Eni Norge Årsr Eni Nor apport / Styr ge årsrapport / L et edelse og styret Annual R Annual Report / B eport / Management and Board Of Directors

Transkript

1 Årsrapport Annual Report 2011

2 2

3 Innhold Contents Ledelse og styret 4 Administrerende direktørs kommentarer 5 Årsberetning Selskapets aktiviteter 7 Organisasjon og HR 14 Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet 16 Finansielle forhold 20 Resultatregnskap 22 Balanse 24 Kontantstrømanalyse 26 Regnskapsprinsipper 28 Noter til årsregnskapet 32 Revisjonsberetning 42 Selskapets engasjement på sokkelen 46 Management and Board of Directors 4 Managing Director s Comments 5 Annual Report Company Activities 7 Organisation and Human Resources 14 Health, Safety, Environment and Quality 16 Financial Aspects 20 Statement of Income 22 Balance Sheet 24 Statement of Cash Flow 26 Accounting Principles 28 Notes to the Financial Statement 32 Auditor s Report 44 Company s Engagement on the Shelf 46 3

4 Eni Norge Årsrapport årsrapport / Styret Ledelse og styret Annual Report / Management Annual Report and / Board Of Directors Ledelse og styret Management and Board of Directors Ledelse / Management Styret / Board of Directors Andrea Forzoni Administrerende direktør / Managing Director from 10 January 2012 Live Nielsen Helse, Miljø, Sikkerhet og Kvalitet / HSE&Q Arild Glæserud Lisens / Licence Francesco Bertello Leting / Exploration Gabriele Fuggini Finans / Control and Finance Jan T. Narvestad Utvikling og teknologi / Development and Technology Petter Skogheim Personal og organisasjon / Human Resources and Organisation Franco Magnani Styreleder / Chairman Guido Michelotti Nestleder / Vice Chairman Luca Bertelli Styremedlem / Director Andrea Forzoni Styremedlem / Director Thorhild Widvey Styremedlem / Director Tone Reinskau Ansattes representant / Elected by the employees Dag Stensland Ansattes representant / Elected by the employees Franco Picciani Drift / Operations Aksel Luhr Juridisk, Styresekretær / Legal, Company Secretary Alessandro Bellina Terra Kontrakt og anskaffelser / Contracts and Procurement Andreas Wulff Ekstern kommunikasjon & Samfunnskontakt / External Communication 4

5 Eni Norge Årsrapport årsrapport / Administrerende Styret direktørs kommentarer Annual Report Annual / Managing Report Director s / Board Of Comments Directors Administrerende direktørs kommentarer Managing Director s Comments 2011 ble et usedvanlig godt år for Norge som olje- og gassnasjon. Det ble også det beste året for Eni Norge siden selskapets etablering i Ved årsslutt var Eni Norge operatør for 12 lisenser og hadde eierandeler i 50 lisenser. Produksjonen av olje, NGL og gass var på 47,8 millioner fat oljeekvivalenter, en økning på 7 % fra Eni Norges dokumenterte reserver utgjorde 469,4 MBOE som er 12 % økning fra foregående år. Eni Norge er i vekst, med både Marulk- og Goliat-prosjektene under utbygging. Ved årsslutt sysselsatte organisasjonen mer enn 480 personer, en økning på 150 personer i løpet av året. Det er ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med selskapets petroleumsvirksomhet i Borestart av produksjonsbrønnene på Marulk var en viktig milepæl for selskapet. Marulk blir Eni Norges første egenopererte felt i produksjon. Enda en milepæl ble nådd 15. november i Sør-Korea da Goliat FPSO ble løftet i tørrdokk, og installasjonen av 300 prefabrikkerte enheter kunne starte i henhold til plan. Eni Norge ønsker at vår aktivitet skal ha positive ringvirkninger i de områdene vi har virksomhet. Det er gledelig å se at begge våre utbyggingsprosjekter, langs Helgelandskysten og i Vest-Finnmark, allerede er i ferd med å skape flere ringvirkninger enn mange hadde forventet, både nasjonalt, regionalt og lokalt. I utbyggingsfasen av Goliat-prosjektet har ca. 65 % av kontraktsverdiene blitt tildelt norskbasert industri. Lokale og regionale kontrakter vil bli tildelt på et senere stadium, men allerede nå har flere store kontrakter blitt tildelt selskaper i Nord-Norge. I løpet av 2012 og 2013 vil flere kontrakter bli tildelt for driftsfasen av Goliat-prosjektet. En regelverksendring i 2011 muliggjorde etablering av kystnær oljevernberedskap på norsk sokkel. Jeg er svært glad for at flere definerte målsettinger ble nådd, som for eksempel etablering av lokal fiskeflåte som permanent del av oljevernberedskapen. Vi samarbeider med flere utdanningsinstitusjoner i regionen for å øke bevisstheten om og interessen for petroleumsrelaterte fag og også mulighetene for fremtidige jobber både offshore på Goliat og på land i Hammerfestorganisasjonen. Byggingen av våre nye kontorer i Hammerfest er i gang. Kontoret vil romme opp til 120 personer, og vi forventer å flytte inn i løpet av sommeren As 2011 proved to be an exceptional year for Norway as an oil and gas nation, it also became one of the strongest years ever for Eni Norge since the company s establishment in At year-end 2011 Eni Norge held interests in a total of 50 licences, and was operator of twelve. The company s production of oil, NGL and gas was 47.8 million barrels of oil equivalents. These results represent an increase of 7% compared to Eni Norge s total proven reserves corresponded to MBOE, representing an increase of 12 per cent on the previous year. Eni Norge is growing rapidly, with both the Marulk and Goliat development projects progressing fast. By year-end the organisation numbered over 480 employees, an increase of 150 during the year. The company carried out its petroleum activities in 2011 without serious damage to the environment or assets and without any serious injuries. The start-up of drilling of the Marulk production wells, in preparation for production from the first Eni Norge-operated field, was an important milestone in Another was achieved on November 15th, when in South-Korea the Goliat FPSO was lifted into dry dock prior to the installation of almost 300 prefabricated blocks and equipment, all according to plan. Eni Norge is working actively to ensure spin-offs in the regions where we operate. It is encouraging to see the results of current activity levels linked to both our development projects taking place along the coasts of Helgeland and west Finnmark are already generating spin-offs at national, regional and local levels, far beyond the expectations of many. Sixty-five per cent of the contract value linked to the Goliat project has been awarded to Norwegian-based contractors. As for the local and regional component it is still early days, but several major contracts have been awarded to companies in northern Norway. A rush of contractors is establishing itself in Hammerfest, and during 2012 and 2013 several contracts will be awarded as part of preparations for the operational phase of the Goliat project. A new regulatory framework enabling the establishment of new nearshore oil spill contingency concepts for application on the Norwegian Shelf was introduced in 2011 and I am pleased to see that a number of specific milestones were achieved, such as the establishment of a pool of local fishing vessels as a part of oil spill contingency strategies. We are working together with a variety of educational institutions in northern Norway with the aim of increasing awareness of, and interest in, petroleum-related subjects in general, and in the job opportunities which Eni will offer both on the Goliat installation offshore and onshore within the Hammerfest organisation. The construction of our new office in Hammerfest, designed for 120 people, was begun last year, and we expect to move in during the summer of Andrea Forzoni Administrerende direktør / Managing Director 5

6 Eni Norge årsrapport / Årsberetning 2011 Annual Report // Annual Company Report Activities 2011 Årsberetning 2011 Annual Report 2011 Eni Norge AS er et norsk selskap i den italienske Eni-gruppen, og alle aksjer er eiet av Eni International B.V., Amsterdam. Selskapet utfører leting og utvinning av olje og gass i Norge, og har kontorer i Sandnes og Hammerfest, samt prosjektkontor i Ulsan, Sør-Korea. Ved årets utgang besto selskapets portefølje av 50 utvinningstillatelser på den norske kontinentalsokkelen. Selskapet er operatør for 12 av utvinningstillatelsene og partner i feltene i Ekofisk-området, samt feltene Heidrun, Norne, Urd, Mikkel, Morvin, Kristin, Åsgard, Tyrihans og Yttergryta. Eni Norge AS er operatør for Marulk- og Goliatfeltene, som er under utbygging i henholdsvis Norskehavet og Barentshavet. Marulk vil komme i produksjon våren 2012 og Goliat planlegges å produsere fra slutten av Eni Norge AS is a Norwegian company in the Italian Eni Group. Eni International B.V., Amsterdam, owns all the shares. The company carries out petroleum exploration and production activities in Norway. Its offices are located in Sandnes, Hammerfest and project centre in Ulsan, South Korea. By year-end, the company s portfolio on the Norwegian Continental Shelf consisted of 50 licences. The company is operator of 12 licences and has participating interests in the Greater Ekofisk Area, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Kristin, Tyrihans and Yttergryta. Eni Norge AS is the operator of the Marulk and Goliat fields which are under development in the Norwegian and the Barents Seas respectively. Marulk will come on stream during spring 2012 and Goliat is planned to be in production at the end of

