1. No category

Myndighetsstanden «The Norwegian Continental Shelves» ble kåret til beste
stand på over 50 kvadratmeter på ONS 2016.
12. januar 2017
Sokkelåret 2016
Sokkelåret 2016
Innholdsfortegnelse
Godt rustet for framtiden........................................................................................................................ 1
1
Investerings- og kostnadsprognoser ........................................................................................ 2
Betydelige reduksjoner i kostnadsnivå.................................................................................................... 2
Samlet investeringsanslag ....................................................................................................................... 4
Letekostnader.......................................................................................................................................... 6
Driftskostnader ........................................................................................................................................ 7
Samlet anslag for kostnadsutviklingen .................................................................................................... 8
2
Petroleumsproduksjon ........................................................................................................... 9
Gass ....................................................................................................................................................... 10
Olje ........................................................................................................................................................ 10
Samlet produksjonsprognose ................................................................................................................ 11
3
Leting ................................................................................................................................... 13
Mange, men mindre funn ..................................................................................................................... 13
Nordsjøen .............................................................................................................................................. 15
Norskehavet .......................................................................................................................................... 15
Barentshavet ......................................................................................................................................... 16
Framtidsutsikter .................................................................................................................................... 16
4
Feltutbygginger .................................................................................................................... 18
God framdrift til tross for vanskelige tider ............................................................................................ 18
Felt ......................................................................................................................................................... 19
Nye felt .................................................................................................................................................. 19
Planer for utbygging og drift (PUD) ....................................................................................................... 19
Framtidige utbygginger ......................................................................................................................... 21
Pågående utbygginger ........................................................................................................................... 21
Nedstenginger ....................................................................................................................................... 22
Sokkelåret 2016
Godt rustet for framtiden
Olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel er høy. Omstillingene har vært omfattende, men
kostnadsreduksjonene som bransjen har gjennomført legger grunnlaget for lønnsom aktivitet i mange
år framover.
Oljeproduksjonen økte for tredje år på rad i 2016, og det ble produsert like mye gass som året før, da det
ble satt produksjonsrekord. Det høye nivået er blant annet en følge av god regularitet på feltene, og at
ulike effektiviseringstiltak har gitt en betydelig reduksjon i drifts- og letekostnadene.
«Grunnlaget er nå lagt for økt lønnsomhet både i eksisterende og nye prosjekt. Det er en viktig
forutsetning for at vi kan opprettholde et høyt aktivitetsnivå i årene som kommer,» sier oljedirektør Bente
Nyland. Hun mener at kostnadsreduksjoner på 30 til 50 prosent i utbyggingsprosjekt bør føre til at
selskapene ser at flere prosjekt blir lønnsomme.
«Vi må unngå at hensynet til kortsiktig inntjening går ut over den langsiktige verdiskapingen for
samfunnet,» sier hun.
Det ble investert 135 milliarder kroner på norsk sokkel i 2016, om lag 50 milliarder mindre enn i
toppårene 2013 og 2014. Også inneværende og neste år blir ifølge Nyland krevede for næringen, men
investeringene er deretter ventet å stige. En rekke nye utbyggingsprosjekt er under evaluering, og en
omfattende portefølje av nye feltutbygginger skal besluttes videreført og bygget ut i de nærmeste par
årene.
Fem planer for utbygging og drift (PUD) ble levert i 2016, til en samlet investeringsverdi på 23 milliarder
kroner. I tillegg pågår sju utbyggingsprosjekter til totalt 233 milliarder kroner.
Etter flere år med høy leteaktivitet ble det i fjor boret 36 letebrønner, 20 færre enn året før. Det ble gjort
18 funn, ett mer enn i 2015. Leteaktiviteten var størst i Nordsjøen, hvor det til sammen ble gjort 14 funn.
Det ble gjort to funn både i Norskehavet og i Barentshavet.
«Mange av funnene er små, men de fleste ligger nær eksisterende infrastruktur. Det betyr at de raskt kan
bli lønnsomme utbygginger hvis de kobles til felt og innretninger som er i drift,» sier Nyland.
Ifølge oljedirektøren er det betydelig usikkerhet knyttet til leteaktiviteten framover. Den avhenger av at
nye funn blir fulgt opp, og at industrien får tildelt nytt areal å lete på.
«For å opprettholde en stabil produksjon er det svært viktig å holde leteaktiviteten på et høyt nivå,» sier
hun.
Tross nedgangen i antallet letebrønner, viser antall søknader og tildelinger i de siste konsesjonsrundene at
det fortsatt er stor interesse for norsk sokkel. I TFO 2015 ble det tildelt 56 utvinningstillatelser, mens det i
23. runde ble tildelt ti. Alle tildelinger i 23. runde ligger i Barentshavet, og tre ligger i det nyåpnede
området i Barentshavet sørøst. Den første letebrønnen her er planlagt boret allerede i år.
Det er også i dette området det ifølge Bente Nyland er størst sjanse for å gjøre nye store funn.
«I tillegg viser ny kartlegging at det er store muligheter i områder som ikke er åpnet for
petroleumsvirksomhet,» sier hun.
-1-
Sokkelåret 2016
1
Investerings- og kostnadsprognoser
Petroleumsnæringens arbeid med å redusere kostnader samt fall i leverandørpriser har gitt et
betydelig lavere kostnadsnivå. Dette reflekteres både i lavere investeringer i nye prosjekt, reduserte
kostnader på nye utvinningsbrønner på felt i drift, og i reduserte drifts- og letekostnader.
Et lavere kostnadsnivå øker lønnsomheten i pågående produksjon og i framtidige prosjekt.
Kontroll med kostnadsutviklingen er avgjørende for framtidig lønnsom aktivitet på sokkelen. Det
forutsetter at reduksjonene ikke er kortsiktige, men ivaretar hensynet til langsiktig verdiskaping og til
helse, miljø og sikkerhet, og at leverandørindustrien er konkurransedyktig når aktiviteten på sokkelen
igjen tiltar.
2017 blir også et krevende år for næringen. Investeringene fortsetter å falle, men nivået er i ferd med
å flate ut. Etter et mindre fall fra 2017 til 2018 er investeringene ventet å stige gradvis. Nedgangen i
investeringene skyldes dels lavere aktivitet, men er også en konsekvens av det reduserte
kostnadsnivået. Oppstart av en rekke nye prosjekt, både på felt i drift og nye feltutbygginger,
forventes å bidra til økte investeringer fra og med 2019.
