan Castberg, etter antall år siden funnet ble gjort, størrelse og type hydrokarboner.

 

I figurene 3.7 og 3.8 er alle ressurser i hvert funn vist som enten olje- eller gassfunn. Funn definert med hydrokarbontype olje eller olje/gass er gruppert som oljefunn. Funn definert med hydrokarbontype gass eller gass/kondensat er gruppert som gassfunn.

Det er flere forutsetninger som må oppfylles for at innfasing av funn til eksisterende infrastruktur kan gjennomføres. Blant de viktigste er at det er ledig kapasitet i infrastrukturen, at sammensetningen av produksjonen fra funnet er kompatibel i prosess- og eksportsystemet, og at transportavstanden for ubehandlet brønnstrøm ikke er for lang. Brønnstrømmer med hovedsakelig gass er lettere å transportere over større avstander enn brønnstrømmer dominert av væskeprodukter. 

Det skjer en stadig utvikling av hva som anses som maksimal avstand for overføring av ubehandlet brønnstrøm. Eksempler på teknologi som bidrar til denne utviklingen er fjerning av vann ved brønnhodet, isolering og oppvarming av transportrør og kjemikalieinjeksjon for å forhindre rørplugging på grunn av voks og hydrater. Figur 3.8, venstre, viser minste avstand til eksisterende eller planlagt infrastruktur for hvert av funnene som er til vurdering, med tilhørende funnstørrelser. Til høyre viser figuren at om lag 80 prosent av ressursene i funnene ligger innenfor en innfasingsavstand på om lag 40 kilometer. Dette er den lengste overføringsavstanden av ubehandlet oljebrønnstrøm på norsk sokkel i dag.

 

Figur 3.8  
Figur 3.8 Funn og ressurser i funn, unntatt Johan Sverdrup og Johan Castberg, etter avstand til infrastruktur.

 

I figurene 3.7 og 3.8 er alle ressurser i hvert funn vist som enten olje- eller gassfunn. Funn definert med hydrokarbontype olje eller olje/gass er gruppert som oljefunn. Funn definert med hydrokarbontype gass eller gass/kondensat er gruppert som gassfunn.

 

Lønnsomhetsvurderinger

OD skal bidra til å skape størst mulig verdier for samfunnet fra olje- og gassvirksomheten. Det innebærer blant annet å bidra til at utbygginger og felt samordnes når dette er den beste løsningen samfunnsøkonomisk.

Rettighetshaverne i en utvinningstillatelse tar utbyggingsbeslutninger basert på lønnsomhet etter skatt. Lønnsomheten bestemmes i stor grad av funnstørrelse, utbyggings- og driftskostnader og prisen på olje og gass. Vurdering av usikkerheten i disse parameterne er viktig for en beslutning. Hvilke krav som stilles til lønnsomhet for at prosjekt skal kunne vedtas, vil variere over tid både for det enkelte selskap og mellom ulike selskap.

Et sentralt mål på lønnsomhet er balansepris. Balanseprisen for et prosjekt er den produktprisen som må til for å dekke produksjonsomkostninger og krav til avkastning på kapitalen som bindes i prosjektet. Balanseprisen kan beregnes før og etter skatt. Når et selskap skal ta beslutning om utbygging, er det balansepris etter skatt som er relevant. Selskapsberegnet balansepris etter skatt kan avvike noe fra balansepris før skatt.

OD har beregnet balansepriser for funn i planleggingsfase. Balanseprisene er beregnet før skatt og med en kalkulasjonsrente på sju prosent.

Figur 3.9 viser at det er store forskjeller i balansepris, fra like over 30 USD per fat til om lag 100 USD per fat. Som illustrert i figur 3.14 har balanseprisen vært økende over tid. De siste større utbyggingsprosjektene som er vedtatt på norsk sokkel har hatt balansepriser på opp mot 80 USD per fat. Selv om balanseprisen sier noe om lønnsomheten til et prosjekt, på et gitt tidspunkt og for et gitt utbyggingskonsept, inkluderer den ikke alle forhold som vil bli lagt vekt på ved beslutning om realisering av prosjektet. Usikkerhet i ressursgrunnlaget og ledig kapasitet i infrastrukturen er hovedårsaker til at de fleste av disse funnene ennå ikke er besluttet utbygd.

 

Figur 3.9 
Figur 3.9 Balansepriser i USD (1 USD = 6 NOK) før skatt for funn i planleggingsfasen (RK4) ved utgangen av 2013. Beregnet av OD.

 

Figur 3.6 viser at en stor andel av funnene som vurderes utbygd vil benytte eksisterende infrastruktur, noe som kan gi god samfunnsøkonomi. Feltenes levetid forlenges, og utvinningen økes fordi kostnadene forbundet med nye investeringer og modifikasjoner kan fordeles.

