Små tall gir store verdier

Mer enn halvparten av oljen på norsk sokkel vil ikke bli produsert med mindre det settes i gang nye tiltak for økt utvinning. Men det haster. Og det krever at både myndighetene og oljeselskapene gjør en skikkelig innsats.

I verste fall tar det norske oljeeventyret slutt om knappe 20-30 år. Årsaken vil være lav oljepris i kombinasjon med høye kostnader og liten interesse for å utvikle og implementere ny teknologi.

I beste fall vil vi om 20-30 år produsere mer enn én million fat olje per dag (dagens produksjon er ca. to millioner fat per dag) og fortsette som oljenasjon i enda mange tiår. I så fall nyter vi godt av høy oljepris i kombinasjon med lave kostnader og stor interesse for å utvikle og implementere ny teknologi.

Dette er to vidt forskjellige scenarioer som et utvalg oppnevnt av Olje- og energidepartementet la frem i september. Utvinningsutvalgets mandat var å foreslå tiltak for å øke utvinningen av petroleumsressurser for eksisterende felt på norsk kontinentalsokkel.1

– Både utfordringen og verdipotensialet er stort, men om vi skal lykkes, vil i stor grad være opp til oss selv, sier Knut Åm som var leder for utvalget. Åm (GEO 02, 2009; ”Naturinteressert industribygger”) har bred, internasjonal erfaring fra oljebransjen og innehar i dag flere styreverv i kunnskapsbedrifter og industriselskaper.

Produksjonsprofil for fire ulike scenarioer som viser betydningen av ulike mulighetsrom for fremtidig produksjon. I verste fall vil feltene som i dag er i produksjon gå tomme innen 20-30 år, men ved å sette i gang tiltak for økt utvinning kan oljealderen i stedet fortsette gjennom det meste av dette århundret. Kilde: Oljedirektoratet

Produksjonsprofil for fire ulike scenarioer som viser betydningen av ulike mulighetsrom for fremtidig produksjon. I verste fall vil feltene som i dag er i produksjon gå tomme innen 20-30 år, men ved å sette i gang tiltak for økt utvinning kan oljealderen i stedet fortsette gjennom det meste av dette århundret. Kilde: Oljedirektoratet

Reservemålet blir ikke oppnådd

Bakgrunnen for utvalgets mandat er at mer enn halvparten av den oljen som opprinnelig var til stede vil bli liggende igjen i reservoarene etter at produksjonen er avsluttet på eksiterende felt. Med de planene som allerede er vedtatt, viser beregninger som Oljedirektoratet har gjort at den gjennomsnittlige utvinningsgraden for alle feltene vil være 46 prosent for olje og 70 prosent for gass.

De norske petroleumsressursene blir imidlertid svært effektivt utnyttet i forhold til ressursene i mange andre land.

– Forklaringen vi gir er at norsk sokkel har nytt godt av kompetanse- og teknologiutvikling. Innsatsen har gjort det mulig å gjennomføre stadig mer komplekse prosjekter. Utstrakt bruk av vann- og gassinjeksjon og boring av horisontale brønner er eksempler på dette, forteller Åm.

Derfor har felt på norsk sokkel i gjennomsnitt økt oljereservene med en faktor på 1,62 sammenlignet med det opprinnelige estimatet gitt i plan for utbygging og drift (PUD). Tallet trekkes opp av felt som Troll II, Ula, Valhall og Tordis hvor det vil bli utvunnet mer enn tre ganger så mye olje som opprinnelig anslått.

– Like fullt har den norske sokkelen et stort potensial for økt utvinning, fremholder Åm.

Storslått visjon

For menigmann er det vanskelig å forstå at mer enn halvparten av oljen i reservoarene vil ligge igjen etter at feltene er stengt ned. Vi snakker om mer enn 30 milliarder fat olje. Det er svært mye, og til sammenligning er de utvinnbare reservene i Ekofisk-feltet anslått til 3,3 milliarder fat. Dersom utvinningsgraden på de ti største feltene på norsk sokkel ble hevet til et snitt på 70 prosent, vil denne mengden med olje tilsvare reservene i to Ekofisk-felt, skriver utvalget.

