Årsrapport / Annual report 2015

Transkript

1 Årsrapport / Annual report 2015

2 Innhold 4 Administrerende direktørs kommentarer 6 Ledelse og styre 7 Eni Norge årsrapport Selskapets aktiviteter 20 HR og organisasjon 24 Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet 30 Forskning og utvikling 32 Samfunnsansvar 34 Finansielle forhold 38 Resultatregnskap 40 Balanse 42 Kontantstrømanalyse 44 Regnskapsprinsipper 48 Noter til årsregnskapet 58 Revisjonsberetning 62 Eni Norges engasjement ved årsslutt 2015 Contents 4 The Managing Director s remarks 6 Management and board of directors 7 Eni Norge Annual Report Company activities 20 HR and organisation 24 Health, safety, environment and quality 30 Research and development 32 Social responsibility 34 Financial aspects 38 Statement of income 40 Balance sheet 42 Statement of cash flow 44 Accounting principles 48 Notes to the financial statements 58 Auditor s report 62 Eni Norge s engagement by the end of year 2015

3 Eni Norge årsrapport/annual report 5 Administrerende direktørs kommentarer The Managing Director s remarks Administrerende direktørs kommentarer/the Managing Director s remarks Ruggero Gheller Administrerende direktør Managing Director En viktig milepæl ble nådd i begynnelsen av sommeren med den permanente forankringen av Goliat FPSO på feltet i Barentshavet. Aktiviteter knyttet til tilkobling og ferdigstillelse holdt mange av oss engasjert resten av Oppgaven viste seg å by på flere utfordringer enn forventet. Takket være solid innsats og engasjement fra hele organisasjonen samt verdifull støtte fra vår partner klarte vi imidlertid å fullføre de fleste aktivitetene innen året var omme. I mars 2016 ble Goliat det første oljefeltet som kom i drift i Barentshavet, noe som markerte starten på en ny æra for Nord-Norge og Eni Norge. Goliat-utbyggingen har skapt store ringvirkninger som fortsatt vil ha positiv betydning for regionen. An important milestone was achieved at the beginning of the summer with Goliat s mooring at its permanent location in the Barents Sea. Then, hook-up and commissioning activities have kept many of us very busy during the remaining part of the year. The task proved more challenging than anticipated. However, thanks to the efforts and commitment of the entire organization and the valuable support of our partner, we did manage to complete most of the activities by end of the year. Goliat has become the first oil field in production from the Barents Sea in March 2016, marking the beginning of a new era for Northern Norway and for eni Norge. The ripple effects of Goliat development and operations are comprehensive. They have had and will have long term positive impacts in the Region. Eni Norges distriktsorganisasjon i Hammerfest har gradvis overtatt ansvaret for sikkerhets- og beredskapsfunksjoner i tillegg til drift og vedlikehold av Goliatfeltet. Hammerfestsenteret har nå det fulle ansvaret for administreringen av FPSO-en, og vi er avhengige av at dette teamet med støtte fra alle de andre avdelingene i Eni Norge sikrer trygge og effektive operasjoner i Viktige prosjekter knyttet til felt drevet av våre partnere har også blitt ferdigstilt, inkludert Eldfisk II, Smørbukk Sør og ikke minst Åsgard undervannskompresjons-prosjektet som er et teknologisk gjennombrudd. Alle disse prosjektene kom i drift i Eni Norges produksjon av olje, NGL, gass og drivstoff var i 2015 omtrent 38,5 millioner fat oljeekvivalenter en reduksjon på 5,9 % sammenlignet med Reduksjonen skyldtes i stor grad naturlig produksjonsnedgang fra modne felt og til en viss grad restriksjoner på gasseksport. Grunnet ekstra prosesseringskapasitet på Norne FPSO har gassfeltet Marulk, som Eni Norge er operatør for, kunnet produsere godt over det som er avtalt gjennom produksjonsavtalen i store deler av The Hammerfest District organisation has gradually assumed responsibility for safety and emergency preparedness functions as well as the operations and maintenance of the Goliat Field. The organisation is now fully in charge of running the FPSO and we count on them and the support of all other eni Norge departments to manage a safe and efficient operation in Important projects have also been completed in our partneroperated assets: Eldfisk II, Smørbukk South Extension and most notably Asgard Subsea Compression, a technological breakthrough, have all started production during the year. Eni Norge equity production of oil, NGLs, gas and fuel gas was approximately 38.5 million barrels of oil equivalent, a reduction of 5.9% compared with The decrease was mainly attributable to the natural decline of mature fields and, to some extent, restrictions on gas exports. Our operated gas field, Marulk, has produced well above its commercial entitlement rate during most of 2015 due to spare processing capacity at the Norne FPSO. The total number of NCS operated and non-operated licences held by Eni Norge at the end of 2015 was 56. As a result of the 2014 APA round, two blocks were awarded to eni Norge in 2015, one close to the Tommeliten discovery in the North Sea and one in the Barents Sea. en del av TFO 2014, én i nærheten av Tommeliten-funnet i Nordsjøen og én i Barentshavet. Antallet lisenser på den norske kontinentalsokkelen som Eni Norge er operatør for eller partner i, utgjorde totalt 56 lisenser ved utgangen av Selskapet fikk tildelt to blokker som 1. mars 2016 / March 1, 2016 Letevirksomheten har hovedsakelig vært konsentrert til Barentshavet, der selskapet er operatør for 11 lisenser og partner i ytterligere fem. Letevirksomheten i Barentshavet har hatt fokus på å finne tilleggsressurser som kan knyttes til Goliat FPSO. Aktuelle prospekter er allerede identifisert, og med eventuelle kommersielle funn vil produksjonen fra Goliat overstige nåværende prognoser og forlenge feltets levetid. Ved årets utgang hadde Eni Norge 443 ansatte sammenlignet med 450 i The exploration activity has mainly focused on the Barents Sea, where the company operates 11 licences and is partner in five other licenses. The Barents Sea exploration activity has had the objective of identifying additional resources that could be tied-in to the Goliat FPSO. Drillable prospects have already been identified which will allow, if successful, to sustain production above current forecast and extend the field life. Eni Norge employed by year end 443 people, compared with 450 in Administrerende direktør/managing Director

