Rapportering av petroleumsrelaterte data til revidert nasjonalbudsjett Møte med operatørselskapene 3. september 2009 Oljedirektoratet

Transkript

1 Rapportering av petroleumsrelaterte data til revidert nasjonalbudsjett 2010 Møte med operatørselskapene 3. september 2009 Oljedirektoratet 1

2 Infomøte med operatørene om RNB 2010 Agenda 12:00 12:15 Introduksjon (bl.a bruk av RNB, hva er nytt i år osv) 12:15 12:30 Ressursklassifisering, prosjektliste og rapportering av ressurser (med attributter) 12:30 13:45 Innrapporteringsfil Rapportering av ressurser og tilstedeværende Rapportering av oljeproduksjon/usikkerhet Rapportering av gass Pause (15 minutter) Rapportering av kostnadsdata Rapportering av miljødata Oversendelse av data og tidsfrister 13:45 14:00 Gassco rapportering 14:00 14:10 Årlig statusrapport 14:10 14:30 Oppsummering / Spørsmål 2

3 Innledning Tom Andersen Koordinator RNB2010 Ressursregnskap og prognoser 4

4 Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet 50a Rapportering til nasjonalbudsjettprosessen Rapportering til nasjonalbudsjettprosessen skal sendes departementet og Oljedirektoratet. Rapporteringen skal omfatte økonomiske selskapsdata, prosjekter, ressursvolum og prognoser for produksjon, kostnader og miljøutslipp som nærmere angitt av mottager 5

5 Viktigste bidragsyter til norsk økonomi og velferd. Mrd kr Petroleum Eksportverdi i 2008 Fisk Ca direkte sysselsatte (2007) Ca indirekte sysselsatte (TBL)

6 RNB - bruksområder 8

7 Finansdepartementet Dokumenter: St.meld. nr. 2 ( ) Revidert nasjonalbudsjett 2009 St.prp. nr. 67 ( ) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet 2009 Ot.prp. nr. 95 ( ) Om lov om endringar i skatte- og avgiftslovgivinga mv. Pressemeldinger: Finanskrisen rammer Norge mindre enn andre land Endringer i forbindelse med Revidert nasjonalbudsjett 2009 Skatte- og avgiftsendringer i det reviderte budsjettet Regjeringens tiltakspakke 2009 Dokumenter: St.prp. nr. 37 ( ) Om endringer i statsbudsjettet 2009 med tiltak for arbeid Ot.prp. nr. 30 ( ) Om lov om endringer i skatteloven Pressemeldinger: Regjeringen legger fram tiltak for arbeid 20 milliarder kroner til nye tiltak for arbeid Målrettede skattelettelser for næringslivet Nye tiltak for å bekjempe økt arbeidsledighet Framtidsrettet og grønn omstilling for arbeid 9

8 RNB - bruksområder Samfunnsopplysning og debatt Oljemeldinger Forvaltningsplaner 10

9 RNB - bruksområder å underbygge Finansdepartementets (FINs) nasjonalbudsjett og langtidsprogram å bedre grunnlaget for regjeringens og stortingets utforming av miljø- og petroleumspolitikken samt den økonomiske politikken er viktig for ODs og OEDs petroleumsøkonomiske analyser, både på prosjekt-, område- og sokkelnivå er viktig for oppdatering av ressursregnskapet på norsk kontinentalsokkel Benyttes også av selskapene til interne utredninger, konsernrapportering og kommunikasjon mellom rettighetshaverne 11

10 Produksjonsprognose (RNB2009) 12

11 Produksjonsprognose (RNB2009) 13

12 Investeringsprognose (RNB2009) 14

13 Hva er nytt i år? Tom Andersen 15

14 Endringer RNB2010 Hvilke felt inngår i utslippsforutsetningene? Please list the fields that are included in the environmental assumptions: Celle BT32 i profilsamlingene Assumptions for environmental emissions/discharges and other data Profilsamlingen: Lettere å se hva som skal fylles ut, både i dataområdet og i konsistenssjekkene. Tilbakemeldingsarket: Samsvar med rapporteringsfilen, filter for å vise tilbakemeldingene Gasscoark: Noen endrede tekster, kommentarer 16

15 Ressursklassifisering og rapportering av ressurser (med attributter) Per Blystad 17

16 Her finner du informasjonen du trenger 18

17 19

18 Hovedprinsipper i ressursklassifiseringen Bare Utvinnbare petroleumsmengder klassifiseres Utvinnbare mengder knyttes til et prosjekt Prosjekter klassifiseres etter modenhet (ressurskategori) i forhold til produksjon Ressurskategoriene utgjør grunnlaget for rapporteringen til RNB: Prognoser for framtidig produksjon, inntekter, kostnader og utslipp til luft og sjø Ressursregnskapet på sokkelen Totalt utvinnbart petroleum, ressurser i felt og funn, regioner og områder Ressursforvaltning Følge modningen av nye ressurser, reservetilvekst, osv 20

19 Prosjekt hva er det? Et prosjekt representerer knytningen mellom en petroleumsmengde og beslutningsprosessen, inkludert budsjettallokering. Generelt vil et prosjekt representere et bestemt modenhetsnivå der en beslutning fattes om å gå videre eller ikke (dvs. å bruke penger). Et prosjekt har en tilhørende petroleumsmengde med et usikkerhetsspenn. Et prosjekt for et felt eller funn kan for eksempel være utbyggingen av en enkel forekomst eller det kan være et tiltak på et felt. Etter SPE PRMS Også for Rør mv brukes begrepet prosjekt. Et prosjekt for Rør mv kan f eks være et nytt rør eller en ny kompressor. 21

20 ODs klassifikasjonssystem 22

21 NPD vs SPE PRMS SPE PRMS 2007 NPD 2001 Project Maturity Resource class Project status category Production sub-classes Production S Sold and delivered On Production 1 In production RESERVES CONTINGENT RESOURCES Approved for Development RESERVES 2 F/A Approved PDO Justified for Development 3 F/A Licencees have decided to recover Development Pending 4 F/A In the planning phase Development unclarified or on Hold CONTINGENT RESOURCES 5 F/A Recovery likely but undecided 7 F/A Not yet evaluated Development not Viable 6 Unrecoverable Recovery not very likely PROSPECTIVE RESOURCES Prospect 8 Prospect Lead Play UNDISCOVERED RESOURCES 9 Lead and Play 23

