2 Hovudtrekk i plan for utbygging og drift av Ivar Aasen-feltet

2.1 Innleiing

Departementet fekk 21. desember 2012 ein søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift av Ivar Aasen-feltet. Det norske oljeselskap ASA er operatør for utbygginga og overleverte søknaden på vegner av rettshavarane i utvinningsløyva 001 B, 242 og 028 B.

Rettshavarane som deltek i utbygginga er Det norske oljeselskap ASA (35 prosent), Statoil Petroleum AS (50 prosent) og Bayerngas Norge AS (15 prosent). Alle rettshavarane har tiltrådd utbyggingsplanen.

Ivar Aasen-prosjektet omfattar utbygging av dei tre funna Ivar Aasen, West Cable og Hanz. Ivar Aasen-funnet blei påvist i 2008. Feltet ligg i den midtre delen av Nordsjøen i blokk 16/1 og 25/10, om lag 10 kilometer nordvest for Edvard Grieg-feltet og om lag 200 kilometer vest for Stavanger, ved Utsirahøgda. Havdjupna i området er om lag 110 meter. Den planlagde produksjonsstarten er fjerde kvartal 2016, og venta produksjonsperiode er 15 år.

2.2 Utbyggingsløysing og produksjon

Den planlagde utbyggingsløysinga er ei botnfast innretning med brønnar, anlegg for delvis prosessering og bustadkvarter. Innretninga skal plasserast over Ivar Aasen-funnet. West Cable vil bli drenert med ein produksjonsbrønn frå Ivar Aasen-innretninga. Den planlagde utbyggingsløysinga for Hanz er ei havbotnramme med fire brønnslissar som blir knytte opp mot Ivar Aasen-innretninga. Boringa av brønnane vil skje med oppjekkbar borerigg.

Eksportrøyrleidningane for olje og gass vil vere felles for Ivar Aasen og Edvard Grieg. Oljen skal eksporterast via ein ny røyrleidning frå Edvard Grieg til Grane oljerøyr og vidare til Stureterminalen. Gassen skal eksporterast frå Edvard Grieg via ein ny røyrleidning til SAGE-røyrleidningen ved Beryl A på britisk sokkel og vidare til St. Fergus-terminalen i Skottland. Rettshavarane i Ivar Aasen og Edvard Grieg planlegg å levere inn planar for anlegg og drift av røyrleidningane i juni 2013. Desse blir behandla separat frå plan for utbygging og drift av felta.

Grunnlaget for utbygginga er førekomstane Ivar Aasen, Hanz og West Cable. Utstrekninga av desse vil danne grunnlaget for området som er omfatta av plan for utbygging og drift av Ivar Aasen-prosjektet.

Kjelde: Oljedirektoratet

Ivar Aasen-prosjektet er planlagt gjennomført i to fasar, der fase 1 omfattar utbygginga av funna Ivar Aasen og West Cable og fase 2 omfattar utbygginga av Hanz. Tidspunktet for innfasinga av Hanz vil bli optimalisert.

Ivar Aasen-innretninga er planlagd med 20 brønnslissar, og 13 av dei skal brukast med dagens planar i første fase. Sjølve Ivar Aasen-førekomsten er planlagd med seks oljeprodusentar og seks vassinjektorar, mens West Cable er planlagd drenert med éin oljeprodusent. Hanz er planlagd med to oljeprodusentar og éin vassinjektor. Dei sju ledige slissane kan bli brukte til å bore opp tilleggsressursar frå Ivar Aasen-innretninga. Det er òg fleksibilitet på innretninga til å fase inn tilleggsressursar frå andre moglege førekomstar i området.

Kraftbehovet blir dekt frå Edvard Grieg-innretninga. Det går for seg utgreiing om ei samordna kraftløysing frå land for felta Dagny, Ivar Aasen og Edvard Grieg og for Johan Sverdrup-funnet. Foreløpige tal frå operatøren indikerer at kraft frå land kan være lønnsamt, men ein endeleg beslutning om prosjektet vil bli tatt på eit seinare tidspunkt. Edvard Grieg-feltet skal kople seg til ei eventuell felles kraftløysing på Utsirahøgda på det tidspunktet denne er på plass, med mindre departementet av særskilde grunnar bestemmer noko anna. Edvard Grieg-innretninga vil såleis òg forsyne Ivar Aasen-feltet med kraft frå land. Den planlagde oppstarten for ei slik samordna kraft frå land-løysing er 2018.

