2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Ringhorne

Nedenfor følger et sammendrag av hovedtrekkene i plan for utbygging og drift av Ringhorne. Departementets og Oljedirektoratets merknader er inkludert i kapitlet.

2.1 Søknad om utbygging og drift av Ringhorne

Den 8. november 1999 mottok departementet fra Esso Norge AS en søknad om godkjennelse av plan for utbygging og drift av Ringhorne.

Departementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet vedrørende reservoarmessige, tekniske, miljømessige og økonomiske forhold. Kommunal- og regionaldepartementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet angående beredskaps- og sikkerhetsmessige sider ved utbyggingen av Ringhorne.

En utredning vedrørende de miljø-, fiskeri, og næringsmessige konsekvenser av utbyggingen er sendt på høring til de berørte departementer, fylkeskommunale- og kommunale myndigheter, samt interesse- og næringsorganisasjoner.

2.2 Beliggenheten av Ringhorne

Ringhorne er lokalisert i blokkene 25/8, 25/10 og 25/11, om lag 160 km vest for Haugesund. Utbyggingen dekker flere større eller mindre oljefunn og kartlagte ressurser i området rundt Balderfeltet. Hovedtyngden av ressursene ligger nordøst for Balderfeltet. Vanndypet på planlagt sted for plattformen er 129 meter.

Kilde: (Oljedirektoratet)

2.3 Rettighetshavere

Ressursene i Ringhorne er lokalisert i utvinningstillatelsene 001, 027 og 028. Utvinningstillatelsene 027 og 028 ble tildelt i 1969, mens utvinningstillatelse 001 ble tildelt i 1965. Esso er operatør og eneste rettighetshaver i disse lisensene. To av strukturene som er inkludert i Ringhorne strekker seg inn i utvinningstillatelse 169. Den ene av disse strekker seg også inn i utvinningstillatelse 027B. Avtaler om oppgjør for ressursene som ligger i utvinningstillatelse 027B og 169 forventes etablert i løpet av 1. kvartal 2000.

2.4 Reserver og geologi

Ringhorne omfatter 9 kartlagte og separate strukturer. Fire av disse strukturene er boret, mens fem ennå ikke er påvist ved boring. Geologien i Balder/Ringhorneområdet er kompleks. Det er usikkerhet knyttet til reserveanslagene på grunn av at den seismiske kartleggingen gir flere mulige resultater i forhold til utstrekningen og dybden på reservoarene. Det er også knyttet usikkerhet til tilstedeværelsen av sand i noen av de uborede strukturene.

Ringhorn og Forsetistrukturene er de største og inneholder om lag 45 prosent av de tilstedeværende ressursene. Resten av oljevolumet fordeler seg på sju funn og prospekter i umiddelbar nærhet til Balderfeltet - M7, M9, M10, M10B, M11, E4 og E5. Disse er av Esso kalt «Mounds»(M) og «Eocene sand» (E). Utvinnbare reserver er av Esso antatt å være 44 millioner Sm³. Tilstedeværende olje er beregnet til 114 millioner Sm³. Dette gir en utvinningsgrad på 39 prosent. Oppside- og nedside volumer for utvinnbare reserver er av Esso beregnet til 30,5 og 50 millioner Sm³.

I tillegg finnes det små funn og prospekter i området hvor utbygging ikke er funnet lønnsom i første omgang, men der boring kan bli aktuelt på et senere tidspunkt. Esso har anslått at tilstedeværende ressurser i disse vil være i størrelsesorden 35 millioner Sm³.

Kilde: (Oljedirektoratet)

Oljedirektoratet mener Esso har gjort et omfattende geofaglig arbeid som er godt dokumentert. Etter direktoratets oppfatning viser kartgrunnlaget klart at mindre deler av Ringhornstrukturen og «Mound 7» strekker seg ut over lisensgrensen for henholdsvis utvinningstillatelse 027 og 001. Ringhornstrukturen strekker seg inn i tillatelsene 169 og 027B og «Mound 7» strekker seg inn i utvinningstillatelse 169. Det forutsettes at Esso kommer frem til tilfredsstillende avtaler med utvinningstillatelsene 169 og 027B om disse ressursene.

