Oppsummering første halvår 2017

Gina-ingress
13.07.2017
Det er stor aktivitet på norsk sokkel. I første halvår er det gjort seks funn, seks utbyggingsplaner er godkjent og tre nye felt er satt i produksjon.

Petroleumsproduksjon

Den totale petroleumsproduksjonen så langt i 2017 er om lag 119,9 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3o.e.). Av dette er 47,5 millioner Sm3 olje og 11,4 millioner Sm3 NGL og kondensat. Det er solgt 61 milliarder Sm3 gass. Totalvolumet er 1,4 millioner Sm3 o.e. høyere enn i 2016. 

Leting

I første halvår i år er det boret 15 letebrønner; ni undersøkelsesbrønner og seks avgrensningsbrønner. Det er gjort seks funn; to i Nordsjøen, to i Norskehavet og to i Barentshavet.

I Nordsjøen ble det funnet gass i Statoils undersøkelsesbrønn 34/11-6 S ved Valemon-feltet. Funnet er foreløpig estimert til mellom 3 og 8 millioner Sm3 utvinnbare o.e. 

I Statoils undersøkelsesbrønn 34/10-55 S nordøst for Gullfaks-feltet i Nordsjøen ble det påvist olje og gass. Foreløpige ressursanslag er mellom 1 og 3 millioner Sm3 utvinnbare o.e.

Det er også boret to avgrensningsbrønner i Nordsjøen: Statoils brønn 16/2-22 S avgrenset Johan Sverdrup-feltet. Brønnen traff på en 16 meter oljekolonne i et moderat til dårlig reservoar. Det opprinnelige ressursanslaget på 302-477 millioner Sm3 utvinnbare o.e. er uendret.

Lundins brønn 16/1-27 avgrenset Edvard Grieg-feltet. Brønnen traff på en 15 meter oljekolonne i svært godt reservoar. Ressursanslaget, som var 35 millioner Sm3 utvinnbare o.e. før denne brønnen ble boret, økes med mellom 1,6 og 4,8 millioner Sm3.

I Norskehavet påviste Statoil olje og gass nordvest for Norne-feltet i undersøkelsesbrønn 6608/10-17 S. Funnet er foreløpig estimert til mellom 3 og 13 millioner Sm3 utvinnbare o.e.

I undersøkelsesbrønn 6507/3-12 som Statoil boret øst for Alve-feltet, ble det gjort et gassfunn som foreløpig er estimert til mellom 1 og 5 millioner Sm3 utvinnbare o.e. Boringen av avgrensningsbrønn 6507/3-12 A ble stoppet på grunn av tekniske problemer.

I Barentshavet fant Lundin olje og gass i undersøkelsesbrønn 7219/12-1 og avgrensningsbrønn 7219/12-1 A nordvest for Alta-funnet. Foreløpig volumanslag er mellom 5,5 og 16 millioner Sm3 utvinnbare o.e.

Statoil gjorde et oljefunn i undersøkelsesbrønn 7219/9-2 om lag 23 kilometer sørvest for funnbrønnen 7220/8-1 Johan Castberg. Foreløpige beregninger viser at funnet inneholder mellom 4 og 8 millioner Sm3 utvinnbar olje.

Det er boret én avgrensningsbrønn i Barentshavet i år. Lundins brønn 7120/1-5 på Gohta-funnet traff på et dårlig reservoar med spor av hydrokarboner og er klassifisert som tørr. Det opprinnelige ressursanslaget på 10-21 millioner Sm3 utvinnbar olje og 5-8 millioner Sm3 utvinnbar gass blir redusert som følge av dette.

Planlagte letebrønner i andre halvår

I andre halvår 2017 er det planlagt mellom 20 og 25 letebrønner. Både i Barentshavet og i Nordsjøen kan det bli mellom åtte og ti letebrønner, mens det kan bli inntil fem i Norskehavet. Av disse er det tre som pågår, 7121/8-1 og 7220/11-4 i Barentshavet og 31/7-2 S i Nordsjøen.

Kartlegging av de østlige delene av Barentshavet nord

I april la OD fram resultatet av en kartlegging av det norske havområdet i den østlige delen av Barentshavet nord. Området utgjør et areal på om lag 171.000 km2, og er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet. Ressursene i området er anslått til 1,4 milliarder Sm3 o.e. Om lag 60 prosent av ressursene er trolig væske, og resten gass. 

