2 Omtale av prosjekta

2.1 Utbygging og drift av Gjøa

Departementet mottok 15. desember 2006 plan for utbygging, anlegg og drift av Gjøa. Plan for utbygging og drift (PUD) gjeld for utbygging og drift av Gjøafeltet. Plan for anlegg og drift (PAD) gjeld for produksjonsrøyret mellom Gjøa, Vega og Vega sør, samt eksportrøyr for olje og gass gjennom dedikerte eksportrøyr og eksisterande infrastruktur til høvesvis St. Fergus i Skottland og Mongstad. Utbyggingsløysinga inkluderer ein halvt nedsenkeleg produksjonsplattform, installasjonar på havbotnen, kraftkabel frå land og eksportrøyr for stabil olje og rikgass. Planlagt oppstart for Gjøa er 4. kvartal 2010.

2.1.1 Lokalisering av funnet, rettshavarar, reservar og produksjon

Gjøa ligg nord for Trollfeltet – rundt 65 km sørvest for Florø. Feltet ligg i blokk 35/9 og blokk 37/7 som vist i figur 2.1. Feltet vart påvist i 1989, og utvinningsløyve 153 vart tildelt i 1988.

Kjelde: OD

Rettshavarane er Petoro, GdF, Statoil, Shell og RWE Dea. Statoil er operatør i utbyggingsfasen. GdF tek over operatøransvaret når den kommersielle produksjonen startar og vil vere operatør for driftsfasen. Rettshavarane sine eigardelar er vist i tabell 2.1.

Reservane det er forventa å utvinne er rekna til 39,7 mrd. Sm³ rikgass og 13,2 mill. Sm³ olje og kondensat, der 9,2 Sm³ er olje (uriska tal). Utvinningsgrad for olje og gass er høvesvis 21 pst. og 69 pst. Havdjupna på Gjøa er 350-370 m. Reservoaret består av ei tynnoljesone på 30-45 m, med ei overliggjande gasskappe på opptil 300 m. Det er bora fem brønnar med påviste funn i utvinningsløyve 153. Av desse er tre brønnar omfatta av plan for utbygging og drift. Planlagt oppstart av produksjonen er fjerde kvartal 2010. Produksjonsperioden er av operatøren estimert til 14 år. Det er inngått ein avtale som sikrar transport og prosessering av gassen til 2021. Utløp for utvinningsløyva er 8. juli 2028.

2.1.2 Utbyggingsløysing

Gjøa er planlagd utbygd med ein halvt nedsenkeleg produksjonsplattform, fire brønnrammer og ein satellittbrønn på havbotnen. Det er planlagd boring av tretten brønnar, derav ni oljebrønnar og fire gassbrønnar. Prosessanlegget på plattforma er planlagt for produksjon av stabil råolje og rikgass for eksport. Det blir planlagt innfasing av Vega og Vega sør til Gjøa-plattforma, der det er teke høgde for Vega og Vega sør sine spesifikasjonar og behov. Gjøa-plattforma har ein total kapasitet for produksjon av olje og gass på høvesvis 13 800 Sm³/d og 17,3 mill. Sm³/d.

Alle oljebrønnane er planlagt slik at gassløft er mogleg. Fire av oljebrønnane er planlagt som fleirgreinsbrønnar. Brønntala er vurdert ut frå reservegrunnlaget, dreneringseffektiviteten og det planlagte produksjonsuttaket. Tre av brønnrammene vil stå i serie på tilnærma same stad. To gassbrønnar og sju oljebrønnar vil bli bora herfrå. Ein gassbrønn og to oljebrønnar vil bli bora frå brønnramma som står åleine, medan ein gassbrønn vil bli bora som ein satellitt. Det er planlagt at ein skal starte boringa i fjerde kvartal 2008.