4 Ledelse og styre Management and board of directors Eni Norge årsrapport 2015 Eni Norge Annual Report 2015 Ledelsen i Eni Norge / Eni Norge s management Styret i Eni Norge / Board of Directors Kort om Eni Norge Eni Norge in brief Ruggero Gheller Administrerende direktør / Managing Director Aksel Luhr Juridisk direktør / Legal and Corporate Affairs Manager Enrico Cingolani Styrets leder / Chairman Luigino Lusuriello Styrets nestleder / Vice Chairman Eni Norge AS er et norsk selskap i det italienske Eni S.p.A. Selskapet utfører lete- og utvinningsvirksomhet i Norge og har kontorer på Forus utenfor Stavanger og i Hammerfest. Eni International B.V., Amsterdam, står som eier av alle aksjene i Eni Norge. Eni Norge AS is a Norwegian subsidiary of the Italian integrated energy group Eni S.p.A. The company carries out petroleum exploration and production activities in Norway, and has offices in Forus outside Stavanger and in Hammerfest. Eni International B.V., Amsterdam, is the sole shareholder in Eni Norge AS. Ove Andre Årdal Kommersiell direktør / Commercial Manager Andreas Wulff Direktør for ekstern kommunikasjon og samfunnskontakt / External Communication Manager Tone Reinskau Direktør for målstyring og oppfølging / Performance Monitoring Manager Giuseppe Leo Driftsdirektør / Operations Manager Liv Nielsen Direktør for helse, miljø, sikkerhet og kvalitet / Health, Safety, Environment and Quality Manager Gian Luigi Ferrara Finansdirektør / Finance and Control Manager Nils Tveit Direktør for personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Manager Nicola Mavilla Letedirektør / Exploration Manager Martina Opizzi Lisensdirektør / Licence Manager Odd Vårdal Direktør for prosjekt og teknologi / Development and Technology Manager Luca Bertelli Styremedlem / Director Ruggero Gheller Styremedlem / Managing Director and Director Anne Marie Nerby Ansattes representant / Elected by the employees Tor B. Tangvald Ansattes representant / Elected by the employees Stein R. Rasmussen Ansattes representant / Elected by the employees Styrets vararepresentanter / Deputy Directors Stella Ottavia Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders Giuseppe Pasi Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders Giovanni Salvini Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders Giuseppe Colombo Aksjonærrepresentant / Elected by the shareholders Martha Skjæveland Ansattes representant / Elected by the employees Grete Myklebust Ansattes representant / Elected by the employees Ved årets utgang besto Eni Norges portefølje av 56 utvinningstillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 16 av disse. Eni Norge er partner i flere felt i produksjon, Ekofisk-området i Nordsjøen samt feltene Heidrun, Norne, Urd, Skuld, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin og Tyrihans i Norskehavet. Eni Norge AS er operatør for feltene, Marulk og Goliat. Marulk ligger i Norskehavet og er i produksjon. Goliat blir det første oljefeltet som kommer i produksjon i Barentshavet. At year-end 2015, Eni Norge s portfolio on the Norwegian continental shelf consisted of 56 licences. The company is operator in 16 of these. Eni Norge s participating interests in fields in production include the Ekofisk Area in the North Sea, and Heidrun, Norne, Urd, Skuld, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin and Tyrihans fields in the Norwegian Sea. Eni Norge AS is operator of the Marulk and Goliat fields. Marulk is in production in the Norwegian Sea. Goliat will be the first oil field to be brought into production in the Barents Sea. Francesco Ranieri Direktør for kontrakter og anskaffelser / Supply chain Manager Fay-Renee Franksdatter Nilsen Ansattes representant / Elected by the employees Matteo Bacchini Direktør for Goliat utbyggingsprosjekt / Goliat development project Manager Karin Majlund Bach Ansattes representant / Elected by the employees Oversikten gjelder per 31. desember 2015 / Overview applies to 31. December 2015.

5 Eni Norge årsrapport/annual report 9 Selskapets aktiviteter Company activities Selskapets aktiviteter/company activities Leting Exploration I løpet av 2015 har Eni Norge konsentrert sin letevirksomhet hovedsakelig om Barentshavet, hvor selskapet er operatør for 11 lisenser og partner i fem. Letevirksomheten i Barentshavet har hatt som mål å identifisere tilleggsressurser som kan kobles til Johan Castberg og Goliat utbyggingsprosjektene. Aktiviteten har identifisert boreprospekter som kan øke produksjon fra disse områdesentrene. I tillegg har det i løpet av året blitt foretatt forberedende arbeid for borekampanje planlagt i During 2015 Eni Norge AS has focused its exploration activity mainly in the Barents Sea, where the company operates 11 licences and is partner in five others. In the Barents Sea Exploration activity in 2015 had the objective of identifying additional resources that could be tied-in to the Johan Castberg and Goliat development projects. The work has allowed identifying material drillable prospects that will allow sustaining production of the two hubs. The activity has been moreover focused on preparing the exploration drilling campaign planned for Lisenstildelinger Licence awards I TFO 2014 ble Eni Norge i februar 2015 tildelt tilleggsareal i forbindelse med Tommeliten-funnet i Nordsjøen, som en del av den ConocoPhillips opererte lisensen, PL044C, hvor Eni Norge er partner (ConocoPhillips 41,88 %, Statoil 30 %, Total 15 % og Eni Norge 13,12 %). As part of the APA 2014 licences awarded in February 2015, Eni Norge, within the ConocoPhillips-operated PL044C partnership (ConocoPhillips 41.88%, Statoil 30%, Total 15% and Eni Norge 13.12%), was awarded protection acreage linked to the Tommeliten discovery in the North Sea. I Barentshavet ble Eni Norge tildelt operatørskap samt 40 % eierandel i lisens PL 806 der selskapet er partner med E.ON E&P, Edison International og Petoro som alle har 20 % eierandel. In the Barents Sea Eni Norge has been awarded the operatorship in PL 806 in the Barents Sea, with a share of 40%, while E.ON E&P, Edison International and Petoro are partners with 20% respectively. Feltutbygging Field development Nordsjøen The North Sea Eldfisk S, den siste plattformen i Eldfisk/Ekofisk utbyggingen, startet produksjon 3. januar Etter ett år i drift har Eldfisk-installasjonene opprettholdt en høyere regularitet enn forventet. Det nye anlegget består av den