2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Knarr
2.1 Innledning
Olje- og energidepartementet mottok 6. januar 2011 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) og plan for anlegg og drift (PAD) av Knarr. Søknaden kom fra BG Norge, på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelse 373S. Feltet er et oljefelt, som også inneholder noe gass. Knarr består av funnet Knarr sentral og prospektet Knarr vest. De utvinnbare ressursene for Knarr sentral er anslått til mellom 8 og 16 mill. Sm3 oljeekvivalenter (o.e).
Knarr ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, om lag 120 kilometer vest for Florø. Utvinningstillatelsen ble tildelt i forbindelse med tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) 2005. Funnet ble påvist i 2009. Planlagt oppstart er sent 2013.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen er operatør BG Norge (45 %), Idemitsu Petroleum Norge (25 %), Wintershall Norge (20 %) og RWE Dea Norge (10 %).
Utbyggingen av Knarr omfatter funnet Knarr sentral, som danner utgangspunktet for utbyggingen, samt prospektet Knarr vest. Rettighetshaverne vil bore en letebrønn for å undersøke prospektet i 2011. En eventuell beslutning om Knarr vest skal bygges ut vil bli tatt på grunnlag av resultatene av letebrønnen. Utbyggingen av Knarr vest vil i så fall foregå samtidig som utbyggingen av Knarr sentral. Inkludert forventede tilleggsressurser i Knarr vest er ressursene anslått til mellom 10 og 25 mill. Sm3 o.e.
Driftsfasen er antatt å vare mellom 6 og 20 år. Lengden på driftperioden vil avhenge av oljepris og driftskostnader samt eventuelle fremtidige funn i Knarr vest og området forøvrig.
2.2 Utbyggingsløsning og produksjon
Rettighetshaverne planlegger å bygge ut Knarrfeltet med tre havbunnsinnretninger knyttet opp til et flytende produksjonsskip med oljelager. Oljen vil bli lastet over på tankskip og gassen vil transporteres i en ny gassrørledning til St. Fergus i Storbritannia.
Knarr sentral vil bli produsert ved hjelp av to produksjonsbrønner og to injeksjonsbrønner. Utvinningsstrategien er basert på trykkvedlikehold ved vanninjeksjon. Både produsert vann og sjøvann vil bli injisert i reservoaret. Utbyggingsløsningen legger til rette for at Knarr kan knytte til seg andre ressurser i området. For å øke utvinningen vil operatøren vurdere å bore flere brønner og å forlenge produksjonsperioden for innretningen. Disse vurderingene vil være basert på produksjonserfaring og datainnsamling fra reservoaret.
Operatøren har i tillegg til boring av flere brønner vurdert ulike avanserte metoder for økt utvinning. De fleste metodene er utelukket, blant annet på grunn av den høye reservoartemperaturen. Operatøren har vurdert flere forskjellige utbyggingsløsninger for Knarr. Den valgte løsningen er den beste ut fra tekniske, økonomiske og ressursforvaltningsmessige hensyn.
Rettighetshaverne eier ikke produksjonsenheten selv, men vil inngå leiekontrakt med en leverandør av en varighet på minimum seks år, med forbehold om godkjennelse av PUD. Leverandøren vil ha den daglige driften av flyteren.
Figur 2.1 Knarr sentral. Illustrasjonen viser flyteren, skytteltanker og havbunnsinnretninger.
2.3 Investeringer og lønnsomhet
De totale investeringene er på 6,3 mrd. 2010-kroner ved utbygging av Knarr sentral, og anslås til 11,2 mrd. 2010-kroner hvis man inkluderer Knarr vest. I tillegg kommer leiekostnader til flyteren, som over en 6-års periode vil beløpe seg til mellom 5 og 6 mrd. 2010-kroner.
Basert på rettighetshavernes forutsetninger fremstår prosjektet som robust, med en nåverdi før skatt på 8,1 mrd. 2010-kroner. Balansepris for prosjektet før skatt er 47 USD/fat (både nåverdi og balansepris gjelder Knarr sentral).
2.4 Kraftforsyning
Energibehovet for Knarr er i oppstartsfasen på om lag 32 MW, men synker etter 5 år til om lag 24 MW. Kraftbehovet vil dekkes av tre 15 MWs gassturbiner på flyteren. Turbinene vil ha lav-NOx-teknologi. Operatøren har vurdert elektrifisering av flyteren ved å hente kraft fra land eller nærliggende installasjoner. Tiltakskostnadene gjør en slik løsning uhensiktmessig.
2.5 Områdevurdering
Flyteren har tilstrekkelig kapasitet til å motta forventede utvinnbare oljeressurser i de omkringliggende utvinningstillatelsene. Innretningen har også tilstrekkelig gassbehandlingskapasitet til å håndtere den forventede produksjonen av assosiert gass knyttet til disse oljeressursene.
2.6 Disponering av innretningene
Nedstengning og disponering av innretningene og brønnene vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk. I utbyggingsplanen er det lagt til grunn at rørledninger som ikke er tildekket, blir fjernet. Nedgravde rørledninger kuttes der de kommer opp fra sjøbunnen. Nedgravde rørledninger forutsettes etterlatt på stedet, mens de avkuttede endene fjernes eller blir dekket av grus. Fjerningskostnadene for Knarr sentral er anslått til 565 mill. 2010-kroner.