2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Valemon
2.1 Innledning
Statoil søkte 29. oktober 2010, på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 050, 050 B, 050 C, 050 D, 193 og 193 B, Olje- og energidepartementet om godkjenning av plan for utbygging og drift av Valemon.
Valemon ligger i den nordlige delen av Nordsjøen om lag 10 kilometer vest for Kvitebjørn og om lag 17 kilometer sørøst for Gullfaks A-plattformen. Vanndypet i området er om lag 135 meter.
Rettighetshaverne som deltar i utbyggingen er Statoil Petroleum AS (operatør, 64,275 prosent eierandel), Petoro AS (30 prosent), Enterprise Oil Norge AS (3,225 prosent) og Total E&P Norge AS (2,5 prosent).
Rettighetshaverne har inngått en samordningsavtale for Valemon som omfatter alt prospektivt areal som kan utvikles fra Valemoninnretningen, herunder prospektene Valemon sentral, Valemon vest, Valemon nord og Rav. Samordningsavtalen har faste deltakerandeler. Dette gir et grunnlag for å oppnå langsiktig og rasjonell ressursforvaltning på Valemon.
Totale utvinnbare ressurser er estimert til 26,3 milliarder Sm3 gass, 4,9 millioner Sm3 stabilisert kondensat og 1,3 millioner tonn NGL. Det er stor usikkerhet knyttet til dette ressursanslaget.
2.2 Utbyggingsløsning og produksjon
Valemon planlegges bygget ut med en produksjonsplattform med stålunderstell. Valemon vil være ubemannet ved normal drift og operasjonene på plattformen vil bli styrt fra Kvitebjørn. Plattformen vil ha 40 lugarer.
Figur 2.1 Planlagt utbyggingsløsning for Valemon
Innretningen vil ha anlegg for delvis prosessering av gass. Etter prosessering vil kondensatet bli sendt til Mongstad via Kvitebjørn og Troll Oljerør II, mens rikgassen vil bli sendt til Heimdal gjennom Huldrarørledningen.
På Heimdal vil man skille ut ytterligere kondensat fra rikgassen. Tørrgassen vil bli transportert til Storbritannia (St. Fergus) og/eller kontinentet (Dornum/Emden, Zeebrugge eller Dunkerque). Beslutning om transportløsning for kondensatet utskilt på Heimdal vil tas i løpet av 2012. Et alternativ er å føre kondensatet til Storbritannia via Brae, et annet er et nytt kondensatrør til Grane oljerør.
Totale utvinnbare ressurser er estimert til 26,3 milliarder Sm3 gass, 4,9 millioner Sm3 stabilisert kondensat og 1,3 millioner tonn NGL. Estimatene tilsvarer en utvinningsgrad på 50 pst. for gass og 30 pst. for kondensat.
Det er stor usikkerhet knyttet til ressursanslagene, fordi Valemonstrukturen gir rom for ulike geologiske tolkninger. Ved høyt ressursutfall (P10)1 er de utvinnbare ressursene estimert til 52,4 milliarder Sm3 gass og 13,6 millioner Sm3 kondensat. For lavt ressursutfall (P90)2 er de utvinnbare ressursene estimert til 8,1 milliarder Sm3 gass og 2,3 millioner Sm3 kondensat.
Det er et oppsidepotensial i prospektene Rav, Valemon vest og Valemon nord. Riskede tilstedeværende ressurser i disse prospektene har en forventning på 20 milliarder Sm3 gass og 4 millioner Sm3 kondensat.
Produsert vann og drenasjevann samt oppmalt borekaks skal injiseres i Utsiraformasjonen. I dette tilfellet har operatøren vurdert at behandlingen av borekaks ikke er for kostnadsdrivende.
Det legges opp til at understellet til Valemon installeres på feltet våren 2012, og at produksjonsanlegget installeres i 2014.
