Sokkelåret 2014 Pressemelding 15. januar 2015

Sokkelåret 2014 Pressemelding 15. januar 2015

Sokkelåret 2014 - Oppsummering Høye kostnader og fallende oljepriser kan etter Oljedirektoratets mening drive fram nødvendige omstillinger som vil styrke petroleumsnæringen på lang sikt. Store gjenværende ressurser på norsk sokkel gir grunnlag for fortsatt verdiskaping og høy aktivitet i mange år framover. «Prisfallet kan føre til at næringen gjennomfører kraftige kostnadskutt. Det trengs, selv om det på kort sikt kan bety et lavere aktivitetsnivå,» sier oljedirektør Bente Nyland. «En kostnadsreduksjon nå kan legge grunnlaget for å sikre robust lønnsomhet på sikt.» Norsk sokkel er ifølge Nyland godt rustet til å møte og håndtere endringene som nå skjer, selv om det er stor usikkerhet i petroleumsnæringen. Aktiviteten er høy, og fire nye felt ble satt i produksjon i 2014. Antallet påbegynte letebrønner var det tredje høyeste noensinne. 56 letebrønner ble påbegynt, og det ble gjort 22 nye funn to flere enn året før. Åtte av disse er i Nordsjøen, fem i Norskehavet og ni i Barentshavet. Ressursene i de nye funnene utgjør mellom 40-110 millioner standard kubikkmeter (Sm³) olje/kondensat og 25-75 milliarder Sm³ utvinnbar gass. Totalproduksjonen av olje og gass nådde 216,7 millioner salgbare Sm³ oljeekvivalenter (o.e.). Dette er 47,4 millioner Sm³ o.e. mindre enn i rekordåret 2004, og 1,4 prosent mer enn i 2013. I 2014 økte oljeproduksjonen for første gang siden tusenårsskiftet. Den nådde 87,8 millioner Sm³, som er tre prosent mer enn året før. «Nye brønner har produsert mer enn forventet, og dette er den viktigste grunnen til at produksjonen har gått opp,» sier Nyland. «I tillegg har regulariteten på feltene blitt bedre, og mange gode tiltak har blitt gjennomført. For eksempel har borekampanjen på Snorre vist seg å være svært vellykket.» Ifølge Oljedirektoratets foreløpige tall ble det investert 172 milliarder kroner i oljevirksomheten på norsk sokkel i fjor. Investeringene anslås å falle rundt 15 prosent fra 2014 til 2015 og med ytterligere åtte prosent til 2017, for deretter å flate ut og øke moderat fra 2018. Myndighetene mottok bare én plan for utbygging og drift (PUD), for gassfunnet 34/10-53 S i nærheten av Gullfaks Rimfaksdalen i Nordsjøen. Imidlertid var elleve felt under utbygging ved årsskiftet: ni i Nordsjøen, ett i Norskehavet og ett i Barentshavet. Dette er et rekordhøyt antall og vil gi betydelige investeringer i de neste par årene. «Det er 79 felt i drift på norsk sokkel i dag. Dette er lønnsomme felt der staten og selskapene tjener penger, og slik vil det fortsatt være, selv om oljeprisen skulle synke ytterligere,» sier Bente Nyland. Det gjenstår å produsere 55 prosent av de totale olje- og gassressursene i Norge. Disse gjenværende ressursene gir grunnlag for fortsatt stor verdiskaping og høy aktivitet i mange år framover, påpeker hun.

