Produksjonsutviklingen

KonKraft-rapport 2 Produksjonsutviklingen på norsk sokkel

Sammendrag og konklusjoner... 5 1. Innledning.... 11 1.1 Bakgrunn og mandat... 11 1.2 Bakgrunn... 11 1.3 Metodespørsmål.... 13 1.4 Innholdet i rapporten... 14 2. Produksjonsutviklingens historie og rammebetingelser på norsk sokkel... 15 2.1 Kapittelsammendrag... 15 2.2 Norsk sokkel er en petroleumsprovins som nærmer seg modning... 15 2.3 Leteaktivitet på norsk sokkel... 18 2.4 Økning i aktivitetsnivået, til tross for stigende kostnader.... 21 2.5 Det er flere viktige forskjeller i rammebetingelsene mellom Storbritannia og Norge 23 3. Økt utvinning av olje og gass fra eksisterende felt... 24 3.1 Kapittelsammendrag... 24 3.2 Norsk sokkel har en høy forventet utvinningsgrad.... 25 3.3 Betingede ressurser i felt er fremdeles betydelige, men reserver og betingede ressurser svinner raskt.... 26 3.3.1 Det vil være en utfordring å sikre fortsatt høy aktivitet og høyt investeringsnivå i modne felt.... 27 3.3.2 Det blir utfordrende å holde anvendelse av ny teknologi på et høyt nivå... 29 3.3.3 Det pågår en diskusjon om hvilke muligheter stimulert utvinning har for å øke reservene i feltene... 30 3.3.4 Integrerte Operasjoner kan bidra vesentlig til å øke produksjon og reserver... 32 3.4 Anbefalinger... 35 4. Leteaktivitet i områder som allerede er åpne for petroleumsvirksomhet, må fortsatt stimuleres... 39 4.1 Kapittelsammendrag... 39 4.2 Det er fremdeles et vesentlig uoppdaget ressurspotensial i tilgjengelige områder.. 40 4.3 Myndighetene har satt inn tiltak for å øke leteaktiviteten... 41 4.3.1 Tiltak fra myndighetene... 41 4.3.2 Virkning av myndighetenes tiltak så langt... 42 4.4 Det er for tidlig å si at den høye leteaktiviteten er bærekraftig og vil føre til produksjon og investeringer av betydelig omfang... 43 4.5 Anbefalinger... 45 5.1 Kapittelsammendrag... 46 5.2 De fleste fremtidige funn forventes å være små... 47 5.3 Historisk sett har ikke petroleumsselskaper i Norge lett etter eller bygget ut små funn 48 5.4 Uoppdagede ressurser kan økes ved å gjøre det mer attraktivt å lete etter og bygge ut små funn.... 52 5.4.1 Det finnes enkelte tegn på suksess, men utvikling er langt fra sikret... 52 5.4.2 Det haster med å lete etter og bygge ut små prospekter som vil være avhengig av eksisterende infrastruktur, særskilt i Nordsjøen.... 53 5.4.3 Potensielle fordeler ved å senke minsteverdien for lønnsom utbygging.... 54 3

5.5 Anbefalinger... 56 6. Åpning av nye områder... 58 6.1 Kapittelsammendrag... 58 6.2 Produksjons- og investeringsnivå for tilgjengelige områder forventes å synke... 59 6.3 Åpning av nye områder kan ha en betydelig innvirkning på produksjons- og investeringsnivå på lang sikt... 59 6.4 Hvorfor er det presserende å åpne nye leteområder?.... 61 6.5 Opprettholdelse av en robust petroleumsindustri... 62 6.6 Anbefalinger.... 63 7. Næringen tilpasser seg en kraftig økning i aktivitetsnivå... 66 7.1 Kapittelsammendrag... 66 7.2 Styring av forandring... 66 7.2.1 Synkende ytelse fra brønnleveranser... 66 7.2.2 Mangel på kvalifiserte flyttbare rigger... 68 7.2.3 På noen eldre faste installasjoner utsettes produksjonsrelaterte aktiviteter på grunn av økende vedlikeholdsbehov... 71 7.3 Virkningen av overgangsperioden... 71 7.3.1 Virkningen av høyt aktivitetsnivå på produksjonen... 71 7.3.2 Andre mulige virkninger av økt aktivitetsnivå.... 72 7.4 Hva kan hjelpe industrien til å bedre tilpasse seg endringer?... 72 8. Tiltrekke, beholde og gjøre best mulig bruk av personell og kompetanse... 74 8.1 Kapitalsammendrag... 74 8.2 Det er mangel på kvalifiserte medarbeidere på norsk sokkel... 74 8.3 Konsekvenser av demografiske endringer... 75 8.4 Nye aktører i markedet har økt konkurransen om personell... 76 8.5 Anbefalinger.... 76 Vedlegg 1: Prosjektgruppens modelleringsverktøy og forutsetninger.... 79 A1.1 Innledning... 79 A1.2 Forutsetninger som ble anvendt i scenariemodelleringen... 79 A1.3 Scenariobeskrivelse.... 86 A1.4 Resultater fra scenariomodellering... 86 Vedlegg 2: Prosjektgruppens samhandling med involverte parter... 88 Vedlegg 3: Definisjon av ODs ressursklassifisering.... 89 Vedlegg 4: Forutsetninger for estimater av betingede ressurser og en sammenligning med ODs estimater... 90 A 4.1 Betingede ressurser i eksisterende felt... 90 A.4.2 Betingede ressurser i funn... 91 Begrep og definisjoner... 93 Bibliografi... 95 4

Sammendrag og konklusjoner Norsk sokkel er i ferd med å gå over i en mer moden fase. Etter nesten førti år med så og si uavbrutt vekst, har den samlede produksjonen av olje og gass på norsk sokkel nådd sitt høyeste nivå med en daglig produksjon på mellom 4,0 og 4,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag. Produksjonen forventes å holde seg på dette nivået de neste syv årene. Rundt 2015 forventes det imidlertid at den samlede olje- og gassproduksjonen vil begynne å avta. Oljeproduksjonen har allerede sunket, men så langt har økende gassproduksjon ført til et samlet høyt produksjonsnivå. Gassproduksjonen forventes ikke å ville kunne erstatte fallet i oljeproduksjonen etter 2015, med mindre nye tiltak settes inn. I henhold til Oljedirektoratets prognose vil kun om lag halvparten av totalt olje- og gassressursene være produsert i 2015. I dag er de gjenværende utvinnbare ressurser, inklusiv ressurser fra ny leteaktivitet, estimert til mellom 38 og 77 milliarder fat oljeekvivalenter (o.e.), i 2015 er de estimert til mellom 25 og 65 milliarder fat o.e.. I dag er 40 prosent av totalt forventede gjenværende ressurser ikke påvist, hvilket er årsaken til det store spennet i estimatet. Dette store potensialet må forvaltes riktig for å unngå en brå produksjonsnedgang, og for å støtte opp rundt et solid, langsiktig investeringsnivå. Rapporten Produksjonsutviklingen på norsk sokkel har blitt til i en tid med store omskiftninger både innenfor og utenfor bransjen. Behovet for å vurdere hva som kan gjøres for å møte produksjonsnedgangen, er derfor nødvendig. Selv om petroleumsnæringen i dag er preget av et høyt aktivitetsnivå, er det også viktig å vektlegge langtidsperspektivet for næringen. Fra lisenstildeling til produksjon går det i mange tilfeller 15 år eller mer. Det er derfor beslutningene som fattes i dag vil få store konsekvenser for produksjons- og aktivitetsnivået i 2020-årene og fremover. Overblikk over produksjonsutviklingen på norsk sokkel De største petroleumsforekomstene ble oppdaget på 70- og 80-tallet. Flere mindre funn ble gjort i løpet av 90-tallet. Unntaket er det siste store funnet på norsk sokkel, Ormen Lange i 1997. Disse store feltene har krevd høye investeringer, utvikling av kompetanse og utstrakt bruk av ny teknologi. Denne teknologien har senere blitt tatt i bruk over hele verden. Utvinningsgraden i feltene på norsk sokkel er blant de høyeste i verden. Omfattende utvikling og implementering av ny teknologi er årsaken til dette. De siste ti årene har likevel tilveksten av ressurser for å erstatte produsert olje og gass, blitt kraftig redusert. De store oljefeltene som har stått for hoveddelen av produksjonen fra norsk sokkel, er i ferd med å bli eldre. Flere av de store oljefeltene har produsert mer enn 60 prosent av sine reserver. De gjenværende reservene i disse feltene er mer krevende å utvinne rent teknisk, og er således mer arbeidsintensive og kostnadskrevende Muligheten for å ta i bruk ny teknologi i disse feltene for å øke utvinningsgraden vil raskt avta. Det pågår en debatt om, og med hvilket omfang og tempo, EOR (Enhanced Oil Recovery: stimulert oljeutvinning) kan bidra til å øke utvinningsgraden på norsk sokkel. Det er for øvrig behov for å øke fokus på forskning og utvikling av metoder for å øke utvinningsgrad. 5

6 En økende andel av produksjonen fra norsk sokkel kommer fra små til middels store felt. Flere av disse feltene blir utvunnet med undervannsløsninger i stedet for plattformer. I gjennomsnitt har disse feltene en lavere utvinningsgrad, og det er en utfordring å forlenge disse feltenes levetid på en kostnadseffektiv måte. Lønnsom utbygging av små felt avhenger ofte av nærhet til eksisterende infrastruktur. Ettersom flere anlegg nærmer seg fjerningstidspunktet, vil muligheten for en fullstendig utforskning av Nordsjøen avta. Fremtidens utbygginger, i dagens tilgjengelige områder forventes å være små. Summen av disse vil likevel kunne få betydning for investeringsnivået. Lønnsom utvikling av små felt vil være kostnadskrevende og trenger enkle og standardiserte utbyggingsløsninger. Den største innvirkningen på fremtidig produksjons- og investeringsnivå ventes å komme fra fremtidig vellykket leteaktivitet. Det gjenværende letepotensialet på norsk sokkel er mellom 10 og 36 milliarder fat o.e.. Disse volumene befinner seg både i områder som er åpnet for petroleumsvirksomhet, og i områder som ikke er åpnet. Dette innebærer at det er mulig å finne like mye eller mer olje og gass enn det som er produsert på norsk sokkel. Norske myndigheter har hatt suksess med å stimulere til leteaktivitet i de områdene som er åpnet for petroleumsvirksomhet. Det har vært et oppsving i antall nye selskaper, stimulert av leteinsentiver og høye oljepriser. Antall letebrønner har også steget de siste årene. I løpet av 40 år har suksessraten for funn på norsk sokkel økt. Resultatene de ti siste årene har vært funn i annenhver letebrønn. Antall drivverdige funn er likevel redusert. Bare ett av tre funn i de siste ti årene er regnet som drivverdige. Til sammenligning ble tre av fire funn gjort i perioden før 1995, regnet som drivverdige. Denne trenden forventes å fortsette. Fremtidige funn i tilgjengelige områder forventes å være små. Flere av disse vil det ikke være attraktivt å bygge ut under eksisterende rammebetingelser. Produksjonsbidraget fra de individuelle små funnene forventes å være lavt og av kort varighet. I de tilgjengelige områdene på norsk sokkel er det få nye letemodeller å teste ut. Når man bekrefter en ny letemodell har disse potensial til å resultere i en bølge av funn, med mulighet for en del store funn. De gjenværende nye letemodellene i tilgjengelige områder er som regel komplekse og har høy risiko. For å opprettholde produksjons- og investeringsnivået på lengre sikt, er det nødvendig at det gjøres store funn. Områder som Nordland VI og VII, samt Troms II og Barentshavet nord og sørvest og det såkalt omstridte området mot Russland, regnes som de mest lovende med tanke på store forekomster av olje og gass. Disse områder er per i dag ikke tilgjengelig for petroleumsvirksomhet. Norsk sokkel har aldri før sett en så rask vekst i aktivitetsnivået som i de siste to til tre år. I forhold til produksjon er det imidlertid forsinkelser i planlagt aktivitet grunnet mangel på flyttbare rigger samt at produksjonsbrønnene i snitt tar lengre tid å bore og brønnene gir mindre volum enn forventet. Den høye oljeprisen har på den annen side forlenget feltenes levetid, hvilket har økt behov for vedlikehold og modifikasjoner på de aldrende plattformene. For øyeblikket er det et stramt arbeidsmarked i Norge. De senere års tilstrømning av nye aktører på sokkelen kombinert med høy aktivitet, har ført til at det er en utfordring å få tak i tilstrekkelig antall kvalifiserte medarbeidere.

