I regjeringens langtidsprogram forventes det at det er mulig å hente ut 13,5 milliarder fat oljeekvivalenter fra norsk sokkel. I løpet av de 40 år som oljealderen har pågått i landet, har oljeselskapene produsert i underkant av 40 prosent av dette volumet.
Da er det lett å trekke den konklusjonen at vi har minst 50 år igjen med olje- og gassproduksjon på norsk sokkel. Dette uttrykker også Oljeindustrien Landsforening(OLF) som stadig understreker at det er få industrigreiner i Norge med som har et så langt perspekltiv?
Men hvordan ser framtida ut?
Ingen store nye
Det siste store petroleumsfunnet gjort på norsk sokkel var funnet av Ormen Lange i 1997. Det siste oljefeltet med egen feltutbygging er Goliat som ble funnet i 2000, men som med sitt begrensete reservoar og høye utbyggingskostnader ikke gir et voldsomt stort bidrag til statskassen.
Statoil og statskassens største melkekuer er i ferd med å komme i haleproduksjon. Hvert fat olje som tas opp blir stadig dyrere. Det ses ved at prisen for hvert produsert fat har blitt fordoblet de siste fem årene og nærmer seg 40 kroner per fat oljeekvivalenter. Uten nye funn ser det ut til at olje- og gassalderen avsluttes i løpet av de neste 40 årene.
Mange små funn
Selv om mangfoldet av oljeselskaper er stort, og letevirksomheten og funnraten holdes på et relativt høyt nivå, er det likevel en kjensgjerning at ressursene som selskapene finner er små. Norge har fått en moden sokkel. Mange av feltene er for små til å dekke kostnadene ved egen feltutbygging. I tillegg mangler mange av operatørene erfaring og kompetanse til å drive feltutvikling. Derfor ligger dørene åpne for oppkjøp av andeler eller at flere selskaper går sammen om feltutviklingsløsninger for flere produksjonslisenser, såkalte områdeløsninger.
Høster stort, sår lite
De siste 15 årene har veksten i utvinnbare ressurser kommet fra økt utvinningsgrad. En prosent økning i utvinningsgraden tilsvarer over 100 milliarder kroner inn i statskassen. For å øke utvinningsgraden kreves ny teknologi, mange nye brønner og store investeringer. Et prioritert område er derfor billigere og enklere løsninger for å utnytte ressursene som ligger i felt hvor alle brønnene ligger på havbunnen bedre. Årsaken er at utvinningsgraden for en rekke slike felt er lav sammenlignet med felt som har plattformer med tørre brønner. Det er for dyrt å gå ned i eksisterende brønner for å drive vedlikehold på grunn av høye riggkostnader.
Må lete enda mer
Derfor premierer norske myndigheter de selskapene som aktivt utvikler teknologi for å øke utvinningsgraden fra undervannsopererte felt. Men det er ikke nok oml mengden utvinnbare petroleumsreserver skal opprettholdes. Det må letes mer for å finne nye områder om norske myndigheters produksjonsmål skal holdes. I prinsippet har ikke nye letearealer blitt åpnet de siste 10 årene. Arealer som en gang var åpnet er blitt midlertidig stengt. For oljeindustrien betyr dette mindre leting og at vanskelighetsgraden i å opprettholde produksjonsmålene og dermed reservene, stadig blir vanskeligere.
Kan forbli stengt
Presset på myndighetene fra oljeindustrien for å åpne nye områder er sterkt. Særlig gjelder dette områdene utenfor Lofoten og Vesterålen, hvor oljeinteressene og naturverninteressene står steilt imot hverandre. Oljekatastrofen utenfor Louisiana i Mexicogolfen ga verneinteressene vann på mølla. Derfor ser det ut til at per i dag vil være umulig å åpne for konsekvensutredning og oljevirksomhet i disse områdene, som sannsynligvis er de mest prospektive som gjenstår å undersøke langs kysten. Slik den politiske situasjonen er per august 2010, taler sannsynligheten for permanent stenging av disse områdene.
Standard utbygging
Norske leverandørindustri må ta den nye hverdagen inn over seg. Nye, rimeligere og enklere løsninger må på plass og tilbys markedet. Statoil mener at for rundt halvparten av alle kommende feltutbygginger kan standardløsninger brukes uten behov for feltspesifikke tilpasninger.
Behovet for en forenkling og mer effektiv prosjektering bør stå høyt på agendaen for norske leverandører. Norsok-standardene må revideres slik at de kan være internasjonalt konkurransedyktige. Særlig gjelder dette materialvalg for rørsystemer og ventiler, hvor bruken av super duplex er utbredt. Dette er enormt kostnadsdrivende og bør revurderes. De oljeutbyggingene som ble gjennomført i oljealderens barndom i Norge ble alle bygget ut med standard stålkvalitet. Dette har vist seg å holde.
Avvik fra Norsok
Kjennetegnet til de flytende produksjonsenhetene, FPSO-ene, som brukes på små felt, er at de er bygget til internasjonal industristandard på asiatiske verft, ikke til den rådende Norsok-standarden på norsk sokkel.
Uten at de er mindre robuste for å løse den oppgaven de er tiltenkt. Skal norsk leverandørindustri i framtiden være konkurransedyktig må den tilpasse seg internasjonale standarder når det gjelder materialer og dokumentasjon. Selv om Statoil har tegnet kontrakt med Aibel for Gudrun-dekket, er det en kjensgjerning at de siste store feltutbyggingene er tildelt utenlandske verft. Det gjelder også plattformer for de store oljeselskapene. De norske verftene tapte så det sang i konkurransen med Korea og Singapore.
Landets største melkeku
Over 200 000 mennesker i Norge arbeider i eller med tilknytning til olje- og gassvirksomheten. Investeringsnivået kommer fortsatt til å være høyt, selv om det vil være langt mellom gigantprosjektene. Regjeringen avgjør veien videre. En ny oljemelding er planlagt ferdig i desember.
Forhåpentligvis vil denne klarlegge regjeringens politikk slik at kursen kan legges fast. Det er snart åtte år siden forrige oljemelding, og regjeringen skylder landets største næring å avklare hvor og hva den ønsker å oppnå med landets olje- og gassressurser.
Må ta grep
Næringen selv må se sannheten i øynene. Skal den være konkurransedyktig i kampen om oppdragene på sokkelen, må den finne bedre alternativer enn dagens rigide Norsok-standarder, som opprinnelig ble utviklet for Troll-feltet med en levetid på rundt 70 år.
Det er tid for forenkling.