Sokkelåret 2014 Investerings- og kostnadsprognoser Det høye kostnadsnivået i petroleumsvirksomheten har etter hvert blitt en stor utfordring. Fallet i olje- og gasspriser de siste månedene har forsterket lønnsomhetsutfordringene i næringen. Store gjenværende petroleumsressurser på norsk sokkel gir grunnlag for fortsatt høy verdiskaping og høy aktivitet i mange år framover. Dette forutsetter et pris- og kostnadsnivå som gjør det mulig å definere nye lønnsomme prosjekt - både på felt i drift og for nye feltutbygginger. Petroleumsvirksomheten er inne i en konsolideringsfase etter en tiårsperiode med kraftig vekst. Lavere olje- og gasspriser vil kunne bidra til at det settes i gang nødvendige omstillinger som sikrer lønnsomhet på lengre sikt. Prisfallet kan være et viktig bidrag til en langsiktig og lønnsom norsk petroleumsvirksomhet, selv om det på kort sikt kan bety redusert lønnsomhet og lavere aktivitet. Skulle det betydelige prisfallet bli mer langvarig uten at kostnadsnivået reduseres, vil dette kunne ha betydelig negativ virkning for petroleumsvirksomheten på sikt. Investeringene anslås å falle rundt 15 prosent fra 2014 til 2015 og med ytterligere åtte prosent til 2017, for deretter å flate ut og øke moderat fra 2018. Samlet er det en nedgang i investeringene på 21 prosent fra 2014 til 2017. Letekostnadene ventes å ha et lignende forløp. Samlet tilsier denne prognosen at investeringer inklusiv letekostnader vil falle med rundt 23 prosent fra 2014 til 2017. Prognosene er utarbeidet under forutsetninger som gjaldt høsten 2014. Det er lagt til grunn at prosjekt som er utsatt vil komme på et senere tidspunkt. Skulle oljeprisen over tid bli liggende på 50-60 dollar fatet, vil dette medføre ytterligere reduksjon i investeringer og letekostnader. To sentrale faktorer - oljepris og kostnadsnivå De siste måneders utvikling i olje- og gasspriser, kombinert med et høyt kostnadsnivå, har skapt betydelig usikkerhet om utviklingen i petroleumsvirksomheten. I tillegg til å ha en direkte effekt på løpende inntekter, har reduksjon i olje- og gasspriser en rekke indirekte effekter på verdiskapingen i sektoren. Redusert olje- og gasspris påvirker beslutninger både i lete-, utbyggings- og driftsfasen. Samtidig vil redusert olje- og gasspris medføre lavere etterspørsel i leverandørmarkeder og bidra til å redusere kostnadsnivået i sektoren. Dette demper effektene av lavere olje- og gasspris på lønnsomhet. Hvor sterke de ulike effektene er, og hvor raskt de blir synlige, er det for tidlig å si noe om.

Figur 1: Utvikling i investeringer inkludert letekostnader og oljepris Mange investeringsbeslutninger som får effekt i 2015 er allerede tatt, og potensialet for ytterligere reduksjon er derfor moderat. Usikkerheten i anslagene øker naturligvis over tid, men dersom oljeprisen over tid blir liggende på 50-60 USD og selskapene legger den lave prisen til grunn for investeringsbeslutninger, vil investeringsnivået kunne falle ytterligere fra 2016. Utviklingen i olje- og gassprisene og kostnadsnivået i næringen er nært knyttet sammen. I de investeringsanslagene som operatørselskapene har rapportert til Oljedirektoratet, og som ligger til grunn for investeringsprognosen, ligger et stabilt til svakt økende kostnadsnivå de nærmeste årene. Reduserte kostnader vil derfor påvirke investeringsprognosen direkte ved lavere kostnadsnivå på prosjektnivå, men også indirekte ved at flere prosjekt blir lønnsomme til gitte produktpriser. I tillegg til et lavere kostnadsnivå som følge av lavere priser i ulike leverandørmarkeder, kan også en lav oljepris på sikt bidra til effektivisering og teknologiutvikling og dermed reduserte kostnader. I denne prognosen er det i liten grad tatt hensyn til disse effektene. Investeringer Samlet investeringsanslag Investeringene for 2015 er anslått til 147 milliarder kroner, 25 milliarder kroner lavere enn foreløpig tall for 2014 (se figur 2). De antas å synke ytterligere til om lag 135 milliarder kroner i 2017 for deretter å stige gradvis påfølgende år (se figur 2).

Figur 2: Investeringer eksklusiv leting - historiske tall for perioden 2009-2013 og prognose for 2014-2019 Investeringene på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene og er anslått å ligge mellom 70 og 80 milliarder kroner de nærmeste årene. Etter en topp i 2013, har det vært en betydelig reduksjon i investeringene på felt i drift. Dette skyldes at større prosjekt som Ekofisk Sør, Eldfisk II, nye kompressorer på Troll og Åsgard undervannskompresjon er i avslutningsfase uten at det er satt i gang tilsvarende nye store prosjekter. Ved årsskiftet var 11 felt under utbygging, tre med flytende innretning og fem med bunnfast innretning. De øvrige tre er havbunnsutbygginger. Dette er et rekordhøyt antall og medfører betydelige investeringer. For 2015 er investeringene i disse feltene anslått til vel 60 milliarder kroner, for deretter å falle raskt etter hvert som feltene settes i drift. I prognosen er det lagt til grunn at det vil bli relativt få nye feltutbyggingsbeslutninger i de nærmeste årene. Storparten av disse investeringene er knyttet til utbyggingen av Johan Sverdrup. Sammenlignet med prognosen publisert på sokkelåret 2013 ligger investeringene betydelig lavere. For perioden 2015-2019 er investeringsanslagene redusert med 175 milliarder kroner sammenlignet med prognosen for ett år siden. Dette skyldes dels lavere investeringer på felt i drift enn antatt for ett år siden og dels prosjektutsettelser for nye feltutbygginger. Figur 3 viser investeringsprognosen fordelt på ulike hovedkategorier investeringer. Reduksjonen i investeringer fra 2014 til 2015 kommer særlig innenfor driftsinvesteringer/modifikasjoner på felt i drift. De ressursmessige konsekvensene av dette på sikt er usikre. I tillegg er det en reduksjon i brønninvesteringer. Dette har sammenheng med at en rekke større feltprosjekt er i avslutningsfasen, uten at nye har startet opp. Investeringsanslagene i figur 3 viser betydelige investeringer i bunnfaste og flyttbare innretninger. Disse er knyttet til pågående feltutbygginger og til utbyggingen av Johan Sverdrup.

