Det Energipolitiske Udvalg 2008-09
EPU Alm.del Bilag 334
Offentligt
Danmarks olie-og gasproduktionog anvendelse af undergrunden
08
Energistyrelsen beskæftiger sig nationalt og internationalt med opgaver i relation medenergiforsyning og – forbrug samt indsatsen for at nedbringe CO2-udslippet. Energi-styrelsen har dermed ansvaret for hele kæden af opgaver knyttet til produktion ogforsyning, transport og forbrug af energi, herunder energieffektivisering og -besparelser,forsknings- og udviklingsprojekter indenfor vedvarende energi samt nationale CO2-målog indsats til begrænsning af udslippet af drivhusgasser.Energistyrelsen har også ansvaret for den nationale klimatilpasningsindsats.Derudover gennemfører Energistyrelsen analyser og vurderinger af udviklingen på klima-og energiområdet nationalt som internationalt og varetager danske politiske interesser påklima- og energiområdet i det internationale samarbejde.Energistyrelsens rådgiver ministeren om klima- og energispørgsmål og varetager admini-strationen af den danske lovgivning på områderne.Energistyrelsen blev oprettet i 1976 og er med virkning fra den 23. november 2007 enstyrelse under Klima- og Energiministeriet.
EnergistyrelsenAmaliegade 441256 København KTelefonTelefaxHjemmesideUdgivet:Oplag:Forsidefoto:Øvrige fotos:Redaktør:Illustrationerog kort:33 92 67 0033 11 47 43www.ens.dkJuni 20091.900 eksemplarerEnergistyrelsen på tilsynsbesøg på boreplatformen Mærsk Resolute(Energistyrelsen, GNC)Energistyrelsen, DONG Energy, Mærsk Olie og Gas AS,Hess Denmark ApS, Nord StreamMette Søndergaard, EnergistyrelsenPhilippa Pedersen, Bettina Nøraa Larsen og Sarah Christiansen,EnergistyrelsenScanprint ASOmslag: 200 g, indhold: 130 gMetaform og Energistyrelsen978-87-7844-775-30907-2675
Tryk:Trykt på:Layout:ISBNISSN
NORDI
MILJØMÆRSK
Eftertryk tilladt med kildeangivelse. Rapporten inklusive figurer ogtabeller findes også på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.ISBN 978-87-7844-776-0 www ISSN 1398-4349 www
541Tryksag
006
INGKN
FORORDProduktionen af olie og gas fra den danske del af Nordsøen har stor betydning forDanmarks energiforsyning og nationaløkonomi. Den meget høje oliepris i førstehalvdel af 2008 sikrede, at Danmark igen fik milliardstore indtægter fra Nordsøen påtrods af at produktionen som forventet faldt i 2008. Efterforsknings- og udbygnings-niveauet var i 2008 fortsat højt, men finanskrisen og de faldende oliepriser har sidenkølet interessen lidt ned. Med til billedet hører også, at der fortsat er gode mulighederfor nye fund og forøget indvinding i de kommende år.Regeringen har sat det mål, at Danmark indenfor en årrække skal være uafhængig affossile brændsler. Det vil gavne klimaet og på langt sigt vores energiforsyningssikker-hed. Målet om uafhængighed af fossile brændsler betyder, at der skal gøres en indsatsfor at skaffe en større del af energiforsyningen fra vedvarende energikilder, samtidigtmed at der skal spares på energien.Geotermi er en vedvarende energikilde, der i kombination med andre typer ved-varende energi, kan indgå i fjernvarmeforsyningen. Potentialet for geotermi er i enrapport fra 2008 vurderet til at være stort nok til at kunne levere en væsentlig del afboligopvarmingen i hovedstadsområdet i flere tusinde år. Det må formodes, at etlignende potentiale ligger gemt i undergrunden i andre dele af Danmark. Energi-styrelsen vil derfor fremlægge en redegørelse om muligheder og begrænsninger foranvendelse af geotermi i hele Danmark. Geotermi er et af emnerne i et nyt kapitel omanvendelsen af undergrunden i dette års rapport.Regeringen har ligeledes et mål om at nedbringe udledningen af drivhusgassen CO2til atmosfæren. Deponering af CO2i undergrunden (CCS) er en af de teknologier, derkan medvirke til at nedbringe CO2-udledningerne til atmosfæren forholdsvist hurtigt.Energieffektivisering af olie- og gasindvindingen har i 2008 haft stor fokus. Den seneproduktion fra felterne er dyrere at indvinde såvel økonomisk som energimæssigt idetressourcerne er sværere tilgængelige. Klima- og energiministeren har derfor aftalt enhandlingsplan med de danske operatører om en styrket indsats for at reducere energi-forbruget offshore. Der bliver dermed også offshore gjort en indsats for at spare påenergiforbruget og mindske udledningen af CO2, og de nyeste tal viser, at det går denrigtige vej. Energieffektiviseringen af offshoresektoren vil fortsætte i 2009 og årenefremover.Energistyrelsen skal bidrage til at sikre, at den danske offshoresektor er blandt deførende i Nordsøområdet indenfor sikkerhed og sundhed. Opgaven løses gennemtilsyn med selskabernes ledelsessystemer og anlæg såvel offshore som onshore, oggodkendelser og regelfastsættelser sker i samarbejde med arbejdsmarkedet parter.København, juni 2009
Ib Larsen
Forord
3
4
INDHOLD
Forord1. Koncessioner og efterforskning2. Produktion og udbygning3. Anvendelse af undergrunden4. Miljø og klima5. Sikkerhed og sundhed6. Reserver7. Økonomi
36182631425764
OmregningsfaktorerBilag ABilag BBilag CBilag DBilag EProducerede og injicerede mængderProducerende felterReserveopgørelseØkonomiske nøgletalGældende økonomiske vilkår
747679120121122123124
Bilag F1Kort over dansk koncessionsområdeBilag F2Kort over dansk koncessionsområde– det vestlige område
Indhold
5
1
KONCESSIONER OG EFTERFORSKNINGDen fortsatte interesse for olie- og gasefterforskning i den danske undergrund har i2008 vist sig både ved tildelingen af en ny koncession samt to nye koncessionsansøg-ninger i Åben Dør området og en stigning i antallet af vurderingsboringer i forhold tilsidste år. Der er i Nordsøen endvidere gjort forsøg med en ny geofysisk undersøgel-sesmetode.Der befinder sig fortsat mange olie- og gasressourcer i den danske undergrund,og flere steder er der gjort fund, som kan vise sig at være af betydelig størrelse.Yderligere efterforskning, der kan bidrage til en bedre forståelse af områderne, er dogstadig vigtig. Fortsat forskning i ny teknologi samt afprøvning af nye efterforsknings-metoder har også stor betydning for Danmarks olie- og gasproduktion i fremtiden.SVANE FUNDET – MÅSKE DANMARKS STØRSTE GASFELTEn af de efterforskningsboringer, der har påvist kulbrinter, er Danmarks hidtil dybesteboring Svane-1A. Brønden blev boret i tilladelse 4/98 i 2001/2002, og fortroligheds-perioden på brønddata fra Svane-1A ophørte den 17. juni 2008. Yderligere vurderingeraf fundet kan meget vel påvise, at Svane fundet kan udvikles til Danmarks størstegasfelt.Svane-1A er boret i Tail End Graven i det nordøstlige område af den danske del afCentral Graven, se figur 1.1. Den blev boret som en lodret boring med et enkelt side-spor til en dybde af knap seks km og nåede et godt stykke ned i lag af sen jurassiskalder. Som Danmarks hidtil dybeste boring giver Svane-1A vigtig information omefterforskningspotentialet i de dybe dele af den danske Central Grav.
fig. 1.1Kort over det danske område af Nordsøen med placeringen af Svane-1A boringen i Tail End Graven, samt den omtrentlige udbredelseaf Svane fundet.
ForkastningLicens grænserSvane-1A boringenTail End Graven
Omtrentligudbredelse afSvane fundettDe
nssiBaeskan-DrskNo
Rin
4/98
gkøbing
-Fy
CentralGraven
nHø
jder
ygg
en
6�15'
6
Koncessioner og efterforskning
fig. 1.2Forsimplet lagsøjle fra Svane-1AboringenGeologisk tid
Kvartær
0
Der blev gjort fund af kulbrinter i form af gas og kondensat (se ordforklaringer iboks 1.1) i flere sandstenslag af Sen Jura alder i 5.400 til 5.900 m dybde, se figur 1.2.Svane-1A, der blev boret ca. 300 m dybere end oprindeligt planlagt, gennemboredemere end 630 m gasfyldt reservoir uden at nå hverken bunden af reservoirsandsteneneller gas/vandkontakten. På grund af den store dybde var det af boretekniske årsagerikke muligt at bore brønden dybere og nå til bunden af reservoiret. Gas og kondensatblev prøveproduceret fra de øverste reservoirintervaller, og sandsynligvis findes dertør gas i de nederste mere massive sandstenslag.Tykkelsen af det gasfyldte reservoir tyder på, at der er et effektivt overliggende segl,der har kunnet forhindre kulbrinterne i at strømme væk fra området. Derudoverviser resultaterne, at der findes en dybereliggende kildebjergart, der er under de rettetryk- og temperaturforhold til at danne gas, se boks 1.1. Geokemiske analyser fraprøveproduktionen peger på, at kilden til gassen er kulaflejringer. Kildebjergarten erderfor sandsynligvis kullag af Mellem Jura og Karbon alder, der findes endnu dybere iundergrunden.
Palæogen og Neogen
Dybde (m)1.0002.000
Lagsøjle
boks 1.1
3.000
OrdforklaringerEnkildebjergarter en bjergart, der indeholder så meget organisk materiale, at detunder de rette temperatur- og trykforhold omdannes til kulbrinter dvs. olie oggas.Enreservoirbjergarter en porøs bjergart, som kan indeholde vand, olie eller gasi hulrummene mellem mineralkornene, dvs. i porerne.Porøsitetangiver, hvormange porer og dermed hvor meget plads, der er til fluiderne i bjergarten, mensgennemtrængeligheden, der også kaldespermeabilitetangiver, hvor let fluidernekan passere gennem bjergarten.
Kridt
4.000
Hvis både gas, olie og vand findes i et reservoir vil gas ligge over olie, og olie villigge over vand på grund af deres forskellige massefylder. Kontakten mellem gasog olie eller gas og vand kaldesgas/væskekontakten.Når kulbrinter er dannet i en kildebjergart, vil en naturlig strømning begynde.Denne strømning kaldesmigration.Migrationen skyldes, at olie og gas er lettereend det vand, der i øvrigt befinder sig i porerne. Olie og gas søger derfor opad.Migrationen kan foregå i porer, i sprækker og langs forkastninger i de forskelligelag i undergrunden.Hvis kulbrinterne når en reservoirbjergart med etsegl,kan olien og gassen samlesunder seglet. Et segl kan være et overliggende tæt lag som f.eks. salt eller ler, somolien og gassen ikke kan passere igennem.Naturligt dannet gas består af en blanding af gasmolekyler med forskellig vægt.Hvis gassen kun indeholder lette molekyler kaldes dentør gas,mens den kaldesvåd gas,hvis den indeholder mange tunge molekyler. Når trykket og temperatu-ren falder, kondenserer de tunge molekyler til væske, der kaldeskondensat.
