Prosjektstoppere og beslutningskriterier av Petter Osmundsen Institutt for industriell økonomi og risikostyring Universitetet i Stavanger IOR-seminar : Taktskifte på norsk sokkel Oljedirektoratet, 30. september 2010
IOR Definisjon av økt oljeutvinning (increased oil recovery; IOR) Tiltak eller aktiviteter som utløser økt oljeproduksjon gjennom mobilisering av restpotensialet (gjenværende ressurser) i et felt. Tilleggstiltak og prosesser som ikke allerede er en del av gjeldende drenerings- eller produksjonsstrategi, eller driftspraksis for øvrig I gjennomsnitt ligger 54% av oljen igjen i feltene etter nedstengning Bare én prosents økning av oljeproduksjonen utover vedtatte planer kan gi netto inntekter i området 100 til 150 milliarder kroner med dagens oljepris Økt utvinning fra eksisterende felt har ofte større potensial enn utbygging av nye felt Petter.Osmundsen@uis.no 2
Status Høy utvinningsgrad på norsk sokkel i internasjonal sammenheng: 46 vs. 22% Lovkrav om injeksjon av vann og/eller gass fra første dag dersom det er samfunnsøkonomisk lønnsomt Boring av langt flere og mer avanserte (horisontale og flergrens) brønner enn opprinnelig forventet Forbedret kunnskap om feltene ved hjelp av avansert seismikk og andre metoder Geologi Utfordringer Teknologiutvikling Har ikke vært store feltpiloter de siste årene Økt desentralisering av beslutningsstrukturen Mangler store sponsorfelt for ny teknologi» Restriktiv tildeling av leteareal Prioriteringer I perioder med høy oljepris kan boring og vedlikehold av injeksjonsbrønner bli nedprioritert i forhold til produksjonsbrønner Kort versus lang sikt Kan gå ut over samlet utvinning Leting kan gå på bekostning av produksjons- og injeksjonsbrønner Tidskritisk, feltnær leting et godt IOR-tiltak Petter.Osmundsen@uis.no 3
Bygger på Rapport på oppdrag fra Oljedirektoratet Sentrale input Møter med næring og forvaltning Økonomisk teori og empiri Klassisk økonomi versus atferdsøkonomi Egen forskning på kontrakter og energimarkeder http://www5.uis.no/kompetansekatalog/vi scv.aspx?id=08643&sprak=bokmal 4
Prosjektstoppere for IOR Konflikt mellom kortsiktige og smale KPIer og langsiktig verdiskapning Manglende satsing på forskning og utvikling og testing av ny teknologi Manglende marked for injeksjonsgass Utilstrekkelig verdsettelse av fleksibilitet ved valg av utbyggingsløsning Prioritering av ressurser rigger og personell Organisatoriske utfordringer Petter.Osmundsen@uis.no 5
To IOR-case 1. Økt satsing på gassinjeksjon? Økt oljeutvinning ved bruk av gass som trykkstøtte Innebærer en avveining mellom gass i dag mot olje i dag og gass senere Relative prisforventninger står sentralt 2. Valg av utbyggingskonsept Subsea versus platform med egen boreenhet I de tilfeller man faktisk har et valg Gir ulik CAPEX og ulik utvinningsgrad Petter.Osmundsen@uis.no 6
CASE 1: Økt gassinjeksjon? Injisere gass i dag Økt oljeproduksjon En betydelig andel av gassen tas opp senere Nåverditap Økonomisk evaluering Dagens gasstrøm må avveies mot fremtidig olje- og gasstrøm Diskontering Forventet prisutvikling Utvikling i olje- verus gasspris Må evalueres relativt til alternativer Infill brønner Injeksjon av vann, nitrogen, såpe eller kjemikalier evt. en kombinasjon Måleproblemer Vanskelig å etablere kausaliteter Petter.Osmundsen@uis.no 7