7 Eni Norge Årsrapport årsrapport / Selskapets aktiviteter Aktiviteter Annual Report / Company Activities Selskapets aktiviteter Company Activities Leting Eni Norge deltok med 30 % i boringen av brønn 7220/8-1 (Skrugard) i utvinningstillatelse PL532 i Barentshavet. Lisensen opereres av Statoil med 50 %, mens Petoro har de resterende 20 %. Brønnen ble boret på en jurastruktur på omtrent 1250 meters dyp, og resulterte i et stort olje- og gassfunn med utvinnbare reserver beregnet til 276 millioner fat olje og 6,6 milliarder kubikkmeter gass. Like før årets slutt ble en ny letebrønn (7220/7-1, Havis) boret på en lignende struktur 7 km sørvest for Skrugard. Også denne brønnen resulterte i et olje- og gassfunn. Reservetallene er fortsatt under evaluering, men foreløpige beregninger indikerer at Havis kan vise seg å være av samme størrelse som Skrugard. Det ble utført vellykket boring inn i dypere reservoarer med produksjonsbrønn A-2H (Morvin) i utvinningstillatelse PL134B i Norskehavet hvor Eni har en andel på 30 %. Statoil er operatør med 64 % og Total har 6 %. Det ble påvist olje i to juraformasjoner, Tofte og Tilje, med reserver som anslås å kunne være på opptil 33 millioner fat olje. Skrugard-funnet har ført til økt interesse for det gjenværende letepotensialet i den vestre delen av Barentshavet, og en betydelig mengde seismiske data ble samlet inn eller kjøpt som forberedelse for fremtidige leteprogrammer og lisensrunder. Eni ble tildelt andeler i to Barentshav-lisenser som en del av den 21. lisensrunden: én andel på 30 % i PL608 (hvor Statoil er operatør med 50 %, og Petoro har 20 %), og én andel på 31 % i PL226 (hvor Statoil er operatør med de resterende 69 %). Det ble sendt inn en søknad i forbindelse med TFO 2011 for området øst for Goliat, og lisensen ble som ventet tildelt i januar 2012, med Eni Norge som operatør med 80 % og Petoro som partner med 20 %. I Norskehavet og i Nordsjøen er det utført flere studier og seismiske tolkningsprosjekter som forberedelse på fremtidige boreprogrammer. Porteføljen ble slanket for å redusere områdeavgiftene, og dette førte til delvis tilbakelevering av utvinningslisensene PL124, PL312 og PL516. Eni besøkte flere datarom tilhørende selskaper som var villige til å oppløse eller selge andeler i sine lisenser, og viste interesse for å benytte seg av eventuelle farm-in -muligheter. Utbygging Tyrihans har vært i stabil produksjon siden juli Prosjektet er en undervannsutbygging knyttet opp mot Kristin. Hoved aktivitetene i 2011 har vært boring og komplettering av produksjonsbrønner. Et undervanns-sjøvannsinjeksjonssystem vil bli ferdigtestet og igangsatt når vanninjeksjonsbrønnen er re-komplettert i løpet av Gjenstående tilleggsarbeid for modifikasjonene av overbygg på Kristin ble ferdigstilt i andre kvartal Oljen fra Tyrihans føres til lagringsanlegget på Åsgard C for videre transport med skytteltankere til markedet. Våtgass vil bli eksportert via Åsgard Transport til gassbehandlingsterminalen på Kårstø. I Haltenbanken West Unit/Kristin-lisensen har prosjektet for ombygging av Kristin-plattformen til lavtrykksproduksjon fortsatt. Dette er et prosjekt som også lå i forutsetningene for godkjennelsen av den opprinnelige Plan for Utvikling og Drift av feltet. Prosjektet består hovedsakelig av installasjon av en stor modul med en ny kompressor og hjelpeutstyr som vil sikre eksportkapasiteten for plattformen etter at den er endret til lavtrykksproduksjon. Exploration Eni Norge participated with a 30% interest in the drilling of the 7220/8-1 well (Skrugard) in the PL532 licence in the Barents Sea, operated by Statoil (50%). Petoro has a 20% interest in this licence. The well tested a Jurassic structure at approximately 1250 metres depth and resulted in a major oil and gas discovery with estimated recoverable reserves of 276 Mbbl oil and 6.6 Bcm gas. Close to year-end a new exploration well (7220/7-1, Havis) was drilled on an analogue structure located 7 km to the south-west of Skrugard. This well also resulted in an oil and gas discovery. Evaluation of the reserves is continuing, but preliminary estimates indicate that Havis may be of the same order of magnitude as Skrugard. In licence PL134B in the Norwegian Sea, where Eni Norge has a 30% interest (Statoil with 64% is operator, and Total has 6%), a successful deep exploration test was carried out with the A-2H Morvin development well. Two Jurassic formations, the Tofte and the Tilje, were found to be oilbearing with a reserves potential of 33 Mboe. The Skrugard discovery has increased interest in the remaining exploration potential of the western Barents Sea, and a significant amount of seismic data was acquired or purchased in preparation for future exploration campaigns and licensing rounds. Eni Norge was awarded interests in two Barents Sea licences as a part of the 21st Round. These were 30% in PL608 (where Statoil is operator with 50%, and Petoro with 20%), and 31% in PL226 (where Statoil is operator with the remaining 69%). An application was submitted in the APA2011 for the area east of Goliat and the licence was duly awarded in January 2012, with Eni Norge as operator with an 80% interest and Petoro as partner with 20%. In the Norwegian and North Seas several studies and seismic interpretation projects have been carried out in preparation for future drilling campaigns. Portfolio rationalisations were conducted to reduce area fees, and this led to the partial relinquishment of licences PL124, PL312 and PL516. Eni personnel attended several data rooms, offered by companies willing to dilute or sell interests in their licences, and the company exhibited a willingness to take advantage of possible farm-in opportunities. Field development Tyrihans has maintained stable levels of production since July The project is a subsea development tied in to the Kristin facility. The principal activities during 2011 have involved the drilling and completion of production wells. Final testing and initial operation of the subsea seawater injection system will take place when the water injection well has been re-completed some time in Unfinished additional tasks to complete Kristin topside modification work were completed in the second quarter of Oil from Tyrihans is transported to the storage facility at the Åsgard C platform prior to further transport by shuttle tanker to the market. Wet gas will be exported via the Åsgard Transport system to the gas processing terminal at Kårstø. The Haltenbanken West Unit/Kristin licence project involving modification of the Kristin platform to accommodate low-pressure production continued during This project constituted part of the preconditions for approval of the field s original Plan for Development 7

8 Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities I løpet av 2011 har detaljprosjekteringen av og forberedelse til å starte fabrikasjon av den nye lavtrykkskompresjonsmodulen tidlig i 2012 pågått. Videre pågår fabrikasjonen av den nye lavtrykkskompressoren med planlagt levering medio 2012 for fullt. Fremtidig lavtrykksproduksjon var også del av vilkårene for godkjennelse av Plan for Utvikling og Drift av Tyrihans-feltet. Tyrihans-lisensen vil følgelig være ansvarlig for ca. 50 % av investeringene i ombyggingene på Kristin-plattformen, men vil samtidig ha lavtrykksproduksjonsrettigheter på Kristin-plattformen. Planlagt oppstart er første kvartal Produksjonen fra Morvin-feltet ble startet 1. august Boring og komplettering av produksjonsbrønnene fortsatte i 2011, og den fjerde og siste brønnen ble ferdigstilt medio Mindre gjenstående arbeid med modifikasjoner av overbygg på Åsgard B ble ferdigstilt i første kvartal Produksjonen fra feltet har i perioder av 2011 vært redusert for å unngå for stort trykkfall i reservoaret under boringen av de to siste produksjonsbrønnene. Brønnstrømmen fra Morvin blir prosessert på Åsgard B og ført til lagringsanlegget på Åsgard C for videre transport med skytteltankere til markedet. Våtgass blir eksportert via Åsgard Transport til gassbehandlingsterminalen på Kårstø. Trestakk-prospektet er midlertidig stoppet og avventer nye vurderinger og optimalisering før noen utbyggingsløsninger kan anbefales. I løpet av 2011 har det vært utført begrensede tidligstudier på mulige utbyggingsløsninger uten at dette så langt har ført til noen konkrete planer. På Norne-feltet er arbeidene med installasjon av Norne M-prosjektet ferdigstilt. Sluttrapport er skrevet og godkjent. Mikkel Sør-prosjektet ble utsatt av lisensen, dette vil bli tatt opp på et senere tidspunkt. Skuld-prosjektet (tidligere Dompap Fossekall) har passert beslutningspunkt 3, og prosjektet er i full gang. Dette er et fast track-prosjekt beliggende nord for Norne og er en subsea tie-back til Norne FPSO. Det er planlagt boring av 9 brønner og oljeproduksjon vil starte i årsskiftet I Barentshavet planlegges et nytt oljeproduksjonsprosjekt kalt Skrugard. Dette er et prosjekt med betydelig oppside-potensial innenfor lisens PL 532. Prosjektet har passert beslutningspunkt 1 i Eni-systemet. Siden det er gode muligheter for å påvise nye volumer, vil dette sannsynligvis påvirke oppstartstidspunktet for produksjonen i området. Skrugardand Operation (PDO). Principally, the project involves the installation of a large module equipped with a new compressor and auxiliary equipment which will guarantee the platform s export capacity following the switch over to low-pressure production. During 2011 the detailed design phase and preparations for construction early in 2012 of the new low-pressure compression module have been ongoing. Furthermore, fabrication of the new low pressure compressor is well underway and delivery is planned for the middle of Future low pressure production was among the conditions for approval of the Tyrihans PDO. As a result, the Tyrihans licence will assume responsibility for approximately 50% of new investment in modification of the Kristin platform, but will at the same time also retain low pressure production entitlements. Start-up is planned for the first quarter of The Morvin field came on stream on 1 August The drilling and completion of production wells continued into 2011, and the fourth and final well was completed in the middle of the year. Minor unfinished tasks involving modifications to the Åsgard B topside were completed in the first quarter of Production from the field was reduced periodically during 2011 in order to prevent major pressure drops in the reservoir during drilling of the last two production wells. The Morvin wellstream is processed at the Åsgard B platform and transferred to the storage facility at Åsgard C prior to onward transport by shuttle tankers to the market. Wet gas is exported via the Åsgard Transport system to the gas processing terminal at Kårstø. The Trestakk development project remains temporarily suspended and is awaiting new assessments and rationalisation before it will be possible to recommend development options. A number of limited pilot studies were carried out in 2011 to investigate possible development concepts, although as yet no specific plans have been arrived at. The work to install a new template on the Norne field has been completed. The close-out report has been completed and approved. The licence postponed the Mikkel South project, which will now be reconsidered at a later date. The Skuld project (formerly known as Dompap-Fossekall ) is well underway, having passed decision stage G3. This is a fast-track project located north of Norne involving a subsea tie-back to the Norne FPSO. Nine wells are planned, and oil production is scheduled to start around New Year

