8 Felt det er sett nærmere på

Utvalget har sett nærmere på 13 enkeltprosjekter. Disse prosjektene er :

Balder, Gullfaks satellitter fase 1, Jotun, Njord, Norne, Oseberg sør, Oseberg øst, Troll olje- og gassprosjekt (Troll C), Varg, Visund, Åsgard, Kårstø utbyggingsprosjekter og Åsgard transport.

Prosjektene er valgt på bakgrunn av oversikten i tabell 4.1 om kostnadsutviklingen for feltene besluttet utbygd i perioden 1994-98. Utvalget har valgt de prosjektene med store overskridelser i denne tabellen med unntak av Eldfisk vanninjeksjon. Prosjektene er ikke representative for alle prosjekter som ble besluttet utbygd i den aktuelle perioden. Feltene er utelukkende valgt for å finne forklaringene til overskridelsene på norsk kontinentalsokkel.

Presentasjonen av enkeltprosjektene i dette kapitlet er tredelt. Innledningsvis er det generell informasjon om det enkelte felt. Videre er det gjengitt et talloppsett som viser det enkelte prosjektets PUD-anslag, prosjektets siste kontrollestimat og endringen mellom disse størrelsene. Avslutningsvis er operatørens angivelse av årsaker til avviket mellom PUD-anslag og siste kontrollestimat beskrevet.

Tallmateriale er innhentet fra operatørene gjennom en skriftlig henvendelse. Omtalen av årsakene til avvikene er dels innhentet i møter med operatørene og dels innhentet skriftlig sammen med tallmaterialet.

Enkeltprosjektenes kostnader er delt inn i åtte underkategorier:

Ledelse og prosjektering: Kostnader for alt arbeid knyttet direkte til eiers/operatørs prosjektledelse, -administrasjon, innkjøps- og kontrollarbeid, spesialstudier, myndighetskontakt, og kostnader knyttet til prosjekteringskontraktors ledelse og gjennomføring av prosjektet.

Plattform: Kostnader knyttet til materialer og arbeid for anskaffelse, bygging og installasjon av plattformene/produksjonsinnretningene. Omfatter alt utstyr og bærestruktur/skrog.

Modifikasjoner: Kostnader knyttet til materialer og arbeid for anskaffelse, bygging og installasjon av utstyr og moduler.

Undervannsanlegg: I tillegg til brønnrammer og utstyr er også kostnader for rør- og kabelforbindelser til plattformer inkludert (arbeid, utstyr og materialer som er knyttet til eksisterende plattformer inngår i modifikasjoner).

Marine operasjoner: Omfatter transport og installasjon av moduler og rør (inklusive kontraktors ledelse og prosjektering).

Ferdigstillelse og igangsettelse: Omfatter kontroll/utprøving og igangsetting av deler av og hele systemer, samt utbedring av eventuelle feil (omfatter også framstilling av

godkjenningsrapporter).

Boring og komplettering: Omfatter riggleie (med mannskap), materialbruk, ledelse, planlegging og prosjektering av operasjonene

Diverse: Omfatter bl.a. forsikringer, valutatap/gevinst og uforutsette tillegg

Operatørene har overfor utvalget presentert sine oppfatninger om årsakene til kostnadsøkningene på de enkelte prosjekter. Det er bare disse oppfatningene som gjengis i dette kapitlet. Utvalget har ikke sett det som sin oppgave å gi uttrykk for standpunkt til årsaksforholdene bak overskridelsene i hvert enkelt prosjekt. I stedet er operatørenes oppfatninger, andre aktørers innspill til utvalget samt utvalgets egne vurderinger lagt til grunn for utvalgets samlede analyse av gjennomgående trekk i årsaksbildet i forhold til prosjektene sett under ett.

8.1 Balder

Balder dekkes av utvinningstillatelse 001 og ligger i blokk 25/11, 190 km vest for Stavanger. Nærmeste felt er Heimdal som ligger 42 km nord for Balder, mens Sleipner ligger 95 km mot sør. Esso Norge as er eneste deltaker og operatør. Området ble tildelt i 1965 og feltet ble påvist i 1974. Havdypet er 174 m. Balder er bygget ut med en flytende produksjonsinnretning med skrogform tilknyttet undervannsanlegg. Innretningen er kjøpt av Smedvig og bygget av FELS i Singapore.

Feltet vil bli bygget ut med 15 undervannsbrønner som er knyttet til produksjonsinnretningen via fleksible stigerør.

Transport

Kilde: Kilde: Esso

Ferdig prosessert olje overføres i et fleksibelt rør til skytteltanker på feltet og fraktes videre til markedene.

Rettighetshaver:

Esso Norge a.s 100 pst.

Operatøren har angitt følgende årsaker til investeringsoverskridelsene:

Balder-utbyggingen var i PUD beregnet til 5004 millioner kroner. Ved siste kontrollestimat var utbyggingskostnaden 8085 millioner kroner, noe som gir en økning på 3081 millioner eller 62 prosent.

Av dette er 1495 millioner kroner bokført på økte kostnader i forbindelse med produksjonsinnretningen og 861 millioner bokført på ledelse og prosjektering. Esso har sett behov for vesentlige ombygginger/utbedringer av den overleverte innretningen. Dette har også ført til økte kostnader med marine operasjoner og ferdigstillelse til havs.

Kostnadene på boring og komplettering har økt med 475 millioner kroner. Noe av dette tilskrives kostnader som generer nye inntekter. De rene kostnadsoverskridelsene skyldes ny informasjon underveis, uforutsette hendelser og økte borerater. Økningen under diverse skyldes valutatap. Kostnadene på undervannsanlegg er blitt noe redusert grunnet markedsmessige forhold.

Etter tidsplanen i PUD skulle Balder vært i produksjon fra årsskifte 1996/97. I siste kontrollestimat er produksjonsstart beregnet til 3. kvartal 1999.

