Johan Sverdrup. Illustrasjon: Statoil Sokkelåret 2015 Pressemelding 14. januar 2016
Sokkelåret 2015 - Oppsummering Lave oljepriser har gitt betydelige utfordringer for petroleumsnæringen i året som gikk. Men store gjenværende ressurser kan gjennom kostnadsreduksjoner og økt effektivitet sikre et fortsatt høyt aktivitetsnivå og framtidig lønnsomhet på norsk sokkel. Tross negative trender har det også vært positive nyheter i 2015. Mange nye brønner og god regularitet på feltene sørget for at oljeproduksjonen økte for andre år på rad, og vil holde seg høy i årene som kommer. Som følge av økt etterspørsel fra Europa ble det dessuten satt ny rekord i gassalg. Inntektene sank kraftig, men næringen bidrar fortsatt sterkt til å opprettholde velferdsnivået i landet. «Selv i et krevende år er det godt å se at olje- og gassnæringen fortsatt er landets største, med en samlet eksportverdi på godt over 400 milliarder kroner,» sier oljedirektør Bente Nyland. «Det er også gledelig å se at industrien legger ned et betydelig arbeid i å øke effektiviteten, noe som begynner å bli synlig i form av lavere kostnader.» Ved utgangen av 2015 var 82 felt i drift, mot 51 for ti år siden. Det illustrerer den enorme utbyggingsaktiviteten som har vært i de siste årene. Det har aldri blitt boret flere brønner enn i 2015, når letebrønner telles med. 56 letebrønner ble påbegynt, og 11 funn ble gjort i Nordsjøen og 6 i Norskehavet. De fleste funnene var imidlertid små. Fra et rekordhøyt nivå i 2013 og 2014 falt investeringene med om lag 16 prosent fra 2014 til i underkant av 150 milliarder kroner. De anslås å falle de nærmeste årene for deretter å øke moderat fra 2019. Oljedirektoratet anslår at de samlede kostnadene vil ligge godt over 200 milliarder kroner per år i de neste årene. Myndighetene godkjente fire planer for utbygging og drift (PUD), mot kun én i 2014. Disse fire har ført til en økning av reserveandelen på norsk sokkel - til tross for at om lag 230 millioner Sm 3 oljeekvivalenter av reservene ble produsert. Fire nye felt ble satt i produksjon i 2015. Seks felt er under utbygging i Nordsjøen, to i Norskehavet og ett i Barentshavet. For inneværende år regner Oljedirektoratet med å motta utbyggingsplaner for tre nye felt. «Aktiviteten i årene framover vil fortsatt være høy, tross nedgangen siden 2014. Derfor er det viktig at selskapene opptrer klokt og tenker langsiktig,» sier Bente Nyland. Mer enn halvparten av ressursene på sokkelen gjenstår å bli produsert. Oljedirektøren er bekymret for at synkende oljepris gjør at tiltak ikke blir iverksatt, og ressurser blir liggende igjen i bakken. «Vi ser en tendens til at selskapene prioriterer kortsiktig inntjening foran langsiktig verdiskaping,» sier Nyland. Oljedirektoratet forventer at industrien tar beslutninger som skal sikre verdiene i årene framover, og at de trapper opp innsatsen med å gjennomføre tiltak som kan redusere kostnader og øke effektiviteten, blant annet gjennom å ta i bruk ny teknologi. «Hvis kostnadene reduseres, øker også lønnsomheten. Det kan bidra til at flere funn blir enklere å bygge ut,» sier oljedirektøren til slutt.