22 Ressurskategorier RK8, 9 RK7 RK5 RK4 RK2-3 RK0+1 24

23 Spesielle problemstillinger 25

24 Gasskapper / - nedblåsningsprosjekt Felt som inneholder gass, men der produksjonsforløp ikke er fastlagt og som uten betydelige investeringer vil bli produsert og solgt, bes rapportert i RK3 (som reserver). Det forutsettes at nedstrøms infrastruktur er på plass. Modifikasjons- og oppgraderingsprosjekt I de tilfeller der det er knyttet usikkerhet til omfang av oppgradering, skal en videreføring av dagens funksjonalitet rapporteres som basis, mens forbedringer ut over dette rapporters i en høyere ressurskategori 26

25 Prosjekter på felt som skal klassifiseres som betingede ressurser Ny utvinningsmetode eller signifikant utvidelse av eksisterende utvinningsmetode som vil gi ekstra reserver og økt utvinningsfaktor ved gjennomføring (RK-attributt A), eller Nytt segment/ del av reservoaret som ikke er i produksjon/pud-godkjent i dag og som vil gi økt STOOIP/GIIP (RK-attributt F), eller Omlegging til ny driftsform/ ny eller modifisert innretning som vil gi høyere eller akselerert produksjon og eventuelt lavere kostnader. 27

26 Prosjekt som normalt skal være inkludert i reservene (RK 1 3) Brønnvedlikehold (forutsettes som nødvendig optimalisering) 4D seismikk Forbedret sweep med optimalisert drenering (forutsettes som nødvendig optimalisering, med mindre ny teknologi må utvikles) Nye brønner som skal bores med tilgjengelig teknologi Integrerte operasjoner Robustgjøre produksjonsanlegg/fjerne flaskehalser 28

27 Brønnprosjekter Mengder fra alle prosjekt med brønner som er nevnt under, skal rapporteres som reserver i en ressurskategori. Dersom operatøren ønsker det, kan brønnprosjekter, klassifisert som reserver, rapporteres i separate konsistente profiler, etter malen: RK 0+1: Prosjekt med brønner i produksjon RK 2: Prosjekt med brønner som har godkjent budsjett RK 3: Prosjekt med brønner som med stor sannsynlighet vil bli boret. Ligger i utvinningstillatelsenes langtidsplaner som basis for fremtidig aktivitet og skal bores fra boreanlegg utvinningstillatelsen har tilgang til. RK 4-5: Brønnprosjekter hvor rigg ikke er tilgjenglig, eller til nye segment, skal rapporteres i betingede ressurser. 29

28 Rapportering av ressurser Benytt fritekst-mulighetene i innrapporteringsfilen Endringer fra forrige rapportering skal forklares så kort og konsist som mulig, for eksempel: redusert STOOIP som følge av ny kartlegging økte volum etter positive brønnresultater brønn utsatt på grunn av riggtilgang osv.. Oppgi om mulig referanser til dokumenter hvor endringene er nærmere forklart 30

29 Prosjektlister Tom Andersen 31

30 Prosjektlister Velg status fra liste Forklar endringer Prosjektlisten sendes tilbake til OD med kommentarer og endringer snarest og innen 17.september Ta gjerne først kontakt på mail eller telefon hvis du er usikker på om forklaringene er gode nok! 32

31 Innrapporteringsfilen Tom Andersen 33

32 Ark i rapporteringsfilen Rapporteringsfilen inneholder ved førstegangs åpning følgende regneark; Innledning Generell info og kommentarer, kommandoknapper her henter: Profil_1 Profil_9, profilsamlinger pr. prosjekt/ressurskategori Profil_Total, summerer profilene over Tariffinntekter Cost control Månedsdata Ressursoversikt, skal ikke fylles ut! Gassco, ved utfylling kommandoknapp henter resten av arkene 34

