Langsiktighet og verdiskaping Lundin Norway tar utfordrerrollen

Transkript

1 Langsiktighet og verdiskaping Lundin Norway tar utfordrerrollen Torstein Sanness Administrerende direktør

2 Hovedtemaer Oljeselskapet Lundin Norway 10 år på norsk sokkel Hvor er vi i dag? Fremtidsplaner hvor går vi?

3 Viktige endringer av rammebetingelser på norsk sokkel 2000: Stortingsmelding nr. 39, 2000 Nye aktører på norsk sokkel ble invitert inn for å bidra til økt aktivtetsnivå 2004: Skatteregimet ble endret

4 Organisk vekst strategi Finne nye reserver og ressurser Nye og eksisterende letekonsepter Balansere mellom letebrønner og avgrensingsbrønner En strategisk portefølje: Effektiv leting Høste på egne gjennombrudd Lavere økonomisk terskel Ha råd til å ha gode ideer Utvikle funn til felt Brynhild Edvard Grieg Johan Sverdrup Luno 2 Gohta Produsere mer fra felt som er i produksjon Alvheim and Volund Bøyla

5 Fokusert og gruppert lisensportefølje med balansert aktivitet Exploration: 285 mill USD 1. Alta 2. Langlitinden; insignificant oil discovery 3. Lindardormen 4. Storm 5. Vollgrav 6. Kopervik 7. Luno2 North/Fignon (proposed) Delineation: 280 mill USD 1. Edvard Grieg : 1 well in the SE 2. Luno 2: Central basin south 3. Gotha: 1 well Johan Sverdrup: 4. Avaldsnes crest finished 5. Geitungen 7 2

6 Suksess med organisk vekst $

7 Forventet produksjonsprofil frem til 2020

8 Lundin Norway skaper verdier gjennom nye funn Lundin Norway vil fortsette å skape verdier gjennom leting og nye funn Lundin Norway har hatt stor suksess de siste ti årene på norsk sokkel, og er blitt en betydelig aktør OMV Acquisition of PL338 (20%) PL338 (Edvard Grieg) Transaction value USD/bbl PL338 transaction value (Post Tax)(2) $ 8.7 USD/boe (1) Costs include cumulative exploration and appraisal costs since inception up to Discovered resources assume year end 2013 remaining 2P reserves for Edvard Greig, Volund, Gaupe, Bøyla and Brynhild. For Gaupe and Volund cumulative production up to is also included in reserves. Brynhild 2P reserves have been adjusted for 50% ownership at the time of making the discovery. Johan Sverdrup contingent resources have been estimated by Lundin Petroleum. Gohta and Luno II contingent resources included as per third party certication (2) based on consideration of million converted to USD based on 1.31:USD

9 3D seismisk kvalitet i 004 var god, men ikke tilstrekkelig Luno discovery well: 16/1-8 COS: 38% D 1. Filtered arb. dip lines PL001B Application area F Luno Prospect 16/ PL / m : / Prospect Luno Jurassic onlap Top Upper Jurassic Depth 0 16/ B C 16/ D / Top Chalk E A Depth /1-3 15/3 Upper Jurassic sand prone facies 16/ C Time slice at expected OWC level ST9511 Original Top Basement

10 Luno 2 funnet i 2013 med funnbrønn 16/4-6 16/4-6 16/4-6; Luno 2 U.Cret Jurassic/ Triassic Luno2: Resource estimate after 1. well: million bbls. Saturated oil 280 m homogenous Late Triassic/ Jurassic sand sequence in new formed basin Porosity; 17 % Oil column 45 m. OWC 1950 m msl Production test: 2000 bbls/day. Reservoir pressure 5 bar below hydrostatic Fresh rocks beneath BCU unconformity indicate active erosion in Lower Cretaceous Oil from Heather source rock with ongoing migration

11 Edvard Grieg - Hovedplan

12 Edvard Grieg - Asiatisk vs nord-europeisk kontraktor

13 Edvard Grieg kriterier for tilbudsevaluering Før vi innhentet anbud, var partnerne i PL 338 enige om følgende evalueringskriterier: Kvalitet Leveranse på tid Kostnader Før vi startet anbudsrunden, et kostnadsestimat var utarbeidet basert på as-buildt data av en tilsvarende plattform av lik størrelse (Grane). Viktig fokus underveis Forståelse av EPC-modellen med fokus på engineering og commissioning NORSOK erfaring

14 Edvard Grieg september 2014

15 Edvard Grieg Project Execution Status (all costs nominal) Edv.Grieg PDO submitted in January 2011 CAPEX: 26.2 BNOK Ivar Aasen PDO submitted in Dec 2012 (Det norske) Coordinated development with Edv.Grieg Shared cost on export pipelines Contribution to investments on Edv.Grieg Adjusted Edvard Grieg investment project CAPEX: 23.1 BNOK Status Edvard Grieg Project Jacket: installed offshore Topside: all main equipment and components installed Drilling: started production drilling On schedule for production start-up according to PDO for Q Pressure on costs due to market and engineering Current investment estimate: CAPEX: 24.0 BNOK

16 Johan Sverdrup: Volgian sand med ekstreme kvaliteter Volgi Pre an Volgian 16/2-11 SW 16/2-6 NE 16/3-4: 1. del. well 16/2-6 Discovery well Volgian Pre Volgian Volgian billion bbls oil recoverable after the delineation by end 2013

17 Fase 1 -skjematisk fremstilling av beslutningspunkter Konseptvalg for fase I besluttet i partnerskapet februar 2014

18 Lundin Norway i Barentshavet

19 Nye Norge Alta nytt oljefunn

20 A D B C

21 Alta oil discovery