Sokkelåret 2015 Investerings- og kostnadsprognoser Fra et historisk høyt aktivitetsnivå i 2013 og 2014 har fallet i oljepris gitt betydelige utfordringer for petroleumsnæringen, og prosjekt på felt i drift og nye utbygginger utsettes. Samtidig kan grunnlaget for framtidig lønnsomhet nå legges gjennom kostnadsreduserende tiltak og ved å ta i bruk nye tekniske løsninger. Forutsatt økt oljepris og bedre lønnsomhet kan gjenværende ressurser bli realisert på et senere tidspunkt og til en lavere kostnad. Fra et rekordhøyt investeringsnivå på nesten 180 milliarder kroner i 2013 og 2014 falt investeringene til i underkant av 150 milliarder kroner i 2015, i henhold til nytt anslag. Reduksjonen fra 2014 til 2015 utgjorde om lag 16 prosent. Investeringene anslås å falle de nærmeste årene for deretter å øke moderat fra 2019. Det er ventet et markert fall i letekostnadene fra 2015 til 2016, da lav oljepris slår sterkt inn på leteaktiviteten. I lys av at 2013 og 2014 var historiske toppår for investeringer, drifts- og letekostnader, vil aktiviteten fortsatt være høy på tross av den betydelige nedgangen siden 2014. Mange innretninger i drift og stor aktivitet innen utbygging, felt i drift og leting gjør at de samlede kostnadene ventes å ligger på et høyere nivå enn for få år siden. Kombinasjonen av høyt kostnadsnivå og fall i oljepris har gitt både oljeselskap og leverandørindustri store utfordringer, med redusert aktivitet og nedbemanninger som konsekvens. Samtidig gir store gjenværende petroleumsressurser på norsk sokkel grunnlag for fortsatt høy verdiskaping og høy aktivitet framover. Det forutsetter et pris- og kostnadsnivå som gjør det mulig å identifisere løsninger som realiserer nye lønnsomme prosjekt - både på felt i drift og som nye feltutbygginger. Som følge av et høyt kostnadsnivå og fall i oljeprisen er det satt i gang en rekke aktiviteter som kan øke effektiviteten i næringen og redusere kostnadsnivået, noe som vil bidra til bedre lønnsomhet. Oljedirektoratet ser at industrien legger ned et betydelig arbeid i å øke effektiviteten, for å få ned investeringer og drifts- og letekostnader. Resultatet av arbeidet begynner å bli synlig, blant annet i form av lavere kostnader ved boring av brønner. NOEN SENTRALE FORUTSETNINGER Fallende oljepriser skaper betydelig usikkerhet knyttet til investeringsutviklingen. I disse investeringsprognosene er det lagt til grunn at oljeprisen på sikt vil stige fra dagens nivå. Skulle oljeprisen bli liggende på dagens nivå over lengre tid, kan dette medføre ytterligere utsettelser i aktiviteter, med lavere investeringer og letekostnader som resultat. Oljedirektoratet forutsetter lavere kostnader som følge av reduserte markedspriser og effektiviseringsgevinster i bransjen. Dette medfører et lavere kostnadsnivå for det enkelte prosjekt, og bidrar isolert sett til at flere prosjekt blir lønnsomme.
Figur 1: Utvikling i investeringer inkludert letekostnader og oljepris INVESTERINGER Samlet investeringsanslag Fra et rekordhøyt investeringsnivå på nesten 180 milliarder kroner i 2013 og 2014 falt investeringene i 2015 til i underkant av 150 milliarder kroner. Reduksjonen fra 2014 til 2015 utgjorde om lag 16 prosent. Investeringene for 2016 er anslått til om lag 135 milliarder kroner (se figur 2). Figur 2: Investeringer eksklusiv leting, prognose for 2015-2020
Et historisk høyt antall prosjekt, både på felt i drift og nye feltutbygginger, ga rekordhøye investeringer i 2013 og 2014. Ny aktivitet veier ikke opp for prosjekt som har blitt eller vil bli sluttført de nærmeste årene. Ulike effektiviseringstiltak og fallende priser på varer og tjenester bidrar også til reduserte investeringer, men samtidig til økt lønnsomhet. Forutsatt økt oljepris og bedre lønnsomhet vil gjenværende ressurser bli realisert på et senere tidspunkt og til en lavere kostnad. Investeringene på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene. Etter en topp i 2013 har investeringene på felt i drift falt betydelig. Større prosjekt har blitt sluttført eller er i en avslutningsfase, uten at det er satt i gang tilsvarende nye store prosjekt. Ni felt er under utbygging, to med flytende og fire med bunnfast innretning. De øvrige tre er havbunnsutbygginger. Dette medfører betydelige investeringer. For 2016 er investeringene i disse feltene anslått til vel 60 milliarder kroner, for deretter å falle etter hvert som feltene settes i drift. Sammenlignet med prognosen som ble lagt fram på Sokkelåret 2014 er investeringene vesentlig lavere. Gitt forutsetningen om økende oljepris og bedre lønnsomhet er dette ressurser som forventes å bli realisert, men på et senere tidspunkt og til en lavere kostnad. Figur 3 viser investeringsprognosen fordelt på ulike hovedkategorier investeringer. Fra 2014 til 2015 var det sterkest reduksjon i driftsinvesteringer og investering i nye undervannsanlegg, nærmere 40 prosent. Investeringene vil bli redusert innenfor de fleste kategoriene. Ett unntak er driftsinvesteringer som er ventet å ligge på et stabilt nivå og øke mot slutten av perioden på grunn av flere større modifikasjonsprosjekt på eksisterende innretninger. Investeringsanslagene i figur 3 viser betydelige investeringer i bunnfaste og flytende innretninger. Disse er knyttet til pågående feltutbygginger, deriblant utbyggingen av Johan Sverdrup. Figur 3: Historiske investeringstall, prognose for 2015-2020 Som beskrevet ovenfor er investeringsprognosen basert på en rekke forutsetninger om oljeprisutvikling, utvikling i kostnadsnivå og selskapsadferd/-beslutninger. Når det gjelder
