4 Feltutbygginger
12.01.2017
God framdrift til tross for vanskelige tider
Til tross for vanskelige tider skapes det store verdier på norsk sokkel. Fem planer for utbygging og drift (PUD) ble levert i løpet av året, til en samlet investeringsverdi på 23 milliarder kroner. I tillegg pågår sju nye feltutbyggingsprosjekt med et totalt investeringsanslag i PUD på 233 milliarder kroner.
Kostnadene for prosjekt innen utbygging og drift er redusert med 30-50 prosent i de siste par årene. Dette bidrar til å øke lønnsomheten. Samtidig er det grunn til å advare mot kostnadsreduksjoner som kan gå ut over framtidige muligheter for verdiskaping.
For å maksimere verdiskapingen er det nødvendig å samarbeide om bruk av den eksisterende infrastrukturen som rørledninger og prosesskapasitet på plattformene. Tidskritiske olje- og gassressurser, for eksempel mindre funn nær infrastruktur, må prioriteres i prosessanleggene på plattformene før de stenges ned og fjernes.
Dette krever godt samarbeid på tvers av utvinningstillatelser. Gode områdeløsninger kan bidra til at flere marginale funn blir lønnsomme. I tillegg kan det å ta i bruk nyutviklet teknologi være avgjørende for å realisere de marginale ressursene.
Økt utvinning
De siste årene har Oljedirektoratet sett at selskaper i økende grad vektlegger kortsiktig inntjening når de beslutter å investere i utbygging av funn og i tiltak for økt utvinning fra feltene. Det er derfor viktig å dreie oppmerksomheten mot løsninger som gir høyest samlet verdiskaping, også for samfunnet – og som ivaretar framtidige muligheter for økt utvinning fra feltene.
På den positive siden ser vi at det bores like mange utvinningsbrønner som i 2013/2014 da oljeprisen var på sitt høyeste. Det er god framdrift i mange planer som fører til nye utbygginger.
Bedre lønnsomhet
Etter en periode med et særdeles høyt kostnadsnivå på norsk sokkel, har næringen de siste par årene lyktes i å kutte kostnadene i utbyggingsprosjekter med 30 til 50 prosent. Det bør føre til at selskapene ser at flere prosjekter er lønnsomme. Det kan være krevende å få gjennom store og små investeringsbeslutninger i utbyggingstillatelsene ut fra krav til kortsiktig avkastning, eller på grunn av kapitalbegrensninger i selskapene. I en langsiktig industri som petroleumsnæringen kan det gå lang tid fra investering til avkastning. Myndighetene er opptatt av at det velges løsninger som samlet gir størst verdiskaping, og understreker at det er viktig å opprettholde det langsiktige perspektivet framfor å se på hva som gir mest avkastning på kort sikt.
Arbeidet med å redusere kostnader må føre til et varig lavere kostnadsnivå på norsk sokkel. Samtidig må ikke dette hindre framtidige muligheter til å øke utvinningen og å legge til rette for gode områdeløsninger på tvers av utvinningstillatelsene.
Generelt gjør selskapene en god jobb. Men Oljedirektoratet ser at det noen ganger er nødvendig med påtrykk fra myndighetene for å sikre at det arbeides mot beslutninger som ivaretar verdiene for samfunnet på en best mulig måte. Det er god dialog mellom myndigheter og selskaper, og Oljedirektoratet erfarer at selskapene lytter til signaler fra myndighetene.
Felt
Det er 80 produserende felt på norsk sokkel, 62 i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og to i Barentshavet.
I 2016 ble to felt satt i produksjon, en Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent og det ble sendt inn fem nye PUD-søknader. Det pågår for tiden sju nye feltutbygginger, og det ble mottatt fem avslutningsplaner.
Nye felt
Goliat
I mars 2016 ble Goliat-feltet i Barentshavet endelig satt i produksjon. Goliat er et oljefelt om lag 50 kilometer sørøst for Snøhvit-feltet. Goliat er bygget ut med en flytende, sylindrisk produksjonsenhet, inkludert åtte bunnrammer med totalt 32 brønnslisser. Daglig produksjonskapasitet er nær 16 000 standard kubikkmeter oljeekvivalenter (100 000 fat o.e.). Det er ventet at Goliat skal produsere i minst 15 år. Levetiden kan forlenges hvis det blir gjort nye funn i området.
