Evaluation of Tieback Developments for Marginal Oil Fields With Timing Flexibility
Master thesis
Permanent lenke
https://hdl.handle.net/11250/3023766Utgivelsesdato
2022Metadata
Vis full innførselSamlinger
Sammendrag
Gjennomsnittlig størrelse på nye oljefunn på norsk kontinentalsokkel synker stadig, noe som økerrisikoen knyttet til investeringsbeslutninger i leting og produksjon av petroleumsfelt. Derfor setterdet marginale felt i fare for å forbli uutnyttede og dermed miste verdier for det norske samfunnet.Siden frittstående feltutbygginger ofte ikke er lønnsomme for slike felt, vurderes vanligvistilknytning til eksisterende produksjonsanlegg istedenfor. Samtidig har mange produksjonsanleggi modne produksjonsområder ledig kapasitet på grunn av uttømte reservoarer. Videre er leting- ogproduksjonsprosjekter gjenstand for betydelig markedsmessig og teknisk usikkerhet når det gjeldervolatile markedspriser og usikre estimeringer av feltpotensialet. I tillegg er marginale oljefelt relativtmer usikre enn store oljefelt fordi det generelt innhentes mindre data før utvikling. I dennesammenhengen må det utvikles nye løsninger for å kommersialisere små funn under fremtredendeusikkerheter.
Vi etablerer en modell som: (1) verdsetter utviklingskonsepter for tilbakekoblinger, (2) bestemmerdet optimale valget av vertsanlegg for feltoperatøren, og (3) optimaliserer investeringstidspunktet.For det første utvikler vi en matematisk optimaliseringsmodell som maksimerer petroleumsproduksjonengitt volum av olje og gass i feltet, feltpotensialet og ledig kapasitet på produksjonsanlegget.Vi modellerer fremtidige olje- og gasspriser ved å bruke tofaktors stokastiske modeller, dergassprisene er korrelert med oljeprisen. CAPEX er modellert som en GBM, og er også korrelertmed oljeprisen. Ved å følge en realopsjonstilnærming, tillater vi fleksibilitet i form av å vente med åinvestere, som vi løser ved å bruke en Least-Sqaures Monte Carlo (LSM) algoritme. Den foreslåttemodellen anvendes på en reell case på norsk kontinentalsokkel.
Resultatene tyder på at marginale feltutbygginger har et stort oppsidepotensial, som kan identifiseresav vår metodikk. For det andre fant vi ut at ingen faktorer alene var i stand til å endre detoptimale valget av vert i vårt tilfelle fordi én vert var vesentlig mer attraktiv. Uansett, analysenevi utførte tyder på at endring av parametrene til tariffordningeni kombinasjon med å forlenge levetiden til verten er de mest effektive tiltakene for atverten skal bli det foretrukne valget. For det tredje identifiserte vi at verdien av tidsfleksibilitet økernår lønnsomheten til prosjektet reduseres eller usikkerheten til investeringen øker. Siden marginaleoljefeltutbygginger ofte er preget av relativt lav lønnsomhet og fremtredende usikkerhet, er fleksibilitetvanligvis av stor betydning. Derfor viser ROV seg som en bedre verdsettelsesmetodeda den lar oss fange opp verdien av fleksibilitet, mens NPV har en tendens til å undervurdere slikeinvesteringer. Kombinasjonen av ROA og matematisk optimalisering i vår metodikk utgjør et nyttbidrag til litteraturen. The average size of new oil discoveries on the Norwegian Continental Shelf (NCS) is steadilydecreasing, which increases the risks associated with investment decisions in the Exploration andProduction (E&P) of petroleum fields. Therefore, marginal fields risk remaining unexploitedthereby losing value for Norwegian society. As standalone developments are often not economicallyviable for such fields, tiebacks to existing production facilities are usually considered. At the sametime, many production facilities in mature production areas have spare capacity due to depletedreservoirs. Furthermore, E&P projects are subject to significant market and technical uncertaintiesin terms of volatile market prices and uncertain estimations of the field potential. Additionally,marginal oil fields are relatively more uncertain than large ones because there is generally less datagathered before development. In this context, novel solutions must be developed to commercializesmall discoveries under prominent uncertainties.
We establish a model that: (1) evaluates tieback development concepts; (2) determines the optimalchoice of host facility for the field operator; and (3) optimizes the timing of development. Firstly,we develop a mathematical optimization model that maximizes petroleum production given thefield potential, well capacity, and spare host capacity. Next, we model future oil and gas pricesusing two-factor stochastic models, where the gas price is correlated with the oil price. CAPEXis modeled as a GBM and also correlated with the oil price. By following a real options approach(ROA), we allow for managerial flexibility in terms of waiting-to-invest, which we solve by applyinga Least-Squares Monte Carlo (LSM) algorithm. Finally, the proposed model is applied to a realcase on the NCS.
The results suggest that marginal field developments carry large upside potential, which can beidentified by our methodology. Secondly, we found that no factors alone were able to changethe optimal choice of host in our case because one host was evidently much more attractive.Anyway, the analyses we performed suggest that altering the parameters of the tariff scheme in combination with extending the lifetime of the host are the most efficient measures for the host to become the preferred choice. Thirdly, we identified that the value of timing flexibility increases as the profitability of the project decreases or the uncertainty of the investment increases. As marginal oil field developments often are characterized by relatively low profitability and prominent uncertainties, managerial flexibility is usually of high importance. Hence, ROV proves itself as a better valuation method as it allows us to capture the value offlexibility, while NPV tends to underestimate such investments. The combination of ROA andmathematical optimization in our methodology constitutes a novel contribution to the literature.