3 - Videreutvikling av en moden sokkel
Ved årsskiftet var det 83 produserende felt på sokkelen. I løpet av 2018 kom ett nytt felt i produksjon, tre nye planer for utbygging og drift (PUD) ble levert og ni planer ble godkjent. I tillegg fikk to prosjekt PUD-fritak, og tre felt ble stengt ned. Figuren under viser at antall felt i produksjon holder seg høy.
Figur 3-1
Antall felt i produksjon gjennom tidene
3.1 Nye utbygginger
Gassfeltet Aasta Hansteen kom i produksjon i 2018 som første utbygging i den nordlige delen av Norskehavet. Feltet ligger om lag 320 kilometer vest for Bodø. Vanndypet i området er 1270 meter. Aldri før er det blitt bygd ut et felt på så dypt vann på norsk sokkel.
Samtidig med oppstarten av Aasta Hansteen ble rørledningen Polarled satt i drift for å føre gass fra feltet til prosessanlegget på Nyhamna i Møre og Romsdal før den sendes videre til Europa. Aasta Hansteen og Polarled gir ny infrastruktur i den nordligstee delen av Norskehavet, og åpner dermed for nye muligheter på denne delen av sokkelen.
Utbyggingsløsningen med en flytende, sylinderformet Spar-plattform er den første i sitt slag i Norge, og den største i verden. Investeringskostnadene for utbyggingen er om lag 37,5 milliarder kroner.
Figur 3-2
Aasta Hansteen-plattformen
(foto: Equinor)
Leverte utbyggingsplaner i 2018
Myndighetene mottok tre planer for utbygging og drift i 2018: Johan Sverdrup byggetrinn 2, Nova og Troll fase 3.
Johan Sverdrup byggetrinn 2 er en av de tre utbyggingsplanene som ble levert i 2018. Den samlede utbyggingen av dette feltet er det største industriprosjektet i Norge på tiår. Investeringene og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha store positive ringvirkninger for samfunnet. Planen som nå ligger til godkjenning i Stortinget beskriver andre byggetrinn for feltet, der feltsenteret blant annet skal utvides med en ny prosessplattform, og fem nye havbunnsrammer skal installeres. Som en del av andre byggetrinn etableres også områdeløsningen for kraft fra land til feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog.
Investeringene for andre byggetrinn, inkludert områdeløsningen, er om lag 42 milliarder kroner. De totale reservene fra hele feltet er om lag 425 millioner Sm³ o.e., hvorav om lag 94 millioner Sm3 o.e. er knyttet til andre byggetrinn. Produksjonsstart for Johan Sverdrup byggetrinn 1 er planlagt i 2019 og for byggetrinn 2 i 2022.
Figur 3-3
Johan Sverdrup byggetrinn 2
(illustrasjon: Equinor)
Troll fase 3 er den foreløpig siste fasen av utviklingen på Troll og gjelder produksjon av gass fra gasskappen over oljesonen på den vestlige delen av feltet – Troll Vest. Utbyggingsplanen ble levert og godkjent i 2018. I tillegg til å være Norges største gassprodusent har Troll de seinere årene også vært største oljeprodusent. Det har derfor vært viktig både for myndighetene og rettighets-haverne å finne det rette tidspunktet og nivået på gassproduksjonen fra Troll Vest uten at det går utover oljeutvinningen. Gassreservene i Troll fase 3 utgjør om lag 360 milliarder Sm³ av totalt rundt 1425 milliarder Sm3 utvinnbare gassreserver i hele Troll.
Troll fase 3 skal utvikles i flere trinn, hvorav bare første trinn ble besluttet ved levering av utbyggingsplanen. I første trinn skal det installeres to bunnrammer og bores åtte produksjons-brønner. Gassen skal sendes til Troll A for prosessering og komprimering, før videre transport til prosessanlegget på Kollsnes i Hordaland. Investeringene for det første trinnet i Troll fase 3 er nesten 8 milliarder kroner. Prosjektet er svært lønnsomt, og kommer til å generere store verdier.