investeringer på sokkelen i 2016, er mange av investeringbeslutningene tatt. Usikkerheten øker utover i tid. Utviklingen i oljeprisen samt effekten av pågående kostnadsreduserende tiltak vil være viktig for investeringene fram til og forbi 2020. LETEKOSTNADER Antallet letebrønner i 2015 på 56 ble betydelig større enn det som var lagt til grunn for prognosen for ett år siden (40 bønner), og tilnærmet likt antallet i 2014 på 57 brønner. Det har likevel vært en klar nedgang i letekostnadene. Hovedårsaken til veksten i brønnantall i 2015 var boring av sidesteg. Dette er brønner som er vesentlig rimeligere å bore enn «initielle» letebrønner. Letekostnadene består hovedsakelig av kostnader til seismikk og boring av letebrønner. I 2015 er det påbegynt 56 letebrønner - 41 undersøkelsesbrønner og 15 avgrensningsbrønner - med samlede letekostnader anslått til 33 milliarder kroner. For 2016 er det lagt til grunn at antallet reduseres til om lag 30 letebrønner med samlede letekostnader på 22 milliarder kroner. Det forutsettes et mindre fall i letekostnadene fra 2016 til 2017, etterfulgt av en gradvis økning. Selv om rundt 30 brønner er et vesentlig lavere antall enn i de siste årene er det fremdeles betydelig i et historisk perspektiv. Reduksjonen i letekostnader er primært en konsekvens av anslått reduksjon i antall letebrønner, men økt boreeffektivitet og lavere markedspriser, i første rekke innen rigg, bidrar også til et redusert kostnadsanslag. Figur 4: Anslag på letekostnader, prognose 2015-2020 DRIFTSKOSTNADER Ved utgangen av 2015 var 82 felt i produksjon. Ordinære driftskostnader og vedlikehold av innretninger og brønner utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene. Det er ventet en reduksjon i driftskostnadene i de nærmeste årene (se figur 5).
Figur 5: Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser), prognose 2015-2020 Nedgangen i driftskostnader skyldes i hovedsak en reduksjon på felt i drift, jfr figur 6. En viktig årsak til nedgangen er et målrettet arbeid fra operatørenes side med å redusere driftskostnadene på feltene gjennom ulike effektiviseringstiltak. Etter hvert som tiltak konkretiseres, blir de inkludert i kostnadsprognosene for feltene. Reduksjon i brønnvedlikehold bidrar også til reduserte driftskostnader på felt i drift. Nye felt vil gradvis bli satt i produksjon og bidra til økte driftskostnader på slutten av perioden. Figur 6: Driftskostnadsprognose spesifisert på feltstatus, prognose 2015-2020
SAMLET ANSLAG FOR KOSTNADSUTVIKLINGEN Figur 7 viser en samlet prognose for investeringer, driftskostnader, letekostnader, konseptstudier og nedstengning og disponering på norsk sokkel. Nedgangen fra 2015 til 2016 er på vel ti prosent. Fra 2016 ventes kostnadene å ligge på et tilnærmet stabilt nivå. Det er viktig å se utviklingen i lys av at 2013 og 2014 var historiske toppår for investeringer, drifts- og letekostnader. Til tross for den anslåtte nedgangen i samlede kostnader siden 2014, vil aktiviteten på norsk sokkel fremdeles være høy med mange innretninger i drift og stor aktivitet knyttet til utbygging, felt i drift og leting. De samlede kostnadene er ventet på ligge på et høyere nivå enn for få år siden. Figur 7: Samlede kostnader, prognose for 2014-2018
Sokkelåret 2015 Petroleumsproduksjon Oljeproduksjonen økte for andre år på rad, og det er satt ny rekord for gassalg. Produksjonen ventes å holde seg på et stabilt nivå i de nærmeste årene. I 2015 ble det totalt produsert 227,8 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.). Dette er 11,6 millioner Sm³ o.e. eller 5,4 prosent mer enn i 2014. Totalproduksjonen av petroleum i 2016 antas å bli 217,1 millioner Sm³ o.e. I femårsperioden 2011-2015 ble det produsert 1101 millioner Sm³ o.e. Produksjonen de neste fem årene er ventet å bli omlag på samme nivå. Figur 1. Faktisk og prognosert salg av petroleum 1971-2020. Gass I 2015 ble det solgt 117,2 milliarder Sm³ gass (115 milliarder Sm 3 40 megajoule gass). Dette er 8 milliarder Sm³ mer enn i 2014. Nivået på gassalg er vanskelig å forutsi, selv på kort sikt. Det faktiske salget i 2015 ble sju prosent høyere enn hva vi anslo på samme tid i fjor. Det skyldes blant annet markert høyere etterspørsel etter gass fra Europa. Figur 2. Faktisk og prognosert gassalg til og med 2020.