9 Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities prosjektet er nå inne i konseptutvelgelsesfasen. Alke-prospektet i Barentshavet blir vurdert for videre framdrift. Alke er et subsea tie-back gassfelt. Ekofisk Sør og Eldfisk II passerte beslutningspunkt 3 i februar PUD ble levert sommeren Ekofisk Sør består av en produksjonsplattform, Ekofisk Zulu, med 36 brønner: 35 produsenter og én injeksjonsbrønn for borekaks. En undervannsinstallasjon kalt Victor Bravo (VB) med 8 vanninjektorer vil gi vannstøtte til produsentene på Ekofisk Zulu. Alle installasjonene er under bygging. Kost og plan er som planlagt. Eldfisk II består av en kombinert plattform, med boligkvarter for 160 personer, 40 brønnslotter og et prosessanlegg for å skille gass, olje og vann. Anlegget inkluderer vannrensing og utslipp av produsert vann til sjø. Videre er det et gasskompresjonsanlegg for re-injeksjon av gass, dersom 2/4J er nedstengt. Ved normal operasjon blir olje og gass skilt, sendt i to rørledninger til Ekofisk, der våtgassen går til behandling på 2/4J og oljen går direkte til eksportpumpen på J-plattformen. Inkludert i beslutningspunkt 3-godkjenningen er 2 tidligbrønner planlagt boret på 2/7A, boreoppstart er første kvartal Prosjektet er i henhold til plan og kost. Victor Alfa-prosjektet ble avsluttet sommeren 2011, og close out - rapport godkjent desember Victor Alfa ble også kalt Ekofisk syd vanninjeksjon eller 2/4 Whisky re-placement. Prosjektets formål var å erstatte brønnene på 2/4W. Dette prosjektet ble gjennomført foran plan og langt under budsjett. Vanninjeksjon per i dag er ca BBL/dag, og er mer enn planlagt. Et nytt boligkvarter, Ekofisk 2/4 L (560 senger), er under bygging i Singapore (SMOE) og skal være på plass i Prosjektet er forsinket med 3 måneder og oppstart er forskjøvet fra 1. september 2013 til 1. desember Kontraktsarbeid er i gang mellom SMOE og ConocoPhillips med tanke på å akselerere prosjektet, og forskyve oppstartsdatoen tilbake i tid. Safe Haven (tidligere kalt Master Marine) er kommet på lokasjon på Ekofisk ved 2/4M-plattformen. Den ble tatt i bruk 1. juni 2011 og har plass til 400 personer. Prosjektet Life of Field Seismic ble godkjent for gjennom føringsfase i mars 2009 og ble installert i Første seismikk operasjon over de permanent installerte kablene ble påbegynt dette året. Tor-feltet er under evaluering, der plan var beslutningspunkt 2 (konseptvalg) fjerde kvartal Dette er ikke oppnådd da det er blitt uenighet i partnerskapet vedrørende valg av konsept. Flertallet i partnerskapet ønsker en ny miljøvennlig utbygging på Tor-feltet, mens en av partnerne ønsker å oppgradere/modifisere den gamle Tor-plattformen. Som en følge av dette må det gjennomføres ytterligere detaljstudier på modifikasjonsprosjektet for den gamle Tor-plattformen, med det formål å dokumentere alle detaljer vedrørende krav til sikkerhet, omfang av riving, modifikasjon og nye moduler samt forståelse av integrering av gammelt og nytt på plattformen. Plan i dag er beslutningspunkt 2 sommer Ekofisk sluttdisponeringsprosjekt har fjernet en rekke plattformer i 2011 og fortsetter etter planen neste år med ytterligere plattformer. Prosjektet følger plan og kostnader er under plan. Produksjon Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass fra felt hvor selskapet ikke er operatør, var i 2011 på 47,8 millioner fat oljeekvivalenter (MBOE) en betydelig økning fra 2010 (44,8 MBOE). Olje, kondensat og NGL bidro med 61 % av total produksjon. Den største delen av produksjonen kom fra vår andel i Åsgard-feltet (19,1 MBOE sammenlignet med 19,4 MBOE i 2010), og feltene på Ekofiskområdet (11,5 MBOE sammenlignet med 12,5 MBOE i 2010). Den totale produksjonen fra Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans og Norneområdet var på 12,8 MBOE (sammenlignet med 11,6 MBOE i 2010). Utbyggingen av Morvin-feltet fortsatte med boringen av prosjektets fjerde brønn, og feltet bidro med 4,3 MBOE i A new oil field development project, Skrugard, is currently being planned in the Barents Sea. This project also involves upside potential within the PL532 licence. The project has passed decision stage G1 within the Eni system. The positive upside potential will influence the start-up of production in this area. The Skrugard project is currently in the concept selection phase. The future development of the Alke gas field in the Barents Sea is currently being assessed. This will be a subsea tie-back project. The Ekofisk South and Eldfisk II projects passed the Gate 3 stage in February The PDO was submitted in summer Ekofisk South comprises a production platform, the Ekofisk Zulu, with 36 wells including 35 producers and a cuttings injection well. A subsea installation called Victor Bravo (VB), with eight water injectors, will provide water-drive supporting the producers at Ekofisk Zulu. All the installations are currently under construction, and the process is proceeding according to plan and within budget. Eldfisk II comprises an integrated platform, providing living quarters for 160 persons, 40 well slots, and a processing facility designed to separate gas, oil and water. The facility will also carry out water decontamination and the discharge of produced water into the sea. There is also a gas compression plant to facilitate gas re-injection in the event of 2/4J being shut down. During normal operations the oil and gas are separated and transported in two pipelines to Ekofisk from where the wet gas is sent to 2/4J for processing, and the oil directly to the 2/4J export pump. The Gate 3 stage includes the approval of two early wells planned for 2/7A. Drilling start-up is planned for the first quarter of The project is proceeding according to plan and within budget. The Victor Alpha project was completed in the summer of 2011, and the close-out report approved in December Victor Alfa was also known as the Ekofisk South Water Injection or the 2/4 Whisky replacement. The aim of the project was to replace the wells on 2/4W, and it was completed ahead of schedule and well within budget. The current rate of water injection is about 100,000 bbl/d, which is greater than originally planned. A new, 560-bed accommodation module, Ekofisk 2/4 L, is currently being built at the SMOE yard in Singapore and will be on location in The project has been delayed by three months, and start-up has been postponed from 1 September to 1 December Contract discussions are underway between SMOE and ConocoPhillips with the aim of speeding up the project and winning back lost time. The Safe Haven (formerly known as Master Marine ) has arrived on location at the Ekofisk 2/4M platform. It was made operational on 1 June 2011 and can accommodate 400 persons. Implementation of the Life of Field Seismic project was approved in March 2009 and the cables were installed in The first seismic acquisition across the permanently installed cables was commenced this year. The Tor field development is currently being assessed. The original plan was to complete concept selection (Gate 2) during the fourth quarter of However, this was not carried out because the partners failed to agree on a single concept. The majority of the partners want an environmentally-friendly new-build platform for the Tor field, while one of the partners only wants to upgrade/modify the existing installation. As a result, new and detailed studies must be carried out of a modification of the existing Tor platform with the aim of documenting all details surrounding issues such as safety requirements, the extent of disassembly of the old platform, modifications and new modules, as well as a concept for how to integrate the new with the existing platform. The current plan is to carry out the Gate 2 stage during the summer of Several platforms have been removed during 2011 as part of the Ekofisk Decommissioning Project, and several more are scheduled for removal next year. The project is proceeding according to plan and well within budget. 9

