Lang lønnsom levetid på norsk sokkel ODV 2013, Bergen Grethe Moen, adm.dir. Petoro AS
Stor aktivitet NKS: Leting, utbygging, drift 2 Kilde: Oljedirektoratet
Høy aktivitet et gode og en utfordring Ti prosent årlig vekst gjennomsnitt 2003-2012 Årlig gj.sn. økning 2003-2012: Riggdager 6,4% Ansatte 6-7% Heli-turer 4,3% Samtidig: Flere riggdager per brønn Flere ingeniører per tonn Flere ansatte per fat Kilde: SSB, Rystad Energy 3
5 lærepunkter fra modne felt UKCS Source: McKinsey & Company 4
Modne felt: fra flikking til ny feltutvikling Produksjon Økte investering i moden fase for teknisk integritet, og lang lønnsom levetid Anleggsintegritet Flere brønner Nye satelitter Produksjonsoptimalisering Endret driftsmodus Leting i nærområdet Feltsenter rolle Investeringer i brønner og infrastruktur Forsert produksjon / IOR Livssyklus Fra drift til ny feltutvikling Time 5
Økt forventet levetid = økt investeringsbehov Installasjonenes alder ved mulig fjerningstidspunkt 70 Installasjonens alder ved fjerning 60 50 40 30 20 10 Typisk designlevetid ca 25 år Gullfaks Troll Olje Typisk designlevetid er om lag 25 år Snorre Oseberg Åsgard Ormen Lange Heidrun Troll Gass Snøhvit 0 2010 2020 2030 2040 2050 Mulig fjerningstidspunkt Utvalgte store felt med SDØE =/>30% 6
Tilsynelatende høy regularitet ift UKCS Asset Efficiency Country averages, % of estimated production potential based on monthly production Kortsiktig fokus øker Økende ledelsesoppmerksomhet Tiltaksplaner Redusert investeringsvilje 76 7 SOURCE: McKinsey Global Offshore Asset Efficiency Database
Men vi er 10 år bak og trenden er negativ Asset Efficiency Country averages, % of estimated production potential based on monthly production 8 SOURCE: McKinsey Global Offshore Asset Efficiency Database
Produksjonskostnadene kraftig opp Index, 2010 = 100, NOK base currency +6% p.a. 100.0 13.0 6.9 9.6 4.3 2.9 6.6 7.0 101.2 10.4 7.7 9.1 4.2 2.9 7.0 6.8 111.8 15.3 6.2 9.3 4.1 3.0 7.5 8.2 +5% p.a. 117.9 14.7 10.4 11.1 3.4 5.1 7.2 8.6 Well Maintenance Cost Fees Admin support, HQ, R&D Cost Reservoir Mgmt Cost Opex Modification Cost Logistics Cost Ops and Maint Onshore Cost Ops and Maint Offshore Cost CAGR 11-12 46% -20% 2% 5% -2% 8% 21% 9% 49.7 53.1 58.1 57.4 2010 11 12 2013F 2 1 Continuously participating assets from 2010-2012 2 Based on 40 assets that submitted forecast (SOURCE: McKinsey s Offshore Operations Benchmark) 9
Realistisk syn på kostnadsutviklingen nødvendig for realistisk vurdering av økonomisk levetid 12år redusert levetid Driftsinvesteringer +6% p.a. D&V +6% p.a. 10 år redusert levetid Levetid iflg plan Referanse case 1 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 10
Investeringer basert på realistiske langtidsplaner Inntekter overestimeres Utgifter underestimeres Svakheter avdekket i langtids-prognosene Mangel på realistisk referansecase kan bety at nye investeringsprosjekter ikke gjennomføres at tidskritiske investeringer ikke identifiseres tidlig nok 11
Langsiktig brønnbehov underestimert Forståelse av brønnbehov viktig for langsiktig feltutvikling svært ulike vurderinger fra en lisens til neste Dybdestudie økte lønnsomme brønnmål med 50 % Underestimering av brønnbehov gir urealistiske planer Modne felt på norsk sokkel Oppdaterte reservoarmodeller og omfattende simuleringer nødvendig for å forstå brønnbehov (kilde RNB 12) 12
Strategier for innfasing av nærliggende ressurser Statoils «fast track» initiativ et tidsriktig og nødvendig initiativ Godt arbeid med feltnære prospekter på Oseberg Raskere beslutningsprosesser og standardiserte løsninger grunnleggende for raskere tilknytning av mindre funn Raskere beslutningsprosesser utfordrer modenhet i undergrunnsarbeid Oseberg feltsenter (Photo: Øyvind Hagen Statoil ASA) Vurdere alternative kontraktsstrategier som grunnlag for å redusere brønnkostnadene 13
Lærdom fra tidligere utbygginger og modne felt Tidlig avgrensning og leting i nærområdene Tillit til reservegrunnlaget Dreneringsstrategi/ langsiktig brønnbehov Bred anvendelse av ny teknologi EOR fra første dag Levetidsperspektiv Anskaffelsesstrategi 14
En drivkraft på norsk sokkel