Bodøseminaret 15.12.2004 Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet
5 5 12 Petoro på norsk sokkel 74 16 18 20 22 24 26 28 30 32 Barentshavet 72 7120 7122 70 14 12 Harstad 90 utvinningstillatelser 18 interessentskap og selskaper 1 32 felt i produksjon 3 felt under utbygging 10 Norskehavet 4 2 67 65 6 8 Trondheim 6204 6203 6202 Tampen 62 6205 Kristiansund 33 34 35 36 Troll 29 31 32 Ber gen Oslo 60 6 25 26 27 Oseberg 24 Stavanger 6 Sydlige Nordsjø 7 8 9 58 15 16 17 18 19 10 11 4 1 2 3 1 Rørledninger og landanlegg
Petoro på norsk sokkel Oljereserver 12 % Hydro Petoro Statoil 16 % 27 % Norsk sokkel Stor portefølje Sterk gassposisjon Langsiktig Partner 60 ansatte 12 % Hydro Gassreserver 22 % Statoil Petoro 41 % 1 Rørledninger og landanlegg
Petoro strategisk plattform Visjon Petoro den beste partner Hovedmål Selskapet skal påp forretningsmessig grunnlag skape størst mulig økonomiske verdier fra statens olje- og gassportefølje Verdier Sikkerhet for mennesker og miljø Djervhet/nytenking Forretningsorientert Integritet Samhandling Hovedoppgaver Oppfølging i interessentskap Overvåkning av avsetningen Økonomistyring Roller Oppfølger Pådriver
Verdiskaping gjennom fokus Strategi Verdimessig og strategiske betydning Petoros påvirkningsgrad Tidskritikalitet Enhetskostnadene Oppfølger Pådriver Oppfølging i interessentskap Aktiv Selektiv Forretnings -fører Overvåking av avsetningen Samordning i kjerneområder Tidlig anvender av teknologi Verdiskaping i gasskjeden Langsiktig reservetilgang Økonomistyring
Enhetskostnadene sentral utfordring i moden fase
SDØE porteføljen i 2001 Produksjon Ormen Lange Draugen 28 % Heidrun 30% Vigdis 32% Norne 305 Snorre 35% Troll olje 41% Oseberg 50% Åsgard 9 % Troll gass 9 % Visund 6 % Statfjord Nord 52 % Gullfaks 62 % Ekofisk 65 % Statfjord øst 67 % Veslefrikk 70 % Snøhvit Kvitebjørn Gjøa Tune Kristin Grane Tildeling Leting Utbygging Platå Moden Hale Avslutning 0-20% 21-50% 51-95% 96-100%
SDØE porteføljen i 2005 Tune 32% Åsgard 33% Heidrun 46% Produksjon Visund 20 % Grane 18 % Troll gass 16 % Kvitebjørn 10% Vigdis 56 % Oseberg 64 % Norne 68 % Tordis 70% Statfjord Nord 72 % Troll olje 71% Draugen 73 % Ormen Lange Snøhvit Gjøa Gullfaks 75% Ekofisk 76% Statfjord øst 84 % Veslefrikk 82 % Njord 85 % Tildeling Kristin 4% Leting Utbygging Platå Moden Hale Avslutning 0-20% 21-50% 51-95% 96-100%
SDØE porteføljen i 2010 Troll gass 28% Visund 40% Gjøa 50% Produksjon Snøhvit 16 % Ormen Lange 13% Åsgard 60 % Heidrun 64 % Grane 68 % Kristin 72% Kvitebjørn 78% Snorre 80% Vigdis 83% Oseberg 81 % Ekofisk 88% Gullfaks 89% Statfjord Nord 87 % Norne 91% Tordis 90% Tune 96% Draugen 91% Statfjord øst 99 % Troll olje 92% Veslefrikk 93% Tildeling Leting Utbygging Platå Moden Hale Avslutning 0-20% 21-50% 51-95% 96-100%
Industriutfordringer i ulike faser av sokkelens modenhet Konseptvalg Teknologikvalifisering og anvendelse Vurdering av reservene Prosjektledelse og styring av investeringene Boring Innfasing vs plan Best mulig drift Regularitet Evaluering og planlegging av økt utvinning (IOR) Høy brønnkapasitet Tradisjonelt fokus Store prosjekter, boring og platåproduksjone med store organisasjoner Nytt fokus Mindre skala, ny teknologitilnærming, nye forretningsmodeller Store IOR-prosjekter Ombygging og omlegging av drift Økende enhetskostnader? IOR-initiativer, men mindre og høyere risiko Nye driftsmodeller Skarpt fokus på kostnader Nye investeringer Fleksible organisasjoner Ledig kapasitet I infrastruktur Tradisjonelt fokus Fortsett som før inntil inntektektene < driftskostnadene Nytt fokus Ny vurdering av felt-potensial og driftsmodeller, nye investeringer Utbygging Oppbygging Platå Moden Hale Avslutning
Enhetskostnadene 140 120 100 80 60 40 20 0 1998 2001 2004 2007 2010 2013 2016 2019