Utvalget mener at ”en vesentlig del av disse ressursene kan produseres med bedre rammebetingelser og ny teknologi”. Det er en sterk påstand som mange bør lytte til, for vi snakker om store verdier selv ved små økninger i utvinningsgrad. En økning i utvinningsgraden på bare ett prosentpoeng kan nemlig ha en bruttoverdi på om lag 270 milliarder kroner med dagens oljepris. Hva det betyr i antall arbeidsplasser, annen verdiskaping og eksport av teknologi sier utvalget ingenting om.

Men vi snakker ikke om bare ett prosentpoeng. Vi snakker om mye mer.

– Oljedirektoratet har vurdert hvor mye av de gjenværende oljeressursene som kan tenkes å bli produsert ved bruk av kjent og ny teknologi, og deres visjon er at opp mot 15 milliarder fat ekstra olje kan realiseres fra den norske sokkelen. Det vil med dagens oljepris ha en bruttoverdi på ca 7000 milliarder kroner, forteller Åm.

Visjonen er langt fra tatt ut av luften. Slik det fremgår av figuren har Oljedirektoratet anslått hvordan forskjellige teknologier kan bidra.

– Det figuren viser er at vi mener det vil være mulig å øke den gjennomsnittlige utvinningsgraden til rundt 60 prosent ved å ta i bruk en rekke nye og eksisterende utvinningsmetoder. Utvalget foreslår derfor at selskapene bør få raskere framdrift i piloteringsarbeidet, og at flere EOR-prosjekter bør løftes fram ved at egne selskapsinterne hindringer blir utfordret når det gjelder injeksjon av kjemikalier i reservoarene.

Knut Åm, med utdannelse fra Institutt for geologi ved NTH og mange år i oljebransjen, har vært leder for Utvinningsutvalget som ble opprettet i februar i år.  Foto: Anne Kristine Børresen

Knut Åm, med utdannelse fra Institutt for geologi ved NTH og mange år i oljebransjen, har vært leder for Utvinningsutvalget som ble opprettet i februar i år. Foto: Anne Kristine Børresen

Betydningen av teknologi

Teknologiutviklingen har bidratt til økt utvinning på en rekke områder. I rapporten trekker utvalget frem vanninjeksjon og gassinjeksjon som hver for seg har gitt svært positive resultater. På Ekofisk har vanninjeksjon for eksempel hevet utvinningsgraden fra opprinnelig 17 prosent til dagens 46 prosent, mens gassinjeksjon antas å ha økt oljeproduksjonen med bortimot to milliarder fat. Når vi snakker om økt utvinning, snakker vi med andre ord om store tall, svært store tall.

Også geologene og geofysikerne har bidratt til økt utvinning gjennom teknologiske nyvinninger.

– God reservoarforståelse er helt essensielt for optimal dreneringsstrategi og økt utvinning, og utviklingen og bruk av seismiske data de siste 30-40 årene har hatt stor betydning for styring og optimal plassering av produksjonsbrønner, påpeker Åm.

Åm sikter til starten med 2D-linjer, den gradvise innføringen av 3D og deretter 4D seismikk. Viktige milepæler er 3D seismikk på Statfjord i 1979, 4D seismikk på Gullfaks i 1999 og havbunnskabler på Valhall i 2003, sier Åm.

I rapporten refereres det også til Statoils estimat om at 4D seismikk på Gullfaksfeltet har gitt en verdiskaping på rundt 6 milliarder kroner. Verdiskapingen av 4D seismikk over de siste ti årene i Nordsjøen og Norskehavet er antakelig mer enn 22 milliarder kroner. Betydningen av seismikkabler på havbunnen blir også trukket frem i rapporten. De gjør det mulig å samle inn seismikk flere ganger i året, noe som gjør at reservoarmodellene kan oppdateres mye oftere og nesten kontinuerlig.