Mulighet for å redusere produksjonsfallet og opprettholde investeringsnivået Rapporten fokuserer på de mulighetene som vil gi størst påvirkning på fremtidig olje- og gassproduksjon. Oppsummert dreier dette seg om: Få mest mulig ut av områder som er åpne for petroleumsvirksomhet. Dette innebærer: - Maksimere utvinning av olje og gass fra eksisterende felt, særlig eldre felt - Sikre høy leteaktivitet i områder som i dag er tilgjengelige for petroleumsnæringen - Endre holdning for utbygging av små funn Åpne nye områder for olje og gassvirksomhet Målrettet samarbeid Rapporten belyser hvilke konkrete tiltak som henholdsvis industrien og myndighetene kan sette inn, for å motvirke utsiktene til et bratt fall i produksjonen. Industrien oppfordres til å: Satse bredere på Integrerte Operasjoner for å redusere driftskostnader og øke utvinningsgraden fra eksisterende felt. Dette krever et forbedret samarbeid mellom operatører og leverandører. Samarbeide bedre innen utvikling og testing av viktig, ny teknologi. Fortsette å lete etter små funn i tilgjengelige områder, særlig i modne områder som Nordsjøen. Legge større vekt på å finne løsninger for å bygge ut små funn på en mer kostnadseffektiv måte. Iverksette tiltak for bedre å nyttiggjøre de medarbeiderne vi har, samt tiltak for å beholde eldre medarbeidere Samarbeide for å effektivisere rekruttering og å øke antall studenter innenfor realfag. Myndighetene oppfordres til å: Etablere et rammeverk for en støtteordning med tanke på økt utvinning fra modne felt. Ordningen må fokuseres mot prosjekter som har et betydelig potensial for økt utvinning, men som ikke ville ha blitt gjennomført med dagens rammebetingelser, eller prosjekter som har en betydelig risiko. Gi støtte til sentrale teknologiske demonstrasjonsprosjekter for å øke utvinningsgraden i felt, fremfor å støtte flere mindre prosjekter Foreta hyppigere konsesjonsrunder og tildele større areal for raskere å få testet ut nye letemodeller. Disse letemodellene har høy risiko, men gir muligheter for å gjøre enkelte store funn. Basert på de vellykkede resultatene fra Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder (TFO) i nærheten av eksisterende infrastruktur, anbefales det å utvide TFO-modellen til alle områder som er åpne for petroleumsvirksomhet. Lage en beredskapsplan som kan brukes dersom leting etter små funn i modne områder ikke går fort nok i forhold til restlevetiden på eksisterende plattformer. 7

Planen må omfatte tilpassede rammevilkår. Vedta å åpne nye områder for petroleumsaktivitet så raskt som mulig. De områdene det er naturlig å starte med er Nordland VI og VII samt Troms II. Dette fordi det foreligger en del geologiske data for områdene, og fordi en beslutning om åpning kan tas relativt raskt. Vurdere en annen tilnærming for å utforske Barentshavet Nord, Jan Mayen og det omstridte området mot Russland. I de neste kommende år bør myndigheter og industri samarbeide om å få mer geologisk informasjon om Barentshavet Nord og andre aktuelle områder, for å redusere usikkerhet før beslutninger tas om lisenstildeling. Petroleumstilsynet og HSE (engelsk motstykke til Petroleumstilsynet) bør samordne tolkningen av respektive regelverk. Dette vil kunne lette situasjonen for det stramme markedet for flyttbare rigger på norsk sokkel. Konklusjoner De foreslåtte tiltakene bør iverksettes nå for å kartlegge og levere det store potensialet av petroleumsressurser som fortsatt forventes å være igjen på norsk sokkel, og for å hindre en brå produksjonsnedgang. Disse tiltakene er nødvendige for å gi grunnlag for opprettholdelse av et langsiktig investeringsnivå som igjen vil gi en robust næring. 5 4 Produksjon (millioner fat oe/d) 3 2 1 0 2008 2012 2016 2020 2024 2028 2032 2036 2040 Reserver Betingede ressurser i felt Betingede ressurser i funn Uoppdagede ressurser i åpne områder Uoppdagede ressurser i Nordland VI, VII samt Troms II Tilleggspotensial i eksisterende felt Tilleggspotensial fra uoppdagede små felt OD prognose (alle ressurser) Langsiktig utviklingsbane (2002 RNB) Kilde: Prognose for reserver og betingede ressurser er data fra OD, prognose for uoppdagede ressurser og tilleggspotensial er basert på prosjektgruppens modellering Fig. 1: Produksjonsprognose for norsk sokkel. Prosjektgruppens syn for innvirkning på produksjon av identifiserte tiltak 8

Fig. 1 illustrerer de mulige virkningen på produksjonen av de foreslåtte tiltakene frem til 2040. Dette viser at de fleste tilleggsressurser forventes å komme fra leteaktivitet. Disse er imidlertid beheftet med stor usikkerhet, og en viktig faktor er oljepris. I denne studien er det i analysene lagt til grunn en oljepris på $60-$100 per fat, for beslutning av ny aktivitet. Dette da analysearbeidet ble utført før det betydelige fallet i oljepris. Andre viktige faktorer for fremtidig aktivitetsnivå er de valgene og det tempoet som myndighetene tar med hensyn til åpning av nye områder og leteaktivitet på norsk sokkel. Hvis de foreslåtte produksjonstiltakene blir iverksatt på en vellykket måte, kan produksjonsnivået forlenges mot 2020. Det forventes også at robuste produksjons- og aktivitetsnivåer vil kunne holdes oppe et stykke forbi 2040 dersom nye prospektive områder blir åpnet. Prosjektgruppens produksjonsprognose ligger over langsiktig utviklingsbane (utarbeidet av Oljedirektoratet i 2002) frem til 2030. Etter 2030 er det en differanse mellom prosjektgruppens og Oljedirektoratets produksjonsprognose for 2008. De foreslåtte tiltak vil initiere ny aktivitet og dermed ha en positiv innvirkning på investeringsnivået på ulike tidspunkter. De foreslåtte tiltak er således komplementære (Fig. 2). Vi trenger aktivitet og produksjon på kort og mellomlang sikt for å motvirke forventet nedgang i produksjon. Fortsatt investering i eksisterende felt og utvikling av nye funn vil være med på å opprettholde et høyt aktivitetsnivå de neste ti årene. Nye muligheter for å øke utvinning fra eksisterende felt og stimulere leteaktivitet for små funn vil ha størst innvirkning på aktivitetsnivået mellom 2015 og 2025; åpning av nye områder innen 2012 vil ha en positiv effekt på aktivitets- og investeringsnivå først fra rundt 2022 og fremover. Aktiviteter i eksisterende felt og funn 2008-2010 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 2030-2035 Aktiviteter fra oppside i felt Aktiviteter fra lete suksess i åpne områder Aktivitet fra lete suksess i nye områder Fig. 2: Anslått tidsinnfasing av økt aktivitetsnivå på norsk sokkel. Risiko og muligheter for fremtidlig produksjon og investeringsnivå En sentral faktor for fremtidig produksjons- og investeringsnivå vil være en vellykket letevirksomhet. Det er imidlertid et bredt spekter av mulige utfall av slik leting: Prosjektgruppen har gjort et anslag for uoppdagede ressurser på mellom 8,1 og 14,3 milliarder fat o.e. for områder som per i dag er åpne for petroleumsvirksomhet. Forventet nivå er rundt 11,4 milliarder fat o.e. Hvis en ender opp under det forventede nivået, er det et potensielt produksjonstap på 2 til 3 milliarder fat o.e, hovedsaklig i perioden mellom 2015 og 2030. Om det høyere alternativet skulle bli virkelighet, vil vi kunne forvente en tilleggsproduksjon på 2 til 2,5 milliarder fat o.e. i den samme perioden. 9

Prosjektgruppen har forutsatt at Nordland VI og VII samt Troms II vil åpnes for leteaktivitet i 2012. Hvis åpning av nye områder blir utsatt til 2020 vil dette kunne forårsake et ytterligere fall i investeringsnivået, slik at dette blir på 20 prosent av dagens nivå fra 2030, med en produksjon på rundt 1,6 millioner fat o.e. per dag. Dette vil kunne medføre en nedtrapping i viktige aktiviteter som igjen fører til utarming av kunnskap og ferdigheter innen sentrale fagområder. Barentshavet Nord, Jan Mayen og det omstridte området mellom Norge og Russland, byr på et stort olje- og gasspotensial. Disse områdene vil dermed kunne ha en vesentlig innvirkning på de langsiktige produksjons- og investeringsnivåer. Prosjektgruppen har ikke inkludert ressurser fra disse områder i sin analyse ettersom næringen mangler data i disse områdene. Ukonvensjonelle hydrokarbonressurser på norsk sokkel, så som oljeskifer, gasshydrater, og kull (konvertering av gass til kull), vil kunne utgjøre et betydelig ressurspotensial. OD gir en oversikt over ukonvensjonelle ressursene i rapporten Petroleumsressursene på norsk sokkel 2007. Prosjektgruppen har ikke vurdert disse ressursene. Økonomisk og miljømessig ansvarlig utnyttelse av disse ressursene vil kreve store teknologiske fremskritt og ligger nok etter år 2040. Det er for øvrig ikke gode estimater over ukonvensjonelle ressurser på norsk sokkel. Det er ulike scenarier for produksjon fra eksisterende felt: Som basis er det lagt til grunn at EOR ikke vil gi et betydningsfullt bidrag til å øke utvinningsgraden i eksisterende felt. Hvis det blir utvikling av kostnadseffektive EOR metoder i rett tid, slik at disse kan tas i bruk på de store, modne feltene på norsk sokkel, vil imidlertid produksjonen kunne økes på mellomlang- til lang sikt. Teknologimålgruppe nummer tre i OG21, anslår at 2,4 milliarder fat o.e. vil kunne tillegges produksjonen hvis EOR blir tatt i bruk for de 20 største oljefeltene på norsk sokkel. Videre økninger i driftskostnader vil kunne resultere i redusert aktivitet og produksjon fra eksisterende felt. Spesielt investeringer i utvinningsbrønner og modifikasjoner, i små- og modne felt med relativt lav produksjon, vil komme under press. Dette kan føre til tidlig nedstengning og dermed tap av produksjon i slutten av feltenes levetid. Hvis mangelen på flyttbare rigger og andre ressurser fortsetter etter 2011, vil det kunne føre til at noen aktiviteter ikke blir gjennomført grunnet svekket økonomi. Oljeprisen er en dominerende faktor i beslutninger om aktiviteter og investeringer. Dette er særlig tilfellet for virksomheter i modne felt, små funn og for leteaktivitet. Hvis gjennomsnittlig oljeprisen skulle legge seg på $50 per fat eller lavere i løpet av de neste 5 årene, forventes det at dagens høye aktivitetsnivå vil falle og føre til redusert produksjon fra eksisterende felt. 10

1. Innledning 1.1 Bakgrunn og mandat Våren 2007 tok daværende olje- og energiminister, Odd Roger Enoksen, initiativ til etableringen av en nasjonal strategi for petroleumssektoren. Arbeidet er organisert i seks prosjekter ledet av industrien, samt et prosjekt som i sin helhet gjennomføres av Olje- og energidepartementet ( Strukturendringer i oljeindustrien ). Prosjektene er: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Energinasjonen Norge Produksjonsutviklingen på norsk sokkel Strukturendringer i petroleumsnæringen Internasjonalisering Petroleumsnæringen og klimaspørsmål Olje- og gassvirksomhet i nord Ringvirkninger av petroleumsvirksomheten Mandatet for prosjekt 2, Produksjonsutviklingen på norsk kontinentalsokkel, var å fremskaffe innsikt og anbefale initiativ som kan ha en positiv effekt for olje- og gassproduksjonen på den norske sokkel. Prosjektgruppen ble bedt om å beskrive produksjonshistorien, identifisere produksjonsbegrensninger og fremme anbefalinger som kan ha en positiv effekt på fremtidig produksjonen. Dette kunne innbefatte anbefalinger om effektivitetsøkning av produksjon fra eksisterende felt, nye funn og letevirksomhet. Prosjekt 2 har flere grenseflater mot de øvrige prosjektene, spesielt prosjekt 1: Energinasjonen Norge, og prosjekt 6: Olje- og gassvirksomhet i nord. Prosjektet har en bredt sammensatt referansegruppe. Sponsor for prosjekt 2 er David Loughman og prosjektleder er Marianne Goesten (begge fra Norske Shell). Prosjektgruppen har bestått av medarbeidere fra Norske Shell, Gaz de France, Petro-Canada, Acergy, StatoilHydro, Hess og Talisman, og med støtte fra CERA Strategy Consulting. Oljedirektoratet har deltatt som observatør og har vært behjelpelige med å fremskaffe data og informasjon. Referansegruppen representerer et spekter av energi- og oljeselskaper, leverandører, forskningsinstitutter og LO. Olje- og energidepartementet har hatt en observatør i referansegruppen. I tillegg har prosjektet hatt flere konsultasjoner med ulike aktører og beslutningstakere for å sikre kvalitet i beslutningsunderlaget. Prosjekt 1, Energinasjonen Norge, sluttført og rapport ble overlevert tidligere Statsråd Åslaug Haga i mai i år. Prosjekt 4, Internasjonalisering, ble ferdigstilt til ONS i august. De øvrige rapportene planlegges ferdigstilt tidlig i 2009. 1.2 Bakgrunn Produksjonen på norsk sokkel er i ferd med å modnes Etter nesten førti år med så og si uavbrutt vekst i produksjon og investeringer, og samtidig en bemerkelsesverdig historie innenfor teknologiutvikling og innovasjon, har den samlede petroleumsproduksjonen på norsk sokkel nådd sitt høyeste nivå med en daglig produksjon på mellom 4,0 og 4,5 millioner fat o.e. per dag. Over neste syvårsperiode 11