Figur 3: Historiske investeringstall for perioden 2009-2013 og prognose for 2014-2019 Virkninger av lavere olje- og gasspriser Skulle oljeprisen over tid bli liggende rundt 50-60 dollar per fat, vil dette medføre en ytterligere reduksjon i investeringer. I figur 4 er prognosen splittet på investeringer til feltutbygginger, inklusiv Johan Sverdrup. Dette er investeringer vi med rimelig grad av sikkerhet antar vil komme. Det er også skilt mellom investeringer på felt i drift og funn (ekskl. Johan Sverdrup). Det er innenfor de to siste kategoriene at en ytterligere reduksjon i investeringene kan komme. Figur 4: Investeringsprognose spesifisert på pågående feltutbygginger samt Sverdrup, felt i drift og funn Investeringsanslag for felt i drift er vist i figur 5. Utvinningsbrønner er anslått til å utgjøre 55 prosent av investeringene på felt i drift. I tillegg kommer driftsinvesteringer/modifikasjoner på innretningene og nye innretninger, som havbunnsanlegg. Potensialet for ytterligere reduksjon i feltinvesteringene ligger i en reduksjon og/eller utsettelse av modifikasjonsinvesteringer. I tillegg vil det kunne medføre at prosjekt for økt utvinning blir vanskeligere å gjennomføre. Produksjonen av reserver kan også påvirkes da besluttede tiltak vil kunne revurderes. Boring av nye utvinningsbrønner er sentralt i mange av prosjektene.

Figur 5: Investeringsprognose for felt i drift Det er stor variasjon i lønnsomheten av utvinningsbrønner; fra brønner som er lønnsomme med en svært lav oljepris til brønner som trenger en oljepris opp mot 70 USD per fat. Dersom en oljepris ned mot 50 USD per fat legges til grunn for borebeslutning, vil et betydelig antall brønner bli vurdert som ulønnsomme. Effekter av lavere oljepris for boring av nye brønner kompliseres ved allerede inngåtte riggkontrakter og lengde på kontraktsperiode. Letekostnader Letekostnadene består hovedsakelig av kostnader til seismikk og boring av letebrønner. I 2014 er det påbegynt 56 letebrønner, 41 undersøkelsesbrønner og 15 avgrensningsbrønner med samlede letekostnader anslått til 36 milliarder kroner. For 2015 er det lagt til grunn at antall brønner reduseres til 40 letebrønner og samlede letekostnader til 30 milliarder kroner. Det er lagt til grunn en ytterligere nedjustering i leteaktiviteten med samlede letekostnader på 24 milliarder kroner for årene 2016-2018. Deretter er leteaktiviteten antatt å øke moderat. Figur 6: Anslag på letekostnader historiske tall for 2011-2014. Prognose deretter. Det er betydelig usikkerhet rundt leteaktiviteten framover. Aktiviteten vil blant annet avhenge av utviklingen i oljepris, hvor mange funn som blir gjort og størrelsen på disse.

