SLEIPNER A: Flere av feltene på sokkelen i solnedgang.

Somler bort oljemilliarder

  • Olje og gass

Langt etter planen

  • Myndighetene har satt et mål for reservetilvekst i perioden 2005-2015 på fem milliarder fat.
  • Rundt tre fjerdedeler av dette skulle komme fra økt utvinning fra eksisterende felt.
  • Men produsentene ligger langt etter denne planen.


Dårlig tid

  • Det haster å få opp tilleggsressurser fordi det er nærmest umulig å få opp oljen når trykket har falt i reservoarene.
  • I tillegg er det for dyrt å holde de store installasjonene i drift etter at normalproduksjonen er stengt.
  • Derfor forsvinner muligheten til å knytte inn mindre felt i nærområdet etterhvert som de store reservoarene tømmes.

Etter hvert som de store oljefeltene på sokkelen tømmes, faller trykket i reservoarene. Derfor haster det å få ut oljen.

Direktør i Oljedirektoratet, Bente Nyland, krever at selskapene tar seg sammen og maksimerer utvinningen av oljen fra feltene og henter ut oljen fra nærliggende småfelt før det er for sent. Hun frykter at oljeselskapenes somling skal føre til at over 54 prosent av ressursene skal bli liggende igjen i bakken.

– Det høres kanskje rart ut at vi må kjefte på selskapene for å få dem til å gripe muligheter til å tjene store penger. Men det går ofte så tregt i lisensene at mulighetene kan gå tapt, sier Nyland.

Langt etter planen

Hun sier det først og fremst er på Tampen-området og Heidrun det haster å få fart på arbeidet med å øke utvinningsgraden.

VIKTIG: Vi må få i gang alle lønnsomme prosjekter, sier oljedirektør Bente Nyland. Ole K. Helgesen
– Innen fem år må prosjektene være satt i verk. Hvis ikke, vil disse ressursene trolig være tapt for alltid. Og det dreier seg om enorme pengesummer. Hvis produksjonen på sokkelen økes med én prosent betyr det opp mot 150 milliarder kroner i økte inntekter til staten. Det er nok til å gi gratis barnehage til alle norske barn i tre år.





Mindre teknologiutvikling

Nyland forteller at selskapene prioriterer å lete etter nye oljefelt framfor å få ut mest mulig av den oljen de allerede har.

– Det gjennomføres færre pilotprosjekter enn tidligere. Vi kan ikke slå fast hva som er årsaken til dette, men vi ser nærmere på det. Vi tar dette alvorlig, sier Nyland.

– Det gjennomføres færre pilotprosjekter enn tidligere. Vi kan ikke slå fast hva som er årsaken til dette, men vi ser nærmere på det. Vi tar dette alvorlig, sier Nyland. Gullfaks C.

Ifølge Oljedirektoratet jobber selskapene fremdeles med teknologiforbedringer, men de forbedringer med størst potensial for å øke de utvinnbare reserver blir i for liten grad videreført i felt tester og piloter.

– Teknologiene blir ikke tatt videre fra laboratoriet for å bli testet i pilotforsøk offshore, sier Reidar Kristensen.

Han leder samarbeidsorganet FORCE som OD opprettet for å få større fokus på metoder for økt oljeutvinning, tidskritiske oljeressurser og for å få selskapene til å samarbeide om gjennomføringen av feltpiloter og feltimplementeringer.

– Selskapenes måte å tenke på har endret seg vesentlig de siste årene. Jeg kan ikke gi eksakte tall på fallet i antall planlagte pilotprosjekter som er utsatt. Men da jeg var i Statoil på 90-tallet gjennomførte vi tre feltpiloter og en felttest av banebrytende EOR-teknologier på tre år. Vi ser ingenting som ligner på dette i dag. Det har ikke vært et eneste grensesprengende utvinningsteknologisk pilotprosjekt på flere år, sier Kristensen.

– Produksjonen prioriteres

Han tror teknologiutviklingen blir ofret for å opprettholde høy produksjon og regularitet.

– En annen viktig årsak til at det ikke gjennomføres piloter er at de kan påføre et felt både kostnader og risiko. I letefasen handler det om å ta risiko, mens det i produksjonsfasen handler om å minimalisere risiko. I tillegg har oljeselskapene begrenset kapasitet. Derfor konkurrerer et pilotforsøk med andre prosjekter som sikrere og billigere opprettholder produksjonen og dermed gir bedre kontantstrøm på kort sikt. Dette gjelder for eksempel boring av nye produksjonsbrønner.

Flere mener fusjonen mellom Statoil og Hydro har ført til at det har blitt vanskeligere å få satt i gang nye prosjekter. Oljedirektoratet bekrefter at gjennomføringen av prosjekter går senere etter at Statoil fusjonerte med Hydro.

– Vi har registrert et visst prosesstap i forbindelse med gjennomføring av prosjekter i tiden etter fusjonen og ved at nye folk er kommet inn i prosjekter. Dette er noe vi utfordrer selskapet på, sier Nyland.

SNORRE A: Oljedirektoratet har bedt Statoil undersøke hvordan man kan få mest mulig ut av Snorre-feltet og nærliggende småfelt. Rune Johansen

Kompetanse tapt

Kristensen sier det har forsvunnet mye viktig kompetanse fra selskapet.

– Et selskaps erfaring ligger ikke i selskapet, men hos dem som genererte kunnskapen. Og når den generasjonen som jobbet med økt oljeutvinning i Statoil, Hydro og Saga på 90-tallet forsvant ut av industrien i forbindelse med fusjonen, måtte hele prosessen startes igjen. Og det tar tid, for det er mange ledd som må omskoleres før organisasjonen klarer å omstille seg.