Driftskostnadene og letekostnadene vil også bli ytterligere redusert fra 2016 til 2017 for deretter å
flate ut og gradvis øke.
Betydelige reduksjoner i kostnadsnivå
Arbeidet med å redusere kostnader gir nå resultater, men det har vært krevende, spesielt for deler
av leverandørindustrien hvor mange har mistet jobben. Utbyggingskostnadene for en rekke prosjekt,
både pågående utbygginger og prosjekt under evaluering, er betydelig redusert.
En grov indikator for utviklingen i kostnadsnivået er sammenligning av utbyggingskostnader i et
utvalg på sju feltutbyggingsprosjekt. 1 I 2014 var operatørenes anslag over samlet investering for disse
i underkant av 220 milliarder kroner (Figur 1-1). Tilsvarende var anslaget høsten 2016 på 110
milliarder, dvs. en halvering. Utvinnbare ressurser for disse prosjektene er tilnærmet uforandret.
Størst er reduksjonen for nye innretninger og utvinningsbrønner. Mer optimaliserte løsninger og
enklere design både på innretninger og brønner, samt mer effektiv gjennomføring, har gitt betydelige
kostnadsreduksjoner. I tillegg kommer virkningene av lavere leverandørpriser.
Reduksjonen i kostnader har stor betydning for prosjektenes lønnsomhet. For de inkluderte
prosjektene er hovedbildet en balansepris på under 40 USD, for noen under 30. For enkelte prosjekt
innebærer dette mer enn en halvering av prosjektets balansepris.
De syv prosjektene som inngår er: Johan Sverdrup fase II, Johan Castberg, Utgard, Oda, Trestakk, Dvalin og Snilehorn. Med
unntak av Johan Castberg som har rapportert en utbyggingsløsning med produksjonsskip (FPSO) og Johan Sverdrup fase II
som har rapportert en utbyggingsløsning med en bunnfast innretning, er de øvrige havbunnsutbygginger. Felles for disse
prosjektene er at utbyggingskonsept ikke er endret fra 2014 til 2016.
1
-2-
Sokkelåret 2016
Figur 1-1: Kostnadsutvikling for et utvalg feltutbyggingsprosjekt
Lavere kostnadsnivå er også en viktig grunn til reduksjon i investeringer på felt i drift. Forenklinger i
brønndesign og økt bore- og kompletteringshastighet har for eksempel gitt en betydelig reduksjon i
kostnadene per utvinningsbrønn. Samme antall brønner kan bores til en lavere kostnad.
Det er også en betydelig reduksjon i kostnadsnivået på drifts- og leteaktiviteter. Lavere kostnadsnivå
innenfor leting skyldes i hovedsak lavere brønnkostnader, mens bildet er mer sammensatt for
driftsaktivitet.
ODs prognoser forutsetter en gradvis stigende oljepris framover. Dette er ventet å gi en gradvis
økning i aktivitet, og dermed en gradvis vekst i leverandørprisene. Det er imidlertid lagt til grunn at
den delen av reduksjonen i kostnadsnivå som skyldes ulike optimaliserings- og effektiviseringstiltak
blir realisert både i pågående og framtidige prosjekt.
Et redusert kostnadsnivå legger grunnlaget for økt lønnsomhet i både eksisterende og nye prosjekt,
og er en viktig forutsetning for framtidig lønnsom aktivitet på sokkelen. Men fokus på kortsiktige
kostnadsreduksjoner og kapitaldisiplin må ikke gå på akkord med langsiktig verdiskaping, herunder
en robust og levedyktig leverandørindustri og høye helse-, miljø- og sikkerhetsstandarder.
Tiltak som gir varige kostnadsreduksjoner og som ivaretar en høy HMS-standard er avgjørende i
dette henseende. Dette krever at vi har en konkurransedyktig leverandørindustri når aktiviteten igjen
tiltar.
-3-
Sokkelåret 2016
Samlet investeringsanslag
På kort sikt er investeringene fortsatt ventet å falle. Fra et rekordhøyt nivå på omlag 185 milliarder
kroner i 2013 og 2014 har investeringene falt til 135 milliarder kroner i 2016. Reduksjonen fra 2015 til
2016 utgjorde 16 prosent. For 2017 er investeringene anslått til 120 milliarder kroner (Figur 1-2), dvs.
et fall på 11 prosent. Fra 2017 til 2018 er investeringene anslått å bli redusert med ytterligere 5
prosent, for deretter å stige moderat.
Figur 1-2: Investeringer eksklusiv leting, prognose for 2016-2021
Investeringer på eksisterende felt utgjør en betydelig andel av de samlede investeringene. Etter
toppnivået i 2013 har investeringene på felt i drift falt betydelig. En viktig årsak til dette er at en del
større feltprosjekt er sluttført eller er i en avslutningsfase, uten at det er satt i gang tilsvarende nye
store prosjekt.
Investeringsnedgangen i de nærmeste par årene er også knyttet til ferdigstillelse av flere felt som
nylig er satt i drift, samt at en rekke større pågående feltutbygginger nærmer seg slutten. Goliat og
Ivar Aasen ble satt i produksjon i 2016. Gina Krog, Aasta Hansteen, Martin Linge og fase 1 av Johan
Sverdrup blir etter hvert satt i drift. I tillegg kommer ferdigstillelsen av de pågående og planlagte
havbunnsutbyggingene Maria, Utgard, Byrding, Dvalin, Trestakk og Oda. For 2017 er investeringene i
pågående feltutbygginger anslått til vel 55 milliarder kroner, for deretter å falle raskt etter som
feltene settes i drift.
Det er i første rekke investeringene i nye bunnfaste og flytende innretninger som vil falle de
nærmeste par årene (Figur 1-3), på grunn av at slike feltutbygginger blir ferdigstilt. Investeringene
knyttet til eksisterende innretninger vil gradvis øke. Dette skyldes i første rekke modifikasjoner og
oppgraderinger på vertsinnretninger knyttet til de pågående havbunnsutbyggingene samt større
planlagte prosjekt på Njord og Snorre.
-4-
Sokkelåret 2016
Figur 1-3: Investeringer eksklusiv leting, ulike investeringskategorier, prognose for 2016-2021
Mange nye utbyggingsprosjekt er under evaluering. I tillegg til prosjekt på felt i drift, kommer
utbygging av Johan Sverdrup fase II. Det er også en betydelig portefølje av nye feltutbygginger som er
ventet å bli besluttet de nærmeste par årene. Eksempler her er Johan Castberg, Snilehorn, Pil, Snefrid
Nord og Skarfjell. Et samlet investeringsanslag for nye utbyggingsprosjekt der det er antatt innlevert
PUD i 2017 og 2018 er 175 milliarder kroner (Figur 1-4). Totalt sett bidrar dette til at investeringene
anslås å øke moderat fra 2018.