33 Project attributes roject overview incl. recoverable resources Gas resources/reserves shall be stated with actual gross calorific value excluding fuel and flare gas. List5 List10 List4 List17 List6 List15 List16 Project Developmen Project Technology Technology Technology Time Year for Year for Year for Year for type: t stopper: usage: areas: status: criticality: the decision to the decision to the decision to the decision to Projects w ith solution: Most important Is the project Within w hich What is the Is the initialize concretize continuation implement resources in Complete cause of the based on areas w ill status as realisation of (feasibility (concept studies) (concept choice, (detailed RC 4-7 shall w hen the project not conventional new regards the project timecritical, and, if engineering PDO if relevant) studies) preliminary engineering be identified category being realised methods or w ill technology be technological w ith project Development now new technology used or development for so, w hat kind phase) Oil NGL Gas (net deliverable) Condensate type under the be used or developed? projects w hich of timecriticality? Name of Category Serial (million Sm3) (million (billion Sm3) (million Sm3) Deposits attribute developed? are conditional project Category Attribute 1 Number Low Base High tonnes) Low Base High Low Base High (choose from drop-down menu) Project type upon new (yyyy) (yyyy) (yyyy) (yyyy) llocated Gassco: Not in use 0,00 0,00 0,00 0,00 ree text and change explanations related to the profile collection: Free text and change explanations related to investments: Free text and change explanations related to operating costs: Free text and change explanations related to the environmental data: Annual oil production Annual dry gas production ows for annual values after 33 can be displayed/hidden clicking the "+" and "-" ons down at the bottom left. oint operating greement (JOA) item Water injection Water production Gross gas production Natural gas injection in ow n field, exclusive gas lift 1,2 1,0 0,9 1,0 Start-up date 0,8 production 0,8 0,7 0,6 0,6 0,5 0,4 0,4 0,3 Early Base Late 0,2 0,2 0,1 For discoveries in RC3 or RC4: Month: 0,0 0,0 Please state where services are assumed to be provided Please list the fields that are included in the environmental assumptions: Calorific Year: 40,0 40,0 40,0 Low Base High Low Base High value gas: Gas for gas lift CO2 Gas injection Accumulated sale oil Low estimate Accumulated sale oil Base estimate Accumulated sale oil High estimate Annual sale oil Low estimate Annual sale oil Base estimate Annual sale oil High estimate Annual sale NGL Base estimate Annual sale condensate Base estimate Accumulated dry gas Low estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Accumulated dry gas Base estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Accumulated dry gas High estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Physical dry gas deliveries from fields/ discoveries per gas year Gross calorific value (GCV) Physical rich gas deliveries from fields/ discoveries per gas year Gross calorific value (GCV) Saleable gas per calendar year 40 MJ/Sm3 Saleable gas per gas year 40 MJ/Sm3 Gas purchase per calendar year 40 MJ/Sm3 Tariff income -JOA 7 part Other income (explain in commentary field) -JOA 7 part General price increase Concept studies -JOA 4 Investments in new subsea facilities -JOA 5.1 part Investments in new mobile facilities -JOA 5.1 part Investments in new fixed facilities -JOA 5.1 part Other Development investments -JOA 5.1 part Operating investments (modifications) -JOA 5.2 Total investments in facilities -JOA Prod. w ells from permanently placed drilling facilities Prod. w ells from mobile drilling facilities Investments in prod. w ells from permanently placed drilling facilities -JOA 5.3 part Investments in prod. w ells from mobile drilling facilities -JOA 5.3 part Investments related to production drilling not distributed by w ell -JOA 5.3 part Investments in pipelines -JOA 5.1 part Investments in land facilities -JOA 5.1 part Total investments in pipelines and land facilities -JOA 5.1 part Total investments -JOA 5 Operational preparations -JOA 6.1 Ordinary operating costs -JOA Maintenance excl. w ells -JOA Unit : million m3 million m3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 million Sm3 million Sm3 million Sm3 million Sm3 million Sm3 million Sm3 million tonnes million Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 million NOK million NOK % million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK Quantity Quantity million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK billion Sm3 billion Sm3 million Sm3 oe billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 million m3 million m3 million Sm3 million Sm3 million litres million litres million tonnes million tonnes million tonnes million tonnes million tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes million Sm tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes Sum: 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2,000 0,000 0,000 2,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0, Accum. Up to and including ,000 0,000 0,000 0,000 0, ,000 0,000 0,000 0,000 0, ,0 % ,000 0,000 0,000 0,000 0, ,0 % ,000 1, ,0 % ,000 1, ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % , ,0 % TOTAL 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 #I/T 2,000 #I/T 2,000 0,000 0,000 #I/T #I/T #I/T 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 #DIV/0! 0, ,000 0,0 0, ,000 0, ,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0, Hide Profil_1 Check that total monthly data for basis sale of oil (spread sheet Monthly data) is equal to the yearly value stated for year 2010 (celle S41) Check that total base oil (cell S115) is equal to the value for base oil in "Resource Overview " (cell M26). Check that the total monthly data for basis NGL-sale (spreadsheet Monthly Data) is equal to the value stated for year 2010 (celle U41). Check that total NGL (cell U115) in individual profile collections is equal to the associated NGL value (cell O26) in "Resource Overview ". Check that the total monthly data for sale of condensate (spread sheet Monthly Data) is equal for the value stated for the year 2010 (celle V41). Check that total condensate (cell V115) is equal to associated condensate value (cell T26) in "Resource Overview ". Check that the total monthly data for saleable gas per calendar year (spread sheet Monthly Data) is equal to the value stated for the year 2010 (celle AB41). Check that accumulated physical delivery of dry gas (base estimate) (X115) is equal to value of base gas in "Resource Overview " (cell Q26). Check that CO2 total emissions (cell CF115) is equal to the individual contributions from fuel gas, flaring, diesel and mobile facilities (cells CG115:CJ115) Check that NOx total emissions (cell CK115) is equal to the individual contributions from fuel gas, flaring, diesel and mobile facilities (cells CL115:CO115) Check that the annual CO2 emissions (column CF) are reported in the same period of time as the production (columns S, U, V, and K). Check that the annual NOx emissions (column CK) are reported in the same period of time as the production (columns S,U,V and K). Check that Final disposal (removal) -JOA 8.2 (column BP) are reported after end of production (based on the production profiles S,U,V or K). Check that the value of total annual production and tariff income is greater than total annual relevant costs. ASSUMPTIONS: Oil price: 3500 NOK/Sm3, Gas price: 2500 NOK/1000 Sm3, NGL-price: 3500 NOK/tonne Condensate price: 3500 NOK/Sm3 Based on the same price assumptions as above, check that the remaining net present value (including future investements, excluding abandonment/ shut dow n, 7 % real rate of discount) is greater than 0. Gas balance /Gas accounting: Gross gas production + Receipt of gas - Deliveries of gas from main field and associated fields w ith ship-loading point on the facility - Injected natural gas in main field and associated fields as w ell as any deposit excl. gas lift - (Natural gas used for fuel + Natural gas used for flaring )/1000. Limit values: +/- 0,3 bill Sm3, years exceeding this limit (if any) Saleable gas vs Deliveries of Gas, corrected for Receipt of Gas: Saleable gas per calendar year 40 MJ/Sm3 - Gas purchase per calendar year 40 Check MJ/Sm3 that free - (Deliveries text and of change gas from explanations main field related and associated to the profile fields w ith collection (cell H28) have been used. Has information relating to development concepts RC6 and 7 incl. comments related to increased production and progress (cell B84) in the spreadsheet "General info and comments" (Part 2b) been used? Check that total sale of gas per gas year = total sale of gas per calendar year. Note if greater deviation than 0.05 billion Sm3 (shall be 0.00). Check that annual cost per w ell from PERMANENTLY PLACED drilling facilities is not very low (below 50) or very high (above 500) mill NOK Check that annual cost per w ell from MOBILE drilling facility is not very low (below 100) or very high (above 800) mill NOK Check that there are no large drilling costs for PERMANENTLY PLACED drilling facilities (above 20 mill NOK) WITHOUT w ells Check that there are no large drilling costs for MOBILE drilling facilities (above 50 mill NOK) WITHOUT w ells Check that income data (sales volumes for fields and discoveries, operating income for pipelines etc) and relevant opex data cover same years Check that both Shut-dow n costs -JOA 8.1 and/or Final disposal (removal) -JOA 8.2 have been reported (Note: Not testing all small resources <5 mill Sm3 oe) Deviation betw een monthly and yearly data. Check reported figures or provide comments Deviation betw een stated oil resources and total basis oil profile, exceeding +-2%. Check reported figures or provide comments Production data has been reported after last year of CO2- discarges, correct poss. mistake or provide comments Production data has been reported after last year of NOxdischarges, correct poss. mistake or provide comments OK OK OK OK Need to comment on development concept/improved recovery or progress in cell H28 OK OK OK OK Check 2010,2011, for possibly incomplete data, please comment/ correct Not checked- small resources 0,0 1,0 1, ,0 2,0 100, ,0 0,0 999, ,0 0,0 999, ,0 0,0 999, ,0 0,0 999, ,0 0,0 999, ,0 999,0 999, ,0 0,0 999, ,0 0,0 999, USANN Deposits: Comments: E.g. realisation assumptions, w hich conditions the realisation of the project is contingent upon, new technology and technology development requirements, specification if technology touches upon several areas, cause of delay if relevant. Well maintenance -JOA Modifications -JOA Other operational support -JOA TOTAL OPERATIONS AND SUPPORT Total AY-BC -JOA 6.2 Logistics costs-joa 6.3 Other operating costs -JOA 6.5 part Cost purchase of gas -JOA 6.5 part Total operating costs, incl. operations preparation excl. Tariffs -JOA 6 (-6.4) Import of tariff services -JOA 6.4 part Tariff costs oil transport -JOA 6.4 part Tariff costs gas transport -JOA 6.4 part Tariff costs processing/ treatment -JOA 6.4 part Tariff costs land-based -JOA 6.4 part Total tariff costs -JOA 6.4 Shut-dow n costs -JOA 8.1 Final disposal (removal) -JOA 8.2 Area fees -JOA 9.2 Environmental taxes -JOA 9.3 Other general costs -JOA Receipt of gas Deliveries of Deliveries of gas from main oil/ngl/ field and condensate associated from main field fields w ith shiploading point associated and on the facility fields w ith ship-loading point on the facility Injected Total gas lift natural gas in in main field main field and and associated associated fields fields as w ell as any deposit excl. gas lift Injected CO2 in main field and associated fields as w ell as deposit Discharge of produced w ater from main field and associated fields Injected w ater in main field and associated fields Natural gas used for fuel Natural gas used for flaring Diesel consumption subject to CO2 tax (in accordance w ith CO2 tax legislation) Diesel consumption not subject to CO2 tax (mobile facility) CO2 total CO2 contribution fuel gas CO2 contribution flaring CO2 contribution diesel (in accordance w ith CO2 tax legislation) CO2 contribution from mobile facilities NOx total NOx contribution from fuel gas NOx contribution from flaring NOx contribution from diesel (in accordance w ith CO2 tax legislation) NOx contribution from mobile facilities Emissions nmvoc from cold venting and fugitive emissions Emissions CH4 from cold venting and fugitive emissions Oil, NGL, etc. total loaded/stored Emissions nmvoc storage Emissions nmvoc loading Emissions CH4 storage Emissions CH4 loading rofil_1 Profil_x RNB2010 Prosjekt som inngår i profilen, inkludert ressurstall og informasjon Forklaringer, plott og informasjon Production and injection data Sale of petroleum, income profiles and transport profiles Investments Operating costs Tariffs Other costs Assumptions for environmental emissions/discharges and other data Produksjon og injeksjon Salg av petroleum, inntekter og transport Investeringer Driftskostnader Tariffer Andre kostnader Consumption of natural gas and diesel CO 2 - discharge NO X - discharge nmvoc & CH 4 - discharge Miljødata, forutsetninger og utslipp ONTROL AREA Control Message Any comments Calculation area Konsistenssjekker Generelt: Hvite celler fylles ut når relevant Grå celler skal ikke fylles ut, 35 beregnes automatisk eller irrelevant

