Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per
|
|
|
- Sigve Holmen
- 8 år siden
- Visninger:
Transkript
1 Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per Totale utvinnbare petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel fordelt per havområde Original Recoverable Petroleum Resources on the Norwegian Continental Shelf Totale utvinnbare petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel fordelt på ressurskategorier Original Recoverable Petroleum Resources on the Norwegian Continental Shelf split on resource categories Solgt og levert Sold and delivered Feltoversikt / Fields RK 1, 2 & 3-felt: Reserver i felt Reserves in fields RK 3F: Reserver i funn der rettshaverne har vedtatt utbygging Original recoverable and remaining reserves in discoveries which the licensees have decided to develop RK 4F: Ressurser i felt og funn i planleggingsfase Resources in the planning phase RK 5F: Ressurser i funn der utvinning er sannsynlig, men ikke avklart Resources whose recovery is likely, but not clarified RK 7F: Ressurser i nye funn som ikke er evaluert Resources in new discoveries that have not been evaluated Funn som i 2013 rapporteres som deler av andre felt og funn Discoveries that are reported under other fields and discoveries Filen inneholder oppdaterte verdier av ressursregnskapet per Ved videre bruk av dataene, bes Oljedirektoratet oppgitt som kilde. This file contains updated values from the petroleum resource account as of December 31, Please acknowledge the source when using the data. Tilstedeværende ressurser i felt In-place resources in fields Oljedirektoratet 3.mars 2014
2 Totale petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel pr Original Recoverable Petroleum Resources on the Norwegian Continental Shelf as of 31 December, 2013 Totalt utvinnbart potensial / Total recoverable potential Ressursregnskap pr Resource account as of Olje / Oil Gass / Gas NGL Kondensat Condensate Endring fra 2012 Changes from 2012 Total Olje / Oil Gass / Gas NGL Kondensat Condensate mill Sm 3 mill Sm 3 o.e. mill Sm 3 mrd Sm 3 mill Sm 3 Total mill Sm 3 mrd Sm 3 Prosjektstatuskategori / Project status category bill Sm 3 bill Sm 3 mill Sm 3 o.e. Solgt og levert/produced Reserver*/Reserves Betingede ressurser i felt/contingent resources in fields Betingede ressurser i funn/contingent resources in discoveries Mulige framtidige tiltak for økt utvinning** Uoppdagede ressurser/undiscovered resources Sum totalt Nordsjøen Solgt og levert/produced Reserver*/Reserves Betingede ressurser i felt/contingent resources in fields Betingede ressurser i funn/contingent resources in discoveries Uoppdagede ressurser/undiscovered resources Sum Norskehavet Solgt og levert/produced Reserver*/Reserves Betingede ressurser i felt/contingent resources in fields Betingede ressurser i funn/contingent resources in discoveries Uoppdagede ressurser/undiscovered resources Sum Barentshavet Solgt og levert/produced Reserver*/Reserves Betingede ressurser i felt/contingent resources in fields Betingede ressurser i funn/contingent resources in discoveries Uoppdagede ressurser/undiscovered resources Sum * Inkluderer ressurskategoriene 1, 2 og 3/ includes resource category 1, 2 and 3 **Ressurser fra framtidige tiltak for økt utvinning er bare gitt for totale ressurser. De er ikke fordelt på områder. **Resources from future measures for improved recovery are calculated for the total recoverable potential and have not been broken down by area.
3 Totale petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel pr Original Recoverable Petroleum Resources on the Norwegian Continental Shelf as of 31 December, 2013 Ressursregnskap/Resource accounts per Endring i forhold til 2012 / Change from 2012 Klasse/Class Kategori Category Olje/Oil Gass/Gas NGL Kond./Cond. Sum o.e Olje/Oil Gass/Gas NGL Kond./Cond. Sum o.e mill Sm 3 3 mrd Sm bill Sm 3 mill Sm 3 mill Sm 3 mill Sm 3 3 mrd Sm bill Sm 3 mill Sm 3 mill Sm 3 Solgt og levert Felt/Fields Sold and deliv. 0 Solgt og levert/sold and delivered Reserver Reserves Betingede ressurser Contingent resources Uoppdagede ressurser Undiscovered resources 8 og 9 1 I produksjon / In production Godkjent og besluttet utbygd / Approved plan * Besluttet av rettighetshaverne Decided by the licensees Sum reserver /Sum reserves I planleggingsfasen / In the planning phase Utvinning sannsynlig, men uavklart Recovery likely, but not clarified F Ikke evaluerte funn knyttet til felt New discoveries tied to fields being evaluated A Mulige framtidige tiltak for økt utvn. Possible future incr.recovery measures Sum betingede ressurser i felt Sum contingent resources in fields Funn/Discoveries 4 I planleggingsfasen / In the planning phase Utvinning sannsynlig, men uavklart Recovery likely but not clarified F Nye funn, ikke evaluert New discoveries being evaluated Sum betingede ressurser i funn Sum contingent resources in discoveries Ressurser i prospekter, prospektmulighet og ikke kartlagte ressurser/ Resources in prospects, leads and unmapped prospects Sum totale ressurser / Sum total resources Sum gjenværende ressurser / Remaining resources * inkluderer reserver fra funn/ include reserves from discoveries
4 Felt i produksjon og felt med godkjent plan for utbygging og drift Fields on production and fields with approved development plans Felt Opphavlege reservar Funnår 2) Operatør per Utvinningstillatelse/ Mill. Sm 3 o.e. Avtalebasert område AASTA HANSTEEN 1) 46, Statoil Petroleum AS 218 ALVE 9, Statoil Petroleum AS 159 B ALVHEIM 48, Marathon Oil Norge AS 203 ATLA 1, Total E&P Norge AS 102 C BALDER 70, ExxonMobil Exploration & Production Norway AS 001 BLANE 0, Talisman Energy Norge AS BLANE BRAGE 65, Wintershall Norge AS BRAGE BRYNHILD 1) 3, Lundin Norway AS 148 BØYLA 1) 3, Marathon Oil Norge AS 340 DRAUGEN 155, A/S Norske Shell 093 EDVARD GRIEG 1) 29, Lundin Norway AS 338 EKOFISK 753, ConocoPhillips Skandinavia AS 018 ELDFISK 188, ConocoPhillips Skandinavia AS 018 EMBLA 20, ConocoPhillips Skandinavia AS 018 ENOCH 0, Talisman North Sea Limited ENOCH FRAM 42, Statoil Petroleum AS 090 FRAM H-NORD 1) 1, Statoil Petroleum AS FRAM H-NORD GAUPE 0, BG Norge AS 292 GIMLE 5, Statoil Petroleum AS GIMLE GINA KROG 1) 35, Statoil Petroleum AS GINA KROG GJØA 63, GDF