Figur 1-4: Samlet investering i nye feltutbyggingsprosjekt, gruppert etter år for innlevering av plan for utbygging
og drift (PUD)
-5-
Sokkelåret 2016
I tillegg til en reduksjon i antall større prosjekt, er betydelige reduksjoner i kostnadsnivå i pågående
og nye prosjekt en viktig årsak til fallende investeringer fram mot 2018. Et godt eksempel her er
boring av utvinningsbrønner. Til tross for et betydelig fall i investeringer i nye utvinningsbrønner
(Figur 1-3), har det ikke vært nedgang i antall nye utvinningsbrønner sammenlignet med nivået i 2013
og 2014. Viktige årsaker til dette er endringer i brønndesign og ulike effektiviseringstiltak som har gitt
raskere boring og komplettering av brønner, samt effekter av lavere leverandørpriser. Dette har gitt
lavere kostnader per brønn.
Letekostnader
I 2016 ble det påbegynt 36 letebrønner med en samlet letekostnad på om lag 22 milliarder kroner. 2
Reduksjonen i letekostnader fra 2015 til 2016 var om lag 35 prosent. Fra 2016 til 2017 anslås
letekostnadene å falle ytterligere med om lag 15 prosent for deretter å stige gradvis.
Reduksjonen i letekostnader er en konsekvens av reduksjonen i antall letebrønner. Et lavere
kostnadsnivå bidrar også til et redusert kostnadsanslag. I gjennomsnitt falt kostnadene for en
letebrønn fra 2014 til 2016 med om lag 30 prosent.
Figur 1-5: Anslag på letekostnader, prognose 2016-2021
Letekostnader omfatter både selskaps- og lisensrelaterte letekostnader, jfr. Figur 1-5. Selskapsrelaterte letekostnader
påløper ofte før utvinningstillatelse er tildelt, for eksempel kostnader til innkjøp og tolkning av seismikk. Storparten av
letekostnadene påløper imidlertid etter at utvinningstillatelse er tildelt. Av disse er boring av letebrønner den dominerende
posten.
2
-6-
Sokkelåret 2016
Driftskostnader
Ved utgangen av 2016 var 80 felt i produksjon. Ordinære driftskostnader og vedlikehold av
innretninger og brønner utgjør til sammen størsteparten av driftskostnadene.
Fra 2013/2014 har det vært en betydelig nedgang i driftskostnadene, til tross for at nye felt er satt i
produksjon og isolert sett bidratt til å øke samlede kostnader. Nedgangen skyldes i hovedsak en
markert reduksjon i driftskostnader på felt i drift (Figur 1-6).
Figur 1-6: Driftskostnadsprognose spesifisert på feltstatus – prognose 2016-2021
Figur 1-7 viser utviklingen i driftskostnader for et utvalg av felt som var i produksjon før 2013. Av
disse er felt som planlegges stengt i årene fram til 2021 holdt utenfor. For de gjenværende feltene
som planlegger produksjon i hele perioden, ligger samlet anslått driftskostnadsnivå i 2018 30 prosent
lavere enn i 2014. Det er særlig nedgang i driftskostnader knyttet til ulike vedlikeholdsaktiviteter og
øvrige drifts- og støtteaktiviteter som lisensadministrasjon og forretningsutvikling.
Reduksjonen skyldes et målrettet arbeid fra operatørenes side med å redusere driftskostnadene på
feltene gjennom ulike effektiviseringstiltak. Etter hvert som tiltak konkretiseres, blir de inkludert i
kostnadsprognosene for feltene. I tillegg til lavere kostnadsnivå, reflekterer dette også utsatt
aktivitet, basert på selskapenes vurderinger av hvilke aktiviteter som må gjennomføres nå - og hvilke
som kan utsettes. Når aktivitetene etter hvert blir gjennomført, vil det gi en økning i
driftskostnadene. I tillegg vil nye felt gradvis bli satt i produksjon og bidra til økte driftskostnader i
slutten av perioden.
-7-
Sokkelåret 2016
Figur 1-7: Driftskostnad for felt som har planlagt drift i hele perioden 2013-2021 (prognose 2016-2021)
Driftskostnadsprognosen (Figur 1-6) ligger klart lavere enn prognosen som ble presentert i Sokkelåret
2015. Hovedårsaken til dette er at effekter av et lavere kostnadsnivå nå i større grad er innarbeidet i
prognosen.
Samlet anslag for kostnadsutviklingen
Figur 1-8 viser en samlet prognose for investeringer, driftskostnader, letekostnader, konseptstudier,
nedstengning og disponering på norsk sokkel. For alle de inkluderte kostnadskategoriene er
nedgangen fra 2016 til 2017 anslått til om lag 12 prosent.
Figur 1-8: Samlede kostnader – prognose for 2016-2021
-8-
Sokkelåret 2016
2
Petroleumsproduksjon
Oljeproduksjonen økte for tredje år på rad, og oppstarten av Goliat gjør at Barentshavet for første
gang bidrar til oljeproduksjonen. Gassalget fra norsk sokkel opprettholdes på samme rekordhøye
nivå som i 2015. Produksjonen ventes å holde seg på et relativt stabilt nivå i de nærmeste årene.
Foreløpige tall viser at det i 2016 ble solgt 230,8 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter
(Sm³ o.e.). Dette er 2,8 millioner Sm³ o.e. eller 1,2 prosent mer enn i 2015. Totalproduksjonen av
petroleum i 2017 antas å bli 229,5 millioner Sm³ o.e.
I femårsperioden 2012-2016 ble det produsert 1113 millioner Sm³ o.e. Produksjonen de neste fem
årene er ventet å ligge på om lag samme nivå.
Figur 2-1: Faktisk og prognosert salg av petroleum 1971-2021
Tabell 2-1: Prognose for produksjon fordelt på de ulike produktene for de neste fem årene
2017
93,9
19,4
2018
88,1
18,4
2019
83,3
18,6
2020
91,3
18,1
2021
98,9
17,3
1,7
1,8
1,7
1,6
1,6
Væske (millioner Sm3 o.e.)