10 Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities I løpet av 2011 var det flere perioder med redusert produksjon. Noe var planlagt, slik som vedlikehold av kompressor på Kristin-plattformen og oppgraderingen av aminanlegget på Åsgard B i august. Under den planlagte vedlikeholdsstansen på Åsgard A i juni og juli, som inkluderte utskiftning av swivelen, ble produksjonen redusert. Imidlertid ble arbeidet utført som planlagt og produksjonstapet fra Åsgard ble minimalisert. I mai ble Yttergryta-brønnen midlertidig avstengt på grunn av vanngjennombrudd. En lett brønnintervensjon (LWI) ble utført med hell i august, men brønnen er ennå ikke tilbake i produksjon på grunn av en nødvendig oppgradering av vannprosessanlegget på Åsgard B-plattformen. Kristin og Tyrihans opplevde hyppige produksjonsavbrudd i løpet av 2011 på grunn av aktiviteter og kritiske situasjoner som oppstod på Åsgard-området. Morvin har vært midlertidig avstengt siden slutten av august. En brønn stanset produksjonen på grunn av dannelse av avleiringer, mens en annen ble først midlertidig avstengt på grunn av en antatt rørlekkasje og siden satt i produksjon igjen. Produksjonen ble betydelig påvirket av ekstreme værforhold i vintermånedene, spesielt i november og desember, og dette resulterte i evakueringer fra både plattform og FPSO, nødnedstengninger og lasteproblemer. Reserver Eni Norge registrerte tillegg til dokumenterte reserver i 2011 på 99 MBOE, hovedsakelig som følge av gjennomføringen av følgende prosjekter: Midgard Subsea Compression, Ekofisk Sør, Eldfisk Fase II og Skuld (Dompap- og Fossekall-feltene). Ved årsslutt utgjorde Eni Norges dokumenterte reserver totalt 469,4 MBOE, som er en 12 % økning fra fjoråret og en reserveerstatningsrate for 2011 på 200 %. Anslått verdi av sannsynlige reserver utgjør totalt 300 MBOE, hvorav reserver i kategoriene mulige og betingede beløper seg til 214 MBOE. Goliat utbyggingsprosjekt Goliat er det første oljefeltet som vil komme i drift i Barentshavet. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal Goliat-utbyggingen omfatter produksjonslisens PL 229/PL 229B der Eni Norge er operatør med en eierandel på 65 %. Statoil er eneste partner med en eierandel på 35 %. Goliat er lokalisert i PL 229 og PL 229B som omfatter flere blokker innenfor Finnmark Vest i det sørlige Barentshavet (blokkene 7122/7 og 7122/8 samt deler av 7122/9, 7122/10 og 7123/7). PL 229 ble tildelt i Barentshavsrunden i Runden ble igangsatt av myndighetene for å få en økt interesse for Barentshavet som olje- og gassregion. PL 229B ble tildelt i En mindre del av Goliat er kartlagt til å ligge i PL 229B. 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 har blitt funnet olje og gass i flere strukturer/segmenter på flere nivå. De utvinnbare oljereservene er beregnet til om lag 28 millioner Sm 3 olje. Gassen vil i den første fasen bli reinjisert for trykkstøtte, men planlegges eksportert på et senere tidspunkt. Tidspunktet for oppstart av gassalg er blant annet avhengig av produksjons forløpet på feltet og etablering av mulige eksport løsninger. Eni Norge har forskjellige pågående studier for å utrede mulige gasseksportløsninger. De utvinnbare gassreservene er beregnet til om lag 8 milliarder Sm 3. I desember 2007 godkjente eierne et utbyggingskonsept basert på en flytende produksjons-, lagrings- og lasteinnretning (FPSO) tilkoplet undervannsbrønner. PUD ble oversendt til myndighetene i februar 2009 og godkjent av Stortinget i juni 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 Production Eni Norge s equity production of oil, NGL and gas in 2011 was 47.8 million barrels of oil equivalents (MBOE), a significant increase on 2010 (44.8 MBOE). Oil, condensate and NGL accounted for 61% of total production. The greatest contributors were the Åsgard Unit (19.1 MBOE compared with 19.4 MBOE in 2010), and the Ekofisk area fields (11.5 MBOE compared with 12.5 MBOE in 2010). The total contribution from Heidrun, Mikkel, Yttergryta, Kristin, Tyrihans and the Norne area was 12.8 MBOE (compared with 11.6 MBOE in 2010). The Morvin field development continued with the drilling of the project s fourth well, and the field made a contribution of 4.3 MBOE in There were several periods of production curtailment during Some were planned, such as compressor maintenance on the Kristin platform and the amine facilities upgrade on Åsgard B in August. During the planned turnaround at Åsgard A in June and July, including swivel replacement, the production was reduced. However, the work was undertaken according to plan and production losses were minimized. In May the Yttergryta well was shut-in due to water breakthrough. A Light Well Intervention was performed successfully in August but the well has yet to be returned to production due to a water process facilities upgrade required on the Åsgard B platform. Kristin and Tyrihans experienced frequent production interruptions during 2011 due to activities and critical situations arising in the Åsgard area. Morvin has been shut-in since the end of August. One well ceased production due to scale formation, while a second was initially shut-in due to a suspected tubing leakage, and later put on stream again. During the winter months, especially in November and December, production was significantly affected by extreme weather conditions which resulted in platform and FPSO evacuations, emergency shutdowns and offloading problems. Reserves Eni Norge recorded additions to proven reserves in 2011 of 99 MBOE, mainly derived from the following project sanctions: Midgard Subsea Compression, Ekofisk South, Eldfisk Phase II and Skuld (Dompap & Fossekall fields). At year-end, Eni Norge s total proven reserves corresponded to MBOE, representing an increase of 12 per cent on the previous year, and a 2011 Reserves Replacement Ratio of 200%. The estimated value of probable reserves corresponds to a total of 300 MBOE, with volumes in the possible and contingent reserves categories amounting to 214 MBOE. The Goliat development project Goliat will be the first oil field to come onstream in the Barents Sea. Production start-up is planned for the fourth quarter of The Goliat development includes production licences PL229/PL229B, where Eni Norge is operator with a 65% interest. Statoil is the other partner with a 35% interest. Goliat is located in licences PL229 and PL229B covering several blocks (7122/7, 7122/8 and parts of 7122/9, 7122/10 and 7123/7) within the Finnmark West area of the southern Barents Sea. PL229 was awarded during the Barents Sea Round in 1997, and PL229B in A small portion of the Goliat field is identified in PL229B. Oil was encountered in the Realgrunnen exploration well (7122/7-1) in During the period the licence drilled a total of five wells on the Goliat field, including one sidetrack. Oil and gas have been found in several structural compartments/segments, and at several stratigraphic levels. 10

11 Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities vil inkludere vann- og gassinjeksjon ved bruk av totalt 8 brønnrammer med 22 brønner hvorav 11 er produsenter (tre flergrensbrønner), ni brukes til vanninjeksjon og to til gassinjeksjon. Med tanke på målene om utslippsreduksjon vil prosjektet bruke kraftforsyning fra land via en undervannsstrømkabel, kombinert med energi generert om bord på installasjonen. Goliat-feltet er, på grunn av sin beliggenhet i Barentshavet, underlagt strenge HMS-krav når det gjelder utslipp til luft og sjø. Produksjons anleggene planlegges utformet slik at et godt arbeidsmiljø sikres, samt at alle relevante krav og regler tilfredsstilles. Prosjektgjennomføringen av Goliat går i hovedsak som planlagt og prosjektet planlegges å bli satt i drift i løpet av 4. kvartal i De største EPC-kontraktene er nå tildelt og er under utførelse. De største og mest betydningsfulle kontraktene er tildelt som følger: EPC-kontrakt for undervannsproduksjonsanlegg ble tildelt Aker Subsea høsten 2009 EPC-kontrakt for strømningsrør, stigerør og undervanns installasjon ble tildelt Technip Norge høsten 2009 EPC-kontrakt for bygging av FPSO-enheten ble tildelt i februar 2010 til Hyundai Heavy Industries (Sør-Korea) EPC-kontrakt for levering av undervannskabelen som skal forsyne Goliat FPSO med strøm fra kraftnettet på land, ble sommeren 2010 tildelt ABB AB (Sverige) EPC-kontrakt for bygging av landbasert strømforsyningsanlegg for Goliatfeltet ble høsten 2010 tildelt Siemens AS EPC-kontrakt for leveranse av forankringsvinsjer og forankringsutstyr ble tildelt Aker Pusnes sommeren 2010 EPC-kontrakt for leveranse av lossesystemet for olje ble tildelt APL/ NOV Norge sommeren 2010 EPC-kontrakt for fabrikasjon av forankringskjettingene ble tildelt Vicinay Cadenas (Spania) EPC-kontrakt for fabrikasjon av polyester forankringsliner ble tildelt Lankhorst Ropes sommeren 2011 EPC-kontrakt for marine operasjoner og installasjon av FPSO ble tildelt DOF sommeren 2011 Leiekontrakt for to nye skytteltankere ble tildelt Knutsen Shuttle Tankers sommeren Norsk andel av Goliat-utbyggingen er beregnet å bli tett opp mot 65 %. The recoverable oil reserves are estimated to be about 28 million Sm 3. There are plans to re-inject the gas to provide pressure drive during the early production phase, and to export it at a later date. The timing of commencement of gas sales is dependent on the resolution of export options, and Eni Norge is currently conducting a number of studies to investigate these options. The recoverable gas reserves are estimated to be approximately 8 billion Sm 3. In December 2007 the licence approved a development concept based on a floating production, storage and offloading facility (FPSO) tied to subsea wells. The PDO was submitted to the Norwegian government in February 2009 and approved by the Storting (Parliament) in June The selected FPSO concept consists of a circular hull containing processing plants, oil storage facilities and living quarters. Produced water will be re-injected into the reservoir. Produced oil will be stored on the FPSO prior to onward transport to the market by shuttle tankers. The reservoir drainage strategy includes water and gas injection, using a total of 8 templates with 22 wells, 11 of which are producers (including three multilateral wells). Nine wells will be used for water injection and two for gas injection. In the light of emissions reduction targets, the project will employ a combination of electrical power from land transmitted via a subsea cable, and energy generated on board the installation. Due to its location in the Barents Sea, the Goliat development project is subject to stringent HSE requirements in terms of emissions to the atmosphere and discharges to the sea. Furthermore, production facilities are designed both to ensure a good working environment and to comply with all relevant rules and regulations. The implementation of the Goliat project is progressing according to its original plan and production start-up is still expected by the fourth quarter The major EPC contracts have been awarded and are now being implemented. The most important of these are as follows: EPC contract for the subsea production systems, awarded to Aker Subsea (autumn 2009) EPC contract for the flow lines, risers and subsea installation, awarded to Technip Norge (autumn 2009) EPC contract for the FPSO unit, awarded in February 2010 Photo: News on Request 11