forventes produksjonen å forbli på dette nivået, under forutsetning av at oljeprisen forblir på et nivå over $60 fatet. Men etter rundt 2015 forventes det at den samlede olje- og gassproduksjonen vil begynne å avta. Oljeproduksjonen har allerede begynt å avta, mens gassproduksjonen øker. Den økende gassproduksjonen forventes imidlertid ikke til å ville motvirke det forventede fallet i oljeproduksjonen i årene etter 2015. Petroleumsnæringen vil fortsatt kunne gi et solid bidrag til norsk økonomi til langt utover 2040. Kun halvparten av Oljedirektoratets estimat for samlede olje- og gassressurser vil være utvunnet i 2015 når produksjonen forventes å begynne og avta. På det tidspunkt vil norsk sokkel fortsatt ha mellom 25 og 65 milliarder fat o.e. i gjenværende reserver og ressurser, hvorav 45 prosent vil være uoppdagede ressurser. Dersom dette store potensialet forvaltes på en god måte, uten en brå produksjonsnedgang og med et langsiktig, sunt investeringsnivå, vil dette kunne danne grunnlaget for en robust og levedyktig oljeindustri i flere tiår fremover. Norge er verdensledende når det gjelder utvinningsgrad fra feltene. De siste ti årene har imidlertid de store oljefeltene som historisk har stått for hoveddelen av produksjonen på norsk sokkel, blitt mer modne. Produksjon fra disse feltene går raskt nedover. I løpet av det siste tiåret er det ikke blitt gjort noen store funn på norsk sokkel. Selv om halvparten av de gjennomførte letebrønnene gir funn av olje eller gass, er de fleste av funnene per i dag ikke drivverdige. Gjennomsnittsstørrelsen på funnene blir stadig mindre, hvilket for så vidt er vanlig for modne bassenger. Forventet produksjon fra funn som for tiden er under utvikling, og fra funn som ennå ikke er gjort, forventes ikke å ville kunne kompensere for produksjonsnedgangen. Antall felt som nærmer seg slutten av sin levetid øker. Hva mer kan gjøres for å hindre et bratt fall i produksjonen? KonKraft har gitt Prosjektgruppe 2 i mandat å analysere og foreslå tiltak som kan bidra positivt til olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel. Siden det allerede er mange initiativer på gang, vil det være hensiktsmessig å gi svar på følgende: Hva mer kan næringen og myndighetene gjøre for på en best mulig måte å maksimere olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel? Det er viktig å innse at en nedgang i produksjonen er vanskelig å unngå etter 2015. Det kan imidlertid gjøres mye å hindre et bratt fall, og opprettholde en virksomhet med en mer gradvis nedgang i produksjonen. Det vil gi grunnlag for en robust petroleumsnæring i mange tiår fremover. Hvorfor stiller vi dette spørsmålet nå? Petroleumsvirksomheten gjennomgår stadig raske endringer. Men flere av faktorene som har gjort seg gjeldende den siste tiden gjør at det haster med å foreta en gjennomgang av hva som kan gjøres for å imøtekomme produksjonsnedgangen. Dette er nødvendig for produksjonen både på kort og lang sikt. Beslutninger som tas i dag kan ha avgjørende betydning for aktivitetsnivå og produksjon etter 2020. Som nevnt går produksjonen på de store oljefeltene raskt nedover. Muligheten til å gjennomføre lønnsomme forbedringer av utvinningsgrad og til å ta i bruk ny teknologi i disse feltene, vil raskt avta. Tiden er i ferd med å renne ut for muligheten til en fullstendig utforskning i Nordsjøen ettersom anleggene blir eldre og nærmer seg fjerningstidspunkt. 12

Beslutningen om eventuell åpning av nye leteområder, som vil bli diskutert i 2010, vil få stor betydning for fremtidig aktivitets- og produksjonsnivå. I foreliggende rapport fokuseres det på å få frem innsikt om virkningene, for så vel investeringssom produksjonsnivå. Andre KonKraft-prosjekter er med på å gi innspill til denne beslutningen, især prosjekt 6 som gjør vurderinger knyttet til utforskning og utvikling av ressursene i disse områdene. Petroleumsindustrien vil fortsette å spille en viktig rolle i europeisk energiforsyning til langt etter 2040. I Europa gass ansett å være en relativt ren energikilde. Likeså gir en robust petroleumsindustri det beste grunnlag for å utvikle en mangfoldig energiklynge i Norge, hvor fokus på fornybar energi blir viktigere. Det er avgjørende at næringen og myndighetene har en god basis for prognoser om fremtidige investeringer og produksjon på norsk sokkel (se Konkraft Prosjekt I). 1.3 Metodespørsmål Prosjektgruppen har gjennom hele arbeidet søkt å få en bred involvering fra næringen, herunder oljeselskaper, serviceselskaper, myndigheter, Petoro, forskningsinstitusjoner og KonKraft med tilknyttede organisasjoner: OLF, Norsk Industri, Norges Rederiforbund og LO. Vårt mål har vært å sikre at resultatene gjenspeiler en størst mulig bredde av aktørenes synspunkter. Prosjektgruppen startet sitt arbeid i desember 2007 med å liste opp mulige problemområder for å oppnå en optimalisert produksjon på norsk sokkel. Det ble definert et antall hypoteser og mothypoteser for utprøving. Hypotesene ble deretter testet ved at det ble gjort intervjuer av et stort antall selskaper som er aktive på norsk sokkel. I tillegg ble det gjennomført faktaundersøkelser ved bruk av et stort sett av databaser, særlig Oljedirektoratets databaser og analyser. For å få inn et bredere perspektiv ble det foretatt en omfattende sammenligning av henholdsvis norsk og britisk kontinentalsokkel. Samtidig har en vært bevisst på ulikhetene i historiske og gjeldende rammeverk for Storbritannia og Norge. For å bidra til dette har prosjektgruppen besøkt det britiske motstykket til det norske Oljedirektoratet: The Department of Business, Enterprise and Regulatory Reform (nå Department of Energy and Climate change) og det britiske motstykket til OLF: Oil & Gas UK. Prosjektgruppen etablerte en modell for å analysere virkningene av tiltak og valg næringen og myndighetene kan gjennomføre og hvilke konsekvenser disse kan få for fremtidige produksjons- og investeringsnivåer. Antagelsene i denne scenariemodellen er basert på historiske data fra norsk sokkel samt historiske data fra sentrale og nordlige deler av britisk side av Nordsjøen. De siste ble brukt som basis for å modellere. Prosjektgruppen foretok et antall antagelser om de ressurser som ennå ikke er funnet, basert på en inngående analyse av funnsannsynlighet på norsk sokkel. Dette ble fulgt opp av intervjuer med flere selskaper, både små, middels og store, for å danne et bredere perspektiv. Deretter ble det vært avholdt flere samlinger med petroleumsindustrien for å underbygge og forankre konklusjoner og anbefalinger; herunder med styret og relevante komiteer i OLF. Temaene har blant annet vært konsesjonspolitikk, fiskale rammevilkår og drift. Det har også vært en-til-en-møter, og et arbeidsseminar med representanter fra oljeselskaper, 13

serviceindustri og konsulenter. Et viktig mål for denne rapporten har vært å gi et solid startgrunnlag for en konstruktiv debatt, både innen petroleumsnæringen og mellom næringen og myndighetene, om hva mer som kan gjøres for å oppnå en maksimering av produksjonen på norsk sokkel. Det er stor usikkerhet knyttet til prognosene for produksjonsutviklingen. Denne rapporten har ikke alle svarene; men den forsøker å bedømme virkningen av nåværende status på norsk sokkel for fremtidig produksjon. Ut fra den analysen forsøkes diskusjonen på dette området beveget fremover gjennom anbefalinger av tiltak. Det er knyttet en høy grad av usikkerhet til enkelte vurderinger og anbefalinger, for eksempel om ressursestimater og de mulige virkningene av ny teknologi. Der hvor det er et bredt spekter av meninger har vi forsøkt å gjenspeile og belyse dette. Oljeprisantagelser Siden oppstart av prosjektet har oljeprisen svingt mellom $50 og $140 per fat. I oktober 2008 fikk vi et skarp fall i oljeprisen til rundt $60 per fat, med en ytterligere bevegelse til $50 per fat i november. Dette spennet illustrerer hvor ustabil og usikker oljeprisen er. I denne studien er det i analysene lagt til grunn at selskapene foretar sine investeringsbeslutninger basert på en oljepris på $60-$100 per fat. Dette da analysearbeidet ble utført før det betydelige fallet i oljeprisen. Våre anbefalinger av tiltak som gjennomføres over de neste ett til fem årene, er basert på dette. Vi indikerer i noen av kapitlene hva virkningene vil kunne bli ved en ytterligere økning i oljeprisen. I et scenario med en oljepris under $50 eller over $200 per fat over en lengre periode, vil noen av våre anbefalinger ikke lenger være gyldige. 1.4 Innholdet i rapporten Kapittel 2 gir innsikt i ulike aspekter ved den historiske produksjonsutvikling på norsk sokkel. Kapittel 3, 4, 5 og 6 drøfter ytterligere tiltak fra petroleumsindustrien og myndighetene for å øke utvinning fra eksisterende felt, utforske norsk sokkel mer fullstendig og for å unngå et brått fall i produksjonen og for å holde aktivitetsnivået på norsk sokkel på et bærekraftig nivå. Kapittel 7 og 8 beskriver den senere tids raske endringer på norsk sokkel og hvordan disse endringene har virket inn på produksjons- og aktivitetsnivået. Dessuten drøftes det hvordan næringen kan beholde og tiltrekke seg nødvendig arbeidskraft og kompetanse. Vedlegg 1 inneholder beskrivelse og antagelser som er inkludert i prosjektgruppens senarie modelleringsverktøy til det scenariet som er brukt for å illustrere virkningene av tiltak, beslutninger og anbefalinger. I tillegg diskuteres resultatene av scenariemodelleringen og grader usikkerhet knyttet til anslagene. Vedlegg 2 beskriver Prosjektgruppens samhandling med involverte parter. Vedlegg 3 inneholder Oljedirektoratets klassifisering av petroleumsressursene. Vedlegg 4 omhandler Prosjektgruppens estimater for ressurser og foretar en sammenligning med Oljedirektoratets estimater over betingede ressurser. 14

2. Produksjonsutviklingens historie og rammebetingelser på norsk sokkel 2.1 Kapittelsammendrag Norsk sokkel er inne i en periode med store forandringer. Produksjonen fra de fire største feltene på norsk sokkel, som har stått for femti prosent av norsk oljeproduksjon er raskt avtagende Gassutvinningen er økende, men etter 2015 forventes den ikke å kunne kompensere for nedgangen i oljeproduksjon De siste ti årene har det vært en sterk nedgang i ressursgrunnlaget, både i form av reserver og betingede ressurser I samme periode har det ikke blitt gjort funn som kan gi vesentlige bidrag til produksjons- og investeringsnivået Stadig flere felt nærmer seg produksjonsslutt Sammenlignet med britisk sokkel er norsk sokkel mindre moden med hensyn til leting. På norsk sokkel finnes også store områder som i dag ikke er tilgjengelig for petroleumsaktivitet. I områder som er tilgjengelige, er det fortsatt forventning om å gjøre mange funn, men disse forventes å være små. Det har vært mange endringer på norsk sokkel de siste tre til fire årene. Det har vært et oppsving i antall nye selskaper, stimulert av insentiver for leting og høye oljepriser Nivået på leteaktivitet har vært økende siden 2005, og dette forventes å bli på et høyt nivå også i tiden fremover Investeringer i eksisterende felt øker Kostnadene øker, og i samsvar med globale trender, har særlig borekostnader for feltutvikling økt kraftig I dette kapittel belyses forskjeller mellom norsk og britisk sokkel. 2.2 Norsk sokkel er en petroleumsprovins som nærmer seg modning Etter nesten førti år med praktisk talt uavbrutt vekst, har den samlede produksjonen av olje og gass på norsk sokkel nådd et nivå på mellom 4,0 og 4,5 millioner fat o.e. per dag. Det forventes at produksjonen vil bli værende på dette nivået de neste syv årene, hvis oljeprisen holder seg over $60 per fat. Etter rundt 2015 forventes det imidlertid at den samlede olje- og gassproduksjon vil begynne å avta (Fig. 2.1). 15

5,0 4,5 4,0 Historisk Prognose Produksjon (millioner fat oe/d) 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Kilde: OD data Historisk og prognose reserver Betingede ressurser i funn Betingede ressurser i felt Uoppdagede ressurser Fig. 2.1: Norsk sokkels historiske produksjon og ODs produksjonsprognose (31.12.2007). Oljeproduksjonen har vært fallende siden 2002 (Fig. 2.2). Produksjonen er dominert av store felt som har produsert i mange år, men hvor produksjonen nå går nedover. Grunnen er at i eldre felt har trykket i reservoaret falt, de gjenværende ressursene som kan nås med nye brønner, er små og befinner seg ofte i utkanten av feltene. 5,0 4,5 Historisk Prognose 4,0 Produksjon (millioner fat oe/d) 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2019 Gass produksjon Væske produksjon Kilde: OD data (RNB operatørs prognose, høst 2007) Fig. 2.2: Norsk sokkels historiske og forventede produksjon av væske og gass fra reserver og betingede ressurser i felt. 16