Kostnadsstrukturen vil kunne variere betydelig mellom ulike utbygginger, alt etter hvilke løsninger som er valgt, se figur 3.10. For enkelte prosjekt kommer en stor andel av de samlede kostnadene tidlig som investeringer, i andre tilfeller er kostnadene mer jevnt fordelt over tid, som driftskostnader eller tariffer. Hvor mye kapital som bindes opp i et prosjekt tillegges vekt ved investeringsbeslutning. Økt kapitaldisiplin vil heve terskelen for beslutning om utbygging og gi vridning mot mindre kapitalintensive løsninger. Dette kan bety at selskapene vil legge til side flere prosjekt som er samfunnsøkonomisk lønnsomme, men som ikke tilfredsstiller selskapenes interne krav. Dette gjelder både i valg av utbyggingsløsning og i hvilken grad prosjekt blir gjennomført.

 

Figur 3.10 
Figur 3.10 Kostnadsstruktur for funn i planleggingsfasen (RK4).

 

3.2 Felt under utbygging

Ved utgangen av 2013 var 13 felt under utbygging, se figur 3.11. Alle, bortsett fra Goliat i Barentshavet og Aasta Hansteen i Norskehavet, ligger i Nordsjøen. Aasta Hansteen, Goliat og Knarr bygges ut med flytende produksjonsinnretninger. Valemon, Martin Linge, Ivar Aasen, Gudrun og Gina Krog bygges ut med bunnfaste innretninger, mens de øvrige fire bygges ut som havbunnsfelt. Samlede reserver for disse feltutbyggingene er 298 millioner Sm3 o.e.

 

Figur 3.11 
Figur 3.11 Reserver i pågående feltutbyggingsprosjekt.

 

Flere av de pågående utbyggingene gjelder funn som ble gjort tidlig på 1990-tallet eller enda tidligere. Dette gjelder Brynhild (1992), Svalin (1992), Martin Linge (1975), Valemon (1985), Gudrun (1974) og Gina Krog (1974).

Selv om funnbrønnen er «gammel» og funnene derfor blir omtalt som eldre funn, har det foregått en betydelig lete- og avgrensingsaktivitet i tilknytning til disse funnene over tid for å definere et lønnsomt utbyggingsprosjekt. Mer kunnskap, blant annet om reservoarforhold, har gitt betydelige endringer i anslått utvinnbare ressurser og i forholdet mellom væske og gass, se figur 3.12.

Et eksempel er Gina Krog, tidligere Dagny som ble funnet allerede i 1974. Dette var i utgangspunktet et lite gassfunn som var antatt faset inn til Sleipner Øst. Boring av brønnen 15/6-9 S i 2006 påviste olje og ytterligere gassressurser. En ny brønn høsten 2008 viste at dette funnet hang sammen med Dagny, som også viste seg å ha en oljesone under gassen. Før utbyggingsbeslutning ble tatt, var det i alt boret 11 letebrønner i området.

 

Figure 3.12 
Figur 3.12 Utvikling i anslag for utvinnbare ressurser fra 1992.

 

En omfattende portefølje av felt under utbygging, med mange selvstendige utbygginger, er en viktig årsak til høye investeringer de nærmeste årene, se figur 3.13. Bygging av innretninger og boring av brønner utgjør storparten av investeringene. I tillegg til selve feltene kommer utbygging av nye rørledninger og modifikasjoner/utbygginger av landanlegg. Størst her er investeringene for Aasta Hansteen, knyttet til Polarled og utbygging på Nyhamna.

 

Figure 3.13 
Figur 3.13 Investeringsprognose for felt under utbygging spesifisert på prosjekttype.

 

Økte kostnader og forsinket prosjektframdrift er en utfordring for mange utbygginger. Mange prosjekt, både på felt i drift og feltutbygginger, har hatt en betydelig kostnadsvekst sammenlignet med kostnadsanslagene på beslutningstidspunktet. Problemstillingene er nærmere drøftet i rapporten Vurdering av gjennomførte prosjekt på norsk sokkel publisert av OD i 2013 på oppdrag fra OED. Kvalitet på tidligfasearbeid og operatørens oppfølging av prosjektet i gjennomføringsfasen, er to sentrale forutsetninger for å unngå kostnadsoverskridelser.

Figur 3.14 viser balansepris, på beslutningstidspunktet, for feltutbygginger fra 2005 til 2013. Selv om det er stor variasjon, er trenden en økende balansepris over tid, særlig om en ser på utbygginger med plattform. Økning i balansepris over tid skyldes i hovedsak økte kostnader. Prosjekt med lavest balansepris er havbunnsutbygginger hvor ledig prosesskapasitet på eksisterende innretninger blir benyttet.

 

Figur 3.14 
Figur 3.14 Balansepris før skatt beregnet av OD på beslutningstidspunkt for vedtatt feltutbyggingsprosjekt fra 2005 og utover.

