Bodøseminaret – 15.12.2004

Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet

12

6

19

24

256

62 °

60°

58°

T rondheim

Kristiansund

Ber genOslo

Stavanger

Harstad

5

5

1 23

4

1110987

15 16 17 18

26 27

32

31

29

3433 35

62026203

62046205

36

70 °

14 °

12 °

10 °

8°

20 °22 °

24 °26 °

28 °30 °

18 °16 °

32 °

72 °

74 °

71207122

67 °

65°

6°

4°2°

Tampen

Oseberg

Troll

Norskehavet

Barentshavet

Sydlige Nordsjø

1 Rørledninger og landanlegg

Petoro på norsk sokkel

90 utvinningstillatelser18 interessentskap og

selskaper1

32 felt i produksjon 3 felt under utbygging

1 Rørledninger og landanlegg

Petoro på norsk sokkel

27 %

16 %

12 %

•Norsk sokkel•Stor portefølje•Sterk gassposisjon•Langsiktig•Partner•60 ansatte

41 %22 %

12 %

Oljereserver

Gassreserver

PetoroStatoil

Hydro

PetoroHydro

Statoil

Petoro – strategisk plattform

Roller

Petoro Petoro –– den beste partnerden beste partner

Visjon

Hovedoppgaver

•• Sikkerhet forSikkerhet formennesker og miljmennesker og miljøø

•• Djervhet/nytenkingDjervhet/nytenking

•• ForretningsorientertForretningsorientert

•• IntegritetIntegritet

•• SamhandlingSamhandling

Verdier

Selskapet skal pSelskapet skal påå forretningsmessig grunnlag skape stforretningsmessig grunnlag skape støørst mulig rst mulig øøkonomiske konomiske

verdier fra statens oljeverdier fra statens olje-- og gassportefog gassporteføøljelje

Hovedmål

•• OppfOppføølging i lging i interessentskapinteressentskap

•• OvervOvervååkning av kning av avsetningenavsetningen

•• ØØkonomistyringkonomistyring

OppfOppføølgerlger

PPåådriverdriver

Verdiskaping gjennom fokus

Oppfølging i interessentskap

Forretnings-fører

SelektivAktiv

StrategiStrategiVerdimessig og strategiske betydning

Petoros påvirkningsgradTidskritikalitet

Overvåking av avsetningen

Økonomistyring

Samordning i kjerneområderTidlig anvender av teknologiVerdiskaping i gasskjedenLangsiktig reservetilgang

PådriverOppfølger

Enhetskostnadene

Enhetskostnadene – sentral utfordring i moden fase

SDØE porteføljen i 2001

Produks

jon

Tildeling Avslutning

Leting Utbygging Platå Moden Hale

0-20% 21-50% 51-95% 96-100%

Ormen Lange

Snøhvit

Kvitebjørn

Gjøa

Tune

Kristin

Grane

Visund 6 %

Troll gass 9 %

Åsgard 9 %

Dra

ugen

28

%

Hei

drun

30%

Vigd

is 3

2%Nor

ne 3

05Sn

orre

35%

Trol

l olje

41%

Ose

berg

50%

Statfjord Nord 52 %

Gullfaks 62 %

Statfjord øst 67 %

Veslefrikk 70 %

Ekofisk 65 %

SDØE porteføljen i 2005

Produks

jon

Tildeling Avslutning

Leting Utbygging Platå Moden Hale

0-20% 21-50% 51-95% 96-100%

Ormen Lange

Snøhvit

Gjøa

Kristin 4%

Visund 20 %Grane 18 %

Tune

32%

Åsga

rd33

%Hei

drun

46%

Statfjord Nord 72 %

Norne 68 %

Tordis 70%

Kvitebjørn 10%Troll gass 16 %

Vigdis 56 %

Oseberg 64 %

Statfjord øst 84 %

Draugen 73 %

Gullfaks 75%Ekofisk 76%

Veslefrikk 82 %

Troll olje 71%

Njord 85 %

SDØE porteføljen i 2010

Produks

jon

Tildeling Avslutning

Leting Utbygging Platå Moden Hale

0-20% 21-50% 51-95% 96-100%

Trol

l gas

s 28

%Vi

sund

40%

Gjø

a 50

%

Statfjord Nord 87 %

Heidrun 64 %

Kristin 72%

Ormen Lange 13%Snøhvit 16 %

Åsgard 60 %

Statfjord øst 99 %

Oseberg 81 %

Tune 96%

Ekofisk 88%Gullfaks 89%

Grane 68 %

Kvitebjørn 78% Snorre 80%Vigdis 83%

Tordis 90%Draugen 91%

Norne 91%

Troll olje 92%Veslefrikk 93%

Industriutfordringer i ulike faser avsokkelens modenhet

• Konseptvalg

• Teknologi-kvalifisering oganvendelse

• Vurdering avreservene

• Prosjektledelseog styring avinvesteringene

• Boring

• Innfasing vsplan

• Store IOR-prosjekter

• Ombygging og omlegging avdrift

• Økende enhetskostnader

• Best mulig drift

• Regularitet

• Evaluering ogplanlegging avøkt utvinning(IOR)

• Høy brønn-kapasitet

AvslutningUtbygging Oppbygging Platå Moden Hale

• IOR-initiativer, men mindre og høyere risiko

• Nye driftsmodeller

• Skarpt fokus på kostnader

• Nye investeringer

• Fleksible organisasjoner

• Ledig kapasitet I infrastruktur

Tradisjonelt fokusStore prosjekter,

boring og platåproduksjonemed store organisasjoner

“Nytt” fokusMindre skala, ny teknologi-tilnærming, nye forretnings-

modeller

Tradisjonelt fokusFortsett som før inntilinntektektene < drifts-

kostnadene

“Nytt” fokusNy vurdering av felt-potensial

og driftsmodeller, nye investeringer

?

