Justering av skriftstørrelse

Hold Ctrl-tasten (PC) eller Cmd-tasten (MAC) nede og trykk på "+" for å forstørre eller "-" for å forminske.

Mot bedre letetider

20.12.2007 Analyser gjennomført av OD viser at oljeindustrien brukte like mange milliarder kroner til leting på norsk sokkel i 2006 som i 1997. Det resulterte i 50 letebrønner i 1997, mens det i 2006 bare ble boret 23 letebrønner for de samme pengene!

Tekst: Terje Sørenes og Anders Toft, Foto: Seadrill.West Venture

Tilgangen på rigger til boring på norsk sokkel blir bedre. Bildet viser den halvt nedsenkbare riggen West Venture. (Foto: Seadrill.)

Den viktigste årsaken til kostnadsøkningen er utviklingen i riggmarkedet. Anslagsvis 50-60 prosent av kostnadene for en letebrønn er knyttet til riggleie. Nivået på dagratene er hovedsakelig en funksjon av tilbud og etterspørsel i de globale markedene. Et marked der avstanden mellom tilbud og etterspørsel er liten, gir høy kapasitetsutnyttelse og dermed høye rater. Høy kapasitetsutnyttelse og høye rater gjør det økonomisk interessant å bygge nye rigger. Riggratene vil derfor på sikt bli bestemt av byggekostnadene for nye rigger.

Rundt tusenårsskiftet var ratene lave og dekket ikke driftskostnader og fullt vedlikehold. Så snudde markedet. De siste årene har vært preget av høy kapasitetsutnyttelse og svært høye dagrater.

Økt etterspørsel etter olje, særlig i Kina og India, har bidratt til økt etterspørsel og økte priser. Dette har også forplantet seg til riggmarkedet. Konsekvensen har vært en betydelig kontrahering av nye rigger av alle slag. Noen har langsiktige kontrakter, men mange rigger er kontrahert på ren spekulasjon.

Utviklingen forsterkes i tillegg av at de store oljeselskapene i økende grad investerer på dypere vann i Vest-Afrika, Brasil og Mexicogolfen. Dette gir sterk vekst i etterspørselen etter rigger som kan operere på dypt vann og under tøffe værforhold.

Norsk sokkel har merket den økte konkurransen etter rigger. Dette har særlig gått ut over leteaktiviteten. Leting taper i konkurransen om bruken av de samme riggene til boring av produksjons- og injeksjonsbrønner på de mange planlagte og påbegynte havbunnsutbyggingene.

Motvilje mot langsiktige kontrakter
Selskapene som opererer på norsk sokkel den siste tiden har, av flere grunner, vegret seg mot å tilby langsiktige kontrakter. Dette har ikke gjort konkurransen om rigg­kapasitet med Vest-Afrika, Brasil og Mexicogolfen enklere. Årsakene finnes dels i reglene for beslutninger i utvinningstillatelsen. De gjør det utfordrende for en operatør å inngå slike kontrakter uten at de andre rettighetshaverne i en utvinningstillatelse er enige. Videre har kriterier i anbudsrunder vært slik utformet at langsiktig samarbeid mellom riggeier og utvinningstillatelse ikke premieres. Et særnorsk kostnadsnivå knyttet til rigginntak fra andre steder i verden har også spilt en rolle. Perioden rundt 2001 var for øvrig preget av fokus på kortsiktig avkastning og lite optimisme i oljeselskapene. Fra 2001 til 2003 forlot seks rigger norsk sokkel. Hvis disse utelukkende hadde boret letebrønner på norsk sokkel, kunne de sannsynligvis ha boret rundt 24 brønner i året.

Mot lysere tider
Tilgangen på rigger til norsk sokkel er nå bedre. Fra et myndighetsperspektiv er det gledelig at det bygges nye rigger. Åtte nybygg er kontraktsfestet for boring på norsk sokkel. Den første kommer etter planen våren 2008. I tillegg er en oppjekkbar rigg hentet fra Storbritannia. Som følge av nye kontraktstildelinger kan det komme enda flere rigger.

Med ett unntak er de riggene som kommer til norsk sokkel fra 2008, bygd for langsiktige oppdrag. Hva har skjedd?

Flere forhold har lagt grunnlag for bruk av langsiktige kontrakter også i Norge. Høy oljepris har skapt optimisme, betingelsene i oljeprovinser som konkurrerte med Norge er blitt verre, norske myndigheter har lagt til rette for leteaktivitet fra nye aktører gjennom endringer i skattesystemet, og mye nytt areal er tildelt på norsk sokkel. I tillegg har indu­strien som opererer på norsk sokkel vært nødt til å tilpasse seg krav fra riggeierne. Alternativet deres er langsiktige kontrakter andre steder i verden. Aktørene har derfor klart å etablere samarbeidsavtaler på tvers av utvinningstillatelsene (rig-pool-ordninger) som har gjort det mulig å sikre langsiktige kontrakter. De nye selskapene på sokkelen har også tatt ansvar for å få inn flere rigger. De er spesielt utsatt når det er riggmangel, ettersom de naturlig nok har færre brønner å bore. Riggselskapene ønsker som regel å forholde seg til kunder som legger inn store ordrer. Dette kan skape problemer for nykommerne. Gjennom tildeling av utvinningstillatelser og tilslutning til arbeidsprogrammer har de forpliktet seg til å oppfylle myndighetenes krav om å bore letebrønner. I tillegg kommer selvsagt forventningene til utålmodige aksjonærer.

Løsningen har blitt at flere selskaper går sammen og bygger opp en portefølje av brønner som skal bores, slik at de har tilstrekkelig aktivitet til å sikre seg en rigg. Det er etablert flere nye selskaper som fungerer som tilretteleggere i denne prosessen. I 2007 blir det påbegynt rundt 35 letebrønner. Dette er 12 flere enn i 2006. Med den positive utviklingen på riggmarkedet kan 2008 bli et enda bedre leteår.

Dette er PIAF:

  • Oljedirektoratet (OD) og Olje- og energi- departementet (OED) samler hvert år inn store mengder data og informasjon fra alle felt i produksjon på norsk sokkel. Dette blir blant annet brukt til å analysere tilstanden på feltene.
  • Ideen bak PIAF – prestasjonsindikatorana- lyse for felt – er å systematisere denne informasjon på en ny måte. PIAF-modellen er basert på eksisterende rapporteringer fra operatørselskapene (tall fra revidert na- sjonalbudsjett (RNB) og årlig statusrapport).
  • OD sammenholder denne informasjonen årlig og rangerer feltene basert på et kriter- iesett som består av over 100 ulike indikat- orer. Indikatorene fanger opp både historikk og planer på kort og lengre sikt. Resultatene fra PIAF legges fram for operatørene på sokkelen.
  • Metoden hjelper myndighetene med å identi- fisere felt som har særskilte utfordringer slik at nødvendige tiltak kan settes i gang. I tillegg gir PIAF god innsikt i utfordringer på sokkelnivå.
  • Samlet gir dermed PIAF oversikt over feltporteføljen og utfordringer i næringen. Sammenstilling av data fra alle feltene viser bekymringsfulle tendenser: prosjektut- settelser, boreforsinkelser, mindre injeksjon enn forutsatt og lavere produksjon enn forventet.

Her kan du lese mer om noen av utfordringene og hvordan de kan løses:

Oppdatert: 04.09.2009