Gassinjeksjon nødvendige forutsetninger Har vi ledig gass? En del gass selges spot Noe kontraktsgass er blitt frigjort gjennom reforhandlinger Kundene har fått reduserte mottaksforpliktelser 5,3 mrd kubikkmeter gass ble eksportert siden august i fjor En nedgang på 24% fra samme periode i fjor (Dn.no, 15. september) Noe skyldes planlagte vedlikeholdsstanser Tror vi at gassprisen skal opp igjen? Vi tror at vi kan få høyere gasspris i fremtiden. Det gjør at vi holder tilbake noe av gassen i noen år. Helge Lund, Stavanger Aftenblad, 12. februar 2010 Bedre med aktiv gassinjeksjon enn bare passivt å holde igjen gass? Finnes det aktuelle injeksjonsprosjekter? Er ledetidene korte nok? Petter.Osmundsen@uis.no 8
sep.96 jan.97 mai.97 sep.97 jan.98 mai.98 sep.98 jan.99 mai.99 sep.99 jan.00 mai.00 sep.00 jan.01 mai.01 sep.01 jan.02 mai.02 sep.02 jan.03 mai.03 sep.03 jan.04 mai.04 sep.04 jan.05 mai.05 sep.05 jan.06 mai.06 sep.06 jan.07 mai.07 sep.07 jan.08 mai.08 sep.08 jan.09 mai.09 sep.09 jan.10 USD/MMBtu Olje- versus gasspris 30 25 20 15 10 5 0 Brent NBP Asche, F., Øglend, A., Osmundsen, P. and M. Sikveland (2010), "Volatility and risk sharing in European gas markets", paper presented at the 11th European IAEE conference, Vilnius, August 25-28, 2010.
Relative prisutvikling for olje og gass - Et tidsvindu for IOR Presentation by Rune Bjørnson, Executive Vice President Natural Gas, A strong gas portfolio in a turbulent market, February 11, 2010. Cited data sources are BMWi and Heren. Fall i gasspriser I absolutte størrelser og relativt til olje Blant annet pga økt tilbud av ikkekonvensjonell gass LNG Skifergass Skyldes også fall i etterspørsel pga lavere økonomisk vekst Kundene etterspør ikke gass som sådan, men energi Kan forvente priskonvergens Spesielt på lengre sikt, når kundene bedre kan gjøre justeringer som følge av endringer i relativ pris, og når marginale tilbudssegmenter faller ut Substitusjon Mean reversion Et midlertidig fall i relativ gasspris taler for økt injeksjonsnivå for å øke dagens oljeproduksjon Asche, F., Osmundsen, P., and M. Sandsmark (2006), UK markets for natural gas, oil and electricity are they decoupled?, Energy Journal 27, No. 2, 27-40. 10
CASE 2: Utbyggingskonsepter Mulighetsrommet for senere innsats for økt oljeutvinning blir i stor grad bestemt av opprinnelig utbyggingsløsning Plattform med borefasiliteter versus subsea Subsealøsning har betydelig lavere krav til investeringer (CAPEX) Kan være eneste løsning for marginale reserver Krever ofte lokal infrastruktur med ledig kapasitet Eneste mulige løsning for utbygging på svært dypt vann Plattform er mer fleksibel: høyere utvinningsgrad Enklere med brønnintervensjon, kjøre måleutstyr og diagnostisere forbedringsmuligheter Mulig med flere brønner Enklere å gjøre endringer Rimeligere å bore i etterkant Forbedringstiltak på en undervannsbrønn må gjerne ha fem ganger større inntjeningspotensial enn hva man trenger i tilfellet med intervensjon i en plattformbrønn Rigg må leies inn hver gang Plattformbrønner har bedre regularitet Mekaniske skader kan som regel repareres og brønner settes i drift igjen innen rimelig tid Petter.Osmundsen@uis.no 11
Utbyggingsløsning og utvinningsgrad Gjennomsnittlig utvinningsgrad for felt med innretning og felt bygget ut med havbunnsbrønner. Datakilde: Oljedirektoratet Petter.Osmundsen@uis.no 12