SUEZ E&P Norge AS 153 GOLIAT 1) 38, Eni Norge AS 229 GRANE 131, Statoil Petroleum AS GRANE GUDRUN 1) 28, Statoil Petroleum AS 025 GULLFAKS 398, Statoil Petroleum AS 050 GULLFAKS SØR 148, Statoil Petroleum AS 050 GUNGNE 23, Statoil Petroleum AS 046 GYDA 46, Talisman Energy Norge AS 019 B HEIDRUN 234, Statoil Petroleum AS HEIDRUN HEIMDAL 51, Statoil Petroleum AS 036 BS HOD 12, BP Norge AS 033 HULDRA 22, Statoil Petroleum AS HULDRA HYME 4, Statoil Petroleum AS 348 ISLAY 0, Total E&P UK PLC 043 CS, 043 DS IVAR AASEN 1) 25, Det norske oljeselskap ASA 001 B JETTE 1, Det norske oljeselskap ASA JETTE JOTUN 24, ExxonMobil Exploration & Production Norway AS JOTUN KNARR 1) 13, BG Norge AS 373 S KRISTIN 65, Statoil Petroleum AS HALTENBANKEN VEST KVITEBJØRN 141, Statoil Petroleum AS 193 MARTIN LINGE 1) 30, Total E & P Norge AS MARTIN LINGE MARULK 9, Eni Norge AS 122 MIKKEL 55, Statoil Petroleum AS MIKKEL MORVIN 17, Statoil Petroleum AS 134 B MURCHISON 14, CNR International (UK) Limited MURCHISON NJORD 47, Statoil Petroleum AS NJORD NORNE 105, Statoil Petroleum AS NORNE ORMEN LANGE 332, A/S Norske Shell ORMEN LANGE OSEBERG 523, Statoil Petroleum AS OSEBERG OSEBERG SØR 83, Statoil Petroleum AS OSEBERG OSEBERG ØST 26, Statoil Petroleum AS OSEBERG OSELVAR 4, DONG E&P Norge AS 274 REV 3, Talisman Energy Norge AS 038 C RINGHORNE ØST 14, ExxonMobil Exploration & Production Norway AS RINGHORNE ØST SIGYN 18, ExxonMobil Exploration & Production Norway AS 072 SKARV 68, BP Norge AS SKARV SKIRNE 12, Total E&P Norge AS 102 SKULD 10, Statoil Petroleum AS 128 SLEIPNER VEST 184, Statoil Petroleum AS SLEIPNER VEST SLEIPNER ØST 120, Statoil Petroleum AS SLEIPNER ØST SNORRE 272, Statoil Petroleum AS SNORRE SNØHVIT 268, Statoil Petroleum AS SNØHVIT STATFJORD 699, Statoil Petroleum AS STATFJORD STATFJORD NORD 43, Statoil Petroleum AS 037 STATFJORD ØST 44, Statoil Petroleum AS STATFJORD ØST SVALIN 1) 12, Statoil Petroleum AS 169 SYGNA 11, Statoil Petroleum AS SYGNA TAMBAR 12, BP Norge AS 065 TAMBAR ØST 0, BP Norge AS TAMBAR ØST TOR 37, ConocoPhillips Skandinavia AS TOR TORDIS 71, Statoil Petroleum AS 089 TROLL 1755, Statoil Petroleum AS TROLL TRYM 5, DONG E&P Norge AS 147
5 Felt Opphavlege reservar Funnår 2) Operatør per Utvinningstillatelse/ Mill. Sm 3 o.e. Avtalebasert område TUNE 22, Statoil Petroleum AS 190 TYRIHANS 91, Statoil Petroleum AS TYRIHANS ULA 94, BP Norge AS 019 URD 7, Statoil Petroleum AS 128 VALE 5, Centrica Resources (Norge) AS 036 VALEMON 1) 30, Statoil Petroleum AS VALEMON VALHALL 184, BP Norge AS VALHALL VARG 17, Talisman Energy Norge AS 038 VEGA 32, Statoil Petroleum AS VEGA VESLEFRIKK 63, Statoil Petroleum AS 052 VIGDIS 73, Statoil Petroleum AS 089 VILJE 13, Marathon Oil Norge AS 036 D VISUND 99, Statoil Petroleum AS VISUND INSIDE VISUND SØR 12, Statoil Petroleum AS VISUND INSIDE VOLUND 10, Marathon Oil Norge AS 150 VOLVE 10, Statoil Petroleum AS 046 BS YME 1) 18, Talisman Energy Norge AS 316 ÅSGARD 398, Statoil Petroleum AS ÅSGARD 1) Felt med godkjent utbyggingsplan der produksjonen ikkje var kome i gang per ) Funnår er funnår for den eldste funnbrønnen som inngår i feltet 1) Fields with an approved development plan not in production as of ) Discovery year is designated as the year of discovery for the oldest discovery well in the discovery in question
6 Solgt og levert fra felt der produksjonen er avsluttet og fra felt i produksjon. (Ressurskategori 0) Historical production from fields where production is ceased and from fields in production. (Resource category 0) Felt Olje Gass NGL Kondensat Oljeekv. 1 Funnår 2 mill. Sm 3 mrd. Sm 3 mill. tonn mill. Sm 3 mill. Sm 3 Albuskjell 7,4 15,5 1,0 0,0 24, Cod 2,9 7,3 0,5 11, Edda 4,8 2,0 0,2 7, Frigg 116,2 0,5 116, Frøy 5,6 1,6 0,1 7, Glitne 8,9 0,0 0,0 0,0 8, Lille-Frigg 1,3 2,2 0,0 3, Mime 0,4 0,1 0,0 0, Nordøst Frigg 11,6 0,1 11, Odin 27,3 0,2 27, Tommeliten Gamma 3,9 9,7 0,6 14, Vest Ekofisk 12,2 26,0 1,4 40, Yttergryta 0,3 1,7 0,3 0,0 2, Øst Frigg 9,2 0,1 9, Solgt og levert fra nedstengde felt Sum fields with ceased production 47,5 230,3 4,0 0,9 286,4 33/9-6 Delta 3) 0,1 0,0 0, ALVE 1,2 3,3 0,6 5, ALVHEIM 23,2 2,7 25, ATLA 0,1 0,1 0, BALDER 57,8 1,4 59, BLANE 0,6 0,0 0,0 0, BRAGE 55,8 3,3 1,2 61, DRAUGEN 133,3 1,6 2,5 139, EKOFISK 445,8 142,5 13,0 613, ELDFISK 102,5 39,6 3,9 149, EMBLA 10,4 3,9 0,4 15, ENOCH 0,3 0,0 0, FRAM 27,2 3,1 0,3 30, GAUPE 0,2 0,3 0,0 0,0 0, GIMLE 2,7 0,7 0,1 3, GJØA 7,1 8,8 1,9 0,4 20, GRANE 94,0 94, GULLFAKS 356,5 23,1 2,8 384, GULLFAKS SØR 44,5 35,7 4,5 88, GUNGNE 14,1 2,0 4,4 22, GYDA 35,8 6,2 1,9 45, HEIDRUN 4) 145,5 15,5 0,6 162, HEIMDAL 6,5 45,2 51, HOD 9,5 1,6 0,3 11, HULDRA 5,2 17,1 0,1 22, HYME 0,4 0,0 0,0 0, ISLAY 0,0 0,1 0,0 0, JETTE 0,2 0,0 0, JOTUN 22,9 0,9 23, KRISTIN 17,7 20,1 4,3 2,1 48, KVITEBJØRN 19,6 46,2 4,0 73, MARULK 0,1 0,8 0,1 1, MIKKEL 3,5 16,9 4,5 2,2 31, MORVIN 5,0 1,2 0,2 6, MURCHISON 13,9 0,3 0,3 0,0 14, NJORD 25,8 8,4 1,9 37, NORNE 87,8 6,7 0,8 96, ORMEN LANGE 120,1 9,2 129, OSEBERG 364,9 38,6 8,1 419, OSEBERG SØR 46,3 8,9 0,7 56, OSEBERG ØST 19,1 0,3 0,2 19, OSELVAR 0,3 0,1 0,0 0, REV 0,7 2,6 0,0 3, RINGHORNE ØST 10,0 0,2 10, SIGYN 6,4 2,5 6,0 17, SKARV 2,1 3,0 0,4 5, SKIRNE 1,8 9,4 11, SKULD 0,5 0,1 0,0 0,7 2008
7 Felt Olje Gass NGL Kondensat Oljeekv. 1 Funnår 2 mill. Sm 3 mrd. Sm 3 mill. tonn mill. Sm 3 mill. Sm 3 SLEIPNER VEST 118,9 8,4 29,4 164, SLEIPNER ØST 66,7 13,1 26,8 118, SNORRE 190,4 6,3 4,6 205, SNØHVIT 24,1 1,2 4,2 30, STATFJORD 567,7 67,5 17,3 0,6 668, STATFJORD NORD 36,7 2,3 0,8 40, STATFJORD ØST 36,4 4,0 1,4 42, SYGNA 9,9 9, TAMBAR 9,1 2,0 0,2 11, TAMBAR ØST 0,3 0,0 0,0 0, TOR 24,1 10,9 1,2 37, TORDIS 55,8 4,3 1,6 63, TROLL 5) 234,9 477,5 7,2 4,3 730, TRYM 0,9 1,5 2, TUNE 3,5 18,9 0,1 22, TYRIHANS 19,4 1,1 0,2 20, ULA 72,8 3,9 2,6 81, URD 5,3 0,2 0,0 5, VALE 1,5 1,3 2, VALHALL 107,7 20,8 3,3 134, VARG 15,5 15, VEGA 2,5 3,3 0,8 0,2 7, VESLEFRIKK 52,8 2,5 1,3 57, VIGDIS 53,5 1,8 1,0 57, VILJE 8,7 0,4 9, VISUND 23,5 7,6 0,5 32, VISUND SØR 0,5 0,5 0,1 1, VOLUND 6,5 0,6 7, VOLVE 8,2 0,8 0,2 0,1 9, YME 7,9 7, ÅSGARD 85,0 133,3 24,4 17,1 281, Solgt og levert fra felt i produksjon Sum production from producing fields 3849,2 1643,9 155,8 107,2 5896,4 Sum solgt og levert Sum sold and delivered 3896,7 1874,2 159,9 108,2 6182,8 1) 1,9 er omregningsfaktoren for NGL i tonn til Sm 3. 1) 1 tonne NGL = 1.9 Sm3 NGL 2) Funnår er funnår for den eldste funnbrønnen som inngår i feltet 2) Discovery year is designated as the year of discovery for the oldest discovery well in the discovery in question 3) 33/9-6 Delta har prøveproduksjon 3) 33/9-6 Delta has test production 4) Heidrun omfatter Tjeldbergodden 4) Heidrun includes Tjeldbergodden 5) Troll omfatter TOGI 5) Troll includes TOGI