kombinerte plattformen Eldfisk S med boligkvarter for 160 personer, 40 brønnslotter og prosessanlegg for separasjon av olje, vann og gass. Anlegget inkluderer vannrensing, samt anlegg for re-injeksjon av gass som brukes hvis gassbehandling på Ekofisk J er nedstengt. Olje og våtgass sendes til Ekofisk J i to rørledninger for videre behandling og eksport til Teeside og Emden. Utviklingsaktivitetene på Eldfisk/Ekofisk omfatter kontinuerlige boreprogram på Eldfisk S og Ekofisk Z. Tommeliten A prosjektet passerte i desember 2014 en viktig milepæl, da gjenbruk av Huldra-plattformen ble valgt. Eldfisk S, the last platform in the recent Eldfisk/Ekofisk re-development campaign, was started up 3 January After one year of operation, the Eldfisk complex has maintained a higher regularity than anticipated. The new facility comprises an integrated platform, Eldfisk S, with living quarters for 160 persons, 40 well slots and a processing facility designed to separate gas, oil and water. The plant carries out water decontamination and is also a gas re-injection plant that is used when the gas treatment plant on Ekofisk J is shut down. Oil and wet gas are transported to Ekofisk J in two pipelines for further processing prior to export to Teesside and Emden. Development activities in Eldfisk/Ekofisk comprise continuous drilling campaigns on Eldfisk S and Ekofisk Z. After successfully passing an important milestone in December 2014, the Tommeliten A project based on Huldra re-use was terminated February 2015 due to unfavourable economic indicators. Prosjektet ble stoppet i februar 2015 fordi økonomien ikke var tilfredsstillende. I 2014 startet gjennomføringen av Ekofisk kapasitetsprosjekt. Prosjektet skal øke kapasiteten for rensing av produsert vann og øke gassløftkapasiteten. Oppstart er planlagt etter revisjonsstans i 2016 og skal bidra til økt kapasitetsutnyttelse på Ekofisk J og Ekofisk M. Nye initiativ er iverksatt for å utvikle mer kostnadseffektiv utnyttelse av marginale ressurser. Målsetningen for dette arbeidet er å gjøre mindre funn og restreserver som Tor, Eldfisk Nord, Tommeliten og andre funn i området, lønnsomme på sikt. Implementation of the Ekofisk Capacity Project was commenced in The aim of this project is to increase capacity for the decontamination of produced water, and to increase gas lift capacity. Start-up is planned to follow the planned field shut down in 2016, and the project will contribute towards boosting the exploitation of capacity in the existing process plants at Ekofisk J and Ekofisk M. New initiatives for cost effective development of marginal resources have been introduced with the aim to improve project economics and eventually enable small discoveries and residual reserves, such as those found in Tor, Eldfisk North, Tommeliten and other fields in the area, to become profitable in the longer term.

6 10 Eni Norge årsrapport/annual report Eni Norge årsrapport/annual report 11 Selskapets aktiviteter/company activities Selskapets aktiviteter/company activities Norskehavet Tyrihans er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin-anlegget. Oljen fra Tyrihans blir transportert via Kristin-plattformen til lagringsanlegget på Åsgard C-plattformen før videre transport med skytteltanker til markedet. Gassen blir eksportert via Kristin-plattformen og Åsgard transportsystem til gassprosesseringsanlegget på Kårstø. Tyrihans-feltet produserer nå mot lavtrykks produksjonsanlegget som ble installert på Kristin-plattformen i 2014 i henhold til opprinnelige planer for utvikling og drift av feltet. Tyrihans-lisensen var ansvarlig for ca. 50 prosent av investeringene i ombyggingene og har derfor tilsvarende rettigheter til lavtrykksproduksjon over Kristin-plattformen. Det har ikke blitt boret tilleggsbrønner i Tyrihans-feltet i løpet av 2015, men muligheter for fremtidige tilleggsbrønner blir kontinuerlig vurdert. Undervanns-sjøvannsinjeksjonssystemet har vært operasjonelt gjennom hele 2015, og det har blitt injisert vann i reservoaret i henhold til produksjonsprogrammet. I løpet av 2015 har det blitt boret en tilleggsbrønn i Kristinfeltet. Ettersom dette er et høytrykksfelt der produksjonen er på hell og reservoartrykket kraftig redusert, ble dette sett på som en boreteknisk og sikkerhetsmessig krevende brønn. På tross av en del utfordringer underveis gikk boringen gjennom de kritiske områdene i henhold til plan, og planlagt boremål ble nådd. Dessverre produserte brønnen hovedsakelig vann og er derfor vurdert som mislykket. På slutten av 2015 startet mobiliseringen offshore for modifikasjonsarbeidene for å klargjøre Kristin-anlegget for oppkobling og prosessering av produksjonsstrømmen fra tredjepartsfeltet Maria operert av Wintershall. Planlagt oppstart av dette feltet er 2019, og det vil være et viktig bidrag for å sikre økonomisk drift av Kristin-plattformen mot slutten av Kristin-feltets levetid. Maria-feltet er en undervannsutbygging som vil bli tilknyttet Kristin-plattformen for prosessering av The Norwegian Sea The Tyrihans project involves a subsea development tied-in to the Kristin facility. Oil from Tyrihans is transported via the Kristin platform to the storage facility on the Åsgard C platform prior to onward transport by shuttle tanker to the market. The gas is exported via the Kristin platform and the Åsgard transport system to the processing plant at Kårstø. The Tyrihans field is now producing to the low-pressure production plant installed on the Kristin platform in 2014 in line with the plan for development and operation of the field. The Tyrihans licence was responsible for approximately 50% of investments in the modifications and therefore holds lowpressure production rights on the Kristin platform. No additional production wells were drilled at the Tyrihans field during 2015, although the possibility of future additional wells is the subject of continuous assessment. The subsea seawater injection system has been in operation throughout 2015, and water has been injected into the reservoir in accordance with the production plan. An additional production well was drilled at the Kristin field during Since Kristin is a high-pressure field where production is in decline and the reservoir pressure considerably reduced, this well was regarded as challenging both in terms of drilling operation and safety. In spite of a number of problems encountered during drilling, the well penetrated