Utvalget bemerker:

Når det gjelder ombygginger/utbedringer av den overleverte Balder innretningen nevnt ovenfor, er det uenighet mellom partene Esso og Smedvig om årsaker og ansvar for dette. Dette spørsmål er gjenstand for en større rettstvist mellom partene. Utvalget finner det ikke hensiktsmessig å gå nærmere inn på hva som er de dominerende årsaker for disse områder.

8.2 Gullfaks satellitter fase 1

Gullfaks satellitter fase 1 består av Gullfaks sør, Rimfaks og Gullveig. Feltene omfattes av utvinningstillatelse 050 og ligger i blokk 34/10. Operatør er Statoil med 85 pst. deltakerandel (SDØE 73 pst.). Satellittene er bygd ut med undervannsbrønner tilknyttet Gullfaks A-plattformen for prosessering og lasting av oljen. All gass blir injisert tilbake i reservoarene for trykkstøtte.

Rettighetshavere:

Kilde: Kilde: Statoil

Den norske stats oljeselskap a.s 85 pst (SDØE 73 pst), Norsk Hydro Produksjon a.s. 9 pst, Saga Petroleum ASA 6 pst.

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene :

Forventet sluttkostnad er 8 999 millioner kroner. Dette er 2 143 millioner mere enn antatt i PUD, eller en økning på 31 prosent.

Økningen skyldes i det alt vesentligste høyere borekostnader. CCE-5 tallene baserer seg på erfaringer fra en ferdig komplettert brønn og tre ferdig borede brønner slik at mesteparten av bore- og kompletteringsarbeidet gjenstår.

Kostnadsoverslagene i PUD var basert på bruk av kompletterings- og brønnoverhalings- fartøyet SWATH. Dette falt bort på grunn av at fartøyet ikke ble teknisk kvalifisert. Det ble erstattet av borerigg som hadde den dobbelt dagrate av den som var estimert for SWATH. I tillegg måtte riggen gjennomgå en omfattende ombygging. Videre er operasjonstiden for komplettering med rigg vesentlig lengre enn med SWATH, og forflyttingstiden mellom brønner er økt.

Selve borekostnadene viser også en økning. Dette skyldes at tidsestimatene for boreoperasjonene var ambisiøse, slik at boreoperasjonene har tatt lengre tid enn antatt . I tillegg kommer økte dagrater for boreriggene. Den vesentligste delen av tre horisontale brønner måtte også bores på ny på grunn av brønnkollaps. Videre har ekstra kostnader påløpt i forbindelse med operasjoner som nedsetting av bunnrammer.

I tillegg har antall brønner blitt økt fra 23 til 24 for å øke utvinningsgraden og dermed skape økte inntekter/verdi. Videre inkluderer estimatene implementering av ny teknologi for derigjennom også å oppnå øket utvinning.

Mindre økninger har oppstått innenfor modifikasjoner/utvidelser. Dette skyldes markedsmessige situasjoner (prisstigning på materialer og utstyr) og at konseptet er blitt utvidet for å forbedre helse-, miljø- og sikkerhetsforhold. I tillegg var prosjekteringsarbeidet noe underestimert, og en ekstra bunnramme ble installert.

8.3 Jotun

Jotun omfattes av utvinningstillatelse 027 og 103B og ligger i blokkene 25/8 og 25/7 ca. 25 km. nord for Balder. Esso er operatør. Blokkene ble tildelt i 1969 og 1985. Havdypet er ca. 126 m. Feltet vil bli bygget ut med en brønnhodeplattform og en flytende produksjonsinnretning med skrogform som er knyttet sammen via fleksible stigerør. Det planlegges 19 brønner boret fra plattformen. Kværner er leverandør for produksjonsinnretningen, Heerema for brønnhodeplattformen og Rockwater for rørsystemer.

Transport

Ferdig prosessert olje overføres i et fleksibelt rør til skytteltanker på feltet og fraktes videre til markedene.

Kilde: Kilde: Esso

Rettighetshavere:

Utvinningstillatelse 027: Esso Norge a.s 50 pst, Enterprise Oil Norwegian A/S 50 pst.

Utvinningstillatelse 103B: Den norske stats oljeselskap a.s 50 pst (SDØE 30 pst), Norske Conoco A/S 37,5 pst, Amerada Hess Norge A/S 12,5 pst.

Operatøren har angitt følgende årsaker til investeringsoverskridelsene:

Den totale utbyggingskostnaden på Jotun var ved siste kontrollestimat på 7204 millioner kroner, noe som er 1005 millioner høyere enn anslått i PUD. Ikke noe av dette kan tilskrives kostnader som har økt prosjektets inntektsside.

Kostnadsøkningen på produksjonsinnretningen står for over halvparten av prosjektets totale kostnadsøkning, med 578 millioner kroner. Dette skyldes i vesentlig grad underestimering og økt omfang av dekksanlegg, samt noe videreutvikling av designet.

Undervannsanlegget er ved siste kontrollestimat 151 millioner kroner dyrere enn anslått i PUD. Økningen skyldes underestimering og endringer i design. Ledelse og prosjektering har en økning på 137 millioner kroner og skyldes kontraktuell kompleksitet, lange avstander, utvidet prosjektperiode og tettere oppfølging av kontraktører. Økningen i diverse kan i hovedsak tilskrives valutatap.

Produksjonsstart på Jotun var i PUD beregnet til mai 1999, dette er nå forskjøvet til 3. kvartal 1999.

8.4 Njord

Njord omfattes av utvinningstillatelse 107 og 132 og ligger i blokkene 6407/7 og 6407/10, ca. 30 kilometer vest for Draugen i Norskehavet. Hydro er operatør. Området ble tildelt i 1985 og 1987 og feltet ble påvist i 1986. Havdypet er 330 m.