8 Reserver i felt. (Ressurskategorier 1, 2 og 3) Reserves in fields. (Resource categories 1, 2 and 3) Felt/field Reserver inklusiv solgt og levert 1) Reserver 4) Reserves inclusiv sold and delievered volumes 1) Reserves 4) Olje Oil Gass Gas mrd Sm3 bill Sm3 Kond. Condensat e Sum o.e Olje Oil Gass Gas mrd Sm3 bill Sm3 Kond. Condensate Sum o.e AASTA HANSTEEN 3) 0,0 45,1 0,0 0,9 46,0 0,0 45,1 0,0 0,9 46,0 ALVE 1,7 5,4 1,0 0,0 9,0 0,5 2,1 0,4 0,0 3,4 ALVHEIM 41,2 7,3 0,0 0,0 48,5 18,0 4,6 0,0 0,0 22,6 ATLA 0,3 1,2 0,0 0,0 1,5 0,2 1,1 0,0 0,0 1,3 BALDER 68,9 1,8 0,0 0,0 70,7 11,1 0,4 0,0 0,0 11,5 BLANE 0,9 0,0 0,0 0,0 0,9 0,3 0,0 0,0 0,0 0,3 BRAGE 58,9 4,2 1,4 0,0 65,7 3,0 0,9 0,2 0,0 4,2 BRYNHILD 3) 3,6 0,0 0,0 0,0 3,6 3,6 0,0 0,0 0,0 3,6 BØYLA 3) 3,4 0,2 0,0 0,0 3,6 3,4 0,2 0,0 0,0 3,6 DRAUGEN 148,2 1,7 2,8 0,0 155,3 14,9 0,1 0,4 0,0 15,7 EDVARD GRIEG 3) 26,2 1,8 0,6 0,0 29,2 26,2 1,8 0,6 0,0 29,2 EKOFISK 563,3 161,6 15,0 0,0 753,4 117,5 19,1 1,9 0,0 140,3 ELDFISK 135,6 45,4 4,0 0,0 188,6 33,2 5,7 0,1 0,0 39,1 EMBLA 12,0 7,3 0,6 0,0 20,4 1,5 3,4 0,1 0,0 5,2 ENOCH 0,4 0,0 0,0 0,0 0,4 0,1 0,0 0,0 0,0 0,1 FRAM 32,5 8,8 0,8 0,0 42,7 5,3 5,7 0,5 0,0 11,9 FRAM H- NORD 3) 1,7 0,0 0,0 0,0 1,7 1,7 0,0 0,0 0,0 1,7 GAUPE 0,2 0,4 0,0 0,0 0,6 0,0 0,1 0,0 0,0 0,1 GIMLE 3,0 1,4 0,3 0,0 5,0 0,3 0,7 0,2 0,0 1,3 GINA KROG 3) 15,3 12,5 3,3 1,6 35,7 15,3 12,5 3,3 1,6 35,7 GJØA 11,8 34,1 9,0 0,0 63,1 4,8 25,3 7,1 0,0 43,6 GOLIAT 3 30,2 7,3 0,3 0,0 38,1 30,2 7,3 0,3 0,0 38,1 GRANE 131,8 0,0 0,0 0,0 131,8 37,7 0,0 0,0 0,0 37,7 GUDRUN 3) 14,5 10,9 1,9 0,0 28,9 14,5 10,9 1,9 0,0 28,9 GULLFAKS 369,9 23,1 2,8 0,0 398,3 13,4 0,0 0,0 0,0 13,4 GULLFAKS SØR 61,0 68,6 9,7 0,0 148,0 16,5 32,9 5,2 0,0 59,1 GUNGNE 0,0 14,7 2,1 4,6 23,3 0,0 0,6 0,1 0,2 1,1 GYDA 36,4 6,4 1,9 0,0 46,5 0,6 0,2 0,0 0,0 0,9 HEIDRUN 183,3 47,3 2,2 0,0 234,9 37,8 31,8 1,7 0,0 72,9 HEIMDAL 6,5 45,2 0,0 0,0 51,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 HOD 10,3 1,8 0,4 0,0 12,8 0,7 0,1 0,1 0,0 1,2 HULDRA 5,1 17,2 0,1 0,0 22,5 0,0 0,1 0,0 0,0 0,1 HYME 3,5 0,6 0,1 0,0 4,4 3,2 0,5 0,1 0,0 4,0 ISLAY 0,0 0,1 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 IVAR AASEN 3) 18,3 4,7 1,1 0,0 25,0 18,3 4,7 1,1 0,0 25,0 JETTE 1,5 0,0 0,0 0,0 1,5 1,3 0,0 0,0 0,0 1,3 JOTUN 23,6 1,1 0,0 0,0 24,6 0,7 0,2 0,0 0,0 0,9 KNARR 3) 11,2 0,4 1,1 0,0 13,7 11,2 0,4 1,1 0,0 13,7 KRISTIN 22,9 28,8 6,0 2,1 65,1 5,2 8,7 1,7 0,0 17,2 KVITEBJØRN 27,8 90,7 12,0 0,0 141,2 8,2 44,5 7,9 0,0 67,9 MARTIN LINGE 3) 6,0 19,7 0,7 3,0 30,0 6,0 19,7 0,7 3,0 30,0 MARULK 0,5 7,2 0,7 0,0 9,0 0,5 6,4 0,6 0,0 8,0 MIKKEL 5,9 31,0 8,4 2,2 55,2 2,4 14,1 3,9 0,0 23,9 MORVIN 10,5 4,7 1,4 0,0 17,9 5,5 3,5 1,2 0,0 11,3 MURCHISON 13,9 0,4 0,0 0,0 14,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 NJORD 27,5 13,8 3,1 0,0 47,1 1,7 5,4 1,2 0,0 9,4 NORNE 91,0 11,3 1,5 0,0 105,0 3,2 4,6 0,7 0,0 9,1 ORMEN LANGE 0,0 314,6 0,0 17,4 332,0 0,0 194,5 0,0 8,2 202,7 OSEBERG 389,1 111,9 12,0 0,0 523,8 24,2 73,3 3,9 0,0 104,8 OSEBERG SØR 64,1 16,7 1,6 0,0 83,8 17,7 7,7 0,9 0,0 27,3 OSEBERG ØST 25,7 0,4 0,3 0,0 26,6 6,6 0,1 0,1 0,0 6,8 OSELVAR 2,6 1,7 0,0 0,0 4,2 2,3 1,5 0,0 0,0 3,8 REV 0,7 2,7 0,0 0,0 3,5 0,0 0,1 0,0 0,0 0,1 RINGHORNE ØST 13,9 0,3 0,0 0,0 14,2 4,0 0,1 0,0 0,0 4,0 SIGYN 0,0 6,5 3,1 6,0 18,4 0,0 0,1 0,6 0,0 1,2 SKARV 13,9 44,5 5,4 0,0 68,6 11,7 41,5 5,0 0,0 62,8 SKIRNE 2,3 10,3 0,0 0,0 12,5 0,5 0,9 0,0 0,0 1,4 SKULD 9,5 0,8 0,1 0,0 10,4 8,9 0,7 0,1 0,0 9,8 SLEIPNER VEST 0,0 133,5 9,7 32,9 184,9 0,0 14,7 1,3 3,4 20,5 SLEIPNER ØST 0,0 67,7 13,5 26,9 120,3 0,0 1,0 0,4 0,1 1,9 SNORRE 257,2 6,6 4,7 0,0 272,8 66,9 0,3 0,1 0,0 67,3 SNØHVIT 0,0 225,1 7,3 29,1 268,2 0,0 201,0 6,1 24,9 237,5 STATFJORD 573,0 79,5 24,0 1,3 699,4 5,3 12,1 6,7 0,6 30,7 STATFJORD NORD 39,6 2,1 1,1 0,0 43,8 3,0 0,0 0,3 0,0 3,55
9 Felt/field Reserver inklusiv solgt og levert 1) Reserver 4) Reserves inclusiv sold and delievered volumes 1) Reserves 4) Olje Oil Gass Gas mrd Sm3 bill Sm3 Kond. Condensat e Sum o.e Olje Oil Gass Gas mrd Sm3 bill Sm3 Kond. Condensate Sum o.e STATFJORD ØST 36,6 4,1 2,2 0,0 44,9 0,2 0,2 0,8 0,0 1,9 SVALIN 3) 12,3 0,0 0,0 0,0 12,3 12,3 0,0 0,0 0,0 12,3 SYGNA 11,2 0,0 0,0 0,0 11,2 1,3 0,0 0,0 0,0 1,3 TAMBAR 9,5 2,0 0,5 0,0 12,4 0,4 0,0 0,2 0,0 0,9 TAMBAR ØST 0,3 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 TOR 24,4 11,3 1,2 0,0 37,9 0,3 0,4 0,0 0,0 0,7 TORDIS 63,2 4,8 1,8 0,0 71,5 7,5 0,5 0,2 0,0 8,4 TROLL 269,4 1432,8 27,4 1,5 1755,7 34,5 955,3 20,2-2,8 1025,4 TRYM 1,7 4,0 0,0 0,0 5,8 0,8 2,6 0,0 0,0 3,4 TUNE 3,3 18,5 0,2 0,0 22,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 TYRIHANS 33,1 42,5 8,5 0,0 91,8 13,7 41,4 8,3 0,0 71,0 ULA 84,2 3,9 3,2 0,0 94,1 11,4 0,0 0,6 0,0 12,5 URD 6,9 0,1 0,0 0,0 7,0 1,6 0,0 0,0 0,0 1,5 VALE 2,6 2,4 0,0 0,0 5,0 1,1 1,2 0,0 0,0 2,3 VALEMON 3) 4,6 23,6 1,2 0,0 30,4 4,6 23,6 1,2 0,0 30,4 VALHALL 146,7 27,4 5,5 0,0 184,5 39,0 6,6 2,2 0,0 49,7 VARG 16,1 1,0 0,3 0,0 17,6 0,6 1,0 0,3 0,0 2,1 VEGA 7,9 15,6 4,7 0,0 32,4 5,4 12,3 3,9 0,0 25,1 VESLEFRIKK 54,4 5,2 1,8 0,0 63,0 1,5 2,8 0,5 0,0 5,2 VIGDIS 69,4 1,9 1,2 0,0 73,7 15,9 0,2 0,3 0,0 16,5 VILJE 13,4 0,0 0,0 0,0 13,4 4,7 0,0 0,0 0,0 4,7 VISUND 34,9 52,3 6,2 0,0 99,0 11,5 44,7 5,7 0,0 67,0 VISUND SØR 2,7 7,7 0,9 0,0 12,2 2,3 7,2 0,9 0,0 11,1 VOLUND 9,9 0,9 0,0 0,0 10,8 3,3 0,3 0,0 0,0 3,6 VOLVE 9,5 0,9 0,2 0,1 10,8 1,3 0,1 0,0 0,0 1,5 YME 3) 18,5 0,0 0,0 0,0 18,5 10,6 0,0 0,0 0,0 10,6 ÅSGARD 102,4 206,7 38,1 17,1 398,8 17,5 73,5 13,7 0,0 117,1 SUM 4683,0 3691,7 284,3 146,8 9061,7 834,0 2048,9 128,8 40,2 3167,8 1) Tabellen viser forventningsverdier og estimatene er derfor usikre 2) Omregningsfaktor for NGL i tonn til Sm 3 er 1,9 3) Felt med godkjent utbyggingsplan der produksjonen ikke var startet per ) Årsaken til negative tall for gjenværende reserver på enkelte felt er at produktet ikke er rapportert under opprinnelige reserver. Dette gjelder produsert NGL og kondensat. 1) The table shows expected values. All estimates are er subject to uncertainties. 2) 1 tonne NGL = 1.9 Sm 3 NGL 3) Fields with an approved development plan not in production as of ) Negative remaining reserves due to sales product not reported as original volume. This applies to produced NGL and condensate