Figur 3-4
Troll fase 3
(illustrasjon: Equinor)
Den tredje utbyggingsplanen som ble levert til myndighetene i 2018 gjelder havbunnsutbyggingen Nova i den nordlige delen av Nordsjøen, sørvest for Gjøa. Feltet ligger i et modent område, og skal knyttes til eksisterende infrastruktur på Gjøa. Det kan derfor utnytte ledig kapasitet for en kostnadseffektiv utbygging. Utbyggingsløsningen som er valgt innebærer installasjon av to havbunnsrammer.
De totale reservene for Nova-utbyggingen er rundt tolv millioner Sm3 o.e., og investeringene er beregnet til om lag ti milliarder kroner.
Godkjente utbyggingsplaner og utnyttelse av ny og eksisterende infrastruktur
Myndighetene godkjente ni utbyggingsplaner i 2018. Blant disse finner vi både feltutbygginger knyttet til eksisterende infrastruktur og selvstendige utbygginger. To planer beskriver selvstendige utbygginger og sju av planene gjelder utbygginger tilknyttet eksisterende infrastruktur. I tillegg ble det gitt PUD-fritak for prosjekt på Gullfaks og Fram.
De mange tilknytningene til eksisterende infrastruktur viser at ledig kapasitet i tilgjengelig infrastruktur gjør det mulig å bygge ut små og mellomstore funn lønnsomt. Samarbeid på tvers av utvinningstillatelser og god utnyttelse av eksisterende infrastruktur gir lavere kostnader for nye utbygginger og blir stadig viktigere ettersom sokkelen modnes. Slike utbyggingsløsninger bidrar også til å øke utvinningen og forlenge levetiden på vertsfeltet. Utvikling av satelittfelt er derfor svært viktig for den framtidige verdiskapingen.
Tabell 3-1 Godkjente utbyggingsplaner i 2018
En av de nye selvstendige utbyggingene er Johan Castberg, det tredje feltet som bygges ut i Barentshavet. OD har i planleggingsfasen vært opptatt av fleksibilitet i utbyggingsløsningen for å kunne fase inn nye funn i området. Utbyggingsløsningen som ble valgt ivaretar dette. Det er seinere gjort flere mindre funn i området som kan knyttes til feltet, blant annet Skruis, som ble påvist høsten 2018.
Figur 3-5
Johan Castberg
(illustrasjon: Equinor)
Njord er et eksempel på et gammelt felt som får forlenget liv. Innretningene blir oppgradert for om lag 16 milliarder kroner. Njord er vertsfelt for Hyme og blir vertsfelt for de nye utbyggingene Bauge og Fenja, sistnevnte felt fikk godkjent utbyggingsplan i 2018. Utviklingen i området rundt Njord viser hvor viktig det er med samarbeid på tvers av utvinningstillatelser for å kunne bygge ut mindre funn med andre rettighetshavere enn vertsfeltet. Det viser også betydningen av å vedlikeholde dagens innretninger med tanke på framtidig bruk og å utnytte eksisterende infrastruktur.
Figur 3-6
Njord-plattformen
(foto: Equinor)
3.2 Bruk av data og ny teknologi for økt verdiskaping
Oljedirektoratet arbeider for at alle samfunnsøkonomisk lønnsomme ressurser skal utvinnes. For å få til dette, må ulike metoder for økt utvinning prøves ut på feltene, både på felt i drift og i nye utbygginger. Bedre forståelse av undergrunnen og utprøving og implementering av ny teknologi har et betydelig verdipotensial.
I 2018 er det prøvd ut flere metoder for økt utvinning, blant annet en ny type havbunnsteknologi for injeksjon av sjøvann på Ekofisk, og ny bore- og brønnteknologi for å øke produksjonen fra tette reservoar på Ekofisk og Valhall. Resultater fra utprøvingene gir viktig data og ny kunnskap som bidrar til å videreutvikle teknologier for videre bruk på sokkelen.
Det er ofte de store feltene med god økonomi som har anledning til å være først ute med nye metoder. Et godt eksempel er Johan Sverdrup, som forventes å prøve ut polymerinjeksjon som metode for økt oljeutvinning. Dette er viktig for å kartlegge potensialet for en økning av utvinnbare reserver fra feltet.
Et eksempel på datainnsamling for å redusere usikkerhet er prøveutvinning. Utbyggingsplanen for Ærfugl ble godkjent i 2018 etter en periode med prøveutvinning. Prøveutvinningen bidro til å redusere reservoarusikkerheten, og gjorde det dermed enklere blant annet å anslå antall brønner og hvor disse skal plasseres.