Njordfeltet er bygget ut med en halvt nedsenkbar bore-, bolig- og prosessplattform i stål, bygget av Aker. Produksjonsstart var i september 1997. I alt 15 havbunnskompletterte undervannsbrønner plassert rett under plattformen, vil bli knyttet opp til plattformen. Oljen blir lagret i et eget lagerfartøy. Dette har en kapasitet på 110 000 kubikkmeter og er forankret 2,5 kilometer fra plattformen.

Oljen blir skipet fra det fast oppankrede lagerfartøyet.

Rettighetshavere:

Kilde: Kilde: Norsk Hydro

Den norske stats oljeselskap a.s 50 pst (SDØE 30 pst), Norsk Hydro Produksjon a.s 22,5 pst, Mobil Development Norway A.S 20 pst, Petro-Canada 7,5 pst.

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene:

Forventet sluttkostnad for Njord er ved kontrollestimat nr. 5 (CCE5) satt til 7 760 millioner kroner. Dette er 1 450 millioner kroner mer enn antatt i PUD, eller en økning på 23 prosent. Storparten av økningen skyldes rene kostnadsoverskridelser da investeringene ikke bidrar til å generere noen nye inntekter. Ca. 250 millioner kroner av økningen består likevel av forbedringer i levetidskostnader som vil virke positivt inn på driftskostnadene og gi økt og raskere oljeproduksjon forutsatt at reservoaret tillater det.

Leverandøren av produksjonsplattformen, Aker Maritime, har reist et tilleggskrav på ca. 1 milliard kroner og Hydro et motkrav på ca. 400 millioner kroner. Saken er berammet for behandling i september 1999.

Boring- og kompletteringskostnadene på Njord har økt med over en milliard kroner og står for den vesentlige delen av investeringsøkningen. Hydro begrunner økningene med endringer i brønndesign/brønnformål, forsinket forboring, økte riggrater, oppstartsproblemer og tiltak knyttet til mer forventningsrett brønnplanlegging.

Sluttkostnaden for plattformen (eksklusive tvisten med Aker Maritime) ble 225 millioner kroner høyere enn beregnet i PUD. Hoveddelen av dette skyldes underestimering av arbeidsomfang og hovedleverandørs evne til å gjennomføre en EPC kontrakt samt mangler i design hvorav mesteparten kan tilskrives forbedringene i levetidskostnader beskrevet ovenfor. I tillegg økte kostnadene til ferdigstillelse og igangsettelse med 159 millioner kroner. Dette tilskrives at byggingen av plattformen var noe forsinket og mer arbeid enn planlagt måtte gjøres i havnebassenget på Stord og ute på feltet.

Undervannsanlegget ble 172 millioner kroner dyrere enn antatt i PUD hovedsakelig på grunn av underestimering og mangler i designgrunnlag. Marine operasjoner ble 90 millioner kroner billigere enn antatt i PUD, grunnet lavere markedspriser enn antatt og en viss overestimering. Kostnadene for lagerskipet ble 87 millioner kroner lavere enn antatt i PUD-anslaget hovedsakelig på grunn av lavere markedspris enn antatt i PUD.

Njord ble overlevert fra Aker Stord en måned senere enn planlagt, men startet produksjonen i samsvar med tidsplanen 28 måneder etter PUD godkjennelse.

8.5 Norne

Norne er utvinningstillatelsene 128 og ligger i blokkene 6608/10-11, 200 km vest for Helgelandskysten. Feltet ligger 85 km nordøst for Heidrunfeltet. Statoil er operatør. Feltet ble tildelt i 1986 og påvist i 1991. Havdypet er 380 m.

Norne er bygget ut med en produksjonsinnretning tilknyttet brønnsystem på havbunnen. Skipsskroget ble bygget hos FELS i Singapore, mens sammenstillingen fant sted på Aker Stord. Dekksanlegget var delt opp i ulike systempakker som ble satt ut til forskjellige leverandører. Fem brønnrammer er installert, hver med fire brønner og mulighet for tilknytning av satellittbrønner. Produksjonen tok til 15. november 1997.

Transport

Oljen lagres i innretningen før den lastes til et skytteltankskip.

Rettighetshavere:

Den norske stats oljeselskap a.s 70 pst (SDØE 55 pst), Norsk Hydro Produksjon a.s 9 pst, Saga Petroleum ASA 9 pst, Enterprise Oil Norwegian A.S 6 pst, Norsk Agip A.S 6 pst.

Kilde: Kilde: Statoil

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene :

Den totale kostnadsøkningen var på 8 prosent. De vesentligste kostnadsøkningene oppstod innen boring/komplettering og bygging av skroget.

Bore- og kompletteringskostnadene økte fra 1 253 millioner kroner til 1 903 millioner.

Dette skyldes boring av tre ekstra brønner for å skape økt inntekter/verdi. (Prosesserings- kapasiteten på innretningen kunne økes til marginal kostnad). I tillegg kom noe undervurdering av tidsforbruket for forskjellige operasjoner, spesielt kompletteringstid.

Skroget til produksjonsinnretningen som ble bygget ved et verft i Singapore ble dyrere enn antatt. Dette skyldtes først og fremst at verftet ikke hadde tilstrekkelig kompetanse til å gjennomføre et oppdrag av denne kompleksitet innenfor den gjeldende tidsrammen, hvilket medførte økning av gjenstående arbeid med skroget og tilsvarende utrustning.

Feltet ble startet opp fire måneder etter tidsplanen som lå til grunn i PUD.

8.6 Oseberg sør

Oseberg omfattes av utvinningstillatelsene 079, 104 og 171 og ligger i blokkene 30/9 og 30/12, sør i Oseberg området. Hydro er operatør. Blokkene ble tildelt i 1982, 1985 og 1991. Havdypet er ca. 100 meter.