 

3.3 Ledetid

Ved utgangen av 2013 var 92 felt bygd ut og satt i produksjon på norsk sokkel. Utbyggingsaktiviteten startet i sør med Ekofisk og har beveget seg til stadig nye områder, som alle har startet med en selvstendig utbygging. Etter hvert har mindre felt i nærområdet til de selvstendige utbyggingene blitt satt i produksjon med enklere utbyggingsløsninger. Disse kalles satellittfelt og benytter i stor grad infrastrukturen til de selvstendige utbyggingene. Det er også eksempler på at flere felt bygges ut samtidig, hvor et av feltene har utstyret til prosessering og transport. Dette feltet vises som selvstendig utbygging og de andre som satellitter i figur 3.15 som viser utviklingen i antall felt og utbygginger som har kommet i produksjon.

 

Figur 3.15 
Figur 3.15 Utbygginger fordelt på selvstendige- og satellittfelt.

 

Tiden det tar fra det blir gjort et funn til produksjonsstart, kalles ledetid. OD har beregnet at ledetiden for et enkeltfunn i gjennomsnitt er 11 år. Det er imidlertid store variasjoner. Figur 3.16 viser årlig gjennomsnittlig ledetid for enkeltfunn som har kommet i produksjon.

 

Figur 3.16 
Figur 3.16 Gjennomsnittlig ledetid for enkeltfunn.

 

Over 70 prosent av enkeltfunnene som er bygd ut med selvstendige innretninger har en ledetid på under 15 år. Hovedvekten av disse ble gjort mellom 1980 og 2000. Ingen enkeltfunn etter 2000 er så langt kommet i produksjon med selvstendige innretninger, se figur 3.17, men er bygd ut som satellitter og faset inn til eksisterende innretninger, se figur 3.18.

 

Figur 3.17 
Figur 3.17 Ledetid for felt som er bygd ut med selvstendige innretninger.

 

Figur 3.18 viser at satellittforekomstene som er funnet før 1980 har en ledetid på sju år og oppover. Tidlige kontraktinngåelse og standardisert utstyr, også kalt fast-trackprosjekt, er viktige årsaker til kort ledetid for utbygginger av funn gjort etter 2000. Dette gjelder 37 enkeltfunn. Et eksempel på funn som er kommet raskt i produksjon er Atla, som ble funnet i 2010 og satt i produksjon i 2012.

 

Figur 3.18 
Figur 3.18 Ledetid for felt som er bygd ut som satellitter.

 

3.4 Mangfold av aktører

Ulike aktører på sokkelen kan bidra med ulik kompetanse for å realisere størst mulig verdiskaping. Aktørbildet er en funksjon av tildeling, kjøp og salg av utvinningstillatelser og av ulike selskapsstrategier for leting og utbygging.

Mot slutten av 1990-tallet var oljeprisen rundt ti USD per fat, og det skjedde en betydelig konsolidering. Fusjoner mellom de store oljeselskapene hadde direkte konsekvenser for aktørbildet på norsk sokkel. De internasjonale selskapene ble færre og enda større. Dette skjedde samtidig med at norsk sokkel, særlig Nordsjøen, hadde utviklet seg til en mer moden petroleumsprovins, som med avtakende funnstørrelse ga andre utfordringer enn tidligere. Leting i modne områder på sokkelen var av begrenset interesse for de store oljeselskapene.

Norske myndigheter gjennomførte derfor flere tiltak for å øke verdiskapingen fra modne områder, se Ressursrapport leting 2013. Sentrale tiltak var å åpne for at flere selskap kunne bli rettighetshavere og å innføre ordningen med prekvalifisering og skatterefusjonsordningen. Mindre og mellomstore olje- og gasselskap og utenlandske gass-/kraftselskap etablerte seg på norsk sokkel. Det samme gjorde flere nye norske selskap. Ved utgangen av 2000 var det 28 selskap, og ved utgangen av 2013 var det 56 selskap. Det økte aktørmangfoldet har vært særlig synlig innenfor leting.

 

Figur 3.19 
Figur 3.19 Antall operatører på felt i drift på norsk sokkel. Etter type selskap.

 

Tabellen under viser dagens operatører på felt i drift fordelt på type selskap.

 

Tabell 3.2
Store norske selskap Statoil
Integrerte internasjonale oljeselskap BP, ConocoPhillips, Eni, ExxonMobil, Shell, Total
Europeiske gass-/kraftselskap Centrica, DONG, GDF Suez
Mellomstore selskap Det norske, Marathon, Talisman, Wintershall, BG

 

Tabell 3.2 Gruppering av operatører på felt i drift på norsk sokkel per 30.01.2014.

 

Sammensetningen av operatørskap har endret seg over tid. Figur 3.20 viser utviklingen i type operatørselskap som har feltutbygginger på norsk sokkel i tre perioder. I den første fasen dominerte store integrerte selskap. Det var Phillips som bygde ut og var operatør for det første feltet, Ekofisk. Senere var det de store norske selskapene Statoil og Norsk Hydro som dominerte utbyggingsaktiviteten. Nå er flere selskap operatører både i utbyggings- og driftsfasen. Den siste perioden inkluderer også planlagte utbygginger.

 

Figur 3.20 
Figur 3.20 Utviklingen i type operatørselskap for feltutbygginger.


03.04.2014