34 Generelt: Hva skal rapporteres Datatyper Ressursvolum Tilstedeværende volum Reserver RK 0-3 Betingede ressurser RK 4-7 Prospekt (innenfor lisensiert område) RK 8 Profiler (årlig/månedlig data ca 85 datatyper) Produksjon og andre inntekter Kostnader (Capex, Opex, Tariffer, Andre kostnader) Miljøutslipp 36

35 Konsistenssjekker CONTROL AREA Period Control Months 1 Check that total monthly data for basis sale of oil (spread sheet Monthly data) is equal to the yearly value stated for year 2010 (celle S41) Message Deviation betw een monthly and yearly data. Check reported figures or provide comments Any comments Proj. Life 2 Months 3 Check that total base oil (cell S115) is equal to the value for base oil in "Resource Overview " (cell M26). Check that the total monthly data for basis NGL-sale (spreadsheet Monthly Data) is equal to the value stated for year 2010 (celle U41). Deviation betw een stated oil resources and total basis oil profile, exceeding +-2%. Check reported figures or provide comments Proj. Life 4 Months 5 Proj. Life 6 Months 7 Proj. Life 8 Check that total NGL (cell U115) in individual profile collections is equal to the associated NGL value (cell O26) in "Resource Overview ". Check that the total monthly data for sale of condensate (spread sheet Monthly Data) is equal for the value stated for the year 2010 (celle V41). Check that total condensate (cell V115) is equal to associated condensate value (cell T26) in "Resource Overview ". Check that the total monthly data for saleable gas per calendar year (spread sheet Monthly Data) is equal to the value stated for the year 2010 (celle AB41). Check that accumulated physical delivery of dry gas (base estimate) (X115) is equal to value of base gas in "Resource Overview " (cell Q26). Proj. Life 9 Proj. Life 10 Annual 11 Annual 12 Check that CO2 total emissions (cell CF115) is equal to the individual contributions from fuel gas, flaring, diesel and mobile facilities (cells CG115:CJ115) Check that NOx total emissions (cell CK115) is equal to the individual contributions from fuel gas, flaring, diesel and mobile facilities (cells CL115:CO115) Check that the annual CO2 emissions (column CF) are reported in the same period of time as the production (columns S, U, V, and K). Check that the annual NOx emissions (column CK) are reported in the same period of time as the production (columns S,U,V and K). Production data has been reported after last year of CO2- discarges, correct poss. mistake or provide comments Production data has been reported after last year of NOxdischarges, correct poss. mistake or provide comments 24 totalt 37

36 Rapportering av tilstedeværende volum og væskeproduksjon med usikkerhetsvurderinger Tom Andersen 38

37 Tilstedeværende ressurser Generell info og kommentarer 1) General information: Exempt Section 5a Name of field/discovery/pipeline, etc.: Area: Type: OD-ID : Discovery well (for field): RNB2010 Norwegian percentage: 100,00 % Operator: Date: Contact, NPD: Telephone: address: dd.mm.yyyy Report Issuer: Contact, operator: Telephone: address: Alternative contact: 2) Resource overview Risk distribution. State probability that the outcome w ill be Low (%) Base High (%) greater than or equal to the low /high value: Recoverable resources and reserves in categories lower than 6 shall be reported directly in the applicable profile collection. A total overview of the reported resources can be found in the "Resource Overview" spreadsheet Resource Overview 2a) Originally in place: Name of deposit (Select from list or enter new) Discovery well for deposit (Select from list) Description of deposit Oil (million Sm3) Associated liquid (NGL/condensate) (million Sm3) Associated gas (billion Sm3) Free gas (billion Sm3) Beskrivelse av forekomst (valgfri) Low Base High Low Base High Low Base High Low Base High Totalt tilstedeværende for et felt/funn Formål: Redusere ulike varianter av forekomstnavn 39