12 Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities Fabrikasjon av utstyr for Goliat pågår hos de aller fleste EPC-leverandørene, og de viktigste hendelsene for 2011 kan oppsummeres som: Alle undervannsrammene (8) ble levert og installert på feltet Feltrør for produksjon av olje og for injeksjon av gass er fabrikkert og er klare for installasjon på feltet Leveranse av forankringskjetting Sammenstilling av FPSO-skrog pågår i tørrdokk Råbygg for ny transformatorstasjon ved Hyggevatn utenfor Hammerfest ble ferdigstilt. De viktigste aktivitetene for 2012 vil bli: Installasjon av stive og fleksible feltrør og kontrollkabler og oppkobling av disse sammen med undervannsrammene Ferdigstilling av FPSO-skrog og prosessanlegg Modifisering av eksisterende høyspentledninger på land for tilkobling av ny transformatorstasjon Leveranse av nytt beredskapsfartøy. Eni Norge har i 2011 intensivert rekrutteringen av driftspersonnel for Goliat og har inngått en langsiktig leieavtale for nytt adminstrasjonsbygg i Hammerfest. Rekrutteringen fortsetter i 2012 og da også for landstillingene i Hammerfest. Viktige driftskontrakter, bl.a. O&V, V&M og ISO vil og bli inngått i Eni Norge har en avtale med Saipem Norge om leie av den nybygde riggen Scarabeo 8 for å utføre produksjonsboringen på Goliat. Opprinnelig plan var å starte boringen sommeren 2011, men grunnet forsinkelser knyttet til ferdigstillelse og nødvendig vinterisering av Scarabeo 8, vil oppstart av boring bli tredje kvartal Dette har imidlertid ingen innflytelse på planlagt produksjonsstart i 4. kvartal i Marulk Marulk er Eni Norges første egenopererte utbyggingsprosjekt som kommer i drift på norsk sokkel. Planlagt produksjonsstart er 2. kvartal Marulk-gruppen omfatter produksjonslisens 122/A/B/C/D der Eni Norge er operatør med en eierandel på 20 prosent. Statoil og DONG Energy er partnere med en eierandel på henholdsvis 50 prosent og 30 prosent. Funnet på Marulk-feltet ble gjort i Resultatet av to letebrønner (1986 og 1994) og en evalueringsbrønn i 2007 la grunnlaget for avgjørelsen om videreføring og konseptevaluering i oktober Valg av konsept ble gjort i november 2009, og lisenstilslutning om gjennomføring av utbyggingsprosjektet ble gitt i april 2010 samtidig som Plan for Utbygging og Drift ble levert til myndighetene. PUD ble godkjent sommeren Marulk-feltet er lokalisert i Haltenbanken-området nær Norne-feltet. Marulk blir bygd ut som en satellitt koblet til Norne FPSO-enheten. Dette er tilsvarende den utbyggingsløsningen som ble valgt for Alve-feltet. Basiskonseptet for Marulk består av en brønnramme med fire slisser med to produksjonsbrønner. Kontroll- og kjemikalieinjeksjonskabelen vil være en forlengelse (omtrent 13 km) fra Alve, og en produksjonsrørledning (omtrent 30 km) vil bli lagt fra brønnrammen på Marulk til FPSO-enheten på Norne-feltet. Marulk inneholder hovedsakelig gass med et lavt CO 2 -innhold, og dessuten noe kondensat. Utvinnbare reserver er beregnet til 74 MBOE. De totale investeringene er estimert til i underkant av fire milliarder kroner. For å bidra til en kostnadseffektiv gjennomføring av Marulk-utbyggingen, og for å dra nytte av erfaringer og synergier fra eksisterende satellitter i Norne-området, har Eni Norge og Statoil inngått en samarbeidsavtale for prosjektgjennomføringen. Eni Norge som operatør vil ha det overordnede ansvar for ut byggingen i tillegg til ansvar for boring og komplettering, alt undergrunnsarbeid og kontakt med myndighetene. Statoil vil bistå Eni Norge ved å utføre alt arbeid i forbindelse med under vannsanleggene på havbunnen og nødvendige modifikasjoner på Norne FPSO-enheten. Alt innkjøp av utstyr med lang leveringstid og alle hoved kontrakter er to Hyundai Heavy Industries (South Korea) EPC contract for the subsea cable, awarded in the summer of 2010 to ABB AB (Sweden) EPC contract for the construction of an onshore trafo station together with grid upgrades, awarded to Siemens (autumn 2010) EPC contract for the anchor winches and mooring equipment, awarded to Aker Pusnes (summer 2010) EPC contract for the oil offloading system, awarded to APL Norway (summer 2010) EPC contract for the fabrication of the mooring chains, awarded in the late summer of 2010 to Vicinay Cadenas (Spain) EPC contract for the fabrication of polyester mooring line segments, awarded to Lankhorst Ropes (summer 2011) EPC contract for marine operations and installation of the FPSO, awarded to DOF (summer 2011) Time charter party for two new shuttle tankers, awarded to Knutsen Shuttle Tankers (summer 2011). The overall contract volume awarded to Norwegian companies for the entire Goliat development project is expected to be approximately 65%. The fabrication of equipment linked to the Goliat project is currently being carried out by the majority of the aforementioned EPC Contractors. The most significant milestones in 2011 can be summarised as follows: All subsea templates (8) have been delivered and installed offshore Subsea flow-lines for oil production and gas re-injection have been fabricated and are ready for installation offshore The mooring chain segments have been delivered The assembly of the FPSO hull is being carried out in dry dock The trafo substation at Hyggevatn outside Hammerfest has been completed.. The most significant activities scheduled for 2012 are as follows: Installation of rigid and flexible subsea flow-lines and control umbilicals, as well as tie-ins to the installed subsea templates Completion of the FPSO hull and topside assembly Modification of the existing high voltage overhead lines onshore prior to tie-in of the new substation Delivery of a new standby safety vessel. In 2011, Eni Norge intensified its recruitment drive to attract operational personnel for the Goliat project and has entered into a long-term leasing contract for new administrative offices in Hammerfest. The recruitment process will continue during 2012, both for Goliat itself, and for the onshore organisation in Hammerfest. Important operational and maintenance contracts such as O&M, OMM and ISO will also be awarded in Eni Norge has an agreement with Saipem Norway to utilise the new-build drilling rig Scarabeo 8 to carry out production drilling on the Goliat field. The original plan was to start drilling in the summer of 2011, but delays related to completion and essential winterisation of the rig have caused drilling operations to be postponed until the third quarter of This will have no effect on the planned production start-up scheduled for the fourth quarter of Marulk Marulk is the first development project operated by Eni Norge to come on stream on the Norwegian Continental Shelf. Production start-up is planned for the second quarter of The Marulk project comprises production licences PL122 (A/B/C/D) for which Eni Norge is operator with a 20 per cent participating interest. Statoil and DONG Energy are partners with interests of 50 and 30 per cent respectively. The Marulk field was discovered in 1992, and the results of two other exploration wells (in 1986 and 1994), and an appraisal well in 2007, laid the foundation for the decision to continue and an evaluation of the development concept in The development concept was selected in November 2009, and the licence reached agreement about 12