5.000Jura
?
6.000
SandstenKalkstenLersten
Koncessioner og efterforskning
7
De gennemborede dele af reservoiret indikerer, at Svane fundet kan vise sig at værestørre end Tyra feltet, der er det felt, der indtil videre har produceret mest gas iDanmark. Fortsætter reservoiret i Svane fundet endnu dybere, kan der ligge yderligereressourcer gemt i undergrunden.En af de største udfordringer i forbindelse med indvinding fra Svane fundet er kvali-teten af sandstensreservoiret. Reservoirkvaliteten bestemmes især af reservoirbjerg-artens porøsitet og permeabilitet, se boks 1.1. Svane-1A boringen viste lav porøsitetog permeabilitet i reservoirlagene, men seismiske data fra hele området indikerer at,reservoirkvaliteten i andre dele af strukturen, der endnu ikke er gennemboret, kan visesig at være bedre.Sandstenen, som udgør reservoiret i Svane fundet, er pga. den store dybde udsat for højetemperaturer og tryk. Dette har gjort sandstenen meget tæt og vanskeliggør produktionaf kulbrinter. En feltudbygning vil sandsynligvis kræve et stort antal dybe boringer medhydraulisk frakturering (trykopsprækning) af reservoiret. I andre dele af verden produce-res gas med stor succes netop vha. hydraulisk frakturering fra sandstensreservoirer, derer lige så tætte, som det reservoir, der blev fundet med Svane-1A boringen. På grund afde komplicerede reservoirforhold er Svane fundet stadig under vurdering.Med yderligere dataindsamling og studier til bedre forståelse af reservoirkvaliteteni hele Svane fundet samt teknologiske fremskridt indenfor udbygning og produk-tion af felter under høje temperaturer og højt tryk kan Svane fundet vise sig at bliveDanmarks største gasfelt.fig. 1.3Ændringer i Åben Dør områdeti 2008
ÅBEN DØR TILLADELSERTildelingen af en ny koncession og modtagelsen af to nye koncessionsansøgningeri Åben Dør området i 2008 bekræfter olieselskabernes fortsatte interesse for efter-forskning i den danske undergrund også uden for de traditionelle områder i Nordsøen,se figur 1.3.
boks 1.26�15'
Åben dør procedureI 1997 blev der indført en Åben Dør procedure for alle ikke-koncessionsbelagteområder øst for 6�15’ østlig længde, dvs. hele landområdet samt området offshoremed undtagelse af den vestlige del af Nordsøen. Området er vist i bilag F1.Modtager Energistyrelsen mere end en ansøgning til samme område gælderifølge udbudsvilkårene først-til-mølle-princippet. Det betyder, at Energistyrelsenbehandler den først modtagne ansøgning først.1/08
Ansøgning modtaget i 2008Ansøgning modtaget i 2008Ny tilladelse i 2008Øvrige tilladelser
I Åben Dør området er der ikke hidtil gjort kommercielle fund af olie eller gas.Kravene til arbejdsprogrammet i en Åben Dør ansøgning er derfor mere lempe-lige end i området i den vestlige del af Nordsøen, som dækkes af udbudsrunder.Olieselskaberne kan løbende inden for den årlige åbningsperiode fra den 2. januartil den 30. september søge om koncessioner.Koncessionskort samt invitationsskrivelse til Åben Dør proceduren kan findes påEnergistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.
8
Koncessioner og efterforskning
Klima- og energiministeren gav den 31. marts 2008 Danica Resources ApS (80 pct.)og Nordsøfonden (20 pct.) tilladelse til efterforskning og indvinding af olie og gas.Tilladelsen, der har nummer 1/08, dækker et område i den vestlige del af Østersøensamt landområder på Lolland-Falster og Langeland. Danica Resources ApS, der eroperatør for tilladelsen, er et dansk registreret selskab etableret i 2007.Den 18. september 2008 ansøgte Danica Jutland ApS, et nyoprettet dansk registreretselskab, om tilladelse til efterforskning og indvinding af olie og gas i henhold til ÅbenDør proceduren i et område i Midtjylland. Ansøgningen bliver nu behandlet af Energi-styrelsen. Under behandlingen er der løbende forhandlinger med ansøgeren.
Nordsøfonden – statsdeltager i danske olie- og gastilladelserFra første koncessionsrunde i 1984 har staten deltaget i alle tildelte tilladelser.DONG varetager statsdeltagelsen i tilladelser udstedt til og med 2004, mensrollen som statsdeltager i tilladelser udstedt fra og med 2005 varetages afNordsøfonden. Nordsøfonden er i dag 20 pct. partner i alle nyere danske olie- oggastilladelser – pt. 19 tilladelser.Nordsøfonden deltager i tekniske, økonomiske, juridiske og kommercielle drøftel-ser med operatøren og øvrige partnere i tilladelserne om, hvilke efterforsknings-og indvindingsaktiviteter, der skal iværksættes. Drøftelserne danner grundlag foren lang række beslutninger af betydning for fremtidige indtægter og udgifter.Det er Nordsøfondens mål at medvirke til at sikre staten et så højt økonomiskudbytte som muligt af fondens deltagelse. Nordsøfonden skal derfor være enaktiv og kompetent samarbejdspartner, der fremmer en sammenhængende ogomkostningsbevidst efterforskning og produktion i Danmark.Nordsøfonden har via sin brede deltagelse i tilladelserne kendskab til de mangerettighedshaveres aktiviteter og planer og kan herigennem bidrage til koordine-ring af viden om efterforskning og produktion af olie og gas i Danmark. Detteer til gavn for statens samlede viden om undergrunden og kan samtidig give etvæsentligt bidrag til rettighedshavernes beslutningsgrundlag.Ud over at deltage i alle nyere olie- og gastilladelser bliver Nordsøfonden i 2012også 20 pct. partner i Dansk Undergrunds Consortium (DUC) sammen medMærsk, Shell og Chevron. I de kommende år skal Nordsøfonden derfor opbyggeen organisation, der på kvalificeret vis kan varetage statens overtagelse af denneandel i DUC. Dette kræver bl.a., at fonden tilføres kommercielle kompetencermed henblik på det bedst mulige salg af en anseelig olie- og gasproduktion.Nordsøfonden er en lille organisation, der trækker på eksisterende statslig eksper-tise, herunder navnlig fra Energistyrelsen og GEUS samt ekspertviden fra denprivate olie- og gasindustri.Nordsøfonden deltager pr. 1. januar 2009 i følgende tilladelser:1/05, 2/05, 1/06, 2/06, 3/06, 4/06, 5/06, 6/06, 7/06, 8/06, 9/06, 11/06, 12/06, 13/06,14/06, 1/07, 2/07, 3/07 og 1/08.
Koncessioner og efterforskning
9
Den 30. september 2008 indsendte GMT Exploration Company LLC og Jordan DanskCorporation en koncessionsansøgning til et område, der for størstedelens vedkom-mende overlapper med det område, som Danica Jutland ApS den 18. september2008 indgav ansøgning om. Da først-til-mølle-princippet gælder inden for Åben Dørområdet, behandler Energistyrelsen kun den først indsendte ansøgning, se boks 1.2.Den 9. april 2009 trak GMT Exploration Company LLC og Jordan Dansk Corporationansøgningen tilbage.fig. 1.4Ændringer i området vest for6�15' østlig længdei 2008
NABOBLOK ANSØGNINGDONG E&P har søgt Energistyrelsen om tilladelse til at efterforske et koncessionsfritområde i Nordsøen. Området er såkaldt naboblok til tilladelse 4/98, se figur 1.4.Klima- og energiministeren har besluttet at indlede en såkaldt naboblokprocedure, dergiver alle nabo-rettighedshaverne mulighed for at søge om tilladelse til området, medhenblik på at tildele en tilladelse til efterforskning og indvinding af olie og gas.
6�15'
Del af 9/95
Del af 4/95
Del af 4/9810/06
Energistyrelsen har derfor inviteret rettighedshaverne til alle tilstødende tilladelser tilsenest den 4. maj 2009 at ansøge om tilladelse til efterforskning og indvinding af olieog gas for området.
TilbageleveringTilladelserNaboblok ansøgning
NaboblokprocedureNaboblokproceduren giver rettighedshaveren til en tilladelse mulighed for at søgeom en naboblok, hvis et prospekt eller et fund strækker sig uden for tilladelseni et område, der ikke i forvejen er dækket af en tilladelse. Hvis betingelserne forat søge om en naboblok er opfyldt, kan der indledes en naboblokprocedure. Ien naboblokprocedure får rettighedshaverne til alle øvrige tilstødende områdermulighed for også at indsende en ansøgning om tilladelse til efterforskning ogindvinding af olie og gas.
ÆNDRINGER AF TILLADELSEREnergistyrelsen skal godkende alle overdragelser og forlængelser af tilladelser samtvilkårene herfor.Koncessionsoversigten på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk, opdateresløbende og indeholder beskrivelser af alle ændringer i form af forlængelser, over-dragelser af andele og arealtilbageleveringer.Endvidere henvises til bilag F1 og bilag F2, der viser tilladelserne i det danske kon-cessionsområde.OverdragelserTalisman Oil Denmark Limited har overdraget deres 24 pct. andel i tilladelse 13/06til Talisman Energy Denmark AS, et datterselskab af Talisman Energy Norge AS.Overdragelsen havde effekt fra den 31. december 2007. Talisman Oil Denmark Limitedhavde herefter kun andel i tilladelse 6/95. Norwegian Energy Company ASA (Noreco)overtog med virkning fra den 1. januar 2008 Talisman Oil Denmark Limited og dermed30 pct. andel i tilladelse 6/95. Efterfølgende er navnet Talisman Oil Denmark Limited,den 19. juni 2008, ændret til Siri (UK) Limited.
10
Koncessioner og efterforskning
Med virkning fra den 1. januar 2008 har Bayerngas Danmark ApS overtaget Petro-Canada Denmark GmbH´s andel på 25 pct. i tilladelserne 4/98 og 5/98 samt deres20 pct. andel i tilladelse 1/06. Efterfølgende har Energistyrelsen godkendt BayerngasDanmark ApS´s overdragelse af andele på 10 pct. i tilladelse 5/98 samt 8 pct. i til-ladelse 1/06 til DONG E&P A/S. Bayerngas Danmark ApS har ikke tidligere deltaget ikoncessioner på dansk område.Altinex Oil Denmark har med virkning fra den 28. april 2008 overtaget ChevronDenmark Inc.´s 12 pct. andel i tilladelserne 9/95 og 9/06.Shell Olie- og Gasudvinding Danmark B.V. (Holland) Dansk Filial har overdraget sinandel på 36,8 pct. i tilladelserne 9/95 og 9/06 til Danoil Exploration A/S (10 pct.) medvirkning fra den 16. december 2008 og til PA Resources AB (26,8 pct.) med virkning fraden 23. december 2008.Jordan Dansk Corporation har overdraget 55 pct. af andelen i tilladelse 2/07 til GMTExploration Company LLC. Efter overdragelsen er Jordan Dansk Corporation´s andel itilladelsen 25 pct. Overdragelsen, der blev godkendt den 7. april 2008, havde effekt fraden 27. september 2007 og omfattede også overdragelse af operatørskabet i tilladel-sen fra Jordan til GMT.