Ivar Aasen
Produksjonen på Ivar Aasen startet julaften 2016. Feltet, som produserer olje, ligger om lag 30 kilometer sør for Grane og Balder i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen omfatter en produksjons- og boliginnretning med stålunderstell. Brønnene skal bores med en separat oppjekkbar innretning. Daglig produksjonskapasitet er nær 11 000 standard kubikkmeter oljeekvivalenter (68 000 fat o.e.). Det er ventet av Ivar Aasen skal produsere i 20 år, avhengig av oljepris og produksjonsutvikling.
Planer for utbygging og drift (PUD)
Én PUD er godkjent i 2016, for Oseberg Vestflanken 2 i Nordsjøen. Ressursene skal produseres fra en ubemannet brønnhodeplattform. Kostnadene ved utbyggingen er i PUD anslått til 8,0 milliarder kroner, og investeringen gjør det mulig å hente ut 17,6 millioner Sm³ o.e. (cirka 110 millioner fat o.e). Produksjonsstart er planlagt i 2018. Utbyggingen representerer et nytt konsept på norsk sokkel. Vestflanken 2 er den første av tre planlagte faser for utvikling av de resterende reservene i Oseberg-området. De gjenværende reservene for Oseberg, Oseberg Sør og Oseberg Øst er anslått til 135 millioner Sm³ o.e. (850 millioner fat o.e.) Prosjektet skal bidra til forlenget levetid for Oseberg-feltet, som har produsert siden 1988.
Myndighetene mottok fem PUD-er i 2016. Disse fem utbyggingsplanene har en samlet investering på 23 milliarder kroner og en forventet nåverdi på 35 milliarder kroner før skatt.
Figur 4-1: PUDer mottatt i 2016
Alle feltene knyttes opp mot eksisterende infrastruktur, og bidrar med det til å utnytte ledig kapasitet på en effektiv måte. Samtidig øker lønnsomheten og levetiden for de aktuelle plattformene som skal prosessere olje og gass fra de nye feltene. I tillegg gir det mulighet for ytterligere tiltak som kan bidra til å forlenge haleproduksjonen fra disse feltene.
Utgard (15/8-1) er et gass- og kondensatfunn vest for Sleipner-området i Nordsjøen. Funnet strekker seg over den norsk-britiske kontinentalsokkelgrensen, og er anslått å inneholde om lag ni millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (57 millioner fat o.e.). Den største andelen av reservene i Utgard finnes på norsk side. Utbyggingen skal knyttes opp mot innretninger på Sleipner. Forventet investering er nær 1,9 milliarder kroner (norsk andel). Produksjonsstarten er planlagt til 4. kvartal 2019. Statoil er operatør.
Byrding (35/11-13) er et olje- og gassfunn sørvest for Gjøa-feltet i Nordsjøen. Funnet er anslått å inneholde om lag 1,8 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (11 millioner fat o.e.), og skal bygges ut ved å benytte eksisterende brønnramme i Fram-området. Produksjonsstarten er planlagt til 2. kvartal 2017. Forventet investering er nær én milliard kroner. Statoil er operatør.
Oda (8/10-4 S) er et oljefunn øst for Ula-feltet i Nordsjøen. Estimatene viser at det kan utvinnes 7,5 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (48 millioner fat o.e.) fra Oda. Investeringen 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 (6507/7-14 S) er et gassfunn nær Heidrun i Norskehavet. Estimerte utvinnbare ressurser fra funnet er om lag 18 milliarder standard kubikkmeter gass. Feltet knyttes opp mot Heidrun. Forventede investeringer er i overkant av ti milliarder kroner. Produksjonsstarten er planlagt til oktober 2020. DEA er operatør.
Trestakk (6406/3-2) er et oljefunn nær Åsgard-feltet i Norskehavet. Utvinnbare ressurser er beregnet til 10,5 millioner standard kubikkmeter olje (72 millioner fat). Feltet knyttes opp mot Åsgard A-skipet. Forventede investeringer er om lag 5,5 milliarder kroner. Statoil er operatør.
Framtidige utbygginger
ODs prognoser legger til grunn at det blir levert om lag ti PUD-er de neste par årene. I 2017 er det ventet PUD for to store utbygginger: Johan Castberg i Barentshavet og videreutviklingen av Snorre-feltet i Nordsjøen. PUD for Johan Sverdrup fase II er ventet i 2018, i tillegg er det sannsynlig at det kommer PUD for flere andre utbyggingsprosjekter.
Snorre
En milepæl ble nådd i månedsskiftet november/desember 2016, da rettighetshaverne for Snorre-feltet i Nordsjøen besluttet å videreføre prosjektet som skal øke produksjonen betydelig. Feltet ble påvist i 1979, og produksjonen startet i 1992. Rettighetshaverne planlegger å levere Plan for utbygging og drift i 2017.
