Ressurssituasjonen på norsk sokkel går vi mot tørrere tider? Bente Nyland Oljedirektør

Transkript

1 Ressurssituasjonen på norsk sokkel går vi mot tørrere tider? Bente Nyland Oljedirektør

2 Ressursoversikt per Totale ressurser: ca 13 milliarder Sm 3 o.e. (forventning) Usikkerhetsområde milliarder Sm³ o.e. 4,8 milliarder Sm 3 o.e. produsert 5,0 milliarder Sm 3 o.e. gjenværende påviste ressurser 56 felt i produksjon 12 felt vedtatt utbygd 56 funn under vurdering Om lag 260 prosjekter for økt utvinning i eksisterende felt 3,4 milliarder Sm 3 o.e. uoppdaget

3 Årlig ressurstilvekst og produksjon 2007: Foreløpige tall Historie ikke oppdatert

4 millioner Sm 3 o.e. million Sm 3 o.e. Petroleumsproduksjonen Gass/Gas Kondensat/Condensate NGL Olje/Oil

5 Gass transport og salg 150 Gassproduksjon 2007: 93 milliarder Sm³ Prognose 2011: 116 milliarder Sm³ Ormen Lange Snøhvit 100 milliarder Sm 3 billion Sm 3 Oseberg Åsgard Troll 50 Ekofisk Frigg

6 Export av gass mrd Sm 3 Gas distributers to Europe Russia (26%) 2. Norway (18%) 3. UK (16%) 4. Netherland (13%) 5. Alger (11%)

7 Investeringer (eksklusiv letekostnader)

8 Framtidige utfordringer Kumulativ ressurs vekst Felt størrelse

9 $ Måløy Florø Nordlige Nordsjøen ~15 pågående/kommende $ Mongstad letebrønner ~16 Drill-or-Drop beslutninger Kollsnes Bergen Haugesund $ Kårstø Midtre Nordsjøen Stavanger ~10 pågående/kommende letebrønner ~ 7 Drill-or-Drop beslutninger Farsund Letebrønner og Drill-or-drop beslutninger i Kristiansand 3 % 6 % 18 % 13 % Nordsjøen - væske ressursar 5,1 mrd Sm 3 o.e 60 % Nordsjøen - gass ressursar 3,4 mrd Sm3 o.e Produsert Attverande reservar' Vilkårsressursar i felt Vilkårsressursar i funn Uoppdaga Sørlige Nordsjøen ~15 pågående/kommende letebrønner ~ 9 Drill-or-Drop beslutninger % 3 % 15 % 44 % 34 % Produsert Attverande reservar' Vilkårsressursar i felt Vilkårsressursar i funn Uoppdaga

10 Letebrønner og Drill-or-Drop beslutninger i PL 218 (SH) Snefrid & Haklang 2008 PL 327/327B (SH) Asterix 2009/2010 PL 328 (SH) Obelix 2008 PL 283 (SH) Stetind avgrensning 2008 PL 326 (Shell) Gro 2008 PL 325 (Chevron) Drill-or-Drop 2008 PL 388 (BG) Drill-or-Drop 2010 Sandnessjøen Namsos Bodø PL 228 (SH) 7122/6-1S SA-C PL 394 (SH) C Melkøya $ Hammerfest PL 395 (SH) SA-F PL 396 (BG) DorD PL 393 (SH) Nucula avgrensning 2008/09 PL 110C (SH) PL 229 (Eni) 2008/09 Vadsø Å SGARD TRANSPORT Ålesund Nyhamna $ Kristiansund HALTENPIPE Molde $ Trondheim Tjeldbergodden Modne områder ~10 pågående/kommende letebrønner ~12 Drill-or-Drop beslutninger Modne områder 10 Tromsø Fast letebrønn Drill-or-Drop 2010: 5 Drill-or- Drop beslutninger Kirkenes

11 Kostnadsøkningen Letekostnader på NKS 50 letebrønner 23 letebrønner Kilde: OD Kilde: IHS-energy

12 Framtidens leteutfordringer TFO 2008, 2009? 20. konsesjonsrunde 2009 Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet 2008/2009 Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen 2009/2010 Åpning av nye områder Jan Mayen, kystnære områder, Lofoten Sameksistens Dypere vann, store avstander, mindre funn

13 Ikke påviste ressurser på norsk sokkel 30% 30% 35% 30% 35% 35% 35% 35% 35 % North Sea Norwegian Sea Barents Sea Totalt: 3.4 mrd Sm 3 oe (Fem Ekofisk felt eller vel 30 Norne felt eller 100 Balder felt?)

14 20. runde Barentshavet nominerte blokker og ODs anbefalte blokker (30 av 129)

15 20. runde Norskehavet nominerte blokker og ODs anbefalte blokker (67 av 163)

16 Oppfølging av forvaltningsplanen seismikk innsamlet i 2007 av OD 2615 km 2D innsamlet Budsjett 2007: 70 MNOK Budsjett 2008: 140MNOK

17 Nye aktører på norsk sokkel 6 selskaper prekvalifisert som rettighetshaver i 2007 Genesis, Concedo, Bayern Gas, Flying High, Skagen 44, PGNiG 7 selskaper prekvalifisert som operatør i 2007 Premier, E.ON Ruhrgas, Petrofac, Aker Exploration, Sagex, Discover, Rocksource 48 nye selskaper prekvalifisert siden nye selskaper til vurdering i OD nå Antall prekvalifiseringer Rettighetshaver Licensee Operatør Operator