Driftskostnader Ved utgangen av 2014 var 78 felt i produksjon. Driftskostnadene ventes å ligge relativt stabilt rundt 65 milliarder kroner de nærmeste årene (se figur 7). De ordinære driftskostnadene, vedlikehold av innretninger og brønnvedlikehold utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene. Figur 7: Driftskostnader (eksklusiv gasskjøp og driftsforberedelser) SAMLET ANSLAG FOR KOSTNADSUTVIKLINGEN Figur 8 viser en samlet prognose for investeringer, lisensrelaterte letekostnader, konseptstudier og nedstengning og disponering. Endring fra 2014 til 2015 er på vel 13 prosent. For perioden 2014 til 2017 er reduksjonen på vel 21 prosent. Hvis konseptstudier og kostnader knyttet til nedstenging og disponering utelates, er de tilsvarende tallene henholdsvis 15 prosent for 2014 til 2015 og 23 prosent for perioden 2014 til 2017. Figur 8: Prognose for investeringer, lisensrelaterte letekostnader, konseptstudier nedstengings- og disponeringskostnader

I Figur 9 er også driftskostnader og selskapsrelaterte letekostnader inkludert. Figur 9: Samlede kostnader, historiske tall for 2009-2013 og prognose for 2014-2018.

Sokkelåret 2014 Petroleumsproduksjon Det ble produsert 216,7 millioner salgbare standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.) i 2014. Dette er 47,4 millioner Sm³ o.e. mindre enn i rekordåret 2004, og 1,4 prosent mer enn i 2013. Denne økningen var litt større enn ventet i prognosene som ble laget for 2014. Oljeproduksjonen økte fra 2013, etter en kontinuerlig nedgang siden 2001. Totalproduksjonen av petroleum i 2015 antas å bli 215,6 millioner Sm³ o.e, noe lavere enn i 2014, for deretter å holde seg relativt stabil. I femårsperioden 2010-2014 ble det produsert 1104 millioner Sm³ o.e. For femårsperioden fram til 2019 er produksjonen ventet å bli 1080 millioner Sm³ o.e. Figur 1. Faktisk og prognosert salg av petroleum 1971-2019. Gass I 2014 ble det solgt 109 milliarder Sm³ gass (107,2 milliarder Sm 3 40 megajoule gass). Dette er 0,2 milliarder Sm³ mer enn i 2013. Den solgte mengden er om lag som antatt i prognosen utarbeidet til sokkelåret 2013, og salget ble 0,1 milliarder Sm 3 (0,1 prosent) høyere enn forutsatt.

Prognosen i figur 2 viser et stabilt produksjonsnivå, før gassproduksjonen igjen øker gradvis. Figur 2. Faktisk og prognosert gassalg til og med 2019. Olje Oljeproduksjonen i 2014 ble 87,8 millioner Sm³ (1,51 millioner fat per dag), mot 84,9 millioner Sm 3 (1,46 millioner fat per dag) året før. 73 felt bidro til oljeproduksjonen i 2014, i tillegg til et funn som ble prøveprodusert. Fjorårets oljeproduksjon ble 2,3 millioner Sm³, nesten tre prosent, høyere enn Oljedirektoratets anslag fra høsten 2013. Produksjonen fra 2013 til 2014 økte med tre prosent. Det var forventet at produksjonsnedgangen skulle snu i 2014. Ferdigstilling av flere større prosjekt på felt i drift, boring av brønner og oppstart av nye felt i 2014 er årsaken til dette. Feltene som skulle starte i 2014 kom noe senere i produksjon enn innmeldt høsten 2013, men til gjengjeld har flere av de etablerte feltene hatt en større suksess enn ventet med sine borekampanjer i 2014. I tillegg er det indikasjoner på at regulariteten på feltene har vært bedre enn tidligere. Dessuten er definisjon av salgsproduktet fra de eldre feltene som har levert kondensat til Kårstø endret. I forbindelse med oppstart av produksjonen på Gudrun er salgsproduktet omdefinert til en olje (Gudrun blend). Dette har medført et salg av 0,77 millioner Sm³ olje, som ikke var med i prognosen for 2014. Endringen har ingen økonomisk betydning, da kondensatmengden i forhold til prognosene reduseres tilsvarende. Oljedirektoratet utarbeider prognoser med et 80-prosents konfidensintervall. Det vil si at det er 10 prosent sannsynlig at produksjonen blir lavere enn lavt anslag og 10 prosent sannsynlig at produksjon blir høyere enn høyt anslag. For 2015 anslår Oljedirektoratet at oljeproduksjonen vil reduseres noe fra nivået i 2014, til 86,3 millioner Sm³ (1,49 millioner fat per dag). De neste årene er oljeproduksjonen forventet å bli relativt stabil, men noe mer avtakende enn forutsatt i i forrige prognose. Usikkerheten i 2015 er anslått til å være +12/-12 prosent. Usikkerheten er særlig knyttet til reservoarenes leveringsevne, boring av nye utvinningsbrønner, oppstart av nye felt og regulariteten på feltene i drift.