Olje I 2015 ble det produsert 90,8 millioner Sm³ olje (1,57 millioner fat per dag) fra 80 felt, mot 87,7 millioner Sm 3 (1,51 millioner fat per dag) fra 77 felt året før. Dette er en økning på over tre prosent. De viktigste årsakene til dette er høy regularitet og at et stort antall nye produksjonsbrønner er boret raskere enn ventet. Oljedirektoratet hadde ventet en noe lavere oljeproduksjon i 2015 enn året før. Imidlertid har flere av feltene som allerede var i drift produsert betydelig mer enn antatt, og økningen var 4,6 millioner Sm³ høyere enn Oljedirektoratets anslag fra høsten 2014. Feltene som var planlagt å starte produksjonen i 2015 har samlet sett produsert mindre enn halvparten av det som var innrapportert høsten 2014, hovedsakelig som følge av forsinket oppstart. For 2016 anslår Oljedirektoratet at oljeproduksjonen vil reduseres noe fra nivået i 2015, til 89 millioner Sm³ (1,53 millioner fat) per dag. Produksjonen er ventet å ligge på et relativt stabilt nivå i de neste årene, men det vil avta noe mer enn forutsatt i forrige prognose. Usikkerheten er særlig knyttet til reservoarenes leveringsevne, boring av nye utvinningsbrønner, oppstart av nye felt og regulariteten på feltene i drift. Tabellen under viser prognosen for produksjon fordelt på de ulike produktene for de neste fem årene. 2016 2017 2018 2019 2020 Olje / Oil (mill Sm 3 ) 89,0 87,3 82,0 80,2 81,7 NGL / NGL (mill Sm 3 o.e.) 19,4 18,8 18,4 17,9 17,1 Kondensat / Condensate (mill Sm 3 ) 2,0 1,8 2,4 2,6 2,3 Væske / Liquid (mill Sm 3 o.e.) 110,5 107,9 102,8 100,8 101,1 Væske / Liquid (mill fat o.e. per dag) 1,9 1,9 1,8 1,7 1,7 Gass / Gas (mrd Sm 3 ) 106,6 107,3 109,7 111,0 111,1 Totalt / Total (mill Sm 3 o.e.) 217,1 215,1 212,5 211,7 212,1
For 2016 er det også prognosert produksjon av kondensat og NGL med henholdsvis 2,0 millioner Sm³ og 10,2 millioner tonn. Total væskeproduksjon er derfor anslått til 110 millioner Sm 3 o.e. (1,9 millioner fat o.e. per dag). I perioden 2016-2020 anslås oljeproduksjon å nå 420 millioner Sm³. Det er 30 millioner Sm³ mindre enn i forrige femårsperiode. Det meste av oljen ventes å komme fra felt i drift og felt under utbygging, inkludert tiltak for økt utvinning på de samme feltene. Produksjon som er vedtatt, står for 95 prosent av volumet i femårsperioden. Figur 4. Oljeproduksjon 2011-2020 fordelt på modenhet. Prognosene er utarbeidet under forutsetninger som gjaldt høsten 2015. Utviklingen i oljeprisen framover vil påvirke aktivitetsnivået og dermed produksjonen på noe lengre sikt.