Brønnstraumen blir prosessert på Gjøa-plattforma før eksportprodukta stabil olje og rikgass blir sendt via eksportrøyr knytt opp mot eksisterande infrastruktur til St. Fergus og Mongstad. Utbyggingsløysing og feltinstallasjonar for Gjøa er illustrert i figur 2.2.

Kjelde: Statoil

2.1.3 Kraft frå land

Det totale kraftbehovet vil normalt vere 40 MW, men noko høgare i periodar (rundt 65 MW). Utbygginga er planlagt med delvis dekkjing av kraftbehovet med elektrisk kraft frå land, gjennom ein 97 km lang kraftkabel frå Mongstad. Konsesjonssøknad om kabelen mellom Gjøa og Mongstad er no til handsaming i NVE etter energilova. Det same er førehandsmelding og konsesjonssøknad for fleire kraftlineprosjekt på Vestlandet. Integrert i kabelen vil det vere ein fiberoptisk kabel for overføring av større datamengder. Kabelen vil ha ein kapasitet på 42 MW. Løysinga inneber at det meste av utstyret på plattforma blir drive med kraft frå land. Unntaket er kompressoren for gasseksport, som vil bli drive med ein gassturbin med låg-NOx teknologi.

Eit eige aggregat som leverer kraft til viktige marine- og hjelpesystem, startar opp dersom kraftforsyninga frå land fell ut. I tillegg har plattforma eit eige naudaggregat, som sikrar kraftforsyning til naudfunksjonar dersom både hovudkraft og hjelpekraft fell ut.

2.1.4 Drift og nedstenging

GdF vil, som driftsoperatør, vere ansvarleg for alle aktivitetar knytt til Gjøa-installasjonane, i tillegg til handtering av produksjonen frå Vega og Vega sør. Størstedelen av driftsorganisasjonen for Gjøa vil vere lokalisert ved GdF sitt hovudkontor i Stavanger. GdF sin logistikkorganisasjon vil bli lagt til Florø, med ein forsyningsbase og helikopterbase som skal fungere som basar for forsyningar, driftsinnkjøp, transport av personell og lager/verkstad. Det er medrekna noko fleksibilitet i utbyggingsfasen til å skipe noko utstyr frå andre basar. Helikopterbasen for transport av personell til feltet vil bli lagt til Florø i driftsfasen. Ettersom kapasiteten på helikoptera frå Florø i dag er fullt utnytta vil helikopterbasen på Flesland bli nytta i utbyggingsfasen. Dette er ei løysing som gjev auka fleksibilitet og kapasitet på helikopteravgangar samanlikna med Florø. Driftsoperatøren vil aktivt søkje samarbeid med andre driftseiningar i det aktuelle området for størst kostnadseffektivitet i drifta.

I tråd med dei gjeldande vilkåra vil det bli lagt fram ein avslutningsplan med forslag til disponering av feltinstallasjonar og røyr i god tid før nedstenging av produksjonen. Ved avslutning vil det bli lagt vekt på å finne disponeringsløysingar som er akseptable for miljøet og som ikkje vil skape problem for fiske.

2.1.5 Forretningsavtalar

I samband med val av utbyggingsløysing og tilknyting av Vega og Vega sør til Gjøa-plattforma er det framforhandla tre hovudavtalar:

• Tilknytings- og prosesseringsavtale mellom Vega og Gjøa, inkludert transport av olje og gass til høvesvis Troll oljerøyr II (TOR2) og FLAGS.

• Transport- og prosesseringsavtale for rikgass med FLAGS/ SEGAL.

• Transport-, lager- og handteringsavtale for olje/ kondensat med TOR2 og Mongstad terminal.

2.1.6 Økonomi for prosjektet

I dei økonomiske føresetnadene for investeringane og driftskostnadene i prosjektet har Statoil nytta dagens kroneverdi og dagens prisnivå. Dei ventelege investeringane for Gjøa har operatøren stipulert til 26 766 mill. kroner, inkludert Vega sin del av investeringskostnadene til 1 898 mill. kroner og 2 449 mill. kroner for eksportrøyra. Tabell 2.2 oppsummerar investeringane for utbyggingsprosjektet.

