2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet

2.1 Innledning

Departementet mottok 19. januar 2012 en søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet. Lundin Norway AS er operatør for utbyggingen og overleverte søknaden på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelse 338.

Rettighetshaverne som deltar i utbyggingen er Lundin Norway AS (50 pst.),Wintershall Norge ASA (30 pst.) og RWE Dea Norge AS (20 pst.).

Edvard Grieg-feltet ble påvist i 2007 og ligger om lag 60 km nordøst for Sleipner og 180 km vest for Stavanger. Havdypet i området er 109 meter. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2015, og forventet produksjonsperiode er 20 år.

2.2 Utbyggingsløsning og produksjon

Feltet planlegges bygget ut med en bunnfast produksjonsinnretning med prosessering av olje og gass. Innretningen vil ha 20 brønnslisser, prosessanlegg, hjelpesystem og boligkvarter. Det er foreslått en eksportløsning for olje via Grane Oljerør til Stureterminalen. Løsning for gasseksport vil være via Sleipner eller SAGE (Scottish Area Gas Evacuation). Utvinningsbrønnene er planlagt boret med flyttbar borerigg. For å nå platåproduksjonen så tidlig som mulig planlegges det å forbore fem av brønnene.

Grunnlaget for utbyggingen av feltet er oljeressursene i forekomstene Edvard Grieg og Tellus. Utstrekningen av disse forekomstene vil danne grunnlaget for området som er omfattet av plan for utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet. Det er planlagt to produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn i Tellus, og ni produksjonsbrønner og tre vanninjeksjonsbrønner i Edvard Grieg. Vanninjeksjon vil bli brukt for å holde trykket i reservoaret oppe.

Kilde: Lundin

Energibehovet dekkes av ved hjelp av to gassturbiner på 30 MW hver med varmegjenvinning som dekker behovet både på Edvard Grieg-feltet og på Draupne og gir en total virkningsgrad på opp til 60 pst. Edvard Grieg-innretningen er tilrettelagt for kraft fra land, dersom dette skulle bli en aktuell løsning i fremtiden.

Utvinnbare reserver for Edvard Grieg-feltet er anslått til 29,1 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter. Dette tilsvarer 183 millioner fat oljeekvivalenter. Om lag 90 pst. av de utvinnbare reservene er olje, mens resten er gass. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2015, og forventet produksjonsperiode er 20 år. Innfasing av andre ressurser i området vil kunne forlenge denne. Den prosjekterte levetiden på innretningen er 30 år.

Edvard Grieg-innretningen er konstruert for en kapasitet for eksport av olje og gass på henholdsvis 14 300 standard kubikkmeter olje per dag og 2 millioner standard kubikkmeter gass per dag. Kapasiteten er ventet å øke ved tilknytning av ressurser med en høyere andel gass enn egenproduksjonen fra feltet. Ved tilknytning av produksjonen fra Draupne er kapasiteten forventet å øke til 20 000 standard kubikkmeter olje per dag og 4 millioner standard kubikkmeter gass per dag.

Kilde: Oljedirektoratet

2.3 Eksportløsninger

Edvard Grieg-feltet inneholder i hovedsak olje, men også noe gass. Operatøren har modnet frem eksportløsninger for olje og gass som er tilpasset feltets egne behov samt behovene til Draupnefunnet. Det store oljefunnet Johan Sverdrup har imidlertid endret det fremtidige transportbehovet ut fra denne delen av Utsirahøyden. Det studeres derfor flere alternativer for å finne de beste løsningene i et helhetlig områdeperspektiv. Eksportløsninger for både olje og gass med plan for anlegg og drift vil bli fremlagt for, og behandlet av Kongen i Statsråd høsten 2012.

Olje

Løsningen operatøren har arbeidet frem innebærer eksport av oljen til Stureterminalen gjennom en ny rørledning fra Edvard Grieg-feltet til et tilkoblingspunkt på Grane Oljerør. Løsningen innebærer investeringer på om lag 1,6 milliarder 2012-kroner. Det utredes også større eksportløsninger for å se om disse bedre kan ivareta områdehensynene. En mulig løsning er en ny, større oljerørledning fra denne delen av Utsirahøyden til Stureterminalen.

Gass

Det er to aktuelle løsninger for gasseksport fra feltet. En løsning er å legge ny rørledning til et tilkoblingspunkt i SAGE-systemet på britisk sokkel. Gassen vil i så fall transporteres inn til St. Fergus i Skottland, hvor den prosesseres og eksporteres videre. Alternativet er å legge ny rørledning til Sleipner, hvor gassen prosesseres og eksporteres videre. Disse løsningene vil vurderes videre for å finne den beste løsningen for området.

2.4 Investeringer og lønnsomhet

Totale investeringer for utbyggingen er av operatøren anslått til 24,2 milliarder 2012-kroner. De forventede årlige driftskostnadene varierer i levetiden, men vil i gjennomsnitt være om lag 800 millioner 2012-kroner i driftsfasen.

Operatørens økonomiske analyse viser at feltet har en forventet nåverdi før skatt på 33,3 milliarder 2012-kroner1. Balanseprisen for prosjektet før skatt er 42 US dollar per fat oljeekvivalenter. Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalyse for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris og utvinnbare reserver. Analysen viser at nåverdien er robust overfor endringene.

2.5 Områdevurdering

Edvard Grieg-feltet ligger i et prospektivt område med flere andre funn og prospekter. Funnet Draupne, som ligger i utvinningstillatelsen 001 B der Det norske oljeselskap ASA er operatør, er ett av disse. Øvrige rettighetshavere er Statoil Petroleum AS og Bayerngas Norge AS. Draupne planlegger innlevering av plan for utbygging og drift i løpet av 2012.

I rettighetshavernes arbeid med forberedelse til utbygging av Edvard Grieg-feltet og Draupne-funnet fremkom det at det eksisterer betydelige samordningsgevinster og kostnadsbesparelser ved en samordnet utbyggingsløsning for disse to. Rettighetshaverne i Edvard Grieg-feltet og Draupne har derfor inngått en avtale om en samordnet utbygging som legger til rette for at produksjonen fra en fremtidig Draupne-innretning kan sluttprosesseres og eksporteres via Edvard Grieg-innretningen.

Utbyggingsløsningen legger til rette for innfasing av tilleggsressurser i området, og det vil trolig være kapasitet til dette når Edvard Grieg-feltet sammen med Draupne går av platå i midten av 2018. Aktuelle kandidater for en slik innfasing er funnene Apollo og Edvard Grieg Sør og mulige funn i prospektene Jorvik, Tellus Nord og prospekter sør for Edvard Grieg Sør. I tillegg kommer eventuelle ressurser fra andre utvinningstillatelser i området.

2.6 Disponering av innretningene

Nedstengning og disponering av innretningene og brønnene vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk på det aktuelle tidspunktet. Ved nedstengning er det forutsatt at rørledningene ikke fjernes, men sikres og etterlates på feltet. Nedgravde rørledninger forutsettes etterlatt på stedet, mens de avkuttede endene fjernes eller dekkes av grus.