Sokkelåret 2015 Leting Fortsatt letes det mye på norsk sokkel, selv om aktiviteten ble noe redusert på slutten av året. Det er gjort 17 funn, 11 i Nordsjøen og 6 i Norskehavet. Funnene er gjennomgående små og feltnære. 56 letebrønner ble påbegynt i 2015, og 57 avsluttet. Det ble påbegynt 33 letebrønner i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og 7 i Barentshavet. Dette er omtrent like mye som i 2014 med 57 påbegynte letebrønner. Ressurstilveksten fra de 17 nye funnene er i størrelsesorden 8-20 millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) olje og 14-40 milliarder Sm 3 utvinnbar gass/kondensat. De to største aktørene i 2015 var Statoil og Lundin med henholdsvis 14 og 13 påbegynte letebrønner. Deretter kommer Wintershall og Det norske oljeselskap, begge med fem påbegynte brønner. VNG og Suncor har begge boret tre letebrønner, mens Maersk og BG boret to hver. De resterende ni letebrønnene er fordelt på samme antall selskap. Nordsjøen I Nordsjøen har aktiviteten vært høyest med 33 påbegynte letebrønner. Det er gjort elleve funn. To av disse er gjort i den sørlige delen, og begge er operert av Statoil. Funnene er lokalisert nord i Ekofisk-området. I undersøkelsesbrønnbrønn 2/4-22 (Romeo) er det påvist olje i Ulaformasjonen i øvre jura og i Rotliegendesgruppen av perm alder. Størrelsen på funnet er mellom 0,7-1 million Sm 3 utvinnbar olje. I den påfølgende brønnen 2/4-23 (Julius) ble det påvist gass/kondensat i Ulaformasjonen av sein jura alder. Påviste volumer er i størrelsesorden 2-12 milliarder Sm 3 utvinnbar gass/kondensat. I tillegg avgrenset brønnen funnet 24/4-21 (King Lear) i et grunnere nivå i Farsundformasjonen i øvre jura, uten å endre de opprinnelige ressursanslagene. Dette funnet ble gjort i 2012. Like nord for Gina Krog-feltet i Sleipner-området har Statoil påvist olje i brønn 15/6-13 (Gina Krog Øst 3) i Huginformasjonen av midtjura alder. Funnet ble avgrenset med brønnene 15/6-13 A og B, og funnet er beregnet å inneholde mellom en og to millioner Sm 3 utvinnbar olje. I naboblokken sør for Edvard Grieg-feltet har Lundin påvist olje i brønn 16/4-9 S (Luno 2 Nord). Funnet er gjort i konglomeratisk sandstein av trias/jura alder. Størrelsen er foreløpig beregnet til 2-4 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Sør for Edvard Grieg-feltet i midtre del av Nordsjøen har Lundin avgrenset funnet 16/1-12 (Edvard Grieg Sør), som ble påvist i 2009 med brønn 16/1-25 S. I brønn 16/1-12 ble det påvist rundt 30 meter oljekolonne i oppsprukket, porøst grunnfjell med vekslende reservoarkvalitet. Forekomsten ble formasjonstestet med til dels brukbare rater. Funnets størrelse er etter den siste brønnen beregnet å være 2-7 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Lenger øst, i brønn 26/10-1 (Zulu), har samme selskap påvist gass i et grunt nivå i Utsiraformasjonen i miocen. Funnet er beregnet til 1,5-4 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Lenger nord, like ved feltet Skirne, har Total E&P i brønn 25/6-5 S (Skirne Øst) påvist mindre mengder gass i Huginformasjonen av jura alder. Avgrensningsaktiviteten har vært stor på feltet Ivar Aasen i samme område. Oljeselskapet Det norske har avgrenset funnet med brønnene 16/1-21 S og A og 16/1-22 S, A og B. Disse brønnene