I tillegg til det forventningsrette investeringsestimatet vil det bli sett av 500 mill. kroner som skal dekkje eventuelle endringar i rammevilkår, føresetnader og gjennomføringsplan. Moglege vedtak knytt til forretningsutvikling og auka utvinning i framtida vil gje ei kostnadsauke utover det ventelege investeringsestimatet. Fordelinga av investeringar over tid er vist i tabell 2.3.

Statoil har rekna sensitiviteten for investeringane på Gjøa. Dei vurderer at det er 80 pst. sannsyn for at utbyggingskostnadene vil ende innafor eit intervall på 24 til 30 mrd. kroner. Årlege driftskostnader er estimert med basis i erfaringsdata frå tilsvarande prosjekt i Statoil, i tillegg til studiar utført av GdF. Desse er rekna til 796 mill. kroner. Det vil også bli sett av 42 mill. kroner i leitekostnader for boring av ein pilotbrønn som er planlagt bora i 2009. Berekningane til Statoil viser at det er lønsemd i å byggje ut Gjøa. Noverdien av prosjektet er rekna av Statoil til 3 678 mill. kroner ved 7 pst. diskonteringsrente før skatt. Internrenta for Gjøa er estimert til 9,9 pst. før skatt. Prosjektet har ein nullpunktspris for gass på 0,97 kroner/ Sm³ og for olje 34,4 USD-2006/fat. Ved berekning av noverdien og sensitivitetar har Statoil nytta dagens kroneverdi og framtidig prisnivå, medrekna ein høgare inflasjon enn generell inflasjon for investeringar knytt til personell og utstyr.

2.1.7 Framtidig utvikling og områdeplanleggjing

Utbygginga av Gjøa fører til at Sognområdet nord for Troll får eit nytt feltsenter som det vil vere naturleg å knyte framtidige funn opp mot. I tillegg til Gjøa er det gjort to mindre funn i utvinningsløyve 153. Det er påvist olje i brønn 36/7-2 rundt 17 km aust for den austlege delen av Gjøa. Olja er kraftig påverka av biologisk degradasjon. Funnet er ikkje evaluert vidare, men kan representere ei mogleg tilknyting i framtida dersom olja let seg utvinne. Rundt 10 km nord for Gjøa er det påvist mindre mengder olje og gass i brønn 35/9-3. Funnet vil bli vurdert med tanke på framtidig innfasing mot Gjøa.

Andre funn i andre utvinningsløyve både nord, vest og sørvest som det kan være aktuelt å knyte mot Gjøa er:

• 35/3-2 Agatfunnet; påvist gass og kondensat (50 km nord for Gjøa)

• 35/2-1 Peon; påvist gass i bergartar (vest for Agatfunnet)

• 35/8-3 Aurora; påvist gass (9 km øst for Vega)

• 35/11-13 Astero (Vega sør-området)

Oppover åra er det kartlagt eit stort tal prospekt og moglege prospekt både i utvinningsløyvet for Gjøa og i området rundt. Siste tildeling i området er utvinningsløyve 376 rett nord for Gjøa, der det er kartlagt fleire prospekt og moglege prospekt. Det vil vere naturleg å vurdere framtidige funn i dette utvinningsløyvet for innfasing mot Gjøa.

2.2 Anlegg og drift av røyr frå Gjøa

Det er planlagt at rikgass og stabil olje frå Gjøa skal skipast gjennom dedikerte eksportrøyr og eksisterande infrastruktur til høvesvis St. Fergus i Skottland og Mongstad. Både gass- og oljeeksportrøyr har nedstraums endepunkt mot røyrsystema som er i drift. For båe røyra fins det installerte og preserverte tilkoplingspunkt med tanke på mottak av nye røyr. Trasè for røyr er vist i figur 2.3. Båe eksportrøyra skal venteleg bli lagt i 2009.