Gassutvinningen har økt med 58 prosent siden 2000, grunnet nye gassfelt (f.eks. Åsgard, Sør Gullfaks og Oseberg) som er satt i produksjon. Denne utviklingen forventes å fortsette når Ormen Lange og Snøhvit har kommet opp på platåproduksjon. Dette vil ikke være tilstrekkelig til å motvirke fallet i oljeproduksjon. Dermed forventes den samlede produksjonen på norsk sokkel å falle etter 2015. Produksjonsbidraget fra de ti største feltene er raskt avtagende. De fleste av disse feltene er nå modne (Fig. 2.3). De fire største feltene (Statfjord, Ekofisk, Oseberg og Gullfaks i Nordsjøen) sto for 50 prosent av oljeproduksjonen før 2007. Disse feltene har nå utvunnet 60 til 90 prosent av sine antatte utvinnbare reserver (Fig. 2.4). 6 5 Historisk Prognose* Produksjon (millioner fat oe/d) 4 3 2 1 0 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 10 største væskefelt 10 største gassfelt Andre væskefelt Andre gassfelt Kilde: OD data * RNB operatørs prognose, høst 2007 Fig. 2.3: Historisk og fremtidig antatt væske og- gassproduksjon fra reserver i de ti største feltene (Troll, Ekofisk, Oseberg, Heidrun, Snorre, Gullfaks, Statfjord, Ormen Lange, Åsgard, Snøhvit) sammenlignet med andre produserende felt. I løpet av ti år har reservene økt med 19,6 milliarder fat o.e. mens det er produsert 16 milliarder fat o.e.. Dette representerer en gjennomsnittlig tilvekstrate mot produksjon på 123 prosent. Det meste av dette er gassreserver som har blitt lagt til gjennom videreutvikling av eksisterende felt og fra nye gassfunn. Bare et mindre olje- og gassvolum er tilkommet som reserver fra nye, små funn. Summen av gjenværende reserver og betingede ressurser (antatt utvinnbar olje- og gassmengder som er påvist, men hvor det ikke er tatt beslutning om og gitt tillatelse til å utvinne) fra felt og nye funn, har hatt en reduksjon på 7,2 milliarder fat o.e. i tiårsperioden. 80 prosent henger sammen med en reduksjon i oljereservene og betingede oljeressurser. I løpet av de siste ti årene er det ikke gjort noen nye funn som har bidratt vesentlig til reserve- og ressurstilvekst, bortsett fra Ormen Lange som ble funnet i 1997. Dette er det siste store funnet gjort på norsk sokkel og antas å inneholde over 2 milliarder fat o.e. utvinnbare reserver. Etter dette er det kun gjort små funn (mindre enn 300 millioner fat o.e. utvinnbare volumer). Disse inneholder hovedsaklig gass. Skarv (1998) og Goliat (2000) er de viktigste drivverdige funnene i senere tid. Funnene som for tiden er i planleggings- og utviklingsfasen, vil ikke kunne bidra vesentlig til produksjon og investeringsnivå i den neste fem- til tiårsperioden. Fig. 17

2.4 viser den dominerende rollen de modne oljefeltene har i produksjonen samt mangelen på store funn for å kunne erstatte dem. Funn Felt i produksjon 100 Boblestørrelse representerer gjenværende ressurser Opprinnelig utvinnbare reserver (log skala milliarder fat oe) 10 1 0,1 Victoria Ormen Lange Snøhvit Troll Gas Åsgard Ekofisk Statfjord 0,01 Ingen plan Utvikling sannsynlig Kilde: Wood Mackenzie data Under Planlegging Under utvikling 50% Prosent utvinnbare reserver produsert 90% Fig. 2.4: Samlede forventede utvinnbare reserver versus prosentandel av reserver produsert. Felt i produksjon vises til høyre. Utviklingsstadium for funnene versus forventede utvinnbare reserver vises til venstre. 2.3 Leteaktivitet på norsk sokkel Fig. 2.5 sammenligner såkalte creaming-kurver for norsk og britisk sokkel fra oppstarten av letevirksomheten. En creaming-kurve plasserer størrelsen på funnene kumulativt i den rekkefølgen de er gjort. Kurvens form gjenspeiler det generelle prinsippet at et basseng inneholder et lite antall store funn og et stort antall små til svært små funn. De største funnene blir gjerne gjort på et tidlig stadium, etterfulgt av et stadig større antall mindre funn. Den største ansamlingen i ressurser er vanligvis den delen som er lettest å finne. Etter hvert som de store forekomstene blir funnet og leteaktiviteten går videre, blir størrelsen på hvert nytt tilleggsfunn stadig mindre. Creaming-kurvene, for henholdsvis norsk og britisk sokkel, illustrerer dette mønsteret. Store funn ble gjort på norsk sokkel i løpet av 70-og 80-tallet. På 90-tallet flater creaming-kurven ut fordi funnene ble mindre og mindre. En forskjell mellom norsk og britisk sokkel er at det er gjort flere meget store funn på norsk sokkel. Dermed er gjennomsnittlig kommersielt drivverdig volum per funn betraktelig høyere for norsk sokkel enn for britisk sokkel. På britisk sokkel har alle områder blitt gjort tilgjengelig for industrien i lisensrundene, mens letearealet på norsk sokkel har blitt tildelt gradvis. 18

Samlede ressurstilvekst (milliarder fat oe) 60 50 Ormen Lange 40 30 Troll 20 10 Funnhistorie norsk sokkel Statfjord Funnhistorie britisk sokkel 0 0 25 50 75 Kilde: Wood Mackenzie data 100 125 150 175 200 225 250 Antall drivverdige funn i rekkefølge Fig. 2.5 Creaming-kurver for norsk og britisk sokkel: Samlet ressurstilvekst av kommersielt drivverdige funn i periode 1965 og 2007. Fortsatt er mer enn 40 prosent av arealene på norsk sokkel ikke tilgjengelig for petroleumsvirksomhet, i tillegg er omstridt område mot Russland ikke tilgjengelig. (Fig. 2.6). På britisk sokkel er det gjort rundt 150 flere funn enn på norsk sokkel. Disse funnene er i hovedsak små. For norsk sokkel begynte creamingkurven å flate ut i 1980, men noen store funn ble også gjort på 90-tallet. Hver gang et nytt område ble åpnet, ble det gjort noen nye og større funn. Dette vises som et antall små creaming-kurver i diagrammet. Funnraten er prosentandelen av gjennomførte letebrønner som har resultert i funn av olje eller gass. Etter hvert som operatørene har fått en bedre forståelse av geologien, har denne raten steget Kilde: OD Fig. 2.6 Arealstatus for petroleumsvirksomheten på norsk sokkel. 19

over tid. Det er imidlertid bare et fåtall av disse funnene som inneholder nok petroleum til lønnsom utbygging. Siden 1996 er det kun ett av tre funn som har vært ansett som drivverdige, med 2008-betingelser (Fig. 2.7). 80 70 3 av 4 funn drivverdige 1 av 3 funn drivverdige 60 Funn suksessrate % 50 40 30 20 10 0 1966 1968 1970 Kilde: Wood Mackenzie data 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2001 2003 2005 2007 Antall drivverdige funn Totalt antall funn (kurvene er glattet) Fig. 2.7: Resultater fra leteboring 1966 til 2007: Samlet antall funn versus funn som anses kommersielt drivverdige med 2008- betingelser. Da oljeprisen falt i henholdsvis 1986 og 1999, resulterte det begge gangene i et dramatisk fall i leteaktiviteten på norsk og britisk sokkel. Idet oljeprisen begynte å stige igjen i 2003, fikk Storbritannia en rask økning i antall letebrønner (Fig. 2.8). Endringer antall letebrønner i prosent (2000 er 100%) 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 Norsk sokkel historisk Norsk sokkel plan Britisk sokkel 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Kilde: Historisk = IHS, Prognose = OD Fig. 2.8: Antall letebrønner boret på norsk og britisk sokkel relativt til antall letebrønner boret i 2000. 20

Dette skyldtes delvis tiltak som den britiske regjering satte i verk, herunder en åpning for lisenser til kun leting. På norsk sokkel fortsatte imidlertid antallet letebrønner å synke, fra 17 brønner boret i 2000 til 8 brønner i 2004. Myndighetene satte da inn tiltak som tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) samt skatteinsentiver for leteaktivitet (se også kapittel 4). Godt hjulpet av høy oljepris, har disse tiltakene bidratt til økt leteaktivitet. Tallet på selskaper som fikk tildelt utvinningstillatelser, har gått opp fra 20 i 1999 til 66 i september 2008. Flertallet av de nye selskapene har søkt om letelisenser. Antall lete- og avgrensingsbrønner har steget til rundt 30 i 2007, og for 2008 er det utsikter til om lag 50 brønner. 2.4 Økning i aktivitetsnivået, til tross for stigende kostnader I tillegg til økt utforskningsaktivitet har det vært en kraftig økning i aktivitet knyttet til eksisterende felt. Det forventes et fortsatt høyt aktivitetsnivå de neste tre til fire årene (Fig. 2.9). Høy oljepris har stimulert operatørene til å akselerere produksjonen og til å søke muligheter for å øke utvinningen fra eksisterende felt. Dette reflekteres i det økte antallet utvinningsbrønner som ventes å bli boret og også i det stigende antallet modifikasjoner som utføres på plattformene for å få forbedret oppetid. I tillegg er det flere storstilte prosjekter knyttet til videreutvikling av kjente anlegg som Valhall og Ekofisk på gang. Flere av plattformene blir fjernet og erstattet med nye. Enkelte felt, som tidligere var stengt ned, har nå begynt på sin andre livssyklus (Yme og Frøy). Det forventes høy aktivitet i hvert fall frem til 2012, under forutsetning av at oljeprisen holder seg over $60 fatet. I tydelig kontrast til dette har investeringsnivået i utviklingen av nye felt sunket betydelig siden 1997, noe som henger sammen med at det ikke er gjort store funn. 70 Kapital investeringer (milliarder NOK) 60 50 40 30 20 10 0 1975 Felt i drift Feltutbygging Leting Rørtransport Landvirksomhet Kilde: Rystad Energy; Statistisk sentralbyrå; OD 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 År Fig. 2.9: Historisk og antatt kapitalinvesteringer på norsk sokkel. 21

Med høy oljepris og høy global petroleumsaktivitet har imidlertid kostnadsnivået økt. Den seneste kapitalkostnadsindeksen (oppstrøms) fra IHS/Cambridge Energy Research Associates (CERA) viser at globale kostnader til utvikling av nye olje- og gassfelt er mer enn fordoblet på fire år (Fig. 2.10). 350 Økning i kostnadene siden 2000 (2000=100%) 300 250 200 150 100 50 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Slutten 07 CERA UCCI (global upstream capital cost index) OD (kapital investering per utvinningsbrønn) Fig.2.10: Indeks for nominelle kapitalkostnader: ODs utbyggingsborekostnader sammenlignet med Global oppstrøms kapitalkostnadsindeks Norge er ikke noe unntak. For nylig gjennomførte utbyggingsprosjekter på norsk sokkel er de faktiske kostnadene i gjennomsnitt 23 prosent høyere, enn estimert i PUD (Plan for Utbygging og Drift). Borekostnadene ved utbygging på norsk sokkel har steget betydelig siden 2002, og mer enn den globale vektede indeksen for oppstrøms kapitalkostnader. Mangelen på flyttbare rigger og begrensninger når det gjelder import av disse, samt spesialkrav til riggene for å kunne operere på norsk sokkel, har drevet kostnadene oppover. Kostnadsøkningen her har oppstått to år før økningen i den globale indeksen. Driftskostnadene har også økt vesentlig i løpet av de siste to årene. Høy oljepris kompenserer ikke nødvendigvis for økningen i driftskostnader når det gjelder forlengelse av feltenes levetid. Med andre ord vil enkelte av de eldre feltene med forholdsvis lav produksjon, ikke kunne forlenge sin levetid på en lønnsom måte, høy oljepris til tross. Det er ennå ingen tegn til at aktiviteter stanses på grunn av økte kostnader. Det er imidlertid viktig å være klar over at kostnadene ikke nødvendigvis vil følge oljeprisen nedover uten et tidsmessig etterslep. Ved et merkbart fall i oljeprisen vil kostnadene fortsette å være høye en god stund i ettertid. Både industrien og myndighetene har behov for å utvikle en bedre fleksibilitet og tilpasningsdyktighet for å kunne takle en situasjon preget av høye kostnader og lav oljepris, slik at en unngår et dramatisk fall i aktivitetsnivået. 22