Vilkår for tilladelserTilladelse til efterforskning og indvinding af kulbrinter (koncessioner) gælder somudgangspunkt for en periode af 6 år. Hver tilladelse indeholder et arbejdsprogram,som nærmere beskriver den efterforskning rettighedshaveren skal udføre, herun-der tidsfrister for de enkelte undersøgelser og efterforskningsboringer. Enkeltetilladelsers arbejdsprogram kan indeholde bestemmelser om, at rettighedshaverenpå et nærmere fastsat tidspunkt før den 6-årige periode udløber, enten skal tilba-gelevere tilladelsen eller forpligte sig til at udføre f.eks. en efterforskningsboring.Ved tilladelsens udløb kan Energistyrelsen forlænge en tilladelse med op til 2 årad gangen, hvis rettighedshaveren, efter at have udført det oprindelige arbejds-program, vil påtage sig yderligere forpligtelser til at efterforske. Kun undtagelses-vist kan efterforskningsperioden forlænges ud over 10 år. En sådan forlængelsekan f.eks. gives, når det er hensigtsmæssigt at rettighedshaveren får tid til atafklare produktionsmulighederne for et marginalt fund.Data, som selskaber indhenter i medfør af tilladelser efter undergrundsloven,omfattes generelt af en 5-årig fortrolighedsperiode. Hvis en tilladelse ophø-rer, begrænses fortrolighedsperioden dog til 2 år. Når fortrolighedsperioden erophørt, får andre olieselskaber adgang til de indhentede data. På den måde kanselskaberne forbedre deres kortlægning af undergrunden og deres vurderinger afmulighederne for efterforskning i områderne.De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland (GEUS) for-midler alle frigivne oplysninger fra boringer, seismiske undersøgelser m.v. indhen-tet i forbindelse med efterforsknings- og indvindingsaktiviteter.
Koncessioner og efterforskning
11
ForlængelserEn forudsætning for en forlængelse af en tilladelse er, at rettighedshaveren forpligtersig til at foretage yderligere efterforskningsarbejde i det pågældende område.Energistyrelsen har i 2008 forlænget efterforskningsperioden for fire tilladelser, alle iden vestlige del af det danske område.Efterforskningsperioden for tilladelse 6/95 med DONG E&P A/S som operatør erforlænget frem til den 15. november 2009.Efterforskningsperioden for tilladelse 9/95 med Mærsk Olie og Gas AS som operatører, efter tilbagelevering af den sydlige del af området, forlænget med et år til den1. januar 2010. Tilbageleverede områder kan ses på figur 1.4.Efterforskningsperioden for tilladelse 4/98 med DONG Central Graben E&P Ltd.som operatør blev den 11. juni 2008 forlænget i 6½ måned til den 1. januar 2009. Den18. december 2008 er tilladelsen, efter tilbagelevering af den sydlige del af området,forlænget med yderligere to år frem til den 1. januar 2011.Efterforskningsperioden for tilladelse 5/98 med DONG E&P A/S som operatør erforlænget frem til den 15. juni 2010.Ophørte tilladelser og areal-tilbageleveringerUd over de ovennævnte tilbageleveringer af dele af arealet i tilladelse 9/95 og 4/98(se afsnittet om forlængelser) blev en mindre del af tilladelse 4/95 tilbageleveret, ogtilladelse 10/06 ophørte i 2008. De tilbageleverede områder fremgår af figur 1.4.I tilladelse 4/95 blev et mindre område tilbageleveret den 29. januar 2008 i forbindelsemed revision af feltafgrænsningen for Nini feltet. Den nye feltafgrænsning kan ogsåses på figur 2.1 i afsnittet Udbygning og produktion. DONG E&P A/S er operatør fortilladelsen.Tilladelse 10/06, der omfattede et område i den syd-østlige del af Central Graven,ophørte den 22. maj 2008. Mærsk Olie og Gas AS var operatør for tilladelsen.fig. 1.5Indsamlede geofysiske data iperioden 2000-2008km3.0002.5002.0001.5001.0005001.00050000002040608km22.0001.500
FORUNDERSØGELSERNiveauet for indsamling af 2D seismik var højere i 2008 end i 2007, mens indsamlingaf 3D seismik var noget lavere end i det foregående år. Til gengæld blev der i 2008 forførste gang på dansk område indsamlet CSEM data, som er forklaret nærmere i boks1.3. Figur 1.5 viser en oversigt over indsamlet 2D og 3D seismik samt CSEM data iperioden fra 2000-2008.Geofysiske undersøgelser udført vest for 6�15´østlig længde i 2008 kan ses på figur 1.6.Mærsk Olie og Gas AS har med OHM Surveys som indsamlingsentreprenør udført denførste CSEM undersøgelse på dansk område. Der blev indsamlet 110 km CSEM data iDet Sammenhængende Område (DSO) og tilladelse 8/06.StatoilHydro udførte i 2008 en 3D seismisk undersøgelse i den norske del af Nord-søen med Fugro Geoteam som indsamlingsentreprenør. En mindre del på 91 km� afundersøgelsen strakte sig ind på dansk område i nærheden af tilladelse 4/95.
0
2D seismik i km3D seismik i km2CSEM i km
12
Koncessioner og efterforskning
fig. 1.6Geofysiske undersøgelser foretaget vest for 6�15' østlig længde i 2008
ST0807-Kasper-sknsDake
inssBa
tDe
rNo
HornenGr av
Cernt
Ringkøbing-Fyn
Højd
eryg
gen
ralGraenntravCel G
a
fig. 1.7Forundersøgelser foretaget øst for6�15' østlig længde i 2008
vbn6�15'
DUC 08
CSEM undersøgelse i 20083D seismik i 1981-20073D seismik i 2008
Forundersøgelser foretaget øst for 6�15´østlig længde kan ses på figur 1.7.Vattenfall A/S fik den 1. februar 2008 en forundersøgelsestilladelse dækkendehele det danske område for at kunne undersøge, om der findes geologiske struk-turer, der er egnede til CO2-lagring. Vattenfall fokuserede i 2008 på et landområdei Nordvestjylland, hvor de med Deutsche Montan Technologie som indsamlings-entreprenør indsamlede 238 km 2D seismik. Vattenfall A/S fik i februar 2009 for-længet forundersøgelsestilladelsen frem til den 14. april 2010.Vattenfall 08
DONG E&P fik den 1. februar 2008 en forundersøgelsestilladelse dækkende heledet danske område for at kunne undersøge om der findes geologiske strukturer, derer egnede til CO2-lagring. DONG E&P har endnu ikke gennemført undersøgelser iforbindelse med tilladelsen.DONG E&P A/S har i tilladelse 3/07 i Nordvestjylland foretaget en geokemisk under-søgelse i samarbejde med GORE Surveys. Dette er gjort ved at nedsætte 256 enhederi jorden og i havbunden. Enhederne, som kan opfange spor af kulbrinter, er efterfølg-ende genindsamlet og analyseret geokemisk. DONG E&P A/S foretager nu yderligeretolkning af data fra de geokemiske undersøgelser.
Aalborg2D seismik i 2008Geokemiske undersøgelser
Koncessioner og efterforskning
13
boks 1.3
CSEM, Controlled Source ElectroMagneticCSEM er en nyere marin undersøgelsesmetode der indtil for bare få år siden ansåsfor udelukkende at kunne anvendes på vanddybder over ca. 200 meter. Nyereindsamlingsteknikker og bedre databehandlingsmetoder har nu gjort det muligtat foretage undersøgelser på lavere vanddybder med gode resultater. Dermed kanmetoden også bruges på dansk område.CSEM metoden bygger på, at kulbrinteholdige sedimentære lag har lav elektriskledningsevne, mens vandmættede sedimentære lag har høj elektrisk ledningsevne.Under de rette betingelser kan man derfor ved hjælp af CSEM metoden skelnemellem kulbrinteholdige og vandholdige strukturer i undergrunden og dervedmindske risikoen for at bore en tør boring.Lag af f.eks. salt eller tætte bjergarter som basalt kan have en elektrisk lednings-evne som ligner kulbrintefyldte sandstens meget. Dette kan gøre tolkningen afdata kompliceret, især hvis området, der undersøges, i forvejen er dårligt kendt.Derudover har CSEM data en lav opløsning, der hurtigt bliver dårligere med dyb-den i undergrunden. Det er derfor vigtigt at tolkningen af CSEM data integreresmed data med højere opløsning som fx 3D seismik.Ved CSEM undersøgelser trækkes en elektrisk kilde (en sender) tæt hen over hav-bunden. Kilden udsender kontrolleret elektromagnetisk energi, der udbreder siggennem undergrunden. Dermed induceres et elektrisk felt i lagene i undergrunden,og signalet fra dette registreres af modtagere, der på forhånd er placeret på havbun-den. Modtagerne, der indsamles og genanvendes, når dataindsamlingen er afsluttet,registrerer oplysninger om den elektriske ledningsevne af strukturer i undergrunden.Der forskes meget i elektromagnetiske teknologier til brug i kulbrinteefterforsknin-gen i øjeblikket, og CSEM er en metode, der vinder mere og mere indpas verden over.
BORINGERDer blev i 2008 udført i alt syv efterforsknings- og vurderingsboringer, hvilket er treboringer mere end i 2007. Placeringen af boringerne samt en sammenligning af antalefterforsknings- og vurderingsboringer i perioden fra 2000-2008 er vist på figur 1.8.Vurderingsboringer på felterne er endvidere vist på feltkortene i bilag B.På Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk, findes en oversigt over samtlige danskeefterforsknings- og vurderingsboringer.EfterforskningsboringerSiri-6 (5604/20-10)DONG E&P A/S har som operatør for tilladelse 6/95 boret efterforskningsboringenSiri-6 ca. 4 kilometer vest for Siri feltet i den danske del af Nordsøen. Boringen blevpåbegyndt den 21. december 2008 og afsluttet den 30. januar 2009.Siri-6 blev boret som en lodret boring og sluttede i kalklag af Danien alder i en dybdeaf 2.225 m under havbunden. Boringen fandt sandstensreservoir i Paleocæne lag, mender blev ikke gjort fund af kulbrinter. Der blev udtaget kerneprøver i boringen og fore-taget målinger til brug for en nærmere vurdering af boringen.
