På vei mot ny produksjonsøkning

Erfaringen viser at både produksjon og reserver er bevegelige mål. Veldig ofte blir begge deler bedre enn forventet.

Etter snart 50 år med olje- og gassproduksjon på norsk sokkel (Ekofisk startet produksjonen i 1971), er det i dag 85 felt som produserer: 64 i Nordsjøen, 19 i Norskehavet og 2 i Barentshavet, mens 15 har blitt stengt ned.

Den samlede olje- og gassproduksjonen nådde en topp tidlig på 2000-tallet, og etter at Johan Sverdrup nå kommer i produksjon vil produksjonen igjen stige i årene fremover.

Reservene øker

I Ressursrapport 2019 forteller Oljedirektoratet (OD) at reservene på felt har økt betydelig de siste årene. I løpet av 20 år har reservene på felt økt med knapt ni milliarder fat o.e., eller mer enn to Statfjord-felt.

Økningen kommer som følge av at det besluttes tiltak for økt utvinning på store (>315 millioner fat o.e.) og mellomstore (95-315 millioner fat o.e.) felt.

Riktig nok har det også vært reservenedgang i enkelte felt (spesielt Ormen Lange, Kristin og Maria), men dette utgjør lite sammenlignet med den totale økningen. De nye, lavere reserveestimatene for Ormen Lange og Maria skyldes at produksjonserfaring og datainnsamling viser at reservoar­egenskapene er dårligere enn antatt, og at de tilstede­værende volumene derfor er mindre enn opprinnelig antatt da planen for utbygging og drift (PUD) ble godkjent. Reservene på Maria er i dag 73 prosent lavere enn da PUD ble vedtatt.

OD har kartlagt hvilke typer felt som bidrar mest til reserveøkningen og skiller mellom store, mellomstore og mindre (< 95 millioner fat o.e.) felt. Reserveøkningen måles så mot reservene i år 2000, eller mot PUD dersom feltet er bygd ut etter år 2000.

Vigdis-feltet i Nordsjøen har med 142 prosent størst prosentvis økning i reserver. De totale reservene (målt i antall fat) har økt mest på Troll.

For olje skyldes økningen på Troll hovedsakelig ny bore- og brønnteknologi som både gir mer kostnadseffektive brønner og øker utvinningen per brønn. I tillegg er det boret mange nye brønner, og det har vært kontinuerlig boring med flere rigger på feltet i mange år.

Økningen i gassreservene skyldes at Troll fase 3-prosjektet for økt gassuttak er besluttet.

Ellers er det interessant å merke seg at Johan Sverdrup har økt reservene allerede før produksjonen har kommet i gang. Forklaringen er at andre byggetrinnet er besluttet.

OD bruker betegnelsen «lite felt» når reservene er mindre enn 95 millioner fat o.e. Av 13 felt som i dag produserer har reservene gått ned på 9 av dem, og også gjennomsnittet av dem trekker ned. Til tross for en gjennomsnittlig reservenedgang, gir de mindre feltene likevel et viktig bidrag til de totale reservene.

Dette viser at det er viktig å fortsette å finne gode løsninger for å få lønnsomhet i små funn, særlig fordi både funnene i funnporteføljen og nye funn blir mindre, skriver OD i Ressursrapport 2019.

Gjenværende oljereserver og gjenværende olje som ikke vil bli produsert etter planlagt feltavslutning i henhold til dagens planer. Under streken er angitt produsert olje per utgangen av 2018. Utvinningsgraden bestemmes av summen av den grå og mørkegrønne fargen. Bare for noen få felt (for eksempel Johan Sverdrup, Statfjord, Ose-berg, Grane og Draugen) er utvinningsgraden så langt større enn 50 prosent.
Illustrasjon: Oljedirektoratet, Ressursrapport 2019

Flere boremål

Det er teoretisk umulig å produsere all tilstedeværende olje og gass i et felt. Når produksjonen avsluttes, vil det derfor alltid være betydelige mengder petroleum igjen i reservoarene. «Derfor er det viktig at det arbeides for å implementere tiltak for økt utvinning, slik at alle samfunnsøkonomisk lønnsomme ressurser blir produsert,» mener OD, og oljeselskapene er forpliktet til å undersøke alle muligheter for å produsere mest mulig.

OD fremhever at boring av flere utvinningsbrønner er den viktigste innsatsfaktoren for økt utvinning, og mer enn halvparten av investeringene i 2018 var knyttet til brønner. Brønnene gir i tillegg til økt produksjon også bedre reservoarforståelse fordi de gir en mengde data om både reservoaret og produksjonen.

Positivt i denne sammenhengen er at kostnadskontroll og effektivisering ført til at gjennomsnittlige kostnader per utvinningsbrønn er redusert med over 40 prosent. Dermed kan det bores flere brønner, og boremål med lavere volumestimat blir lønnsomme.

Lenger enn antatt

Et typisk trekk for felt på norsk sokkel er at de produserer betydelig lenger enn forventet i henhold til den opprinnelige produksjonsplanen (PUD). Lavere kostnader, tiltak for økt utvinning, større ressursgrunnlag enn antatt og innfasing av nye funn fører til at den økonomiske levetiden forlenges, er forklaringen som OD gir.

I Ressursrapport 2019 fremhever OD Varg-feltet som stengte ned i 2016 etter å ha økt den økono­miske levetiden fra 3 til hele 18 år, mens Frøy er et av få felt som har produsert kortere enn antatt. Her arbeides det imidlertid med planer om en gjenåpning.

Det viktigste fra de siste dagene

Vil stikke kjepper i hjulene

Gruveskam?

Frykter mangel på mineraler


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments