Hvordan bestemmes en utbygging?

Når et funn av hydrokarboner er gjort, er et oljeselskap opptatt av om det går an å tjene penger på de oppdagede ressursene. Hva må til for at et oljeselskap skal kunne fatte en drivverdighetserklæring og senere beslutte å bygge ut et olje-/gassfelt? For Valhall sin del ble det første funnet gjort i 1969, men det skulle ta sju år og ti brønnboringer til før man kunne erklære feltet drivverdig.

Av Finn Harald Sandberg
05. januar 2016

Det som først må gjøres, er å skaffe seg en oversikt over de viktigste inntekter og utgifter.

Inntekter beregnes ut fra:

 • Produserbare og salgbare mengder

 • Produksjonsprofil

 • Type produkter

 • Pris på produktene

Utgifter kan inkludere:

 • Boring av brønner

 • Bygging og installasjon av anlegg for produksjon og transport

 • Transportkostnader

 • Drift av anleggene (inklusive personell- og forpleiningsutgifter)

 • Vedlikeholdsutgifter

 • Skatter og avgifter

Både utgifter og inntekter er påvirket av valutakurser i forhold om regnskapet og utgiftene gjøres i forskjellige land med ulik valuta. 

INNTEKTENE

Mengder

Boligplattformen QP er på plass. Stålunderstellet til boreplattformen DP og prosess- og produksjonsplattformen PCP står klare. Foto: BP/NOM

Et funn er den første bekreftelsen på at geologene og geofysikerne har hatt rett i tolkningen av seismiske data fra det aktuelle området. Som regel sier også kjerneprøvene fra funnbrønnen noe om hvilken type og hvordan blandingsforholdet er mellom de hydrokarboner som finnes (olje/gass/kondensat). Trykk og temperatur nede i reservoaret kan det også gis indikasjoner på allerede nå. For å få et bilde av totaliteten må det bores avgrensningsbrønner. Hvor mange slike brønner som trengs er avhengig av hvor gode dataene har vært i utgangspunktet. 

Det er alltid stor usikkerhet knyttet til tolkningen av resultatene fra lete- og avgrensnings-brønnene. Derfor må sannsynlighetsberegning benyttes for å kunne gi estimater for hva som finnes nede i bakken. Begreper som «mest sannsynlig», 50/50, 10/90 og 80 prosent konfidensialitetsnivå er viktige elementer i dette (se tabell 1). Regnemodeller som er utviklet gjennom mange år og datamaskiner med kjempestor kapasitet er nødvendig for å kunne gi et troverdig bilde av volumene nede i reservoaret. 

Betegnelse Forklaring
Mest sannsynlig mengde Den mengden som det er størst sannsynlighet for å finne nede i reservoaret.
50/50 Den verdien som det er like stor sjanse for at mengden er større eller mindre enn.
10/90 (eller 90/10) Den verdien som det er 10 prosent sjanse for at mengden er mindre enn eller 90 prosent sjanse for er større enn (eller omvendt)
80 % konfidensialitetsnivå Den angitte øvre og nedre grense som utgjør at det er 80 prosent sjanse for at mengdene er innenfor.
«Oil in Place» Den totale mengde hydrokarboner som antas å finnes i reservoaret. Betegnes ofte OIP
Utvinnbare reserver Den antatte mengde hydrokarboner som det er mulig å få ut med en viss fortjeneste.

Tabell 1. Sentrale begreper i forbindelse med evaluering av reserver

Produksjon

Flammebommen på prosess- og produksjonsplattformen PCP. Foto: BP/NOM

Fordi regnemodellen for beregning av inntekter gir størst verdier når man produserer mest mulig på kortest mulig tid (diskontering = en verdi omregnes bakover i tid med hensyn til en gitt rentesats) vil det alltid være ønskelig med en stor produksjonskapasitet på produksjonsanlegget. For norske myndigheter har det imidlertid vært en uttalt politikk at når man først åpner for produksjon på et felt så skal man få mest mulig hydrokarboner opp av reservoaret. Dessverre er naturen slik at disse to hensyn som regel står mot hverandre. En rask produksjon vil normalt føre til at en større andel av oljen og gassen blir liggende igjen nede i bakken enn om man tok hensyn til reservoarets egenskaper i form av naturgitte forhold som trykk, temperatur, porøsitet i reservoarbergarten og andre viktige elementer.

Det er også forhold ved markedene for olje og gass som gjør at de to produktene må produseres forskjellig. Blandingen mellom olje og gass er derfor også av betydning hvordan man velger å «tømme» reservene.

Forståelsen/tolkningen av de første analysene om hvordan hydrokarbonene er fordelt og hvordan de «oppfører» seg kan også være veldig forskjellig fra hva utviklingen virkelig er slik figur 1 viser. 

Figur 1 Produksjonsprofil for ulike felt i Nordsjøen. (Kilde: Oljedirektoratets Faktahefte 2013)
Figur 2: Sammenligning mellom antatt og virkelig produksjon på Valhall-feltet. Kilde PUD og OD’s faktahefte.

Valhall-feltet er også et eksempel på dette – se figur 2.

 

For Valhall-feltet endte man opp med en relativ tradisjonell produksjonskurve, selv om man hadde planlagt en utbygging i tre trinn (Figur 2 Grønn kurve). 

En oppbygging fra produksjonsstart i 1980 til et topp årlig produksjonsnivå etter fire år var noe lenger enn normalt, men typisk for en slik tre-trinns utbygging som PUD’en viste. Amoco så for seg at man skulle klare å holde en økonomisk holdbar produksjon fram til omtrent tusenårsskiftet.

Da produksjonen startet omtrent et år senere enn planlagt opplevde Amoco at feltet var mye vanskeligere å produsere fra enn forventet. Det skulle ta mer enn ti år før man løste problemet med det svært kalkholdige reservoaret. Nye utfordringer ble oppdaget i 1998, men intens forskning og utvikling har gitt nytt liv til Valhall som planlegges å produsere nesten 50 år lengre enn forutsatt.

Regneeksempel

Etterpåklokskap er den mest eksakte vitenskap er det blitt sagt. Som jeg har vist er det store avvik for alle viktige parametere i perioden fra beslutning om oppstart av et prosjekt og fram til all den økonomisk forsvarlige utvinnbare oljen er tatt opp. Hvilken effekt har så disse endringene på det forventede resultatet?

Et meget enkelt regnestykke kan vise de enorme utslag dette har hatt for Valhall:

Forutsetninger: 

 1. Produksjon som lagt fram i PUD målt mot faktisk produksjon

 2. Fast oljepris 12 USD/fat for hele perioden målt mot faktisk oljepris (årlig gjennomsnitt)

 3. Fast kronekurs 5,00 USD/NOK målt mot reell kurs (årlig gjennomsnitt)

Uten å ta hensyn til endring av pengeverdien (inflasjon) i løpet av denne perioden (1980-2000) finner jeg at verdien av de forventede produserte oljedråpene (og gassen) med de gitte forutsetningene er ca. 35 milliarder kroner. 

Basert på de reelle produksjons- og økonomitallene blir verdien for det som er produsert fra Valhall-feltet ca. 78,7 milliarder kroner – mer enn det dobbelte – og enda er det mer enn 30 år igjen!

Produktene

Ved å analysere resultatene både fra seismiske undersøkelser og lete- og avgrensnings-brønnene, er fagfolkene i stand til å anslå fordelingen mellom olje, gass og andre væsker i reservoaret. Det er viktig å kunne gjøre dette skillet fordi markedene for de to produktene krever helt spesielle og forskjellige produksjonsmønster.

Olje eller råolje er en vare som trenger relativt lite bearbeiding på produksjonsstedet, mens gass må gjennomgå en større renselsesprosess før den skipes i land.

Oljen kan i prinsippet leveres til et hvilket som helst raffineri i hele verden som kan eller vil bruke den aktuelle oljen. Gass har som regel blitt solgt inn til et forbrukermarked som allerede har eller er i ferd med å etablere et distribusjonsnett/infrastruktur. Derfor må gassen som leveres tilfredsstille krav både til kjemisk kvalitet og fysiske begrensninger som for eksempel trykk. De siste årene har utbyggingen av distribusjonsnettet for gass i Europa blitt så godt og fleksibelt at gassmarkedet nå preges mer og mer av de samme mekanismene som oljemarkedet har erfart.

Prisene

Den største utfordringen er å forutsi prisen på olje. 

Mot slutten av 70-tallet rådet optimismen, oljeprisen føk i været og mange hadde store forhåpninger om 100 dollar-fatet innen 1990. Det var kanskje ikke så rart når man ser på utviklingen fram til da: (figur 3)    

Figur 3: Pris på olje i siste halvdel av 1970-årene 

 

    

Figur 4 Pris på olje fra midt på 70- til midt på 80-tallet

I løpet av de første produksjonsårene skulle de optimistiske forhåpningene få et skudd for baugen (figur 4).

 

 

 

 

 

 

Figur 5: Oljeprisutviklingen fra 1976 til 1998

.. og verre skulle det bli (figur 5). 

Oljeprisutviklingen gjennom den opprinnelige produksjonsperioden for Valhall er et meget godt eksempel på hvor vanskelig det kan være å lage kalkyler med stor sikkerhet.

 

 

 

 

 

 

UTGIFTENE

Brønner

Klargjøring av stålunderstellet til brønnhodeplattformen WP. Foto: BP/NOM

På norsk kontinentalsokkel utgjør brønnkostnadene for utbyggingsprosjekter som involverer plattformer omtrent en firedel av de totale investeringene. Ved å optimalisere boreprogrammet med hensyn til hvor mange og hvor lange brønner som skal brukes kan det være mye å spare på utgiftssiden. Ved bruk av undervannsanlegg med rammer og slisser for opptil åtte brønner, er det mulig å gjøre klatr produksjonsbrønner før produksjonsplattformen er på plass. Dette muliggjør en tidlig inntekt og er gunstig for prosjektøkonomien.

Fram til midten av 1980-tallet var alle feltutbygginger basert på bunnfaste produksjonsplattformer (Tommeliten, som var den første rene undervanns-utbygging, ble satt i produksjon i 1986). All boring av produksjonsbrønner ble da gjort fra disse plattformene. Det sikret bedre og stabile arbeidsforhold, men førte også til at inntektene kom noe seinere enn om alt hadde vært klar til produksjon når produksjonsutstyret var på plass.

At leiekostnadene for boreplattformer kan variere sterkt og raskt er illustrert meget godt i Figur 6. Slike endringer gjør at usikkerheten i estimatene for de totale kostnadene øker. 

 

 

 

Figur 6: Kostnadsutviklingen for boreplattformer etter 2000. 

 

 

En kostnadsanalyse fra slutten av 1990-årene viste også at brønnkostnadene er en av de oftest forekommende årsaker til store prosjektoverskridelser. 

 

Byggekostnader

I et marked med stor etterspørsel og begrenset kapasitet vil det oppstå prispress på mange fronter. Slike perioder har oljenæringen gjennomlevd flere ganger i de 50 årene som er gått siden Norge ble involvert i denne industrien. Det har vært gjort forsøk fra norske myndigheter på å redusere de største utslagene, men siden dette er en globalisert næring vil slike lokale tiltak som regel ha liten effekt. 

Hvor vanskelig det kan være å gjøre sikre estimater og forutsetninger kan de ulike utbyggingsprosjektene være eksempler på.

Hovedutbygging:

Opprinnelig PUD (januar 77) 3075 millioner NOK

Justert PUD (august 77) 3460 millioner NOK 

Ved produksjonsstart (oktober 82) 6000 millioner NOK (økning på 53% fra justert PUD)

Brønnhodeplattformen WP

Opprinnelig estimat (1993) 2,1 milliarder NOK

Ved produksjonsstart (1996) 1,5 milliarder NOK (reduksjon på nesten 30%) 

Injeksjonsplattformen IP

Opprinnelig estimat (1993) 4,4 milliarder NOK 

Ved produksjonsstart (1996) 7,2 milliarder NOK (økning på omtrent 63%) 

Transport

Hvordan skal petroleumsproduktene komme til markedet? Og hvor er markedet? Dette er kanskje to av de aller viktigste spørsmålene å få svar på. Hvis det ikke er noen som vil ha produktet, kan du heller ikke levere det noe sted.

Markedet for råolje er et globalt marked som gjør at oljen i utgangspunktet kan selges til et raffineringssted hvor som helst i verden. Utfordringen er å finne en balanse mellom kostnadene for å bygge en transportløsning og prisen man oppnår for oljen. 

Når det gjelder gass var det på den tiden Valhall skulle besluttes, viktig å ha en avtale med en kunde både om pris og kvalitet. Gassen som skulle leveres måtte tilfredsstille de krav kunden hadde satt. Derfor måtte også selve prosessanlegget på plattformene bestemmes ut i fra mottagerens ønsker. I tillegg kunne man ikke foreta en lagring og lasting med stor sikkerhet og regularitet ute i åpen sjø slik forholdene er i Nordsjøen.

For Valhalls lisenspartnere var det viktig og gunstig å få til å koble seg på et transportanlegg som allerede var etablert, nemlig Norpipe som var et rørledningssystem som ble operert fra Ekofisk. Etter tøffe forhandlinger klarte partene og forhandle seg fram til en tilfredsstillende løsning.

Drift og vedlikehold

Det er et komplisert regnestykke å få oversikt over forventede kostnader knyttet til driften av et felt i drift. På et tidlig stadium, der ikke en gang selve hovedprosessen fastlagt, må man kunne ta stilling til en rekke betydningsfulle spørsmål som for eksempel: 

  • Hvor mange kompresjonstrinn er nødvendig? 
  • Hvor mye reservekapasitet skal man ha? 
  • Hvilke nødsituasjoner må man klare å håndtere innen rimelig tid? 
  • Hvor ofte skal utstyr sjekkes og vedlikeholdes? 
  • Er overvåkning og vedlikehold av alle komponenter like viktig? 
  • Hvor stor bemanning skal det være – under de mest arbeidskrevende periodene og til normaldrift?
  • Hvor stort er kraftbehovet til enhver tid?

Etter hvert som man bygger opp erfaring fra drift på norsk sokkel vil den enkelte operatør kunne bygge opp noen enkle regler og forutsetninger for slike anslag. På den tiden da man skulle ta stilling til hva man kunne forvente seg for Valhall, var dette erfaringsunderlaget veldig tynt. Ingen av eierne hadde noen erfaring for hva det norske regelverket innebar og det var heller ikke mange detaljer hente fra lignende felter i den norske delen av Nordsjøen.

Skatter og avgifter

Dette punktet er preget av politiske ønsker og styring enn noe annet. Den særnorske oljeskatten har vært forbausende stabil over lang tid. Stabilitet har også vært et sterkt ønske fra oljeselskapene, selv om ønsket om en lavere skatt har vært fremmet mange ganger (link til artikkel om Amoco protesterer …). Enhver endring som har vært foreslått har blitt møtt med mye skepsis og store protester hvis det har betydd økte prosentsatser. Ved reduksjoner er ikke protestene fullt så store, men kravet er da at det må gis garantier for varig nedjustering.

Et annet særnorsk fenomen er CO 2 -avgiften som er avgift på utslipp av CO 2 i petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen. Den ble innført i 1991. Avgiftens formål er å redusere utslipp av klimagassen CO 2 fra petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen.

Det finnes også andre avgifter som belastes produksjon av olje og gass på norsk kontinentalsokkel.