Definerer reservebegrepet

Definerer reservebegrepet

Reserver er fremtidig produksjon. Det dreier seg om hvor mye olje og gass som kommer til å bli produsert fra reservoaret.

Likevel er det mange fagfolk som ikke omgås reserve- og ressursbegrepene korrekt.
– Mitt inntrykk er at oljeselskapene ikke har stort nok fokus på konsistent estimering og rapportering av reserver og ressurser. Mange av dem som driver med denne type oppgaver har fått for dårlig opplæring, og i AGR opplever vi at selskapenes egne rutiner ofte ikke er gode nok.
Mahmood Akbar i AGR er ikke nådig i sin karakteristikk. Men han snakker av erfaring. I mer enn 20 år har han jobbet som reservoaringeniør, og det meste av sin nåværende ekspertise i reserve- og ressursforståelse har han ervervet siden siste halvdel av 1990-tallet, da han jobbet i Saga Petroleum. Etter at Akbar kom til AGR (GEO 07/2012; «Operatørenes operatør») i 2002, har han videreutviklet denne kompetansen, og nå er han serviceselskapets ekspert og ansikt utad i spørsmål som gjelder reserver og ressurser.
– En god måte å ha fokus på reserver og ressurser er at én person har et overordnet ansvar for koordineringen og rapporteringen i tillegg til opplæringen. Selskapet må ha gode retningslinjer for hvordan reservene estimeres.
Akbar presiserer også at det må foreligge en beslutning om utbygging fra lisensen, et budsjett fra operatøren og en godkjennelse fra myndighetene. Alternativt må det foreligge en begrunnelse for at en slik godkjennelse med stor sannsynlighet vil foreligge. Først da snakker vi om reserver på norsk sokkel.
Enkel og lettfattelig dokumentasjon
Og her er vi ved en av Akbars kjepphester. Reservedokumentasjonen skal være et lite dokument. Det kan være nok med ett enkelt ark, få tall og få ord, men med referanser som gir mulighet for å finne frem til bakgrunnsdata og sjekke kritiske parametere.
– Estimatene må være konsistente, de må være transparente og de må være lette å kommunisere, påpeker Akbar.
– Det handler om å få en god magefølelse for selskapets vurderinger, og det er bl.a. måten resultatene presenteres på som kan gi den følelsen.
Dessverre skjer det rett som det er at magefølelsen ikke er som den bør være. De reserveestimatene som AGR skal revidere er ofte rett og slett ikke gode nok.
– Vi opplever at hjemmeleksen ikke er gjort hos oljeselskapene. Arbeidet er tatt lett på, og det betyr at notatene er uryddige og mangler sporbarhet. Konsekvensen er at det går med ekstra tid for begge parter, og at jobben derfor blir dyrere og tar lengre tid enn det som er ønskelig.
To systemer – samme verdi
– Reserver er fremtidig produksjon, forklarer Akbar.
– Men bare den produksjonen som antas å være økonomisk lønnsom, legger han til.
Det er god grunn til å presisere dette, for begrepene reserver og ressurser brukes om hverandre, og det er lett å trå feil. Dette gjelder spesielt media, selvsagt, men også fagfolk har en tendens til å glemme at det er nødvendig å presisere hva man snakker om når det diskuteres hvor mye olje og gass som har blitt funnet eller ligger igjen i reservoarene etter en viss tid med produksjon, og ikke minst når vi snakker om lønnsom produksjon i framtiden.
Som oftest benyttes SPEs klassifikasjon,
Society of Petroleum Engineers (SPE). SPE-PRMS er et resultat av samarbeid mellom SPE, American Association of Petroleum Geologists, World Petroleum Council og
Society of Petroleum Evaluation Engineers men i Norge brukes også Oljedirektoratets klassifikasjonssystem som likner på SPE sitt system. Forskjellen er hovedsakelig at Oljedirektoratets system er tilpasset norsk sokkel og det årlige ressursregnskapet. I følge Akbar er Oljedirektoratets ressursklassifisering bedre egnet for å vise ressurser og reserver relatert til økt utvinning (IOR). Han presiserer at de to systemene er fullt ut kompatible.