Funnet bygges ut med en bunnfast plattform med understell i stål og med delvis prosessering av oljen. Plattformen blir bygget av Aker Maritime.

Den delvis prosesserte oljen vil føres i en ny rørledning til Oseberg feltsenter for videre prosessering og transport til land (Stureterminalen i Øygarden kommune) gjennom det eksisterende Oseberg transport system.

Rettighetshavere:

Den norske stats oljeselskap a.s 56,58 pst (SDØE 38,36 pst), Norsk Hydro Produksjon a.s 21,88 pst, Saga Petroleum ASA 10,14 pst, Norske Conoco A.S 7,70 pst, Mobil Development Norway A.S 3,70 pst

Kilde: Kilde: Norsk Hydro

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene:

PUD-anslaget for utbyggingen av Oseberg sør var på 8046 millioner kroner, mens siste kontrollestimat viser 8749 millioner kroner. Dette er en økning på 704 millioner kroner eller 9 prosent. Ikke noen av de økte kostnadene kan tilskrives tiltak som gir økt inntjening, og hele beløpet må derfor tilskrives rene kostnadsøkninger.

Mer enn halvparten av økningen, 404 millioner kroner, har kommet innen området boring og komplettering. I følge Hydro er kostnadsøkningen påløpt på grunn av endret brønndesign (ekstra brønnhoder og komplettering) samt tiltak for mer forventingsrett brønnplanlegging.

Ved siste kontrollestimat (CCE3) ble sluttkostnaden for plattformen beregnet til 3 158 millioner kroner, noe som er 176 millioner høyere enn anslått ved PUD-innlevering. Kostnadsøkningene begrunnes med underestimering, mangler i design og ny informasjon til prosjektet.

Undervannsanlegg, rørledning og modifikasjoner på Oseberg feltsenter hadde ved siste kontrollestimat forventede overskridelser på henholdsvis 75 millioner, 57 millioner og 34 millioner kroner i forhold til PUD. Alle disse begrunnes med underestimering og mangler i design. Marine operasjoner ligger under det opprinnelige budsjettet med 42 millioner kroner og begrunnes med lavere markedspriser enn antatt.

Oseberg sør er under utbygging og har planlagt produksjonsstart i august 2000 i samsvar med anslaget i PUD.

8.7 Oseberg øst

Oseberg øst omfattes av utvinningstillatelse 053 og ligger i blokk 30/6, nordøst for det samordnede Osebergfeltet og sør for Veslefrikk. Hydro er operatør. Feltet ble tildelt 1979 og påvist i 1979. Havdypet er 160 m.

Utbyggingsløsningen på Oseberg øst består av en bunnfast plattform med understell i stål, med boligkvarter samt utstyr for boring og 1. trinns separasjon av olje, vann og gass. Plattformen ble bygget av Kværner, mens Aker Maritime bygget understellet.

Oljen vil bli transportert i en ny rørledning til den eksisterende Oseberg A-plattformen på Oseberg feltsenter, for videre prosessering og transport gjennom den eksisterende rørledningen Oseberg transport system (OTS) til Stureterminalen i Øygarden kommune.

Rettighetshavere:

Den norske stats oljeselskap a.s 59,40 pst (SDØE 45,4 pst), Norsk Hydro Produksjon a.s 12,25 pst, Elf Petroleum Norge A.S 9,33 pst, Saga Petroleum ASA 7,35 pst, Mobil Development Norway A.S 7,00 pst, TOTAL Norge A.S 4,67 pst.

Kilde: Kilde: Norsk Hydro

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene:

Det siste kontrollestimatet (CCE5) for Oseberg øst er på 4298 millioner kroner, mens PUD-anslaget var på 3488 millioner. Dette er en kostnadsøkning på 810 millioner kroner i forhold til PUD-anslaget, noe som gir en kostnadsøkning på 23 prosent.

Kostnadene til dekksanlegget har økt med 422 millioner kroner. Økning i dekksvekt er en vesentlig faktor, men også generell underestimering og mangler i design har spilt en rolle. Ingen av disse økningene kan begrunnes med at de genererer nye inntekter. Kostnaden på bærestrukturen er redusert med 81 millioner kroner på grunn av et noe høyt estimat samt lavere markedspris enn antatt. Totalt har kostnadene på plattformen økt med 340 millioner kroner i forhold til PUD-anslaget.

Boring og komplettering har hatt en kostnadsøkning på 318 millioner kroner. Drøye 100 millioner kroner av disse er tiltak for økt produksjon. Den resterende økning er økte kostnader på grunn av tiltak for mer forventningsrett brønnplanlegging, forsinket oppstart og endringer i brønndesign/brønnformål.

Ferdigstillelse og igangsettelse har økt med 111 millioner kroner og på grunn av forsinket ferdigstillelse av boreriggen, oppgraderingskostnader for borestøttefartøyet Borgilia Dolphin, samt at ny informasjon er blitt kjent underveis.

Marine operasjoner har hatt en økning på 87 millioner kroner som har sammenheng med underestimering, mangler i design og høyere markedspris enn antatt. Eksportrørledningen har en kostnadsreduksjon på 75 millioner kroner på grunn av lavere markedspris enn antatt. Ledelse og prosjektering, som hovedsakelig omfatter prosjektering av plattformdekket samt Hydros prosjektledelse, studier og verifikasjoner, har økt med 50 millioner kroner, grunnet underestimering, mangler i design og ny informasjon til prosjektet.

Kostnadene for modifikasjoner på Oseberg feltsenter er 29 millioner kroner lavere enn i PUD-anslaget på grunn av ny informasjon som er blitt tilgjengelig.

Oseberg øst hadde planlagt produksjonsstart oktober 1998, men er nå forventet å starte med produksjon fra den første brønnen i mars 1999.