10 Reserver i funn der rettshavarene har vedtatt utbygging (ressurskategori 3F) Original recoverable and remaining reserves in discoveries which the licensees have decided to develop (Resource category 3F) Funn Discovery Olje Oil Gass Gas mrd Sm3 bill Sm3 Kond. Condensate Sum o.e 1 Funnår 2) Discovery year 2) 1/5-2 FLYNDRE 0,4 0,1 0,0 0,0 0, /9-6 DELTA 0,1 0,0 0,0 0,0 0, Totalt 0,5 0,1 0,0 0,0 0,6 1) 1,9 er omregningsfaktoren for NGL i tonn til Sm 3 2) Funnår for den eldste funnbrønn som inngår 1) 1 tonne NGL = 1.9 Sm 3 NGL 2) Discovery year is designated as the year of discovery for the oldest discovery well in the discovery in question
11 Ressurser i felt og funn i planleggingsfase (ressurskategori 4 F) Resources in the planning phase (Resource category 4 F) Olje Oil Gass Gas Kond. Condensate Sum o.e 2 Funnår 3) Discovery year 3) Funn 1) mrd Sm3 Discovery 1) bill Sm3 FRØY 4) 11,1 0,0 0,0 0,0 11, /9-1 TOMMELITEN ALPHA 6,2 13,7 0,5 0,0 20, /10-4 S (Butch) 7,5 0,7 0,0 0,0 8, /8-1 (Alpha) 0,0 2,3 0,5 1,6 4, /2-6 JOHAN SVERDRUP 354,1 10,6 4,8 0,0 373, /12-1 BREAM 6,4 0,0 0,0 0,0 6, /10-1 (Mackerel) 2,1 0,0 0,0 0,0 2, /6-1 PEIK 0,6 2,0 0,0 0,0 2, /2-10 S (FriggGammaDelta) 5) 12,5 3,5 0,0 0,0 16, /11-7 (Fulla) 0,9 5,5 0,0 0,0 6, /11-8 S (Krafla) 6) 8,5 5,3 0,6 0,0 14, /2-N-11 H 0,6 0,0 0,0 0,0 0, /11-13 (Astero) 3,4 0,6 0,0 0,0 4, /2-7 ERLEND 0,9 1,0 0,2 0,0 2, /3-2 TRESTAKK 7,9 1,8 0,4 0,0 10, /3-8 (Maria) 19,5 2,1 1,0 0,0 23, /6-6 MIKKEL SØR 7) 0,6 2,2 0,5 0,0 3, /9-2 S (Fogelberg) 1,4 8,1 0,8 0,0 11, /7-14 S (Zidane) 8) 0,0 17,9 0,2 0,4 18, /10-1 (Asterix) 0,0 17,8 0,0 0,3 18, /6-1 (Tornerose) 0,0 3,7 0,0 0,2 3, /8-1 JOHAN CASTBERG 9) 78,1 9,7 0,0 0,0 87, Totalt 511,2 108,3 9,6 2,5 640,3 1) Navn i parantes er ikke offisielle funn navn 2) 1,9 er omregningsfaktoren for NGL i tonn til Sm 3 3) Funnår er funnår for den eldste funnbrønnen som inngår 4) Rettighetshaverne ser på en nyutbygging av feltet, volumet er summert i RK 4A for felt 5) 25/2-10 S (FriggGammaDelta) inneholder 25/ funnår ) 30/11-8 S (Krafla) inneholder 30/11-8 A - funnår Ressurser i RK 4F og RK 7F 7) 6407/6-6 MIKKEL SØR inneholder 6407/6-7 S - funnår ) 6507/7-14 S (ZIDANE) inneholder 6507/7-15 S - funnår ) 7220/8-1 JOHAN CASTBERG inneholder 7220/7-1 - funnår Ressursene omfatter gass ressurser i RK 7F 1) Names in brackets are not official discovery name 2) 1 tonne NGL = 1.9 Sm 3 NGL 3) Discovery year is designated as the year of discovery for the oldest discovery well in the discovery in question 4) The licensees look for new development of the field, the volumes are included in RC 4A for fields 5) 25/2-10 S (FriggGammaDelta) includes 25/ discovery year ) 30/11-8 S (Krafla) includes 30/11-8 A - discovery year Resources in RC 4F and RC 7F 7) 6407/6-6 MIKKEL SØR includes 6407/6-7 S - discovery year ) 6507/7-14 S (Zidane) includes 6507/7-15 S - discovery year ) 7220/8-1JOHAN CASTBERG includes 7220/7-1 - discovery year 2012.The resources include gas resources in RC 7
12 Ressurser i funn der utvinning er sannsynlig, men ikke avklart (ressurskategori 5 F) Resources in discoveries where development is likely but not clarified (Resource category 5 F) Funn 1) Discovery 1) Olje Oil Gass Gas Kond. Condensate Sum o.e 2 Funnår 3) Discovery year 3) mrd Sm3 bill Sm3 15/12-21 (Grevling) 7,7 0,1 0,0 0,0 7, /5-2 EIRIN 0,0 7,0 0,1 0,4 7, /1-12 (Edvard Grieg Sør) 5,1 0,5 0,2 0,0 5, /1-14 (Apollo) 5,2 0,2 0,1 0,0 5, /12-1 MJØLNER 3,0 0,8 0,1 0,0 4, /5-3 SØRØST TOR 3,1 0,9 0,0 0,0 3, /9-10 S (Caterpillar) 1,0 0,1 0,0 0,0 1, /1-11 R (Storklakken) 1,5 0,0 0,0 0,0 1, /2-5 LILLE FRØY 3,0 1,6 0,0 0,0 4, /4-3 GEKKO 0,5 4,2 0,0 0,0 4, /8-4 (D-struktur) 1,0 0,0 0,0 0,0 1, /7-8 S (Trym Sør) 0,2 0,8 0,0 0,0 1, /5-3 S (Corvus) 0,4 5,5 0,0 0,0 5, /12-9 S (Skinfaks Sør) 0,6 0,5 0,1 0,0 1, /10-52 A 0,0 0,2 0,0 0,0 0, /10-52 B 0,1 0,2 0,0 0,0 0, /11-2 S NØKKEN 1,8 4,0 0,5 0,0 6, /4-11 (Beta) 12,2 1,4 0,0 0,0 13, /2-1 (Peon) 0,0 19,5 0,0 0,0 19, /8-3 (Aurora) 0,6 2,7 0,0 0,0 3, /9-6 S (Titan) 5,4 4,0 0,0 2,5 12, /2-1 LAVRANS 2,4 9,3 0,8 0,0 13, /9-1 LINNORM 0,0 24,4 0,0 0,6 24, /7-8 (Noatun) 0,5 2,0 0,3 0,0 3, /9-9 (Hasselmus) 4) 0,0 0,0 0,0 0,0 0, /11-2 LANGE 0,5 0,2 0,1 0,0 0, /12-3 LYSING 1,2 0,2 0,0 0,0 1, /6-1 (Victoria) 0,0 26,8 0,0 0,0 26, /11-6 SIGRID 0,4 1,9 0,3 0,0 2, /3-8 (Gjøk) 0,0 1,4 0,2 0,1 1, /7-13 0,9 0,0 0,0 0,0 1, /12-2 S (Alve Nord) 0,9 4,9 0,0 1,3 7, /12-2 (Alke) 5) 0,0 11,4 0,6 0,4 12, Totalt 59,0 136,5 3,4 5,2 207,3 1) Navn i parantes er ikke offisielle funn navn 2) 1,9 er omregningsfaktoren for NGL i tonn til Sm 3 3) Funnår er funnår for den eldste funnbrønnen som inngår 4) Funnet har ingen salgbare ressurser. Produsert gass brukes som brensel på Draugen 5) 7120/12-2 Alke inkluderer 7120/ funnår ) Names in brackets are not official discovery names 2) 1 tonne NGL = 1.9 Sm 3 NGL 3) Discovery year is designated as the year of discovery for the oldest discovery well in the discovery in question 4) The discovery has no salable resources. Produced gas will be used as fuel on Draugen 5) 7120/12-2 Alke includes 7120/ discovery year 1983