Tildelinger i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2016 og 2017

I midten av januar tildelte Olje- og energidepartementet (OED) 56 nye utvinningstillatelser til 29 selskap i TFO 2016. Det var 33 selskap som søkte. Det ble tildelt 36 utvinningstillatelser i Nordsjøen, 17 i Norskehavet og tre i Barentshavet.

TFO 2017 ble utlyst 2. mai med søknadsfrist 1. september. Nytt av året er at søknadene skal leveres til OD digitalt.

24. konsesjonsrunde

21. juni ble det lyst ut 102 blokker i 24. konsesjonsrunde. 93 av blokkene ligger i Barentshavet og ni i Norskehavet. Søknadsfrist er torsdag 30. november.

 

Feltutbygginger

Nye felt

Første halvår 2017 ble de tre feltene Flyndre, Sindre og Gina Krog satt i produksjon.

Flyndre er et oljefelt i Ekofisk-området i Nordsjøen, på grensen mellom britisk og norsk sokkel. Det ble påvist i 1974 og er bygd ut med en havbunnsbrønn til Clyde-innretningen på britisk sokkel. Mesteparten av ressursene ligger i britisk sektor. Produksjonsstart var i mars 2017. Maersk Oil UK er operatør.

Sindre er et lite oljefelt som ligger like øst for Gimle og nordøst for Gullfaks i den nordlige delen av Nordsjøen. Feltet ble påvist gjennom boring av en lang brønn fra Gullfaks C-plattformen i april 2017, og produksjonen startet gjennom denne brønnen i mai, etter at det var innvilget PUD-fritak. Statoil er operatør.

Gina Krog er et olje- og gassfelt nær Utsirahøgda i Nordsjøen som ble påvist i 1974. De utvinnbare reservene er 16,8 millioner standard kubikkmeter olje, 11,8 milliarder Sm3 gass og 3,2 millioner tonn NGL. Feltet er bygd ut med en stålplattform og et lagerskip for olje. En oppjekkbar rigg brukes til boring. Oljen eksporteres via bøyelasterskip, og gassen sendes til Sleipner A-plattformen for sluttprosessering. Gass til injeksjon blir importert fra Zeepipe 2A (Gassled).  Produksjonen startet 30. juni. Statoil er operatør.

Planer for utbygging og drift

Hittil i år er det godkjent seks planer for utbygging og drift (PUD) for feltene Utgard, Byrding, Oda, Dvalin, Trestakk og Bauge. I tillegg er det godkjent endret PUD for Njord. Feltene Goliat Snadd, Troll Brent B og Sindre har fått PUD-fritak. Det pågår 12 feltutbygginger, og to avslutningsplaner ble mottatt i første halvår.

Utgard er et gass- og kondensatfelt vest for Sleipner-området i Nordsjøen. Det strekker seg over den norsk-britiske kontinentalsokkelgrensen og er anslått å inneholde om lag ni millioner Sm3 o.e. Den største andelen av reservene i Utgard ligger på norsk side. Utbyggingen skal knyttes opp mot innretninger på Sleipner. Forventet investering er nær 1,9 milliarder kroner (norsk andel). Produksjonsstart er planlagt fjerde kvartal 2019. Statoil er operatør.

Byrding er et olje- og gassfelt sørvest for Gjøa i Nordsjøen. Det er anslått å inneholde om lag 1,8 millioner Sm3 o.e. og skal bygges ut ved å benytte eksisterende brønnramme i Fram-området. Forventet investering er nær én milliard kroner. Statoil er operatør.

Oda er et oljefelt øst for Ula i Nordsjøen. Estimatene viser at det kan utvinnes 7,5 millioner Sm3 o.e. herfra. Investeringene for utbyggingen er beregnet til om lag 5,4 milliarder kroner. Feltet skal knyttes opp mot Ula, og produksjonen er planlagt å starte i tredje kvartal 2019. Centrica er operatør.

Dvalin er et gassfelt nær Heidrun i Norskehavet. De utvinnbare ressursene er anslått til om lag 18 milliarder Sm3 gass. Feltet skal knyttes opp mot Heidrun. Investeringene er ventet å bli i overkant av ti milliarder kroner. Produksjonsstart er planlagt til fjerde kvartal 2020. DEA er operatør.