2.3 Investeringer og lønnsomhet
Operatøren forventer at de samlede investeringer på Valemon vil bli om lag 19,6 milliarder 2010-kroner. De største investeringene er knyttet til boring av brønner samt bygging og installering av plattformen. De øvrige investeringene gjelder rørledninger og strømkabel, tilknytning til Kvitebjørn, samt tilknytning til og oppgradering av Heimdal.
Operatørens anslag for forventet nåverdi for Valemon er på 12,4 milliarder 2010-kroner før skatt, mens nåverdien etter skatt er beregnet til 3,4 milliarder kroner. Dette er basert på en oljepris på 75 USD/fat, en valutakurs på 6 NOK/USD og en diskonteringsrente på 7 pst. Balanseprisen for olje er på 49 USD/fat gitt en 7 pst. diskonteringsrente. En lavere oljepris enn dette vil isolert sett gi en negativ nåverdi.
Det er stor usikkerhet knyttet til utvinnbart volum på Valemon, og dette representerer den største risikoen for lønnsomheten i prosjektet. Nåverdi ved lavt ressursutfall (P90) er -7,5 milliarder 2010-kroner før skatt. På den annen side vil høyt ressursutfall (P10) ifølge operatøren gi en nåverdi før skatt på 38 milliarder 2010-kroner.
2.4 Kraftforsyning
Produksjonen vil i en første fase kreve overføring av om lag 3,5 MW elektrisk kraft fra Kvitebjørn. Dette vil ikke medføre behov for nytt kraftgenererende utstyr på Kvitebjørn. Kabelen vil ha en kapasitet på 5 MW for å kunne dekke kraftbehovet til eventuelle fremtidige tilknytninger til Valemon. Etter om lag 5 års drift vil reservoartrykket bli så lavt at det vil bli behov for en kompressor på feltet, som vil kreve om lag 11 MW kraft. Det planlegges å installere en gassturbin på Valemon for å dekke dette kraftbehovet.
2.5 Områdevurderinger
2.5.1 Området rundt Valemon
Valemon er tilrettelagt for tilknytning av andre prospekter i området. Nær Valemon finnes prospekter som Valemon nord, Valemon vest og Rav. Operatøren vil utvikle Valemon sentral først og deretter vurdere de omliggende prospektene i utvinningstillatelsene som Valemonfeltet omfatter.
2.5.2 Området rundt Heimdal
Heimdal er valgt som gassevakueringsløsning for Valemon. Operatøren vurderer denne løsningen som den beste både prosjektmessig og samfunnsmessig. Løsningen utnytter eksisterende infrastruktur og den opprettholder kapasiteten og fleksibiliteten i gasseksportsystemet. I tillegg vil eksporten bidra til lenger levetid for prosesseringsplattformen Heimdal, og derved legge til rette for at mindre funn og prospekter rundt feltet kan utvikles.
2.6 Disponering av innretningene
Nedstengning og disponering av innretningene og brønnene vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk på det aktuelle tidspunktet. I utbygginsplanen er det lagt til grunn at det ved plugging av brønner så vil produksjonsstrengen fjernes og brønnene vil bli sikret med to testede brønnbarrierer. Dekksanlegget på plattformen vil bli nedstengt og sikret før det fraktes til land for opphugging eller gjenbruk. Understellet på plattformen vil bli kuttet i seksjoner for enklere håndtering. Seksjonene vil fraktes til land for opphugging. Pælene vil bli kuttet ved havbunnen før siste seksjon fjernes. Ved nedstenging er det forutsatt at rørledningene ikke fjernes. Eventuelle avkuttede ender grusdumpes for å forhindre at fiskeutstyr setter seg fast.
Fjerningskostnadene omfatter sikring og plugging av brønner, disponering av plattform og grusdumping av rørledningene. Totale fjerningskostnader er estimert til 3,9 milliarder kroner. Av dette utgjør 2,6 milliarder kroner nedstengning av brønner, 1,25 milliarder kroner fjerning av plattform og 83 millioner kroner sluttdisponering av rørledninger.