3. Utbygging og drift
11.01.2018
Økt aktivitet med bedre kostnadskontroll
Oljedirektoratet er opptatt av god ressursforvaltning gjennom kostnadseffektivitet og god kostnadskontroll. Kostnadseffektive løsninger fører til at mer olje og gass kan utvinnes lønnsomt. Det må ikke gjennomføres kostnadskutt som forhindrer lønnsomme produksjonstiltak.
De siste årene har petroleumsnæringen gjort et godt arbeid med å redusere kostnadene. Dette har bidratt til at det er satt i gang nye prosjekt på eksisterende felt og beslutninger om nye feltutbygginger. Fortsatt god lønnsomhet og høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel fordrer god kostnadseffektivitet over lang tid. Næringen må samtidig forhindre at ytterligere kostnadsreduksjoner går på bekostning av framtidige muligheter for verdiskaping. God prosjektgjennomføring er uansett viktig for lønnsomhet og god ressursforvaltning.
Flere lønnsomme prosjekt
Kostnadene i utbyggingsprosjekt er kuttet med 30 til 50 prosent de siste årene. Samtidig har oljeprisen steget. Dette har ført til at selskapene ser flere lønnsomme prosjekt.
Krav til kortsiktig avkastning, kapitalbegrensninger i selskapene eller unødvendig høy risiko knyttet til prosjektgjennomføring kan likevel gjøre det krevende å få vedtatt store og små investeringsbeslutninger i utvinningstillatelsene.
Myndighetene er opptatt av at det velges løsninger som samlet gir høyest verdiskaping, og understreker at det er viktig å opprettholde det langsiktige perspektivet framfor å se på hva som gir høyest avkastning på kort sikt.
Pådriv nytter
Oljeselskapene på sokkelen har ansvaret for leting, utbygging og drift og gjør en god jobb. Det er likevel nødvendig at Oljedirektoratet følger nøye med og bidrar til å sikre beslutninger som ivaretar verdiene for samfunnet på en best mulig måte.
Et eksempel på dette er myndighetenes oppfølging av Snorre‐feltet. Det har vært i produksjon siden 1992 og inneholder fortsatt store lønnsomme ressurser. For å sikre at disse blir produsert, ble det levert en endret Plan for utbygging og drift (endret PUD) 21. desember 2017. Utbyggingsplanen kommer som resultat av et utrettelig arbeid de siste 12‐15 årene, både fra selskapene og fra myndighetene.
Utbyggingen er et av de største prosjektene for økt utvinning på norsk sokkel. Prosjektet skal bidra til forlenget drift av feltet og gi store inntekter både til selskapene og samfunnet. Videreutviklingen av Snorre‐feltet gir god ressursforvaltning og er i tråd med ambisjonene for økt utvinning, jf. Meld. St. 28 (2010‐2011) – En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten og Prop. 114 S (2014‐2015) Norges største industriprosjekt – utbygging og drift av Johan Sverdrup‐feltet med status for olje‐ og gassvirksomheten.
Snorre er et eksempel til etterfølgelse. Myndighetene mener at flere modne felt på sokkelen har potensial for videreutvikling ved boring av flere utvinningsbrønner som gir økt utvinning av olje og gass.
Oljedirektoratet vil fortsette arbeidet for å øke verdiskapingen både på modne felt og nye utbygginger – ikke minst gjennom tiltak for økt utvinning og innfasing av tilleggsressurser.
Områdeperspektiv gir nye muligheter
For å maksimere verdiskapingen er det nødvendig med effektiv utnyttelse av eksisterende infrastruktur som rørledninger og ledig prosesskapasitet på plattformene. Tidskritiske olje‐ og gassressurser, for eksempel mindre funn nær aldrende infrastruktur, må påvises og utvikles før innretningene stenges ned og fjernes.
Koordinering på tvers av utvinningstillatelser kan gi gode områdeløsninger. Disse kan bidra til at funn som ellers ikke ville blitt bygd ut, blir lønnsomme. Myndighetene er opptatt av at beslutninger i ulike utvinningstillatelser ivaretar et helhetlig områdeperspektiv.