Kjelde: Statoil

2.2.1 Oljerøyret

Gjøa oljerøyr har ein innvendig diameter på 385 mm (ca. 15"") og går frå produksjonsplattforma til ei allereie installert tilkopling på Kvitebjørn oljerøyr (KOR) som igjen er knytt til Troll oljerøyr II (TOR2). Olja frå Gjøa blir deretter transportert gjennom TOR2 til Mongstad.

Oljerøyret går på djupt vann i Norskerenna frå produksjonsplattforma til oppkoplingspunkt på KOR, 55 km sør for Gjøa. Vassdjupna varierer frå 365 meter ved produksjonsplattforma til 340 meter ved KOR/TOR2.

Oljerøyret er eigd av utvinningsløyve 153 med rettshavarane GdF, Petoro, Statoil, Shell og RWE Dea. Vega og Vega sør har inngått ein avtale om bruk av dette røyret.

2.2.2 Gassrøyret

Gassrøyret som skal transportere rikgass frå produksjonsplattforma til tilkoplingspunktet på den britiske gassrøyret Far North Liquids and Gas Gathering System (FLAGS) vil vere totalt 130 km lang der om lag 8,5 km ligg på den britiske sida. Røyret har ein innvendig diameter på 720 mm (ca 28""). Gassen blir deretter transportert vidare gjennom FLAGS til St. Fergus. Traséen for gassrøyret går i vestleg retning frå produksjonsplattforma med tilknytingspunkt til FLAGS, 5 km sør for Brent A på britisk sokkel. Gassrøyret er eigd av utvinningsløyve 153. Vega betaler ein tariff for bruk av røyret.

I samarbeid med blant anna Gassco, har rettshavarane på Gjøa gjennomført ei omfattande vurdering av gasstransportløysingane. Fleire alternativ, både norske og britiske, har blitt vurdert. Ut frå kapasitetssituasjonen i det norske systemet og økonomiske omsyn, valde rettshavarane i Gjøa å nytte gasstransportsystemet FLAGS, som tilknytingspunkt for gassrøyret frå Gjøa. Meir om dette i kapittel 4 og kapittel 5.

Dei kommersielle vilkåra for bruk av FLAGS etter 2021 er usikre, fordi det er små volum som er forplikta så langt fram i tid. Båe partar i FLAGS-avtalen har difor ein rett, på vilkår, til å avslutte transportavtalen. For skiparane i FLAGS gjeld dette i 2016 med verknad frå 2021. Gjøa har derfor vurdert alternative tilknytingar med verknad frå 2021.

Røyret frå Gjøa til FLAGS kryssar Statpipe, og det vil vere ei enkel løysing å knyte seg til Statpipe nær kryssingspunktet. Dersom Statpipe blir operert på maksimalt trykk må røyrtjukna i Gjøa-røyret aukast med om lag 0,5 mm i forhold til det som er foreslått i PAD. Det er også mogleg å kople gassrøyret frå Gjøa til Åsgard transport gjennom eit 15 km nytt røyr med mindre diameter til eit forhandsinstallert tilkoplingspunkt (ein såkalla T).

2.2.3 Røyra

Tilknytinga av gass- og oljerøyra frå Gjøa til høvesvis FLAGS og KOR-TOR2 vil bli regulert av tilknytingsavtalar som vil bli framforhandla mellom dei relevante interessentskapa.

Det er berre forventa behov for mindre steinfyllingar, hovudsakleg for fundamentering av endestrukturane ved produksjonsplattforma og tilkoplingspunkta og for reduksjon av eventuelle frie spenn som blir identifisert i samband med detaljert trasékartleggjing.