18 Gjenværende olje etter planlagt nedstengning 54% av oljen blir liggende i bakken!

19 Suksess historier

20 Antall brønner Antall brønner Boring og brønn Brønner boret fra flyttbare boreinnretninger Letebrønner Utvinningsbrønner Antall grener utv Utvikling i antall påbegynte brønner boret fra fast boreinnretning Utvinning Antall grenger

21 Utbyggingsløsninger - hovedtrekk Fra store bunnfaste plattformer til flytende produksjonsanlegg Økende antall undervannsproduksjonsanlegg Økende transportavstand av ubehandlet brønnstrøm Undervannsutstyr erstatter prosesser på plattformene Avanserte brønner, (horisontale, flere grener, brønnfunksjoner)

22 Petroleumssektoren i Norge Kilder til norske CO 2 -utslipp (2005) Norske årlige CO 2 utslipp: - 43,3 mill tonn totalt - 12,5 mill tonn i sektoren

23 Miljøutfordringen Norsk sokkel er best i klassen på miljøsiden Krav om beste tilgjengelige teknologi for nye feltutbygginger Nye miljøkrav er utfordrende Kostbart å modifisere eksisterende innretninger i produksjon Kostnadsnivå i feltenes halefase kritisk for ressursutnyttelsen Iverksette tiltak som gir best miljø for fellesskapets penger Innen petroleumssektoren/ På tvers av sektorer Mill. tonn CO Totalutslipp og prognose Utslipp til luft

24 Kraft fra land til norsk sokkel Områdevis elektrifisering er mulig, tidligst 2015 Tiltakskostnad beregnet for flere typer kraftoppdekning og beregningsmåter for utslipp fra kraftproduksjonen Nødvendige investeringer i størrelsesorden 4-17 mrd. kr. pr. område. Tallene for investeringer er samlet for investeringsperioden CO2-reduksjoner i størrelsesorden 1-18 mill. tonn pr. område. CO2-utslippskuttene er summen over alle år i feltenes levetid (udiskontert) Elektrifisering gir gevinst på CO2-utslipp og andre utslipp til luft, samt flere andre gevinster som er verdsatt Tiltakskostnad fra 1300 kr pr. tonn CO2 og oppover Det finnes tilstrekkelig kraft i markedet gjennom import, gitt at planlagte nettforsterkninger på land bygges. Kraften kan også komme fra ny kraftproduksjon i Norge

25 Scenarioer for norsk sokkels utvikling full gass teknolab D blod, svette og tårer

26 Basis: Uoppdagede ressurser tilgjengelig areal Alt relevant areal åpnes 2046 Områder ikke inkludert i basis: Omstridt område, Jan Mayen Finner som forventet Uoppdagede ressurser norsk kontinentalsokkel millioner Sm3 o.e P90 Forventning P

27 MSm3 o. e. Dersom framtida blir som forventet Historisk produksjon Uoppdaga ressurser Ressurser i funn Ressurser i felt Reserver Historisk produksjon Framtidig produksjon?

28 Scenario B: teknolab Vedvarende høye olje- og gasspriser Hele norsk sokkel åpnes for petroleumsvirksomhet Skaper forutsigbarhet for investeringer og akselerert teknologiutvikling Vi finner mer enn forventet spesielt olje Miljøfokus skaper økt etterspørsel etter gass Norges hovedbidrag til å få ned globale utslipp: Gass Teknologi og system for CO 2 -fangst til IOR er lønnsomt pga høye oljepriser Energi med miljøgaranti Unkonvensjonelle petroleumsressurser blir realisert

29 Ukonvensjonelle ressurser på norsk sokkel : Science fiction eller nær virkelighet? CO 2 fjernings teknologien utvikles - CO 2 til Enhanced Gas Recovery (EGR) og Enhanced Oil Recovery (EOR) EGR pilotprosjekt på norsk sokkel settes i gang innenfor Coal Bed Methane (gass i kull) Bruker CO 2 til å løse metangassen fra kullet og CO 2 lagres i kullet : Oppstart av pilotprosjekt på gassproduksjon fra gasshydrater på norsk sokkel Teknologi for konvertering av metanhydrat til CO 2 -hydrat er nå klar til å prøves ut. Nye muligheter fordi store mengder energi er lagret i gasshydrater Øker ressursgrunnlaget på norsk sokkel (Norskehavet og Barentshavet) Carbon capture and sequestration Other possible options under study include storing CO2 in coalbeds too difficult to be mined, where it will not only bond durably to coal but also displace natural gas that can be used as fuel

30 Scenario C: Sorry, we re Closed Olje- og gassprisene er lave Norge stenger deler av produksjonen for å møte miljøkravene i Ingen nye områder åpne og ingen nye runder i Barentshavet Det innføres petroleumsfrie soner langs hele kysten De lave prisene demper aktivitetsnivået det gjøres få funn Ingen FoU midler til olje- og gass, alt går til fornybar energi Aktørene flykter etter hvert fra norsk sokkel og StatoilHydro satser utenlands Betydelige oppsigelser

31 Produksjon (millioner Sm 3 o.e. per år) Prognosert produksjon ulike scenarioer Historisk produksjon Basisprognose Scenario A Scenario B Scenario C Scenario D

32 Felles innsats kan klare mer! Takk for oppmerksomheten!