Produksjonsboring ble igangsatt i begynnelsen av november 1998, vel 2 måneder etter opprinnelig plan. Prosjektet har holdt tidsplanen under det meste av gjennomføringsfasen frem til installasjon på feltet, som ble forsinket grunnet dårlige værforhold. På feltet har ferdigstilling av RAM riggen (boring) vært langt mer tidkrevende enn forventet.

8.8 Troll olje- og gassprovins

Troll olje- og gassprovins (TOGP) omfattes av utvinningstillatelsene 054 og 085 og ligger i blokkene 31/2, 31/3, 31/5 og 31/6. Troll C plattformen ligger 75 km vest for Mongstad og 32 km nord for Troll A plattformen. Norsk Hydro er operatør med 7,688 pst. deltagerandel. Feltet ble påvist i 1979. Havdypet er på 315 - 345 m.

TOGP bygges ut ved å benytte eksisterende kapasitet på Troll B plattformen og ved at det bygges en halvt nedsenkbar bolig- og produksjonsplattform i stål, Troll C. Troll C bygges av Umoe. Plattformene er tilknyttet havbunnskompletterte brønner. Det er totalt 64 brønner som er fordelt på 11 brønngrupper. Fire av brønngruppene, 26 brønner, blir koblet opp mot Troll B. De resterende sju brønngruppene, 38 brønner, kobles opp mot Troll C. Brønnhodene blir installert i egne havbunnsstrukturer som ligger 2 - 10 km fra plattformene.

Oljen vil transporteres i en ny rørledning til Mongstad. Gassen vil transporteres i rørledning til Troll A plattformen for videre transport til Kollsnes.

Rettighetshavere

Den norske stats oljeselskap a.s 74,58 pst (SDØE 62,7 pst), A/S Norske Shell 8,29 pst, Norsk Hydro Produksjon a.s 7,69 pst, Saga Petroleum ASA 4,08 pst, Elf Petroleum Norge a.s 2,35 pst, Norske Conoco A/S 1,66 pst, TOTAL Norge a.s 1,35 pst.

Kilde: Kilde: Norsk Hydro

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene :

TOGP var i PUD kostnadsberegnet til 18 250 millioner kroner som inkluderer PUD for brønngruppe I med 1475 millioner kroner. Ved siste kontrollestimat (CCE3) var sluttkostnaden beregnet til 20 770 millioner kroner, en økning på 2 520 millioner kroner eller 14 pst.

Bore- og kompletteringskostnadene har økt med 658 millioner kroner, som knytter seg til endret brønndesign, tiltak for mer forventningsrett brønnplanlegging, forsinkelser og redusert effektivitet.

Kostnadene for plattformen har økt med 1 259 millioner kroner. Økningene er knyttet til underestimering, mangler i design og ny informasjon er blitt kjent underveis. Ca. 300 millioner kroner kan begrunnes med at de genererer økte inntekter.

Ledelse og prosjektering, som hovedsakelig inkluderer prosjektering av flyteren samt Hydros prosjektledelse, studier og verifikasjoner, har økt med 762 millioner kroner primært på grunn av underestimering av arbeidsomfang og hovedleverandørs evne til å gjennomføre arbeidet, mangler i design samt forlenget prosjektperiode.

Kostnadene på undervannsanlegget har økt med 460 millioner kroner hovedsakelig på grunn av havbunnsseparasjon.

Kostnadene for modifikasjoner er redusert med 50 millioner kroner fordi modifikasjonsarbeidene på Troll A er overført til Statoil.

Kostnadene for eksportrørledninger er redusert med 518 millioner kroner fordi arbeidet med rørledning for gasseksport til Troll A er overført til Statoil, samt på grunn av noe lavere markedspris enn antatt for oljeeksportrørledningen.

Kostnadene for marine operasjoner er redusert med 50 millioner kroner hovedsakelig på grunn av lavere markedspris enn antatt.

Troll C er under utbygging og hadde i PUD forventet produksjonsstart i september 1999, mens oppstart nå er planlagt til november/desember 1999.

8.9 Varg

Varg omfattes av utvinningstillatelse 038 og ligger i blokk 15/12, sør for Sleipner øst. Saga er operatør. Området ble tildelt i 1974 og Varg ble påvist i 1984. Havdypet er 84 m. Feltet kom i produksjon 22. desember 1998.

Varg er bygget ut med en flytende produksjonsinnretning i kombinasjon med en brønnhodeplattform. Den flytende innretningen er bygget av FELS i Singapore.

Transport

Den ferdig prosesserte oljen vil bli lagret ombord i produksjonsinnretningen før omlasting til tankskip.

Rettighetshavere:

Den norske stats oljeselskap a.s 65 pst (SDØE 30 pst), Saga Petroleum ASA 35 pst.

Kilde: Kilde: Saga Petroleum

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene:

Total utbyggingskostnad har for Varg økt fra 2 935 millioner i PUD-anslaget, til 3 636 millioner kroner i siste kontrollestimat. Økningen er på 700 millioner kroner, eller 24 pst. Ikke noe av økningen henføres til økte inntekter, og hele økningen er følgelig kostnadsoverskridelser.

Boring og komplettering er 282 millioner kroner høyere enn anslått i PUD. Overskridelsene skyldes endret boreprogram, lav riggeffektivitet og økt bore- og kompletteringstid, forsinket installasjon og borestart, samt økt riggrate.

Ledelse og prosjektering har økt med 133 millioner kroner å skyldes økt oppfølging av produksjonsinnretningen på grunn av manglende oppfølging fra leverandør. Økningen på marine operasjoner er på 107 millioner kroner og skyldes mangelfull teknisk definisjon og forsinket ankomst av borerigg og produksjonsinnretning.