14
Koncessioner og efterforskning
fig. 1.8Efterforsknings- og vurderingsboringer foretaget i 2008vest for 6�15' østlig længde
Nuværende tilladelser
Gita-1X9/95
sinasBkeSiri-6nsDak-orstNDe6/959/06
Efterforsknings- og vurderingsboringerforetaget fra 2000-2008Antal108
7/89RIGS-4
64
Central Graven
2/06
Rin
gkø
2
bin
VBA-8XBO-3XTSEA-3B
g-FynHøjd
0
00
02
04
06
08
eryg
gen
EfterforskningsboringerVurderingsboringer
HDE-1X
6�15'
A.P. Møller - MærskDet SammenhængendeOmråde
Da ikke alle selskaberne i tilladelse 6/95 ønskede at deltage i boringen, blev den kunudført af DONG E&P A/S og Altinex Oil Denmark A/S som en såkaldt ”sole risk”boring. Derved deltog Siri (UK) Limited, som er det sidste selskab i tilladelsen, ikke iboringen.Gita-1X (5604/22-05)Som operatør for tilladelserne 9/95 og 9/06 har Mærsk Olie og Gas AS boret efter-forskningsboringen Gita-1X ca. 10 kilometer syd for Harald feltet i den danske del afNordsøen. Borearbejdet blev påbegyndt den 16. december 2008 og afsluttet den 21.april 2009.Gita-1X blev boret som en lodret boring og sluttede i lag af Mellem Jura alder i endybde af 5.162 m. Boringen fandt mellem jurassiske sandstenslag med indhold afkulbrinter. Der blev foretaget en række målinger til brug for en nærmere vurdering afresultatet af boringen.Boringen blev udført i samarbejde mellem rettighedshaverne i tilladelse 9/95 og dentilstødende tilladelse 9/06. De to grupper deltog hver med 50 %.
Koncessioner og efterforskning
15
fig. 1.9Illustration af inddelingen af detdanske koncessionsområde. 5505/13-11(HDE-1X) er boret inden for det markeredeområde.
56� 00´00”155� 52´30”555� 45´00”955� 37´30”1355� 30´ 00”1755� 22´30”2155� 15´00”2555� 07´30”2955�00´00”30313226272822232414101112678234
BoringerBoringer i undergrunden kan generelt opdeles i to grupper, nemlig efterforsknings-og vurderingsboringer samt indvindingsboringer. Efterforsknings- og vurderings-boringer udføres for at undersøge om en kortlagt struktur indeholder olie og gasog for i givet fald at afgøre, hvor stor forekomsten er, mens formålet med ind-vindingsboringer er at producere kulbrinterne fra en forekomst.Alle danske efterforsknings- og vurderingsboringer nummereres ud fra et over-ordnet system. Som eksempel har vurderingsboringen HDE-1X nummeret5505/13-11. De første seks cifre angiver brøndens geografiske placering i detdanske koncessionsområde, se figur 1.9. Det danske koncessionsområde er inddelti blokke på baggrund af det geografiske koordinatsystem (Europæisk datum 1950).Overordnet er området inddelt med hele længdegrader og hele breddegrader. 5505angiver således, at der er tale om den blok, der ligger mellem 55� og 56� N og 5� og6� Ø. Hver af disse blokke er yderligere opdelt i 32 mindre blokke, og de næste tocifre angiver, hvilken af disse mindre blokke, brønden er boret i. De sidste cifre erløbenummeret for boringer i den konkrete blok. HDE-1X er derfor efterforsknings-og vurderingsboring nummer 11 indenfor blok 5505/13.Indvindingsboringer omfatter både produktionsboringer og injektionsboringer.Produktionsboringerne fører olie, gas og vand til overfladen, mens der i injektions-boringerne sendes vand eller gas ned i reservoirerne for at presse olie hen modproduktionsboringerne og derved øge indvindingen. Indvindingsboringerne num-mereres efter det anlæg, de er boret fra.
05�00”
05� 15”
05� 30”
05� 45”
5505
15
16
18
19
20
06� 00”
VurderingsboringerHDE-1X (5505/13-11)Mærsk Olie og Gas AS udførte i februar 2008 en lodret vurderingsboring nordøst forden eksisterende udbygning af Halfdan oliefeltet i Det Sammenhængende Område(DSO) i Nordsøen. Boringen sluttede i Øvre Kridt kalklag og havde til formål atundersøge reservoirkvalitet og kulbrintemætninger. Boringen viste tilstedeværelse afkulbrinter.Bo-3X (5504/11-5)Fra marts til april 2008 udførte Mærsk Olie og Gas AS, som led i den videre udbygningaf Valdemar-Bo feltet, boringen af Bo-3X brønden syd for Valdemar området i DetSammenhængende Område. Bo-3X blev boret som en lodret vurderingsboring og slut-tede i Nedre Kridt kalklag. Boringen viste tilstedeværelse af kulbrinter, og studier ernu i gang med henblik på at undersøge muligheden for indvinding i området.Rigs-4/4A (5604/30-5)Hess Danmark Aps påbegyndte den 3. juli 2008, som operatør for selskaberne i tillad-else 7/89 og 2/06, Rigs-4/4A boringen sydøst for Syd Arne feltet. Rigs-4/4A blev boretsom en næsten lodret boring og sluttede i lerlag af Tidlig Kridt alder i 2.968 metersdybde under havets overflade. Boringen fandt kalklag af Sen Kridt alder med indholdaf olie. Der blev udtaget kerneprøver i boringen og desuden udført en sideboringca. 1 kilometer mod sydøst for at vurdere udstrækningen af de olieholdige lag. Resul-taterne fra boringen skal nu vurderes nærmere.
16
Koncessioner og efterforskning
VBA-8XA (5504/7-15)I forbindelse med udbygning af Valdemar-Bo feltet udførte Mærsk Olie og Gas AS fraoktober til november 2008 en vurderingsboring i den øvre del af kalken i Bo områdetaf feltet. Boringen blev boret som en afbøjet boring og er efterfølgende blevet færdig-gjort som gasbrønd.TSEA-3B (5504/12-14)Mærsk Olie og Gas AS påbegyndte i november 2008 en vurderingsboring i den sydøst-lige del af Tyra feltet i Det Sammenhængende Område. Boringen blev udført som enafbøjet boring og sluttede i kalklag af Danien alder. Formålet var at vurdere oliefore-komsten i de øvre kalklag.TSEA-3B blev efterfølgende lukket permanent, og en gasproduktionsbrønd, TSEA-3D,blev boret som et sidespor i nordlig retning mod Tyra feltet, se kapitel 2:Produktion ogudbygning.
Koncessioner og efterforskning
17
2
PRODUKTION OG UDBYGNINGI 2008 har olieselskaberne fortsat bevaret interessen for at investere i indvinding afolie og gas fra den danske undergrund. En medvirkende årsag har været verdensmar-kedets høje oliepris, der toppede i juli måned 2008 med en pris på omkring 148 US$pr. tønde.De fleste danske felter har passeret perioden med maksimal produktion med denanvendte teknologi. Hvis interessen for olie- og gas produktion fra de eksisterendefelter i Danmark skal bevares fremover, er der behov for udvikling af ny teknologi såle-des, at det bliver muligt at indvinde de mere sværttilgængelige olie- og gasressourcer,som i dag efterlades i undergrunden.PRODUKTIONEN I 2008Alle producerende olie- og gasfelter i Danmark er placeret i Nordsøen, se figur 2.1.Der er i alt 19 felter af varierende størrelse. Produktionsanlæggenes placering og devigtigste rørledninger til produktion og injektionsvand kan ses på figur 2.2. Platforms-komplekserne på de enkelte felter er beskrevet og vist i bilag B.Indvindingen af olie og gas varetages af tre operatører; DONG E&P A/S, HessDenmark ApS og Mærsk Olie og Gas AS. Samlet er i alt 10 selskaber partnere i de pro-ducerende felter, og de enkelte selskabers andel af produktionen kan ses på figur 2.3.
fig. 2.1Danske olie- og gasfelter
Nini
6 15'
0
Siri
CecilieLulitaHaraldAmalie
Freja
SvendSyd Arne
Boje området
ValdemarEllyRoar
A ddaT yraTyra SØSif og Igorområderne
Producerende oliefeltProducerende gasfeltKommercielt oliefeltKommercielt gasfeltLicensområderFeltafgrænsningRolfGo rmDagmarSkjold
HalfdanDanAlmaRegnar
K ra ka
6 15'
0
18
Produktion og udbygning
Indvindingen i den danske del af Nordsøen kom i 2008 fra i alt 283 produktions-brønde (204 olie, 79 gas). Herudover var 111 injektionsbrønde (4 gas, 107 vand) aktive.I forhold til 2007 er antallet af produktionsbrønde steget ca. 10 pct., og antallet afinjektionsbrønde er faldet ca. 11 pct. Antallet af brønde her kan afvige fra antalletangivet i bilag B. Dette skyldes at, enkelte brønde kan have fungeret både som injek-tionsbrønd og som produktionsbrønd i løbet af året. Bilag B angiver status for antalletaf brønde ved årsskiftet.
fig. 2.2Placering af produktionsanlæg i Nordsøen 2008
Ninikm
7 kmPlanlagt
Nini ØstPlanlagt
32
Siri13km
CecilieLulitaHarald
km
Gas (29 km)
20
Svend
Gas(
26
0
km)
)km80s(Ga
65
Syd Arne
Valdemar
16 km
km
til
Ny
bro
til NybroRoarTyra)Gas (235 km
Tyra Sydøstkm)Olie (33033
riciatil Frede
Rolf
27
Oliefelttil NOGAT
GormDagmarGas (29 km)
km
km
19km
GasfeltOlieledningGasledningFlerfaseledningRørledninger ejet af DONGRørledning ejet 50 pct. af DONGog 50 pct. af DUC selskaberne
HalfdanSkjold26 km
Dan
KrakaRegnar
Produktion og udbygning
19
fig. 2.3Selskabsmæssig fordeling afolieproduktionenpct.40
Produktion af olie og gas fra de enkelte felter er angivet i bilag A. Gasproduktionen eropdelt i salgsgas, injektionsgas, gas til brændstof samt afbrændt gas. Ligeledes er der ibilag A angivet tal for produktion og injektion af vand samt CO2-udledning.Produktionstal for hvert år siden produktionsstarten i 1972 kan findes på Energi-styrelsens hjemmeside, www.ens.dk.OlieproduktionenI 2008 blev der produceret 16,7 mio. m� olie, hvilket er et fald på 7,8 pct. i forhold til i2007.Olieproduktionen toppede i 2004 med 22,6 mio. m�. Dermed fortsætter produktionenfra den danske del af Nordsøen som forventet med at være aftagende. Produktioneni 2008 var dog større end forventet i prognoserne for 2008. Produktionens historiskeforløb gennem de seneste 25 år er vist i figur 2.4.Hvis faldet i produktionen skal vendes kræver det nye investeringer. Investeringernekan være i form af udvikling af ny produktionsteknologi, der øger indvindingsgraden,samt efterforskning, der fører til nye fund, som kan udbygges sammen med alleredegjorte fund.I dag er der produceret ca. 20 pct. af de kendte ressourcer i den danske undergrund.Det forventes, at der kan produceres mindst 6 pct. yderligere, hvilket vil efterlade godt70 pct. af olieressourcerne i undergrunden. Denne resterende del af olien betragtessom svær eller umulig at producere med den produktionsteknologi, der anvendes i dag.Historisk set er indvindingsgraden tidligere øget ved hjælp af teknologiudvikling.Indvindingen fra de danske oliefelter i Nordsøen foregik de første år ved naturlig dræ-ning af felterne. Naturlig dræning kaldes også primær indvindingsmetode. Omkringmidten af 1980’erne blev de sekundære indvindingsmetoder indført. De sekundæreindvindingsmetoder er baseret på brug af lange vandrette brønde og vandinjektion oghar gennemgået en løbende udvikling siden indførelsen. Det har ført til en forøgelseaf indvindingsgraden fra 5-10 pct. til de ca. 30 pct., som er på flere felter i dag. Figur2.5 viser en status for indvindingsgraden fordelt på de enkelte felter.
