Verdier for framtidenRessursrapport for felt og funn 2017

15. juni 2017 | Ingrid Sølvberg, direktør for utbygging og drift

Les rapporten på www.npd.no

npd.no

OLJEDIREKTORATETS ROLLEStørst mulig verdi for samfunnet

2

RESSURSREGNSKAPMer enn halvparten igjen

3

RESSURSREGNSKAP 2016Store verdier igjen

14,3 mrd Sm3 o.e.48%

21%

6%

5%

20%

Solgt og levert

Reserver

Ressurser i felt

Ressurser i funn

Uoppdagede ressurser

4

ODS RESSURSANSLAGPåviste ressurser er nesten doblet siden 1990

5

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

Mill

iard

er S

m³

o.e.

Uoppdagede ressurser

Betingede ressurser

Reserver

Solgt og levert

Påviste ressurser

RESERVETILVEKST FOR OLJEODs mål er innen rekkevidde

6

0,0

1,5

3,0

4,5

6,0

7,5

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

2013 2015 2017 2019 2021 2023

Mill

iard

er fa

t olje

Mill

ione

r Sm

³ olje

Funn før 2015

Felt i 2014

Mål for reservetilvekst

Prognose i 2014 for reservetilvekst totalt

Prognose i 2014 for reservetilvekst i felt

TILTAK FOR ØKT UTVINNING FRA FELTStore verdier å hente

7

Ormen Lange

UTBYGGING AV FUNNStore muligheter i 77 funn

8

Område Antall funn MSm³ o.e.

Nordsjøen 42 276,8

Norskehavet 27 181,9

Barentshavet (uten Johan Castberg) 7 139,5

Johan Castberg 1 99,0

Totalt 77 697,2

Johan Castberg

ENDA MER Å HENTEKrever ny kunnskap og teknologi

9

145 FUNN «Utbygging vurderes som lite sannsynlig»

10

?300 millioner Sm3 o.e.

-600 -400 -200 0 200 400 600 800

EKOFISKJOHAN SVERDRUP (FASE 1)

GULLFAKSSNORREELDFISK

VALHALLSTATFJORD

HEIDRUNOSEBERG

OSEBERG SØRBALDER

GULLFAKS SØRGRANENJORD

ULABRAGE

TORGOLIAT

DRAUGENHOD

VIGDISALVHEIM

OSEBERG ØSTEDVARD GRIEG

STATFJORD NORDSTATFJORD ØST

SYGNA

Millioner Sm³ olje11

STORT TEKNISK POTENSIAL FOR ØKT OLJEUTVINNINGAvanserte utvinningsmetoder (EOR)

12

TETTE RESERVOARStore forekomster av olje og gass

Illustrasjon: Fishbone

Ta i bruk ny teknologi for lønnsom utvinning

EN KONKURRANSE-KRAFTIG SOKKELMye å ta fatt i

13

14

UTVIKLE, KVALIFISERE OG TA I BRUK NY TEKNOLOGITrenger flere fullskala tester

Olje- og energidepartementet

OG21

Forskningsrådet

Petromaks 2 DEMO 2000 Petrosenter

15

OMRÅDELØSNINGEREffektiv utnyttelse av eksisterende infrastruktur

Bilde: Aker Solutions

16

EVNE OG VILJE TIL LØNNSOM UTVIKLINGEt mer variert aktørbilde

Produksjon Ressurser i funn

0 %

20 %

40 %

60 %

80 %

100 %

2006 2011 20160 %

20 %

40 %

60 %

80 %

100 %

2006 2011 2016

Store norske selskap Store internasjonale selskap Mellomstore selskap Små selskap Europeiske gass-/kraftselskap

17

KOSTNADSKONTROLL Skru på langlysene

PROSJEKT

TEKNOLOGI

KUNNSKAP

0

50

100

150

200

250

Høst 2014 Høst 2015 Høst 2016

Mill

iard

er 2

016-

NO

K

Investering (7 utbyggingsprosjekt)

AVSLUTNINGSnu alle steiner

18

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

0

50

100

150

200

250

300

1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 2011 2016 2021

Mill

ione

r fat

o.e

. per

dag

Mill

ione

r Sm

³ o.e

per

år.

I drift Kan stenge innen 2021 Stengt Ventet oppstart19

AVSLUTNINGFelt stenges når det ikke er mer å produsere

FORVENTET LEVETIDGjennomsnitt 12 år lenger

20 Ekofisk (Foto: MB Media)

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015

ÅsgardVisundKristin

Oseberg SørOsebergHeidrun

JotunBalder

Troll oljeNjord

NorneSnorre

GullfaksDraugen

FrøyGyda

VeslefrikkBrage

HodStatfjord

VargEldfiskValhall

HeimdalUla

Ekofisk

Planlagt levetid ved PUD

Forlenget produksjon

Avsluttet produksjon

21

AVSLUTNINGSKOSTNADERInkluderer plugging av brønner

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Mill

ione

r 201

6-kr

oner

Disponeringskostnader

Nedstengingskostnader

Les Ressursrapport for felt og funn 2017 på

www.npd.no

22

Teknisk potensial ved bruk av avanserte metoderEnhanced oil recovery (EOR)

15. juni 2017 | Arvid Østhus, underdirektør utbygging og drift

Les rapporten på www.npd.no

24

Primær utvinning

Sekundær utvinning

Tertiær utvinning

IOR

EOR

• Gassinjeksjon• Vanninjeksjon

• Gassbaserte metoder• Vannbaserte metoder• Termiske metoder

• Brønner

UTVINNINGSSTRATEGIERTre «trinn» for optimal produksjon

25

MOBIL OG IMMOBIL OLJEØkt utvinning av immobil olje krever EOR

Mobil oljeImmobil olje

Vannflømmetområde

RESSURSOVERSIKTMye kan bli liggende igjen i bakken

26

RESERVER

9 %

GJENVÆRENDE

53 %

SOLGT38 %

STORT TEKNISK EOR-POTENSIAL320-860 millioner Sm3 olje

27

Ressurs-oversikt for 27 oljefelt

Teknisk EOR-potensial inkludert

EOR-METODER27 felt, 7 metoder:

28

Klare trender mellom beste EOR-metode og geografisk område

• Sørlige del av Nordsjøen• Utsira-området • Tampen

29

GEOGRAFISKE TRENDER FOR ULIKE EOR METODERSamordningspotensial

• Demonstrere EOR-potensial

• Nødvendig for å redusere usikkerhet

• Tidligere suksesser har hatt stor betydning• Ekofisk• Troll

30

BEHOV FOR TESTINGEOR-piloter etterlyses

31

POLYMERINJEKSJONMulighet for Johan Sverdrup

Bilde: Statoil

• Stort teknisk EOR-potensial: 320-860 millioner Sm3

olje

• Alle felt i studien har et teknisk EOR-potensial

• De fleste feltene har flere metoder som er teknisk mulige

• Geografiske trender – mulige stordriftsfordeler

• Behov for uttesting/piloter

• EOR = «Early or Regret»

32

OPPSUMMERING

33

Les Ressursrapport for felt og funn 2017 på

www.npd.no