Varg var sju måneder forsinket i forhold til tidsplanen i PUD.

8.10 Visund

Visund omfattes av utvinningstillatelse 120 og ligger i blokk 34/8 og deler av 34/7, ca. 140 km vest for Sognefjorden og 27 km nordøst for Gullfaksfeltet. Hydro er operatør. Feltet ble tildelt i 1985 og påvist i 1986. Havdypet er 335 m.

Visundfeltet er bygget ut med en halvt nedsenkbar bore-, bolig- og produksjonsplattform i stål. Umoe har hatt ansvaret for byggingen av plattformen. Plattformen er tilknyttet havbunnskompletterte brønner. Brønnhodene for 21 av disse er like under plattformen. En egen brønnramme for to andre brønner vil sannsynligvis bli plassert åtte kilometer nord for plattformen.

Gassfaseutbygging er ikke vedtatt. Gassmodul kan ferdigstilles ca 2006 dersom gass fra Visund blir nominert for salg.

Oljen vil transporteres i en ny rørledning til Gullfaks A-plattformen for lagring og utskiping.

Rettighetshavere:

Den norske stats oljeselskap a.s 65 pst (SDØE 49,6 pst), Norsk Hydro Produksjon a.s 12,6 pst, Elf Petroleum Norge A.S 9,1 pst, Norske Conoco A.S 9,1 pst, Saga Petroleum ASA 4,2 pst.

Kilde: Kilde: Norsk Hydro

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene:

De totale prosjektkostnadene på Visund har økt fra 7 850 millioner til 11 370 millioner kroner. Dette er en økning på 45 prosent, eller ca. 3,5 milliarder kroner i forhold til PUD-anslaget. De økte kostnadene resulterer ikke i økte inntekter i forhold til det som lå til grunn i PUD og må anses som kostnadsoverskridelser.

Den største kostnadsøkningen har kommet på boring og komplettering, som har økt med 992 millioner kroner. Økningene er knyttet til forsinket forboring, økt riggrate, endringer i brønndesign/brønnformål og tiltak knyttet til mer forventningsrett brønnplanlegging.

Ledelse og prosjekteringskostnadene, som inkluderer Hydros ledelse, studier og verifikasjoner samt prosjektering av plattformen, har fra PUD-anslaget økt med 971 millioner kroner.

Kostnadene til plattformen har økt med 924 millioner kroner.

En stor del av de økte kostnadene for prosjektering og bygging av plattformen kan tilskrives endring i designbasis på grunn av reservoarets høye trykk og temperatur. Andre vesentlige økninger skyldes underestimering av arbeidsomfang og hovedleverandørs evne til å gjennomføre en EPC kontrakt, mangler i design samt ny informasjon (miljøkrav) til prosjektet.

Ferdigstillelse og igangsettelse har hatt en økning på 301 millioner kroner, som er mer enn 300 prosent høyere enn anslått i PUD. Økningen har kommet etter en rekke vanskeligheter i gjennomføringen, som også har påvirket ferdigstillelsestid for både forboringen og flyteren.

Det har også vært overskridelser i forhold til PUD-anslaget på modifikasjoner på Gullfaks A knyttet til avtalt tariff, undervannsanlegget som skyldes underestimering og mangler i design, marine operasjoner som skyldes ny informasjon og uforutsette hendelser, samt diverse, der valutatap er en dominerende faktor.

Kostnadene for eksportrørledningen er redusert med 16 millioner kroner i forhold til PUD på grunn av lavere markedspris enn antatt, dette til tross før økte kostnader i forbindelse med krav om nedgraving av ledningen.

Etter tidsplanen i PUD skulle produksjonsstart på Visund vært i juli 1998. Den er nå planlagt til april/mai 1999.

8.11 Åsgard

Åsgard består av forekomstene Midgard, Smørbukk og Smørbukk sør. Feltet er 200 km vest for Trøndelagskysten, og ligger 50 km sør for Heidrunfeltet. Statoil er operatør. Havdybden er 240-300 m.

Åsgardfeltet bygges ut med en flytende produksjonsinnretning med skrogform for olje, Åsgard A, og en halvt nedsenkbar produksjonsinnretning, Åsgard B, for produksjon av gass og kondensat. Aker Maritime har ansvaret for byggingen av Åsgard A, der skroget var satt ut til Hitachi i Japan. Åsgard B blir bygget av Kværner. Utbyggingen omfatter også store undervannsanlegg med 59 brønner fordelt på 17 bunnrammer. Oljeproduksjonen er ventet å starte første kvartal i 1999, mens planlagt oppstart av gassproduksjonen er først i oktober 2000.

Transport

Oljen lagres i Åsgard A før den lastes til skytteltanker. Gassen skal gå gjennom rørledning til Kårstø for prosessering og transport videre gjennom Europipe II til Tyskland.

Rettighetshavere:

Den norske stats oljeselskap a.s 60,50 pst (SDØE 46,95 pst), Norsk Agip A.S 7,90 pst, TOTAL Norge A.S 7,65 pst, Mobil Development Norway A.S 7,35 pst, Neste Petroleum A.S 7,00 pst, Saga Petroleum ASA 7,00 pst, Norsk Hydro Produksjon a.s 2,60 pst.

Kilde: Kilde: Statoil

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene:

Forventet sluttkostnad er 36 967 millioner kroner. Dette er 8 443 millioner mere enn antatt i PUD, eller en økning på 30 prosent. Økningen skyldes i det vesentligste underestimering/mangler i design; i tillegg kommer noen negative markedsmessige forhold og noen tiltak for å oppnå økte inntekter/verdi.

Åsgard A

Viktigste årsak til investeringsøkning er økt overføring av arbeid på skrog fra Hitachi Zosen til Aker Stord. Øvrige årsaker har vært økt dekksvekt, økt antall stigerør med økte dimensjoner og økt injeksjon av produsert vann og gass.