the critical formations according to plan, and the planned drilling target was reached. Unfortunately, the well produced mostly water, and is thus regarded as unsuccessful. At year-end 2015, mobilisation began offshore for the modification operations necessary to prepare the Kristin installation for tie-in and processing of the production stream from the third-party field, Maria, operated by Wintershall. This field is planned to come on stream in 2019, and production will make a significant contribution to ensuring the continued commercial produksjonsstrømmen samt lagring og eksport via Åsgardanlegget. Gassinjeksjon til Maria-feltet vil bli levert fra Åsgard-feltet via Tyrihans-anlegget og vanninjeksjon fra Heidrun-anlegget. Åsgard-feltet har to pågående utviklingsprosjekter som nå nærmer seg fullførelse. Det største av disse er Åsgard undervannskompresjon. Dette er en førstegangsutvikling av en undervannskompressor for økt produksjon fra Midgard og Mikkel til Åsgard. Hensikten er å overvinne strømningsutfordringer i rørledningen når produksjon og reservoartrykk i de to feltene reduseres. I tillegg til en høyere utvinning, er lav CO 2 -gass fra Mikkel- og Midgard-feltene viktig for blanding med andre gass-strømmer med høyere CO 2 -innhold i Haltenbanken-området. Blanding av gass er nødvendig for å tilfredsstille den generelle salgsgass-spesifikasjonen for CO 2. Anlegget består av to bunnrammer, én for kompressoranlegget og én for sammenkoblinger av rørledninger. Bunnrammer og rørledninger ble installert i løpet av 2014 mens rørtilknytninger ble ferdigstilt i første del av Begge kompressortogene ble installert i en vellykket kampanje i løpet av sommersesongen 2015, og det første kompresjonstoget ble startet i september Siden oppstarten har dette toget hatt en driftsregularitet på nær 100 % som er langt over forventningene og den budsjetterte driftsregulariteten på 50 % i de første driftsmånedene. Den vellykkede oppstarten av anlegget som er det første av sitt slag i verden, er både takket være et meget profesjonelt prosjektteam og ikke minst operatørens fokus på et veldig godt og nært samarbeid mellom prosjektteamet og feltets driftsteam. Planlagt oppstart av det andre kompresjonstoget er i løpet av første kvartal operation of the Kristin platform as the Kristin field approaches the end of its lifetime. The Maria field is a subsea development that will be tied back to the Kristin platform to facilitate processing of the production stream, and storage and export via the Åsgard installation. Gas for injection at the Maria field will be supplied from the Åsgard field via the Tyrihans installation. Water for injection will be supplied from Heidrun. The Åsgard field is the site of two ongoing development projects which are now approaching completion. The first of these is the Åsgard Subsea Compression project. This involves the first use of a subsea compressor plant in the world in this case designed to promote increased production from the Midgar and the Mikkel fields that are tied back to Åsgard. The aim here is to overcome the pipeline-related minimum flow challenges that will arise when production declines and reservoir pressure in the two fields is reduced. As well as the benefit of higher recovery rates, the low-co 2 gas from Mikkel and Midgard is important as a mixing component with other, higher CO 2, gas streams from elsewhere in the Haltenbanken area. Mixing is required to meet the general sales gas CO 2 specifications. The facility consists of two seabed templates one dedicated to the compressor plant, and the other to the connection of pipelines. Both the templates and pipelines were installed in 2014, and the pipeline hook-ups completed during the first half of Both compressor trains were installed as part of a successful campaign carried out during the summer of The first train was started in September Since start-up, this train has displayed an operational regularity of close to 100%. This is substantially above the budgeted regularity level of 50% that was expected during the first months of operation. The successful startup of this facility, which is the first of its kind in the world, can be attributed both to the work carried out by a highly professional project team and, not least, to the focus directed by the operator on achieving close and effective collaboration between the project team and the field s operations team. The second compression train is planned to start operation during the first quarter of 2016.

7 12 Eni Norge årsrapport/annual report Eni Norge årsrapport/annual report 13 Selskapets aktiviteter/company activities Selskapets aktiviteter/company activities Det andre Åsgard-prosjektet er utvidelse av Smørbukk Sør. Dette prosjektet omfatter installasjon av en ny bunnramme med to brønner på Smørbukk Sør-feltet. Dette er et prosjekt for økt utvinning, og brønnene vil bli knyttet til Åsgard A- plattformen. Prosjektet ble besluttet i begynnelsen av Alle undervannsinstallasjoner, det vil si ny bunnramme, rørmanifold-modul, rørledninger og ny kontroll-kabel, ble utført i 2014 mens oppkoblinger av rørledninger og kontroll-kabel samt testing av anlegget ble ferdigstilt i første del av 2015 som planlagt. Produksjonsbrønnen ble boret og ferdigstilt tidlig høst 2015, og innledende produksjon fra denne har vært som forventet. Full produksjon får vi først når gassinjeksjonen er startet. Boring av injeksjonsbrønnen startet på tampen av Gassinjeksjon forventes å starte i slutten av første kvartal The second project at Åsgard involves the extension of the Smørbukk South facility, involving the installation of a new subsea template to accommodate two wells. This is an improved oil recovery project, and the wells will be tied back to the Åsgard A platform. The project received approval in early All the subsea installations (the new template, pipe-manifold module, pipelines and new umbilical) were completed in 2014, while hook-up of the pipelines and umbilical, and testing of the entire installation, were completed as planned during the first half of The production well was drilled and completed in early autumn 2015, and initial production rates from this well have been as anticipated. Full production will begin as soon as gas injection has been initiated. Drilling of the injection well started towards the end of Gas injection is expected to start at the end of the first quarter of Studier og