Væske (millioner fat o.e. per dag)
115,0
2,0
108,2
1,9
103,6
1,8
111,0
1,9
117,8
2,0
Gass (milliarder 40 MJ Sm3)
Totalt (millioner Sm3 o.e.)
114,5
229,5
114,5
222,8
114,5
218,1
114,3
225,3
113,8
231,6
Olje (millioner Sm )
NGL (millioner Sm3 o.e.)
3
Kondensat (millioner Sm3)
-9-
Sokkelåret 2016
For 2017 er det også prognosert produksjon av kondensat og NGL med henholdsvis
1,7 millioner Sm³ og 10,2 millioner tonn. Total væskeproduksjon er anslått til 115 millioner Sm³ o.e.
(2,0 millioner fat o.e. per dag).
Gass
I 2016 ble det solgt 116,8 milliarder Sm³ gass (114,6 milliarder Sm³ 40 megajoule gass). Dette er
ganske likt 2015. Nivået på gassalg er vanskelig å forutsi, selv på kort sikt. Salget i 2016 ble ni prosent
høyere enn hva vi anslo på samme tid i fjor. Det skyldes blant annet at etterspørselen etter gass fra
Europa holder seg høy. Flere felt i drift har økt gassproduksjonen. Dette kommer fram i prognosen
for gassalg på kort sikt (Figur 2-2), som illustrerer et stabilt høyt nivå på salg av gass fra norsk sokkel
framover.
Figur 2-2: Faktisk og prognosert gassalg til og med 2021
Olje
I 2016 ble det produsert 94,1 millioner Sm³ olje (1,62 millioner fat per dag) mot 91,0 millioner Sm³
(1,56 millioner fat per dag) året før. Dette er en økning på over tre prosent. Bidraget fra nye felt i
produksjon utgjør over fem millioner Sm³ olje i 2016. Feltene som har vært i produksjon lengre har
hatt en mindre produksjonsnedgang enn ventet. De viktigste årsakene til dette er høy regularitet og
at et stort antall nye produksjonsbrønner er boret raskere enn forutsatt.
Oljedirektoratet hadde i sin prognose ventet en noe lavere oljeproduksjon i 2016 enn året før.
Imidlertid har flere av de eldre feltene produsert betydelig mer enn antatt, og produksjonen ble fem
millioner Sm³ høyere enn Oljedirektoratets anslag fra høsten 2015.
For 2017 anslår Oljedirektoratet at oljeproduksjonen vil være på det samme nivået som i 2016, altså
93,9 millioner Sm³ (1,62 millioner fat) per dag. Produksjonen er ventet å gå noe ned fram mot 2020,
hvor bidraget fra Johan Sverdrup igjen forventes å øke produksjonsnivået. Usikkerheten er særlig
knyttet til boring av nye brønner, oppstart av nye felt, reservoarenes leveringsevne og regulariteten
på feltene i drift.
- 10 -
Sokkelåret 2016
I perioden 2017-2021 anslås oljeproduksjon å nå 455 millioner Sm³. Det er åtte millioner Sm³ mer
enn i forrige femårsperiode. Produksjon som er vedtatt står for 93 prosent av volumet i
femårsperioden.
Millioner Sm3 olje per år
100
Uoppdagede ressurser
Ressurser i funn
Reserver
Solgt
Ressurser i felt
2,0
1,5
80
60
1,0
40
0,5
Millioner fat olje per dag
120
20
0
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
0,0
Figur 2-3: Oljeproduksjon 2012-2021 fordelt på modenhet
Prognosene er utarbeidet under forutsetninger som gjaldt høsten 2016. Utviklingen i oljeprisen
framover vil påvirke aktivitetsnivået og dermed produksjonen på noe lengre sikt.
Samlet produksjonsprognose
Den siste prognosen fra Oljedirektoratet viser et merkbart høyere produksjonsnivå enn vist i
Sokkelåret 2015. I perioden 2017 til 2030 er det nå anslått at produksjonen blir fem prosent høyere
enn anslaget vist i fjor.
Produksjonsutviklingen de siste årene viser at feltene, gjennom effektiviseringstiltak spesielt innen
boring av brønner og regularitet på innretningene, produserer mer enn tidligere lagt til grunn. Nå er
flere utvinningsbrønner lagt inn i prognosen, og det er også lagt inn en forutsetning om høyere
gassalg i perioden enn tidligere. Oljedirektoratet antar også at flere prosjekt vil komme i produksjon
raskere enn tidligere forutsatt som et resultat av kostnadsreduksjonene.
Figur 2-4 viser den nye produksjonsprognosen sammenlignet med den som ble lagt fram på
Sokkelåret 2015. Prognosen viser en relativt flat produksjonsutvikling fram til midten av 2020-tallet.
Sammenlignet med forrige prognose antas produksjon å bli høyere fram til 2027. Dette skyldes blant
annet forventninger om større boreaktivitet, bedre regularitet på felt i drift og et lavere kostnadsnivå
som bidrar til raskere innfasing av nye prosjekter enn tidligere lagt til grunn.
Bidraget fra petroleum som er besluttet utvunnet holdes på et stabilt høyt nivå i den neste
femårsperioden. De påfølgende fem år opprettholdes produksjonsnivået, men med økende bidrag
fra ressurser i felt og funn som ennå ikke er besluttet utbygd. Fram mot 2030 antas produksjonen fra
uoppdagede ressurser å få større betydning.
- 11 -
Sokkelåret 2016
Produksjonsnivået framover er usikkert. Det avhenger av hvilke tiltak som blir gjennomført på
feltene, hvilke funn som blir besluttet utbygd og når de kommer i produksjon, og ikke minst hvilke
nye funn som blir gjort i perioden, hvor store de er og hvordan og når de bygges ut.
Figur 2-4: Produksjonsprognose til 2030
- 12 -
Sokkelåret 2016
3
Leting
Mange, men mindre funn
Etter flere år med høy leteaktivitet ble det boret 36 letebrønner i 2016, 20 færre enn året før. Dette
skyldes i hovedsak lavere oljepris og kostnadskutt.
Når oljeselskapene skal bedre kontantstrømmen, er det som regel leteinvesteringer som rammes
først. Det skyldes at leteutgifter lettere kan stanses eller justeres underveis enn utgifter som er
bundet opp på felt i drift og utbyggingsprosjekter som er vedtatt. Dette er ingen særnorsk utvikling,
men del av en internasjonal trend som følger av selskapenes tilpasning til lavere oljepris.