Det haster

– Vi har en historie som viser at ny teknologi bidrar til å modne frem nye reserver, og i tillegg er det et stort antall mindre funn nær eksisterende infrastruktur som kan bli lønnsomme dersom de fases inn før de store feltene stenger ned, sier Åm.

Med dette i bakhodet, samt visjonen om å ta ut 15 milliarder fat mer olje fra norsk sokkel, er det tvingende nødvendig å adressere en rekke utfordringer. En stor del av dette potensialet ligger i de ti største produserende feltene som alle er på veg inn i halefasen. Det er derfor viktig å sette i gang tiltak for økt utvinning spesielt på disse feltene. Og det haster, om ikke tidskritiske ressurser skal gå tapt.

Utvalget mener det er viktig med tiltak innenfor det regulatoriske rammeverket (for eksempel lete- og tildelingspolitikken), å bedre kostnadsnivå og lønnsomhet (for eksempel personalkostnader), tiltak for å bedre konkurransesituasjonen (for eksempel Petoros rolle), å implementere teknologi (for eksempel et incentivsystem for teknologiutvikling), samt tiltak innenfor gitte teknologiområder.

Her skal vi kun dvele litt ved de områdene der geologisk og geofysisk kompetanse benyttes. Bedre reservoarforståelse er nemlig nødvendig for å ha et godt beslutningsgrunnlag for tiltak for økt utvinning.

– Industrien bør derfor styrke arbeidet med datainnsamling og reservoarmonitorering, fremholder Åm.

– Industrien bør også styrke arbeidet med reservoarforståelse og reservoarmodellering, samt arbeidsprosesser knyttet til dette, slik at det gis bedre beslutningsgrunnlag for felt i moden fase.

Utviklingstiltak som dette krever imidlertid tilgang på kompetent personell, og her er det i henhold til utvalget et lerret å bleke.

– Økt utvinning og haleproduksjon er forbundet med komplekse operasjoner og stiller gjerne større krav til personell enn felt i tidlig fase. Derfor vil det være et økende behov for fagkompetanse i tiden fremover.

– Flere av utvalgets tiltak vil kreve mer personell med undergrunns- og reservoarkompetanse. Det betyr at det er helt nødvendig med sterke universitets- og forskningsmiljøer for å legge til rette for tiltak innen økt utvinning, fremhever Åm.

Visjon for utvinning av gjenværende oljeressurser med ulike teknologier. Kilde: Oljedirektoratet

Visjon for utvinning av gjenværende oljeressurser med ulike teknologier. Kilde: Oljedirektoratet

Knapt nok halvvegs

Ett av tiltakene som utvalget fremhever er en styrking av forskningsprogrammet PETROMAKS, og forskning rettet mot økt utvinning må innenfor denne rammen prioriteres. Det sikrer høykvalitets petroleumsforskning og teknologiutvikling som vi alle vil kunne nyte godt av i fremtiden.

Utvalget mener også at myndigheten må legge til rette for kompetansesentre som bidrar til økt utvinning. Utvalget anbefaler derfor at det opprettes nye eller videreføring av ett eller flere av de eksisterende sentrene må skje med direkte støtte fra OED.

– Dersom det blir funnet nye felt i tråd med forventningene, og vi greier å øke utvinningen så mye som utvalget tror er mulig, vil det bety at både når det gjelder tid og produksjon av olje, er eventyret på norsk sokkel ennå ikke halvvegs. Jeg sier ikke at dette blir lett, men det er min erfaring at om tiltakene er fornuftige og viljen er sterk nok, så får en det til, avslutter Knut Åm, Utvinningsutvalgets leder.

Det viktigste fra de siste dagene

Vil stikke kjepper i hjulene

Tar tak i klimadebatten

Grå – men langt fra kjedelig


geo365 Nyhetsbrev

* = required field

0 Comments