2.5 Utbyggingsløsning

De betydelige ressursene sammen med den store geografiske spredningen av reservoarene har medført at Esso har vurdert en rekke forskjellige konsepter for utbygging. Både selvstendige løsninger og samordning med eksisterende infrastruktur er blitt vurdert. Utnyttelse av eksisterende prosesseringskapasitet gir mindre risiko og lavere investeringer og har derfor blitt vurdert som mest aktuell for denne utbyggingen.

Undervannsutbygging og ulike plattformløsninger i tilknytning til eksisterende prosesseringskapasitet har blitt utredet som mulige løsninger. En plattformløsning med mulighet for boring har blitt foretrukket pga. det betydelige antall brønner som omfattes av planen. En del av ressursene må likevel bygges ut med undervannssystemer, fordi de vil ligge utenfor rekkevidden for boreriggen på plattformen.

Den valgte løsningen innebærer at feltet bygges ut med en bore, bolig og brønnhodeplattform tilknyttet produksjonsskipet på Balderfeltet. Plattformen vil bli utstyrt med bore- og slamanlegg, brønnhodesystemer, boligkvarter, helidekk og hjelpesystemer. Tilknytningen til produksjonsskipet på Balderfeltet vil skje via strømnings- og stigerør for råolje, samt kontrollkabel og rør for gassløft og vanninjeksjon.

I tillegg er det planlagt fem undervannsbrønner tilknyttet produksjonsskipet på Balderfeltet på samme måte som de eksisterende undervannsbrønnene på Balderfeltet.

Utvunnet råolje vil bli fraktet til markedet via skytteltankere. Råoljelastingen vil skje fra produksjonsskipet på Balderfeltet.

Oljedirektoratetstøtter den valgte utbyggingsløsningen for Ringhorne. Reservekapasiteten på Balderskipet vil bli utnyttet, og plattformen på Jotun er brukt som modell for Ringhorneplattformen. Utbyggingen forutsetter en rekke svært lange horisontalbrønner boret fra plattformen. De lengste brønnene vil ha en lengde over 8 km. Esso har vurdert kostnadene for slike lange brønner opp mot kostnaden av flere havbunnskompletterte brønner og har valgt den presenterte løsningen utfra omfattende beregninger som etter direktoratets oppfatning er godt dokumentert.

Direktoratet mener imidlertid at operatøren burde vurdere utskilling av vann på Ringhorneplattformen da dette kan være gunstig av både ressursmessige og økonomiske hensyn. Esso viser til at de løpende har vurdert denne muligheten og at de nå har besluttet å gjennomføre utskilling av vann på plattformen.

Kilde: (Esso)

2.6 Produksjon

Esso planlegger produksjonsstart fra undervannsinstallasjonene i Ringhorne i 2001. Produksjonsoppstart fra plattformen er planlagt i 2002. Produksjonen fra Ringhorne vil integreres med produksjonen fra Balder. Planlagt produksjonsprofil for Balder og Ringhorne er vist i figur 2.4.

Kilde: (Esso)

Som man ser av figuren, vil produksjonen fra Ringhorne forlenge platåproduksjonen som forventes fra Balderutbyggingen med ca. 5 år. Vedlikehold av trykket nær opprinnelig trykk er basis for utvinningsstrategien til Esso. Produksjonsbrønnene skal bores horisontale nær toppen av reservoarene. Vanninjeksjonen vil foregå i vertikale brønner på flankene av reservoarene. Totalt er det planlagt 17 oljeprodusenter, 10 vanninjektorer og 1 brønn for produksjon av injeksjonsvann. Det produserte vannet fra oljebrønnene vil bli reinjisert.

Produsert gass er planlagt reinjisert i den samme brønnen som brukes for reinjeksjon av gassen fra Balder. Samlet estimert gassvolum fra Balder og Ringhorne er lite. Injiseringen av gassen kan likevel få negative effekter for utvinningen. Det arbeides derfor med å finne en alternativ avsetning for gassen. Esso arbeider blant annet med muligheten for å eksportere gassen til Granefeltet som har behov for gass til injeksjon.