Kjelde: Det norske oljeselskap ASA

Ivar Aasen-prosjektet utgjer utbygging av dei tre funna Ivar Aasen, West Cable og Hanz. Dei utvinnbare reservane for heile Ivar Aasen-prosjektet er berekna til 18,3 millionar Sm³ olje og 5,3 milliardar Sm³ gass. Til saman utgjer det 23,6 millionar Sm³ o.e., tilsvarande 148 millionar fat o.e. Planlagd produksjonsstart er fjerde kvartal 2016, og venta produksjonsperiode er 15 år.

Produksjonskapasiteten for gass er 3,0 millionar Sm³ per dag og for olje 9000 Sm³ per dag. Kapasiteten for vassinjeksjon er 28 000 Sm³ per dag.

2.3 Investeringar og lønnsemd

Operatøren har berekna dei totale investeringane for Ivar Aasen-utbygginga til 24,7 milliardar 2012-kroner. Dei venta årlege driftskostnadene varierer, men vil i gjennomsnitt vere om lag 850 millionar 2012-kroner i driftsfasen, eksklusive tariffar.

Den økonomiske analysen til operatøren viser at Ivar Aasen-feltet har ein venta noverdi før skatt på 12,6 milliardar 2012-kroner.1 Balanseprisen for prosjektet før skatt er 65,7 US-dollar per fat o.e. Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalysar for endringar i driftskostnader, investeringar, prisføresetnader og utvinnbare reservar. Noverdien er mest sensitiv overfor endringar i produktprisane og utvinnbare reservar.

Kjelde: Det norske oljeselskap ASA / OED

2.4 Kontraktmessige plikter

Utbygginga av Ivar Aasen-feltet blir gjennomført i ein situasjon med høgt aktivitetsnivå i petroleumssektoren. Det medfører at rettshavarane har behov for å inngå vesentlege kontraktmessige plikter før utbyggingsplanen er godkjend, for å sikre kapasitet hos leverandørindustrien og føreseielege kostnader ved prosjektet.

I medhald av petroleumslova § 4-2 femte ledd skal ein ikkje inngå vesentlege kontraktmessige plikter før planen for utbygging og drift er godkjend, med mindre Olje- og energidepartementet samtykkjer i det. Eventuelle vesentlege kontraktmessige plikter som blir inngått før godkjenning av PUD, vil ha kanselleringsklausular. Samtykke til kontraktinngåing vil ikkje påverke myndigheitene si behandling av utbyggingsplanane. Utbyggingsplanen vil bli vurdert uavhengig av inngåtte kontraktmessige plikter. Rettshavarane har det fulle ansvaret for økonomisk risiko som inngåing av kontraktar før godkjend PUD inneber, inkludert det at myndigheitene kan endre eller la vere å godkjenne PUD.

Olje- og energidepartementet har samtykt i at rettshavarane har inngått kontraktmessige plikter på totalt 7,8 milliardar 2012-kroner for Ivar Aasen-prosjektet. Eksponeringa fram til venta PUD-godkjenning er 1,1 milliardar kroner, inkludert kanselleringskostnader.

2.5 Områdevurdering

Utbygginga av Ivar Aasen-feltet vil gjere det mogleg å utvikle og produsere nye ressursar i området.

Rettshavarane har identifisert fleire prospekt nær West Cable og Hanz. Desse prospekta har avgrensa ressurspotensial og varierande funnsannsynlegheit. Eit av desse prospekta er West Cable Nord. Avgjerd om eventuell boring av dette prospektet vil basere seg på erfaringane frå utvinning av West Cable. Alle prospekta kan nåast frå Ivar Aasen-innretninga eller frå havbotnramma på Hanz.

Ivar Aasen-innretninga har sju ledige brønnslissar som kan bli brukte til å bore opp tilleggsressursar som er innanfor rekkjevidde frå Ivar Aasen-innretninga. Det er òg fleksibilitet på innretninga til å fase inn tilleggsressursar frå andre moglege førekomstar i området.

2.6 Disponering av innretningane

Nedstenging og disponering av innretningane og brønnane vil bli utført i samsvar med gjeldande regelverk på det aktuelle tidspunktet.

Ei endeleg løysing for disponering vil bli beskriven i avslutningsplanen, som skal leverast til myndigheitene tidlegast fem år, men seinast to år før bruken av innretninga er venta å bli endeleg avvikla. Dei totale disponeringskostnadene for Ivar Aasen-feltet er estimerte til om lag 3,5 milliardar 2012-kroner.