Figur 3. Usikkerhet i framtidig oljeproduksjon. For 2015 er det også prognosert produksjon av kondensat og NGL med henholdsvis 2,1 millioner Sm³ og 10,3 millioner tonn. Total væskeproduksjon er derfor anslått til 108 millioner Sm 3 o.e. (1,86 millioner fat o.e. per dag). Tabellen under viser prognosen for produksjon fordelt på de ulike produktene for de neste fem årene. Olje / Oil (mill Sm 3 ) NGL / NGL (mill Sm 3 o.e.) Kondensat / Condensate (mill Sm 3 ) Væske / Liquid (mill Sm 3 o.e.) Væske / Liquid (mill fat o.e. per dag) Gass / Gas (mrd Sm 3 ) Totalt / Total (mill Sm 3 o.e.) 2015 2016 2017 2018 2019 86,3 86,6 85,7 82,4 80,7 19,6 19,6 19,1 19,0 18,3 2,1 2,1 2,4 2,8 3,0 108,0 108,3 107,2 104,2 102,0 1,9 1,9 1,9 1,8 1,8 107,6 107,1 110,0 112,9 112,9 215,6 215,3 217,2 217,1 214,9 I perioden 2015-2019 anslås oljeproduksjon å nå 422 millioner Sm³. Det er 42 millioner Sm³ mindre enn i forrige femårsperiode. Oljeproduksjonen ventes å komme fra felt i drift eller fra felt som er godkjent for utbygging. Dette inkluderer tiltak for økt utvinning på de samme feltene. Produksjon som er vedtatt, står for 94 prosent av volumet i femårsperioden.

Figur 4. Oljeproduksjon 2010-2019 fordelt på modenhet. Prognosene er utarbeidet under forutsetninger som gjaldt høsten 2014. Dersom prisnivået blir liggende relativt mye lavere over lenger tid vil det sannsynligvis få konsekvenser for aktivitetsnivået og dermed for produksjonen. På kort sikt vil det kunne medføre at prosjekt for økt utvinning, vist som ressurser i felt i figur 4, blir vanskeligere å gjennomføre. Produksjonen av reserver kan også påvirkes, da besluttede tiltak vil kunne revurderes. På litt lengre sikt kan i så fall beslutninger om nye feltutbygginger bli ytterligere utsatt.

Sokkelåret 2014 - Leting Leteaktiviteten er fortsatt høy på norsk sokkel. I fjor ble 56 letebrønner påbegynt og 59 avsluttet. Dette er tre færre påbegynte letebrønner enn i 2013, men det tredje høyeste tallet noensinne. Av disse var 41 undersøkelsesbrønner og 15 avgrensningsbrønner. Letebrønnene fordeler seg slik: I Nordsjøen 33 påbegynte og 35 avsluttede, i Norskehavet ti påbegynte og ti avsluttede, og i Barentshavet 13 påbegynte og 14 avsluttede brønner. Med 19 påbegynte letebrønner er Statoil den operatøren som boret mest, etterfulgt av Lundin med ti og Centrica med fire. Det norske, RWE Dea, Total og VNG boret alle tre brønner hver, Tullow, BG, Wintershall to, og Noreco, OMV, GDF Suez, E.ON og Shell én brønn hver. Det er gjort 22 nye funn i 2014: åtte i Nordsjøen, fem i Norskehavet og ni i Barentshavet. Ressurstilveksten fra funnene er i størrelsesorden 40-110 millioner standard kubikkmeter (Sm 3 ) olje/kondensat og 25-75 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Nordsjøen Leteaktiviteten i Nordsjøen er noe redusert etter at funnet Johan Sverdrup i midtre del av Nordsjøen ble endelig avgrenset. Statoil har gjort seks og Total to funn, og alle er gjennomgående små og feltnære. Det sørligste funnet er gjort øst for Heimdalfeltet i midtre del av Nordsjøen. Her har Total påvist olje i undersøkelsesbrønn 25/5-9 i Heimdalformasjonen i paleocene. Foreløpige beregninger tyder på at funnet inneholder mellom 1 og 4,5 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Like øst for Granefeltet i midtre del av Nordsjøen er funnet 25/8-4, påvist i 1992, blitt vellykket avgrenset med brønn 25/8-18 S. Brønnen ble boret av Statoil, og påviste en 25 meter tykk oljekolonne i Heimdalformasjonen i paleocene. Boringen har økt ressursanslaget til et sted mellom 5 og 12 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Det er konkrete planer om en rask utbygging til Granefeltet. I Osebergområdet har Statoil gjort to funn. Sør i blokken, i brønn 30/11-9 A, er det påvist olje i øvre og midtre jura reservoarbergarter. Funnets størrelse er beregnet å være mellom 1 og 3 millioner Sm 3 utvinnbare oljeekvivalenter (o.e). Sørvest for Osebergfeltet har Statoil funnet olje i brønn 30/11-10 i Brentgruppen i jura, like nord for funnet 30/11-8 S (Krafla), påvist i 2011. Funnets størrelse er også her mellom 1 og 3 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Ved Framfeltet nordøst i Nordsjøen, i brønn 35/11-17, har Statoil funnet olje i Fensfjordformasjonen i øvre jura og i Brentgruppen i midtre jura. Foreløpige beregninger tyder på at funnet inneholder mellom 1 en og 3 millioner Sm 3 utvinnbare oljeekvivalenter. Videre er funnet 35/9-7 (Skarfjell), påvist i 2012 i samme område, blitt avgrenset med brønnene 35/9-10 S og A. Ressurspotensialet er anslått til 10-23 millioner Sm 3 utvinnbar olje og 8-15 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Rundt feltene Gullfaks og Visund i den nordlige delen av Nordsjøen er det gjort fire funn, alle i jura reservoarbergarter. Statoil har gjort to funn i brønnene 34/10-54 S og A. Den siste ble boret som et sidesteg. Foreløpige beregninger tyder på at funnene inneholder henholdsvis 2-3 milliarder Sm 3 gass og 1-2 milliarder Sm 3 utvinnbar gass.