2.5 Det er flere viktige forskjeller i rammebetingelsene mellom Storbritannia og Norge I rapporten foretar vi sammenligninger mellom norsk og britisk sokkel. Britisk sokkel ble valgt fordi den har en sammenlignbar geologi og fordi britisk sokkel i helhet anses for å befinne seg på et senere stadium av modenhet. Dessuten har den britiske regjering de siste årene gjennomført tiltak for å fremme petroleumsaktiviteten. Dette er tiltak som man allerede nå kan se virkningen av og som norsk sokkel kan lære av. Det er imidlertid noen sentrale forskjeller i rammebetingelsene for norsk- og britisk sokkel. Som nevnt tidligere har norske myndigheter gjennomført en del tiltak for å stimulere til aktivitet. På norsk sokkel har det vært et høyt, men stabilt, skattenivå, og også insentiver for å stimulere til leting og teknologiutvikling. Generelt har de britiske myndigheters tilnærming siden 1980-årene hatt til hensikt å oppmuntre til konkurranse. Denne tilnærming har til en viss grad vært vellykket, i og med at produksjonsnedgangen på britisk sokkel midlertidig ble stanset. Tiltakene har blant annet vært aktiv stimulering av kjøp, bytte og salg av eierandeler i felt i drift og funn samt færre barrierer for nye aktører i letevirksomheten. Tilnærmingen har imidlertid ikke utelukkende vært markedsorientert. Den britiske regjering har også grepet inn mer direkte, for eksempel gjennom regelmessig endring av skattesystemet i takt med oljeprisens svingninger. Det er viktig å være klar over at den markedsorienterte tilnærmingen som britiske myndigheter har inntatt for å stimulere aktivitet, ikke nødvendigvis kan anvendes i Norge. Sentrale forskjeller som begrenser markedskreftenes innvirkning: På norsk sokkel opererer StatoilHydro 80 prosent av landets produksjon. Produksjonsresultatene på norsk sokkel gjenspeiler derfor i stor grad StatoilHydros resultater. Det finnes ikke noe motstykke til Petoro i Storbritannia. The Department of Business, Enterprise and Regulatory Reform (BERR) utøver en viss forvaltning av Storbritannias olje- og gassressurser, men ikke ut i fra en posisjon som eier. Mange av bestemmelsene som omhandler arbeidsforhold i Norge, er unike for landet. Dette innbefatter rotasjonsoppsettet på 2-4 uker i stedet for 2-3 uker som gjelder for Storbritannia, samt reguleringer som begrenser omfanget av nattarbeid og lignende. Kriteriene for prekvalifisering som rettighetshaver er mer fleksible i Storbritannia. Opprettelsen av såkalte promoteringsrunder har gjort det mulig for små aktører å kvalifisere seg til lisenser som begrenser seg til kun leteaktivitet med et mindre antall medarbeidere, og da med kun noen få medarbeidere som er avgjørende for sikkerheten. Arbeidstakerne trenger ikke å være bosatt i Storbritannia. For å bli prekvalifisert som rettighetshaver på norsk sokkel, må nye selskaper har et visst antall geologer og ingeniører som er lokalisert i Norge. 23

3. Økt utvinning av olje og gass fra eksisterende felt 3.1 Kapittelsammendrag På 70- og 80-tallet ble det gjort mange store funn på norsk sokkel. Norsk sokkel er verdensledende når det gjelder utvinningsgrad fra feltene. Operatører på norsk sokkel har hatt stor suksess med gjentatte forbedringer av utvinningsgraden for feltene. Dette er et resultat av at selskapene på norsk sokkel hele tiden har tatt i bruk de beste metodene og ny teknologi. Oppnådde resultater har ført til forventning om fortsatt forbedret utvinningsgrad også i fremtiden. Det finnes et potensial for enda høyere utvinningsgrad, men at det samtidig er noen viktige utfordringer som må håndteres dersom suksesshistorien skal fortsette. Den første utfordringen er å videreføre det allerede høye investeringsnivået og den store aktiviteten i de aldrende feltene. De fleste store oljefelt har produsert mer enn 60 prosent av sine antatt utvinnbare olje- og gassreserver. Produksjonen er nå i rask tilbakegang. De gjenværende fatene i disse feltene vil være mer krevende å utvinne rent teknisk, og dermed også mer arbeidsintensive og kostnadskrevende. Kostnadene har steget i takt med oljeprisen og økt petroleumsaktivitet på globalt nivå. Dessuten kommer nå en økende andel av produksjonen fra norsk sokkel fra små til middels store felt. Flere av disse feltene har undervannsløsninger i stedet for plattformer. I gjennomsnitt har disse feltene en lavere utvinningsgrad, og det vil være en utfordring å forlenge disse feltenes levetid på en kostnadseffektiv måte. Den andre hovedutfordringen er å opprettholde fokus på anvendelse av ny teknologi. I løpet av de neste 15 årene vil produksjonen på mange av de store feltene avsluttes. Dermed er det begrenset tid til rådighet for å videreutvikle og anvende ny teknologi som kan gi økt utvinningsgrad. De små funnene som er gjort i de siste årene, gir ikke tilstrekkelige økonomiske insentiver til at det blir videreutviklet og tatt i bruk ny teknologi. I en verden med høy oljepris, tenderer selskapene til å fokusere på kortsiktig produksjon fremfor på anvendelse av ny teknologi. Innsatsen på forskning og utvikling av metoder for å øke utvinningsgrad, bør for øvrig økes. Anvendelse av Integrerte Operasjoner kan bidra til en vesentlig økning av utvinningsgrad fra eksisterende felt. Ny informasjonsteknologi gjør det nå mulig å overvåke brønner og operasjoner kontinuerlig fra land i sanntid. Denne teknologien legger til rette for utstrakt samarbeid mellom eksperter på land og offshore samtidig som den forsterker anleggenes driftssikkerhet. Dette er avgjørende utfordringer, også i en verden med høy oljepris. For øyeblikket pågår en debatt om med hvilket omfang og tempo stimulerte oljeutvinningsmetoder (på engelsk Enhanced Oil Recovery-metoder (EOR)) kan bidra til å øke utvinningsgraden på norsk sokkel. Rapportens anbefalinger omfatter: Myndighetene bør vurdere å etablere en støtteordning for å øke utvinningen fra modne felt. Ordningen må gjelde spesielt for prosjekter i felt som har et betydelig 24

potensial for økt utvinningsgrad, men som ikke ville ha blitt utført med dagens beslutningskriterier, eller dersom prosjekter har en betydelig nedsiderisiko. Bedre bransjesamarbeid bør etableres for demonstrasjon av viktige nye teknologier samt uttesting av disse. Fremfor å gi støtte til en rekke mindre prosjekter bør myndighetene prioritere bidrag til et mer fokusert sett av teknologiske demonstrasjonsprosjekter, for eksempel til metoder for å øke utvinning eller til utvikling av kostnadseffektive metoder for intervensjon i undervannsbrønner. Industrien må satse bredere på Integrerte Operasjoner for å øke utvinningsgraden og redusere driftskostnadene. Dette krever et forbedret samarbeid mellom operatører og leverandører. 3.2 Norsk sokkel har en høy forventet utvinningsgrad Forventet gjennomsnitt for utvinningsgrad for oljefeltene er for tiden 46 prosent. Den tilsvarende utvinningsgrad for gass er 70 prosent. Norsk sokkel er blant de offshore petroleumsregioner i verden som har høyest gjennomsnittlig utvinningsgrad. ODs studie av 36 oljeproduserende felt på norsk sokkel viste at 29 felt i gjennomsnitt hadde fordoblet sine reserver sammenlignet med de forventede anslag i plan for utbygging og drift (PUD) for disse feltene (Fig. 3.1). Faktor for reservetilvekst 4 3 2 1 Feltstørrelse per 31.12.2006 > 100 million Sm³ 30-100 million Sm³ 10-30 million Sm³ < 10 million Sm³ Volumveid gjennomsnitt = 2.0 Gjennomsnitt = 1.7 0 Kilde: OD Troll II Valhall Tordis Ula Ekofisk Gullfaks Sør Hod Oseberg Draugen Balder Vigdis Snorre Statfjord Øst Eldfisk Veslefrikk Statfjord Nord Heidrun Gullfaks Varg Tor Yme Brage Murchison Norne Gyda Oseberg Øst Alvheim Statfjord Grane Oseberg Sør Embla Jotun Njord Visund Edda Frøy Fig. 3.1: Faktor for reserverttilvekst av olje i forhold til opprinnelig Plan for utbygging og drift (PUD). Dette ble blant annet oppnådd på grunn av følgende: Omfattende bruk av vanninjeksjon og gassinjeksjon, ofte implementert fra produksjonsstart. På norsk sokkel har operatørene fokusert på reservoarstyring gjennom feltenes totale livsløp. Arbeidet har hovedvekt på datainnsamling og analyser basert på det siste innen reservoarmodellering og 4-D seismikk. Dette har hovedsaklig vært drevet frem av det høye kostnadsnivået for offshore utvikling og brønner. Bruk av ny teknologi. Historisk sett har operatørene på norsk sokkel vært tidlig ute med å demonstrere og anvende ny teknologi. Horisontale brønner, brønner med lang rekkevidde og multilaterale brønner har hatt en fremtredende rolle i videreutviklingen av eksisterende felt. 25

Det skal bemerkes at i de tidlige fasene av utviklingen på norsk sokkel var operatørene konservative i sine estimater av utvinningsgrad, basert på datidens begrensede kunnskap, feltinformasjon og erfaring. For eksempel hadde man lite erfaring med utvikling av kalkfelt som Valhall og Ekofisk. I senere fase har operatørene hatt et helt annet sammenligningsgrunnlag for å kunne velge de beste tilgjengelige fremgangsmåtene for å øke utvinningen i slike felt. 3.3 Betingede ressurser i felt er fremdeles betydelige, men reserver og betingede ressurser svinner raskt Gitt den nåværende situasjon med en norsk sokkel i modning, tror vi at reservene og de betingede ressursene i eksisterende felt kun har begrenset potensial for å øke ytterligere. ODs mål for reserver, som ble satt i 2005, vil bli utfordrende å nå, selv om oljeprisen skulle fortsette å holde seg på et høyt nivå. ODs anslag for betingede ressurser i eksisterende felt er på 4,7 milliarder fat o.e. Av de betingede ressurser forventes 68 prosent å komme fra olje og 32 prosent fra gass. Tradisjonelt har operatørene og øvrige rettighetshavere identifisert stadig nye muligheter for å øke utvinningsgraden for feltene. I løpet av de siste ti årene har en sett færre muligheter for økt utvinning. Volumene på betingede ressurser i eksisterende felt har gått ned med 5,4 milliarder fat o.e., fra 11 prosent til 4 prosent av de samlede ressurser. Til tross for høy oljepris de siste par årene, forventes det at denne nedgangen vil fortsette. Et eksempel på et område hvor OD har høye forventninger, er målprognosen for vekst i oljereserver. I 2005 satte OD et mål om å oppnå en vekst på 5 milliarder fat, i oljereserver mellom 2005 og 2015. Av dette forventes 75 prosent å komme fra ressurser i eksisterende felt og 25 prosent fra nye utbygginger. Innen utgangen av 2007 var veksten i faktiske reserver i henhold til målsetningene rett i underkant av operatørprognosen (Fig. 3.2). Det vil bli utfordrende å nå målene i årene som kommer. Tilvekst av oljereserver (milliarder fat) 5 4 3 2 1 0 Kilde: OD Foreløpige 2004 2006 2008 2010 2012 2014 Mål for reservevekst Faktisk reserveendring Operatørenes prognoser Foreløpige operatørenes estimat RNB2007 Fig. 3.2: Status for ODs mål om tilvekst av oljereserver på 5 milliarder fat innen 2015. 26

3.3.1 Det vil være en utfordring å sikre fortsatt høy aktivitet og høyt investeringsnivå i modne felt For å oppnå ODs mål for oljereserver og potensialet i betingede ressurser, er det nødvendig at aktivitetsnivået i eksisterende felt holdes oppe. Dette vil være utfordrende: De fleste av de større feltene er i en moden fase hvor over halvparten av de utvinnbare reservene allerede er produsert (se kapittel 2, Fig. 2.4). Det vil bli vanskeligere å få tak i den andre halvparten. I 2007 kom 60 prosent av oljeproduksjonen fra de ti største feltene på norsk sokkel. De fleste av disse har nå en synkende produksjon. Når feltene modnes blir de vanligvis mer komplekse, både mht produksjon og videreutvikling. For eksempel har modne felt soner med varierende trykk og de har ofte økt vannproduksjon. Målene for boringen befinner seg vanligvis i mer komplekse og fjerntliggende deler av feltene og hydrokarbonene er ofte lokalisert i små gjenværende lommer. Dermed går kostnaden per fat opp. Modne felt betyr dermed en mer ressurskrevende reservoarstyring. Det er en økende mangel på erfarne fagfolk som kan arbeide med reservoarstyring og mulighetsidentifisering i modne felt. Dette forsterkes ytterligere av at erfarne medarbeidere går over fra de store operatørene til nye og mindre leteselskaper. 5 40% Produksjon (million oe per dag) 4 3 2 1 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% Andel produsert fra undervannsinnretninger 0 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 0% Kilde: OD Produksjon fra undervannsinnretninger Produksjon fra faststående plattformer Prosentvis produksjon fra undervannsinnretninger Fig. 3.3: Norsk sokkels samlede historiske produksjon delt opp i plattformer og undervannsinnretninger. Siden midten av 90-tallet har det vært en økning i antallet undervannsutbygginger. Mange av de nye produserende feltene er små og utbygd med undervannsbrønner knyttet til eksisterende plattformer eller flyttende produksjonsenheter. Dette har resultert i en vekst i produksjon fra undervannsinstallasjoner på 32 prosent. (Fig. 3.3). Utvinningsgraden i undervannsfeltene er imidlertid i gjennomsnitt rundt 10 prosent lavere enn for større plattformfelt. De høye kostnadene for intervensjoner i undervannsbrønner gjør det vanskeligere å forbedre utvinningsgraden for disse 27