30
20
10
040,0ShellA.P. Møller-33,9MærskChevron13,0DONG E&PHess5,13,9Altinex Oil 2,0Siri (UK)1,1
RWE-DEA 0,7Altinex0,1Petroleum0,1Danoil
fig. 2.4Produktion af olie og gas25
20
15
10
5
0
84
86
88
90
92
94
96
98
00
02
04
06
08
Olieproduktion mio. m3
Gasproduktion, salgsgas mia. Nm3
20
Produktion og udbygning
fig. 2.5Status for indvindingsgraden på danske oliefelter 2008pct.100
80
60
40
20
0
Kraka
orm
Lul ita
iRegnar
an
alfdan
Svend
Cecili e
agmar
Skjold
Akkumuleret produktion pct.Producerbare ressourcer (reserver) pct.Svært producerbare ressourcer pct.
Flere steder i verden anvendes allerede en ny generation af indvindingsteknologi, derkaldes tertiære indvindingsmetoder eller EOR, se boks. 2.1. EOR benyttes endnu ikke iDanmark, men der forskes i, hvordan EOR kan anvendes på de danske felter, således atdet bliver muligt at producere en del af de ca. 70 pct., som ikke kan produceres i dag.boks 2.1
Forbedret olieindvinding (EOR)EOR er en forkortelse af ”Enhanced Oil Recovery”, som betyder forbedret olie-indvinding.EOR beskriver den næste generation af indvindingsteknologi, hvor oliens egen-skaber ændres, således at den bliver mere letflydende og dermed nemmere atproducere.Der foregår et omfattende forsknings- og udviklingsarbejde for at finde nye EORmetoder, men EOR benyttes endnu ikke i Danmark til at øge indvindingen frafelterne.For at få et overblik over kendte EOR-metoder fra resten af verden har Nordsø-fonden, Energistyrelsen og Mærsk Olie og Gas AS i fællesskab fået udarbejdet enrapport med en uafhængig vurdering af de eksisterende globale erfaringer medforskellige EOR-metoder. Rapporten viser, at den eneste gennemprøvede EOR-metode, der kan være anvendelig på danske felter, er injektion af CO2.EOR-rapporten kan findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.
GasproduktionenI 2008 blev der produceret 9,9 mia. Nm� gas, hvoraf salgsgassen udgjorde 8,9 mia. Nm�.Salgsgas beregnes her som den del af gassen, der kan anvendes til salg. Produktionen er1 pct. mindre end i 2007, hvorimod mængden af salgsgas er steget med 11 pct. i forholdtil i 2007. Det historiske forløb for salgsgas gennem de seneste 25 år er vist på figur 2.4.
Valdemar
G
Syd
D
H
Arne
Rolf
D
N
Siri
in
Produktion og udbygning
21
Gasinjektionen faldt i 2008 på grund af det højere salg af naturgas og var således0,2 mia. Nm�. Til sammenligning blev der i 2007 injiceret 1,1 mia. Nm�.Tyra feltet fungerer som en såkaldt svingproducent. Det vil sige, at gas fra andre felterkan injiceres i Tyra feltet i perioder med lavt gasforbrug og dermed lavt salg af gas,f.eks. om sommeren. Når efterspørgslen på gas stiger, produceres den injicerede gasigen fra Tyra feltet.Behovet for at have en svingproducent kommer af, at produktionen på felternegenerelt ikke uden videre kan reduceres i perioder. Det skyldes dels reservoirmæssigehensyn, dels at udstyret på anlæggene har en begrænset levetid.Tyra feltet har desuden nogle reservoirmæssige forhold, der gør det fordelagtigt forfeltets produktion, at det fungerer som svingproducent. Den injicerede tørre gas (seboks 1.1 i kapitel 1:Koncessioner og efterforskning)medvirker til at forsinke tryktabet ifeltets gaskappe, hvorved olieindvindingen fra Tyra feltet optimeres.Den del af gasproduktionen, der ikke sælges, anvendes primært som brændstof tilenergiforsyningen på platformene. En mindre del af gassen afbrændes uden nytte-virkning (flaring) af tekniske og sikkerhedsmæssige årsager. Forbrug og afbrændingaf gas uden nyttevirkning er beskrevet i kapitel 4:Miljø og klima,samt i bilag A.UDBYGNING I 2008Flere af de eksisterende felter blev yderligere udbygget i 2008. Samlet er der boret14 nye brøndspor til indvinding, en vandinjektionsbrønd og fem vurderingsboringer.En af vurderingsboringerne er efterfølgende konverteret til en gasproduktionsbrønd.Dermed har boreaktiviteten været på samme niveau som i 2007. De nye boringer ogde øvrige udbygnings- og vedligeholdelses aktiviteter repræsenterer en samlet investe-ring på 6,1 mia. kr. Dermed forbliver investeringsniveauet på samme høje niveau som i2007, hvor investeringerne udgjorde 6,5 mia. kr.I bilag B findes figurer med udbygnings- og investeringsaktiviteter for hvert felt.Igangværende udbygning og godkendte udbygningsplanerDagmar feltetDagmar feltet har ikke produceret regelmæssigt siden 2005, hvor vandandelen af pro-duktionen nåede 98 pct. Reservoirets specielle produktionsegenskaber har resulteret iat kun 5 pct. af de tilstedeværende oliemængder er produceret. Det svarer til den olie,der fandtes i Dagmar feltets sprækkesystem.Energistyrelsen modtog i 2008 en redegørelse fra operatøren om feltets fremtid.Operatøren er i gang med en revurdering af feltets potentiale, og der forventes i 2009en afklaring af, om feltet udbygges eller lukkes permanent. Lukkes feltet permanent,kan Dagmar således blive det første danske anlæg, som skal fjernes helt. Fjernelse afinstallationer er beskrevet i kapitel 4:Miljø og klima.Dan feltetFra Dan FF platformen er to olieproduktionsbrønde, MFF-34 og MFF-33A, boret afboreplatformen Energy Enhancer. Begge brønde dræner Dan feltets sydvestlige flankeog er placeret i et reservoir af Øvre Kridt alder. De to brønde, der er de sydligste i
22
Produktion og udbygning
brøndmønsteret på Dan feltets vestlige flanke, blev begge er sat i produktion medio2008. På sigt er det planen at MFF-33A skal konverteres til en vandinjektor.Endvidere er der udført vedligeholdelses arbejde på fem af feltets ældre brønde: toolieproduktionsbrønde (MFB-10 og MFB-13) og tre vandinjektionsbrønde (MFB-4C,MFB-6B og MFB-14B).Gorm feltetGrundet vedligeholdelsesarbejde har anlæggene på feltet være lukket ned i 2½ uge.De felter, som benytter Gorms behandlingsfaciliteter, har derfor også været lukketned i samme periode.Halfdan feltet (inkl. Sif og Igor)I den nordøstlige del af Halfdan feltet har boreplatformen Ensco 71 stået ved den nyeHCA platform hele året. Der er boret fire brønde (HCA-7ML, HCA-3ML, HCA-2ML ogHCA-6). Brøndene, der er boret i et spiralmønster i reservoiret af Danien alder, er allegasproduktionsbrønde. HCA-7ML, HCA-3ML og HCA-2ML er mulitlaterale brønde, seboks 2.2. HCA-7ML blev påbegyndt i 2007, hvor det første brøndspor blev udført. Detandet brøndspor er udført i 2008.I området mellem HBA og HCA platformene blev vurderingsboringen HDE-1X boret,for flere detaljer se kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.Den fjerde fase af Halfdan udbygningen blev godkendt i juni 2008. Udbygningsplanenomfatter bygning af en ny platform, HBD, med anlæg til behandling af væske- oggasproduktion. Kapaciteten bliver på 240.000 tønder væske pr. dag og separation af80.000 tønder olie pr. dag. Det nye anlægs gasseparationskapacitet vil være på 6,7 mio.Nm� pr. dag. Den nye platform vil blive broforbundet til det eksisterende Halfdan Banlæg, der samtidig ombygges til bemandet drift.Udbygningsplanen for Halfdan fase 4 omfatter endvidere boring af op til 12 nyebrønde. Som led i dette blev der i april 2008 installeret et brøndhovedmodul medboks 2.2
Multilaterale brøndeEn brønd med to eller flere brøndspor i reservoiret kaldes en multilateral brønd.Til en multilateral brønd anvendes kun et enkelt brøndhoved på platformen. Frahavbunden og ned til toppen af reservoiret etableres brønden som en almindeligenkelt boring.Fra toppen af reservoiret bores først et brøndspor i reservoiret. Herefter etableresder en boring ud gennem brøndens sidevæg, og der bores endnu et brøndspor ireservoiret. Dermed får brønden to fungerende brøndspor i reservoiret.Teknikken giver mulighed for at producere fra en større del af reservoiret med etmindre antal brønde og dermed reducere omkostningerne.Multilaterale brønde er velegnet til forholdene i Nordsøen.