0

20

40

60

80

100

120

140

1998 2001 2004 2007 2010 2013 2016 2019

Enhetskostnadene

• Landstøtte og administrasjon– Lavere totale kostnader i Norge i

gjennomsnitt enn på britisk sokkel– Store variasjoner på norsk sokkel

00000002234

67899101112121213141616

1919222323

262627292930

333333343535363738

44464646

4849505454

5862

6668

70

Forskjeller i landstøtte og administrasjonskostnader mellom plattformer– ikke justert for norske forhold*Gap til øvre kvartil; %

Samling av norske plattformer

Samling av norske plattformer

Norsk plattform

Britisk plattform

3 Storbritanniaog 4 Norge

Kilde:Mckinsey

Hovedfunn i Kon-krafts kostnadsprosjektEnhetskostnadene:

• Bemanning (justert for kompleksitet)– Flere norske plattformer har høye

bemanningstall sammenlignet med andre sokler og med andre plattformer på norsk sokkel

0

10

20

30

40

50

60

70

Indeks for offshore-bemanning, justert for plattform-kompleksitet* -justert for norske forhold

NorgeNorge

Mexico-gulfen Australia Canada og Storbritannia Asia og Afrika

Andre sokler

GROVE ESTIMATER

Kilde:Mckinsey, Petoro

Hovedfunn i Kon-krafts kostnadsprosjektEnhetskostnadene:

PLANLAGT INNSTENGNING

• Reduserte kostnader - forlenger levetiden• Forlenget levetid stimulerer til økt utvinning• Leting og utvikling av tidskritiske infrastrukturnære ressurser – øker inntektene

2005 20102006 2007 2008 2009

Kostreduksjon og økt inntekt

InntekterKostnader

Kostnadsreduksjoner forlenger levetiden

Kilde: KON-KRAFT-analyse

Reduserte kostnader – økte inntekterEnhetskostnadene:

Tidlig anvender av teknologi:

Moderne infrastruktur et konkurransefortrinn

Offshore

4D seismikk

Smarte brønner

Onshore

Operasjons senter

Modellverktøy

Sanntids applikasjoner

Høy kapasitet digitalt nettverk

SoilSoil

Grane

Instrumenterte felt

30

40

50

60

70

1990 2000 2010

Oil

reco

very

rate

(%)

10

30

50

70

90

1980 1990 2000 2010

Lifti

ng c

osts

(NO

K p

er b

bl o

e)

Lifting costOil recovery rate

””Fremtidsfeltet pFremtidsfeltet påånorsk sokkelnorsk sokkel””

Petoro, vPetoro, vååren 2003ren 2003

150 mrd.150 mrd.NOKNOK

Teknologi bidrar til verdiskaping

Petoro i Norskehavet

Status portefølje ift modenhet

Produksjon

Tildeling Avslutning

Leting Utvikling Platå Moden Hale

…

Oseberg

Tampen

Haltenbanken

Troll

Vøring/Møre

Farsund Sydlige nordsjø

Barents-havet

Petoro pådriver for økt leteaktivitet

• 2004: Deltaker på 5 brønner– 1 letebrønn i PL 255 under boring– 1 avgrensingsbrønn på PL 256 pågår – funn på Linerle PL 128

• 2005: Deltaker på 4 brønner

• 2006/7: Forventer å delta i 6-7 brønner

Askeladden har forstått det:

”En må lete for å finne”

PL 329/ EniBrønn 2006/7

PL 255 Shell2004/5

PL 256/ EniBrønn 2004

PL 128/Statoil2 brønner 2005PL 283/NH

2005

PL 281/ Statoil Brønn 2005

PL 327/ StatoilBrønn 2006/7

PL 329/ StatoilD&D 2007

Mulig videreutvikling Halten-Nordland og Vøring/Møre

Tjeldbergodden

Nyhavn

Norne

Njord

Åsgard

Draugen

Kristin

Heidrun

ÅTSHaltenpipe

Skarv

TyrihansLavrans

Svale/Stær

Ormen Lange

Mikkel

EllidaMidnattsol

Onyx

Idun

Morvin

Victoria

Nyk/Luva

Hvitveis

StetindAlve

Gjallar Ø K1

HHW K1

Sklinna Sør

Utgard

Vøring nord

PL 328 Gjallar Ø

PL237GjallarHøyden

PL329Utgardhøyden (Cirius)

Langeled

Vøring sør/Møre

Halten -Nordland

Utvikle nytt kjerneområde:(2010-2015)• Rask utforskning• Samordning for utvikling av

nye ressurser og infrastruktur

SDØE tildelinger 18RFunn Prospekter

UtbyggingerFelt i drift

Modne påviste ressurser:(2004-2010)• Fokus på Ellida og OL

Effektiv utnyttelse av feltsentre og ÅTS-Kårstø:(2004-2015)• Utnyttelse av Åsgard,

Kristin og Heidrun for egen og 3. partsgass

• Realisere IOR potensial• Påvisning av

infrastrukturnære ressurser og tidsriktig innfasing

Spennende dypvannsbrønn på 283-Stetind

• Borestart 1 kvartal 2005

• Rettighetshavere: – NH (operatør), Petoro, ConocoPhillips

og ChevronTexaco

• 17 R lisens

• Gassprospekt– stort potensial– Transocean Leader

• Mulig utvikling– Samordnet utvikling – Selvstendig utbygging

• Bruker baser i Nordland– Helikopterbasen i Brønnøysund– Forsyningsbase i Sandnessjøen

Lokasjon: 6605/8-1

Den beste partner