Det er i tråd med historiske erfaringer at oljeselskapene i tider som disse er mer forsiktige og
prioriterer å lete i kjente områder der det er høyere sannsynlighet for å gjøre funn – men ofte små
funn – framfor i mer ukjente områder hvor ressurspotensialet er høyt, men funnsannsynligheten
lavere. I 2016 har det derfor vært mye leting i områder nær feltene, og det er gjort mange, men
mindre funn.
Av de 36 påbegynte letebrønnene er 28 undersøkelsesbrønner og åtte avgrensningsbrønner. Med 12
påbegynte letebrønner er Statoil det selskapet som boret mest i 2016, etterfulgt av Wintershall med
sju og Det norske oljeselskap (nå Aker BP) med fem.
I 2016 ble det gjort 18 funn på norsk sokkel, ett mer enn i 2015. Leteaktiviteten er størst i Nordsjøen,
hvor det til sammen er gjort 14 funn. Det ble gjort to funn både i Norskehavet og i Barentshavet. Se
Figur 3-1.
Figur 3-1: Påbegynte letebrønner
De fleste funnene ligger nær eksisterende infrastruktur og kan raskt bli lønnsomme utbygginger
dersom de kobles til felt og innretninger som er i drift. Ressursene i de nye funnene utgjør mellom 18
og 44 millioner standard kubikkmeter (Sm³) utvinnbar olje og mellom 12 og 33 milliarder Sm³
utvinnbar gass.
- 13 -
Sokkelåret 2016
De største funnene var Faroes olje- og gassfunn i undersøkelsesbrønn 31/7-1 (Brasse), Det norskes
(nå Aker BP) oljefunn i undersøkelsesbrønn 25/2-18 S (Langfjellet) og Engies olje- og gassfunn i
undersøkelsesbrønn 36/7-4 (Cara). Disse ligger i midtre og nordlige Nordsjøen.
I 2017 er det ventet at rundt 30 brønner skal bores, et relativt høyt tall i et historisk perspektiv.
Nedgangen i antall letebrønner gir imidlertid grunn til bekymring. For å opprettholde olje- og
gassproduksjonen utover 2025 er det nødvendig å påvise nye lønnsomme ressurser, se figur 3-2.
Derfor er det viktig med en høy leteaktivitet.
Figur 3-2: Ressurstilvekst og produksjon
God datatilgang, jevn tilgang på attraktivt areal og stabile rammebetingelser er myndighetenes
bidrag til å opprettholde høy leteaktivitet.
Selv om det i 2017 er ventet en nedgang i antallet letebrønner, viser antall søknader og tildelinger i
de siste konsesjonsrundene at det fortsatt er stor interesse for norsk sokkel. I tillegg har flere av de
planlagte brønnene i 2017 et høyt potensial og en betydelig geologisk informasjonsverdi.
Det har vært et jevnt høyt nivå på tildelingene av nye utvinningstillatelser de siste årene, også i TFO
2015 og i 23. konsesjonsrunde. Interessen for TFO 2016 var på nivå med tidligere år.
Myndighetene har startet arbeidet med 24. konsesjonsrunde. Fristen for å nominere blokker til
konsesjonsrunden var 30. november 2016, og myndighetene venter at tidsplanen blir som for
tidligere nummererte runder.
- 14 -
Sokkelåret 2016
Nordsjøen
I 2016 var det 50 år siden den første undersøkelsesbrønnen ble boret i Nordsjøen. Etter så lang tid og
mange brønner er det gledelig at det fortsatt gjøres funn i området.
I undersøkelsesbrønn 25/2-18 S (Langfjellet) har oljeselskapet Det norske (nå Aker BP) påvist olje.
Funnet er avgrenset med brønnene 25/2-18 A og 25/2-18 B. Foreløpig beregning av funnets størrelse
er på mellom 3,8 og 12 millioner Sm³ utvinnbar olje. Dette gjør funnet til et av fjorårets største.
Nordøst for Martin Linge-feltet har Total påvist gass og kondensat i undersøkelsesbrønn 30/4-3 S
(Herja). Funnet er beregnet til 2,0-12 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Ressursene skal
produseres fra Martin Linge når feltet starter opp.
Vest for Oseberg har Statoil gjort et lite gassfunn i undersøkelsesbrønn 30/9-28 S (B-Vest). Funnet er
beregnet å inneholde mellom 1,2 og 1,7 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter.
Statoil har gjennomført en borekampanje i Nordsjøen i området der funnet 30/11-8 S (Krafla) ble
påvist i 2011. Det er gjort flere funn, først et lite gassfunn i 30/11-11 S (Madam Felle) med 0,9-1,6
millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Det neste funnet var 30/11-12 S (Askja SE) der det ble
påvist 0,8-1,7 millioner Sm³ utvinnbar olje. Avgrensningsbrønnen 30/11-12 A var tørr. 30/11-13
(Beerenberg) påviste gass og kondensat, og funnet var på 1,8-3,2 millioner Sm³ utvinnbare
oljeekvivalenter. De siste brønnene i borekampanjen var 30/11-14 (Slemmestad) og 30/11-14 B
(Haraldsplass). Disse påviste henholdsvis gass-kondensat og olje, med 1,4-2,5 millioner Sm³
oljeekvivalenter i 30/11-14 og 1,8-3,1 millioner Sm³ oljeekvivalenter i 30/11-14 B.
Sør for Brage-feltet har Faroe gjort et olje- og gassfunn i undersøkelsesbrønn 31/7-1 (Brasse) som ble
avgrenset med 31/7-1 A. Foreløpig er funnet beregnet å inneholde mellom 8,1 og 15 millioner Sm³
utvinnbare oljeekvivalenter og reservoarkvaliteten er god. 31/7-1 er dermed blant de største
funnene i fjor. Rettighetshaverne vil vurdere å knytte det opp til eksisterende infrastruktur på Bragefeltet.
Wintershall har påvist olje i undersøkelsesbrønnene 35/11-20 S (Orion) og 35/11-20 B (Mira). Disse
brønnene ligger nær Vega-feltet. Avgrensningsbrønnene 35/11-20 A og 35/11-20 B er også boret i
området. Samlet er funnene beregnet til mellom 0,6 og 4,5 millioner Sm³ utvinnbar olje. Wintershall
påtraff også olje i undersøkelsesbrønn 35/8-6 A (Robbins) like nordvest for Vega-feltet. Størrelsen på
dette er beregnet til 0,7-0,8 millioner Sm³ utvinnbar olje.