711x321_ODs_Ressurs

Oljedirektoratets ressursklassifiseringssystem. Kilde: Ojedirektoratet

Noen få grunnprinsipper
– Reservene må oppfylle fire kriterier, fremholder reservoaringeniøren.
– De må være funnet, det må være mulig å produsere dem (recoverable), de må være lønnsomme, og de må være gjenværende fra en gitt dato.
Dette høres opplagt ut, men vi skal bare noen få år tilbake for å finne et graverende brudd på grunnreglene. Flere av verdens største oljeselskaper måtte nedjustere reservene sine fordi de hadde gått på akkord med ett av disse fire prinsippene. Feilen var at de i mange år hadde oversett at reserver må være lønnsomme for å kunne kalles reserver. I sine estimater hadde selskapene bl.a. tatt med haleproduksjon som det ikke var mulig å tjene penger på.
– Reserver framkommer etter en økonomi-test, fremholder Akbar.
Akbar er svært tydelig på at vi må omgås begrepene med nøyaktighet. Han vil derfor aldri si at «reservene i felt A er 100 millioner fat». I stedet vil han referere til SPE-PRMS-systemet og klargjøre om det er snakk om 1P, 2P eller 3P.
– Vi må heller ikke glemme å sette dato på reserveestimatene – hva er startpunktet for ”framtiden” når vi snakker om framtidig produksjon? Bare på den måten får vi den presisjonen som er nødvendig når vi omgås denne type tall.

Begrepskravene
Funn: En petroleumsakkumulasjon av betydelig størrelse bekreftet av minst én brønn, tester, væskeprøver og/eller logger. Betydelig størrelse innebærer at størrelsen rettferdiggjør estimering av opprinnelig tilstedeværende ressurser.
Kommersialitet: En forpliktelse ligger i bunn, markedet for produserte hydrokarboner er tilgjengelig, og det er ingen byråkratiske hindringer for utbyggingen. Dessuten må utbyggingen være lønnsom.

IOR og EOR
Akbar mener også det er nødvendig å minne om noen andre begreper som det lett slurves med. På norsk sokkel er IOR (Improved Oil Recovery) å forstå som den mengden hydrokarboner som vil utvinnes med tekniske tiltak utover de som er forutsatt i Plan for Utbygging og Drift (PUD). Ethvert felt som settes i produksjon må som kjent ha en PUD som er godkjent av myndighetene. IOR-tiltak finner sted etter at reservoarforståelsen er ytterligere økt gjennom noen års produksjon, ofte kombinert med en teknologisk utvikling.
Et godt eksempel på IOR er «Troll Olje» som ikke hadde reserver i den opprinnelige PUD’en for Troll, men hvor utvikling med horisontale brønner har ført til at denne oljen er blitt lønnsom å produsere. Flere brønner enn forutsatt i PUD er det mest vanlige IOR-tiltaket på norsk sokkel.
Tiltak som går på å tilføre reservoaret noe som i utgangspunktet ikke var tilstede, for eksempel for å endre mobilitetsforholdet for fluidene i reservoaret betegnes som EOR (Enhanced Oil Recovery). EOR anvendes oftest mot slutten av et felts levetid, når reservoarforståelsen er meget stor, og på et tidspunkt hvor det allerede kan være gjennomført flere IOR-tiltak. CO2-injeksjon er et eksempel på EOR.
Primær utvinning er basert på naturlig energi i reservoaret. Tilfører vi energi til reservoaret, for eksempel i form av vann- eller gassinjeksjon, snakker vi om sekundær utvinning. Tertiær utvinning er identisk med EOR.
Nødvendig med større fokus
Oljeselskapenes reserver og ressurser er bestemmende for aksjekursen eller verdien på selskapet, og ikke minst forteller de om fremtidig produksjon og inntekter fra salg av gass og olje.
Likevel, underlig nok, slurves det med hvordan fagfolk omgår begrepene som er nødvendig for god kommunikasjon og korrekt forståelse, mener ekspertisen.
Men verre er det at selskapene ikke tar arbeidet med reserver med stort nok alvor. I henhold til Mahmood Akbar har ledelsen i mange oljeselskaper for liten fokus på konsistent estimering og rapportering reserver og ressurser, og det til tross for at det er reservene og ressursene de lever av.

711x474_Ressursklasser

SPEs klassifikasjonssystem for reserver og ressurser hvor det skilles mellom prospektive ressurser, betingede ressurser (betinget av for eksempel oljepris eller nødvendige beslutninger) og reserver. Reservene er igjen delt inn i Proved (1P, lavt), Proved + Probable (2P, mest sannsynlig) og Proved + Probable + Possible (3P, høyt) Kilde: AGR

COMMENTS

WORDPRESS: 0
X