2.2.4 Drift, vedlikehald og inspeksjon av røyra

I PAD blir GdF foreslått som operatør når Gjøa kjem i drift, medan Statoil skal vere operatør for sjølve utbygginga. Ein vil søkje å samordne overvaking og inspeksjon av røyra med operatørar for andre transportsystem i området. Utvalde oppgåver knytt til drifta av røyra kan bli utført av ein eller fleire driftsstøtteleverandørar.

2.2.5 Kostnader

Operatøren har utført analysar av usikkerheita i kostnadene for eksportrøyra, som vist i tabell 2.4.

Operatøren har ikkje presentert individuelle berekningar for eksportløysingane for gass og olje. P10 tyder at operatøren reknar det som 10 pst. sannsynleg at investeringa blir mindre enn 2 mrd. kroner, medan P90 tyder at det er 10 pst. sannsynleg for at investeringa blir større enn 2,9 mrd. kroner. Analysen viser altså ei uvisse på 18 pst. innafor eit 80 pst. sannsynleg utfall.

2.3 Utbygging og drift av Vega og Vega sør

Departementet mottok 15. desember 2006 plan for utbygging og drift (PUD) for felta Vega og Vega sør. PUD omfattar utbygging av felta Vega og Vega sør som vil bli knytt opp til Gjøa-plattforma for prosessering og eksport.

2.3.1 Lokalisering av funn, rettshavarar, reservar og produksjon

Vega og Vega sør er lokalisert nord for Trollfeltet. Båe felta er gass- og kondensatfelt. Vega omfattar to funn; Vega nord og Vega sentral, som vart påvist i høvesvis 1980 og 1982. Felta ligg i utvinningsløyve 248 (blokkene 35/8 og 35/11) og 248B (blokkene 35/7 og 35/8). Vega sør vart påvist i 1987 og ligg i utvinningsløyve 090C (blokk 35/11). Utvinningsløyve 248 vart tildelt i 1999, medan utvinningsløyve 090C og 248B vart tildelt i 2005 og 2006.

Hydro, Statoil og Petoro er rettshavarar i Vega. I Vega sør er rettshavarane Hydro, Revus, Statoil, Idemitsu, og Gaz de France. Hydro er operatør. Rettshavarane sine deltakardelar er vist i tabell 2.5 og tabell 2.6.

Ei sams utvikling av felta er sett på som det einaste levedyktige alternativet for å byggje ut felta. Det er inngått ein avtale for deling av kostnader mellom Vega og Vega sør, som omfattar utvikling av gass- og kondensatreservar i Vega og Vega sør. Det er funne ein oljesone i Vega sør, som ikkje er inkludert i prosjektet, men denne er sett i samanheng med vidare studiar av det nyleg påviste oljefunnet Astero, som er lokalisert 10 km aust for Vega sør.

Vassdjupna i området rundt Vega og Vega sør er 350 til 380 m. Reservoara ligg på ca. 3200 m under havbotnen og har høgt trykk og høg temperatur. Reservane det er forventa å vinne ut er estimert til 18 mrd. Sm³ gass og 4,1 mill. Sm³ kondensat. Produksjonen vil på det høgste vere på omkring 7 mill. Sm³ og 25 000 fat kondensat per døger. Det er planlagt at produksjonen frå Vega og Vega sør skal starte fjerde kvartal 2010. Økonomisk levetid for felta er av operatøren berekna til 12 år.

2.3.2 Utbyggingsløysing

Vega og Vega sør er planlagt utbygd med tre brønnrammer, ei ved kvar av dei tre førekomstane. Brønnrammene blir designa for høgt trykk og høg temperatur, for å møte krava på feltet. Dei tre brønnrammene vil bli kopla saman via eit produksjonsrøyr. Frå den nordlegaste førekomsten vil eit produksjonsrøyr føre brønnstraumen austover mot Gjøa-plattforma. Utbygginga inneheld også ein kontrollkabel (navlestreng) frå Gjøa-plattforma, som følgjer traséen for røyret ut til alle tre rammene på havbotnen. Total lengd for røyr og navlestreng frå Vega sør havbotnsramme til Gjøa-plattforma er rundt 50 km. Eit fleksibelt stigerøyrsystem vil bli brukt for å få gassen og kondensatet opp til plattforma.