I brønn 34/8-17 S, boret like øst for Visundfeltet, er det påvist olje og gass. Funnet er anslått å inneholde mellom 1 og 2 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Nordøst i Gullfaksområdet er funnet 34/6-2 S (Garantiana), påvist av Total i 2012 i Cookformasjonen i jura, avgrenset med brønn 34/6-3 S. Det opprinnelige ressursanslaget fra 2012 var på 6 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Etter avgrensningsbrønnen er funnet anslått å inneholde mellom 6 og 14 millioner Sm 3 utvinnbar olje. I tillegg er det funnet mindre mengder olje i samme nivå i undersøkelsesbrønn 34/6-3 A, boret som et sidesteg fra brønn 34/3-6 S. Norskehavet I Norskehavet er det gjort fem nye funn. Sørvest for Njordfeltet har VNG påvist olje og gass i brønn 6406/12-3 S (Pil) i Rogn- og Melkeformasjonen i øvre jura. Det er påvist en 226 meters hydrokarbonkolonne, hvorav 135 meter er olje i et reservoar med gode strømningsegenskaper. Funnet er avgrenset med brønn 6406/12-3 B, og størrelse er beregnet til mellom 9 og 21 millioner Sm 3 olje og 3-6 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Like i nærheten, i brønn 6406/12-3 A også operert av VNG er det gjort et oljefunn (Bue) med 3-6 millioner Sm 3 utvinnbar olje. Lenger nord i Åsgardområdet har Wintershall påvist gass/kondensat i brønn 6407/1-7 i Langeformasjonen i nedre kritt. Funnet er foreløpig beregnet å inneholde mellom 1 og 4 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Lengst nord, like sør for Heidrunfeltet, har Faroe Petroleum gjort et mindre olje- og gassfunn i brønn 6507/10-2 S i Garnformasjonen i midtre jura. Foreløpige beregninger tyder på at funnet rommer mellom 1 og 2,5 millioner Sm 3 utvinnbare oljeekvivalenter. I dypvannsområdene like øst for Asta Hansteenfeltet er det påvist gass i brønn 6707/10-3 S i Kvitnosformasjonen i kritt. Funnet (Ivory) er gjort av Centrica. Foreløpige beregninger tyder på at det inneholder mellom 2 og 8 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Barentshavet Leteaktiviteten har vært høy i Barentshavet. Det er gjort ni nye funn, og ett av dem er det største på norsk sokkel i 2014. Lundin har i brønn 7220/11-1 (Alta), like nord for Snøhvitområdet, påvist olje i kalkstein i Gipsdalengruppen i perm. Formasjonstester viste et reservoar med gode strømningsegenskaper. Funnets størrelse er beregnet til mellom 14 og 50 millioner Sm 3 utvinnbar olje og 5-17 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Like sør, i brønn 7120/1-4 S også operert av Lundin ble det boret en avgrensningsbrønn på funnet 7120/1-3 (Gohta), påvist i 2013. Resultatene fra denne brønnen har ikke endret de opprinnelige ressurstallene fra 2013. Nordvest i samme område, rundt Johan Castbergfunnet, har Statoil avsluttet borekampanjen som startet i fjor. I den første brønnen 7220/4-1 (Kramsnø) i nord ble det funnet en gasskolonne på 130 meter i Stø- og Nordmelaformasjonen i jura og en 45 meters gasskolonne i Snaddformasjonen i trias. Funnet er beregnet å inneholde mellom 2 og 4 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. I den neste brønnen lenger sør, 7220/7-3 (Drivis), ble det påvist en gasskolonne på 69 meter i Støformasjonen og en 86 meters oljekolonne i Stø- og Nordmelaformasjonen i jura. Funnets størrelse er beregnet å være mellom 7 og 10 millioner Sm 3 utvinnbare oljeekvivalenter. Dette er det største funnet i kampanjen.

