Innledning og sammendrag
Ved utgangen av 2018 ble det anslått at de totale utvinnbare ressursene på sokkelen er 15,6 milliarder standard kubikkmeter (Sm³) oljeekvivalenter (o.e.), inkludert det som allerede er produsert.
Forventningsverdien for gjenværende utvinnbare ressurser er 8,3 milliarder Sm³ o.e., der rundt halvparten allerede er påvist i felt og funn. De store ressursene gir grunnlag for høy verdiskaping fra olje- og gassvirksomhet i lang tid framover.
Ved årsskiftet var det 85 funn der rettighetshaverne ennå ikke har levert en plan for utbygging og drift til myndighetene. Funnene har til sammen utvinnbare ressurser på 660 millioner Sm³ o.e., og utgjør 15 prosent av de gjenværende oppdagede petroleumsressursene. Rundt halvparten av de samlede ressursene i funnporteføljen ligger i Nordsjøen, litt under en tredjedel ligger i Norskehavet og rundt en femtedel i Barentshavet. Totale investeringer ved utbygging av hele porteføljen er anslått til å være i størrelsesorden 400 milliarder 2018-kroner.
De siste 20 årene har gjennomsnittsstørrelsen på funnene i funnporteføljen gått ned. Innfasing til eksisterende infrastruktur er derfor den mest sannsynlige utbyggingsløsningen for de fleste. Vedlikehold og utnyttelse av ledig kapasitet i eksisterende infrastruktur er en viktig forutsetning for å kunne realisere verdiene i funnporteføljen.
Det er også viktig at nye innretninger bygges med tilstrekkelig fleksibilitet til å kunne ta imot tilleggsressurser, og at utbygging og aktivitet samordnes når det er samfunnsøkonomisk lønnsomt.
Det var 85 produserende felt på sokkelen pr. 31.08.19. Produksjonen av olje og gass har holdt seg på et stabilt høyt nivå fra tidlig på 2000-tallet, og økende oljeproduksjon bidrar til at totalproduksjonen kan nå en ny topp i 2023.
I perioden 2000 til 2018 økte reservene på felt med om lag 1400 millioner Sm³ o.e., tilsvarende mer enn tre Johan Sverdrup-felt. Årsaken til dette er at en rekke ulike tiltak for økt utvinning på feltene er besluttet. Bedre undergrunnsforståelse, boring av flere brønner, tiltak for økt utvinning og driftseffektivisering er faktorer som bidrar til å øke reservene og dermed til økt verdiskaping.
I 2018 var mer enn halvparten av investeringene på felt knyttet til brønner. De siste årene har kostnadskontroll og effektivisering ført til at gjennomsnittlige kostnader pr. utvinningsbrønn er redusert med over 40 prosent. På de fleste felt er også driftskostnadene redusert betydelig. I gjennomsnitt var de 30 prosent lavere i 2017 enn i 2013. Nye løsninger med blant annet automatisering og fjernstyring, bedre bruk av data og mer effektiv drift kan redusere kostnadene enda mer og bidra til å øke verdiskapingen ytterligere.
Etter hvert som produksjonen synker på eksisterende felt blir det ledig kapasitet i flere deler av infrastrukturen. For å utnytte kapasiteten må det letes rundt de modne feltene, eierne av infrastruktur må promotere ledig kapasitet, og selskapene må samarbeide for å fase inn tilleggsressurser. Innfasing bidrar til reduserte enhetskostnader, forlenget levetid for vertsfeltet og fører til at en større del av ressursene kan produseres.
Oljedirektoratet (OD) har kartlagt de tilstedeværende volumene i tette reservoar i 42 funn og felt. Arbeidet indikerer at det er rundt 2000 millioner Sm³ tilstedeværende oljeekvivalenter i disse funnene og feltene. For å oppnå lønnsom produksjon fra tette reservoar må det utvikles kostnadseffektive løsninger som øker reservoareksponeringen i brønnene, slik at oljen og gassen strømmer bedre.
Utvinningen kan likevel i flere tilfeller bare bli lønnsom dersom utbyggingen knyttes til eksisterende infrastruktur. Produksjon fra tette reservoar antas å ha en lang produksjonshorisont. Derfor er det viktig å beslutte utbygging før levetiden til eksisterende infrastruktur blir en begrensning.
I 2017 gjennomførte OD en studie av potensialet ved bruk av avanserte metoder for økt utvinning (EOR). Studien er nå oppdatert og utvidet med flere felt og funn. Det er beregnet et utvinningspotensial på rundt 350 millioner Sm³ o.e. med et usikkerhetsspenn fra 180 til 500 millioner Sm³. EOR kan dermed bidra til at betydelige volum utvinnes dersom metodene blir kvalifisert for bruk på norsk sokkel. For å få til dette er det viktig at rettighetshaverne tester EOR-metoder gjennom feltpiloter.
Hensynet til ytre miljø har alltid vært en integrert del av forvaltningen av olje- og gassressursene og blir ivaretatt i alle faser av virksomheten – fra leting, utbygging, drift til avslutning av et felt. Næringen er underlagt strenge rammer for utslipp både til luft og sjø. Økonomiske virkemidler som prising av utslipp gjennom CO₂-avgift og kvotekostnader gir næringen en egeninteresse av å identifisere og gjennomføre utslippsreduserende tiltak.
På tross av at petroleumsproduksjonen forventes å øke fram mot 2023, forventes de samlede utslippene av CO₂ og produsert vann å holde seg stabile. Det betyr at utslippene pr. produsert enhet både til luft og sjø går ned. For utslipp til luft skyldes dette blant annet stadig mer bruk av kraft fra land. Når områdeløsningen på Utsirahøgda kommer i drift, vil over 40 prosent av produksjonen på norsk sokkel bli drevet med kraft fra land.