28 feltene og å forlenge feltenes levetid. Utviklingen av undervannsteknologi, som er i stand til å bidra til en mer kostnadseffektiv utvikling av undervannsfelt, vil være et hovedelement for å takle disse utfordringene. På grunn av mangel på flyttbare rigger og mannskap har det dannet seg et etterslep i aktivitetene de siste årene (se Kapittel 7). Dersom dette vedvarer over en lengre periode, kan det føre til at produksjonsforbedringstiltak ikke blir gjennomført fordi verdien av disse tiltakene avtar over tid. For eksempel vil potensialet til å akselerere produksjonen fra en ny utvinningsbrønn, avta etter hvert som et felt tømmes. Prosentandelen av produksjon fra de større oljefeltene går nedover, og norsk sokkel blir mer avhengig av produksjon fra et stort antall av mindre felt (se Kapittel 2, Fig.2.3). Mindre felt har generelt lavere utvinningsgrad enn store felt (Fig. 3.4). Vanligvis tas det kun i bruk et begrenset antall utvinningsbrønner i små felt. Av den grunn vil deler av reservoaret ikke oppnå optimal drenering. Skulle det oppstå feil i en av brønnene, vil dette således kunne få store konsekvenser for hele feltets produksjon. Injeksjon Væske Gass % % av vann eller gass øker 100 100 kostnadene og er derfor 80 ofte ikke aktuelt i mindre 80 80 77 74 felt. De siste årenes betydelige kostnadsøkning, kan i fremtiden bli til hinder for investeringer i modne felt. Det er så langt ingen indikasjoner på at økninger i anleggskostnader og riggrater har vært til hinder for investeringer i modne felt. Tvert imot har investeringsnivået i felt på norsk sokkel økt Utvinningsgrad 60 40 20 64 0 1/5 2/5 3/5 4/5 Minste største felt felt Felt størrelse Utvinningsgrad Antall felt Kilde: OD data 54 siden 2000, og denne trenden forventes å fortsette frem til 2012, under forutsetning av at oljeprisen holder seg over $60 per fat (kapittel 2, Fig. 2.9). Store investeringer er i ferd med å bli gjort, og det planlegges fornyet utbygging av modne felt som for eksempel Ekofisk og Valhall. Boring av utvinningsbrønner i modne reservoarer, som for eksempel Gullfaks og Statfjord, er på sitt høyeste nivå noensinne. På britisk sokkel ser vi imidlertid en mer foruroligende utvikling: I 2007 har man sett et markert fall i investeringsnivået for eksisterende felt, og dette forventes å fortsette over de neste fire årene (Fig. 3.5). Den betydelige kostnadsøkningen siden 2005, kombinert med høyere skattesatser, har redusert marginene. Som en konsekvens av dette har investeringsnivået, særlig på og rundt de modne feltene, begynt å falle. I mai 2008 annonserte den britiske regjering endringer i skattereglene for å stimulere til aktivitet på ikke utviklede områder av eldre felt. Dersom kostnadsinflasjonen fortsetter på verdensbasis, kan norsk sokkel komme til å oppleve en lignende nedgang i investeringsnivå for eksisterende felt. I et scenario med langvarig lavere oljepris kan det på kort sikt forventes at aktivitetsnivå og investeringsnivå i modne felt vil falle. Dette fordi kostnadene ikke vil følge oljeprisene like raskt nedover. 47 33 24 Utvinningsgrad 60 40 20 0 56 36 1/5 største felt 2/5 3/5 4/5 Minste felt Felt størrelse Fig. 3.4: Forventet utvinningsgrad versus feltstørrelse for olje og gass.

7 6 milliarder (RT 07 fra 2007) 5 4 3 2 1 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Mulige nye utviklinger Sannsynlige nye utviklinger Godkjent virksomhet Mulige virksomheter i felt Sannsynlige virksomheter i felt Kilde: Data 2002-2006 BERR, data 2007 fremover Oil & Gas UK Fig. 3.5: Britisk sokkels faktiske og forventete kapitalinvesteringsnivå mellom 2002 og 2012. 3.3.2 Det blir utfordrende å holde anvendelse av ny teknologi på et høyt nivå Norge er verdensledende når det gjelder utvikling og bruk av ny petroleumsteknologi. Historisk sett har operatørene på norsk sokkel, ikke minst Statoil og Hydro, gått i spissen for innovasjon, utvikling og anvendelse av ny teknologi. Fra sent på 80-tallet ble det ved feltutbygginger tatt i bruk det nyeste innen boreteknologi. Blant annet ble horisontal boring anvendt i feltutbygginger. Nyere eksempler er 4-D seismikk, undervannsteknologi for dypt vann og Integrerte Operasjoner.. De senere årene har det også vært rask fremgang i miljøteknologi. Leverandørene og oljeselskapene har brukt, og bruker fortsatt, norsk sokkel som forsøksområde for ny teknologi. Deretter bruker aktørene den teknologi og kompetanse som er utviklet i Norge, til å fremme sine internasjonale forretninger, for eksempel innen dypvannsteknologi. De norske forskningsmiljøene har skaffet seg et godt rykte på verdensbasis. På den annen siden har middels store og store internasjonale oljeselskaper og leverandører, brakt med seg kompetanse fra utlandet, blant annet på områder som teknologianvendelse i lavkostnadsområder med høy brønntetthet. Det har vært omfattende samarbeid og kostnadsdeling mellom aktørene i felles industriprosjekter, både i lisenser og mellom selskaper. Operatørene har også fått muligheten til å skrive av deler av forsknings- og utviklingskostnadene på lisensbudsjettet. Disse to faktorene har gitt ytterligere stimulans til utvikling og anvendelse av ny teknologi. De nevnte momentene har resultert i betydelige økninger i utvinningsgrad for eksisterende felt (se Fig 3.1) og utvikling av felt i områder med tøffe klimatiske forhold. I fremtiden tror vi det vil bli vanskeligere å opprettholde et slikt høyt nivå med tanke på ytterligere økt utvinningsgrad og anvendelse av ny teknologi, av følgende grunner: 29

De mindre funn som er gjort de siste ti årene, gir ikke tilstrekkelig insentiver til videreutvikling og anvendelse av ny teknologi. Historisk sett har ny teknologi blitt utviklet for de store olje- og gassfeltene. Det har vært mangel på demonstrasjonsprosjekter for testing av ny teknologi. Forskningsmiljøene og leverandørindustrien fortsetter å videreutvikle teknologi. Det er imidlertid vanskelig å få tilgang til felt hvor de nye løsningene kan prøves ut og kvalifiseres. De fleste selskap har produksjonsmål høyt oppe på sin prioriteringsliste på grunn av den høye oljeprisen. Få av selskapene ønsker å risikere produksjonsunderskudd ved å ta i bruk ny og uprøvd teknologi. I enkelte tilfeller har operatører foreslått demonstrasjonsprosjekter, men lisenspartnerne har ikke ønsket å investere eller stille anlegg til disposisjon. I noen tilfeller har det vært nødvendig med ekstern finansiering for at lisenspartnerne skulle godkjenne testingen Tidsvinduet for å kunne ta i bruk ny teknologi i eksisterende større oljefelt er begrenset. De fleste av de større oljefeltene befinner seg i moden fase og nærmer seg avslutning av produksjonen, med noen unntak som Valhall, Ekofisk, Heidrun og Snorre. Det er mangel på forsknings- og utviklingsmidler (FOU) til å utvikle nye metoder og ny reservoarteknologi som kan øke utvinningsgraden av olje. Det eksisterer kun noen få fellesprosjekter i industrien innen denne typen reservoarteknologi. Noen av de større selskapene utfører FOU-prosjekter internt eller sponser forskningsinstitutter i Norge for at de skal utføre reservoarteknologiske studier (for eksempel er det 14 forskningsprosjekter som er sponset av Petromaks). Det er få forskerstipender i Norge for reservoarrelatert FOU. Interessen for realfag blant norske studenter er fallende. Konkurransen om de uteksaminerte kandidatene innen petroleumsindustrien er økende. Forskningsstipender i geologi og geofysikk blir ofte tildelt utenlandske studenter. 3.3.3 Det pågår en diskusjon om hvilke muligheter stimulert utvinning har for å øke reservene i feltene I mer enn 25 år har oljeselskap over hele verden eksperimentert med metoder for stimulert oljeutvinning. Stimulert oljeutvinning eller Enhanced Oil Recovery (EOR) er avanserte metoder for å redusere mengden av residuell (ikke-bevegelig) olje i et felt. Dette er olje som ikke lar seg drive ut av reservoarene, og den kan derfor ikke bli produsert med vanlige metoder. EOR-metoder er for eksempel injeksjon av kjemikalier, CO2 eller mikrobakterier. Begrepet økt oljeutvinning eller Improved Oil Recovery (IOR) er en samlebetegnelse og dekker hele spekteret av utviklingsmetoder for forbedret utvinning av mobil (bevegelig) olje. IOR omfatter utvinningsmetoder som tar for seg problemet med lommer av mobil olje som blir etterlatt i reservoaret. De viktigste utvinningsmetodene er injeksjon av vann og naturgass, trykkavlasting og alternerende vann- og gassinjeksjon. Selv om anvendelse av EOR-metoder stadig griper om seg på utenlandske, landbaserte oljefelt, går det senere på offshorefeltene. På verdensbasis er det et visst antall pilotprosjekter, men EOR er ikke tatt i bruk på et helt offshorefelt. Det er enkelte som har tro på at EOR-metoder vil kunne føre til en økning i produksjonen fra de større feltene på norsk sokkel, på mellomlang til lang sikt. Andre derimot tror ikke at EOR-metoder kan tas i bruk raskt nok til at de kan nyttiggjøres på de større oljefeltene som nå er i ferd med å tommes. De som er skeptiske tror ikke at EOR vil kunne gi noe vesentlig bidrag til 30

reservetilvekst, selv om metodene vil kunne tas i bruk på enkelte felt. Følgende grunner anføres: EOR-metoder på norsk sokkel vil bli svært dyrt. Anvendelse av EOR-metoder offshore er kostbart og har hittil vært ulønnsomt å ta i bruk i stor skala. Pilotprosjekter hvor EOR-metoder blir brukt, settes bare i gang sporadisk, som for eksempel mikrobepiloten i Norne-feltet. I mange tilfeller krever EOR-metoder en fullstendig utskifting av plattform- og brønnutstyr på hele feltet. Dette vil nødvendigvis medføre en nedstengning av feltet for utskiftingsperioden. Det er ikke mange operatører som er vil bytte bort den kortsiktige produksjonen med langsiktig produksjon. Spesielt ikke når det i tillegg er risiko for forringelse av reservoarkvaliteten på grunn av vekselvirkning mellom reservoarbergarten og de kjemikaliene som brukes. Et ferskt eksempel er studien av CO2-injeksjon i Draugenfeltet, hvor kostnadene langt oversteg fordelene. Andre lignende eksempler er EOR ved bruk av CO 2 for Oseberg Øst og Brage. Dessuten er brønnkonfigurasjonen i de fleste felt på norsk sokkel utformet med sikte på vanninjeksjon med stor avstand mellom brønnene. Dermed vil det være nødvendig med boring av et stort antall brønner, selv for et pilotprosjekt i et begrenset område. Selv om oljeprisen skulle ligge på et svært høyt nivå, synes det vanskelig å jevne ut kløften mellom kostnader og nytteverdi av EOR-metoder. Den teknologiske utviklingen av EOR-metoder skjer ikke raskt nok til å kunne tas i bruk på de store og modne oljefeltene. OG21-strategien identifiserte behovet for å fokusere på stimulering av oljeutvinning og initierte Technology Target Area 3 (TTA3). Et seminar ble avholdt tidlig i 2007 hvor TTA3-strategien ble beskrevet i detalj. Det ble satt et mål om å øke den gjennomsnittlige utvinningsgraden av olje fra 46 til 55 prosent. EOR-metoder er tiltenkt en avgjørende rolle for å oppnå dette målet. TTA3-gruppen viser til at det er fortsatt er store utfordringer, ved anvendelsen av EOR-metoder, som må løses, for eksempel forståelse av utvinningsprosessen og miljømessige aspekter. Dessuten er det få pilotprosjekter innen EOR-metoder som kan demonstrere og operasjonalisere teknologien, slik at teknologiens fordeler kan belyses og forstås bedre. TTA3 identifiserte en del viktige teknologiutviklingsprosjekter for å møte disse utfordringene. Oljeselskapene har så langt ikke fokusert disse nøkkelprosjektene. Dette kan skyldes serviceindustriens og oljeselskapenes mangel på erfarne medarbeidere som kan drive disse initiativene fremover. Det er viktig at en ser på disse utfordringene før de større oljefeltene har kommet så langt i sitt livsløp at de ikke er i stand til å ha fordeler av slike EOR-metoder. Prosjektgruppen forventer at det største potensial for å oppnå tilvekst i feltressursene, vil komme fra tiltak som gir konvensjonell teknologi et løft og som videreutvikler og tar i bruk ny teknologi for å bedre utvinning. Eksempler på dette er kontinuerlig seismisk overvåking, SICD (Smart Inflow Control Devices), intelligent brønnteknologi og forbedrede teknikker for reservoarsimulering. Gassinjeksjon, i kombinasjon med vanninjeksjon og muligens skum, har et betydelig potensial for å øke utvinningsgraden i felt, dersom metoden anvendes i stor skala. Dessuten er det av avgjørende betydning å videreutvikle undervannsteknologien, ikke bare for store felt, men også for anvendelser på mindre undervannsutbygginger. 31