38 RK 6 8 Utvinnbare ressurser Generell info og kommentarer Recoverable resources in Categories 6 and 7 Ikke evaluerte ressurser 7F Mulige utvinningstiltak 7A Lite sannsynlige ressurser (funn) 6 Name of project Resource Category Resource Category Attribute 1 Serial Number Deposit Year for the decision to initialize (feasibility studies) (yyyy) Oil (million Sm3) Low Base High Informasjon om uoppdagede ressurser og boreplaner Recoverable resources in Resource Category 8 Resource estimates (risked) all prospects: Oil (million Sm3) NGL (million tonnes) Condensate (million Sm3) Gas (bi Low Base High Low Base High Low Ba Name of prospects included in the resource estimate: Number of mapped prospects that can be linked to the field: Number of prospects drilled in 2008 Resource growth from exploration in 2008 (million Sm3 oe) Number of prospects drilled in 2009 Resource growth from exploration in 2009 (million Sm3 oe) Name of prospects drilled in 2008 Name of prospects drilled in

39 Profil_1 RK 1 5 Utvinnbare ressurser Profil_x 0 Project overview incl. recoverable resources Hide Profil_1 RNB2010 Gas resources/reserves shall be stated with actual gross calorific value Name of project Category Oil NGL Gas (net deliverable) Condensate Category Serial (million Sm3) (million (billion Sm3) (million Sm3) Attribute 1 Number Low Base High tonnes) Low Base High Low Base High Ressurser, forekomst(er) og informasjon om prosjektene Project attributes excluding fuel and flare gas. List5 List10 List4 List17 List6 List15 List16 Project Developmen Project Technology Technology Technology type: t stopper: usage: areas: status: Projects w ith solution: Most important Is the project Within w hich What is the resources in Complete cause of the based on areas w ill status as RC 4-7 shall w hen the project not conventional new regards be identified category being realised methods or w ill technology be technological w ith project Development now new technology used or development for type under the be used or developed? projects w hich Deposits attribute developed? are conditional (choose from drop-down menu) Project type upon new Time criticality: Is the realisation of the project timecritical, and, if so, w hat kind of timecriticality? Year for the decision to initialize (feasibility studies) Year for the decision to concretize (concept studies) Year for the decision to continuation (concept choice, preliminary engineering phase) Year for the decision to implement (detailed engineering PDO if relevant) (yyyy) (yyyy) (yyyy) (yyyy) 41

40 Produksjonsprofiler RK 1 RK 5 Salgsprofiler Hele prosjektets tekniske levetid (kan være i ulike klasser) Også profiler for produksjon / injeksjon og gass til gassløft Nærmeste året også månedsverdier (på eget ark!) Bare norsk andel av grensefelt RK 5: Ikke miljøprofiler Ikke usikkerhet i oljeproduksjon usikkerhet i oppstartstidspunkt mer anvendelig 42

41 Profiler, Produksjon og salg ree text and change explanations related to the profile collection: Annual oil production Skriv gode forklaringer Month: Year: Start-up date production Early Base Late Fylles ut for RK 2-5 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0, Low Base High 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0, Production and injection data Sale of petro ows for annual values after 033 can be displayed/hidden y clicking the "+" and "-" ons down at the bottom left. oint operating greement (JOA) item Water injection Water production Gross gas production Natural gas injection in ow n field, exclusive gas lift Produksjonsdata Gas for gas lift CO2 Gas injection Accumulated sale oil Low estimate Accumulated sale oil Base estimate Accumulated sale oil High estimate Annual sale oil Low estimate Annual sale oil Base estimate Annual sale oil High estimate Annual sale NGL Base estimate Annual sale condensate Base estimate Unit : million m3 million m3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 million Sm3 million Sm3 million Sm3 million Sm3 million Sm3 million Sm3 million tonnes million Sm3 Sum: 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Accum. Up to and including ,000 0,000 0, ,000 0,000 0,000 Fyll inn relevante hvite celler Salgsdata, inkl usikkerhet ,000 0,000 0, , , ,000 43

42 Usikkerhet i oljeprofiler (RK 1 4) Akkumulert usikkerhet lavt og høyt estimat Samsvarer med lavt og høyt estimat for utvinnbare reserver/ressurser Årlig usikkerhet lavt og høyt estimat for de neste 5 år Brukes til Aggregert produksjon for norsk kontinental sokkel Normalt større usikkerhetsspenn enn for akkumulert usikkerhet 44

43 Månedsproduksjon MSm³ Akkumulert produksjon MSm³ Oljeproduksjon 2009 (ikke inkl kondensat og NGL) sammenlignet med ODs prognose høst , , , ,0 80 6,0 60 4,0 2,0 0,0 Månedsproduksjon 2009 Månedsprognose 2009 Månedsprod 2008 Kumulativ prognose 2009 Kumulativ produksjon hittil i år Kummulativ prod 2008 jan feb mar apr mai jun jul aug sep okt nov des

44 Rapportering av gass RNB 2010 Astrid Nåvik 46

45 Rapportering av gassdata Ingen endringer i rapporteringen av gassdata siden sist år 47

46 Produksjon og injeksjon i eget felt Rapportering av gass 18 profiler! Grunnlag for beregning av miljødata Rapportering til Gassco Fysisk leveranser, transport, salg og kjøp av gass 49

47 Produksjon og injeksjonsdata Production and injection data Alle skal fylle ut denne! Gross gas production Natural gas injection in ow n field, exclusive gas lift Gas for gas lift CO2 Gas injection Unit : billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 Sum: 0,000 0,000 0,000 0,000 Accum. Up to and including Gross gas production Natural gas injection in own field, exclusive gas lift Gas for gas lift CO2 Gas injection