har gitt viktig geologisk informasjon til endelig plassering av produksjons- og injeksjonsbrønnene. I den samme blokken har Lundin avgrenset Edvard Grieg med brønn 16/1-23 S. Brønnen har påvist tilleggsressurser i sørøstlig del av feltet. Sørvest for Oseberg-feltet er funnet 30/11-8 S (Krafla) i Brentgruppen, påvist i 2011, avgrenset med brønn 30/11-10 A av Statoil. Resultatene fra brønnen har økt ressursgrunnlaget fra opprinnelige 2-9 millioner Sm 3 olje til mellom 8-13 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Like vest for Oseberg-feltet har Statoil gjort et oljefunn i brønn 30/9-27. Det er påvist 34 meter oljekolonne i Tarbertformasjonen i Brentgruppen. Funnets størrelse er foreløpig beregnet til 1-2 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Brønn 35/11-18 (Syrah), boret av Wintershall Norge, påviste olje nordvest for Fram-feltet i midtre del av Nordsjøen. Funnet er gjort i flere nivåer i reservoarbergarter av jura alder, og er avgrenset med brønn 35/11-18 A. Funnet er formasjonstestet og viser gode strømningsegenskaper, og er foreløpig beregnet å inneholde mellom 1-3 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Sørvest for Visund-feltet har Statoil funnet gass/olje i brønn 34/8-16 S (Tarvos) i Lundeformasjonen i trias. Størrelsen er foreløpig beregnet til mellom 0,4-1,1 millioner Sm 3 utvinnbare oljeekvivalenter. Helt nordvest i Nordsjøen i brønn 33/2-2 S (Morkel) har også Lundin påvist olje i det som antas å være Lundeformasjon i trias. Det ble i brønnen påvist en oljekolonne på 175 meter, men med dårlig reservoarkvalitet. Foreløpige beregninger tyder på at funnet inneholder mellom 0,5-3 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Norskehavet I Norskehavet er det gjort seks funn. Sørvest for Njord-feltet har VNG funnet olje i brønn 6406/12-4 S (Boomerang 1). Funnet er lokalisert like øst for funnet 6406/12-3 S (Pil), som ble påvist i fjor av samme selskap. I brønn 6406/12-4 S er det påvist en 20 meter oljekolonne i Rognformasjonen av øvre jura alder i gode reservoarbergarter. Størrelsen er foreløpig beregnet til 2-5 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Sør i Åsgard-området er det gjort to funn. Wintershall har funnet olje i brønn 6406/2-8 (Imsa). Det er påvist to oljekolonner i brønnen i et intervall på om lag 130 meter i Fangst- og Båtgruppene i sandsteiner med hovedsakelig dårlig reservoarkvalitet. Funnets størrelse er foreløpig beregnet til å være mellom 0,4-1,3 millioner Sm 3 utvinnbare oljeekvivalenter. I brønn 6406/6-4 S (Tvillingen Sør) har Maersk Oil funnet gass/kondensat sør i Åsgard-området. Funnet ble gjort i Garnformasjonen i midtre jura hvor det ble påvist 30 meter gass/kondensatkolonne i et reservoar med god kvalitet. Funnet er foreløpig beregnet til 1-3 millioner Sm 3. I dypvannsområdene vest for og i nærheten av feltet Aasta Hansteen har Statoil gjort tre gassfunn. Alle er i Niseformasjonen av kritt alder. Det første ble gjort i brønn 6706/12-2 (Snefrid Nord). Her ble det påvist 105 meter gasskolonne, hvorav 75 meter med svært god reservoarkvalitet. Størrelsen er foreløpig beregnet til 4-9 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. I brønn 6706/12-3 (Roald Rygg) ble det funnet 38 meter gasskolonne, anslått å inneholde 2-3 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. I den siste letebrønnen som påviste et funn i området, 6706/11-2 (Gymir), ble det påvist 70 meter gasskolonne, hvorav 40 meter med god reservoarkvalitet. Størrelse er beregnet til 1-3milliarder Sm 3 utvinnbar gass. De tre funnene har gitt verdifulle tilleggsressurser til Aasta Hansteen.