Produktion og udbygning
23
ti brøndstyr på HBB stigrørsplatformen. Syv nye brønde er planlagt boret fra HBBplatformen i 2009. I april 2009 modtog Energistyrelsen en opdateret udbygningsplan,hvoraf det fremgår, at der nu kun forventes fem boringer udført.I december 2008 modtog Energistyrelsen en ansøgning om udbygning af Halfdanfeltet med yderligere to multilaterale brønde (se boks 2.2) øst for HCA. Brøndene skalbores i fortsættelse af det eksisterende spiralformede brøndmønster ved HCA platfor-men i Igor området. Ansøgningen blev behandlet og godkendt primo 2009.Der har været gennemført vedligeholdelses arbejde på Halfdans gaskompressorer i juliog september med deraf følgende nedlukninger, som har påvirket produktionen frafeltet.Nini feltetI november 2007 ansøgte operatøren om tilladelse til at udbygge det østlige område afNini feltet. Godkendelsen blev givet i januar 2008. Planen omfatter etablering af en nyubemandet platform med plads til ti brønde svarende til den eksisterende Nini platform.Foreløbigt er der planer om at bore fem brønde, der forventes at give en forøgelse afproduktionen med i alt 2,7 mio. m� olie.Mellem Nini platformen og den nye Nini Øst platform skal der etableres rørledningertil flerfaseflow, løftegas og injektionsvand. I den forbindelse skal den eksisterendeNini platform modificeres til at kunne varetage funktionen som transportknudepunktmellem Siri og Nini Øst.Siri feltetPå Siri feltet er der boret to nye olieproduktionsbrønde med boreplatformen Ensco70. Brønden SCA-12C er placeret på sydflanken af Siri, mens brønden SCA-3C erplaceret nær den tidligere SCA-3A i feltets vestlige del. Begge brønde producerer frasandstensreservoiret i Heimdal formationen.Syd Arne feltetPå Syd Arne feltet blev der gennemført et projekt til lukning af en direkte forbindelsemellem en vandinjektor og en olieproduktionsbrønd i reservoiret. Resultatet gav enmærkbar forbedret produktion fra SA-12F.Det forventes, at operatøren for Syd Arne feltet indsender en udbygningsplan for SydArne medio 2009.Syd for Syd Arne feltet blev der i 2008 boret vurderingsboringen Rigs-4/4A, for fleredetaljer se kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.Tyra feltet (Inkl. Tyra Sydøst)På Tyra Sydøst feltet er der i reservoiret af Danien alder boret to nye gasproduktions-brønde, TSEA-4G og TSEA-5F, samt vurderingsboringen TSEA-3B med boreplatfor-men Energy Endeavour.TSEA-4G skal dræne et område øst for TSEA platformen, mens TSEA-5F er boret påden nordlige flanke af Tyra sydøst.
24
Produktion og udbygning
Operatøren for Tyra Sydøst feltet fik i 2008 godkendelse til at genbruge overflade-foringsrøret fra den lukkede olieproduktionsbrønd TSEA-3A til en ny vurderings- ogproduktionsbrønd. Boringen var opdelt i to faser. Første fase var boringen af TSEA-3Bi området vest for Tyra Sydøst platformen for at vurdere områdets olieforekomsti Danien, for flere detaljer se kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.TSEA-3B blevefterfølgende lukket permanent. I anden fase blev den endelige gasproduktionsbrøndTSEA-3D boret i nordlig retning mod Tyra feltet i reservoir af Danien alder. TSEA-3Dblev først sat på produktion i begyndelsen af 2009 og er derfor ikke talt med som pro-duktionsbrønd i 2008. Produktionen fra brønden forventes at blive ca. 0,64 mia. Nm�gas og 0,09 mio. m� olie i brøndens levetid.På Tyra feltet er der endvidere gennemført kampagner med re-stimulering i flere af deældre brønde (TEB-16, TEB-24C og TEB-15E), hvilket har medvirket til en forbedringaf produktionen. Flere re-stimuleringer planlægges.Valdemar feltetI Nord Jens området af Valdemar feltet har boreplatformene Energy Exerter og EnergyEndeavour begge medvirket til boring af en ny olieproduktionsbrønd, VAB-8 fra VABplatformen. VAB-8, der er boret i reservoir af Nedre Kridt alder, er placeret mellem deeksisterende brønde VAB-6 og VAB-3A.I Bo området af Valdemar feltet er der fra VBA platformen boret to nye olieproduk-tionsbrønde, VBA-5 og VBA-4A i reservoirer af hhv. Øvre Kridt og Nedre Kridt alder.Desuden er der i 2008 ansøgt om, godkendt og boret en vurderingsboring, VBA-8XA,i reservoirer af Danien og Øvre Kridt alder, for flere detaljer se kapitel 1:Koncessionerog efterforskning.VBA-8XA blev efterfølgende konverteret til en gasproduktionsbrønd.Den nye gasproduktionsbrønd VBA-8XA forventes at øge produktionen med ca. 0,35mia. Nm� gas og 0,06 mio. m� olie. Alle tre brønde, der er boret med boreplatformenNoble Byron Welliver, er sat i produktion i 2008.I området syd for Valdemar feltet blev vurderingsboringen Bo-3X boret, for fleredetaljer se kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.Felter uden udbygning i 2008På følgende felter har der ikke været udbygningsaktiviteter i 2008: Cecilie, Harald,Kraka, Lulita, Regnar, Roar, Rolf, Skjold og Svend.Alle efterforsknings- og vurderingsboringer udført i 2008 omtales mere detaljeret ikapitel 1:Koncessioner og efterforskning.
Produktion og udbygning
25
3
ANVENDELSE AF UNDERGRUNDENDen danske undergrund anvendes til andet end produktion af olie og gas. I dette afsnitbeskrives anvendelse af undergrunden til indvinding af salt, indvinding af geotermiskvarme, lagring af naturgas samt mulig fremtidig anvendelse til deponering af CO2.Bortset fra saltindvinding er det i vid udstrækning de samme typer af lag i under-grunden, som anvendes til de forskellige formål. En prioritering af anvendelsen afundergrunden til forskellige formål er nødvendig, da f.eks. deponering af CO2viloptage lagene permanent.Ved geotermisk varmeproduktion, lagring af naturgas og deponering af CO2kanporøse og permeable sandstenslag (se boks 1.1 i kapitel 1:Koncessioner og efterforsk-ning)i dybder af 1.500 m til 2.500 m i undergrunden udnyttes mange steder i Danmark.Deponering af CO2og gaslagring forudsætter, at de porøse sandstenslag, som udnyt-tes til deponering/lagring, er beliggende som en geologisk struktur, hvor de injiceredemængder kan fanges i de porøse lag. Over de porøse lag skal der være et segl bestå-ende af tætte lerlag, som er uigennemtrængelige for de injicerede gasser. Udnyttelseaf porøse sandstenslag til geotermisk varmeproduktion kræver derimod ikke enstruktur i undergrunden. Porøse sandstenslag med varmt vand er tilstrækkeligt til, atder kan iværksættes geotermisk varmeproduktion.SALTINDVINDINGI Danmark indvindes der salt til konsumsalt, industrisalt, vejsalt og kemisk rent salt fraundergrunden. Indvindingen finder kun sted fra Hvornum salthorsten ca. 8 km sydvestfor Hobro, se figur 3.1 og boks 3.1.fig 3.1Anvendelse af undergrunden til forskellige formål
Thisted
Ll. ThorupMariager
Amager
StenlilleGaslagerTønderSønderborgOlie/gas koncessionGeotermianlægGeotermi koncessionSaltindvinding
26
Anvendelse af undergrunden
fig 3.2Udvikling af en salthorst
1
SALTA.21
Det er selskabet Akzo Nobel Salt A/S, som står for produktionen af salt. Selskabethar en eneretsbevilling til produktion af salt fra den danske undergrund. Bevillingenblev udstedt i 1963 for en 50-årig periode og udløber således i 2013. Selskabet harsøgt om en ny bevilling til afløsning for den eksisterende. Ansøgningen behandles afEnergistyrelsen.Salthorsten, der produceres fra, er ca. 3.000 m i diameter og 4.000 m dyb, og toppenligger ca. 300 m under jordoverfalden. Der produceres salt fra 1.000 til 1.500 metersdybde. Ved at pumpe vand ind i saltlagene opløses disse. Saltvandet pumpes til etanlæg, hvor saltet inddampes ved varme. Der produceres fra 6 boringer, og selvefabriksanlægget er beliggende ved Mariager Fjord. Anlægget har en årlig produktions-kapacitet på ca. 600.000 tons salt.Der betales en afgift til staten på for tiden 9,07 kr. pr. ton produceret salt. Staten mod-tager omkring 5 - 6 mio. kr. om året i afgift i forbindelse med saltindvindingen.GEOTERMISK VARMEPRODUKTIONGeotermisk varme fra jordens indre strømmer hele tiden ud mod jordoverfladen. IDanmark, hvor temperaturen i jordlagene typisk stiger med 25 - 30 �C pr. 1.000 mdybde, er det muligt at udnytte denne varme til opvarmning i form af fjernvarme. Detvarme vand, der findes i porøse og permeable sandstenslag, pumpes via boringer optil overfladen. Her indvindes varme via varmevekslere, hvorefter det afkølede vandpumpes tilbage i undergrunden i en anden boring.I Danmark er der generelt gode muligheder for at indvinde geotermisk varme. I storedele af Danmark findes der porøse og permeable sandstenslag, hvorfra der kan produ-ceres geotermisk varme til brug som fjernvarme. Sandstenslagene bliver dog mindreporøse og permeable med dybden, så selv om lagene og hermed det vand, der ligger ilagene, bliver varmere med dybden, er der en nedre grænse for, hvor dybt det øko-nomisk set kan svare sig at indvinde geotermisk varme. Det har i Danmark vist sig, atdenne grænse normalt ligger ved ca. 2.500 meters dybde.Hovedstadens Geotermiske Samarbejde, HGS, der består af CentralkommunernesTransmissionsselskab I/S (CTR), 18 pct., DONG VE A/S, 28 pct., KE Varme P/S, 18 pct.,Energi E2, 18 pct., og Vestegnens Kraftvarmeselskab I/S, 18 pct., foretog i 2008 envurdering af de geotermiske reserver i hovedstadsområdet. Konklusionen er, at der ergeotermiske reserver i hele tilladelsesområdet på godt 60.000 PJ. Reserverne vurderesat kunne dække 30-50 pct. af fjernvarmeproduktionen i hovedstadsområdet i fleretusind år, og kan dermed bidrage til at øge andelen af vedvarende energi i Danmark,såfremt der etableres de nødvendige indvindinganlæg.TilladelserIndvinding af geotermisk varme kræver en tilladelse efter undergrundslovens bestem-melser. Ved udgangen af 2008 var der udstedt fire tilladelser til efterforskning og ind-vinding af geotermisk energi. Placeringen af tilladelserne kan ses på figur 3.3.I 1983 fik DONG Energy en eneretsbevilling til efterforskning og indvinding af geoter-misk energi i Danmark. Bevillingen udløber i 2013. Der er i 1993 og 2003 leveret arealertilbage til staten, således af DONG’s eneretsbevilling nu kun dækker dele af Danmark.I 2001 blev der udstedt en tilladelse til efterforskning og indvinding af geotermiskenergi i hovedstadsområdet til Hovedstadsområdets Geotermiske Samarbejde – HGS –
SALTB.
321
SALT
C.4321
SALT
D.
boks 3.1
SalthorsteI dele af Danmarks undergrundfindes der salt. Saltet er dannet iden geologiske tidsperiode Permfor mere end 250 mio. år siden.Dengang var Danmark dækketaf et varmt indhav ligesom detDøde Hav i dag. Her blev saltudfældet som et kilometer tyktlag på havbunden, se figur 3.2 A.Efterfølgende er der aflejret 4 - 5km ler, sand og kalk over saltet.På grund af vægten af de over-liggende lag, der har en højeremassefylde end saltet, vil saltetlangsomt forsøge at trænge opgennem lagene, hvor lagene ersvagest, se figur 3.2 B til D. Herveddannes der salthorste.