Flere havbunnsutbygginger i Norskehavet er gode eksempler på dette. Maria skal drives ved hjelp av fire vertsfelt i området: Åsgard, Kristin, Heidrun og Tyrihans. Andre eksempler er Trestakk som skal kobles til Åsgard‐feltet, og Dvalin som skal kobles til Heidrun.
Oljedirektoratet prioriterer arbeidet for å få flere gode områdeløsninger som bidrar til størst mulig samfunnsøkonomisk lønnsomhet.
Bør teste og ta i bruk ny teknologi
Oljedirektoratet la sommeren 2017 fram en ressursrapport der ett av hovedbudskapene er at det fortsatt er store verdier å hente på norsk sokkel.
Myndighetene forventer at selskapene henter ut alle ressurser i funn og felt som bidrar med verdier til samfunnet, ikke bare de «enkle fatene». Det fins store mengder petroleum som i dag ikke er lønnsomme å utvinne. Dette er «tekniske ressurser» som potensielt kan utvinnes med teknologi som ikke er testet eller kvalifisert til bruk på norsk sokkel.
Med dagens planer og anvendte teknologi vil om lag halvparten av oljen i oljefeltene bli liggende igjen. I tillegg vil store forekomster av olje og gass i tette reservoarsoner ikke være lønnsomme å produsere. Ved å utvikle og ta i bruk ny teknologi, kan også deler av disse ressursene bli lønnsomme.
Mange felt er kommet langt ut i produksjonsfasen og kan nærme seg nedstengning. Oljedirektoratet mener derfor at det haster å gjennomføre pilotforsøk med ny teknologi. Dette er nødvendig for å verifisere anvendbarhet, redusere risiko og demonstrere økt utvinningspotensial ved ulike avanserte injeksjonsmetoder og ny teknologi før aktuelle felt stenger ned.
Norsk sokkel har vært et laboratorium for testing og anvendelse av ny teknologi. Oljedirektoratet er opptatt av at dette fortsetter. Nye tekniske løsninger er avgjørende for å sikre at enda mer av den påviste oljen og gassen blir lønnsom å utvinne.
Nye felt bygges ut
Det er 85 produserende felt på norsk sokkel, 66 i Nordsjøen, 17 i Norskehavet og 2 i Barentshavet. Dette er lønnsomme felt som bidrar med inntekter både til selskapene og til staten. I 2017 ble fem nye felt satt i produksjonen.
Det pågår for tiden ni feltutbygginger:
Nordsjøen: Johan Sverdrup, Martin Linge, Utgard, Oda og Hanz
Norskehavet: Aasta Hansteen, Dvalin, Bauge og Trestakk
Myndighetene godkjente åtte planer for Utbygging og drift (PUD) i 2017. Totalt har disse prosjektene en investeringsramme på nær 50 milliarder kroner.
I 2017 har myndighetene mottatt et rekordhøyt antall nye utbyggingsplaner. De 10 utbyggingsplanene har en samlet investeringsverdi på 125 milliarder kroner. *
(* Njord (Njord future), Bauge og Ekofisk 2/4 Victor Charlie (økt utvinningsprosjekt) er både mottatt og godkjent i 2017.)
Nye felt i produksjon
De 5 nye feltene som ble satt i produksjon i 2017 er Gina Krog, Flyndre, Sindre, Byrding og Maria (Maria ble satt i produksjon i desember).
Gina Krog er et gammelt olje‐ og gassfunn fra 1974 nær Utsirahøgda i Nordsjøen. Teknologiutvikling og ny undergrunnsinformasjon har bidratt til en revitalisering av funnet, der Statoil er operatør. Gina Krog er godt tilrettelagt for å fase inn nåværende og framtidige funn i området.
Maria‐feltet i Norskehavet er Wintershalls første utbygging på norsk sokkel som operatør. Utbyggingen ble 3,7 milliarder kroner rimeligere enn antatt i PUD, og produksjonen startet nesten ett år før opprinnelig planlagt. Utbyggingen av Maria er et eksempel på hvordan samarbeid mellom rettighetshaverne kan føre til god utnyttelse av infrastrukturen i et område og bidra til økt verdiskapning. Utnyttelse av ulike vertsinnretninger har gjort Maria‐utbyggingen mulig.