Olje- og gassfunnet i undersøkelsesbrønn 36/7-4 (Cara) er også et av de største i fjor, og er beregnet
til mellom 4,5 og 12 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet ble gjort av Engie, og det har
gode reservoaregenskaper.
Norskehavet
I Norskehavet har det vært lite leting i 2016, men her er det ventet en økning i 2017. Det skal blant
annet bores en undersøkelsesbrønn på dypt vann som kan gi tilleggsressurser til Aasta Hansteenfunnet.
I Norskehavet like nord for Njord-feltet påviste Statoil petroleumsforekomster i to brønner.
Undersøkelsesbrønnen 6407/7-9 S (Nordflanken 2) påviste olje og gass/kondensat. 6407/7-9 A
(Nordflanken 3) påviste gass i Tiljeformasjonen og i Åreformasjonen. Størrelsen på funnene er 0,2-2,0
- 15 -
Sokkelåret 2016
millioner Sm3 oljeekvivalenter i 6407/7-9 S og 0,2-1,0 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter i
6407/7-9 A.
Barentshavet
I Barentshavet har det også vært boret forholdsvis få letebrønner i 2016 med få og små funn. Det er
boret flere avgrensningsbrønner på Alta-funnet og på Wisting-funnet som har betydning for videre
aktivitet i området. Avgrensningsbrønnen på Wisting ble en vellykket test av hvordan det er mulig å
bore horisontalt i svært grunne reservoarer. Dette er viktig kunnskap ettersom en del letebrønner i
Barentshavet utforsker grunne letemål.
I Barentshavet påviste Lundin gass i undersøkelsesbrønn 7130/4-1 (Ørnen), og størrelsen er beregnet
til 0,4-1,5 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter.
Lundin har også påvist olje og gass i undersøkelsesbrønn 7220/6-2 R (Neiden) øst for Johan Castbergfunnet. Funnet er foreløpig beregnet til 4-9 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter.
I 2017 skal det bores flere letebrønner i Barentshavet, hvor en av de mest interessante planlegges
boret i det nylig åpnede arealet i den norske delen av Barentshavet sørøst. Dette er en av de store
strukturene i dette området, og brønnen vil bidra med viktig ny kunnskap om området.
Framtidsutsikter
Oljedirektoratet har ikke utført nye analyser for uoppdagede ressurser i 2016. Estimatet er redusert
med volumet som er funnet i 2016. Estimat er rundt 3 milliarder Sm3 oljeekvivalenter. Men volumet
er usikkert – dersom det høye estimatet slår til, kan det være så mye som 5,5 milliarder Sm3
oljeekvivalenter.
Mer enn halvparten av de uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet, og det er også her de mest
spennende letebrønnene i 2017 er lokalisert. Det er gledelig at selskapene som skal bore letebrønner
i 2017 har store forventninger til prospektene.
Samarbeidsavtale med Russland
For å øke den geologiske forståelsen på begge sider av delelinjen i Barentshavet ble det i sommer
signert en samarbeidsavtale med Russland om utveksling av seismiske data. Dette er viktig for den
videre utforskningen av Barentshavet.
- 16 -
Sokkelåret 2016
Tabell 3-1: Utvinnbare ressurser i nye funn i 2016
Funn
Operatør
16/1-26 S
25/2-18 S (Langfjellet)
30/11-11 S (Madam
Felle)
30/11-12 S (Askja
Sørøst)
30/11-13
(Beerenberg)
30/11-14
(Slemmestad)
30/11-14 B
(Haraldsplass)
30/4-3 S
30/9-28 S
31/7-1 (Brasse)
35/11-20 B
35/11-20 S
35/8-6 A
36/7-4
6407/7-9 A
6407/7-9 S
Hydrokarbontype Olje/kondensat
(mill. Sm³)
Gass
(mrd. Sm³)
Aker BP
Aker BP
Statoil
Olje og gass
Olje
Olje
0,9 - 1,3 - 1,7
3,3 - 6,7 - 10
0,7 - 1,0 - 1,3
<1
0,6 - 1,1 - 1,7
<1
Statoil
Olje
0,7 - 1,1 - 1,5
<1
Statoil
Gass/ kondensat
<1
1,0 - 1,4 - 1,8
Statoil
Gass
<1
<1
Statoil
<1
0,9 - 1,3 - 1,6
0,2 - 1,0 - 1,3
<1
4,8 - 6,7 - 9,0
<1
<1
<1
1,5 - 3,0 - 4,8
<1
1,6 - 6,5 - 8,8
1,0 - 1,2 - 1,4
2,0 - 2,4 - 3,5
<1
<1
<1
2,4 - 3,9 - 5,7
<1
<1
7130/4-1
7220/6-2 R
Sum
Lundin
Lundin
Olje og gass/
kondensat
Gass/ kondensat
Gass
Olje og gass
Olje
Olje
Olje
Olje og gass
Gass
Olje og gass/
kondensat
Gass
Olje og gass
3-5-7
18 - 30 - 44
0,4 - 1,1 - 1,5
1,0 - 1,5 - 2,0
12 - 23 - 33
Total
Statoil
Faroe
Wintershall
Wintershall
Wintershall
ENGIE
Statoil
Statoil
- 17 -
Sokkelåret 2016
4
Feltutbygginger
God framdrift til tross for vanskelige tider
Til tross for vanskelige tider skapes det store verdier på norsk sokkel. Fem planer for utbygging og
drift (PUD) ble levert i løpet av året, til en samlet investeringsverdi på 23 milliarder kroner. I tillegg
pågår sju nye feltutbyggingsprosjekt med et totalt investeringsanslag i PUD på 233 milliarder kroner.
Kostnadene for prosjekt innen utbygging og drift er redusert med 30-50 prosent i de siste par årene.
Dette bidrar til å øke lønnsomheten. Samtidig er det grunn til å advare mot kostnadsreduksjoner som
kan gå ut over framtidige muligheter for verdiskaping.
For å maksimere verdiskapingen er det nødvendig å samarbeide om bruk av den eksisterende
infrastrukturen som rørledninger og prosesskapasitet på plattformene. Tidskritiske olje- og
gassressurser, for eksempel mindre funn nær infrastruktur, må prioriteres i prosessanleggene på
plattformene før de stenges ned og fjernes.