kommersielle vurderinger vedrørende mulig utbygging av Trestakk-feltet basert på «tie-back»-alternativet til Åsgard A har fortsatt i Beslutning om valgt utbygningskonsept var planlagt til slutten av 2015, men er nå utsatt til tidlig Mikkel Sør-prosjektet er fortsatt på vent på grunn av kapasitetsbegrensninger i nedstrøms-transportsystemet. Lisenseierne er enige om å revurdere prosjektet så snart endringer i de eksterne rammebetingelsene er avklart. Norne Produksjonen fra Norne-feltet har vært stabil gjennom hele året, og Norne FPSO-innretningen (Floating Production, Storage, Offloading) fortsetter å vise høy produksjonsregularitet. En forlengelse av levetid evalueres for perioden 2021 til Norne FPSO fungerer som et knutepunkt for en rekke tie-in-felt i området, inkludert Marulk, og vurderinger gjort av teknisk integritet, indikerer at den kan levere tjenester til andre felt også etter En ny vanninjeksjonsbrønn på Urd-feltet ble ferdigstilt like før jul ved bruk av Deepsea Bergen. Marulk Marulk-feltet er lokalisert i PL122, blokk 6507, i den sørlige delen av Nordland II, om lag 30 kilometer sydvest for Norne FPSO og 15 kilometer vest for Alve. Marulk er en typisk undervannssatellittutbygging med produksjon fra en brønnramme med to produksjonsbrønner samt tilkobling for prosessering på Norne FPSO. Produksjonen vil gå over ti år, med antatt avslutning ved utgangen av Basiskonseptet for Marulk forutsetter at produksjonen fortsetter til utgangen av 2021, med en generell, langsiktig forretningsstrategi som innebærer: Vurdering av ytterligere ressurser i Lysing Nord og Langeformasjonen Kommersiell aktivitet for å øke Marulks produksjonskapasitet på Norne Studies and commercial assessments related to the possible development of the Trestakk field, based on a tie-back concept to Åsgard A, have continued during A decision on the selection of the development concept was planned to be made at the end of 2015, but this has been postponed until early The Mikkel South project continues to be on hold due to capacity restrictions in the downstream transport system. The licensees are agreed that the project shall be re-assessed as soon as amendments to the relevant regulatory frameworks have been made. Norne Production from the Norne field has been stable throughout the year and the mature FPSO installation (Floating Production, Storage, Offloading) continues to display high regularity. Lifetime extension evaluations for the period 2021 to 2030 are ongoing. The FPSO represents an important hub for several tie-in fields in the area, including Marulk, and the technical integrity evaluations indicate that it will be able to provide services for other fields after 2021 as well. A new water injector was completed at the Urd field with the Deepsea Bergen. The well was finalised just before Christmas. Marulk The Marulk field is located in licence PL122 in quadrant 6507, in the southern part of the Nordland II area, approximately 30 kilometres south-west of the Norne FPSO and 15 kilometres west of Alve. Marulk is a typical subsea satellite development with production from a subsea template with two production wells tied back to the Norne FPSO where processing is carried out. The Marulk base case assumes that production will continue until the end of 2021, with an overall long-term commercial strategy involving: Evaluation of additional resources in Lysing Nord and the Lange Formation Commercial effort with the aim of increasing Marulk s production capacity on Norne Produksjonen i 2015 har vært stabilt høy, og det har vært lite nedetid. Marulk har fått ekstra produksjonskapasitet på Norne det meste av året. Det lave innholdet av CO 2 og H 2 S i Marulkgassen har bidratt til produksjonsprioritet i perioder med redusert kapasitet på Norne. Heidrun Den nye flytende lagringsenheten for Heidrun, Heidrun B, ble installert sommeren 2015 som en erstatning for skytteltanker-systemet. Oppstarten gikk fint, og den nye lagringsenheten har opprettholdt tilfredsstillende regularitet de første seks månedene den har vært i drift. Det er boret fire nye plattformbrønner (TLP), og produksjonsnivået har vært tilfredsstillende. Barentshavet Utbyggingsplanleggingen for Johan Castberg-feltet i Barentshavet pågår. Tidlig 2015 ble det besluttet å bruke enda ett ekstra år for å robustgjøre utbyggingsløsningen for feltet, og endelig konseptvalg planlegges høsten Denne ekstra tiden har blitt benyttet til å avklare forventninger til områdeløsning samtidig som betydelige besparinger er oppnådd. Utbyggingsløsningene som har blitt vurdert, er en FPSO med overføring av produsert olje til tankskip eller en halvt nedsenkbar plattform med rørledning til en oljeterminal. Planlegging av mulig utbygging av Alke-feltet i Barentshavet avventer tilgang på eksportmuligheter enten via eksisterende eller fremtidig gassinfrastruktur. During 2015, levels of production have remained stable and high, with very little downtime. Marulk has been granted additional production capacity at the Norne FPSO for the greater part of the year. Low concentrations of CO 2 and H 2 S in the Marulk gas have contributed towards prioritisation of production during periods when capacity at Norne has been reduced. Heidrun The new Heidrun floating storage unit, Heidrun B, was installed in the summer of 2015 as a replacement for the previous shuttle tanker arrangement. Start-up went well and the regularity of the new storage unit has been good during its first 6 months of operation. Four new platform (TLP) wells have been drilled and their contribution to production has been satisfactory. The Barents Sea Planning of a development concept for the Johan Castberg field is currently in progress. Early in 2015 a decision was taken to spend an additional year in ensuring that the development concept was sufficiently robust. A final decision is planned for autumn This additional time has been spent in evaluating expectations regarding development of the area as a whole. At the same time, considerable savings have been achieved. Two development concepts have been considered. The first involves the use of an FPSO that will offload the oil onto tankers, and the second a semi-submersible platform from which oil will be transported to an onshore terminal via a pipeline. Planning of a possible development of the Alke field is awaiting access to export opportunities, either via existing or future gas infrastructure.