Barentshavet Leteaktiviteten har vært mindre i Barentshavet i 2015 enn i 2014. Flest brønner er knyttet til avgrensning av olje- og gassfunnet 7220/11-1 (Alta) i Gipsdalengruppen av perm alder. Det er boret to brønner (7220/11-2 og 2 A) på vestlig del av Alta-funnet og to brønner (7220/11-3 og 3A) øst på funnet. Brønnene har gitt verdifull informasjon om reservoarutbredelse og hydrokarbonkolonner. Resultatene fra disse brønnene gir foreløpig ikke grunnlag til å endre de opprinnelige ressursestimatene fra 2014, som er 26,1 millioner Sm 3 og 9,7 milliarder Sm 3 gass. Utvinnbare ressurser i nye funn i 2015. Foreløpige ressurstall Brønn Operatør Hydrokarbontype Olje/-kondensat Gass mrd. Sm3 mill. Sm3 2/4-22 Statoil Olje 0,7-1,2 I< 2/4-23 Statoil Gass/kondensat 3-12 15/6-13 Statoil Olje 1< 1< 16/4-9 S Lundin Olje 1,5-2,2-3,2 1< 26/10-1 Lundin Gass 1,5-2,5-4 25/6-5 S Total Gass 1< 30/9-27 S Statoil Olje 1< 1< 30/6-9 29 S Statoil Olje 1< 35/11-18 Wintershall Olje 1-2-3 34/8-16 S Statoil Olje 1< 1< 33/2-2 S Lundin Olje 0,5-1,3-3 1< 6406/12-4 S VNG Olje 2-3,2-4,5 1< 6406/2-8 Wintershall Olje 0,4-1,3 6406/6-4 S Maersk Oil Gass/kondensat 1-1,7-2,7 6706/12-2 Statoil Gass 4-6-9 6706/12-3 Statoil Gass 2-2,5-3 6706/11-2 Statoil Gass 1,3-2-2,87 8-11-20 14-26-40
Sokkelåret 2015 - Feltutbygginger I 2015 ble fire nye felt satt i produksjon på norsk kontinentalsokkel, alle i Nordsjøen. Myndighetene godkjente fire planer for utbygging og drift (PUD), mot kun én i 2014. De fire nye produserende feltene er Statoil-opererte Valemon, Det norske-opererte Bøyla, BGopererte Knarr og Lundin-opererte Edvard Grieg. For ti år siden var det 51 produserende felt på sokkelen, mens det ved siste årsskifte var 82 felt i drift: 65 i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og ett i Barentshavet. Til nå er 18 felt på norsk sokkel nedstengt. Det siste og eneste som ble stengt ned i 2015 var Tor i Ekofisk-området. I tillegg til de fire feltene som ble satt i produksjon i 2015, var ni felt under utbygging ved årsskiftet. Seks av disse er i Nordsjøen, to i Norskehavet og ett i Barentshavet. Fire nye felt Den 3. januar 2015 begynte Valemon å produsere. Feltet ligger vest for Kvitebjørn i Tampenområdet i Nordsjøen. Funnet ble påvist i 1985 og utbyggingsplanen ble godkjent i 2011. Valemon er bygget ut med en bunnfast plattform med forenklet separasjonsprosess. Oljen og gassen sendes til henholdsvis Kvitebjørn og Heimdal. Innretningen vil normalt fjernstyres fra land. Den 19. januar startet produksjonen på Bøyla. Funnet ble påvist i 2009 og utbyggingsplanen ble godkjent i 2012. Feltet er bygget ut med en havbunnsinnretning som er knyttet opp mot Alvheim FPSO som ligger 28 kilometer lenger nord. Den 16. mars startet produksjonen på Knarr, som ble funnet i 2008 og fikk PUD godkjent i 2011. Feltet ligger om lag 120 kilometer vest for Florø, og er det første store utbyggingsprosjektet for BG på norsk sokkel. Feltet er bygget ut med en flytende produksjonsinnretning (FPSO). Oljen lastes fra Knarr FPSO til tankskip, og gassen sendes til St Fergus i Storbritannia via en ny gassrørledning og Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS). Den 28. november begynte Edvard Grieg å produsere. Feltet ligger på Utsirahøgda i Nordsjøen. Det ble påvist i 2007, og PUD ble godkjent i 2012. Edvard Grieg skal også forsyne Ivar Aasen med elektrisk kraft. Oljen fra Edvard Grieg sendes i rør til Grane-oljerørledningen, som går til terminalen på Sture i Hordaland. Gassen eksporteres i en egen rørledning til Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) System i Storbritannia. Fire utbyggingsplaner godkjent De fire utbyggingsplanene omfatter tre i Nordsjøen: Johan Sverdrup første byggetrinn, Gullfaks Sør (Rutil i Gullfaks Rimfaksdalen) og Gullfaks (endret PUD som inkluderer Shetland/Lista Fase 1). Den fjerde utbyggingsplanen er for Maria i Norskehavet. I tillegg leverte Statoil like før jul PUD for Oseberg Vestflanken 2. Nordsjøen Seks felt er under bygging. PUD for den desidert største, første byggetrinn på Johan Sverdrup, ble godkjent 20. august 2015. Produksjonsstart er planlagt til slutten av 2019. Johan Sverdrup ligger 155 kilometer vest for Karmøy i Rogaland. Vanndybden i området er 110-120 meter, og funnet dekker et areal på cirka 200 kvadratkilometer. Første byggetrinn består av et feltsenter med fire spesialiserte plattformer for bolig, prosess, boring og stigerør. Statoil-opererte Johan Sverdrup skal drives med kraft fra land fra produksjonsstart. I første byggetrinn skal det legges overføringskapasitet på 100 megawatt til feltsenteret, tilstrekkelig for å dekke behovet i dette byggetrinnet. Områdeløsningen for kraft-fra-land, som inkluderer feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog, skal senest være etablert i 2022.
