Langsiktighet og verdiskaping Lundin Norway tar utfordrerrollen Torstein Sanness Administrerende direktør
Hovedtemaer Oljeselskapet Lundin Norway 10 år på norsk sokkel Hvor er vi i dag? Fremtidsplaner hvor går vi?
Viktige endringer av rammebetingelser på norsk sokkel 2000: Stortingsmelding nr. 39, 2000 Nye aktører på norsk sokkel ble invitert inn for å bidra til økt aktivtetsnivå 2004: Skatteregimet ble endret
Organisk vekst strategi Finne nye reserver og ressurser Nye og eksisterende letekonsepter Balansere mellom letebrønner og avgrensingsbrønner En strategisk portefølje: Effektiv leting Høste på egne gjennombrudd Lavere økonomisk terskel Ha råd til å ha gode ideer Utvikle funn til felt Brynhild Edvard Grieg Johan Sverdrup Luno 2 Gohta Produsere mer fra felt som er i produksjon Alvheim and Volund Bøyla
Fokusert og gruppert lisensportefølje med balansert aktivitet 3 2014 Exploration: 285 mill USD 1. Alta 2. Langlitinden; insignificant oil discovery 3. Lindardormen 4. Storm 5. Vollgrav 6. Kopervik 7. Luno2 North/Fignon (proposed) Delineation: 280 mill USD 1. Edvard Grieg : 1 well in the SE 2. Luno 2: Central basin south 3. Gotha: 1 well Johan Sverdrup: 4. Avaldsnes crest finished 5. Geitungen 7 2
Suksess med organisk vekst $
Forventet produksjonsprofil frem til 2020
Lundin Norway skaper verdier gjennom nye funn Lundin Norway vil fortsette å skape verdier gjennom leting og nye funn Lundin Norway har hatt stor suksess de siste ti årene på norsk sokkel, og er blitt en betydelig aktør OMV Acquisition of PL338 (20%) PL338 (Edvard Grieg) Transaction value USD/bbl PL338 transaction value (Post Tax)(2) $ 8.7 USD/boe (1) Costs include cumulative exploration and appraisal costs since inception up to 31.12.2013. Discovered resources assume year end 2013 remaining 2P reserves for Edvard Greig, Volund, Gaupe, Bøyla and Brynhild. For Gaupe and Volund cumulative production up to 31.12.2013 is also included in reserves. Brynhild 2P reserves have been adjusted for 50% ownership at the time of making the discovery. Johan Sverdrup contingent resources have been estimated by Lundin Petroleum. Gohta and Luno II contingent resources included as per third party certication (2) based on consideration of 247.9 million converted to USD based on 1.31:USD
3D seismisk kvalitet i 004 var god, men ikke tilstrekkelig Luno discovery well: 16/1-8 COS: 38% D 1. Filtered arb. dip lines 444000 448000 452000 456000 PL001B Application area F 460000 464000 6540000 6540000 440000-2250 Luno Prospect 16/1-6 00-20 PL167 6000 0-250 16/1-7 8000 10000m 6536000 1:175928 16/1-2 -2000 4000 6532000 2000-2250 6532000 6536000 Prospect Luno Jurassic onlap Top Upper Jurassic Depth 0 16/2-1 -2 50 0 B 6528000 6528000 C 16/1-5 -2000 D 444000 448000 452000 16/1 456000 460000 464000 6512000 440000 Top Chalk E -1700-1750 -1800-1850 -1900-1950 -2000-2050 -2100-2150 -2200-2250 -2300-2350 -2400-2450 -2500-2550 -2600-2650 -2700-2750 -2800-2850 -2900-2950 6516000-2250 -2500 A Depth 6520000 16/1-3 15/3 Upper Jurassic sand prone facies 16/1-4 0 00-2 -2750 6524000 0 6524000 25-2 6520000 C 6516000 2. Time slice at expected OWC level 6512000 ST9511 Original Top Basement
Luno 2 funnet i 2013 med funnbrønn 16/4-6 16/4-6 16/4-6; Luno 2 U.Cret Jurassic/ Triassic Luno2: Resource estimate after 1. well: 25-120 million bbls. Saturated oil 280 m homogenous Late Triassic/ Jurassic sand sequence in new formed basin Porosity; 17 % Oil column 45 m. OWC 1950 m msl Production test: 2000 bbls/day. Reservoir pressure 5 bar below hydrostatic Fresh rocks beneath BCU unconformity indicate active erosion in Lower Cretaceous Oil from Heather source rock with ongoing migration
Edvard Grieg - Hovedplan
Edvard Grieg - Asiatisk vs nord-europeisk kontraktor
Edvard Grieg kriterier for tilbudsevaluering Før vi innhentet anbud, var partnerne i PL 338 enige om følgende evalueringskriterier: Kvalitet Leveranse på tid Kostnader Før vi startet anbudsrunden, et kostnadsestimat var utarbeidet basert på as-buildt data av en tilsvarende plattform av lik størrelse (Grane). Viktig fokus underveis Forståelse av EPC-modellen med fokus på engineering og commissioning NORSOK erfaring
Edvard Grieg september 2014
Edvard Grieg Project Execution Status (all costs nominal) Edv.Grieg PDO submitted in January 2011 CAPEX: 26.2 BNOK Ivar Aasen PDO submitted in Dec 2012 (Det norske) Coordinated development with Edv.Grieg Shared cost on export pipelines Contribution to investments on Edv.Grieg Adjusted Edvard Grieg investment project CAPEX: 23.1 BNOK Status Edvard Grieg Project Jacket: installed offshore Topside: all main equipment and components installed Drilling: started production drilling On schedule for production start-up according to PDO for Q4-2015 Pressure on costs due to market and engineering Current investment estimate: CAPEX: 24.0 BNOK
Johan Sverdrup: Volgian sand med ekstreme kvaliteter Volgi Pre an Volgian 16/2-11 SW 16/2-6 NE 16/3-4: 1. del. well 16/2-6 Discovery well Volgian Pre Volgian Volgian 1.9-2.9 billion bbls oil recoverable after the delineation by end 2013
Fase 1 -skjematisk fremstilling av beslutningspunkter Konseptvalg for fase I besluttet i partnerskapet februar 2014
Lundin Norway i Barentshavet
Nye Norge Alta nytt oljefunn
A D B C
Alta oil discovery