Frå kvar av dei tre brønnrammene på havbotnen skal det borast to produksjonsbrønnar. Kvar brønnramme har fire slisser. I tilfellet det trengs fleire produksjonsbrønnar eller innfasing av ressursar i nærleiken seinare, er det mogleg å bore to brønnar til. Brønnane vil bli bora både vertikalt og horisontalt. Installasjonane til Vega og Vega sør er vist i figur 2.4.

Kjelde: Hydro

2.3.3 Drift og nedstenging

GdF, som operatør for Gjøa i driftsfasen vil utføre den daglege drifta av Vega og Vega sør. Følgjande vil utstyr og personell knytt til drift av Vega og Vega sør på Gjøa-plattforma skipast/transporterast frå GdF sin logistikkorganisasjon i Florø. Det er ikkje planlagt tilleggsbemanning til havs. Hydro har ansvaret for potensielt vedlikehald av utstyr på havbotnen og brønnar, samt petroleumsteknologien. Ettersom det berre trengs avgrensa landstøtte for drift av Vega og Vega sør, vil Hydro elles nytte driftsorganisasjonen sin på Sandsli i Bergen.

I tråd med dei gjeldande vilkåra for nedstenging vil det bli lagt fram ein avslutningsplan i samsvar med gjeldande vilkår med forslag til disponering av feltinstallasjonar og røyr i god tid før nedstenging av produksjonen. Ved avslutning vil det bli lagt vekt på å finne disponeringsløysingar som er akseptable for miljøet og fiskeria.

2.3.4 Økonomi for Vega og Vega sør

Dei totale investeringskostnadene for utbygging av Vega og Vega sør, inkludert bygging av installasjonane på havbotnen og brønnar, er estimert til 7 309 mill. kroner. (Alle tal i 2006-kr). I tillegg vil Vega og Vega sør sitt bidrag til Gjøa-installasjonane vere på 1 906 mill. kroner. Investeringskostnadene er vist i tabell 2.7 og investeringane fordelt pr. år er vist i tabell 2.8.

Noverdien av utbyggingane har operatøren rekna til 2 634 mill. før skatt ved ei diskonteringsrente på 7 pst. Berekningane til operatøren viser at det er lønnsamt å byggje ut Vega og Vega sør. Internrenta for prosjektet er estimert til 14 pst. før skatt . Operatøren har berekna nullpunktsprisen for olje til 29 USD 2006/fat før skatt. I berekningane er det føresett ein valutakurs på 6.5NOK/USD, og olje- gass- og NGL prisar på høvesvis 35 USD/fat, 1.08 NOK/Sm³ og 266 USD/tonn.

2.3.5 Framtidig utvikling og område­planleggjing

Utbygginga av Vega og Vega sør vil vere viktig for utviklinga av andre prospekt i området. Aurorafeltet er ein struktur med gass og kondensat i utvinningsløyve 195, som vart oppdaga ved boring av brønn 25/8-3. Strukturen er lokalisert rundt 10 km aust for Vega-feltet, ved sida av røyret som bind Vega og Gjøa saman. Det er ikkje bestemt planar for utbygging av Aurorafeltet. Det kan vere mogleg å knyte Aurora til Gjøa-plattforma når det blir tilgjengeleg kapasitet. På same måte vil tilknyting til røyret frå Vega til Gjøa vere eit alternativ ved framtidig ledig kapasitet. Det finnest også prospekt i området som er evaluert til å innehalde liknande væsker som i Vega og Vega sør. Den utbyggingsløysinga som er valt for Vega og Vega sør, tillet utvida produksjon ved boring av nye brønnar ved dei eksisterande installasjonane på havbotnen.