Dette krever godt samarbeid på tvers av utvinningstillatelser. Gode områdeløsninger kan bidra til at
flere marginale funn blir lønnsomme. I tillegg kan det å ta i bruk nyutviklet teknologi være avgjørende
for å realisere de marginale ressursene.
Økt utvinning
De siste årene har Oljedirektoratet sett at selskaper i økende grad vektlegger kortsiktig inntjening når
de beslutter å investere i utbygging av funn og i tiltak for økt utvinning fra feltene. Det er derfor viktig
å dreie oppmerksomheten mot løsninger som gir høyest samlet verdiskaping, også for samfunnet –
og som ivaretar framtidige muligheter for økt utvinning fra feltene.
På den positive siden ser vi at det bores like mange utvinningsbrønner som i 2013/2014 da oljeprisen
var på sitt høyeste. Det er god framdrift i mange planer som fører til nye utbygginger.
Bedre lønnsomhet
Etter en periode med et særdeles høyt kostnadsnivå på norsk sokkel, har næringen de siste par årene
lyktes i å kutte kostnadene i utbyggingsprosjekter med 30 til 50 prosent. Det bør føre til at
selskapene ser at flere prosjekter er lønnsomme. Det kan være krevende å få gjennom store og små
investeringsbeslutninger i utbyggingstillatelsene ut fra krav til kortsiktig avkastning, eller på grunn av
kapitalbegrensninger i selskapene. I en langsiktig industri som petroleumsnæringen kan det gå lang
tid fra investering til avkastning. Myndighetene er opptatt av at det velges løsninger som samlet gir
størst verdiskaping, og understreker at det er viktig å opprettholde det langsiktige perspektivet
framfor å se på hva som gir mest avkastning på kort sikt.
Arbeidet med å redusere kostnader må føre til et varig lavere kostnadsnivå på norsk sokkel. Samtidig
må ikke dette hindre framtidige muligheter til å øke utvinningen og å legge til rette for gode
områdeløsninger på tvers av utvinningstillatelsene.
Generelt gjør selskapene en god jobb. Men Oljedirektoratet ser at det noen ganger er nødvendig
med påtrykk fra myndighetene for å sikre at det arbeides mot beslutninger som ivaretar verdiene for
samfunnet på en best mulig måte. Det er god dialog mellom myndigheter og selskaper, og
Oljedirektoratet erfarer at selskapene lytter til signaler fra myndighetene.
- 18 -
Sokkelåret 2016
Felt
Det er 80 produserende felt på norsk sokkel, 62 i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og to i Barentshavet.
I 2016 ble to felt satt i produksjon, en Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent og det ble sendt
inn fem nye PUD-søknader. Det pågår for tiden sju nye feltutbygginger, og det ble mottatt fem
avslutningsplaner.
Nye felt
Goliat
I mars 2016 ble Goliat-feltet i Barentshavet endelig satt i produksjon. Goliat er et oljefelt om lag 50
kilometer sørøst for Snøhvit-feltet. Goliat er bygget ut med en flytende, sylindrisk produksjonsenhet,
inkludert åtte bunnrammer med totalt 32 brønnslisser. Daglig produksjonskapasitet er nær 16 000
standard kubikkmeter oljeekvivalenter (100 000 fat o.e.). Det er ventet at Goliat skal produsere i
minst 15 år. Levetiden kan forlenges hvis det blir gjort nye funn i området.
Ivar Aasen
Produksjonen på Ivar Aasen startet julaften 2016. Feltet, som produserer olje, ligger om lag 30
kilometer sør for Grane og Balder i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen omfatter en produksjons- og
boliginnretning med stålunderstell. Brønnene skal bores med en separat oppjekkbar innretning.
Daglig produksjonskapasitet er nær 11 000 standard kubikkmeter oljeekvivalenter (68 000 fat o.e.).
Det er ventet av Ivar Aasen skal produsere i 20 år, avhengig av oljepris og produksjonsutvikling.
Planer for utbygging og drift (PUD)
Én PUD er godkjent i 2016, for Oseberg Vestflanken 2 i Nordsjøen. Ressursene skal produseres fra en
ubemannet brønnhodeplattform. Kostnadene ved utbyggingen er i PUD anslått til 8,0 milliarder
kroner, og investeringen gjør det mulig å hente ut 17,6 millioner Sm³ o.e. (cirka 110 millioner fat o.e).
Produksjonsstart er planlagt i 2018. Utbyggingen representerer et nytt konsept på norsk sokkel.
Vestflanken 2 er den første av tre planlagte faser for utvikling av de resterende reservene i Osebergområdet. De gjenværende reservene for Oseberg, Oseberg Sør og Oseberg Øst er anslått til 135
millioner Sm³ o.e. (850 millioner fat o.e.) Prosjektet skal bidra til forlenget levetid for Oseberg-feltet,
som har produsert siden 1988.
Myndighetene mottok fem PUD-er i 2016. Disse fem utbyggingsplanene har en samlet investering på
23 milliarder kroner og en forventet nåverdi på 35 milliarder kroner før skatt.
- 19 -
Sokkelåret 2016
Figur 4-1: PUDer mottatt i 2016
Alle feltene knyttes opp mot eksisterende infrastruktur, og bidrar med det til å utnytte ledig
kapasitet på en effektiv måte. Samtidig øker lønnsomheten og levetiden for de aktuelle plattformene
som skal prosessere olje og gass fra de nye feltene. I tillegg gir det mulighet for ytterligere tiltak som
kan bidra til å forlenge haleproduksjonen fra disse feltene.
Utgard (15/8-1) er et gass- og kondensatfunn vest for Sleipner-området i Nordsjøen. Funnet strekker
seg over den norsk-britiske kontinentalsokkelgrensen, og er anslått å inneholde om lag ni millioner
standard kubikkmeter oljeekvivalenter (57 millioner fat o.e.). Den største andelen av reservene i
Utgard finnes på norsk side. Utbyggingen skal knyttes opp mot innretninger på Sleipner. Forventet
investering er nær 1,9 milliarder kroner (norsk andel). Produksjonsstarten er planlagt til 4. kvartal
2019. Statoil er operatør.
Byrding (35/11-13) er et olje- og gassfunn sørvest for Gjøa-feltet i Nordsjøen. Funnet er anslått å
inneholde om lag 1,8 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (11 millioner fat o.e.), og skal
bygges ut ved å benytte eksisterende brønnramme i Fram-området. Produksjonsstarten er planlagt
til 2. kvartal 2017. Forventet investering er nær én milliard kroner. Statoil er operatør.