48 Fysisk leveranser, transport, kjøp og salg av gass Sale of petroleum, income profiles and transport profiles Accumulated dry gas Low estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Accumulated dry gas Base estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Accumulated dry gas High estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Physical dry gas deliveries from fields/ discoveries per gas year Gross calorific value (GCV) Physical rich gas deliveries from fields/ discoveries per gas year Gross calorific value (GCV) Saleable gas per calendar year 40 MJ/Sm3 Saleable gas per gas year 40 MJ/Sm3 Gas purchase per calendar year 40 MJ/Sm3 Unit : billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 Sum: 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Accum. Up to and including ,000 0, ,000 0, ,000 0, Kjøp og salgsprofiler gitt i 40 MJ/Sm³ Usikkerhetsspenn skal gis for ressursklasse 1-4 Fysisk leveranse -Alle felt/funn som leverer gass skal oppgi fysisk tørrgass leveranse 51 -De felt som leverer rikgass fra feltet skal også oppgi dette

49 Kalenderår eget felt Flare Gas purchase per calendar year 40 MJ/Sm3 Fuel Accumulated dry gas Low estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Accumulated dry gas Base estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Accumulated dry gas High estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) Gross gas production Natural gas injection in own field, exclusive gas lift Gas for gas lift CO2 Gas injection Saleable gas per calendar year 40 MJ/Sm3 52

50 Gassår (1 oktober til 1 oktober) Physical rich gas deliveries from fields/ discoveries per gas year Gross calorific value (GCV) Physical dry gas deliveries from fields/ discoveries per gas year Gross calorific value (GCV) Alle som leverer gass skal fylle ut denne! Saleable gas per calendar year 40 MJ/Sm3 Saleable gas per gas year 40 MJ/Sm3 53

51 For miljøberegninger - eget felt pluss omgivelser kalenderår Flare Receipt of gas Fuel Deliveries of gas from main field and associated fields with ship-loading point on the facility Gross gas production Injected natural gas in main field and associated fields as well as any deposit excl. gas lift Total gas lift in main field and associated fields Injected CO2 in main field and associated fields as well as deposit Sjekk 16: Gross + Mottak - Injeksjon - Fuel - Flare = Gassleveranser

52 Samkjøring med Gasscorapportering OD samarbeider med Gassco slik at kopi av skjema som operatør rapporterer inn til Gassco main data collection process er inkludert i rapporteringsfilen. Egen veiledning er sendt ut for denne rapporteringen Disse skjemaene skal operatørene sende til Gassco, iht egen bestilling fra Gassco. All gass som rettighetshaverne kan komme til å søke transportrettigheter for i Gassled, skal rapportere data til Gassco 55

53 Samkjøring med Gasscorapportering Kopi av Gasscoskjemaene skal sendes Gassco Kopieringsmetode: Merk alle Gasscoskjema Høyreklikk på fanen Kopiér til ny fil Fjern lenker til opprinnelig fil ved å kopiere og lime inn verdier i aktuelle regneark 56

54 Samkjøring med Gasscorapportering Fjern til slutt lenker ved å gå i Excelmenyen Rediger Koblinger Bryt koblinger (Excel ) eller Data Rediger koblinger Bryt kobling (Excel 2007) 57

55 Noen nøkkelbeskjeder - vanlige feller å gå i Alle skal rapportere Gross gas production (Kolonne K) Accumulated dry gas Base estimate per calendar year Gross calorific value (GCV) (Kolonne X) Physical dry gas deliveries from fields/discoveries per gas year Gross calorific value (GCV) (Kolonne Z) Dersom feltet/funnet ikke leverer fysisk tørrgass fra installasjonen, men kun rågass, skal det likevel beregnes og rapporteres et tørrgassvolum. Dette er tørrgassvolumet forventet levert på salgspunktet. Salgsgassprofilen pr kalenderår og pr gassår skal summere seg opp til samme volum, men produksjonsforløpet skal være ulikt (Kolonne AB og AC) Fyll inn kommentarfeltene Forklar endringer Beskriv utbyggingsløsninger 58

56 Takk for meg! Kaffepause 59

57 Kostnader,Tariffer, Økonomi RNB2010 Tor Heldal 60

58 Hovedpunkter Ingen endringer i rapportering Rapportering følger i hovedsak kjent kostnadsstruktur Samarbeidsavtalen Joint operating agreement Ha fokus på kvalitetssikring! "Cost Control ark Kommentarfelt Kontroller (Konsistenssjekker) Tekst i kommentarfelt Kreves følges opp like greit å ta med i 1. rapportering 61

59 Generelle prinsipper, rapportering Følger i hovedsak Samarbeidsavtalens oppdeling (Joint Operating Agreement) Dvs format / oppdeling som i interessentskapenes regnskap og budsjetter Besluttede prosjekter :Rapportering skal være i samsvar med operatørens budsjettforslag 1.10 Noen unntak Kroneverdier Til og med 2009: Løpende kroner Faste 2009-kroner. Forutsetning generell prisstigning oppgis 62

60 Investeringer og Samarbeidsavtalen (JOA- nr) Joint operating agreement - Samarbeidsavtalen Antall utvinningsbrønner Development investments -JOA 5.1 Operating investments (modifications) -JOA 5.2 Production drilling -JOA 5.3 Utbyggingsinvesteringer Driftinvesteringer Produksjonsboring (New) Production wells Investments in new subsea facilities -JOA 5.1 part Investments in new mobile facilities -JOA 5.1 part Investments in new fixed facilities -JOA 5.1 part Other Development investments -JOA 5.1 part Investments in pipelines -JOA 5.1 part Investments in land facilities -JOA 5.1 part Operating investments (modifications) -JOA 5.2 Investments in prod. wells from permanently placed drilling facilities -JOA 5.3 part Investments in prod. wells from mobile drilling facilities -JOA 5.3 part Investments related to production drilling not distributed by well -JOA 5.3 part 3. Krav samsvar kostnader Prod. wells from permanently placed drilling facilities Prod. wells from mobile drilling facilities Unntak / ekstra ift Samarbeidsavtalen: 1. Utbyggingsinvesteringer deles opp 2. Produksjonsboring (utvinningsboring) deles opp 63

61 0 0 Development investments Operating investments Production drilling Total investments -JOA 5 Cost control-ark: Sammenlikning med budsjett 1. Investment reporting / budget consistency control Input: General price increase (estimate), by definition between alle projects for one operator; Comments Investments in budget are NOT required to be filled in, but cells have been provided to assist any explanations Output: Investments in current NOK according to Joint operating agreement categories, to be used in Licence budgets an Action: Comment discrepancies between Licence (Transportation system etc) budget and accounts and RNB reporting Name of field/discovery/pipeline, etc. 0 Investments RC_0-3 Report Issuer: 0 Current NOK Decided Joint operating agreement (JOA) item: million NOK Index Prd_InjVann_EgetFelt % % Mill NOK Mill NOK Mill NOK Mill NOK , , ,0 % 1, ,0 % 1, ,0 % 1, ,0 % 1, ,0 % 1, ,0 % 1,126 Comments on discrepancies (if any): ,0 % 1, ,0 % 1, ,0 % 1,195 64