Enhetskostnadene: Hovedfunn i Kon-krafts kostnadsprosjekt Forskjeller i landstøtte og administrasjonskostnader mellom plattformer ikke justert for norske forhold* Gap til øvre kvartil; % 70 68 66 62 58 5454 50 4948 464646 44 38 3736353534333333 Norsk plattform Britisk plattform Landstøtte og administrasjon Lavere totale kostnader i Norge i gjennomsnitt enn på britisk sokkel Store variasjoner på norsk sokkel Samling av norske plattformer 30 2929 27 2626 2323 22 1919 1616 14 131212121110 9 9 8 Samling av norske plattformer 7 6 4 3 2 2 0 0 0 0 0 0 0 3 Storbritannia og 4 Norge Kilde:Mckinsey
Enhetskostnadene: Hovedfunn i Kon-krafts kostnadsprosjekt Indeks for offshore-bemanning, justert for plattform-kompleksitet* - justert for norske forhold 70 GROVE ESTIMATER Norge Andre sokler 60 50 40 30 Bemanning (justert for kompleksitet) Flere norske plattformer har høye bemanningstall sammenlignet med andre sokler og med andre plattformer på norsk sokkel 20 10 0 Mexico-gulfen Australia Canada og Storbritannia Asia og Afrika Kilde:Mckinsey, Petoro
Enhetskostnadene: Reduserte kostnader økte inntekter Kostnader Inntekter PLANLAGT INNSTENGNING Kostnadsreduksjoner forlenger levetiden Kostreduksjon og økt inntekt 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Reduserte kostnader - forlenger levetiden Forlenget levetid stimulerer til økt utvinning Leting og utvikling av tidskritiske infrastrukturnære ressurser øker inntektene Kilde: KON-KRAFT-analyse
Tidlig anvender av teknologi: Moderne infrastruktur et konkurransefortrinn Offshore 4D seismikk Høy kapasitet digitalt nettverk Onshore Sanntids applikasjoner Grane Smarte brønner Soil Modellverktøy Instrumenterte felt Operasjons senter
Teknologi bidrar til verdiskaping Oil recovery rate Lifting cost 70 90 Oil recovery rate (%) 60 50 40 150 mrd. NOK Lifting costs (NOK per bbl oe) 70 Fremtidsfeltet påp norsk sokkel norsk 50 sokkel Petoro, våren v 2003 30 30 1990 2000 2010 10 1980 1990 2000 2010
Petoro i Norskehavet
Status portefølje ift modenhet Produksjon Haltenbanken Barentshavet Vøring/Møre Troll Oseberg Tampen Farsund Sydlige nordsjø Tildeling Avslutning Leting Utvikling Platå Moden Hale
Petoro pådriver for økt leteaktivitet 2004: Deltaker på 5 brønner 1 letebrønn i PL 255 under boring 1 avgrensingsbrønn på PL 256 pågår funn på Linerle PL 128 2005: Deltaker på 4 brønner PL 283/NH 2005 PL 327/ Statoil Brønn 2006/7 PL 329/ Statoil D&D 2007 PL 329/ Eni Brønn 2006/7 PL 128/Statoil 2 brønner 2005 2006/7: Forventer å delta i 6-7 brønner PL 256/ Eni Brønn 2004 PL 255 Shell 2004/5 PL 281/ Statoil Brønn 2005 Askeladden har forstått det: En må lete for å finne
Mulig videreutvikling Halten-Nordland og Vøring/Møre Utvikle nytt kjerneområde: (2010-2015) Rask utforskning Samordning for utvikling av nye ressurser og infrastruktur Gjallar Ø K1 PL 328 Gjallar Ø HHW K1 Vøring sør/ Møre Modne påviste ressurser: (2004-2010) Fokus på Ellida og OL Ellida Midnattsol PL237 GjallarHøyden Stetind Kristin Sklinna Sør Lavrans Onyx ÅTS Hvitveis Morvin Draugen Njord Vøring nord Nyk/Luva Utgard Victoria Alve Åsgard Tyrihans Mikkel PL329 Utgardhøyden (Cirius) Svale/Stær Norne Idun Skarv Heidrun Halten - Nordland Haltenpipe Tjeldbergodden Ormen Lange Nyhavn Langeled Felt i drift Utbygginger Funn Prospekter SDØE tildelinger 18R Effektiv utnyttelse av feltsentre og ÅTS- Kårstø: (2004-2015) Utnyttelse av Åsgard, Kristin og Heidrun for egen og 3. partsgass Realisere IOR potensial Påvisning av infrastrukturnære ressurser og tidsriktig innfasing
Spennende dypvannsbrønn på 283-Stetind Borestart 1 kvartal 2005 Rettighetshavere: NH (operatør), Petoro, ConocoPhillips og ChevronTexaco 17 R lisens Gassprospekt stort potensial Transocean Leader Mulig utvikling Samordnet utvikling Selvstendig utbygging Bruker baser i Nordland Helikopterbasen i Brønnøysund Forsyningsbase i Sandnessjøen Lokasjon: 6605/8-1
Den beste partner