I den siste, nordligste brønnen 7220/2-1 (Isfjell) er det påvist gass i Støformasjonen i jura. Funnet er anslått å inneholde mellom 1 og 2 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Resultatene fra disse boringene har ikke svart til de forventningene en hadde før boring. Det er kun gjort ett oljefunn, og funnene er mindre enn ventet. Et stykke nordvest for Johan Castberg-området, i brønn 7319/12-1, har Statoil funnet gass. Brønnen har påvist en 15 meters gasskolonne i Kveiteformasjonen i kritt. Funnet er gjort i et lite utforsket område i en tidligere ubekreftet letemodell, og størrelsen på funnet er foreløpig beregnet til mellom 5 og 20 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. I Hoop-området i nordøst er det gjort tre nye funn. Sør i området, i brønn 7424/7-2 (Hanssen), har OMV påvist olje i Støformasjonen i jura. Funnet er beregnet å inneholde mellom 3 og 8 millioner Sm 3 utvinnbar olje, og ligger like nord for funnet 7324/8-1 (Wisting), påvist i 2013. I naboblokken i øst har Statoil påvist gass i brønn 7324/9-1 (Mercury) i Støformasjonen i jura. Funnet er beregnet til mellom 1 og 2 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. Det nordligste funnet på norsk sokkel ble gjort av Statoil i brønn 7325/1-1 (Antlantis). Det ble kun påvist en 10 meters gasskolonne i Snaddformasjonen i jura. Funnets størrelse er anslått til mellom 0,7 og 2 milliarder Sm 3 utvinnbar gass. I tillegg har Det norske oljeselskap påvist olje i brønn 7222/11-2, nordøst for Snøhvitområdet. Funnet er gjort i Kobbeformasjonen i trias. Det er påvist mellom 1,5-2,5 millioner Sm 3 olje i brønnen. Utvinnbare ressurser i nye funn i 2014. Foreløpige ressurstall Brønn Operatør Hydrokarbontype Olje/-Kondensat Gass mrd Sm3 25/5-9 Total E & P olje Mill Sm3 0.8-2.1-4.5 30/11-9 A Statoil olje 1-2-3 30/11-10 Statoil olje 1-2-3 1< 34/6-3 A Total olje 1< 34/8-17 S Statoil gass 0.7-1.3-1.8 34/10-54 S Statoil gass 1< 1-2-3 34/10-54 A Statoil gass 2-2.5-3 35/11-17 Statoil olje 1-1.1-1.5 1< 6406/12-3 S VNG Norge AS olje 9-14-21 2.7-4.2-6 6406/12-3 A VNG Norge AS olje 1-2-3.3 1< 6407/1-7 Wintershall gass 1< 0.5-1-2.5 6507/10-2S Faroe Petroleum olje 0.5-1-1.5 6707/10-3 S Centrica energi gass 2-4-8 7220/2-1 Statoil gass 1-1.5-2 7220/4-1 Statoil gass 1< 1-2-4 7220/7-3 S Statoil olje 7-8-10 1-1.5-1.7 7220/11-1 Lundin Norway olje 13-26-50 5-10-17 7222/11-2 Det norske olje 1.4-1.7-2.5 7319/12-1 Statoil gass 5-12-20 7324/7-2 OMV (Norge) olje 2.4-4.5-6.5 1< 7324/9-1 Statoil gass 1.1-1.4-1.8 7325/1-1 Statoil gass 0.7-1.3-2.1 40-67-110 25-46-75