3.3.4 Integrerte Operasjoner kan bidra vesentlig til å øke produksjon og reserver Rapporten Oppdatert potensiell verdi av Integrerte Operasjoner på norsk sokkel (OLF 2007) konkluderer med at petroleumsindustrien kan øke verdiskapningen på norsk sokkel med 295 milliarder kroner i perioden 2005-2028. Dette forutsetter at industrien klarer å skape engasjement og et sterkt fokus på ny teknologi og nye samarbeidsmodeller. Rundt 78 prosent av dette potensialet kan tilskrives akselerert produksjon og økning av reserver som resultat av en optimalisering av produksjon og tilgjengelighet på anlegg. Kostnaden med å realisere denne verdien er 24 milliarder kroner. Dette krever en aggressiv gjennomføring av Integrerte Operasjoner (IO) på hele sokkelen. Dersom selskapene velger en innfaset og mindre pågående gjennomføringsplan, vil potensialet bli betydelig redusert. Tilvekst i utvinning i denne perioden, 1,87 milliarder fat o.e., tilsvarer de samlede forekomstene i et stort, nytt felt på norsk sokkel. Fig. 3.6 viser produksjonsprofilene med og uten IO for de felt som er studert i rapportene, hvilket representerer 33 prosent av det samlede potensial for akselerert produksjon. 160 140 120 millioner m 3 oe per år 100 80 60 40 20 0 2005 2006 Kilde: OLF (2007) Produksjon uten IO 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Produksjon med IO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Fig. 3.6: Oversikt over produksjon med og uten Integrerte Operasjoner for felt i OLF-studien Rapporten gjør rede for verdipotensial, tiltak, observasjoner og konklusjoner. De følgende IO-tiltakene vil kunne akselerere produksjon og øke utvinning: Interaksjon i sanntid mellom relevante aktiviteter og disipliner, for eksempel ved at ingeniører overvåker kompressorer eller brønner fra land og kontakter feltet når de oppdager noe som krever tiltak. Bruk av analyseverktøy i avanserte arbeidsprosesser hvor utstyret brukes til å hente ut og presentere tilgjengelig informasjon om driftsdata, både historikk og sanntidsinformasjon. 32

Bruk av samarbeidsrom for å støtte arbeidsprosesser mellom land og offshore samt mellom operatør og leverandør. Dette inkluderer boring, drift og vedlikehold som pågår døgnet rundt. Det er mange eksempler på hvordan samarbeidsrom skaper produksjonsøkning gjennom iverksetting av de rette tiltak på et tidligere tidspunkt når situasjonen krever involvering av støttefunksjoner og eksperter. I noen tilfeller kan det utføres arbeid fra disse rommene, som ellers ville ha krevd at fagpersoner ville vært nødt til å reise ut til installasjonene. Forbedret plassering av brønnene i reservoaret gjennom anvendelse av sanntids boring. Anvendelse av innsamlingsutstyr for 4-D seismiske for uavbrutt overvåking av reservoarytelse og fortløpende oppdatering av reservoarmodeller. Alt ligger da til rette for gode beslutninger, basert på informasjon som til enhver tid er oppdatert. Forlengelse av levetid for felt ved senking av driftskostnader, for eksempel ved å flytte medarbeidere fra offshore til land, senke logistikkutgifter og oppnå mer effektiv bruk av kjemikalier. Bedre styring av trykk i produksjonsbrønner. Vanninjeksjon gjennom bruk av borehullsensorer i kombinasjon med modeller for integrerte anlegg. Industrien har i stort omfang tatt i bruk IO i de siste årene, og gjort stor fremgang på teknologisiden. Det er flere eksempler på felt hvor anvendelsen av IO har gitt målbare fordeler. Ett eksempel var innføringen av en full IO-pakke på det aldrende Brage-feltet. Dette resulterte i redusert bemanning, økt produksjonseffektivitet og et forbedret HMSnivå. Imidlertid er det noen områder som henger etter, blant annet er bruken av smarte brønner og borehullsinstrumentering begrenset. Flere av nøkkelfeltene på norsk sokkel har foreløpig ikke innført IO. Innføringen krever tilpassing av arbeidsprosesser og organisasjon. Det går fremover med å forbedre arbeidsprosesser relatert til samhandling mellom forskjellige disipliner, selv om det tar noe mer tid enn antatt. Petoro har i en studie fra 2007 dokumentert at grunnlaget for IO-tilpasningen i stor grad er på plass, samt at verdipotensialet delvis har blitt realisert. Det er imidlertid et stykke igjen til det fulle potensialet er nådd. Utfordringene er å fullføre implementeringen og å ta det nye systemet i bruk med en helhetlig tankegang. OLF ga ut to rapporter rundt årsskiftet 2007/ 2008 som vil kunne ha en positiv effekt på utvikling og iverksetting av IO. ( IO for borerigger og IO i nyutviklede prosjekter ). Disse rapportene vil ikke bli diskutert videre her. Hovedkriteriene for suksess er samarbeid mellom ulike faggrupper og intelligent bruk av sanntidsinformasjon for å oppnå bedre og raskere beslutninger. Dette krever en stor grad av involvering og samarbeid mellom operatørene og leverandørenes eksperter. Uheldigvis skjer ikke dette alltid, og hovedgrunnene er følgende: De etablerte forretningsmessige modellene for samhandling mellom operatør og leverandørene er ikke tilpasset IO-forutsetningene. En leverandør tjener på å levere mye utstyr, involvere mange personer og lange oppdrag. Dette er ikke i tråd med IO-målene. 33

Etablerte anskaffelsesprosesser er ofte til hinder for en vellykket implementering av ny teknologi og nye metoder. Teknologileverandøren har sjelden noe igjen for å velge samme teknologiløsning som andre leverandører, bortsett fra når det gjelder spørsmål om kostnadsdeling og eiendomsrettigheter. Operatøren har ingen forpliktelse til videre implementering fra samme leverandør senere, bortsett fra det som gjelder oppfølgingsarbeid etter et vellykket pilotprosjekt. Teknologileverandøren står altså overfor en tradisjonell budrunde, hvor operatøren vil likestille alle budgivere for å sikre både konkurranse og lavest mulige pris Man kan ikke gå til innkjøp av et vellykket samarbeid, men samarbeidet må være basert på synkronisering av målsettinger og gjensidig eierskap til utfordringene. For ofte skjer det at gode ideer og initiativ, både fra leverandør og operatør, blir borte i den tradisjonelle forsyningskjeden. Anskaffelse dreier seg ofte om å oppnå den laveste pris, ikke alltid den beste verdi. Initiativtakere fra operatørens side, taper ofte den interne striden med sin egen innkjøpsorganisasjon og etablerte systemer og tankemønstre. Gode ledelsesinitiativ og pilotprosjekter kan dø på sin vei til stadiet for gjennomføring, i møte med konvensjonelle tenkemåter, prosedyrer og kontrakter. For sen eller lite involvering av sentrale tjenesteleverandører i utformingen og implementeringen av operatørens IO-senter. De blir ofte kalt inn for sent i prosessen til å kunne ha innflytelse på arbeidsprosessene og beslutningene. Operatører synes å være villige til å øke sitt samarbeidsnivå, men foretrekker likevel å holde leverandørene på avstand i beslutningsprosessene. Det tar tid å endre slike tankemønstre. Operatørene undervurderer leverandørenes kompetanse og ressurser, som kan brukes for å utfylle funksjoner som en mangler i egen organisasjon. Det er ikke allment akseptert i operatørenes organisasjoner at ny avansert teknologi og den enorme mengden med tilgjengelige data, berører beslutningsprosessen, og at teknologien krever involvering og analyse av eksperter for å realisere den fulle verdi. En av de viktigste leverandører av boretjenester og tjenester for produksjonsstyrking, har offentliggjort et selskapsinitiativ hvor de har lovet 25 prosent reduksjon i ikke-produktiv tid for brønnkonstruksjonsoperasjoner, dersom de blir gitt større ansvar for planlegging og gjennomføring av driften. Det gjenstår å se om operatørene vil akseptere en slik invitasjon. Et annet aspekt som er verdt oppmerksomhet, er teknologiutviklingen for IO i små felt. I dag tas IO i bruk på de store feltene av de store operatørene. De fleste av de større feltene befinner seg på et modent stadium. Teknologiutvikling og anvendelse i de mer nyutviklede, men mindre feltene, vil kunne øke verdien av IO ytterligere. 34

3.4 Anbefalinger Prosjektgruppens anslag for betingede ressurser i eksisterende felt er på 4,7 milliarder fat o.e., hvilket er i samsvar med ODs anslag. Dersom investeringsnivå og villigheten til å ta i bruk ny teknologi opprettholdes, forventes en ytterligere tilvekst på 0,8-1,7 milliarder fat o.e. fra nye muligheter for økt utvinning (se også Vedlegg 4). Disse mulighetene forventes å ha en effekt på produksjonen først etter 2012 (Fig. 3.7). 5 4 Produksjon (millioner fat oe/d) 3 2 1 0 2008 2012 2016 2020 2024 2028 2032 2036 2040 Reserver Betingede ressurser i felt Betingede ressurser i funn Tilleggspotensial, betingede ressurser i felt Kilde: Prognose for reserver og betingede ressurser er data fra OD, prognose for tilleggspotensial er basert på prosjektgruppens modellering Fig. 3.7: Produksjonsprognose fra norsk sokkel. Prosjektgruppens syn på potensielle ressurser i eksisterende felt i tillegg til betingede ressurser i felt. Myndighetene bør stimulere til videre investeringer i modne felt Den høye oljeprisen har gjort investeringer i eksisterende felt mer attraktive. Men kostnadene har økt betraktelig de siste årene, for eksempel for riggrater og anlegg. Disse kostnadsøkningene har og vil fortsette å ha, stor innvirkning, særlig på den produksjonen som kommer i siste del av feltets levetid, hvor det generelt er høye enhetskostnader per fat. Vi anbefaler at myndighetene oftere gir insentiver til prosjekter som vil øke utvinning fra modne felt, men som ikke er økonomisk attraktive med nåværende oljepris eller som har en betydelig nedsiderisiko. I tidligere år har myndighetene vært villig til å vurdere endringer i rammebetingelsene for enkeltfelt, for eksempel vanninjeksjonsprosjektet på Ekofisk. Dette har hittil vært gjort i prosjekter hvor potensialet for økt utvinning har vært stort. Vi anbefaler at myndighetene også gir insentiver til prosjekter hvor den økt utvinningen vil være mindre, men hvor tiden er knapp, for eksempel for felt som er i sluttfasen av sin levetid. Forbedret samarbeid om pilotprosjekter for å demonstrere viktig ny teknologi Noen av de større oljeselskapene som har sine egne FOU-laboratorier, er villige til å samarbeide med andre selskaper for å utvikle ny teknologi gjennom kostnadsdeling for pilotprosjekter. Slikt samarbeid gjøres enklere dersom alle deltakere eier andeler i feltet, 35

deler risiko og fordeler i piloten, samt tillater fri utveksling av data og lærdom. I realiteten er det imidlertid sjelden tilfellet at de interesserte selskaper har en eierandel i pilotfeltet. For fem år siden tok Asset Forum opp spørsmålet om samarbeid mellom selskaper. Flere møter ble avholdt om temaet, men det kom ikke noe ut av de konkrete forslagene om felles teknologiske demonstrasjonsprosjekter. OD etablerte forumet FORCE med det som formål å bringe sammen petroleumsselskaper som var villige til å investere i forskning, anvendelse av økte utvinningsmetoder og EOR metoder. Så langt har dette ikke resultert i konkret prosjekter. Petroleumsselskapene, leverandørene og forskningsmiljøene må gjøre en samordnet innsats for å fjerne barrierene mot samarbeid og utvikling av et utvalg av viktige nye teknologier som vil kunne ha en betydelig innvirkning på produksjonen. En modell kunne være at TTA-gruppene innen OG21 gir støtte til å forberede en prioriteringsliste over viktige nye teknologier med behov for testing, og til å vurdere hvilke av teknologiene som vil kunne fungere i et samarbeidsopplegg mellom ulike selskaper. Relevante operatører kunne så bli kontaktet for å etablere en samarbeidsavtale, sammen med lisenspartnere og andre interesserte parter. I en slik samarbeidsmodell er det avgjørende å finne en måte å dele risiko og kostnader på mellom nåværende og fremtidig potensielt intresserte parter, for fullt ut å få utviklet og demonstrert teknologien. Dette kan være et interessant emne for videre studie og debatt. En annen modell kunne være kommersielle arrangementer for teknologianvendelse. Et ferskt eksempel er partneravtalen for Badger Explorer mellom ExxonMobil, StatoilHydro og Shell for å muliggjøre testing av Badger Explorer-teknologi (ny metode for boring av letebrønner). Disse tre oljeselskapene ser et betydelig strategisk potensial i denne nye boreteknologien, og har vært sponsorer for Badger Explorers prototypeutvikling siden 2005. Nå har partnerne inngått en avtale med Badger Explorer om en fullskalatest, som en viktig milepæl. I denne avtalen vil partnerne få en forkjøpsrett til like store andeler av produksjons- og driftskapasiteten til alle Badger Explorer som blir produsert i løpet av en periode på tre år etter kommersialisering. Til gjengjeld vil Badger Explorer motta den nødvendige driftsmessige og tekniske støtte for å få tilgang til landbaserte og offshorebaserte anlegg, utstyr, teknologi, data og ferdigheter for fullføringen av Badger Explorer prototypen. Myndighetsstøtte til utvalgte pilotprosjekter Myndighetene kan gi økonomisk støtte til demonstrasjonsprosjekter for viktige nye teknologier som har potensial til å gi vesentlige tilleggsreserver. Dette kunne for eksempel være støtte til prosjekter om å fremme EOR-metoder eller kostnadseffektive undervannintervensjoner. Denne støtten burde i stedet for å spres over et stort antall mindre prosjekter, heller gis til noen få sentrale demonstrasjonsprosjekter, utpekt gjennom TTA-forum. 36