Livssyklusbetraktning Blir alle relevante opsjoner fanget opp av beslutningsanalysen? - Eller blir kvalitative prestasjonskriterier dominert av kvantitative anslag på kortsiktige kostnadsbesparelser? Hvis reservene er store trekker det i retning av en utbygging med plattform fordi det er god økonomi i å realisere en høy utvinningsgrad Et annet moment som trekker i favør av plattformløsning er hvis reservoaret er komplekst Stadig vanligere på norsk sokkel Da trenger man større fleksibilitet En undervannsutbygging vil i dette tilfellet medføre store driftskostnader i form av nye brønner og brønnarbeid, og utvinningsgraden kan bli lav Utbyggingsmiljøet mest opptatt av rimelig og rask utbygging? Kapitalrasjonering? Det som teller er livssyklusøkonomien Uttrykt ved prosjektets nåverdi iberegnet de aktuelle opsjonene som foreligger Petter.Osmundsen@uis.no 13
Organisatoriske barrierer? Oljeselskaper desentraliserer beslutninger Ulike enheter er styrt av KPIer Ofte med tilhørende bonuser Fremmer styringssystemene IOR? Lokal driftsenhet straffes for nedetid og redusert regularitet Belønnes ikke for økt framtidig produksjon KPIer må justeres når IORprosjekter implementeres Krever aktiv involvering av toppledelsen Petter.Osmundsen@uis.no 14
Utfordring: Kostnadsøkning innen boring Mange IOR-prosjekter er boreintensive Utfordres av en eksplosiv økning i borekostnader Potensielle forbedringer gjennom sterkere insentiver i bore- og oljeservicekontrakter? Begrenset For mange aktører involvert Oppnådde resultater utenfor kontrollsfæren til den enkelte leverandør Administration 7 % Equipment and materials 10 % Osmundsen, P., T. Sørenes, and A. Toft (2010), Offshore Oil Service Contracts - New Incentive Schemes to Promote Drilling Efficiency, Journal of Petroleum Science and Engineering 72, 220-228. Osmundsen, P., T. Sørenes, and A. Toft (2008), Drilling Contracts and Incentives, Energy Policy 36, 8, 3138-3144. 15 Service 35 % Rig 34 % Logistics 14 %
Økte riggrater Lowest and highest day rate for each month for high-spec semi rigs at NCS (new contracts), from January 1996 to Februar 2010, measured in thousand dollar per day. Data source: RS Platou. Maksimal døgnrate har økt Fra 75.000 dollar per dag i mai 2003, til 560.000 dollar per dag in September 2008 En økning på 646 prosent Høykonjunktur (høye oljepriser) Lite nybygging for det norske markedet Ratene faller Maksimal rate for nye kontrakter i februar 2010 var 350.000 dollar. Felles forskningsprosjekt UiS/SSB; Osmundsen, Rosendahl og Skjerpen 16
Fallende boretempo på norsk sokkel Average meter drilled per dag. Exploration wells on NCS, 1966 to 2008. Black vertical lines indicate standard deviation. Data source: NPD Borehastigheten i 2005-2008 var 43 meter per dag i snitt Betydelig lavere enn de 76 metrene per dag i den foregående fireårsperioden Har bedret seg noe i det siste Konjunkturene spiller inn Osmundsen, P., Roll, K., and R. Tveterås (2010), Exploration Drilling Productivity at the Norwegian Shelf, Journal of Petroleum Science and Engineering, 73, 122-128. Osmundsen, P., K.H. Roll and R. Tveterås (2010), "Drilling speed - the relevance of experience", papers and proceedings, the 11th European IAEE conference, Vilnius, August 25-28, 2010. 17
Beslutninger og forhandlingsmakt Karakteristisk for beslutninger som påvirker IOR Høy kompleksitet Mange risikokilder Vanskelig å modellere Ingen eksakte kausaliteter Mer håndgripelige effekter som kostnader og utbyggingsteknologi kan dominere reservoarhensyn Geofagene må bli flinkere til å spille inn inputparametre i et format som benyttes i økonomiske beslutningsmodeller? Ingen objektiv optimal løsning Beslutning påvirkes av forhandlingsmakten til ulike yrkesgrupper Geofag har liten innflytelse? Er i et lite mindretall Svak maktkultur Ofte ikke del av toppledelsen Problematisk ettersom reserveerstatning er hovedutfordringen Petter.Osmundsen@uis.no 18