Mye av kostnadsøkningen knyttet til skroget på Åsgard A, skyldes at estimatene var basert på vurderingen av kostnadsutviklingen for Norne før situasjonen ved bygging i Singapore kom for en dag. Erfaringene fra Norne har ført til at manglene ved Åsgard-skroget ble avklart og at estimatene ble oppjustert med over 1 mrd. kroner.

I tillegg er mye av økningen knyttet til konseptuelle endringer (endring i produksjonskapasitet, økt gassvolum og undervurdering av ny teknologi)

Åsgard B (gassenteret)

Viktigste årsak til økning i kostnadsestimatene er underestimering av dekksanlegget. I tillegg har det vært kostnadsøkninger vedrørende bærestrukturen.

Den store økningen av kostnadene knyttet til dekksanlegget på Åsgard B, skyldes blant annet ugunstige forhold ved gassen i feltet (høyt trykk og temperatur). Dette ga en økning i total vekt sammen med en kostnadsøkning på utstyr som følge av “ikke- standard utstyr“.

Økningen i bærestrukturkostnadene skyldes i første rekke forhold som ble avdekket da prosjekteringen nærmet seg avslutning. For eksempel utgjør utmatningsproblemet (50 års levetid) en teknisk utfordring på denne flyteren.

Kostnadsøkningen knyttet til forankringssystemet skyldes at marine operasjoner ble lagt inn i denne posten ved (CCE3), noe som ga en økning på ca. 300 mill. kroner.

Åsgard C (lagerskipet)

PUD-estimatet baserte seg på å eie lagerskipet. Lagringskapasiteten ble økt, og deretter redusert samtidig som det ble besluttet å leie lagerskipet fremfor å eie det. Prosjektet vil fortsatt eie betydelig utstyr i lagerskipet. Dette er reflektert i CCE5-estimatet.

Undervannsanlegg (brønnrammer, kontrollkabler og stigerør).

Årsak til investeringsøkning er økt antall stigerør med større dimensjoner på grunn av endret dreneringsstrategi; bl.a. er Smørbukk sør prioritert framfor Smørbukk hovedfelt.

Boring og komplettering.

Økningen i borekostnader skyldes flere forhold. Kompletteringskostnadene har økt med rundt 1,2 mrd. Kostnadsoverslagene i PUD var basert på bruk av kompletterings- og brønnoverhalings-fartøyet SWATH. Dette falt bort på grunn av at fartøyet ikke ble teknisk kvalifisert. Det ble erstattet av en borerigg som hadde dobbelt dagrate av den som var estimert for SWATH. I tillegg måtte riggen gjennomgå en omfattende ombygging. Videre er operasjonstiden for komplettering med rigg vesentlig lengre enn med SWATH, og forflyttingstiden mellom brønner er øket. Brønnene har også vist seg å ha større kompleksitet en forutsatt, noe som igjen påvirker kompletteringsarbeidet.

Selve borekostnadene viser en økning på rundt 1,3 mrd kr. Dette skyldes at tidsestimatene for boreoperasjonene var ambisiøse, slik at boreoperasjonene har tatt lengre tid enn antatt. Det ble også boret mer kompliserte brønnbaner enn forutsatt, noe som økte kostnadene, men som samtidig skaper økt inntekter/verdi.

Kostnadene ved brønntesting har økt med 700 millioner kroner og skyldes økt behov for å avklare reservoarmessige forhold.

Optimalisering av brønnbaner medførte også større kostnader selv om dette fører til økt inntekter/verdi.

8.12 Kårstø utbyggingsprosjekter

Kilde: Kilde: Oljedirektoratet

I plan for anlegg og drift for Åsgard transport i desember 1995 var det beskrevet 4 ulike terminalalternativ for behandling og transport av gassen til markedene, jf St prp nr 50 (1995-96) Olje- og gassvirksomhet, utbygging av Åsgardfeltet m.v. Av de beskrevne alternativene i PAD var to knyttet til ilandføring til Kårstø og to til ilandføring til Kollsnes. Sommeren 1996 besluttet Stortinget ilandføring til Kårstø og at det skulle bygges et gassbehandlingsanlegg for å kunne utskille og fraksjonere NGL fra Åsgardgassen. Etter at utbyggingsbeslutningen var tatt, besluttet rettighetshaverne å legge til grunn det alternativet der det nye anlegget for utskillelse av våtgass skulle dimensjoneres for å behandle hele gasstrømmen fra Åsgard, i PAD omtalt som segregert anlegg. Investeringskostnaden for dette anlegget var estimert til 2 613 mill 1995-kroner. I tillegg ble det vurdert behov for et anlegg for utskillelse av CO₂ fra gassen på Kårstø. Investeringskostnadene for disse anleggene var totalt estimert til 2 753 mill i faste 1995-kroner, som omregnet til faste 1998-kroner utgjør 2 943 mill kr, se tabell 8.23.

Statoil har samlet alle delprosjektene i et felles utbyggingsprosjekt (KUP).

Statoil har oppgitt at KUP består av de delprosjekter og investorgrupper som fremgår av tabell 8.24.

Operatøren tar utgangspunkt i tallene i figur 8.13 og har angitt følgende forklaring på endringene.

Kilde: Kilde: Statoil

Utviklingen fra PAD for Åsgard transport til den besluttede utbyggingsløsningen.

I PAD for Åsgard transport i desember 1995 var det to alternative landingssteder for mottak og behandling av Åsgard gassen, Kårstø og Kollsnes. For hvert av landingsalternativene var det beskrevet et enkelt anlegg for ekstraksjon og fraksjonering av våtgass. Kårstø-alternativet bestod av et anlegg for våtgass utskilling kombinert med modifikasjon av det eksisterende anlegget. I PAD for Åsgard transport var kostnadsestimat for dette anlegget på 2 943 millioner 98 kroner. Et CO₂ anlegg som var inkludert i PAD er bygd inn i anlegget på en annen måte.