De øvrige tre feltene som er satt i produksjon er mindre, men viktige felt som effektivt utnytter eksisterende infrastruktur i området.
Flyndre er et lite oljefelt i Ekofisk‐området i Nordsjøen og det ble ble påvist i 1974. Feltet ligger på grensen mellom britisk og norsk sokkel og er bygd ut med en havbunnsbrønn til Clyde‐innretningen på britisk sokkel. Produksjonsstart var i mars 2017. Maersk Oil UK er operatør.
Sindre er et lite oljefelt som ligger nordøst for Gullfaks i den nordlige delen av Nordsjøen. Feltet ble påvist gjennom boring av en lang brønn fra Gullfaks C‐plattformen, og produksjonen startet gjennom denne brønnen i mai, etter at det var innvilget PUD‐fritak. Statoil er operatør.
Byrding er et olje‐ og gassfelt sørvest for Gjøa i Nordsjøen. Feltet er bygd ut med en to‐grensbrønn som er boret fra en ledig slisse på den eksisterende havbunnsrammen på Fram H‐Nord. Brønnstrømmen føres via Fram infrastruktur til Troll C. Statoil er operatør.
Godkjente planer for utbygning og drift (PUD)
Myndighetene har i 2017 godkjent åtte planer for utbygging og drift (PUD) for feltene Utgard, Byrding, Oda, Dvalin, Trestakk, Bauge og endret PUD for Njord videreutvikling og Ekofisk 2/4 Victor Charlie.
Alle utbyggingsplanene gjelder felt og ressurser som knyttes opp mot eksisterende infrastruktur, og bidrar med dette 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. I tillegg har fem felt fått PUD‐fritak: Goliat (Snadd), Martin Linge (Herja og Hervor), Sindre, Snefrid nord og Troll Brent B.
Utgard er et gass‐ og kondensatfelt i Sleipner‐området i Nordsjøen. Det strekker seg over den norskbritiske kontinentalsokkelgrensen og er anslått å inneholde om lag ni millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm3 o.e.) Den største andelen av reservene i Utgard ligger på norsk sokkel. 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 det er bygd 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. De utvinnbare ressursene er anslått til 7,5 millioner Sm3 o.e.. 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. Spirit Energy 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 anslått til 10,5 millioner Sm3 olje. Feltet knyttes til Åsgard A‐skipet. Forventede investeringer er om lag 5,5 milliarder kroner. Produksjonsstart er planlagt til andre kvartal 2019. Statoil er operatør.
Bauge er et oljefelt nær Njord‐feltet og den tilknyttede havbunnsutbyggingen Hyme i Norskehavet. Bauge skal knyttes 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‐plattformen. Njord A og Nord B ble tauet til land for å oppgraderes til å kunne produsere i flere år til. Gjenværende utvinnbare ressurser er beregnet til 5,1 millioner Sm3 olje, 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.
Ekofisk 2/4 Victor Charlie er en ny havbunnsramme for vanninjeksjon og boring og komplettering av fire nye injeksjonsbrønner. Den valgte løsningen er godt tilpasset behovet for en rask økning i vanninjeksjon på Ekofisk og vil bidra til å sikre høy utvinning og god ressursutnyttelse fra feltet og hindre at ressurser ødes. Vanninjeksjon fra 2/4 VC skal etter planen øke utvinningen på Ekofisk med 2,7 millioner Sm3 oljeekvivalenter. Investeringskostnadene er anslått til 2,3 milliarder. ConocoPhillips er operatør.
Mottatte utbyggingsplaner for utbygging og drift
Myndighetene mottok 10 utbyggingsplaner (PUD‐søknader) i 2017. Disse er Njord videreutvikling, Bauge, Ekofisk 2/4 Victor Charlie, Valhall flanke vest, Yme, Skogul, Snorre videreutvikling, Ærfugl, Fenja og Johan Castberg. Av disse er Njord, Ekofisk 2/4 Victor Charlie, Snorre videreutvikling og Yme endrede PUD‐er.