Oljedirektoratet er enig i operatørens valg av utvinningsstrategi. Den synes fleksibel nok til å ta vare på den usikkerheten som eksisterer ifm. tilstedeværende olje, samt styrken på det naturlige vanndrivet. Ettersom det er risiko for negative konsekvenser på utvinningen av den planlagte gassinjeksjonen er det etter direktoratets oppfatning positivt at operatøren arbeider med alternative avsetningsmuligheter.

Oljedirektoratet har grunn til å tro at det er trykkommunikasjon gjennom en stor vannsone til Granefeltet. Det er derfor viktig at eventuelle negative konsekvenser for Grane av en mulig trykkreduksjon i Balder/Ringhorneområdet blir vurdert. For å sikre at dette blir tatt vare på mener direktoratet at det er viktig at det jevnlig utveksles data om utvikling i reservoartrykk på tvers av lisensene i området.

2.7 Gjennomføring

Esso vil som operatør forestå utbygging og drift av Ringhorne installasjonene. Produksjonsstrategien og tidsplanen er lagt opp for å maksimere produksjonen fra det kombinerte Balder- og Ringhorneområdet. Tidspunktet for produksjonsoppstart fra Ringhorne vil være avhengig av produksjonsutviklingen på Balderfeltet. Tidsplanen beskrevet nedenfor representerer de tidligst mulige tidspunkter for produksjonsoppstart.

I operatørens plan for utbygging og drift er kontraktstildelingen for plattformen planlagt i 2. kvartal 2000. Tildelingen av kontraktene for undervannssystemene og tilhørende rørledninger, er planlagt å finne sted i løpet av 1. kvartal 2000. Boringen av undervannsbrønnene vil i henhold til planen skje i 2001, mens boringen av brønnene fra plattformen vil starte i løpet av 2. halvår 2002 og pågå frem til ca. 2006. I henhold til dette tidsløpet er det planlagt å starte oljeproduksjonen fra undervannsutbyggingen i midten av 2001 og fra plattformen i løpet av 2. halvår 2002.

Kommunal- og regionaldepartementet har ut fra en arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessig synsvinkel ingen innvending til organisering og drift av Ringhorne.

2.8 Kostnader

Forventede totale investeringskostnader for Ringhorne er av Esso oppgitt til 8,14 milliard kroner, fordelt med 4860 mill. kr på innretninger og utstyr og 3280 mill. kr på boring og komplettering av 28 brønner. 23 brønner skal bores fra plattformen, mens 5 skal kompletteres på havbunnen. 25 prosent av estimatet for innretninger og utstyr utgjøres av uforutsette kostnader for å ta høyde for usikkerhet knyttet til utviklingen av designet, endringer i gjennomføringen av prosjektet osv. Estimatet for boring og komplettering er fremkommet på basis av erfaringsverdier fra dagens bore- og kompletteringsmarked i Nordsjøen. Fordelingen av kostnadene er vist i tabell 2.1.

Esso har også beregnet et høyt og et lavt kostnadsestimat som er sammenlignbart med et 90/10 og 10/90 estimat. Det høye og det lave estimatet er henholdsvis 20 prosent høyere og lavere enn estimatet på 8,14 milliarder kroner, dvs henholdsvis 9,77 milliarder kroner og 6,51 milliarder kroner. Beregningen av usikkerhetsspennet er basert på Essos historiske data for utviklingen av kostnadsestimater av liknende kvalitet og definisjon.

Etter Oljedirektoratets oppfatning er Essos kostnadsanslag realistisk. Videre mener direktoratet at operatøren har tatt tilstrekkelig høyde for usikkerhet i prosjektet.

Figur 2.6 viser investeringsprofilen for Ringhorne. Sammenholder man investeringene på Ringhorne med de totale investeringene på norsk sokkel i det aktuelle tidsrom, utgjør disse på det meste 6,5 prosent (2001).