Sommeren 1996 ble det besluttet å ilandføre gass fra Åsgard feltet til Kårstø. Umiddelbart etter at denne beslutningen var fattet, ble det igangsatt en konseptstudie for finne løsninger der lønnsomheten i den samlede Åsgard utbyggingskjeden kunne bedres da gassallokeringen hadde gitt lavere inntektsgivende volum enn forutsatt i PUD for Åsgard feltet.

Resultatet av dette arbeidet ble lagt fram i en samlet konseptrapport høsten 1996. Byggingen av de samlede anleggene ble besluttet av de involverte eiergruppene i 3. kvartal 1996. Fordi Kårstø er et landanlegg og utvidelsene dermed er utenfor petroleumslovens virkeområde, var det ikke behov for å fremlegge en egen PAD for de nye delprosjektene. Utvidelse i omfang og kostnadsgrunnlag ble imidlertid redegjort for i en egen rapport til myndighetene og det utvidete anlegget ble omtalt i St prp nr 65 (1997-98).

Kostnadsøkning for den besluttede utbyggingsløsningen.

Den besluttede løsningen er et konsept med et større anlegg for utskilling av våtgass fra Åsgard, to ekstraksjonslinje for rikgass med høy gjenvinningsgrad av propan og ny fraksjoneringslinje for våtgass. I tillegg ble det besluttet å bygge et nytt gjenvinningsanlegg for etan, samt at den delen av arbeidsomfanget for Europipe II og Åsgard transport som skulle bygges på Kårstø-anleggenes område ble overført til dette felles utbyggingsprosjektet (KUP). Myndighetene ga videre pålegg om at forhåndsarbeidene for Naturkrafts gasskraftverk-prosjekt skulle samordnes mest mulig med KUP. Kostnadsestimatet for de delprosjektene som var samlet i KUP var 6 003 millioner kroner.

Forventede sluttkostnader for KUP er 8 950 millioner kroner. Dette er 2 947 millioner kroner mer enn det som lå til grunn på beslutningstidspunktet, eller en økning på 50 prosent.

Økningen kommer innenfor følgende områder:

• videreutvikling av konseptet/ mangler i design/underestimering

• leverandørmarkedet(utstyrskostnader/arbeidsmarked)

• forhåndsinvesteringer

Videreutvikling av konseptet/underestimering/mangler i design.

Etter at Åsgard fikk allokert gassleveranser og Kårstø ble valgt som prosesseringssenter, ble det foretatt studier og tatt beslutninger som resulterte i et betydelig større utbyggingsomfang på Kårstø enn det opprinnelige anlegget som var beskrevet i PAD for Åsgard transport. I ettertid har det vist seg at det i startgrunnlaget ikke var tatt tilstrekkelig hensyn til behov for hjelpeutstyr og infrastruktur i form av veier/bruer/tunneler. Kostnadene for innkjøp av utstyr ble også underestimert. I alt beløper dette seg til ca. 1 650 mill. kroner.

Markedsmessige forhold.

Fra konseptet forelå i november 1996 og til prosjektet begynte å få inn anbud fra sommeren 1997, hadde mange nye prosjekter startet opp eller var forventet å starte opp. Dette førte til et mye strammere marked. Når kostnadene sammenlignes med et nivå fra 1996, beregnes en kostnadsøkning som følge av dette på ca. 950 mill. kroner.

Forhåndsinvesteringer

Eierne besluttet sommeren 1997 å foreta forhåndsinvesteringer som blant annet omfatter økt propanlager kapasitet, økt kapasitet i deler av hjelpesystemene samt økt kapasitet i rørføringer inne på anlegget slik at fremtidige utvidelser av Kårstø kan ta mengder tilsvarende kapasiteten i Åsgard transport. Forhåndsinvesteringene utgjør til sammen ca. 350 mill. kroner.

8.13 Åsgard transport

Dette prosjektet gjelder transport av gass fra Åsgard til terminalen på Kårstø. Eierne i rørledningen er de samme som til Åsgard-feltet.

Rettighetshavere:

Den norske stats oljeselskap a.s 60,50 pst (SDØE 46,95 pst), Saga Petroleum ASA 9,00 pst, Norsk Agip A/S 7,85 pst, TOTAL Norge A.S 7,65 pst, Mobil Development Norway A/S 7,35 pst, Neste Petroleum A/S 5,00 pst, Norsk Hydro Produksjon a.s 2,60 pst.

Kilde: Kilde: Statoil

Operatøren har angitt følgende årsaker til overskridelsene :

Forventet sluttkostnad er 7 363 millioner kroner. Dette er 601 millioner mer enn antatt i PAD, eller en økning på 8 prosent.

Overskridelsene innen landledninger og tilkoblinger er de vesentligste og skyldes i hovedsak underestimering, men den stramme markedssituasjonen har også bidratt. Grunnen til underestimeringen er liten erfaring med denne type arbeid på land i Norge og at rørdimensjonen (diameter/veggtykkelse) krever spesialutstyr og er mer arbeidskrevende enn antatt.

Export Rise Base (ERB) har medført nødvendig utvikling av ny teknologi og dette arbeidet er blitt mer omfattende enn forventet.

Prosjektet har også en del besparelser og operatøren har angitt følgende årsaker til besparelser:

Reduksjonene i kostnadene for rørledninger (materialer og arbeid) skyldes i hovedsak bruk av langsiktige rammekontrakter med leverandørindustrien og betydelig opparbeidet kompetanse. Rørlegging er blitt gjennomført raskere enn forutsatt, noe som har resultert i reduserte kostnader for marine operasjoner.