7 – Utbyggingsprosjekter på norsk sokkel framover
Med utgangspunkt i funnporteføljen og prosjekter under planlegging på felt i drift er det i dette kapitlet sett på hva slags type prosjekter som kan komme i årene framover.
Dette vil endres i takt med pågående prosjektmodning, leteaktivitet, oljeprisutvikling og teknologiutvikling, men gir likevel et bilde av hvilke typer prosjekter og tilhørende utfordringer og muligheter en står ovenfor på norsk sokkel.
Erfaringene beskrevet i denne rapporten og ODs rapport fra 2013 vil også være relevante for kommende prosjekter. Det er viktig at rettighetshaverne aktivt benytter seg av disse og andre erfaringer i arbeidet med å utvikle prosjekter på sokkelen.
7.1 Funn
Ved årsskiftet 2018/2019 var det 85 funn der rettighetshaverne ennå ikke har levert en plan for utbygging og drift til myndighetene /4/. Ressursene i funnporteføljen fordeler seg på 360 millioner Sm³ væske (olje, NGL og kondensat) og 300 milliarder Sm³ gass. Totale investeringer ved utbygging av alle funnene er anslått til å være i størrelsesorden 400 milliarder 2018-kroner.
Det var om lag like mange funn i porteføljen ved utgangen av 2018 som i 1999. Gjennomsnittsstørrelsen på funnene er imidlertid redusert fra 20,8 til 7,8 millioner Sm3 utvinnbare o.e. i samme periode. De største funnene er bygd ut samtidig som at nye funn stort sett er mindre enn tidligere.
Figur 16 Gjennomsnittsstørrelse ved første PUD og antall godkjente utbyggingsplaner /4/
Innfasing til eksisterende eller framtidig infrastruktur gjør det mulig å bygge ut funn som er for små til å bli lønnsomme som selvstendige utbygginger. I henhold til dagens planer kan rundt 80 funn med til sammen om lag 500 millioner Sm³ utvinnbare o.e. bli bygd ut på denne måten, se figur 17 som viser funnene og ressursene i porteføljen fordelt på mest sannsynlig utbyggingsløsning.
Havbunnsutbygging er aktuelt for et stort flertall av funnene, etterfulgt av brønner som bores fra eksisterende innretninger og brønnhodeplattformer. I Nordsjøen vurderes bunnfaste innretninger i området mellom Alvheim og Oseberg, og i Barentshavet vurderes flytende innretning på Wisting.
Erfaringen fra norsk sokkel i perioden 2007-2018 er at havbunnsutbygginger i all hovedsak er blitt bygd ut iht. vedtatte planer, uavhengig av operatørens utbyggingserfaring.
Om lag 75 prosent av funnene som vurderes tilknyttet en vertsinnretning har samme operatør for vertsinnretningen som prosjektet. Med felles operatør vil det være bedre forutsetninger for å forstå arbeidsomfanget knyttet til modifikasjonsarbeid på innretningen og større incentiver til at rettighetshavergruppene kommer fram til gode løsninger. Det vil også være positivt mht å koordinere utbyggingsprosjektet med øvrige aktiviteter på innretningen.
Det er viktig at aktørene samarbeider om å finne gode løsninger også der hvor det ikke er samme operatør. I slike situasjoner må det være god dialog og informasjonsflyt mellom de to operatørene. Tekniske vurderinger som er grunnlag for gjennomføringsfasen bør ikke bli negativt påvirket av uavklarte kommersielle forhold.
Gjennomgangen av reserveutvikling på feltene viser at de små feltene i mange tilfeller har blitt mindre enn forutsatt i PUD. Det er derfor viktig at rettighetshaverne har god forståelse av ressursgrunnlaget for å redusere usikkerheten. Fleksibilitet i utbyggingsløsningen til å håndtere usikkerhetene kan ha en stor verdi dersom nedsiden på ressurssiden slår til. Eksempelvis vil en ledig brønnslisse på en undervannsramme kunne gi fleksibilitet til en forholdsvis lav ekstrakostnad. Utforsking og innsamling av data ifm. boring av produksjonsbrønner, f.eks pilotbrønner, vil også være viktig.
Figur 17 Antall funn og ressurser i funnporteføljen fordelt på mest sannsynlige utbyggingsløsning
7.2 Felt
For å opprettholde verdiskapingen på felt i drift er det viktig at rettighetshaverne vurderer tiltak for å øke utvinningen av samfunnsøkonomiske lønnsomme ressurser. Av de gjenværende oppdagede petroleumsressursene er 85 prosent i felt.
I 2018 meldte selskapene inn om lag 150 konkretiserte prosjekter for økt olje- og gassproduksjon (RK 4 og RK 5). I tillegg til disse, rapporteres også mulige, men ikke konkretiserte tiltak for økt utvinning (RK7). Flere av prosjektene på felt i drift vil kunne innebære behov for å levere PUD til myndighetene, tilsvarende som for mange av prosjektene som har vært omtalt tidligere i rapporten. I tillegg vil det være mange prosjekter på felt i drift som ikke krever PUD.
En oversikt over ulike typer konkretiserte ikke-besluttede prosjekt er vist i figur 18. Innmeldte prosjekt domineres av nye brønner. Øvrige prosjekt som bidrar mye er videreutviklingsprosjekt, særlig undervannsutbygginger, samt økt utvinning gjennom lavtrykksproduksjon.
Siden 2013 er det godkjent PUD for gjenåpning av to felt, Yme og Tor II (2019). Pr. i dag er det rapportert inn ti prosjekt til OD med mål om å hente ut mer av ressursene i seks nedstengte felt.
De aller fleste felt på norsk sokkel produserer betydelig lengre enn forventet i PUD. Lavere driftskostnader, tiltak for økt utvinning og større ressursgrunnlag enn antatt fører til at den økonomiske levetiden forlenges. Innfasing av nye funn til eksisterende infrastruktur er ikke bare en forutsetning for å kunne bygge ut dagens funnportefølje men også et viktig bidrag til forlenget levetid på eksisterende felt. Å opprettholde god kontroll på tilstanden til innretningen og gjøre nødvendig vedlikehold og oppgraderinger er viktig for å sikre egen produksjon og regularitet.
Dette er også viktig ved planlegging av tilknytningsprosjekter med tilhørende modifikasjoner på innretningen. Ofte er det mange parallelle aktiviteter på feltet og det er begrensninger på antall tilgjengelige sengeplasser. Rettighetshaverne vil ha som mål å legge arbeid som forutsetter stans i produksjonen til tidspunkt for planlagte revisjonsstanser.
God kjennskap til tilstanden, et oppdatert tegningsunderlag og god planlegging av vedlikeholdet er derfor viktige bidrag for å få et forventningsrett beslutningsunderlag for modifikasjonsprosjekter.
De senere årene har det vært flere prosjekter som har vurdert gjenbruk istedenfor å bygge nytt. Njord Future innebærer oppgradering og modifikasjoner av både produksjonsinnretningen Njord A og lagerskipet Njord B. Gina Krog og Martin Linge valgte begge ombygging av tankskip til lagerskip framfor å bygge nytt. Erfaringer fra disse prosjektene er at modifikasjonsprosjekter er krevende og at en risikerer å få overraskelser underveis.
Figur 18 Prosjekt på felt i drift og estimerte utvinnbare volumer for olje og gass fordelt på prosjektkategori.