2.9 Lønnsomhetsberegninger

Operatørens lønnsomhetsberegninger er foretatt med utgangspunkt i en marginalbetraktning, dvs. at Ringhorne ikke belastes med kostnader for bruk av innretningene på Balderfeltet. Kostnadene for ombygging av Balderskipet for å kunne prosessere oljen fra Ringhorne, er imidlertid belastet prosjektet. Årsaken til at Esso velger dette utgangspunktet er at både Balder og Ringhorne er 100 prosent eid av Esso. Ringhorne belastes imidlertid med kjøp av Balderskipet i 2012, ettersom oljen fra Balderfeltet antas ferdig produsert i 2011. Fra 2012 belastes også Ringhorne med fulle driftskostnader for driften av Balderskipet.

Departementet har basert sine beregninger på den samme marginalbetraktingen som Esso.

2.9.1 Operatørens lønnsomhetsberegninger

Operatøren har lagt følgende forutsetninger til grunn for sine lønnsomhetsberegninger i et basistilfelle:

Operatøren har lagt inn fjerningskostnader på 832 millioner kroner i 2028. I tillegg er det lagt inn transportkostnader på 1,3 USD per fat. Operatøren har videre i sine beregninger lagt til grunn at oljen fra Ringhorne oppnår en noe lavere pris enn Brent Blend kvalitet pga. stort innslag av tunge komponenter og høyere syretall. Prisstraffen er av operatøren anslått til 0,4 USD per fat.

Utfra disse forutsetningene har operatøren kommet frem til følgende lønnsomhetsbilde for Ringhorne:

2.9.2 Departementets samfunnsøkonomiske lønnsomhetsberegninger for prosjektet

Operatørens produksjons-, kostnads- og investeringsprofil er lagt til grunn i departementets lønnsomhetsberegninger. Departementets beregninger er videre basert på forutsetningene i nasjonalbudsjettet for 2000. Oljeprisforutsetningen i den aktuelle perioden i nasjonalbudsjettet for 2000 er 120 (1999 kr) fra 2001 til 2007, 100 (2000 kr) fra 2008 og ut perioden. For å ta hensyn til Ringhorneoljens lavere kvalitet har departementet valgt å legge inn en prisreduksjon tilsvarende den reduksjonen som operatøren har lagt til grunn. Tabell 2.3 viser resultatet av departementets nåverdiberegninger. Alle tall er i 1999 kr. Det er også gjort beregninger av prosjektets nåverdi ved 20 prosent lavere oljepris og ved 20 prosent høyere investeringer i utbyggingsfasen. Gjeldende CO₂ avgift er inkludert som kostnad (70 øre/Sm³).

Olje- og energidepartementets beregninger viser at utbyggingen av Ringhorne er samfunnsøkonomisk lønnsom. Departementet mener i tillegg prosjektet er tilstrekkelig robust overfor lav oljepris og økte kostnader.

2.10 Disponering av innretningene

I følge basistilfellet vil produksjonen på Ringhorne vare frem til 2027. Operatøren har lagt følgende forutsetninger til grunn når det gjelder avslutning av produksjonen og disponering av innretningene. Nedstengning vil bli utført i henhold til lovmessige krav. Disponeringen av innretningene vil skje i henhold til gjeldende retningslinjer. Det legges ikke opp til gjenbruk av plattformen. Alle brønner vil bli plugget og etterlatt i henhold til gjeldende regler. Fjerningskostnadene er anslått til 832 millioner 1999-kroner.

Departementet vil understreke at disponeringen av innretningene vil bli regulert av lovgivning og retningslinjer som gjelder på det tidspunkt disponering vil skje.

2.11 Sikkerhet og arbeidsmiljø

Kommunal- og regionaldepartementet har innhentet uttalelse fra Oljedirektoratet vedrørende arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessige sider ved utbyggingen. Etter Oljedirektoratets vurdering kan prosjektet gjennomføres på en sikkerhets- og arbeidsmiljømessig forsvarlig måte. Kommunal- og regionaldepartementet stiller seg bak Oljedirektoratets vurdering.

2.12 Lokalisering av drifts- og baseenhet

Driftsorganisasjonen for Ringhorne vil holde til i Essos kontorer på Forus og integreres med driftsorganisasjonen for Balder. Esso vil benytte basen i Dusavik ved Stavanger som forsyningsbase for Ringhorne.