Snorre videreutvikling i Nordsjøen er et av de største prosjektene 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‐plattformen og økt gassinjeksjon. Dette kan gi nær 30 millioner Sm3 mer olje. Investeringene er estimert til 19,3 milliarder kroner (2017‐kroner). Levetiden til feltet strekker seg med dette til etter 2040. PUD ble mottatt desember 2017. Statoil er operatør.
Johan Castberg i Barentshavet ble påvist i 2011. Funnet skal bygges ut på havbunnen med ti bunnrammer og to satellitter koblet opp mot en skipsformet flytende produksjonsinnretning (FPSO). Forventet produksjon er 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. PUD ble mottatt desember 2017 og produksjonen er planlagt å starte i 2022. Statoil er operatør.
Valhall flanke vest
Utbyggingen skjer med en ubemannet brønnhodeplattform som skal styres fra feltsenteret på Valhall‐feltet. Tidligere er det installert brønnhodeplattformer på sørflanken og på nordflanken av Valhall. Den nye innretningen skal ha tolv brønnslisser, og det skal bores seks nye brønner. Dette gir seks ledige slisser for framtidige brønner. Utbyggingen skal øke reservene med omlag 10 millioner standard kubikkmeter olje Investeringskostnadene er anslått til 5,7 milliarder kroner. Boring skal gjennomføres med en oppjekkbar borerigg og pågå i 1,5‐2 år. Planlagt borestart er i tredje kvartal 2019. PUD ble mottatt desember 2017. Aker BP er operatør.
Fenja (Pil/Bue) er to olje‐ og gassfunn i Norskehavet. Utvinnbare reserver er om lag 11 millioner Sm3 olje og 3,4 milliarder standard kubikkmeter gass. Investeringsestimatene er på 10,2 milliarder kroner. PUD ble mottatt i desember. Planlagt produksjonsstart er i 2021. VNG Norge er operatør.
Ærfugl (Snadd) er et 60 kilometer langt gassfunn vest for Skarv‐feltet i Norskehavet. Ærfugl 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 totalt for begges faser er 35 milliarder Sm3, og investeringskostnadene er anslått til 8,5 milliarder kroner. PUD ble mottatt desember 2017. Ærfugl ligger i Skarv Unit hvor Aker BP er operatør.
Yme‐feltet i Nordsjøen var i produksjon fra 1996 til 2001. Deretter ble det stengt, og innretningene ble fjernet. Planen i det nye utbyggingsprosjektet er å bruke en oppjekkbar innretning med bore‐ og prosessanlegg for å produsere de gjenværende ressursene. Utvinnbare oljereserver er om lag 10,3 millioner Sm3. Investeringskostnadene er anslått til 8,2 milliarder. Planen ble mottatt desember 2017. Repsol er operatør.
Skogul
Skogul i Nordsjøen er et lite felt med et reservegrunnlag på cirka 1,5 millioner standard kubikkmeter oljeInvesteringen forventes å bli opp mot 1,5 milliarder kroner. Skogul er et havbunnsfelt som skal utvikles med en to‐grensbrønn. Prosesseringen av olje og gass fra Skogul skal skje på den flytende produksjonsinnretningen Alvheim FPSO. PUD ble mottatt desember 2017 og Aker BP er operatør.
Avslutning og stenging av felt
Første halvår 2017 ble det levert avslutningsplaner for feltene Trym og Gyda.
Gass‐ og kondensatfeltet Trym ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, tre kilometer fra grensen til dansk sektor.
Gyda er et oljefelt i den sørlige delen av 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.
Sokkelåret 2017
- Høy aktivitet på sokkelen >>
- 1. Økende olje og gassproduksjon i neste femårsperiode >>
- 2. Investerings‐ og kostnadsprognoser >>
- 3. Utbygging og drift
- 4. Leting >>
Oppdatert: 20.02.2018