Anvendelse af undergrunden
27
fig. 3.3Geotermi tilladelser i Danmark i 2008
Geotermi tilladelserDONG VE A/S *, eneretsbevilling af 8. december 1983.Hovedstadsområdets Geotermiske Samarbejde, tilladelse af19. februar 2001 (DONG VE A/S*).DONG VE A/S* og Sønderborg Fjernvarme A.m.b.a., tilladelseaf 11. oktober 2007.Dansk Geotermi ApS*, tilladelse af 6. maj 2008.*) Operatør for tilladelsenAnsøgning af 12. november 2008 fra Dansk Geotermi ApS.
Geotermisk anlægved Thisted
Geotermisk anlægved Amagerværket
hvis sammensætning er angivet ovenfor. DONG er operatør for tilladelsen. I forbin-delse med udstedelse af tilladelsen til HGS selskaberne tilbageleverede DONG arealeromfattet af deres bevilling fra 1983, således at disse arealer nu indgår i tilladelsen tilHGS.I 2007 blev der udstedt en tilladelse til efterforskning og indvinding af geotermiskenergi i Sønderborg-området til DONG VE A/S, 50 pct., og Sønderborg FjernvarmeA.m.b.a, 50 pct. DONG er operatør for tilladelsen. I forbindelse med udstedelse af til-ladelsen tilbageleverede DONG arealer omfattet af deres bevilling fra 1983, således atdisse arealer nu indgår i den nye tilladelse.I 2008 blev der udstedt en tilladelse til efterforskning og indvinding af geotermiskenergi til selskabet Dansk Geotermi ApS. Tilladelsen dækker seks områder ved Sæby,Farsø, Rødding, Kvols, Hobro og Brøns. Der er tale om områder med en radius af 2 kmomkring tidligere udførte dybe efterforskningsboringer.I november 2008 har Energistyrelsen modtaget ansøgning om en ny tilladelse tilefterforskning og indvinding af geotermisk energi fra selskabet Dansk Geotermi ApS.Ansøgningen omfatter 7 områder i Jylland vist i figur 3.3. Ansøgningen behandles afEnergistyrelsen.AnlægI Danmark findes der to geotermiske anlæg. Det ene er beliggende ved Thisted og detandet på Amager. Et tredje anlæg er på vej ved Sønderborg.
28
Anvendelse af undergrunden
Det geotermiske anlæg ved Thisted blev sat i drift i 1984. Her udnyttes ca. 45 �C varmtvand fra sandstenslag i ca. 1.250 m dybde. Det varme vand afkøles til ca. 12 �C gennemen varmeveksler, inden det returneres til undergrunden. Det geotermiske anlæg erkoblet sammen med byens affaldsbaserede kraftvarmeanlæg. Den geotermiske del afanlægget kan producere, hvad der svarer til ca. 2.000 husstandes årlige varmeforbrug.På Amager begyndte varmeproduktionen i 2005 fra det geotermiske anlæg, der erplaceret i tilknytning til Amagerværket. I dette anlæg produceres ca. 73 �C varmt vandfra sandstenslag i en dybde af ca. 2.600 meter. Vandet afkøles i en varmeveksler til ca.17 �C, inden det sendes tilbage i undergrunden. Den årlige varmeproduktion fra detvarme vand i undergrunden svarer til forbruget i ca. 4.600 husstande.I Sønderborgområdet planlægges der i efteråret 2009 udført 2 boringer, der skalbenyttes til et nyt geotermisk anlæg ved Sønderborg. Det er hensigten at erstattenaturgasbaseret fjernvarmeproduktion med geotermisk varme. Anlægget etableresi tilknytning til det eksisterende affaldsbaserede kraftvarmeværk i Sønderborg. Derarbejdes på, at geotermisk varmeproduktion fra det nye anlæg kan igangsættes i løbetaf 2011.GASLAGRINGI Danmark varierer gasforbruget over året med størst forbrug om vinteren. På enkold vinterdag kan gasforbruget komme op på ca. 30 - 33 mio. Nm� i døgnet. Denmaksimale leverance af naturgas fra felterne i Nordsøen er ca. 22 - 24 mio. Nm� idøgnet. For at kunne håndtere denne forskel, er det nødvendigt at have lagre medgas. Gaslagrene udnyttes således, at der om sommeren, hvor forbruget ikke er så stort,pumpes naturgas ned i lagrene, mens naturgassen fra lagrene udnyttes om vinteren forat kunne levere de nødvendige mængder til forbrugerne.Lagrene skal desuden fungere som nødforsyningslagre i tilfælde af, at der sker etforsyningssvigt fra de danske gasfelter i Nordsøen eller brud på gasledningerne itransmissionsnettet. Lagrene er dimensioneret således, at de kan klare leverancerne afnaturgas til det uafbrydelige gasmarked, som eksempelvis omfatter boligopvarmning,i en periode på ca. 60 dage. Det er den tid en reparation af gasledningerne i Nordsøener estimeret til at tage.Der findes i dag to gaslagre i Danmark. Placeringen af de to gaslagre er vist på figur 3.1.Det ene lager ligger ved Stenlille på Sjælland, hvor der lagres gas i porøse sandstenslagi ca. 1.500 meters dybde. Dette gaslager er ejet af DONG Energy. I lagret ved Stenlilleer der injiceret omkring 1,5 mia. Nm� naturgas, hvoraf omkring 580 mio. Nm� kanudnyttes (arbejdsgas).Det andet gaslager ligger ved Lille Torup i det nordlige Jylland. Her lagres gassen i 7store hulrum – også kaldet kaverner – der er udskyllet i en salthorst. I boks 3.1 er derbeskrevet, hvad en salthorst er. Kavernerne, der ligger i 1.000 - 1.700 meters dybde, er200 - 300 m høje og 40 - 60 m i diameter. Dette lager ejes af Energinet.dk. I lageret vedLille Torup kan der i de 7 kaverner lagres ca. 700 mio. Nm�, og heraf kan ca. 440 mio.Nm� gas udnyttes (arbejdsgas).Energistyrelsen modtog i 2007 en ansøgning om tilladelse til etablering og drift af etnyt naturgaslager ved Tønder. Ansøgningen er indsendt af selskabet Dansk GaslagerApS. Ansøgningen behandles af Energistyrelsen.
Anvendelse af undergrunden
29
DEPONERING AF CO2Mulighederne for at nedbringe CO2udledningerne til atmosfæren overvejes i mangesammenhænge. En mulighed kunne være at opsamle og efterfølgende deponere CO2fra store punktkilder som eksempelvis kraftværker. Ofte omtales teknologien somCCS, en forkortelse af udtrykket Carbon Capture and Storage.Der findes i dag teknologi til at rense CO2fra kraftværkers røggasser, og der forskesi at forbedre og udvikle ny teknologi til en mere energieffektiv udskillelse af CO2frakraftværkerne. Teknologien indebærer, at CO2opfanges på kraftværket og herefterkomprimeres og i flydende form transporteres til et egnet deponeringssted i under-grunden. Transporten af den komprimerede CO2vil komme til at foregå i rørledninger.Deponering af CO2i undergrunden skal ske på steder med egnede geologiske forhold.I Danmark vil dette typisk være porøse og permeable sandstenslag dybere end ca.1.000 m. Deponering på denne dybde vil betyde, at CO2er flydende på grund af dethøjere tryk. Sandstenslagene skal danne en struktur, hvor den injicerede CO2kanfanges i de porøse lag. Over sandstenslagene skal der være tætte lerlag, som er uigen-nemtrængelige for CO2, således at det deponerede CO2ikke slipper ud. Sådanneoptimale geologiske forhold for deponering af CO2findes mange steder i Danmarksundergrund både på land og i havområdet.De lag og strukturer i undergrunden, som kan anvendes til deponering af CO2, kanogså anvendes til andre formål som lagring af naturgas eller geotermisk varmeproduk-tion. En prioritering af anvendelsen af undergrunden er derfor nødvendig.Det er også en mulighed at injicere CO2i oliefelterne i Nordsøen. Herved kan derogså opnås den effekt, at der kan produceres mere olie fra felterne, idet injektion afCO2i et oliefelt vil kunne frigøre mere olie fra lagene. Olie som ellers ikke ville kunneproduceres. Noget af den injicerede CO2vil dog blive produceret igen sammen medolien. Derfor er der behov for at udskille denne CO2fra olien og geninjicere den iundergrunden. Metoden anvendes endnu ikke på oliefelter i Nordsøen, primært fordidet vurderes, at metoden er meget dyr, da der blandt andet vil være behov for mangenye anlæg og ombygninger af de eksisterende anlæg i Nordsøen.I 2008 fik både Vattenfall og DONG tilladelse til at fortage forundersøgelser af under-grunden i Danmark med henblik på at vurdere mulighederne for deponering af CO2. Idenne sammenhæng gennemførte Vattenfall i efteråret 2008 en 2D seismisk under-søgelse af undergrunden nordvest for Aalborg for at kortlægge Vedsted strukturen.Denne seismiske undersøgelse er omtalt i kapitel 1:Koncessioner og efterforskning,ogplaceringen af de seismiske linjer er vist i figur 1.7.Den eksisterende undergrundslov omfatter anvendelse af undergrunden til lagring,herunder også deponering af CO2. I forbindelse med EU’s klima- og energipakke erder nu vedtaget et nyt direktiv, som omhandler deponering af CO2i undergrunden.Direktivet opstiller et system for tildeling af efterforsknings- og lagringstilladelser iforbindelse med deponering af CO2. Desuden fastlægger direktivet en række forholdomkring overvågning mv. af den deponerede CO2. Det er fortsat op til de enkeltemedlemslande at tage stilling til, om de ønsker at anvende denne teknologi samtbestemme i hvilke områder, der i givet fald skal deponeres CO2. Det nye direktiv skalnu gennemføres i dansk lovgivning. Det forventes, at det blandt andet vil ske ved enændring af undergrundsloven.
30
Anvendelse af undergrunden
4PJ/år4035302520151050
MILJØ OG KLIMAProduktionen af olie og gas påvirker omgivelserne gennem udledning af blandt andetCO2og NOxtil luften og kemikalier og olierester til havet. Der er løbende iværksatinitiativer til at mindske denne påvirkning. I 2008 har fokus især været rettet moden reduktion af energiforbruget offshore og på den seneste opfølgning af miljømini-sterens offshorehandlingsplan, der skal sikre, at udledningen af fremmede stoffer tilhavet begrænses mest muligt.ENERGIEFFEKTIVITET OFFSHOREI den brede energipolitiske aftale af 21. februar 2008 opstilles mål for udviklingen afdet danske energiforbrug i årene 2008-2011. Et af de overordnede mål i energiaftalener en reduktion i det danske bruttoenergiforbrug på 2 pct. i 2011 og 4 pct. i 2020 iforhold til 2006.Af aftalen fremgår det, at en kortlægning af energiforbruget offshore og oplæg til ini-tiativer til en mere energieffektiv indvinding af olie og gas i Nordsøen skal udarbejdesinden udgangen af 2008.
fig. 4.1Energiforbrug ved indvinding afolie og gas i den danske Nordsøved ”business as usual" i 2001-2012
01
03FlareBrændstof
05
07
09
11*
Flare (fremskrevet)Brændstof (fremskrevet)
*Det øgede energiforbrug i 2011 og 2012skyldes udbygning af Halfdan feltet.Note: Figuren er taget fra redegørelsen“Kortlægning og oplæg til initiativer til enmere energieffektiv indvinding af olie og gas”,dec. 2008.