13 Eni Norge årsrapport / Selskapets aktiviteter Annual Report / Company Activities inngått første halvår Total fremdrift per er ca. 85 % og tilhørende faktiske kostnader er i underkant av 3 milliarder NOK. Arbeidet går i store trekk i henhold til plan. Gjenstående arbeid planlegges i hovedsak utført i første kvartal 2012, med produksjonsstart 2. kvartal implementation of the development project in April The Plan for Development and Operation (PDO) was submitted to the authorities at the same time. The PDO was approved in the summer of The Marulk field is located in the Haltenbanken area close to the Norne field. Marulk will be developed as a satellite tie-in to the Norne FPSO. This is similar to the development concept selected for the Alve field. The basic Marulk development concept consists of a four-slot well template incorporating two production wells. The umbilical and chemical injection cable will be an approx. 13 km extension of that already serving the Alve field, and a production pipeline (approx. 30 km long) will be laid from the Marulk template to the Norne FPSO. The Marulk field contains mostly gas with a low CO 2 content, and some condensate. Recoverable reserves are estimated to be 74 MBOE, and overall investment in the development project just under NOK 4 billion. In order to promote the cost-effective operation of the Marulk development, and to take advantage of the experience and synergies obtained from existing satellites in the Norne area, Eni Norge and Statoil have entered into a joint agreement for implementation of the project. As operator, Eni Norge will assume overall responsibility for drilling and completion operations, as well as all subsurface work and liaison with the authorities. Statoil will assist Eni Norge by carrying out all work linked to the subsea installations and the necessary modifications to the Norne FPSO. All equipment procurements with long delivery time, and all principal contracts, were in place during the first half of As of 31 December 2011, over 85 per cent of the project is complete, with associated actual expenditures amounting to just less than NOK 3 billion. For the most part, work is proceeding according to plan. Most of the remaining work is scheduled for completion during the first quarter of 2012, and the field is planned to come on stream in the second quarter of

14 Eni Norge årsrapport / Organisasjon Selskapets aktiviteter og HR Annual Report / Organisation Annual Report and / Company Human Resources Activities Organisasjon og HR Organisation and Human Resources Eni Norge hadde ved utgangen av året 256 ansatte, hvorav fire er stasjonert i andre selskaper i Eni-gruppen og fire er ansatt ved kontoret i Hammerfest. Innleid fagpersonell med spesial kompetanse har økt i prosjekter som Goliat og Marulk og utgjør i dag 219 personer. Eni Norge har vedtatt retningslinjer for seniorpolitikk. Flere ansatte har i løpet av 2011 hatt positiv nytte av selskapets seniorpolitikk, noe som har bidratt til at bedriften har fått beholde den viktige kompetansen som eldre arbeidstakere innehar. Selskapet har styrket bemanningen og kompetansen for å møte de utfordringene og krav som naturlig følger av ovennevnte krevende prosjekter. Rekrutteringen til vår organisasjon i Hammerfest pågår og vil være et viktig område også i Fordelingen kvinner og menn blant lokalt ansatte samt i selskapets styre er uendret. Av selskapets syv styremedlemmer er to kvinner. Det er ikke iverksatt likestillingstiltak, eller planlagt tiltak for å fremme likestilling i Opplæring & Utvikling I 2011 har vi prioritert å videreføre og oppdatere eksisterende programmer innenfor opplæring og utvikling av ansatte, styrings systemet vårt ENIMS og interne prosesser samt HMSK- og beredskapstrening. Innføring av Model of Excellence in Eni og nye globale prosesser er initiert fra hovedkontoret i Milano, som Segmentation Exercise 2011, Professional Area Models Census og Succession Planning. Arbeid knyttet til kompetansekartlegging og -styring iht. interne og eksterne krav er igangsatt. Dette vil videreutvikles i samsvar med et planlagt kompetansestyringssystem og i tett dialog med linjeledere. At the end of the year Eni Norge AS had 256 employees, four of whom are seconded to other companies within the Eni Group, and four are employed in the regional office in Hammerfest. The number of contracted specialists working on projects such as Goliat and Marulk has increased to a current total of 219 persons. Eni Norge has adopted a set of Seniors Policy guidelines. In 2011, several employees have benefited from the company s Seniors Policy, enabling the company to retain the important skills and expertise which senior employees possess. The company has consolidated staffing levels and expertise to meet the challenges and requirements which are a natural consequence of the aforementioned, demanding projects. Recruitment to our organisation in Hammerfest is ongoing, and will continue to be important in The ratio of women to men among locally employed staff and on the Board remains unchanged. Two of the company s seven Board members are women. No specific measures to promote equal opportunity have been taken, nor are any planned for Training and personal development In 2011 Eni Norge has focused on advancing and revising its existing employee training and personal development programmes, as well as our governance system ENIMS, in-house procedures, and HSEQ and contingency training. We have seen the introduction of the Model of Excellence in Eni initiative, combined with new global procedures issued from our head office in Milan such as Segmentation Exercise 2011 and Professional Area Models Census and Succession Planning. 14

15 Eni Norge årsrapport / Organisasjon og HR Annual Report / Organisation and Human Resources Et annet prioritert område er obligatoriske orienterings- og opplæringsprogrammer for nyansatte og konsulenter samt videreutvikling av teknisk kjernekompetanse. Det legges vekt på aktiv kunnskapsforvaltning i konsernet blant annet gjennom Eni Corporate University. Som en konsekvens av selskapets arbeid med å bygge ut Goliat-feltet i Barentshavet og etablering i Hammerfest, opprettholder selskapet kontakt og dialog med skole- og kunnskapsmiljøet i nordområdene, for å bidra og understøtte til kompetanseheving. Eni Norge vil fortsette å bidra til tiltak innenfor alle nivåer i skolen for å: øke interesse og kunnskap om de naturvitenskapelige fag f å flere til å velge petroleumsrettede fag for videre utdannelse øke kvantitet og kvalitet på ferdige kandidater fra videre gående/ høyskole/universitet i Finnmark med fagretninger relevant for rekruttering til petroleumsindustrien støtte og tilrettelegge i forbindelse med læreplasser innen ulike fagdisipliner Det er allerede inngått partnerskapsavtaler med videregående skoler og miljøer for høyere utdanning og forskning, og det er gitt finansiell støtte til konkrete prosjekter. Eni Norge har som mål å fortsette dette arbeidet i året som kommer. Kontorlokaler Selskapet leier kontorlokaler i Vestre Svanholmen 12 på Forus i Sandnes kommune. Erfaringer bekrefter at våre ansatte er fornøyd med det fysiske arbeidsmiljøet. Bygningsmassen har universell utforming og er tilpasset personer med nedsatt funksjonsevne i henhold til lov om forbud mot diskriminering på grunn av nedsatt funksjonsevne (diskriminerings- og tilgjengelighetsloven). For å opprettholde et best mulig arbeidsmiljø valgte selskapet å øke kontorarealet på Forus da hele Goliat-prosjektet ble flyttet til lokaler i Koppholen 20, også i Sandnes kommune. Dette er i samsvar med selskapets ønske om å legge til rette for en grei, rasjonell og faglig samhandling i organisasjonen samt gi plass til enkelte avdelinger og enheter som har hatt en større vekst enn andre. I 2008 flyttet selskapet inn i leide kontorarealer i Hammerfest. I tillegg til å være et representasjonskontor med møteroms fasiliteter er arealet møblert for opptil 10 arbeidsplasser. For å møte behovene for ytterligere kontorarbeidsplasser i tiden som kommer, er lokalene nå i ferd med å bli oppgradert. Dette arbeidet avsluttes 2. kvartal Selskapet signerte en leieavtale for nytt kontorbygg i Hammerfest i Strandparken. Bygget som skal reises på Findus-tomten sentralt i byen, vil bli på 5000 m 2 fordelt på 5 etasjer og skal ferdigstilles innen juni Sykefravær For 2010 var sykefraværet 1,9 prosent. Målsettingen for 2011 var å opprettholde et lavt sykefravær. Resultatet ble en ytterligere forbedring og endte på 1,6 prosent. Work linked to skills and expertise assessment and governance in relation to the company s internal and external requirements has been commenced. This will be developed further in accordance with a planned skills and expertise administration system, and in close dialogue with line managers. Another area of focus is the mandatory induction and training programmes prepared for new employees and consultants, combined with the advancement of the company s technical core expertise. Emphasis is placed on active knowledge management within the Eni Group, which will include utilisation of the Eni Corporate University. As a result of Eni Norge s Goliat field development project in the Barents Sea, and the establishment of its office in Hammerfest, the company is maintaining contact and dialogue with educational and knowledgebased institutions in northern Norway, in order to make a contribution and provide support towards the raising of standards of skills and expertise in the area. Eni Norge will continue to support initiatives at all levels of the school system in order to: increase interest in, and knowledge of, the natural sciences encourage more young people to opt for higher education courses in petroleum-related subjects increase the numbers and quality of upper secondary, college and university graduates in Finnmark, in subjects relevant to recruitment to the oil and gas industry support and facilitate the provision of educational opportunities within a variety of disciplines Eni Norge has already entered into joint partnership agreements with upper secondary schools, higher education institutions and research centres, and financial support has been provided for specific projects. Eni Norge s objective is to continue this work in the year ahead. Office premises The company is housed in leased office premises in Sandnes municipality at Vestre Svanholmen 12, Forus. Reports confirm that our employees are happy with the physical working environment. The office complex is designed to facilitate universal access, and is adapted for disabled persons in compliance with the Norwegian Act relating to the Prevention of Discrimination on the grounds of Disability (Anti-discrimination and Access Act). In order to maintain the best possible working environment, the company elected to expand its office floor area at Forus when the entire Goliat project was moved to premises at Koppholen 20, also located in Sandnes municipality. This initiative is in line with the company s wish to facilitate straightforward and rational technical interaction within the organisation, as well as to provide adequate space for certain departments and groups which have experienced greater expansion than others. In 2008 the company moved into leased office premises in Hammerfest. In addition to being a representative office with conference facilities, the premises are furnished to accommodate up to ten employees. The premises are currently being upgraded in order to meet future needs for more office space. This work will be completed during the second quarter of The company entered into a leasing agreement for an entirely new office building at Strandparken in Hammerfest. This five-floor building will be constructed on the Findus site in the centre of the town, and will extend over an area of 5000m 2. It will be completed by June Sickness absence Sickness absence in 2010 was 1.9%. The objective for 2011 was to maintain a low level of sickness absence. The result (1.6%) represents a further improvement. 15