I 2018 har det vært prøveutvinning på funnet Alta i Barentshavet. Hensikten var å teste oljeproduksjonsratene over lengre tid i ulike karbonatbergarter uten å få betydelig gjennombrudd av vann og/eller gass. Det ble også gjennomført en formasjonstest på Rolvsnes i Nordsjøen. Både prøveutvinningen og formasjonstesten ga positive resultater. I tillegg ble prøveutvinning fra Frosk i Nordsjøen godkjent i 2018. Prøveutvinning og testing av strømningsegenskaper kan være viktig for å redusere usikkerhetene i fremtidige utbygginger.
Konkraft-rapporten «Konkurransekraft – norsk sokkel i endring», som ble publisert tidlig i 2018, peker på viktigheten av innsamling og håndtering av data, samt betydningen av at data deles. Nye metoder og ny teknologi for innsamling og lagring av store datamengder og nye metoder for avansert databehandling, gjør det også mulig å bruke dataene bedre. Det er viktig at disse mulighetene brukes for å utnytte petroleumsressursene bedre.
3.3 IOR-prisen
For å inspirere til å gjøre tiltak for å øke utvinningen deler Oljedirektoratet annethvert år ut en pris for økt utvinning, IOR-prisen. I 2018 ble prisen tildelt rettighetshaverne i Alvheim-feltet, med operatør Aker BP og partnere ConocoPhillips og Lundin.
«Rettighetshaverne på Alvheim har vist vilje til å ta risiko for å finne og produsere mer olje i området. Implementering av nyutviklet teknologi, deling av data og evnen til å se området under ett har bidratt til at de utvinnbare reservene fra Alvheim er mer enn doblet siden PUD ble godkjent», heter det i ODs begrunnelse for valg av prisvinner.
Neste IOR-pris skal deles ut på ONS i 2020.
3.4 Økt reservetilvekst for olje
Reserver er ressurser som er vedtatt å bygge ut. I 2018 oversteg reservetilveksten for olje for første gang kurven for Oljedirektoratets ambisiøse mål for reservetilvekst for perioden 2013 - 2023. Årsakene til at reservetilveksten utvikler seg så positivt er at flere felt bygges ut og at det det gjøres mye arbeid for å øke utvinningen på felt i drift. Tilveksten viser at selskapene arbeider godt med sine prosjekter. Den viser også at arbeidet myndighetene gjør overfor selskapene gir resultater.
Dette arbeidet er viktig for å videreutvikle sokkelen, og det er avgjørende for å opprettholde et langsiktig høyt produksjonsnivå og inntekter.
Figur 3-7
Reservetilvekst for olje
3.5 Aktørbildet på felt
Fordelingen av produksjon mellom selskap på norsk sokkel har variert over tid. De siste ti årene er det kommet til mange nye selskap, og det har vært flere oppkjøp og fusjoner. Dette har bidratt til økt mangfold og nye måter å arbeide på. Store internasjonale selskap har solgt andeler og operatørskap, men de er fortsatt viktige på sokkelen og har en stor andel av produksjonen. Vi ser også framveksten av nye mellomstore oljeselskap som hovedsakelig satser på norsk sokkel. Mangfoldet av selskap er viktig for å utnytte de ulike forretningsmulighetene som finnes på sokkelen. Dette er en ønsket og positiv utvikling. Samtidig er et fortsatt aktivt og kompetent Equinor avgjørende for å nå målene i petroleumspolitikken.
Figur 3-8 viser utviklingen i fordeling av produksjon mellom europeiske gass- og kraftselskap, mellomstore og små selskap og store internasjonale selskap. Equinor og Petoro, som står for rundt 60 prosent av produksjonen gjennom hele perioden, er ikke med i figuren.
Figur 3-8
Eierfordeling av produksjon fra norsk sokkel (eksklusiv Statoil/Equinor og Petoro) fordelt på selskapstype
Figur 3-9 viser utviklingen i antall operatører for felt siden år 2000. Den viser at i løpet av det siste tiåret har det blitt flere nye operatører, og blant disse er det flere mellomstore selskap.
