|
|
Det som er lite for noen, kan være stort for andre. Så mens de internasjonale oljegigantene for lengst har trukket seg ut av de modne områdene på norsk sokkel, er bordet dekket for et "hav" av småselskaper som mener at et "lite" felt kan være "stort nok".
Nyheter fra oljeverdenen dreier seg bl.a. om størrelsen på et funn. Pertra, for eksempel, har gått ut med informasjon om at det nye oljefeltet Storskrymten kan ha reserver på 38 millioner fat olje. Lundin Petroleum har på sin side fortalt verden at brønnen Luno (Dag 55: Enda mer olje) kan ha påvist mellom 60 og 180 millioner fat utvinnbar olje.
Og i forrige uke kom nyheten om at Petrobras har gjort et gigantfunn på brasiliansk sokkel. Oljefeltet Tupi i Santosbassenget kan inneholde så mye som 8 milliarder fat utvinnbar olje. Dette er omtrent nesten dobbelt så mye olje som det opprinnelig var i Statfjord-feltet, og Tupi er det største funnet som er gjort i verden på mange år.
Vi bruker her konsekvent "fat" (Unit) (159 liter,) fordi denne enheten fremdeles brukes internasjonalt. Oljedirektoratet angir imidlertid volumer i kubikkmeter (1 m3 = 6,29 fat). Ved å dele antall fat på 6 får du et ganske riktig tall for volumet i kubikkmeter.
Det er ikke nødvendig å være regnemester for å se at vi her snakker om en faktor på nesten ett tusen i forskjell mellom de to funnene på norsk sokkel og det på brasiliansk sokkel. Forskjellen er like stor som fra en alminnelig lønnsmottaker med millionformuen godt bevart i en villa og en Toyota stasjonsvogn til Røkkes og Fredriksens milliardverdier med tilhørende giganteiendommer og flypark.
I går så vi på hvor stor plass et reservoar med en gitt oljemengde olje tar (Dag 68: Hvor stort er et oljefelt?). I dag skal vi i stedet sette reservetallene i et perspektiv.
Først skal vi likevel minne om at vi med reserver mener hvor mye olje som kan utvinnes lønnsomt med den oljeprisen vi har på et gitt tidspunkt. Reservene i et felt er derfor ikke fastlåste tall. De vil kunne øke hvis oljeprisen øker, og avta hvis oljeprisen går ned. Ved å innføre ny teknologi kan også reservene i et felt øke fordi det kan utvinnes mer hydrokarboner med en bestemt oljepris. Det siste har vi mange fine eksempler på fra norsk sokkel.
La oss starte med Ghawar. Dette er verdens største oljefelt, eller for å si det med Matthew Simmons ord, han som skrev boken "Twilight in the Desert": "Ghawar is the greatest oil-bearing structure the world has ever known". I hht. samme forfatter har feltet hittil produsert 55 milliarder fat frem til for et par år siden, og de opprinnelige utvinnbare reservene er antatt å være minst 80 milliarder fat. (Sikre estimater er det imidlertid vanskelig å få tilgang til.)
De utvinnbare petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel per 31.12.2006. Legg merke til at Norge har solgt omtrent 1/3 av den oljen og gassen vi venter å finne. I oljefeltet Ghawar, som ble funnet for mer enn 50 år siden, er kanskje så mye som 2/3 solgt.
Ghawar er et såkalt "gigantfelt". Det betyr at de opprinnelige reservene er mer enn 500 millioner fat olje (eller omtrent 80 millioner kubikkmeter). Begrepet "gigantfelt" er internasjonalt anerkjent. Her hjemme snakker vi om "elefanter" og mammuter" uten å gi begrepene en definisjon utover at vi mener "stort".
I den andre enden av skalaen har vi de bitte små feltene. De som bare produserer noen få fat per dag. Amerikanerne har et eget ord - "stripper" - for brønner som produserer mindre en 10 fat per dag. Så små felt vil ikke være lønnsomme på norsk sokkel. Men på land land er det mye billigere å lete etter og produsere olje. I USA kommer faktisk omtrent 15 % av oljeproduksjon fra slike brønner, og nærmere 80 % - mer enn 400.000 (!) - av produksjonsbrønnene er klassifisert som "strippere".
På land trenger vi derfor ikke snakke om millioner av fat. Et felt kan være lønnsomt med langt mindre oljereserver. Et felt kan også bestå av bare én enkelt brønn.
Hvis Storskrymten eller Luno hadde blitt funnet på land i USA, ville de faktisk ha påkalt stor oppmerksomhet og gitt feberaktige tilstander i det sedimentbassenget hvor funnene eventuelt hadde blitt gjort.
Vi har gigantfelt på norsk sokkel også: Ekofisk, Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Snorre og Troll er noen av de mest kjente. Disse feltene ble funnet på et tidlig tidspunkt i utforskningen av Nordsjøen. Gassfeltet Ormen Lange er den siste tilveksten i jakten på giganter. Feltet ble funnet for ti år siden, og siden den gang er det ikke funnet en eneste "gigant" på norsk sokkel. Elefantenes tid ser ut til å være er forbi.
Men selv om de største funnene er gjort, kan det være mye olje igjen å finne. Det viser figuren ovenfor veldig klart. Kakediagrammet viser at det gjenstår å finne 26 % av de totale ressursene på norsk sokkel. Det er nok til at 46 selskaper søkte om lisensandeler i siste TFO (Dag 24: Søker på 15 lisenser) i håp om å finne noe av dette.
Det som kjennetegner disse ressursene er at de er fordelt på et stort antall små felt. Det må derfor en stor innsatsfaktor til for å finne dem. Innsatsfaktoren består i menneskelige ressurser, datainnsamling, bruk av ny teknologi og mange boringer.
I modne bassenger (Dag 14: En moden oljeprovins) vil det være de små selskapene som leter etter de mindre feltene. De store selskapene (for eksempel Esso, Shell, BP) er ute etter gigantfeltene i andre deler av verden, der risikoen er større, men hvor også gevinsten er betydelig høyere (helt forskjellig fra Lotto-prinsippet).
De nye selskapene på norsk sokkel kan altså ikke regne med å finne et gigantfelt. Men de kan likevel finne et felt som gir god økonomi, og som for dem derfor er stort (nok).
Grafen under viser størrelsesforholdet mellom en del felt på norsk sokkel. Mange er utelatt, men vi har tatt med noen av de største og noen av de minste. Vi ser veldig klart at både Storskrymten og Luno ikke hører med i klassen blant de virkelige store feltene. Men, som vi forstår, de er store nok til at det kan gi god økonomi for de små selskapene som har andeler. Og nettopp derfor har norske myndigheter sørget for at det er interessant for de små selskapene å operere på norsk sokkel (Dag 30: Tid for ettertanke).
Det er denne politikken som nå begynner å bære frukter.
Oppdatert: 18.10.2011 03:39
av Alf Kvassheim
Operatør
Pertra
Partnere
Revus
Bridge Energy
Dana Petroleum