62 Post 5.3 Production drilling Mobile Drilling Facility - Flyttbar boreinnretning Boreinnretning ment til bruk på flere felt. Avgrensningen går IKKE på om produksjonsinnretningen er flyttbar eller ikke. Visund, Njord, Volve,.. rapporterer dermed for faste ( permanently placed ) Antall nye utvinningsbrønner og investeringer skal korrespondere per år (fornuftig kost pr brønn). Bruk (ca) desimaltall. Dvs: Oppgi IKKE antall påbegynte eller antall avsluttede brønner Ta kontakt hvis dette er problematisk Production drilling -JOA 5.3 Produksjonsboring Investments in prod. wells from permanently placed drilling facilities -JOA 5.3 part Investments in prod. wells from mobile drilling facilities -JOA 5.3 part Investments related to production drilling not distributed by well -JOA 5.3 part (New) Production wells Prod. wells from permanently placed drilling facilities Prod. wells from mobile drilling facilities Typer brønner Alle skal inkluderes (produksjon, injeksjon, observasjon, deponi) Letebrønner (undersøkelses- og avgrensningsbrønner) skal ikke rapporteres. Men: Alle brønner innefor PUDgodkjent område er iht ODs definisjon Utvinningsbrønner 65

63 Andre poster og Samarbeidsavtalen (JOA - nr) Inntekter (7) deles på Tariffinntekter og Andre inntekter Tariffinntekter fordeles pr betaler (eget skjema) Også kostnadsrefusjoner (ref 6) Tariffkostnader (6.4) deles opp etter type for prosjekter i RK3 og RK4. Import av tarifftjenester for RK 0-4 kolonne BI (ikke BH - trykkfeil) Driftskostnader (6) slås i noen grad sammen og Kjøp av gass skilles ut For RK 4 og 5 kan brukes til det meste Generelle kostnader (9) slås i noen grad sammen 66 Ordinary operating costs -JOA 6.2.1

64 Kommentarfelt laget for bruk! Veiledning punkt 1.1: Det oppfordres til å benytte kommentarfeltene, da dette er til stor hjelp både for å forstå endringer i prognoser per prosjekt og for sokkelen totalt. Dette vil også være til stor hjelp i kvalitetskontrollen av datasettene. 67

65 Endringer som skal forklares, Veiledning kap For framtidige investeringer anses endringer på mer enn 5 % som vesentlige og skal forklares. Endringer på mer enn 100 mill NOK et enkelt år skal også forklares. Ønsker også forklaring endringer 2008 Dersom framtidige driftskostnader har endret seg med mer enn 100 mill NOK per år, er endringene å betrakte som vesentlige og skal dermed forklares. Ønsker også forklaring endringer 2008 For Disponeringskostnader og Andre inntekter skal endringer i totalanslaget på over 200 mill NOK forklares. 68

66 Kvalitet: Virkemidler innebygd i fil Forklaringer Cost Control ark (budsjett, også grafer tilsv. Cost Control) Konsistenssjekker = Control area for hver profilsamling (under data pr år) Inkl Cost, Drilling, Cash flow (eksempel under) Cash flow Cash flow CONTROL AREA Annual 14 Check that the value of total annual production and tariff income is greater than total annual relevant costs. ASSUMPTIONS: Oil price: 3500 NOK/Sm3, Gas price: 2500 NOK/1000 Sm3, NGL-price: 3500 NOK/tonne Condensate price: 3500 NOK/Sm3 Proj. Life 15 Based on the same price assumptions as above, check that the remaining net present value (including future investements, excluding abandonment/ shut down, 7 % real rate of discount) is greater than 0. Cash flow Annual 25 Check that income data (sales volumes for fields and discoveries, operating income for pipelines etc) and relevant opex data cover same years 69

67 Kostnader,Inntekter, Økonomi- avslutning Ingen endringer i rapportering Følger Samarbeidsavtalen Joint operating agreement Ha fokus på kvalitetssikring Forklaringer, "Cost Control (Konsistens-sjekker), Kontroller Manglende kommentarer vil bli fulgt opp Like greit å ha alt på plass første gang Tekst i kommentarfelt er velkommen Også at lite eller intet er endret Eller en referanse til underlagsdokumentasjon, CC4 f eks 70

68 Rapportering av miljødata RNB2010 Kirsti Veggeland 71

69 Prognose for CO 2 -utslipp (RNB2009) 72

70 Prinsipp for innrapportering RK1, RK2 og RK3 Rapporteres der utslipp fysisk skjer (felt, transportsystem, landanlegg) RK4 Rapporteres på feltet/funnet, uavhengig av hvor aktivitet faktisk vil skje (kan være sum fra flere innretninger/anlegg) Grensefelt/funn rapporterer totalt utslipp hvis utslipp skjer på norsk side Høyere RK OD utarbeider prognoser 74

71 Endringer ifm årets (RNB2009) rapportering Det skal rapporteres hvilke felt som inngår i miljødata 75

72 Forutsetninger for miljødata Please list the fields that are included in the environmental assumptions: Assumptions for environmental emissions/discharges and other data Consumption of natural gas and diesel Receipt of gas Deliveries of gas from main field and associated fields w ith shiploading point on the facility Deliveries of oil/ngl/ condensate from main field and associated fields w ith ship-loading point on the facility Injected natural gas in main field and associated fields as w ell as any deposit excl. gas lift Total gas lift in main field and associated fields Injected CO2 in main field and associated fields as w ell as deposit Discharge of produced w ater from main field and associated fields Injected w ater in main field and associated fields Natural gas used for fuel Natural gas used for flaring Diesel consumption subject to CO2 tax (in accordance w ith CO2 tax legislation) Diesel consumption not subject to CO2 tax (mobile facility) billion Sm3 billion Sm3 million Sm3 oe billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 million m3 million m3 million Sm3 million Sm3 million litres million litres 76

