Basert på historikk for 10 måneder og
normalitet for de to siste, vil produksjonen på
norsk sokkel i 2008 ende på ca. 120 mill. kubikkmeter råolje, 20
mill. kubikkmeter kondensat og NGL, og ca. 96 mrd. kubikkmeter gass,
avrundet til totalt ca. 240 mill. kubikkmeter standard
oljeekvivalenter.
Ser vi på prognosen som oljedirektoratet
høsten 2007 spilte inn til statsbudsjettet for 2008, har
direktoratet vært ca. 10 mill. kubikkmeter for optimistisk for
råoljens del, minst 10 mrd. kubikkmeter for optimistisk for gassens
del, og ca. 20 mill. kubikkmeter standard oljeekvivalenter eller 7-8
pst. for optimistisk når det gjelder den totale
petroleumsproduksjonen.
Det er, for å si det slik, normalt.
Det nye er at den
etter hvert årvisse nedjusteringen i januar ser ut til å holde sånn
omtrent for 2008. Det er to hovedårsaker til dette:
1. Et historisk
høyt investeringsnivå på ca. 130 mrd. kroner i 2008 medfører at
råoljeproduksjonen i 2008 sannsynligvis "bare" vil synke med 6-7
mill. kubikkmeter eller ca. 5-6 pst. i forhold til 2007. Det
er det laveste på flere år.
2. Oppstarten av Ormen Lange og Snøhvit
høsten 2007 har, til tross for en hel del startproblemer på
sistnevnte, medført en økning i gassproduksjonen i 2008 som har
utliknet og vel så det fallet i oljeutvinningen, med en
bagatellmessig økning i total petroleumsproduksjon som mulig
resultat for året. De endelige tall vil vise.
I 2009 står problemene for norsk
petroleumsvirksomhet i kø, for å holde seg til en trygg klisjé.
Ifølge direktoratet
har gjennomsnittlig naturlig fallrate på sokkelen nådd 19 pst./år,
og den øker. Realinvesteringene må følgelig økes kontinuerlig bare
for å holde fallratene på dagens nivå.
Hvor lenge kan
fallende oljeproduksjon bære økende investeringer, ikke minst med
dagens oljepris? Ja, er det i dagens finanskrise overhode mulig å
framskaffe de nødvendige investeringsmidlene?
En faktor mange
ikke er klar over er at de nye småfelta/tilleggsressursene som er
satt i drift de seinere åra drives svært hardt og "effektivt", og
tømmes følgelig langt raskere enn de gamle, store felta.
I forhold til
størrelsen gir de et uforholdsmessig stort bidrag til
totalproduksjonen over et kort tidsrom, men fallratene blir desto
mer brutale når de setter inn.
For oljedelens vedkommende er det
dessverre bare å sette seg og vente på akselererende fallrater.
Undertegnede er for sin del overrasket over at det ikke allerede har
inntrådt, og frykter en desto brattere kurve når det først skjer.
Å kjøre med full
gass ned ei blindgate er en dekkende metafor.
Når det for øvrig
gjelder gassen, er det ingen nye prosjekter av Ormen Langes og
Snøhvits dimensjoner i sikte. Begge utnytter nå langt på veg
planlagt kapasitet.
Kvitebjørn vil vel
kunne bidra med en årsproduksjon på 5-6 mrd. kubikkmeter når feltet
kommer i drift igjen.
Troll Øst er det
eneste virkelig store gassfeltet på norsk sokkel, og står alene for
en tredel av samlet gassutvinning. Det er ved årsskiftet nedtappet
fra opprinnelig 970 til ca. 630 mrd. kubikkmeter, hvilket innebærer
at det naturlige trykket faller raskt.
En årsproduksjon på
30 mrd. kubikkmeter gir feltet en r/p på ca. 20 år, allerede
uansvarlig lite for disse gassmengdene som ofte omtales som selve
arvesølvet. Men tar vi ikke mye feil, vil feltet fortsatt måtte
fungere som reservekran for å dekke inn andre, uventa problemer i
gassproduksjonen.
I Troll Vest fins
ytterligere 360 mrd. kubikkmeter gass, men utvinning av disse er
langt ute i det blå. Oljen skal opp først, og det vil ta mange år.
De tre andre litt
større,
gassproduserende felta på norsk sokkel, Sleipner (Øst og Vest), Åsgard og Oseberg er til dels over toppen, med fallende produksjon
som sannsynlig resultat.
Særlig gjelder dette Sleipner, som er
sterkt nedtappet, og der årets produksjon trolig kommer til å synke
med ca. 20 pst. i forhold til fjorårets 13,4 mrd. kubikkmeter.
Åsgard har fortsatt
110 av opprinnelig 181 mrd. kubikkmeter intakt, men r/p lar seg
neppe presse vesentlig ned i forhold til dagens ca. 10-12 år. Det
mest sannsynlige er at årproduksjonen på 11,4 mrd. kubikkmeter i
2007 blir feltets toppytelse.
Oseberg er vel det feltet av disse tre
som er i best tilstand når det gjelder forholdet mellom produksjon
og reserver. Feltet har ved årsskiftet forsatt 85 mrd. kubikkmeter
intakt av opprinnelig 110. Årets produksjon på ca. 6 mrd.
kubikkmeter og følgelig en r/p på 14 år er relativt komfortabelt,
men tro ikke at det skyldes ansvarlighet - det er oljen i feltet som
skal ut før gasstrykket lettes for mye.
Jeg kan med andre
ord fortsatt ikke skjønne annet enn at en årproduksjon på 110 mrd.
kubikkmeter er et sannsynlig nivå for norsk Peak Gas, og at et
sannsynlig årstall for dette er 2010/2011.
Riktig nok kjenner
jeg ikke de faktiske tallene, men jeg kan heller ikke skjønne annet
enn at marginen mellom inngåtte leveranseforpliktelser og faktisk
produksjon allerede må være ukomfortabelt liten, og at den ikke blir
større av direktoratets oppblåste og høyst urealistiske
produksjonsprognoser.