8 14 Eni Norge årsrapport/annual report Eni Norge årsrapport/annual report 15 Selskapets aktiviteter/company activities Selskapets aktiviteter/company activities Goliat utbyggingsprosjekt Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Goliat-utbyggingen omfatter produksjonslisensene PL229/PL229B, der Eni Norge er operatør med en eierandel på 65 %. Statoil er partner med en eierandel på 35 %. Goliat er lokalisert i PL229 og PL229B, som omfatter blokker innenfor Finnmark Vest i det sørlige Barentshavet (blokkene 7122/7 og 7122/8, samt deler av 7122/9, 7122/10 og 7123/7). PL229 ble tildelt i «Barentshavrunden» i 1997, og PL229B i En mindre del av Goliat-feltet ligger i PL229B. Det ble funnet olje i Realgrunnen letebrønn (7122/7-1) i Rettighetshaverne har totalt boret fem brønner pluss et sidesteg på Goliat i perioden Det er funnet olje og gass i flere strukturer/segmenter på flere stratigrafiske nivå. De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm 3 olje. I utgangspunktet er det planlagt at gassen i den første fasen vil bli reinjisert for trykkstøtte. Eksportering av gass vil bli vurdert på et senere tidspunkt, avhengig av etablering av mulige eksportløsninger. De utvinnbare gassreservene er beregnet til om lag 8 milliarder Sm 3. I desember 2007 godkjente eierne et utbyggingskonsept basert på en FPSO tilkoplet undervannsbrønner. PUD ble oversendt til myndighetene i februar 2009 og godkjent av Stortinget i juni samme år. Det valgte FPSO-konseptet består av en sirkulær enhet med prosessanlegg, oljelager og boligkvarter. Produsert vann vil bli reinjisert i reservoaret. Produsert olje mellomlagres på enheten for videre transport med skytteltankere til markedet. Strategien for drenering av reservoarene vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt åtte brønnrammer med 22 brønner, hvorav 12 er produksjonsbrønner, syv brukes til vanninjeksjon og tre til gassinjeksjon. The Goliat development project Goliat is the first oil field to come on stream in the Barents Sea. The Goliat development includes production licences PL229 and PL229B, where Eni Norge is operator with a 65% share. Statoil is a partner in these licences with a 35% share. The Goliat field is located in licences PL229 and PL229B in the Finnmark West area in the southern Barents Sea, comprising blocks 7122/7 and 7122/8, as well as parts of 7122/9, 7122/10 and 7123/7. PL229 was awarded as part of the Barents Sea Licensing Round in 1997, and PL229B in A small segment of the Goliat field is located in the PL229B licence. Oil was discovered in the Realgrunnen Group reservoirs in the 7122/7-1 well in In total, the licence has drilled five wells, including a sidetrack, during the period 2000 to Oil and gas has been found in several structures and segments, and at many stratigraphic levels. Recoverable oil reserves are estimated to be about 28 million Sm3 oil. Initially, it is planned that during the early phase of production, gas from the field will be re-injected to provide pressure support. Export of the gas will be considered at a later date, depending on the emergence of potential export infrastructure. The recoverable gas reserves are estimated at approximately eight billion Sm³. In December 2007 the licensees approved a development concept based on the use of an FPSO (floating production, storage and offloading facility), tied-in to subsea wells. The PDO was submitted to the authorities in February 2009 and approved by the Norwegian Parliament in June of the same year. The selected FPSO concept consists of a cylindrical hull facility containing a process plant, oil storage facilities and an accommodation module. Produced water will be re-injected into the reservoir. Produced oil will be stored temporarily in the FPSO prior to transport to the market in shuttle tankers. The reservoir drainage strategy will include water and gas injection employing eight well templates accommodating a total of 22 wells. Twelve of these wells will be producers, while seven will be used for water injection and three for gas injection.

9 16 Eni Norge årsrapport/annual report Eni Norge årsrapport/annual report 17 Selskapets aktiviteter/company activities Selskapets aktiviteter/company activities STRIL BARENTS forsynings- og beredskapsfartøy Stril Barents er designet og bygget som et forsynings- og beredskapsfartøy til Goliatfeltet. Til daglig vil Stril Barents primært operere som forsyningsfartøy. Skipet vil også kunne erstatte Goliats beredskapsfartøy, Esvagt Aurora, og være første respons i forhold til livberging og akutte oljeutslipp. Den doble funksjonen gjør fartøyet unikt på norsk sokkel. Skipets gudmor er Gerd Kristansen, LO. STRIL BARENTS designed and built to operate as a supply and stand-by vessel at the Goliat location Under normal circumstances the vessel will operate mainly as a supply vessel. It will also be able to replace Goliat s current standby vessel, Esvagt Aurora, and will provide the first response both in case of emergency life-saving intervention and oil spill situations. This double function makes the vessel unique on the Norwegian shelf. The ship s godmother is Gerd Kristiansen, LO. For å oppnå målene om lave utslipp vil installasjonen bruke kraftforsyning fra land via en undervannsstrømkabel, kombinert med energi generert om bord. Goliat-feltet er på grunn av sin beliggenhet i Barentshavet underlagt strenge HMS-krav når det gjelder utslipp til luft og sjø. Produksjonsanleggene er utformet slik at et godt arbeidsmiljø sikres, samt at alle relevante krav og regler tilfredsstilles. Goliat plattformen er installert på feltet og ferdigstilling og uttesting er i en avsluttende fase. Transport fra Sør-Korea til Hammerfest, uttauing og installasjon på feltet samt oppkobling av stigerør er gjennomført uten uhell. De viktigste aktivitetene som ble fullført i 2015 var: Installasjon av FPSO på feltet Inntrekning og oppkobling av 11 stigerør Utbedring av gjenværende arbeid fra byggeverft Uttesting av plattformsystemer Diverse reparasjonsarbeider på undervannsanleggene Leveranse av det avanserte plattform støttefartøyet «Stril Barents» Boreaktivitet I løpet av året har Eni Norge boret syv produksjonsbrønner, en gassinjekssjonsbrønn og komplettert 4 vanninjeksjonsbrønner I tillegg er en produksjonsbrønn påbegynt Scarabeo 8 ble brukt i all boring som ble foretatt In order to achieve low emissions targets, the installation will utilise electricity supplied from the mainland via a subsea cable, combined with power generated on board. As a result of its location in the Barents Sea, strict HSE requirements have been imposed on the Goliat field in connection with emissions to the atmosphere and discharges to the sea. The production facilities are designed in such a way so as to guarantee a healthy working environment, and to ensure that all the relevant requirements are met and regulations complied with. The Goliat platform has been installed at the field location, and completion and testing operations are currently in their final phases. Transport of the platform from South Korea to Hammerfest, towing-out and installation at the field location, as well as the process of hooking-up the risers, have been carried out without incident. The most important activities completed during 2015 were as follows: Installation of the FPSO at the field location Pulling-in and hook-up of 11 risers Finalising of remaining work from the construction yard Testing of the platform systems Miscellaneous repairs to the subsea installations Delivery of state of the art Platform Support Vessel Stril Barents Drilling activity Seven production wells have been drilled, and four water injection wells completed Drilling of one production well has been commenced Scarabeo 8 was used for all drilling operations 15 brønner er klare for oppstart, og de gjenværende brønnene vil bli ferdigstilt i løpet av En egen driftsavdeling for Goliat-feltet er opprettet ved vårt drifts- og regionskontor i Hammerfest. Etter Goliat FPSOs ankomst til Hammerfest i april, har driftsavdelingen gradvis overtatt ansvar for sikkerhet og beredskap, samt drift- og vedlikehold av en del av systemene om bord. Driftsorganisasjonen er fulltallig. Alt personell har nødvendig trening og sertifiseringer. AMU/vernetjeneste er etablert og operativ, det samme er også beredskapsorganisasjon både på FPSO og på land. Offshore-rotasjon på FPSO er igangsatt, samt landbaserte stillinger med driftsvaktordninger. Alle driftskontrakter er inngått og er operative. Den totale kontraktsandelen tildelt norske selskaper for hele Goliatutbyggingen anslås å bli ca. 60 %. Fifteen wells are ready for start-up and the remaining wells will be completed during A separate operations department dedicated to the Goliat field has been established at our operations and regional office in Hammerfest. After the FPSO s arrival in Hammerfest in April, the operations department has gradually assumed responsibility for safety and emergency preparedness functions, as well as the operation and maintenance of a number of the onboard systems. The operations organisation is currently staffed to capacity. All personnel have received the necessary training and certifications. The Work Environment Committee/employee health and safety representatives are in place and operative, and the same applies to the emergency preparedness organisations, both onshore and aboard the FPSO. Offshore shift patterns have been initiated on the FPSO, and this also applies to onshore functions linked to operations monitoring shifts. All operations contracts have been entered into and are in operation. The proportion of contracts awarded to Norwegian companies for the entire Goliat development project is estimated to be about 60%.