Oda (8/10-4 S) er et oljefunn øst for Ula-feltet i Nordsjøen. Estimatene viser at det kan utvinnes 7,5
millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (48 millioner fat o.e.) fra Oda. Investeringen for
utbyggingen er beregnet til om lag 5,4 milliarder kroner. Feltet skal knyttes opp mot Ula, og
produksjonen er planlagt å starte i tredje kvartal 2019. Centrica er operatør.
Dvalin (6507/7-14 S) er et gassfunn nær Heidrun i Norskehavet. Estimerte utvinnbare ressurser fra
funnet er om lag 18 milliarder standard kubikkmeter gass. Feltet knyttes opp mot Heidrun.
Forventede investeringer er i overkant av ti milliarder kroner. Produksjonsstarten er planlagt til
oktober 2020. DEA er operatør.
- 20 -
Sokkelåret 2016
Trestakk (6406/3-2) er et oljefunn nær Åsgard-feltet i Norskehavet. Utvinnbare ressurser er beregnet
til 10,5 millioner standard kubikkmeter olje (72 millioner fat). Feltet knyttes opp mot Åsgard A-skipet.
Forventede investeringer er om lag 5,5 milliarder kroner. Statoil er operatør.
Framtidige utbygginger
ODs prognoser legger til grunn at det blir levert om lag ti PUD-er de neste par årene. I 2017 er det
ventet PUD for to store utbygginger: Johan Castberg i Barentshavet og videreutviklingen av Snorrefeltet i Nordsjøen. PUD for Johan Sverdrup fase II er ventet i 2018, i tillegg er det sannsynlig at det
kommer PUD for flere andre utbyggingsprosjekter.
Snorre
En milepæl ble nådd i månedsskiftet november/desember 2016, da rettighetshaverne for Snorrefeltet i Nordsjøen besluttet å videreføre prosjektet som skal øke produksjonen betydelig. Feltet ble
påvist i 1979, og produksjonen startet i 1992. Rettighetshaverne planlegger å levere Plan for
utbygging og drift i 2017.
Den nye utbyggingen består av seks nye havbunnsrammer koblet opp mot de to eksisterende
plattformene. Utvidelsen skal øke utvinningen fra feltet med nær 30 millioner standard kubikkmeter
olje. Det er like stort som Goliat-feltet i Barentshavet og gjør Snorre til det største prosjektet for økt
utvinning på felt i drift. Levetiden til feltet strekker seg til etter 2040.
Pågående utbygginger
Det pågår sju nye feltutbyggingsprosjekt på norsk sokkel med totale investeringsanslag i PUD på 233
milliarder kroner (2016-NOK).
Johan Sverdrup ligger sør for Grane og nordøst for Sleipner i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen i fase
én er et feltsenter med fire spesialiserte plattformer: boligkvarter, prosessanlegg, boreanlegg og en
stigerørsplattform som er bygget for å motta elektrisk kraft fra land. Oljen skal transporteres
gjennom en rørledning til Mongstad-terminalen nord for Bergen. Gassen skal transporteres gjennom
en rørledning til Kårstø-terminalen nord for Stavanger. Produksjonsstart fase I er planlagt til slutten
av 2019.
Gina Krog er et olje- og gassfelt som ligger nordvest for Sleipner i Nordsjøen. Utbyggingsløsningen er
en ny stålplattform og et lagerskip, samt en oppjekkbar boreinnretning. Planlagt oppstart er i 2017.
Hanz er et oljefelt i Nordsjøen. Det bygges ut med en havbunnsramme som knyttes opp til Ivar
Aasen-feltet og derfra blir brønnstrømmen transportert videre til Edvard Grieg-feltet for
sluttbehandling og eksport. Tidsplan for utbygging og produksjonsstart avhenger av ledig
prosesseringskapasitet.
Maria ligger på Haltenbanken i Norskehavet. Feltet skal bygges ut med et havbunnsproduksjonsanlegg med to brønnrammer. Utbyggingen har flere «verter». Brønnstrømmen blir sendt til Kristinplattformen for prosessering og måling. Oljen blir så sendt til produksjons- og lagerskipet Åsgard A
for lagring og lossing til skytteltankere. Rikgassen skal eksporteres via rørsystemet Åsgard transport
til gassanlegget på Kårstø i Rogaland. Gass til injeksjon i Maria-feltet kommer fra Åsgard Bplattformen. Gassen kommer via gassrøret til brønnrammen Tyrihans D på Tyrihans-feltet. Her blir
røret til Maria koblet til. Vann som skal injiseres for trykkstøtte i Maria skal leveres fra Heidrunplattformen. Planlagt produksjonsstart er i slutten av 2018.
- 21 -
Sokkelåret 2016
Martin Linge ligger nær grensen til britisk sektor, vest for Oseberg-feltet i Nordsjøen. Martin Linge
bygges ut med en integrert fast produksjonsplattform med stålunderstell og en flytende lagrings- og
losseenhet. Brønnene skal bores av en oppjekkbar boreinnretning. Planlagt oppstart er i slutten av
2017.
Aasta Hansteen ligger i Norskehavet, vest for Bodø i Nordland. Feltet skal bygges ut med en flytende
Spar-plattform og to bunnrammer. Gass fra Aasta Hansteen og andre funn i området skal
transporteres i Polarled-rørledningen til Nyhamna i Møre og Romsdal. Produksjonsstart er planlagt til
slutten av 2018.
Flyndre er et oljefelt i Ekofisk-området i Nordsjøen som ligger på grensen mellom britisk og norsk
sokkel. Det er planlagt utbygd med en havbunnsbrønn til Clyde-innretningen på britisk sokkel.
Mesteparten av ressursene ligger på britisk sektor. Produksjonsstart er planlagt i 2017.
Nedstenginger
Fire felt, alle i Nordsjøen, ble stengt i 2016: Varg, Volve, Jette og Jotun. Deler av Jotun-feltet, Jotun
A/FPSO skal fortsatt benyttes til drift av feltene Ringhorne og Balder.
Myndighetene mottok i 2016 planer for nedstenging av ytterligere tre felt eller innretninger, også
disse i Nordsjøen: Oselvar, Gyda og den gamle boligplattformen på Valhall.
Olje- og energidepartementet gjorde i 2016 disponeringsvedtak for følgende innretninger: Varg,
Skirne, Atla, Ekofisk 2/4 C og Tor 2/4 E, Jette og Jotun.
- 22 -