Trestakk er et oljefelt nær Åsgard i Norskehavet. Utvinnbare ressurser er beregnet til 10,5 millioner Sm3 olje. Feltet knyttes opp mot Åsgard A-skipet. Forventede investeringer er om lag 5,5 milliarder kroner. Produksjonsstarten er planlagt til andre kvartal 2019. Statoil er operatør.

Bauge er et oljefelt nær Njord-feltet og undervannsfeltet Hyme i Norskehavet. Bauge skal knyttes opp til begge disse feltene. De utvinnbare ressursene er anslått til 7,9 millioner Sm3 olje, 1 million tonn NGL og 1,9 milliarder Sm3 gass. Investeringene er estimert til 3,9 milliarder kroner. Produksjonsstart er planlagt til fjerde kvartal 2020. Statoil er operatør.

Njord i Norskehavet ble stengt i 2016 på grunn av strukturelle problemer med Njord A. Njord A og Nord B ble tauet inn til land for å oppgraderes til å kunne produsere i flere år til. Gjenværende utvinnbare ressurser er beregnet til 5,1 millioner Sm3 olje og 13,2 milliarder Sm3 gass og 4,1 millioner tonn NGL. Investeringene er anslått til om lag 15 milliarder kroner. Produksjonsstart er planlagt til fjerde kvartal 2020. Statoil er operatør.

 

Ventede utbyggingsplaner

Yme-feltet i Nordsjøen var i produksjon fra 1996 til 2001. Deretter ble det stengt, og innretningene fjernet. I 2007 ble det godkjent en ny PUD for Yme. Feltet ble bygd ut med en oppjekkbar produksjonsinnretning (MOPU). På grunn av strukturelle mangler kunne ikke denne innretningen brukes, og den ble fjernet i 2016 uten at produksjonen på feltet hadde startet. Rettighetshaverne, med Repsol som operatør, planlegger å sende inn revidert PUD høsten 2017. Planen er å bruke en oppjekkbar innretning med bore- og prosessanlegg til å produsere de gjenværende ressursene i Yme.

Snorre Expansion i Nordsjøen er det største prosjektet for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Snorre er et av feltene på sokkelen som har størst gjenværende oljevolumer.  Prosjektet innebærer en omfattende havbunnsutbygging med seks nye havbunnsrammer koblet opp mot Snorre A- plattformen. I tillegg omfatter det oppgradering av Snorre A-innretningen og økt gassinjeksjon. Dette kan gi nær 30 millioner Sm3 mer olje. Investeringene er estimert til 24 milliarder kroner. Det er planlagt å levere PUD for prosjektet i desember.  Levetiden til feltet strekker seg til etter 2040. Statoil er operatør.

Snadd er et 60 kilometer langt gassfunn vest for Skarv-feltet i Norskehavet. Det ligger i Skarv Unit hvor Aker BP er operatør. PUD er ventet levert i slutten av fjerde kvartal. Snadd er planlagt utbygd i to faser på grunn av gassprosesseringskapasiteten på produksjonsskipet Skarv. Fase 1 (sør) skal etter planen starte produksjon i 2020 og fase 2 (nord) i 2023. Fase 2 inkluderer også Snadd Outer i PL212E som har samme eiere. Utvinnbare gassreserver er 25 milliarder Sm3, og investeringskostnadene er anslått til 10,8 milliarder kroner.

Pil/Bue er to olje- og gassfunn i Norskehavet. Utvinnbare oljereserver er om lag 15 millioner Sm3 olje og 3,7 milliarder standard kubikkmeter gass. Investeringsestimatene er på 11,4 milliarder kroner. PUD forventes i desember. Planlagt produksjonsstart er i 2020. VNG Norge er operatør for utbyggingen.

Johan Castberg i Barentshavet ble påvist i 2011. Operatøren Statoil planlegger å levere PUD i siste kvartal 2017, og produksjonen er planlagt å starte i 2022. Funnet skal bygges ut på havbunnen med ti bunnrammer og to satellitter koblet opp mot en skipsformet flytende produksjonsinnretning (FPSO). Den første produksjonsfasen er ventet å gi 88 millioner Sm3 olje, og det er mulig å øke utvinningen betydelig ved å bore flere brønner. Feltet skal drives fra Harstad og ha operasjonsbaser for drift og helikoptertransport i Hammerfest. Levetiden på feltet er ventet å strekke seg ut over 2050, og investeringene er beregnet til om lag 49 milliarder kroner.