16 Eni Norge årsrapport / Helse, Selskapets miljø, aktiviteter sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Annual Safety, Report Environment / Company and Activities Quality Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Health, Safety, Environment and Quality Photo: News on Request 16

17 Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality Erklæring om helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Selskapets mål er å utføre våre aktiviteter uten å skade personer eller miljø. Avfall og utslipp til sjø og luft skal reduseres så mye som mulig, og det skal etableres en robust og effektiv beredskap for oljesøl som er godt tilpasset de lokale forholdene. Det er i 2011 ikke rapportert om alvorlige skader på mennesker, miljø eller materiell i forbindelse med selskapets petroleumsvirksomhet. Selskapet har i 2011 fortsatt med oppbygging av oljevern beredskapen for selskapets petroleumsvirksomhet i og rundt Barentshavet. Det legges stor vekt på å styrke den kystnære oljevernberedskapen og det er utviklet nye beredskapskonsepter for kyst og strand. Bruk av fiskefartøy med tilpasset oljevernutstyr og med mannskap med inngående kjennskap til farvannene, vil være et sentralt element i dette. Dedikert oljevernmateriell som er anskaffet, vil bli plassert ut på nye depoter i Hasvik og Måsøy kommuner når depotene er etablert. Systemer og organisasjon rundt oljevernet er under oppbygging og planlegges operativt høsten 2012 i forbindelse med oppstart av produksjonsboringen på Goliat. Å fremme et godt arbeidsmiljø og en god HMS-kultur er et vesentlig mål for selskapet og er derfor en integrert del av selskapets totale ledelsessystem. Ledelsessystemet er sertifisert i samsvar med standarden ISO Helse og arbeidsmiljø I tillegg til det obligatoriske arbeidsmiljøutvalget og ordningen med verneombud har selskapet en bedriftshelsetjeneste som legger vekt på forebyggende tiltak. Eni Norge er en Inkluderende Arbeidsplass (IA), og målet for IA-arbeidet er diskutert og omforent, både internt og med de relevante myndighetene. Selskapet har en aktiv idretts- og velferdsforening som ledes av de ansatte. Som et resultat av treningsfasilitetene i selskapets kontorbygg, er alle ansatte tilbudt organisert trening som et forebyggende helsetiltak. Spesifikke mål er å forbedre arbeidsmiljøet generelt, inspirere til samarbeid, sikre introduksjon av nye medarbeidere på best mulig måte, stimulere til kunnskapsdeling og oppmuntre til kulturell integrering og forståelse. Alle ansatte er invitert og oppfordret til å bidra til forbedret sikkerhet og arbeidsmiljø, og å bidra til videreutvikling av selskapets styringssystem. Vi håper at vi, som en konsekvens av dette, kan opprettholde et lavt sykefravær. Den lave graden av sykefravær ble opprettholdt i samsvar med målet. Avfallshåndtering Det er rapportert 18,720 liter papiravfall og 29,097 kg restavfall. Gjenvinningsgrad er 42,08 %. Energiforbruket for kontorlokalene i 2011 var på KWh mot kwh i Den norske kontinentalsokkelen Selskapet boret en letebrønn i utvinningstillatelse 489 i Barents havet. Boringen ble påbegynt 15. oktober 2010 og ferdigstilt 3. januar Selskapet har i 2011 startet produksjonsboring på Marulk. Det er i løpet av året installert en bunnramme på Marulk-feltet, rørledninger fra Marulk til Norne, samt åtte bunnrammer på Goliat-feltet. Andelseier Miljørapportering for felter hvor selskapet er andelseier, gjennom føres av operatør i henhold til gjeldende regler for både produserende felter og prøveboring. Selskapet har andeler i olje- og gassproduksjonen i Ekofiskområdet, Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Yttergryta, Tyrihans og Kristin. Declaration regarding health, safety, environmental and quality issues The Company s objective is to carry out our operations without injury to personnel or damage to the environment. Waste, discharges to the sea and emissions to the atmosphere shall be reduced as far as possible and a robust and efficient contingency system to combat oil-spills shall be set up, suitably adapted to the local conditions. In 2011, no serious injuries to personnel or damage to the environment or material assets were reported in connection with the Company s petroleum-related activities. In 2011 the Company continued to establish its oil spill contingency apparatus linked to its petroleum-related activities in and around the Barents Sea. Major focus is directed towards consolidating our coastal oil spill contingency strategy, and new contingency concepts have been developed for application in coastal areas and along shorelines. The use of fishing vessels with specially adapted oil spill protection equipment and manned by crews with an intimate knowledge of the waters in question, is a key component of this strategy. The dedicated oil spill protection equipment now procured will be stored in new depots in Hasvik and Måsøy municipalities as soon as these have been established. Systems linked to, and the organisation of, the oil spill protection strategy are currently being established and are scheduled to be fully operative in autumn 2012 when production drilling commences on the Goliat field. Promoting a good working environment and HSE culture is one of our major goals, and thus an integral part of the Company s overall management system. The management system is certified according to the ISO standard. Health and the working environment In addition to the mandatory Working Environment Committee, and the health and safety representative system, the Company offers an occupational health service with an emphasis on prevention. Eni Norge is an Inclusive Workplace (IW) and the objective of our IW activities has been discussed and agreed on, both in-house and with the relevant authorities. The Company has an active sports and social club which is run by the employees. All employees are now offered organised training as a preventive health measure using our training facilities located in the Company s office building. Specific objectives include general improvement of the working environment, the encouragement of co-operation among the workforce, ensuring the best possible induction of new employees, and the encouragement of skills sharing, cultural integration and understanding. All employees are invited and encouraged to make a contribution towards improving safety and their working environment, and towards enhancing the Company s governance system. As a consequence, we hope to maintain a low level of sickness absence. To date, a low level of sickness absence has been maintained in line with our objectives. Waste disposal 18,720 liters paper waste and 29,097 kg of non-recyclable waste has been transported for disposal. The recycling rate is 42,08%. The energy comsumption in the office premises in 2011 was KWh compared with kwh in The Norwegian Continental Shelf The Company drilled an exploration well in licence PL489 in the Barents Sea. Drilling operations began on 15 October 2010 and were completed on 3 January In 2011, the Company commenced production drilling on the Marulk field. During the year a subsea template was installed on the Marulk field, a pipeline was laid from Marulk to Norne, and eight subsea templates were installed on the Goliat field. 17

18 Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality Selskapets andel av gass som transporteres gjennom felles rørledninger og NGL fra Kårstø, rapporteres av Gassco. Den miljømessige påvirkningen av gasstransport er utslipp til luft fra kompressorer. Eni Norges andel av transporten og utslippene er omtrent 2 prosent av den totale norske transporten. I henhold til reglene er operatøren ansvarlig for å rapportere om utslipp i forbindelse med transport av olje gjennom rørledninger. HMS-relaterte F&U-prosjekter I 2011 har Eni Norge støttet en rekke forskningsprosjekter, både via direkte finansiering og gjennom konsortier og industriavtaler. Disse aktivitetene har til hensikt å bedre helse- og miljø forholdene og å minimere det miljømessige fotavtrykket av selskapets aktiviteter. De viktigste forskningsområdene har vært følgende: Forbedring av strategier for oljevernberedskap, spesielt med fokus på vern av kystområdene og aktivitetene i Barentshavet og de subarktiske områdene Utvikling av metoder og rutiner for forvaltning av biologisk mangfold med hovedvekt på Barentshavet Miljømessig risikostyring av utforskings- og produksjonsaktivitetene i Barentshavet og de arktiske områdene. Eni Norge as partner Environmental reporting for fields in which the Company is a partner is carried out by the Operator pursuant to the rules for both producing fields and exploration wells. The Company has interests in oil and gas production in the Ekofisk area and in the Heidrun, Norne, Urd, Åsgard, Mikkel, Morvin, Yttergryta, Tyrihans and Kristin fields. The Company s share of gas transported through shared pipelines, and NGL from Kårstø, is reported by Gassco. The environmental impact of gas transportation consists of emissions to the atmosphere from compressors. Eni Norge s share of the transport and emissions is about 2% of total Norwegian transport volumes. Pursuant to prevailing regulations, the Operator is responsible for reporting emissions in connection with the transport of oil through pipelines. HSE-related R&D projects In 2011, Eni Norge supported a range of research projects, both by way of direct financing and through consortiums and industrial agreements. The objective of these activities is to improve health-related and environmental conditions and to minimise the environmental footprint of the Company s activities. The most important research fields have been: The improvement of strategies for oil spill contingency, with special focus on the protection of coastal areas and activities in the Barents Sea and the sub-arctic regions The development of methods and procedures for the management of biological diversity, focusing principally on the Barents Sea Environmental risk management in exploration and production operations in the Barents Sea and Arctic regions. 18