10 18 Eni Norge årsrapport/annual report Eni Norge årsrapport/annual report 19 Selskapets aktiviteter/company activities Selskapets aktiviteter/company activities Eldfisk 2/7 S, syv brønner i produksjon. Eldfisk II-prosjektet kombinert med kontinuerlig boring på Ekofisk Sør-prosjektet og andre deler av Ekofisk-området, gjorde det mulig å opprettholde samme produksjonsnivå som i Produksjon fra Tor (Greater Ekofisk Area) ble som planlagt stanset for godt 31. desember 2015 etter 37,5 års drift. Vår daglige produksjon fra Tor var omtrent 400 fat oljeekvivalenter per dag. I 2015 skjedde det flere viktige begivenheter på Åsgard. Den viktigste av disse var oppstarten av Åsgard undervannskompresjon-prosjektet 16. september. Denne teknologien gir rom for økt utvinning fra gassreservoarene på både Åsgard (Midgard) og Mikkel. I tillegg startet produksjonen fra Smørbukk Sør Forlengelse 1. september, og dette er forventet å bidra til produksjonen fra Åsgard A FPSO. Smørbukk Sør Forlengelse er et prosjekt for økt oljeutvinning (IOR) som tidligere ikke ble vurdert som gjennomførbart på grunn av lav gjennomstrømningsevne i reservoaret. Greater Ekofisk Area, made it possible to maintain the same production levels as in As planned, production from Tor (Greater Ekofisk Area) stopped once and for all on 31 December 2015 after 37.5 years of production. Our daily equity production from Tor was approximately 400 barrels oil equivalents per day. Some important events took place at Åsgard in The most important of these was start-up of the Åsgard Subsea Compression project on 16 September. This technology now enables significant improvements in recovery rates for both the Åsgard (Midgard) and Mikkel gas reservoirs. Moreover, production from the Smørbukk South Extension started on 1 September, and is expected to contribute to production from the Åsgard A FPSO. The Smørbukk South Extension is an improved oil recovery (IOR) project, previously regarded as not feasible due to low permeability within the reservoir. Ekstra prosesseringskapasitet på Norne FPSO har ført til at Marulk har kunnet produsere godt over det som er avtalt gjennom produksjonsavtalen, i store deler av Begge brønnene produserte på maksimalt nivå i noen perioder. Marulk has produced well above its commercial entitlement rate during most of 2015 due to spare processing capacity at the Norne FPSO. Both wells produced at maximum rate during some periods. Produksjon Eni Norges produksjon av olje, NGL, gass og drivstoff var i 2015 omtrent 38,5 millioner fat oljeekvivalenter (MFOE) en reduksjon på 5,9 % sammenlignet med Reduksjonen skyldes i hovedsak det naturlige fallet i reservoarenes trykk som følge av produksjon og, til en viss grad, restriksjoner på gasseksport. Den største delen av produksjonen kom fra vår andel i Åsgardfeltet, som produserte 15,3 MFOE sammenlignet med 17,0 MFOE i 2014, og feltene i Ekofisk-området, som produserte 8,9 MFOE sammenlignet med 8,8 MFOE i De resterende 14,3 MFOE kom fra feltene Tyrihans, Morvin, Mikkel, Marulk, Kristin, Heidrun, Skuld, Norne og Urd. Olje, kondensat og NGL bidro med 54,4 % av total produksjon. Goliat-prosjektet var forventet å komme i drift i 2015, men oppstarten er nå utsatt til Årets produksjonsbudsjett uten forventet produksjon fra Goliat var på 112,1 tusen fat oljeekvivalenter per dag (KFOED). Eni Norges totale produksjonsrate var på 105,5 KFOED og var derfor lavere enn budsjettert. I Ekofisk-området startet Eldfisk II-prosjektet produksjon i januar 2015 og vil bidra til videre produksjon frem mot På nåværende tidspunkt har den nye plattformen, Production Eni Norge s equity production of oil, NGL, gas and fuel in 2015 was approximately 38.5 million barrels of oil equivalents (MBOE), a reduction of 5.9% compared with The decrease was mainly attributable to a natural decline due to reservoir depletion and, to some extent, restrictions on gas exports. The major contributors were the Åsgard Unit, which produced 15.3 m MBOE (compared with 17.0 MBOE in 2014) and the Ekofisk area, which produced 8.9 MBOE (compared with 8.8 MBOE in 2014). The remaining 14.3 MBOE were sourced from Tyrihans, Morvin, Mikkel, Marulk, Kristin, Heidrun, Skuld, Norne and Urd. Oil, condensate and NGL accounted for 54.4% of total production. The Goliat project was expected to come on stream in 2015, but start-up has been delayed until This year s production budget was 112,1 KBOED without the expected production from Goliat. Eni Norge s production, from the other fields, has been lower than budgeted at KBOED. In the Ekofisk area, the Eldfisk II project commenced production in January 2015 and will contribute towards continued production until At present, the new platform, Eldfisk 2/7 S, has seven wells in production. The Eldfisk II project and continuous drilling also in the Ekofisk South Project and other parts of the Skuld-feltet (Fossekall), også koblet til Norne, har hatt betydelig lavere produksjon enn forventet på grunn av for høyt vannkutt i én av de to produksjonsbrønnene i reservoaret. Siden Heidrun kom i produksjon, har oljen som produseres på feltet, blitt eksportert ved hjelp av et system med bøyelasting bestående av to bøyer og spesialbygde skytteltankere. I 2015 ble en ny lagringsenhet (FSU) permanent koblet til en av bøyene, og oljen lastes fra den flytende lagringsenheten til skytteltankerne. Produksjon fra Heidrun var stabil fra 2014 og inn i 2015 som følge av nye brønner samt lavtrykksproduksjons-modulen (LPP Low Pressure Production) som ble ferdigstilt i november Det ble ikke gjennomført vedlikeholds-stanser på noen av feltene våre i Reserver Eni Norge registrerte ytterligere dokumenterte reserver i 2015 på 5,4 MFOE, hovedsakelig fra feltene Goliat, Morvin, Ekofisk og Åsgard. Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 375,8 MFOE, som er en 8,1 % reduksjon fra fjoråret og en reserve-erstatningsrate for 2015 på 14,0 %. Anslått verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 258,7 MFOE, hvorav reserver i kategoriene «mulige» og «betingede» beløper seg til 413,7 MFOE. The Skuld (Fossekall) field, another Norne tie-in field, has produced significantly below expectations due to high water-cut problems that have affected one of the two production wells in the reservoir. Since coming on stream, oil produced at Heidrun has been exported via a buoy loading system consisting of two buoys and purpose-built shuttle tankers. In 2015 a new FSU (Floating, Storage, Unit) was permanently connected to one of the buoys, and the oil lifted from the FSU onto the shuttle tankers. Production from Heidrun remained stable from 2014 and into 2015 as a result of new wells and the Low Pressure Production module (LPP) completed in November No turnarounds were performed on any of our fields during Reserves In 2015, Eni Norge recorded additions to its proven reserves amounting to 5,4 MBOE, mainly derived from the Goliat, Morvin, Ekofisk and Åsgard fields. At year-end, Eni Norge s total proven reserves corresponded to MBOE representing a decrease of 8.1% from the previous year, and a 2015 reserves replacement ratio of 14.0%. The estimated value of probable reserves corresponds to a total of MBOE with volumes in the possible and contingent reserves categories amounting to MBOE.

11 Eni Norge årsrapport/annual report 21 HR og organisasjon HR and organisation HR og organisasjon/hr and organisation Ved årsslutt hadde Eni Norge totalt 443 ansatte 365 lokalt ansatte og 78 ansatte utstasjonert fra Eni-gruppen sammenlignet med 450 i Denne lille reduksjonen er et resultat av fremdriften til Goliatprosjektet og at noen ansatte, som har vært utstasjonert i Norge, dermed får nye oppgaver i andre selskaper i Eni-gruppen. I begynnelsen av året ble Goliat FPSO-enheten, som ble bygget i Sør-Korea, transportert til feltet i Barentshavet, 88 kilometer nord for Hammerfest. Alt personell som fulgte opp byggeprosjektet, ble i løpet av første halvår overført fra Sør-Korea, de fleste av disse tilbake til organisasjonen i Norge. De fleste ansatte har sitt daglige virke ved selskapets hovedkontor på Forus. Driftsavdelingen til Goliat holder til i nye lokaler i Hammerfest. I løpet av året er ytterligere prosjektansatte overført til dette kontoret slik at det ved utgangen av året var totalt 60 ansatte som arbeidet i Hammerfest. I 2015 har selskapet benyttet seg av midlertidig innleid personell, hvorav en vesentlig del er relatert til arbeid på Goliat-prosjektet. Ved utgangen av året var det 109 midlertidig innleide i selskapet. Dette er en nedgang på 62 sammenlignet med årsslutt lokalt ansatte har valgt å si opp sin stilling i selskapet. Dette tilsvarer 1,1 prosent av gjennomsnittlig antall lokale ansatte. Selskapet har implementert retningslinjer for seniorpolitikk som tar sikte på å beholde kompetansen til eldre arbeidstakere gjennom ulike tiltak. Ved utgangen av 2015 utgjorde kvinneandelen i selskapet (ansatte og innleide) 28 prosent, mot 26 prosent ved utgangen av Prosentandelen kvinner blant lokale ansatte var 36 prosent ved utgangen av Av styrets syv medlemmer er ett medlem kvinne. At year-end, Eni Norge had 365 local employees and 78 expatriates from the Eni Group, amounting to a total of 443 employees, compared with 450 in This slight decrease is the result of the progress of the Goliat project, and that some employees, who had been assigned to projects in Norway, were subsequently reassigned to other companies in the Eni Group. At the start of the year, the Goliat FPSO, which was constructed in South Korea, was transported to the field in the Barents Sea, 88 kilometres north of Hammerfest. All personnel supervising the construction project were demobilised from South Korea during the first half-year, and most of them re-assigned to the organisation in Norway. The majority of employees work at the company s head office in Forus. The Goliat operations organisation is located in new office premises in Hammerfest. During the year, additional project staff have been assigned to this office, resulting in a total of 60 employees working in Hammerfest by year-end. In 2015, the company has made use of temporary contracted personnel, of which a significant proportion has been assigned to the Goliat project. At year-end, 109 temporary contracted personnel were working in the company. This represents a reduction of 62 compared with year-end A total of four local employees resigned from the company, corresponding to 1.1 per cent of the average number of local personnel. The company has adopted guidelines governing its Seniors Policy which includes measures aimed at retaining the skills and expertise of its senior employees. At year-end 2015, the proportion of women employed at the company (employees and contract workers) was 28 per cent, compared with 26 per cent at year-end 2014 The percentage of women among local employees was 36 per cent at the close of One of the company s seven Board members is female.