Den nye utbyggingen består av seks nye havbunnsrammer koblet opp mot de to eksisterende plattformene. Utvidelsen skal øke utvinningen fra feltet med nær 30 millioner standard kubikkmeter olje. Det er like stort som Goliat-feltet i Barentshavet og gjør Snorre til det største prosjektet for økt utvinning på felt i drift. Levetiden til feltet strekker seg til etter 2040.
Pågående utbygginger
Det pågår sju nye feltutbyggingsprosjekt på norsk sokkel med totale investeringsanslag i PUD på 233 milliarder kroner (2016-NOK).
Johan Sverdrup ligger sør for Grane og nordøst for Sleipner i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen i fase én er et feltsenter med fire spesialiserte plattformer: boligkvarter, prosessanlegg, boreanlegg og en stigerørsplattform som er bygget for å motta elektrisk kraft fra land. Oljen skal transporteres gjennom en rørledning til Mongstad-terminalen nord for Bergen. Gassen skal transporteres gjennom en rørledning til Kårstø-terminalen nord for Stavanger. Produksjonsstart fase I er planlagt til slutten av 2019.
Gina Krog er et olje- og gassfelt som ligger nordvest for Sleipner i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen er en ny stålplattform og et lagerskip, samt en oppjekkbar boreinnretning. Planlagt oppstart er i 2017.
Hanz er et oljefelt i Nordsjøen. Det bygges ut med en havbunnsramme som knyttes opp til Ivar Aasen-feltet og derfra blir brønnstrømmen transportert videre til Edvard Grieg-feltet for sluttbehandling og eksport. Tidsplan for utbygging og produksjonsstart avhenger av ledig prosesseringskapasitet.
Maria ligger på Haltenbanken i Norskehavet. Feltet skal bygges ut med et havbunnsproduksjons-anlegg med to brønnrammer. Utbyggingen har flere «verter». Brønnstrømmen blir sendt til Kristin-plattformen for prosessering og måling. Oljen blir så sendt til produksjons- og lagerskipet Åsgard A for lagring og lossing til skytteltankere. Rikgassen skal eksporteres via rørsystemet Åsgard transport til gassanlegget på Kårstø i Rogaland. Gass til injeksjon i Maria-feltet kommer fra Åsgard B-plattformen. Gassen kommer via gassrøret til brønnrammen Tyrihans D på Tyrihans-feltet. Her blir røret til Maria koblet til. Vann som skal injiseres for trykkstøtte i Maria skal leveres fra Heidrun-plattformen. Planlagt produksjonsstart er i slutten av 2018.
Martin Linge ligger nær grensen til britisk sektor, vest for Oseberg-feltet i Nordsjøen. Martin Linge bygges ut med en integrert fast produksjonsplattform med stålunderstell og en flytende lagrings- og losseenhet. Brønnene skal bores av en oppjekkbar boreinnretning. Planlagt oppstart er i slutten av 2017.
Aasta Hansteen ligger i Norskehavet, vest for Bodø i Nordland. Feltet skal bygges ut med en flytende Spar-plattform og to bunnrammer. Gass fra Aasta Hansteen og andre funn i området skal transporteres i Polarled-rørledningen til Nyhamna i Møre og Romsdal. Produksjonsstart er planlagt til slutten av 2018.
Flyndre er et oljefelt i Ekofisk-området i Nordsjøen som ligger på grensen mellom britisk og norsk sokkel. Det er planlagt utbygd med en havbunnsbrønn til Clyde-innretningen på britisk sokkel. Mesteparten av ressursene ligger på britisk sektor. Produksjonsstart er planlagt i 2017.
Nedstenginger
Fire felt, alle i Nordsjøen, ble stengt i 2016: Varg, Volve, Jette og Jotun. Deler av Jotun-feltet, Jotun A/FPSO skal fortsatt benyttes til drift av feltene Ringhorne og Balder.
Myndighetene mottok i 2016 planer for nedstenging av ytterligere tre felt eller innretninger, også disse i Nordsjøen: Oselvar, Gyda og den gamle boligplattformen på Valhall.
Olje- og energidepartementet gjorde i 2016 disponeringsvedtak for følgende innretninger: Varg, Skirne, Atla, Ekofisk 2/4 C og Tor 2/4 E, Jette og Jotun.
Sokkelåret 2016
- Godt rustet for framtiden >>
- 1. Investerings- og kostnadsprognoser >>
- 2. Petroleumsproduksjon >>
- 3. Leting >>
- 4. Feltutbygginger
Oppdatert: 25.01.2017