13 Ressurser i funn som ikke er evaluerte (ressurskategori 7F) Resources in discoveries that have not been evaluated (Resource category 7F) Funn 1) Discovery 1) Olje Oil Gass Gas Kond. Condensate Sum o.e 2 Funnår 3) Discovery year 3) mrd Sm3 bill Sm3 7/12-5 (Ula Nord) 0,8 0,2 0,0 0,0 1, /2-18 S (Cliffhanger Nord) 2,6 0,4 0,0 0,0 3, /2-3 (Ragnarrock) 2,9 0,4 0,0 0,0 3, /2-4 0,0 1,9 0,0 0,3 2, /2-5 0,0 1,9 0,0 0,2 2, /4-6 S (Luno II) 10,5 3,0 0,0 0,0 13, /3-1 0,0 1,8 0,0 0,0 1, /4-17 TJALVE 0,6 0,8 0,0 0,0 1, /4-21 (King Lear) 0,0 8,1 0,0 5,5 13, /4-2 (Heimdal Øst) 0,8 0,1 0,0 0,0 0, / ,3 0,0 0,0 0,0 3, /11-9 S (Askja West) 0,0 2,2 0,0 0,5 2, /12-1 (Afrodite) 0,0 9,2 0,9 1,2 12, /4-10 4,8 0,7 0,0 0,0 5, /6-2 S (Garantiana) 6,0 0,2 0,0 0,0 6, /7-H-2 (Ørneskate) 0,3 0,0 0,0 0,0 0, /10-2 0,0 2,8 0,3 0,5 3, /12-2 (Grosbeak) 4,8 0,7 0,0 0,0 5, /9-7 (Skarfjell) 16,2 5,3 0,0 0,0 21, /6-3 (Mjøsa Sør) 0,0 0,2 0,0 0,0 0, /1-6 S 0,0 7,6 0,0 1,9 9, /2-5 S (Nona) 2,9 1,3 0,0 0,1 4, /2-6 S (Flyndretind) 0,0 1,9 0,0 0,5 2, /8-6 (Snilehorn) 9,3 3,1 0,0 0,0 12, /9-3 (Smørbukk Nord) 0,0 3,6 0,0 1,1 4, /3-7 (Idun N) 0,0 0,8 0,0 0,0 0, /3-10 (Klara) 1,3 0,2 0,0 0,0 1, /10-15 (Svale) 2,3 0,1 0,0 0,0 2, /1-3 (Gotha) 15,7 11,9 0,0 0,0 27, /2-3 S (Skalle) 0,0 5,0 0,0 0,0 5, /8-2 (Iskrystall) 0,0 2,3 0,0 0,2 2, /7-2 S (Skavl) 6,1 0,9 0,0 0,0 7, /11-1 (Langlitinden) 0,0 6,0 0,0 0,0 6, /8-1 (Wisting Central) 17,9 0,7 0,0 0,0 18, Totalt 109,0 85,4 1,2 12,0 208,6 1) Navn i parantes er ikke offisielle funn navn 2) 1,9 er omregningsfaktoren for NGL i tonn til Sm 3 3) Funnår er funnår for den eldste funnbrønnen som inngår 1) Names in brackets are not official discovery names 2) 1 tonne NGL = 1.9 Sm 3 NGL 3) Discovery year is designated as the year of discovery for the oldest discovery well in the discovery in question
14 Funn som i 2013 rapporteres som deler av andre felt eller funn. Discoveries that are reported under other fields and discoveries Funn Discoveries Rapportert inn i felt Included in field Funnår 1 Discovery year /12-1 Aasta Hansteen /10-2 S Aasta Hansteen /3-5 S Alve /6-4 Alvheim Alvheim /4-10 S Alvheim /4-7 Alvheim Alvheim /8-1 Ringhorne Balder /8-10 S Ringhorne Balder /8-11 Ringhorne Balder /8-C-20 Balder /4-11 Brage /4-A-1-A Brage /4-A-30 B Brage /7-8 Eldfisk /11-7 Fram /11-8 S Fram /11-B-23-H Fram /12-19 Gaupe /8-12 S Gimle /9-2 Gjøa /7-1 Gjøa /7-3 Goliat /7-4 S Klappmys Goliat /3-9 Gudrun /10-34 Gullfaks Vest Gullfaks /10-45 B Gullfaks /10-45 S Gullfaks /10-46 A Gullfaks /10-46 S Gullfaks /10-A-8 Gullfaks /12-8 A Skinfaks Gullfaks Sør /12-8 S Skinfaks B Gullfaks Sør /12-8 S Skinfaks S Gullfaks Sør /10-17 Rimfaks Gullfaks Sør /10-37 Gullveig Gullfaks Sør /10-43 S Gullfaks Sør /10-44 S Rimfaks Lunde Gullfaks Sør /10-47 S Gulltopp Gullfaks Sør /10-49 S Alun Gullfaks Sør /10-49 S Epidot Gullfaks Sør /10-53 A Gullfaks Sør /10-53 S Gullfaks Sør /10-K-2 H Gullveig Gullfaks Sør /9-20 S Gungne /1-9 Gyda Sør Gyda /8-4 Heidrun Nord Heidrun /11-10 S Hod /1-7 Ivar Aasen /10-8 Hanz Ivar Aasen 1997
15 Funn Discoveries Rapportert inn i felt Included in field Funnår 1 Discovery year 1 25/7-3 Jotun Jotun /8-8 S Jotun Jotun /3-3 S Knarr /6-1 Martin Linge /7-2 Martin Linge /7-6 Njord /7-7S Njord /10-4 Norne /6-15 Oseberg Vest Oseberg /6-17 Oseberg /6-18 Kappa Oseberg /6-26 Gamma Vest Oseberg /6-27 Oseberg /6-28 S Oseberg /6-9 Oseberg /9-19 Oseberg /9-21 S Oseberg /9-10 Oseberg Sør Oseberg Sør /9-13 S Oseberg Sør Oseberg Sør /9-15 Oseberg Sør Oseberg Sør /9-16 K Oseberg Sør Oseberg Sør /9-20 S Oseberg Sør /9-22 Stjerne Oseberg Sør /9-4 S Oseberg Sør Oseberg Sør /9-5 S Oseberg Sør Oseberg Sør /9-6 Oseberg Sør Oseberg Sør /9-7 Oseberg Sør Oseberg Sør /9-9 Oseberg Sør Oseberg Sør /6-14 Oseberg Øst /6-19 Beta Sadel Oseberg Øst /7-7 S Sigyn /3-3 Idun Skarv /3-9 S Skarv /5-3 Snadd Skarv /5-6 S Skarv /5-4 Byggve Skirne /10-14 S Skuld Skuld /9-B-1 Sleipner Vest /9-17 Loke Sleipner Øst /4-12 A Snorre /7-1 Askeladd Vest Snøhvit /7-2 Askeladd Sentral Snøhvit /8-1 Askeladd Snøhvit /9-1 Albatross Snøhvit /4-2 Snøhvit Nord Snøhvit /7-2 Albatross Sør Snøhvit /11-25 S Svalin Svalin /7-21 Borg Tordis /7-22 Tordis Øst Tordis /7-25 S Tordis /1-3 Tyrihans Nord Tyrihans /10-11 S Urd /10-8 Stær Urd /10-9 Lerke Urd 2003
16 Funn Discoveries Rapportert inn i felt Included in field Funnår 1 Discovery year 1 15/12-20 S Varg /8-2 Vega Vega /11-2 Vega Sør Vega /3-6 S Veslefrikk /3-7 A Veslefrikk /3-7 B Veslefrikk /3-7 S Veslefrikk /7-23 S Vigdis /7-34 Vigdis /8-4 S Visund /8-13 A Visund /8-15 S Visund /2-3 Yme /2-6 S Yme /2-7 S Yme /2-9 S Yme /12-1 Smørbukk Åsgard /12-12 S Åsgard /12-3 Smørbukk Sør Åsgard 1985 Funn Discoveries Rapportert inn i funn Included in discovery Funnår 1 Discovery year 1 25/ /2-10 S /11-8 A 30/11-8 S /6-7 S Mikkel Sør 6407/6-6 Mikkel Sør /7-15 S 6507/7-14 S / / /7-1 Johan Castberg 7220/8-1 Johan Castberg ) Funnår for den eldste funnbrønnen som inngår 1) Discovery year is designated as the year of discovery for the oldest discovery well in the discovery in question
17 Opprinnelig tilstedeværende ressurser i felt Resources originally in-place in fields Felt/field Olje mill Sm 3 Oil million Sm 3 Assosiert væske NGL/Kondensat mill Sm 3 Assosiert gass mrd Sm 3 Associated gas (billion Sm 3 ) Fri gass mrd Sm 3 Free gas billion Sm 3 Associated liquids million Sm 3 AASTA HANSTEEN ALBUSKJELL ALVE ALVHEIM ATLA BALDER BLANE BRAGE BRYNHILD BØYLA COD DRAUGEN EDDA EDVARD GRIEG EKOFISK ELDFISK EMBLA ENOCH FRAM FRAM H-NORD FRIGG FRØY GAUPE GIMLE GINA KROG GJØA GLITNE GOLIAT GRANE GUDRUN GULLFAKS GULLFAKS SØR GUNGNE GYDA
18 Felt/field Olje mill Sm 3 Oil million Sm 3 Assosiert væske NGL/Kondensat mill Sm 3 Assosiert gass mrd Sm 3 Associated gas (billion Sm 3 ) Fri gass mrd Sm 3 Free gas billion Sm 3 Associated liquids million Sm 3 HEIDRUN HEIMDAL HOD HULDRA HYME ISLAY IVAR AASEN JETTE JOTUN KNARR KRISTIN KVITEBJØRN LILLE-FRIGG MARTIN LINGE MARULK MIKKEL MIME MORVIN MURCHISON NJORD NORDØST FRIGG NORNE ODIN ORMEN LANGE OSEBERG OSEBERG SØR OSEBERG ØST OSELVAR REV RINGHORNE ØST SIGYN SKARV SKIRNE SKULD SLEIPNER VEST SLEIPNER ØST SNORRE SNØHVIT STATFJORD STATFJORD NORD STATFJORD ØST SVALIN
19 Felt/field Olje mill Sm 3 Oil million Sm 3 Assosiert væske NGL/Kondensat mill Sm 3 Assosiert gass mrd Sm 3 Associated gas (billion Sm 3 ) Fri gass mrd Sm 3 Free gas billion Sm 3 Associated liquids million Sm 3 SYGNA TAMBAR TAMBAR ØST TOMMELITEN GAMMA TOR TORDIS TROLL TRYM TUNE TYRIHANS ULA URD VALE VALEMON VALHALL VARG VEGA VESLEFRIKK VEST EKOFISK VIGDIS VILJE VISUND VISUND SØR VOLUND VOLVE YME YTTERGRYTA ØST FRIGG ÅSGARD Totalt Estimatene gir en oversikt over hvor mye olje og gass som fantes i reservoarene før produksjonen tok til. Det finnes alternative måter å beregne tilstedeværende ressurser på. Estimatene som oppgis er derfor ikke nødvendigvis sammenlignbare mellom de ulike feltene. The estimates give an overview of how much oil and gas were in the reservoars before production started. There are alternative methods for calculationg in-place resources. The given estimates are therefore not neccessarily comparible between fields.
Petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per
1 Petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per 31.12.2009 s.2. Totale petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel / s.2. Original Recoverable
Petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per 31.12.2009
1 Petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per 31.12.2009 s.2. Totale petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel / s.2. Original Recoverable
Endring fra 2013 Changes from 2013 Total Olje / Oil Gass / Gas NGL Kondensat Condensate
Totale petroleumsressursar på norsk kontinentalsokkel pr. 31.12.2014 Original Recoverable Petroleum Resources on the Norwegian Continental Shelf as of 31 December, 2014 Totalt utvinnbart potensial / Total
Vedlegg. Frå Sleipner-innretninga. (Foto: Morten Berentsen, Petroleumstilsynet) FAKTA
Vedlegg Frå Sleipner-innretninga. (Foto: Morten Berentsen, Petroleumstilsynet) FAKTA 2013 137 Vedlegg 1 Historisk statistikk 138 FAKTA 2013 Tabell 1.1 Statens inntekter frå petroleumsverksemda (mill. kr)
Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per 31.12.2015 ODs Ressursklassifisering
Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per 31.12.2015 ODs Ressursklassifisering Tabeller: Totale utvinnbare petroleumsressurser på norsk
Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per
Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per 31.12.2016 ODs Ressursklassifisering Tabeller: Totale utvinnbare petroleumsressurser på norsk
Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per
Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per 31.12.2017 ODs Ressursklassifisering Tabeller: Totale utvinnbare petroleumsressurser på norsk
5/20/2016 Production - Norwegian Petroleum NORWEGIAN PETROLEUM
NORWEGIAN PETROLEUM In 2015, Norway produced 227.8 Sm³ o.e. of marketable petroleum. By way of comparison, total production was 216.2 million Sm³ o.e. in 2014 and 264.2 million Sm³ o.e. in 2004. In other
Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per
Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel The petroleum resources on the Norwegian Continental Shelf Per 31.12.2018 ODs Ressursklassifisering Classification of petroleum resources Tabeller: Totale
Selskapenes andeler i felt og utvinningstillatelser
17 Selskapenes andeler i felt og utvinningstillatelser I parentes etter angivelse av selskapets andel i vedkommende felt i drift/funn oppgis den/de utvinningstillatelser feltet/funnet ligger i. For de
Selskapenes andeler i felt og utvinningstillatelser
Selskapenes andeler i felt og utvinningstillatelser I parentes etter angivelse av selskapets andel i vedkommende felt oppgis den/de utvinningstillatelser feltet ligger i. Dersom selskapet bare har andeler
Sokkelåret 2010. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011
Sokkelåret 2010 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 13. januar 2011 Innhold Leting Utbygging Produksjon Ressursregnskap Investeringer CO 2 -lagring på norsk sokkel Framtidsutsikter 2 Oljeprisutviklingen
DEN NORSKE KONTINENTALSOKKELEN
DEN NORSKE KONTINENTALSOKKELEN 2 Boreriggen Aker Barents leiter etter petroleum i Barentshavet (Foto: Harald Pettersen, Statoil) FAKTA 2014 15 Norsk sokkel er ein interessant petroleumsprovins. I dei store
Overvåkningsplan Juni 2015
NOFO Overvåkningsplan Juni 2015 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP Innhold: Satellittoversikt per uke Flytasking Områdeinndeling / flyruter Oversikt over ulike offshore felt / rørledninger Områdefartøy
vedlegg Gask FAKTA 133
vedlegg Gask 2011 FAKTA 133 Vedlegg 1 Historisk statistikk Tabell 1.1 Statens inntekter frå petroleumsverksemda (mill. kr) År Ordinær Sær- Produksjonsavgift Areal- Miljø- Netto kontant- Utbyte skatt skatt
Overvåkningsplan Juli 2015
NOFO Overvåkningsplan Juli 2015 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP Innhold: Satellittoversikt per uke Flytasking Områdeinndeling / flyruter Oversikt over ulike offshore felt / rørledninger Områdefartøy
Overvåkningsplan februar 2016
NOFO Overvåkningsplan februar 2016 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP Innhold: Satellittoversikt per uke Flytasking Områdeinndeling / flyruter Oversikt over ulike offshore felt / rørledninger Områdefartøy
Overvåkningsplan Mai 2015
NOFO Overvåkningsplan Mai 2015 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP Innhold: Satellittoversikt per uke Flytasking Områdeinndeling / flyruter Oversikt over ulike offshore felt / rørledninger Områdefartøy
Overvåkningsplan Mars 2015
Overvåkningsplan Mars 2015 NOFO NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP Områdefartøy med downlink Callsign Område Innhold: Satellittoversikt per uke Flytasking Områdeinndeling / flyruter Oversikt over
Overvåkningsplan April 2015
NOFO Overvåkningsplan April 2015 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP Innhold: Satellittoversikt per uke Flytasking Områdeinndeling / flyruter Oversikt over ulike offshore felt / rørledninger Områdefartøy
eng_fakta_2005_kap11_ :35 Side 176 of addresses government bodies and licensees
eng_fakta_2005_kap11_15 12-04-05 15:35 Side 176 15 List of addresses government bodies and licensees eng_fakta_2005_kap11_15 12-04-05 15:35 Side 177 All in Norway except where stated. The international
pipeline_id pipeline_name operator 415658 8" Oil/gas 15/12-E-1 H, ARMADA BG GROUP 415702 8" Oil/gas 6/3-A-1 H, ARMADA BG GROUP 308456 10" Gas ULA PP,
pipeline_id pipeline_name operator 415658 8" Oil/gas 15/12-E-1 H, ARMADA BG GROUP 415702 8" Oil/gas 6/3-A-1 H, ARMADA BG GROUP 308456 10" Gas ULA PP, GYDA BP 414310 10" Injection SKARV FPSO, SKARV B/C
facility_id facility_name operator /12-E-1 H BG GROUP /3-A-1 H BG GROUP IDUN BP SKARV A BP SKARV B/C VEST BP
facility_id facility_name operator 410712 15/12-E-1 H BG GROUP 410771 6/3-A-1 H BG GROUP 408694 IDUN BP 408458 SKARV A BP 408576 SKARV B/C VEST BP 408635 SKARV B/C ØST BP 406335 SKARV ERB BP 414071 SKARV
Rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel
Rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel Tilbakelevering av hele utvinningstillatelser 2001: Utvinningstillatelse 114, 114B og 114C. Andelsoverdragelser 2001 Utv. till. Fra: Til: Andel (%): 006 Amerada
VEDLEGG. Vestbase, Kristiansund (Foto: Harald Pettersen Statoil) FAKTA
VEDLEGG Vestbase, Kristiansund (Foto: Harald Pettersen Statoil) FAKTA 2014 61 VEDLEGG 1 Historisk statistikk 62 FAKTA 2014 Tabell 1.1 Statens inntekter frå petroleumsverksemda (mill. kr) År Ordinær skatt
Licence interests on the Norwegian continental shelf
Licence interests on the Norwegian continental shelf Relinquishment of full production licences in 2001: Production licences 114, 114B and 114C. Transfers in 2001 Licence From: To: Share: 006 Amerada Hess
Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg
Oversikt over felt og viktige nullutslippstiltak per 13.09.02 Vedlegg Felt Operatør Type PUD Prod.start Nullutslippstiltak Kommentar Albuskjell Olje/gass 25.04.75 26.05.79 Nedstengt 26.08.98 Balder og
olje- og gassfelt i norge kulturminneplan
olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 11 FORORD Kulturminner og kulturmiljøer representerer sentrale kilder til historien om utviklingen av det norske samfunnet. Kulturminner av nasjonal verdi skal
20.6 Farlig avfall ALVHEIM
20.6 Farlig avfall Rapporteringsår Annet 76.90 Batterier 0.75 Blåsesand 0.47 Kjemikalieblanding m/halogen 0.17 ALVHEIM Lysrør/Pære 0.14 Maling 0.05 Oljeholdig avfall 3.55 Rene kjemikalier m/halogen 0.27
Verdier for framtiden
Verdier for framtiden Ressursrapport for felt og funn 2017 15. juni 2017 Ingrid Sølvberg, direktør for utbygging og drift Les rapporten på www.npd.no OLJEDIREKTORATETS ROLLE Størst mulig verdi for samfunnet
Årstall Selskap Letebrønn Tillatelse gitt Boring fra Klagefrist Borestart Boreslutt
Årstall Selskap Letebrønn Tillatelse gitt Boring fra Klagefrist Borestart Boreslutt 2010 Lundin 1 Letebrønn 16/7-9 PL 409 15.10.2010 15.10.2010 3 uker senere 05.12.2010 03.01.2011 2010 ConocoPhillips 1
Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008
Sokkelåret 2007 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008 Leteåret 2007 Det er påbegynt 32 letebrønner: 20 undersøkelsesbrønner og 12 avgrensningsbrønner. 33 letebrønner er avsluttet.
Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord
Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø ODs rolle og målsetting Ressurssituasjonen på norsk sokkel
Licence interests on the Norwegian continental shelf
Licence interests on the Norwegian continental shelf Relinquishment of production licences: Production licences 009, 11, 030, 31, 032, 069, 070, 101, 115, 117, 157, 1, 8, 198, 214. Transfers in 1999 Licence
Fremtidige utbygginger
Fremtidige utbygginger Freja Dagny og Glitne Volve Sigyn Grane Vale Skirne Byggve Tune Kvitebjørn 34/7 25S (STUJ) Gjøa Fram Mikkel Kristin Lavrans Trestakk Tyrihans Heidrun Nord Snøhvit Ringhorne Tambar
Sjøbunn i Nordsjøen påvirket av hydrokarboner (THC) og barium
Sjøbunn i Nordsjøen påvirket av hydrokarboner (THC) og barium Innholdsfortegnelse Side 1 / 5 Sjøbunn i Nordsjøen påvirket av hydrokarboner (THC) og barium Publisert 12.05.2015 av Overvåkingsgruppen (sekretariat
Oljedirektoratets årsberetning. Norsk sokkel 2000
Oljedirektoratets årsberetning Norsk sokkel 2000 1 N o r s k s o k k e l 2 0 0 0 Oljedirektoratets årsberetning MÅLENHETER FOR OLJE OG GASS Trykk: Aase Grafiske A/S Trykket på svanemerket miljøpapir Oljedirektoratet
Oljedirektoratet. Norsk sokkel 2001
Oljedirektoratet Norsk sokkel 2001 Forord Oljedirektoratets årsberetning N o r s k s o k k e l 2 0 0 1 NYTT OLJE-NORGE Olje- og gassåret 2001 var preget av endringer. Nye selskaper, nye strukturer, nye
Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge
Norsk Petroleums Produksjon Produksjonsoversikt Norge Rapport nr. 11-2013 Innhold: 1. Produksjon Norge 2. Prognose for produksjon i Norge 3. Petroleumsressurser 4. Produksjon pr. selskap 5. Produksjonsbarometer
Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010
Sokkelåret 2009 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010 Innhold Produksjon Utbyggingsplaner Investeringer Leting Seismikk Karbonfangst og -lagring Klimakur Utslipp til vann og luft 20.01.2010
Digitalisering gir økt effektivitet. Modifikasjonskonferansen 2018 Stavanger // Tor Magne Madsen. Digitalisering gir økt effektivitet
Digitalisering gir økt effektivitet Modifikasjonskonferansen 2018 Stavanger // 07.03.2018 Tor Magne Madsen Digitalisering gir økt effektivitet Who we are A global supplier of pumps and generator set A
UTBYGGING OG DRIFT. nor FAKTA 39
6 UTBYGGING OG DRIFT fr nor 211 FAKTA 39 4 3 Mill. Sm 3 2 1 Figur 6.1 Brutto reservetilvekst av olje 1981 21 (Kjelde: Oljedirektoratet)) -5 1982 1986 199 1994 1998 22 26 21 I 21 godkjende styresmaktene
Fakta Norsk petroleumsvirksomhet. Olje- og energidepartementet. Gateadresse: Einar Gerhardsens plass 1
Fakta 2004 Norsk petroleumsvirksomhet Olje- og energidepartementet Gateadresse: Einar Gerhardsens plass 1 Postadresse: Postboks 8148 Dep, 0033 Oslo Telefon 22 24 90 90 Faks 22 24 95 65 http://www.oed.dep.no
Faktaboks 6.1 Utvinningsutvalet. Effektiv produksjon av petroleumsressursane. Auka ressursuttak. Auka utvinning i modne område
UTBYGGING OG DRIFT 6 Sveisesaumane må vere pinlig nøyaktige under legging av røyrleidningar på norsk sokkel. (Foto: Anette Westgaard, Statoil) FAKTA 212 37 I 211 godkjende styresmaktene planane for utbygging
Utfordringer for norsk petroleumsvirksomhet
Utfordringer for norsk petroleumsvirksomhet Olje- og energiminister Odd Roger Enoksen Oljens dag. Kristiansund 17.september 27 Globale utfordringer 1. Verden trenger mer energi 2. Utslippene av klimagasser
Areal påvirket av hydrokarboner (THC) i Nordsjøen, Region I, II, III og IV
M-952 2018 RAPPORT Areal påvirket av hydrokarboner (THC) i Nordsjøen, 1996 2015 Region I, II, III og IV KOLOFON Utførende institusjon Akvaplan-niva AS/DNV GL Oppdragstakers prosjektansvarlig Hans-Petter
Sokkelåret Oljedirektør Gunnar Berge. Oljedirektoratet, 12. januar 2006
Sokkelåret 2005 Oljedirektør Gunnar Berge Oljedirektoratet, 12. januar 2006 Leteåret 2005 12 påbegynte letebrønner Ni undersøkelsesbrønner og tre avgrensningsbrønner Seks nye funn To oljefunn og ett gassfunn
Fakta 2005 Olje- og energidepartementet
Fakta 2005 Kapittel 1 Total petroleumsproduksjon og produksjonsstart for viktige felt Snøhvit 350 Troll I, Sleipner Vest Kristin 300 Troll II, Heidrun Åsgard Ormen Lange 250 200 150 Ekofisk Gullfaks Sleipner
PETROLEUMSPRISRÅDET. Deres ref Vår ref Dato OED 18/
1 PETROLEUMSPRISRÅDET Deres ref Vår ref Dato OED 18/763 19.10.2018 To the licensees on the Norwegian Continental Shelf (Unofficial translation) NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL
UTBYGGING OG DRIFT FAKTA 2010
5 UTBYGGING OG DRIFT 21 35 Mill. Sm3 3 oljeekvivalentar per år 3 2 1 Gass Kondensat NGL Olje 197 198 199 2 21 Det blei produsert i alt 238,6 millionar Sm³ oljeekvivalentar (o.e.) i 29, 3 millionar Sm³
PETROLEUMSPRISRÅDET. NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF 3rd quarter 2017
1 PETROLEUMSPRISRÅDET Deres ref Vår ref Dato OED 17/946 15.12.2017 To the licensees on the Norwegian Continental Shelf (Unofficial translation) NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL
Fakta Norsk petroleumsvirksomhet. Olje- og energidepartementet. Gateadresse: Einar Gerhardsens plass 1
Fakta 2003 Norsk petroleumsvirksomhet Olje- og energidepartementet Gateadresse: Einar Gerhardsens plass 1 Postadresse: Postboks 8148 Dep, 0033 Oslo Telefon 22 24 90 90 Faks 22 24 95 65 http://www.oed.dep.no
Norsk sokkel ved et tidsskille klarere behov for en utfordrer. Kjell Pedersen, administrerende direktør i Petoro AS
Norsk sokkel ved et tidsskille klarere behov for en utfordrer Tidsskille for aktører på norsk sokkel 1960 s 1970 s 1980 s 1990 s 2000 s Mer marked Mer myndigheter Utlendingene ruler sokkelen Mange internasjonale
Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 8. januar 2009
Sokkelåret 2008 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 8. januar 2009 Innhold Økonomisk bakteppe Leting Produksjon og ressursregnskap Seismikk og sameksistens Utfordringer Oljeprisutvikling Økonomisk
14 Fremtidige utbygginger
Fremtidige utbygginger Funn i planleggingsfase (hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt). 2/12-1 Freja...135 3/7-4
16 Fremtidige utbygginger
Fremtidige utbygginger (Funn i planleggingsfase, hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt.) 2/12-1 Freja... 143 3/7-4
NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF 1 st QUARTER 2015
1 PETROLEUM PRICE BO ARD Our reference Date OED 15/712 15/06/2015 To the Licensees on the Norwegian Continental Shelf (Unofficial translation) NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL
Videreutvikling av norsk sokkel
Videreutvikling av norsk sokkel Øystein Michelsen Oljeservice-seminar Sparebank1 SR-Bank 25. november Kort om Statoil Nye energiløsninger Maksimere Main priorities potensialet på norsk sokkel Internasjonal
12 Felt under utbygging
12 Felt under utbygging FAKTA 2009 169 Alve Blokk og utvinningsløyve Blokk 6507/3 - utvinningsløyve 159 B, tildelt 2004 Funnår 1990 16.03.2007 av Kongen i statsråd StatoilHydro ASA Rettshavarar DONG E&P
Utbygging og drift FAKTA 2013 37
Utbygging og drift 6 Lista omformarstasjon. Valhallfeltet sør i Nordsjøen blir drive 1 prosent av elektrisk strøm frå land via ein 295 kilometer lang kraftkabel frå Lista. (Foto: BP) FAKTA 213 37 I 212
5 Utbygging og drift FAKTA
5 Utbygging og drift FAKTA 29 37 Mill. Sm 3 oljeekvivalentar per år 4 3 2 1 Gass Kondensat NGL Olje 197 198 199 2 21 Figur 5.1 Historisk produksjon av olje og gass, og prognose for produksjonen dei neste
Norskehavet Status og veien videre
Norskehavet Status og veien videre Felles Næringslivsdag i samarbeid med Kom Vekst og Sunndal Næringsselskap Torsdag 16. september 2010 Arve Rennemo HMS resultater Drift Nord Alvorlig hendelsesfrekvens
Felt og prosjekt under utbygging
Felt og prosjekt under utbygging Tune Huldra Gullfaks Sør Fase 2 Snorre B Grane Ringhorne Kvitebjørn Tambar Glitne Valhall Vanninjeksjon Tune Blokk og utvinnings- Blokk 30/5 - utvinningstillatelse 034.Tildelt
PETROLEUM PRICE BOARD
1 PETROLEUM PRICE BOARD Our reference Date OED 15/712 21/09/2015 To the Licensees on the Norwegian Continental Shelf (Unofficial translation) NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL
Nord et spennende område en spennende framtid
Classification: Statoil internal Status: Draft Arctic Princess ved kai på Melkøya Nord et spennende område en spennende framtid Edd-Magne Torbergsen, Informasjonssjef, leting Nordområdene / drift Norne
Gunnar Berge. Oljetrykket Næringsforeningen 23. mars 2017
Gunnar Berge Oljetrykket 2017. Næringsforeningen 23. mars 2017 Norsk kontinentalsokkel Norges areal: Fastland: ca 325 000 km 2 Havområder: ca 2 mill km 2 2 Kontinentalsokkelen = 6 x fastlandet Historic
PETROLEUMSPRISRÅDET CORRECTIONS OF NORM PRICES Q AND REVISED NORM PRICES FOR HEIDRUN NOVEMBER 2015
PETROLEUMSPRISRÅDET Deres ref Vår ref Dato OED 16/716 20. mai 2016 To the licensees on the NCS (Unofficial translation) CORRECTIONS OF NORM PRICES Q4 2015 AND REVISED NORM PRICES FOR HEIDRUN NOVEMBER 2015
Møte med Bergens Næringsråd. Øystein Michelsen Konserndirektør, Utvikling & Produksjon Norge
Møte med Bergens Næringsråd Øystein Michelsen Konserndirektør, Utvikling & Produksjon Norge 2011 Et uforglemmelig år Fantastiske leteresultater Johan Sverdrup og Skrugard Statoil med 16 av 22 funn på norsk
Leverandør til Statoil
Leverandør til Statoil Sverre Kojedal, informasjonssjef i Statoil ASA Classification: Internal 2013-04-18 En betydningsfull industri 250 Sysselsetting i petroleums relaterte aktiviteter Til sammen: ca.