73 Miljødata CO 2 - discharge NO X - discharge CO2 total CO2 contribution fuel gas CO2 contribution flaring CO2 contribution diesel (in accordance w ith CO2 tax legislation) CO2 contribution from mobile facilities NOx total NOx contribution from fuel gas NOx contribution from flaring NOx contribution from diesel (in accordance w ith CO2 tax legislation) NOx contribution from mobile facilities million tonnes million tonnes million tonnes million tonnes million tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes Check that CO2 total emissions (cell CF115) is equal to the individual contributions from fuel gas, flaring, diesel and mobile facilities (cells CG115:CJ115) Check that NOx total emissions (cell CK115) is equal to the individual contributions from fuel gas, flaring, diesel and mobile facilities (cells CL115:CO115) Check that the annual CO2 emissions (column CF) are reported in the same period of time as the production (columns S, U, V, and K). Emissions nmvoc from cold venting and fugitive emissions Emissions CH4 from cold venting and fugitive emissions nmvoc & CH 4 - discharge Oil, NGL, etc. total loaded/stored Emissions nmvoc storage Emissions nmvoc loading Emissions CH4 storage Emissions CH4 loading 12 Check that the annual NOx emissions (column CK) are reported in the same period of time as the production (columns S,U,V and K) tonnes 1000 tonnes million Sm tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 1000 tonnes 77

74 Viktig for rapporteringen Konsistens med øvrige data Endrings-/ årsaksforklaringer Samsvar historisk og prognosert nivå 78

75 Oversendelse av data og tidsplan Tom Andersen 79

76 RNB Tidsplan 1. september: Operatørene får materiale for innrapportering (prosjektliste, innrapporteringsfil veiledning,) 3. september: Informasjonsmøte med operatørene 17. september: Tilbakemelding om endringer på prosjektlister 15. oktober: Siste frist for innlevering av filer 27. oktober: Tilbakemelding fra OD 2. november: 2. gangs levering om nødvendig Ved større endringer som følge av beslutninger i styringskomiteer etter innlevering skal OD varsles og oppdatert fil rapporteres 80

77 Innrapporteringsfil Regneark: Tilbakemeldinger (skjult før ev tilbakemelding) TILBAKEMELDING TILBAKEMELDING TIL TIL OPERATØR OPERATØR FRA FRA OD OD OG OG SVAR SVAR FRA FRA OPERATØR OPERATØR (Response to the operator from the NPD and reply from the operator) (Response to the operator from the NPD and reply from the operator) Arket Generell info og kommentarer (The Arket sheet Generell General info og info kommentarer and comments) (The sheet General info and comments) Ressursoversikt (Resource overview) Ressursoversikt (Resource overview) Name of field/discovery/pipeline, etc.: 0 Name of field/discovery/pipeline, Operator: etc.: 0 Operator: 1) Generell informasjon (General information) 1) Generell informasjon (General information) Dato for utfylling: Dato for utfylling: (Date) (Date) RNB2010 Førstegangsrapportering (First reporting) Andregangsrapportering (Second reporting) ODs kommentarer (NPDs Førstegangsrapportering comments) Svar (First fra operatør reporting) (Reply from the operator) ODs kommentarer (NPDs Andregangsrapportering comments) Svar (Second fra operatør reporting) (Reply from the operator) ODs kommentarer (NPDs comments) Svar fra operatør (Reply from the operator) ODs kommentarer (NPDs comments) Svar fra operatør (Reply from the operator) Mangler informasjon Ressursoversikt Arket Tariffinntekter (Resource overview) (The sheet Tariffinntekter) 2a) Opprinnelig til stede: (Originally in-place) Ikke utfylt Tariffinntekter / refusjoner Ressursoversikt (Tariff income / refund) (Resource overview) Utvinnbare Tariffinntekter ressurser / refusjoner i kategoriene 6 og 7: (Tariff income / refund) (Recoverable resources in RC 6 and 7) Arket Cost control (The sheet Cost control) Ressursoversikt Profilark (Resource overview) (Profile sheets) Ressursoversikt Profil_1 (Resource overview) Arket Tariffinntekter (The sheet Tariffinntekter) Profil_1 Tariffinntekter / refusjoner (Tariff income / refund) Utvinnbare ressurser i kategori 8 (Recoverable resources in RC 8) 2c) Tariffer Endringsforklaringer og andre kostnader og kommentarer (Tariffs and other costs) (Explanation of changes and comments) Annet (Other) Tariffinntekter / refusjoner (Tariff income / refund) Kommentar Mangler disponeringskotnader Dette er bare en test 81 Arket Cost control (The sheet Cost control)

78 RNB Oppsummering RNB2009 vs RNB : 698 prosjekter fordelt på 199 filer med 319 profilsamlinger 124 av disse ble sendt tilbake etter første mottak (62%) 54 filer sendt tilbake annen gang (27%, 44% av 2. gangs rapportering) 2009: 706 prosjekter fordelt på 208 filer med 328 profilsamlinger 135 av disse ble sendt tilbake etter første mottak (65%) 50 filer sendt tilbake annen gang (24%, 37% av 2. gangs rapportering) Hovedsakelig manglende utfylling (forklaringer) 82

79 RNB2010 Hjelpemidler Informasjon, rapporteringsfil og veiledning: Ressursklassifikasjonssystemet Veiledning Prosjektliste Henvendelser kan sendes til 83

80 RNB2010 Oversendelse til OD 84

81 Oversendelse av data til OD LiveLink Leverandør: Proconet Henvendelser til: Andre alternativer: E-post NPD droppsone Kontakt i OD: Evy T Zenker CD 85

82 86

83 87

84 Under Livelink Support finner du et dokument som heter Livelink 9.7 Introduction. Her finner du forklaring på aktuelle temaer ved behandling av filer i Livelink. OD anbefaler alle å lese gjennom dette dokumentet 88

85 Laste opp en ny fil 89

86 Etter at OD har lagt ut 1.gangs tilbakemelding, laster du ned filen(e) med ODs kommentarer, til ditt område. Da kan filen redigeres og legges ut på Livelink igjen ved å lagre over den forrige versjonen. Dette gjøres ved å trykke på funksjonsknappen og velge Add Version. Når en senere går inn på Livelink, vil det bare ligge en fil for hvert felt/funn/rør, og den filen skal alltid være den sist oppdaterte (den kan gjerne ha flere versjoner). 90

87 Livelink Explorer kan være nyttig når du har mange filer som skal legges ut. Fordelen med Livelink Explorer er at du her kan bruke copy og paste. Ta kontakt med Proconet hvis du trenger hjelp. 91