Oljen fra Johan Sverdrup skal eksporteres fra stigerørsplattformen til Mongstad-terminalen i Hordaland gjennom en ny oljerørledning som kobles opp mot eksisterende lagerhaller i fjell. Gassen skal sendes fra stigerørsplattformen til Kårstø-terminalen i Rogaland gjennom en ny rørledning som kobles opp mot eksisterende Statpipe (rikgass-rørledning) på havbunnen vest for Karmøy. Martin Linge og Gina Krog ble begge funnet allerede i 1978. Teknologiutvikling samt ny undergrunnsinformasjon bidro til at rettighetshaverne besluttet å bygge ut feltene, og fikk PUD godkjent i 2012. Total-opererte Martin Linge ligger omlag 42 kilometer vest for Oseberg-området nær delelinja til britisk sektor. Her skal det også brukes et lagerskip for oljen som skal utvinnes i tillegg til gassressursene. Martin Linge skal drives med kraft fra land. Produksjonen er planlagt startet i 2018. Statoil-opererte Gina Krog ligger om lag 30 kilometer nordvest for Sleipner-området. Gassen herfra skal overføres til Sleipner for endelig prosessering, og det skal benyttes et lagerskip for olje. Produksjonen skal etter planen starte i 2017. Det norske oljeselskap fikk godkjent PUD for Ivar Aasen i 2013. Funnet på Utsirahøgda ble påvist i 2008. Produksjonen fra feltet skal overføres til Edvard Grieg for sluttprosessering. Edvard Griegfeltet skal overføre kraft til Ivar Aasen, som planlegger produksjonsstart sent i 2016. Feltet Hanz operert av Det norske oljeselskap skal bygges ut med havbunnsrammer knyttet opp mot Ivar Aasen. Tidspunkt for utbygging samt produksjonsstart skal tilpasses produksjonen på Ivar Aasen. Flyndre er et lite oljefelt i den sørlige delen av Nordsjøen, vest for Ekofisk-området, og overskrider grenselinjen mellom Storbritannia og Norge. Størstedelen av ressursene er på britisk side. Mærsk Oil UK er operatør, og feltet planlegges bygget ut med en havbunnsramme, knyttet til Clyde-feltet i britisk sektor. Utbyggingsplanen ble godkjent i 2014 og planlagt produksjonsstart er i 2. kvartal 2016. Norskehavet Statoil-opererte Aasta Hansteen ligger om lag 320 kilometer vest for Bodø i Nordland, og skal bygges ut med den første Spar-innretningen et flytende feltsenter på norsk sokkel. Havdypet i området er 1270 meter, og ny teknologi har blitt utviklet for at det skulle bli mulig å bygge ut feltet. Feltet, som i hovedsak inneholder gass, ble påvist i 1997 og fikk PUD godkjent i 2013. Samtidig med at beslutningen om å bygge ut Aasta Hansteen ble tatt, ble bygging av en ny gassrørledning (Polarled) til terminalen på Nyhamna i Møre og Romsdal vedtatt. Nyhamna skal oppgraderes for å kunne motta gass fra Aasta Hansteen og Polarled. Aasta Hansteen og Polarled gjør det mulig å utvikle andre gassfunn i Norskehavet. Planlagt produksjonsstart er sent i 2017. PUD for Wintershall-opererte Maria ble godkjent i september, og er planlagt å starte produksjonen i 4. kvartal 2018. Maria som ble funnet i 2010 - ligger på Haltenbanken i Norskehavet og blir en undervannsutbygging. Brønnstrømmen skal kobles til Kristin-plattformen for prosessering og måling, gass til gassløft hentes fra Åsgard B via Tyrihans og vann for injeksjon skal komme fra Heidrun-feltet. Oljen skal lagres og losses på Åsgard C, mens rikgassen går i Åsgard transportsystem (ÅTS) til Kårstø, der NGL skal tas ut. Barentshavet Eni-opererte Goliat ble funnet i 2000 og fikk godkjent PUD i 2009. Det blir det første oljefeltet i den norske delen av Barentshavet, og bygges ut med en sylinderformet, flytende produksjonsinnretning den første av typen Sevan på norsk sokkel. Eni planlegger oppstart av Goliat i nær framtid.