19 Eni Norge årsrapport / Helse, miljø, sikkerhet og kvalitet Annual Report / Health, Safety, Environment and Quality En oversikt over selskapets borerelaterte utslipp siden 2006 kan sees i tabellen under. / The table below provides a summary of the Company s drillingrelated emissions since Utslipp / Discharges Enhet / Unit Borekaks / Drill cuttings Tonn(es)/m 0,48 0,09-0,46 0,37 0,07 Grønne kjemikalier / Green category chemicals Tonn(es)/m 0,15 0,05-0,29 0,26 0,11 Gule kjemikalier / Yellow category chemicals kg/m 0,02 0, ,8 0,08 Røde kjemikalier / Red category chemicals kg/m 0, Selskapets totale utslipp til sjø og luft, samt mengder industrielt avfall generert siden 2006 kan sees i tabellen under. / The table below shows the Company s total discharges and emissions to the sea and atmosphere and the amounts of industrial waste generated since Utslipp og avfall produsert offshore/ Offshore emissions, discharges and waste generated Antall brønner / Number of wells Oljeutslipp (m 3 ) / Oil discharge (m 3 ) Utslipp av CO 2 (t) / Emissions of CO 2 (t) 7294,91 6, , ,00 Utslipp av CO (t) / Emissions of CO (t) , Utslipp av NO X (t) / Emissions of NO X (t) 161, , Utslipp av VOC (t) / Emissions of VOC (t) 11, ,9 12,00 15 Borekaks (m 3 ) / Drill cuttings (m 3 ) ,0 349,0 Boreslam (m 3 ) / Drilling mud (m 3 ) 350, , ,00 Sement (m 3 ) / Cement (m 3 ) 95, , ,0 Generelt avfall (t) / Ordinary waste (t) 63, ,1 25,9 6,6 Papir (t) / Paper (t) 0, ,7 4 2,0 Plast (t) / Plastics (t) 0, ,4 8,1 1,4 Metall (t) / Metal (t) 26, , ,5 Farlig avfall (t) / Hazardous waste (t) 1685, ,00 443,00 19

20 Eni Norge årsrapport / Finansielle Selskapets forhold aktiviteter Annual Report / / Company Financial Activities Aspects Finansielle forhold Financial Aspects Sarbanes-Oxley Act Eni Norge AS er underlagt Sarbanes-Oxley Act fra Dette er et krav som følge av å være et datterselskap av Eni S.p.A., som er notert på New York-børsen. Som følge av Sarbanes-Oxley-kravene, har Eni Norge etablert et styringssystem for internkontroll som vurderes periodisk og oppdateres i henhold til endringer i organisasjon eller bedriftens aktiviteter (f.eks. Goliat og Marulk utbyggingsprosjekt). I tillegg er det etablert en sentralisert internrevisjonsfunksjon som periodisk tester egnethet og effektivitet av internkontrollsystemet basert på en risikovurdering på konsernnivå. Eni Norge har etablert etiske regler og innført et styringssystem som støtter de etiske reglene. Produksjon og salgsinntekter Eni Norges produksjon av olje, NGL og gass i 2011 var på 47,8 millioner fat oljeekvivalenter (FOE), en økning fra 2010 hvor produksjonen var på 44,8 millioner FOE. Økningen kommer hovedsakelig fra feltene Morvin og Tyrihans, samt Heidrun hvor Eni Norge økte eierandelen etter en redeterminering. Andre felt viste nedgang som skyldes kombinasjon av naturlig produksjonsnedgang, vedlikeholdsstans og spesifikke hendelser. Inntekter fra salg av petroleumsprodukter i 2011 ble på NOK millioner, en økning på 26 % sammenlignet med Gjennomsnittlig realisert pris på råolje i 2011 var USD 113,0 pr. fat, opp fra USD 80,5 pr. fat i Gjennomsnittlig kronekurs var lavere mot USD og EUR i 2011 i forhold til Gjennomsnittsprisen for alle produkter gikk opp fra NOK 387 pr. FOE i 2010 til NOK 482 pr. FOE i Driftskostnader Driftskostnadene for 2011 var på NOK millioner, som er en reduksjon på NOK 899 millioner sammenlignet med Hovedårsakene til reduksjonen er en økning i mindreuttak av olje og gass, aktivering av letekostnader med funn og reversering av nedskrivning av Kristin og Morvin fra tidligere år. Finansiell stilling, markeds-, kredittog likviditetsrisiko Kortsiktig og annen langsiktig gjeld var henholdsvis NOK millioner og NOK millioner pr. 31. desember Selskapet hadde ubenyttede trekkrettigheter på NOK millioner i Eni Finance International. Selskapets finansielle stilling anses å være god. Den finansielle situasjonen vil alltid være sterkt påvirket av utviklingen i oljeog gasspriser, samt svingninger i valutakurser. Selskapet benytter terminkontrakter for å redusere valutarisikoen. Grunnet selskapets sterke finansielle posisjon, kan lave oljepriser og svingninger i valutakurs tolereres over en lengre periode. Selskapet anser kredittrisikoen for å være lav da mesteparten av salget skjer til andre selskap i Eni-gruppen. Det vesentligste av salg til selskap utenom Eni-gruppen er gjennom langsiktige gassalgskontrakter. Totalrentabiliteten før skatt i 2011 er på 47 prosent mot 42 prosent i Totalrentabilitet etter skatt er på 15 prosent i 2011 mot 13 prosent i Hovedforskjellene mellom resultat før skatt og kontantstrøm tilført fra driften skyldes tidsavgrensninger av betalte skatter og avskrivninger. The Sarbanes-Oxley Act Eni Norge AS is subject to the Sarbanes-Oxley Act from 2006 as a result of its being a subsidiary of Eni S.p.A, a company quoted on the New York Stock Exchange. As a result of the SOX requirements Eni Norge has established an internal control environment which is periodically assessed and modified to comply with changes in the organisation or its business activities (e.g. Goliat and Marulk development projects). Furthermore, a centralised internal audit function is in place which carries out regular tests of the appropriateness and effectiveness of the internal control environment as deemed relevant based on group risk assessments. Eni Norge has introduced a code of ethics and a governance structure to support the code of ethics. Production, sales, and other revenues Equity production of oil, NGL, and gas for 2011 amounted to 47.8 million barrels of oil equivalents (MBOE) compared to total production in 2010 of 44.8 MBOE. This increase is mainly from the Morvin and Tyrihans fields and from Heidrun, where Eni Norge increased its interest following a redetermination. Other fields have produced less than in 2010 due to a combination of natural declines, turnarounds, and field-specific events. Revenues from product sales in 2011 were NOK 21,498 million, an increase of 26% compared with The average realised oil price increased from USD 80.5 per bbl in 2010, to USD per bbl in The average exchange rates for NOK against USD and EUR were lower in 2011 than in The average price for all products increased from NOK 387 per BOE in 2010 to NOK 482 per BOE in Operating costs Total operating costs for 2011 were NOK 5,902 million, which is a decrease of NOK 899 million compared with The main reasons for the reduction are an increase in underlift of oil and gas, capitalisation of exploration costs involving discoveries, and reversal of write-downs linked to the Kristin and Morvin fields from the previous year. Financial position market, credit and liquidity risks As of 31 December 2011, current and other long-term liabilities amounted to NOK 12,494 million and NOK 5,277 million respectively. Unused drawing rights with Eni Finance International were NOK 4,723 million. The financial position of the Company is regarded as good. The financial situation will always be influenced strongly by fluctuations in the price of crude oil and gas, and in exchange rates. The Company uses forward contracts to reduce its currency exposure. The Company s strong financial position means that it is able to withstand reduced oil prices and fluctuations in exchange rates for an extended period. The Company regards credit risks as low since the majority of sales are to other companies within the Eni Group. Most of the sales to companies outside the Eni Group are made under long-term gas sales contracts. The pre-tax rate of return in 2011 is 47 per cent, compared with 42 per cent in The rate of return after tax is 15 percent in 2011, compared with 13 percent in The main differences between pre-tax income and cash flow from operations are due to differences in the timing of tax expenditures and depreciation. 20