Bodøseminaret 15.12.2004. Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet
Bodøseminaret 15.12.2004 Petoro AS sin rolle på sokkelen/i Norskehavet 5 5 12 Petoro på norsk sokkel 74 16 18 20 22 24 26 28 30 32 Barentshavet 72 7120 7122 70 14 12 Harstad 90 utvinningstillatelser 18
NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF 3rd QUARTER 2015
1 PETROLEUMSPRISRÅDET Deres ref Vår ref Dato OED 15/712 07/12/2015 Til rettighetshaverne på norsk sokkel (Unofficial translation) NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF 3rd
Pressekonferanse SDØE-resultat per 3. kvartal 2010
Pressekonferanse SDØE-resultat per 3. kvartal 2010 Stavanger 10. november 2010 FRA PETORO: Administrerende direktør Kjell Pedersen Økonomidirektør Marion Svihus Informasjonsdirektør Sveinung Sletten Per
Offshore Strategikonferansen 2007. Oljedirektør Gunnar Berge
Offshore Strategikonferansen 2007 Oljedirektør Gunnar Berge Leteåret 2006 Det er påbegynt 26 letebrønner: 18 undersøkelsesbrønner og åtte avgrensningsbrønner. 23 letebrønner er avsluttet. Barentshavet:
Markedssituasjonen for norskprodusert petroleum
Markedssituasjonen for norskprodusert petroleum Normprisen Norsk råolje på verdensmarkedet Salg av våtgass (NGL) Salg av tørrgass Raffineringsvirksomhet Detaljomsetning Petrokjemisk industri 70 2002 USD
Det norske mot nye utfordringer. Generalforsamling 12 april Erik Haugane
Det norske mot nye utfordringer Generalforsamling 12 april Erik Haugane Det norskes mål Det norske skal skape mer verdier for aksjonærer og for samfunnet. Det norske skal innen 2020 ha en produksjon på
KAPITTEL 4. Fra funn til felt
KAPITTEL 4. Fra funn til felt PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL 211 KAPITTEL 4. Fra funn til felt 37 Innledning Ressursene i funn som ikke er besluttet utbygd per 31. desember 21 utgjør fem
Utbyggingar i framtida. qryuip FAKTA 117
12 Utbyggingar i framtida qryuip 2011 FAKTA 117 5 0 5 10 15 6707/10-1 Bodø 65 6608/10-12 65 6407/6-6 6407/9-9 6407/8-5 S Trondheim 34/3-1 S Knarr 60 33/9-6 Delta 34/8-14 S Visund Sør 34/10-23 Valemon 31/2-N-11
Sak:13/ Høringsnotat -
Sak:13/3875 12.12.2013 Høringsnotat - Forskrift til utfylling og gjennomføring av overgangsregel og lov om endringer i endringslov 21. juni 2013 nr. 66 til petroleumsskatteloven 1 INNLEDNING Departementet
FELT UNDER UTBYGGING FAKTA
12 FELT UNDER UTBYGGING 163 Gjøa D B C E Olje Oil til to Troll Troll Oil Oljerør Pipeline ll II Oil to Troll Troll Oil Pipeline II Vega Vega Sør Blokk 35/9 - utvinningsløyve 153, tildelt 1988 Blokk 36/7
Exploration Challenges forward. Sissel H Eriksen Director Exploration
Exploration Challenges forward Sissel H Eriksen Director Exploration Exploration challenges Exploration history Acreage - awards and opening of new areas Seismic acquisition and coexistence 09.03. 2 Area
Norsk sokkel; ressursperspektiv?
millioner Sm 3 o.e. million Sm 3 o.e. 300 250 200 150 100 50 Gass/Gas Hva kan Kondensat/Condensate nye selskaper bidra med i et NGL Olje/Oil Norsk sokkel; ressursperspektiv? Bente Nyland Oljedirektør Finnmarkskonferansen
6 Gasseksport frå norsk sokkel
6 Gasseksport frå norsk sokkel 45 Gassverksemda utgjer ein stadig større del av petroleumssektoren, og gir dermed staten store inntekter. Norsk gass er også viktig for energiforsyninga i Europa og blir
GASSEKSPORT FRÅ NORSK SOKKEL
6 GASSEKSPORT FRÅ NORSK SOKKEL 43 120 Mrd. Sm3 80 40 0 1990 2000 2020 Gassverksemda utgjer ein stadig større del av petroleumssektoren, og gir staten store inntekter. Norsk gass er også viktig for energi
14 Fremtidige utbygginger
Fremtidige utbygginger (Funn i planleggingsfase, hvor beslutning om utbygging ventes innen 4 år. Listen omfatter ikke funn som faller inn under nye ressurser i eksisterende felt.) 2/12-1 Freja.................................................
Det ser lysere ut. Oktober Kjetil Olsen. Nordea MARKETS
Det ser lysere ut Oktober 2017 Kjetil Olsen Nordea MARKETS Utfordringen 2 Utfordringen 3 Oljeinvesteringene ned 45 % målt i USD 60 Norway Offshore investments - USDbn 50 40 30 20 10 0 2005 2006 2007 2008
PETROMAKS 2 10 nye år med petroleumsforskning. Per Gerhard Grini, leder for programplanutvalg og nyutnevnt leder av programstyret
PETROMAKS 2 10 nye år med petroleumsforskning Per Gerhard Grini, leder for programplanutvalg og nyutnevnt leder av programstyret Programstyre for PETROMAKS 2 Per Gerhard Grini, Karin Andreassen, Anne Dalager
Infrastrukturløsning for Norskehavet Norskehavsprosjektet
Infrastrukturløsning for Norskehavet Norskehavsprosjektet Thor Otto Lohne, Gassco Molde 19. juli 2011 Gassco i et nøtteskall Gassco har ansvar for sikker og effektiv transport av gass fra norsk sokkel
NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF 1st QUARTER 2016
1 PETROLEUMSPRISRÅDET Deres ref Vår ref Dato OED 16/716 07.06.2016 To the Licensees (Unofficial translation) NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF 1st QUARTER 2016 Pursuant
Hvorfor så bekymret? 2
Joachim Bernhardsen September 2015 Hvorfor så bekymret? 2 Oljemarked i ubalanse millioner fat/dag 95 Lagerendring Produksjon Etterspørsel millioner fat/dag 15 12,5 90 10 85 7,5 80 5 2,5 75 0 70 2000 2001
FELT UNDER UTBYGGING. Ga p fr FAKTA 111
11 FELT UNDER UTBYGGING n Ga p fr 2011 FAKTA 111 0 10 20 30 Goliat 70 Hammerfest 70 Tromsø Bodø 65 Marulk Skarv 65 Trondheim Florø 60 Bergen 60 Oslo Gudrun Stavanger Gaupe Yme Oselvar 10 20 Figur 11.1
13 UTBYGGINGAR I FRAMTIDA
13 UTBYGGINGAR I FRAMTIDA FAKTA 173 Opplistinga omfattar ikkje funn som er inkludert i eksisterande felt per 31.12.09. Utvinningsløyve: 147, Operatør: DONG E&P Norge AS Gass: 4,2 milliardar Sm 3, Kondensat:
12 Felt i produksjon. Nordlige Nordsjø
Felt i produksjon Sørlige Nordsjø Ekofiskområdet (Ekofisk, Eldfisk, Embla og Tor)............................. 7 Glitne................................................................. 74 Gungne...............................................................
Trøndelagsrådet. En presentasjon av Norges nest største operatørselskap - et uavhengig norsk oljeselskap
Trøndelagsrådet En presentasjon av Norges nest største operatørselskap - et uavhengig norsk oljeselskap Norsk sokkel er ung (2003 tall for UK og GoM) 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Antall feltoperatører 70
Felt og prosjekt under utbygging
15 Felt og prosjekt under utbygging Fram Vest... 135 Grane... 135 Kristin (Haltenbanken Vest)... 136 Kvitebjørn... 136 Mikkel... 137 Sigyn... 137 Snøhvit (inkl. Albatross og Askeladd)... 138 Tune... 139
GOE-IP AS- GlobalOrganicEnergy-Intelligent Property AS
GOE-IP AS- GlobalOrganicEnergy-Intelligent Property AS Projects: 1. Microbial Selective Plugging MSP (Sandstone - reservoirs) 2. Particle Fracture Blocking PFB (Karbonat - reservoirs) 3. Upscaling/Meso
Forskrift om endring i forskrift 20. desember 2002 nr om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger.
Utkast Forskrift om endring i forskrift 20. desember 2002 nr. 1724 om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger. Fastsatt ved Olje- og energidepartementets vedtak med hjemmel i lov 29. november
PETROLEUM PRICE BOARD
PETROLEUM PRICE BOARD Our reference Date OED 13/723 20.03.14 For Licensees on the Norwegian Continental Shelf NORM PRICE FOR CRUDE OIL PRODUCED ON THE NORWEGIAN CONTINENTAL SHELF 4 th QUARTER 2013 Pursuant
ODs Faktasider. Selskapets. Generell informasjon. GDF SUEZ E&P Norge AS Organisasjonsnummer Nasjonskode NPDID for selskap
Generell informasjon Navn GDF SUEZ E&P Organisasjonsnummer 983426417 Nasjonskode NO NPDID for selskap 5267845 Informasjon fra Brønnøysundregistrene Kunngjøringer fra Brønnøysundregistrene Rettighetshaver
Har vi langsiktighet nok i beslutningene. Jan Rosnes, direktør Prosjekt og strategi Presentasjon på IOR seminar 12. november 2008
Jan Rosnes, direktør Prosjekt og strategi Presentasjon på IOR seminar 12. november 2008 Innhold Kort om Petoro og vår strategi Partnerrollen og virksomhetsstyring i lisenser IOR status og muligheter IOR
olje- og gassfelt i norge kulturminneplan
olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 87 ULAOMRÅDET området omfatter feltene, Tambar, Blane og Oselvar. Blane, som ligger på både norsk og britisk sokkel, var det andre feltet som ble bygget ut, etter