2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Gudrun

2.1 Innledning

Olje- og energidepartementet mottok 23. februar 2010 søknad fra Statoil, på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelse 025, om godkjenning av plan for utbygging og drift av Gudrun.

Gudrun ligger i blokk 15/3 i midtre del av Nordsjøen om lag 55 km nord for Sleipner A og om lag 13 km øst for East Brae på britisk sokkel. Vanndypet i området er på om lag 109 meter.

Rettighetshaverne som deltar i utbyggingen er:

2.2 Utbyggingsløsning og produksjon

Gudrun planlegges bygget ut med en produksjonsplattform. Plattformen vil ha 40 lugarer, hvorav 10 med vendbare senger, og en permanent bemanning på 14 personer. Plattformen vil bli knyttet opp mot Sleipner A med ett gassrør og ett oljerør.

Produksjonsplattformen på Gudrun vil ha anlegg for mottak, delvis prosessering og eksport av ustabilisert olje og rikgass. Olje- og gasskapasiteten er designet til henholdsvis 12 000 Sm³ og 6 millioner Sm³ per dag.

Den delvis prosesserte oljen eksporteres i rørledning for behandling på Kårstø mens gassen transporteres i transportsystemet Gassled til markedet.

Kraftbehovet til Gudrun dekkes av Sleipner A via en 20 MW kraftkabel. Det vil ikke være behov for installasjon av nytt kraftgenererende utstyr på Sleipner A.

Gudrun planlegges utbygget med 7 produksjonsbrønner. I tillegg vil det bli vurdert å bore en brønn for injeksjon av produsert vann og borekaks dersom videre studier viser at Utsira-formasjonen på Gudrun er egnet for injeksjon og dette for øvrig har en akseptabel kostnad. Gudrun bygges ut med totalt 16 brønnslisser for å gi fleksibilitet for brønner fra mulige nye funn i området. Brønnene er planlagt boret og komplettert med en oppjekkbar borerigg.

Utbyggingen av Gudrun vil medføre modifikasjoner på Sleipner og Kårstø. På Sleipner er disse knyttet til mottakssystem, innløpsseparator, olje- og gassmåling, transformator for kraftoverføring og CO₂-fjerningskapasitet. Modifikasjonen på Kårstø vil være relatert til vannutskilling og vannbehandling, behandling av voks og asfaltener og tilpasning av prosesstoget til den nye fødestrømmen.

Utvinnbare reserver i Gudrun er anslått til 11,2 millioner Sm³ olje og kondensat, 6,6 milliarder Sm³ gass og 1,3 millioner tonn NGL. Produksjonsstart er planlagt 1. kvartal 2014.

2.3 Investeringer og lønnsomhet

Operatøren forventer at de samlede investeringer på Gudrun vil bli i størrelsesorden 19,5 milliarder 2010-kroner. Investeringene inkluderer blant annet bygging og installasjon av plattform, boring av produksjonsbrønner, bygging av rørledninger mellom Gudrun og Sleipner samt modifikasjoner på Sleipner og Kårstø.

Operatørens anslag for forventet nåverdi for Gudrun er på 6,2 milliarder 2010-kroner før skatt, mens nåverdien etter skatt er beregnet til 2 milliarder 2010-kroner. Anslagene er basert på en oljepris på 75 USD/fat, en valutakurs på 6 NOK/USD og en diskonteringsrente på 7 prosent. Balanseprisen for olje er beregnet til 56,7 USD/fat. En lavere oljepris enn dette gjør prosjektet ulønnsomt isolert sett.

Tilstedeværende ressurser er den største økonomiske usikkerheten i prosjektet. Nåverdi ved lavt ressursutfall (P90 1 ) er -1,4 milliarder 2010-kroner etter skatt. Gudrun er sensitiv for lavt ressursutfall. På den annen side vil høyt ressursutfall i følge operatøren gi en nåverdi etter skatt på 4,9 milliarder 2010-kroner.

2.4 Kraftforsyning

Gudrun vil bli bygget ut med en kraftkabel fra Sleipner A. Det vil ikke være behov for installasjon av nytt kraftgenererende utstyr på Sleipner A, kun utnyttelse av eksisterende gassturbiner. Det vil være kraft tilgjengelig på Sleipner for en eventuell utbygging av andre ressurser i området, som for eksempel Sigrun og Brynhild.

Kraftbehovet for Gudrun anslås til å være maksimalt 13 MW. Kabelen som legges til Sleipner vil ha en kapasitet på 20 MW for å dekke en økning i kraftbehovet ved eventuelle fremtidige tilknytninger til Gudrun. En dieseldrevet nødstrømsgenerator vil bli installert for å sikre kraftforsyning til nødfunksjoner ved eventuelt bortfall av strøm fra Sleipner.

Kraft fra land skal vurderes for alle nye utbyggingsprosjekter. I tråd med dette har derfor operatøren gjort vurderinger av investeringskostnader og tiltakskostnader ved kraft fra land til Gudrun. Kraft fra Sleipner A er kostnadsberegnet til ca. 420 millioner kroner, mens kraft fra land er kostnadsberegnet til 1 111 millioner kroner. Operatøren har beregnet tiltakskostnadene for kraft fra land til 5 500 kroner ved en diskonteringsrente på 5 prosent.

Det ble i 2009 på oppfordring fra Olje- og energidepartementet gjennomført en vurdering av en kraft fra land til Sleipner og omkringliggende satelitter. Denne analysen viser høye tiltakskostnader for Sleipner-området. Denne analysen har inngått i operatørens beslutningsgrunnlag for endelig valg av kraftløsning.

2.5 Områdevurdering

Utbyggingen av Gudrun vil innebære en ny innretning egnet for utvikling av ressurser i området nord for Sleipner. Olje- og gassproduksjonen fra Gudrun vil ha en kort platåproduksjon. En framtidig utbygging av eksisterende funn som Sigrun og nye olje- og gassfunn i området kan forlenge produksjonsperioden for innretningen betydelig.

I utvinningstillatelse 187 planlegges boring av prospektet Brynhild i løpet av inneværende år. Prospektet ligger mellom Gudrun og Sigrun. Dersom Brynhild er drivverdig er det naturlig at den vil bli produsert fra Gudrun.

I utvinningstillatelsene 001B og 028B er det gjort funn i prospektene Draupne og Hanz. Det norske oljeselskap ASA er operatør i begge utvinningstillatelsene. Draupne og Hanz inneholder både olje og gass.

På Utsirahøyden er det gjort mindre funn og det er planlagt flere letebrønner i 2010 og 2011. En utbygging av Gudrun kan bidra til at disse funnene kan bygges ut på en lønnsom måte i framtiden.

2.6 Disponering av innretningene

Nedstenging og disponering av innretningene og brønnene vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk på aktuelt tidspunkt.

I utbyggingsplanen er det lagt til grunn at rørledninger som ikke er tildekket (eller kun delvis tildekket) blir fjernet. Nedgravde rørledninger kuttes der de kommer opp av sjøbunnen. Nedgravde rørledninger forutsettes etterlatt på stedet, mens de avkuttede endene fjernes (eventuelt grusdumpe oppstikkende ender). De totale fjerningskostnadene er estimert til 3,4 milliarder 2010-kroner.

Plattformen på Gudrun er designet for en levetid på 20 år.