Sokkelåret 2014 Feltutbygginger I 2014 mottok myndighetene én plan for utbygging og drift (PUD), for et lite gassfunn nær Statoil-opererte Gullfaks Rimfaksdalen i Nordsjøen. Funnet 34/10-53 S skal bygges ut med en havbunnsramme knyttet opp mot Gullfaks A. Ved årsskiftet var 11 felt under utbygging på norsk sokkel: Ni av disse i Nordsjøen, ett i Norskehavet og ett i Barentshavet. Nordsjøen Fem nye bunnfaste produksjonsinnretninger er under bygging i Nordsjøen. To av disse vil komme på feltene Gina Krog og Martin Linge, som begge ble påvist allerede i 1978. Teknologiutvikling samt ny undergrunninformasjon bidro til at rettighetshaverne kunne beslutte utbygging i 2012. Statoil-opererte Gina Krog ligger omlag 30 kilometer nordvest for Sleipner. Hydrokarbonene herfra skal overføres til Sleipner for endelig prosessering, og det skal benyttes et lagerskip for olje. Totalopererte Martin Linge ligger omlag 42 kilometer vest for Osebergområdet 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 elektrisk kraft fra land. Planlagt produksjonsstart for Gina Krog og Martin Linge er henholdsvis 2017 og seint i 2016. Lundin og Det Norske fikk godkjent PUD for henholdsvis Edvard Grieg og Ivar Aasen i 2012 og 2013. Dette er to relativt nye felt som ble påvist i henholdsvis 2007 og 2008. Begge er lokalisert på Utsirahøgda og utbyggingsløsningene er samordnet. Hydrokarbonene fra Ivar Aasen skal overføres til Edvard Grieg for sluttprosessering. Edvard Griegfeltet skal også overføre kraft til Ivar Aasen. Planlagt produksjonsstart for Edvard Grieg og Ivar Aasen er henholdsvis seint 2015 og 2016. Feltet Hanz som er operert av Det Norske skal bygges ut med havbunnsrammer knyttet opp mot Ivar Aasen. Tidspunkt for utbygging samt produksjonsstart vil bli tilpasset produksjonen på Ivar Aasen. Statoil-opererte Valemon, påvist i 1985, er et gassfelt som ligger rett vest for Kvitebjørn. Utbyggingsplanen ble godkjent i 2011, og feltet begynte å produsere 3. januar 2015. Valemon er bygget ut med en bunnfast produksjonsinnretning med forenklet separasjonsprosess. Kondensatet og gassen overføres til henholdsvis Kvitebjørn og Heimdal. Innretningen fjernstyres fra Kvitebjørn. Knarr, som ligger cirka 50 kilometer nordøst for Snorre, er det første store utbyggingsprosjektet for BG på norsk sokkel. Feltet er bygget ut med en flytende produksjonsinnretning (FPSO), som er bygget på Samsung-verftet i Sør-Korea og leies av Teekay. Etter et par måneders opphold på Aibels verft i Haugesund ble skipet slept ut på feltet i november 2014. Planlagt produksjonsstart er tidlig 2015. Bøyla ble påvist i 2009 fikk godkjent PUD i 2012. Oljefunnet er bygget ut med en havbunnsinnretning som knyttes opp mot Alvheim FPSO som ligger omlag 28 kilometer lenger nord. Det Norske tok over operatørskapet fra Marathon i 2014. Planlagt produksjonsstart er tidlig 2015. Flyndre er et lite oljefelt som ligger vest for Ekofisk og overskrider grenselinjen mellom Storbritannia og Norge. Størstedelen av ressursene er på britisk side. Mærsk Oil er operatør, og feltet planlegges bygget ut med en horisontal havbunnsramme på britisk side, knyttet til Clydefeltet i Storbritannia. Flyndre fikk godkjent PUD i 2014, og planlagt produksjonsstart er i 2. kvartal 2016.

Norskehavet Statoil-opererte Aasta Hansteen ligger omlag 320 kilometer vest for Bodø, 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 det skulle være mulig å bygge ut feltet. Feltet ble påvist i 1997 og fikk godkjent PUD i 2013, og inneholder i hovedsak gass. Samtidig med beslutning om utbygging av Aasta Hansteen ble det besluttet utbygd en ny gassrørledning (Polarled) til Nyhamna. Nyhamna ble i samme periode besluttet oppgradert for å motta gass fra Aasta Hansteen og Polarled. Aasta Hansteen og Polarled vil gi mulighet for utvikling av andre gassfunn i Norskehavet. Planlagt produksjonsstart er seint i 2017. Barentshavet Eni-opererte Goliat ble påvist i 2000 og fikk godkjent PUD i 2009. Det blir det første oljefeltet i Barentshavet, og bygges ut med en sylinderformet, flytende produksjonsinnretning den første av typen Sevan på norsk sokkel. Produksjonsstarten var opprinnelig satt til november 2013, men har blitt utsatt.