Pågående utbygginger

Det pågår for tiden 12 feltutbyggingsprosjekt på norsk sokkel. Disse er Johan Sverdrup, Martin Linge, Maria, Aasta Hansteen, Troll Brent B og Hanz. I tillegg kommer Byrding, Bauge, Dvalin, Oda, Trestakk og Utgard. 

Avslutning og stenging av felt

Ingen felt er stengt i første halvår 2017. OD har imidlertid mottatt planer om å stenge feltene Trym og Gyda.

Gass- og kondensatfeltet Trym ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, tre kilometer fra grensen til dansk sektor. Produksjonen her kan bli stanset i oktober 2018 hvis det danske Tyra-feltet stenges på grunn av havbunnsinnsynkning.

Gyda er et oljefelt i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, mellom Ula og Ekofisk. Disponeringsvedtak ble gjort i juni, og produksjonen er planlagt avsluttet i løpet av 2018.

Den gamle boligplattformen på Valhall i Nordsjøen er vedtatt disponert.

 

Andre nyheter

Ressursrapporten 2017

I juni lanserte OD sin ressursrapport «Verdier for framtiden». Den viste at de totale ressursene på sokkelen, inklusiv anslaget for uoppdagede ressurser, har økt med over 40 prosent siden 1990. Nær 850 millioner Sm3 o.e. kan produseres gjennom tiltak for økt utvinning, like mye som den totale produksjonen fra Statfjord-feltet siden oppstarten i 1979. Gjennom å bruke avanserte metoder for økt utvinning (EOR), kan det i tillegg utvinnes 320 – 860 millioner Sm3 olje og gass. Dessuten er det betydelige mengder olje og gass i tette reservoarer som kan utvinnes ved å ta i bruk ny teknologi.

Aktørbildet

Det er 26 operatører og 47 rettighetshavere til utvinningstillatelser på sokkelen. I første halvår har ett selskap - Pandion Energy - blitt prekvalifisert som rettighetshaver, og ett – Okea – som operatør.

Mineralforekomster på havbunnen

Da OED etter vedtak i statsråd 31. mars overtok forvaltningsansvaret for undersøkelse og utvinning av mineralforekomster på kontinentalsokkelen, fikk OD tildelt nye oppgaver:

  • Å lage en oversikt over eksisterende, relevante mineraldata som finnes i ulike institusjoner og samle disse hos OD
  • Å videreføre kartlegging og analyser av sulfidforekomster knyttet til spredningsrygger i Norskehavet
  • Å videreføre kartleggingen av jernmanganskorper i dyphavsområdene
  • Å utarbeide utkast til en plan for ytterligere kartlegging av de kommersielt mest interessante mineralforekomstene på norsk sokkel

OD har lang erfaring med å organisere og gjennomføre innsamling av geologiske og geofysiske data til havs. OD forvalter landets sentrale lager for alt geologisk prøvemateriale som samles inn på norsk sokkel, og legger til rette for at industrien får tilgang til denne informasjonen.

OD samarbeider med Universitetet i Bergen om kartlegging av havbunnsmineraler. 

Forvaltningsplaner
Regjeringen reviderer forvaltningsplanene for havområdene minimum hvert tolvte år, og oppdaterer dem hvert fjerde år. Det pågår arbeid med å oppdatere to forvaltningsplaner, og OD bidrar i begge.

Arbeidet med forvaltningsplanen for Norskehavet startet i 2007. Det faglige grunnlaget ble publisert i 2015, og stortingsmeldingen behandlet i Stortinget i juni 2017. Forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten ble lagt fram i 2005, og skal revideres i 2020.

Nye forskrifter på høring

Forslag til to nye forskrifter ble sendt til offentlig høring i slutten av juni.

Disse er forskrift om ressursforvaltning i petroleumsvirksomheten (ressursforskriften) og forskrift om materiale og dokumentasjon ved utnyttelse av undersjøiske reservoarer på kontinentalsokkelen til lagring av CO2 (forskrift om dokumentasjon ved lagring av CO2).

OED sendte også ut forslag til endring av forskrift om lagring og transport av CO2 på sokkelen.

Høringsfristen for alle disse er 2. oktober 2017.

Ny veiledning
OD har revidert veiledningen til petroleumsforskriften paragraf 30 a om samtykke til oppstart og videreføring av innretninger på sokkelen. Hensikten er å forenkle og klargjøre bruken av samtykkebestemmelsen.