– Er det Statoil som bremser de viktigste prosjektene?

– Jeg kan ikke generalisere og si hvilke selskaper som bremser mest i forhold til økt oljeutvinning. Men selskapet med 80 prosent av operatørskapene har et stykke å gå. Det må understrekes at de fleste operatørene selv vil hevde, og mene, at de gjør en god jobb. Men vår jobb er å påpeke når det ikke er tilfellet, sier han.

Tvang er aktuelt

Både Nyland og Kristensen understreker at myndighetene kan pålegge selskapene å realisere potensialet for verdiskapning på sokkelen.

– Petroleumsloven åpner for at selskapene kan pålegges å øke utvinningsgraden der det er lønnsomt. Men vi ønsker jo ikke å bruke petroleumsloven. Det er et drastisk tiltak. Derfor prøver vi å legge press på selskapene og oppfordre dem til samarbeid, sier Nyland.

Kristensen understreker at myndighetene også har muligheten til å trekke tilbake lisenser i forbindelse med de jevnlige lisensforlengelsene.

– Men i første omgang jobber vi for å få til økt samarbeid på tvers av selskap og utvinningstillatelser.

Han sier at noen av de meste lovende nye teknologiene, som for eksempel kjemikalieinjeksjon og lavsaltholdig vanninjeksjon, innebærer kostbare investeringer på implementeringsstadiet. Derfor blir det for dyrt når selskapene vurderer gevinsten av dette opp mot ett enkelt felt.

– Hvis vi finner en måte for å dele kostnadene mellom ulike felt og utvinningstillatelser med geografisk nærhet, har vi kommet langt videre.

FALLENDE KURVER: Ved å få ut maksimalt av ressursene i gamle oljefelt kan produksjonen på sokkelen forlenges vesentlig. FORKLARING: Rød: gass, Gul: NGL, Blå: kondensat, Grønn: olje (millioner Sm3 o.e.). Fallende kurver til høyre: Mørk blå: uoppdagede ressurser, lys blå: ressurser i felt, turkis: reserver og gul: ressurser i funn.















Det bores for få brønner

Statens oljeselskap Petoro frykter at store ressurser skal gå tapt på de store feltene fordi det bores for få nye produksjonsbrønner.

FOR TREGT: Det bores for få brønner på sokkelen, sier informasjonssjef i Petoro, Sveinung Sletten.

For noen år tilbake ble det i snitt boret fem til seks brønner i året per rigg på norsk sokkel.

– Hvis det lave boretempoet fortsetter, vil vi ikke bli ferdige med boreprogrammene på de store feltene før de stenger. Og da vil det ikke lenger være mulig å få opp de reservene som er igjen. Det er derfor det er så viktig å få opp farten, sier informasjonssjef i Petoro, Sveinung Sletten.

Få rigger

Han sier det er flere årsaker til den lave boreeffektiviteten på sokkelen.

– Brønnene blitt mer kompliserte og tar lenger tid å bore enn tidligere. Og effektiviteten har blitt lavere samtidig som prisene har gått opp. Det er også for få rigger tilgjengelig på sokkelen. Men dette forklarer likevel ikke alt. Det er fremdeles noen bakenforliggende årsaker som vi må finne ut av.





– Statoil har skjønt alvoret

Sletten sier at det haster å finne løsninger på boreproblematikken. Det er spesielt tidskritisk på Tampen-området og Heidrun-feltet.

– Det positive er at den største operatøren på sokkelen, Statoil, har tatt dette på alvor og gjør en god jobb for å få opp tempoet, understreker han.













– Plattformsjefer vil ha trygghet

KULTURPROBLEM: Plattformsjefer som tar risiko blir ikke belønnet, sier professor i petroleumsøkonomi, Petter Osmundsen. Ole K. Helgesen

De driftsansvarlige på sokkelen ønsker ikke å forstyrre produksjonen med risikable IOR-prosjekter, sier professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger, Petter Osmundsen.

Professoren som har undersøkt hindringer for økt oljeutvinningsprosjekter for Oljedirektoratet sier at de store oljeselskapene ikke har kultur for å satse på dette.

– IOR-prosjekter må forankres både helt nede og helt oppe i organisasjonen. Hvis ikke ledelsen signaliserer at dette er noe selskapet satser på, vil det ikke bli satt i gang.

Belønner stabilitet

– Letemiljøene i selskapene har kultur for å ta risiko, og belønningssystemene er bygget opp rundt dette. Men i driftsorganisasjonene er de mest opptatt av at produksjonen holdes stabil, sier Osmundsen.

Han forteller at en plattformsjef ikke belønnes i forbindelse med IOR-prosjekter.

– Hvis en plattformsjef støtter et IOR-prosjekt vil han eller hun i beste fall få et klapp på skulderen hvis den fremtidige produksjonen øker. Men han er garantert for kritikk hvis et IOR-tiltak svekker den kortsiktige produksjonen.

– Ser ikke helheten

Ifølge Osmundsen er det også et problem at det er lite samarbeid mellom de ulike prosjektorganisasjonene i de store selskapene.

– I store selskaper er det vanskelig å få et helhetsbilde. Ofte ser man bare fordelene og kostnadene for det enkelte prosjekt, uten at man vurderer fordeler som tilfaller andre avdelinger eller prosjekter. Dette er spesielt viktig når det gjelder utvikling av ny teknologi.

En annen ting som gjør beslutninger for økt oljeutvinning enda mer kompliserte, er at det vanligvis ikke er et oljeselskap som tar dem, men en lisens.

– Selskapene i lisensen kan ha ulike metoder for verdsetting og ha ulik evaluering av et IOR-prosjekt. Det gjør det vanskelig å få alle til å være med på å dele kostnadene, sier Osmundsen.