Forbedret IO-samarbeid mellom operatører og leverandører For å utvikle et bedre samarbeid mellom operatører og tjenesteleverandører, især med tanke på en mer omfattende utvikling av Integrerte Operasjoner, anbefaler vi følgende skritt: Gjør bruk av OLF-rapporten Anbefalt praksis for utvikling av FOU-kontrakter i Norge. Rapporten omhandler grunntankene og de kommersielle modellene som er grunnlagt på synkronisering av målsettinger og økt ytelse. Sikre at selskapets initiativer og programmer medfører forpliktelser til drift og gjennomføring, understøttet av en klar fremdriftsavtale med leverandør. Forretningsmessige aspekter må klart defineres, både for operatørens og leverandørens del. Begge må ta del i en felles utvikling av IO. Operatørene må bli bevisste på det ressurspotensial som ligger i leverandørindustrien, og utnytte dette til å fylle igjen hull i egen organisasjon. Sentrale leverandører må bli mer involvert i implementeringen av landbaserte IOsentre og i planlegging og gjennomføring av drift. En løsning hvor leverandøren leverer støttetjenester fra et bakværelse, for eksempel fra sitt eget IO-senter. Dette muliggjør døgnkontinuerlig og global fagstøtte og har ofte vist seg å være en optimal løsning, gitt at det finnes en modell som støtter dette. Etablere produksjonsstyrkingsgrupper, som inkluderer operatør og leverandør, for å evaluere og velge ut brønnkandidater, metoder, teknologi og utstyr samt for å planlegge, fastsette tidspunkter og gjennomføre prosjektet. Det synes å være lite grunnlag for å stimulere til økt oppkjøps og salgsaktivitet For tiden synes det ikke å være grunnlag for å stimulere til mer kjøp- og salgsaktivitet på norsk sokkel med det siktemål å fremme produksjonen. Det synes ikke til å være noen som er i stand til å øke produksjon og utvinning bedre enn de nåværende eierne. I Storbritannia har myndighetene tatt aktive skritt for å stimulere til kjøp og salg for å endre eierskapet i modne felt. Dette har tatt form av press mot større selskaper for å få dem til å gjennomgå sine porteføljer og gjøre det klart for dem at eiendomsoverføring fra myndighetenes side vil bli hilst velkommen som en ansvarlig handling. Forventningen har vært at de nye operatørene ville investere videre i feltene og dermed øke utvinningen. Det er imidlertid vanskelig å vise at nye operatører har tilført verdier gjennom tilvekst i produksjon og reserver. Verdiene som kjøperne har skapt kan forklares med at kjøperne forventet en høyere oljepris enn hva selgerne gjorde, og at denne forventningen ble oppfylt. Denne verdiforskjellen har forsvunnet på grunn av svært høy oljepris. På norsk sokkel er det ingen indikasjoner som tilsier at operatørene reduserer sine investeringer i modne felt. Det er faktisk det motsatte som skjer. Investeringsnivåene har vært økende. StatoilHydro opererer 80 prosent av feltene og har en strategi rettet mot økt utvinning fra modne felt, hvilket resulterer i høye investeringer i modne felt. 37

Det synes også å være et begrenset marked for transaksjoner, både når det gjelder kjøpere og selgere, ut fra dagens situasjon og den høye innkjøpsprisen per fat som følge av dette. Det har vært svært få avtaler angående produserende felt. BP solgte både eierandel og operatørrolle i Gyda og Ula til Talisman, som nå også driver og nyutvikler Yme-feltet. ExxonMobil har lagt ut eierandel og operatørrolle i Jotun-feltet for salg. Operatører på norsk sokkel har generelt mye lavere eierandeler sammenlignet med Storbritannia. Den nye kjøperen ønsker ofte å ha så mye kontroll som mulig for å gjennomføre sine planer, og foretrekker dermed færrest mulig partnere. Salgs- og kjøpssituasjonen på norsk sokkel kan endre seg. Vi oppfordrer derfor myndighetene til å være åpne i sin holdning til kjøp og salg av eierandeler. Det synes å være en bransjeoppfatning at salg av eierandeler ikke er ønsket av myndighetene og at dette vil kunne skade selskapenes mulighet for fremtidige tildelinger. Vi oppfatter det slik at dette ikke er tilfellet og ønsker derfor at myndighetene gir sin holdning til dette. Dette for å sikre at eierandeler lettere kan bli overført til de eiere som kan forvalte dem best, hvis det for eksempel skulle bli slik at aktivitetsnivået på modne felt avtar, og små felt ikke blir utviklet. 38

4. Leteaktivitet i områder som allerede er åpne for petroleumsvirksomhet, må fortsatt stimuleres 4.1 Kapittelsammendrag Den største innvirkning på fremtidig produksjons- og investeringsnivå ventes å komme fra fremtidige vellykkede leteaktiviteter. Det gjenværende letepotensialet på norsk sokkel er fortsatt høyt. Oljedirektoratet opererer med et estimat på mellom 10 og 36 milliarder fat o.e. av uoppdagede volumer. Disse volumene befinner seg både i områder som er åpnet for petroleumsvirksomhet, og i områder som ikke er åpnet. Det vil si at det er mulig å finne like mye eller mer olje og gass enn det som allerede er produsert på norsk sokkel. Dette krever imidlertid en rekke politiske beslutninger. Områdene på norsk sokkel som er åpnet for petroleumsvirksomhet er ikke like grundig utforsket som for eksempel den britiske sokkel. Norske myndigheter har hatt suksess med å stimulere til leteaktivitet i de områdene som er åpnet for petroleumsvirksomhet. Virkemidler som TFO (Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder) har resultert i raskere resirkulering av letearealer. Dette har, sammen med skatteinsentiver, tiltrukket seg mange nye selskaper til norsk sokkel, noe som har ført til høy leteaktivitet i 2007 og 2008. Nivået forventes å holde seg høyt de neste tre årene. Det er likevel høyst usikkert om det økte aktivitetsnivået i disse områdene vil føre til funn av olje og gass som er store nok til at de i betydelig grad vil bidra til å bremse fallet i produksjon fra norsk sokkel, og dermed fallet i investeringsnivået. I områdene som er åpnet for petroleumsvirksomhet er de lette og store funnene allerede gjort, og i løpet av de siste ti årene er det ikke gjort noen større funn. Det forventes at fremtidige funn i de hittil tilgjengelige områdene vil være små, og at mange ikke vil bli bygget ut. Produksjonsbidragene fra de små funnene som allerede er gjort og fra framtidige funn, forventes å være lave og av kort varighet. Det vil si at selv om små funn kan være god butikk for det enkelte selskap, monner det ikke på det totale produksjonsbidraget fra norsk sokkel på lang sikt. I de modne områdene på norsk sokkel er det få nye letemodeller som kan testes. Nye letemodeller har potensial til å resultere i en bølge av funn, med mulighet for en del store funn. De gjenværende nye letemodellene er som regel komplekse og har mange usikre geologiske faktorer. I en situasjon med høy oljepris har likevel flere oljeselskaper vært villige til å teste disse letemodellene. Dagens konsesjonssystem, som forutsetter en gradvis tildeling av nye blokker, er en langsom prosess, og den forhindrer selskapene i å få tilgang til de beste arealene for å teste nye letekonsepter innen rimelig tid. Vi anbefaler at myndighetene i neste konsesjonsrunde tildeler større areal. I tillegg anbefales det hyppige konsesjonsrunder slik at de ubekreftete letemodellene kan prøves ut raskere. Basert på de vellykkede resultatene fra Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder (TFO) i nærheten av eksisterende infrastruktur, anbefales det å utvide TFO-modellen til alle blokker på norsk sokkel som per i dag er tilgjengelig for petroleumsvirksomhet. 39

4.2 Det er fremdeles et vesentlig uoppdaget ressurspotensial i tilgjengelige områder OD og petroleumsnæringen forventer at det største bidraget til å redusere fremtidig produksjonsnedgang på norsk sokkel, vil komme fra uoppdagede ressurser i områder åpnet for petroleumsvirksomhet og i nye områder (Fig. 2.1). ODs estimat for uoppdagede ressurser i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet, ligger på mellom 10 og 36 milliarder fat o.e.. Uoppdagete ressurser i omstridt område nær Russland samt områdene rundt Jan Mayen, er ikke tatt med i beregningene, men de har et petroleumspotensial som gjør at det kan være mulig å finne mer olje og gass enn det som allerede er produsert på norsk sokkel. Et betydelig petroleumspotensial er fortsatt til stede i de områdene som petroleumsindustrien i dag har tilgang til. De tilgjengelige områdene er hovedsaklig i moden letefase, men disse er ikke utforsket i samme grad som tilsvarende områder på britisk sokkel. Fig. 4.1 sammenligner creaming-kurven for norsk sokkel med tilsvarende for britisk sokkel (se kapitel 2). Den viser at britisk sokkel har en profil som ligger mye mer på langs av creaming-kurven enn det som er tilfelle på norsk sokkel. På britisk sokkel er det gjort cirka 150 flere funn enn på norsk sokkel. Disse tilleggsfunnene er stort sett små, hvilket betyr at creaming-kurven for britisk sokkel har flatet ut. Også på norsk sokkel har creaming-kurven begynt å flate ut, og funn som er gjort de siste ti årene er små i størrelse. Fig. 4.2 viser at letebrønntettheten er 2,5 ganger høyere på britisk side enn på norsk side av Nordsjøen. Norsk sokkel har blitt åpnet opp mer gradvis enn britisk, og dette gjenspeiler seg i creaming-kurvene. Storbritannia har hatt en lengre periode på å utforske hele sokkelen. Det er rimelig å forvente at den endelige creaming-kurven for norsk sokkel vil komme til å ligne mer på den britiske, særlig for Nordsjøen hvor geologien er lik på begge sider av grensen. Dette innebærer at det på norsk sokkel fremdeles vil være mulig 60 Samlede ressurstilvekst (milliarder fat oe) 50 Ormen Lange 40 30 Troll 20 10 Funnhistorie norsk sokkel Statfjord Funnhistorie britisk sokkel 0 0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 Antall drivverdige funn i rekkefølge Kilde: Wood Mackenzie data Fig. 4.1: Creaming-kurver for norsk og britisk sokkel frem til 2007: Antall drivverdige funn versus kumulativt økt volum 40

å gjøre et stort antall funn i tilgjengelige områder, men den gjennomsnittlige funnstørrelsen ventes å være beskjeden. I dypvannsområdene av Norskehavet som er innenfor tilgjengelig areal, er det fortsatt potensial til å gjøre store funn, men disse har enn høy risiko. I de kommende to år vil en del letebrønner bli boret i dette området. Dette vil avklare potensial for store funn her. Britisk lete brønntetthet er på 25 brønner pr 1.000 km 2 Norges lete brønntetthet er på 9 brønner pr 1.000 km 2 Tilsvarende basseng med påviste hydrokarboner som krysser grensen mellom britisk og norsk sokkel Kilde: Mapinfo Fig. 4.2: Letebrønntetthet i Nordsjøen i Storbritannia og i Norge. 4.3 Myndighetene har satt inn tiltak for å øke leteaktiviteten 4.3.1 Tiltak fra myndighetene Gjennom de siste årene har myndighetene gjennomført tiltak for å stimulere leting i områder som allerede er tilgjengelig for petroleumsvirksomhet. Disse innbefatter: Norske myndigheter har tatt initiativ til å invitere oljeselskaper til norsk sokkel og har også etablert en prekvalifiseringsprosess. Nye deltakere får en refusjon på 78 prosent av sine letekostnader. Dette gir nye selskaper, som ikke har produksjonsinntekter fra felt på norsk sokkel, de samme muligheter til å drive letevirksomhet som de etablerte selskapene som kan trekke fra letekostnadene mot inntektene fra produserende felt. Innføring av Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder (TFO). Disse rundene avholdes årlig og gir selskapene mulighet til å søke på forhåndsdefinerte områder som ligger i nærheten av eksisterende infrastruktur. I de fleste tilfeller er disse områdene blitt tildelt tidligere, og har da enten ikke blitt søkt på eller tildelt, eller de er blitt tilbakelevert av tidligere lisenshavere. Opprettholdelse av god sirkulasjon av letelisenser. 1. januar 2007 ble arealavgiften for letelisenser betraktelig økt. Den ligger nå på opp til 120.000 NOK per km2 for 41