På den baggrund har Energistyrelsen med bidrag fra de danske operatører udarbejdetredegørelsen ”Kortlægningog oplæg til initiativer til en mere energieffektiv indvinding afolie og gas”,dec. 2008.BrændstofforbrugKortlægningen viser, at energiforbruget offshore, der opdeles i brændstofforbrug ogflaring (se boks 4.1), har befundet sig på et konstant niveau på omkring 35 mio. GJårligt gennem de senere år, se figur 4.1. Det svarer til ca. 4 pct. af Danmarks brutto-energiforbrug. Heraf gik de 20 pct. i 2006 til flaring.boks 4.1
FlaringAfbrænding af gas uden nyttiggørelse kaldes flaring. Flaring sker på alle offshoreplatforme med behandlingsanlæg og er nødvendig af sikkerhedshensyn i de til-fælde, hvor anlæggene skal tømmes for gas hurtigt.fig 4.2Energianvendelse i den danskeoffshore sektor i 2007
2,5 pct.0,8 pct.
1,7 pct.0,4 pct.27,5 pct.
95 pct. af brændstofforbruget (excl. flaring) er naturgas, der anvendes i gasturbiner.Heraf går halvdelen til produktion af el og til at drive vandinjektionspumper, mensden resterende halvdel går til at komprimere naturgassen til et højere tryk. Naturgas-sen komprimeres til et højere tryk dels for at kunne eksportere den til land gennemrørledningerne, der er vist på figur 2.2 i kapitel 2:Produktion og udbygning,dels til brugsom løftegas i olieproduktionsboringer.På anlæg opereret af Mærsk Olie og Gas AS anvendes omkring 60pct. af kompres-sionskapaciteten til at klargøre gas til gaseksport og omkring 30pct. anvendes tilløftegas. Den resterende kompressionskapacitet bruges til komprimering af gas iforbindelse med stabilisering af råolie.De resterende 5 pct. af brændstofforbruget udgøres af flydende brændstof. Fordeling-en af brændstofforbruget på de forskellige anvendelsesområder er vist på figur 4.2.
49,5 pct.
17,5 pct.
Diesel forbrugereSkibeBoreplatformeHelikoptere
Turbiner tilstrømproduktionTurbiner tilvandinjektionTurbiner tilgaskompression
Miljø og klima
31
fig 4.3Energiintensitet for kulbrinteproduktionenGJ pr. ton olieækvivalent2,5m3 vand injiceret pr. m3 olie produceret5
2,0
4
1,5
3
1,0
2
0,5
1
0,02001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008*
2009
2010
2011
02012
TotalBrændstofFlare*
m3vand injiceret pr.m3olie produceretFiguren er fra 2008 baseret på fremskrivninger
EnergiintensitetEnergiintensiteten beskriver, hvor meget energi der bruges på at producere en energi-enhed. Det konstante energiforbrug offshore skal sammenholdes med en faldendeolie- og gasproduktion. Det betyder, at energiintensiteten har været stigende fraomkring 2005, se figur 4.3.Dette er en konsekvens af, at der i bestræbelserne på at øge indvindingsgraden istigende grad anvendes vandinjektion på felterne. Både i forbindelse med injektionenaf vand i reservoiret og i den efterfølgende adskillelse af det producerede olie og vandanvendes der betydelige mængder energi.Sammenholdes energiforbruget derimod med den samlede mængde væske (olie ogvand), der produceres, er der sket et fald i energiintensiteten, og der forventes ikke enstigning i de kommende år, se figur 4.4.Handlingsplan for reduktion af energiforbruget offshoreKlima- og energiministeren har på baggrund af redegørelsen om ”Kortlægningog oplægtil initiativer til en mere energieffektiv indvinding af olie og gas”,dec. 2008, aftalt en hand-lingsplan med de danske operatører om en styrket indsats for at reducere energifor-bruget offshore.Handlingsplanen indeholder en række initiativer til energieffektivisering, som samletset for perioden 2006-2011 forventes at føre til et fald i energiforbruget på 3 pct. modtidligere en svag stigning på 1,5 pct. Der er således tale om initiativer der forventes, atføre til en samlet besparelsesindsats på omkring 4,5 pct. i forhold til 2006.
32
Miljø og klima
fig 4.4Energiintensitet for den totale væskeproduktionGJ pr. ton produceret væske1,0m3 vand injiceret pr. m3 olie produceret5
0,8
4
0,6
3
0,4
2
0,2
1
0,02001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008*
2009
2010
2011
02012
TotalBrændstofFlare*
m3vand injiceret pr.m3olie produceretFiguren er fra 2008 baseret på fremskrivninger
Omkring en fjerdedel af de forventede besparelser skyldes reduceret flaring som følgeaf en omlægning af driften.Handlingsplanen indeholder endvidere en arbejdsplan for yderligere analyser.Handlingsplanen for reduktion af energiforbruget offshore kan findes på Energi-styrelsens hjemmeside, www.ens.dk.UDLEDNINGER TIL LUFTENI forbindelse med produktion af olie og gas i Nordsøen sker der en række udledningertil omgivelserne.Udledninger til luften består blandt andet af gasserne CO2(kuldioxid) og NOx(kvæl-stofilte).Udledninger af CO2til luften kommer fra afbrænding af gas og dieselolie. Ved produk-tion og transport af olie og gas forbruges betydelige energimængder. Det er desudennødvendigt at afbrænde en del gas, der af sikkerhedsmæssig eller anlægstekniskegrunde ikke kan nyttiggøres (flaring).00DanGormTyra*Opgørelsen er fra 2006 baseret påverificerede CO2-emissionsdata frarapportering i henhold til CO2-kvoteloven0204HaraldHalfdan06SiriSyd Arne08*
fig. 4.5Brændstofforbrugmio. Nm3gas800
600
400
200
0
Størrelsen af udledningen fra det enkelte anlæg eller felt afhænger af driftsformen,produktionens størrelse samt anlægstekniske og naturgivne forhold.Afbrænding af gas uden nyttiggørelse reguleres via undergrundsloven, mens udled-ningen af CO2er omfattet af CO2-kvoteloven.
Miljø og klima
33
fig. 4.6CO2-udledning fra produktions-anlæg i Nordsøen103tons CO22.500
2.000
Forbrug af brændstofGas som brændstof udgjorde i 2008 omkring 82 pct. af det totale forbrug af gas off-shore. De resterende 18 pct. er afbrændt uden nyttiggørelse, såkaldt flaring. Af figur4.5 fremgår det, at der i de seneste 10 år er sket en langsom stigning i forbruget af gastil brændstof på de danske produktionsanlæg, dog med et lille fald fra 2007 til 2008.Årsagen til den generelle stigning er dels en stigende produktion af olie og gas, delsældningen af felterne.I de senere år er det især de stadigt ældre felter, som påvirker forbruget af brændstof.De naturgivne forhold i de danske felter medfører, at energiforbrug pr. producerett.o.e. stiger, jo længere tid et felt har produceret. Dette skyldes bl.a., at produktionensvandandel stiger gennem et felts levetid, og at der dermed produceres relativt setmindre olie og gas i forhold til den samlede produktion. Med uændrede produktions-forhold medfører dette et stigende behov for brug af løftegas og eventuelt injektionaf vand for at bevare trykket i reservoiret. Begge dele er energikrævende.Der er fra år til år ændringer i forbruget af brændstof på de enkelte anlæg, se figur 4.5.Der har fra 2007 til 2008 været et uændret eller svagt faldende forbrug af gas tilbrændstof på alle anlæg på nær en svag stigning på Dan og Tyra.Udledning af CO2 ved forbrug af brændstofUdviklingen i udledningen af CO2fra produktionsanlæggene i Nordsøen siden 1999er vist på figur 4.6. Det ses, at den samlede udledning i 2008 udgjorde ca. 2,0 mio. tonsCO2, dvs. det laveste niveau i de seneste 10 år. Produktionsanlæggene i Nordsøenbidrager med ca. 4 pct. af den samlede CO2-udledning i Danmark.De sidste 10 års CO2-udledning fra afbrænding af gas som brændstof i forhold tilkulbrinteproduktionens størrelse ses på figur 4.7. Det fremgår af figuren, at CO2-udledningen fra brændstofforbruget i forhold til produktionens størrelse er steget fraet niveau på ca. 57 ktons pr. mio. t.o.e. i 2000 til et niveau på omkring 73 ktons CO2pr.mio. t.o.e. i 2008.
1.500
1.000
500
00002040608*
Brændstof (gas)Flaring*Opgørelsen er fra 2006 baseret påverificerede CO2-emissionsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven og indeholder CO2-emission fradieselforbrug på anlæggene
fig. 4.7CO2-udledning fra brændstof-forbrug pr. mio. t.o.e.103tons CO280
Flaring – gasafbrænding uden nyttiggørelseFlaringen (gasafbrænding uden nyttiggørelse) er faldet væsentligt fra 2007 til 2008 påalle felterne på nær Siri og Harald, hvor niveauet har været stabilt. De væsentligstefald er sket på Tyra, Gorm, Halfdan og Syd Arne. Årsagerne hertil kan henføres tilstabile driftsforhold på anlæggene og omlægninger af driften.Mængden af flaret gas i perioden 1999-2008 er vist på figur 4.8. Som det fremgår affiguren, er der en stor variation i flaring fra år til år. De store udsving i 1999 og 2004skyldes blandt andet indfasning af nye felter og indkøring af nye anlæg. I 2008 var densamlede flaring 132 mio. Nm�, hvilket er den laveste siden 1998.Mængden af gas til flaring kan reduceres ved installation af gasgenindvindingsanlæg.Sådanne anlæg findes på platforme i Norge og på Siri-platformen i den danske del afNordsøen. Under almindelige driftsforhold opsamles og komprimeres gas, der er ledttil flaresystemet, for at blive tilbageført til procesanlæggene på platformen.Mængden af flaret gas afhænger bl.a. af driftsformen samt det enkelte anlægs opbyg-ning og ikke af den mængde gas eller olie, der bliver produceret.
60
40
20
00002040608*
Brændstof*Opgørelsen er fra 2006 baseret påverificerede CO2-emissionsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven og indeholder CO2-emission fradieselforbrug på anlæggene
34
Miljø og klima
fig. 4.8Flaringmio. Nm3gas400
Udledning af CO2 ved flaringI 2008 udgjorde udledningen fra flaring 0,354 mio. tons CO2ud af en samlet CO2-udledning fra offshoresektoren på 2,025 mio. tons – dvs. 17,5 pct. af den samledeudledning. Gasmængden afbrændt ved flaring udgjorde 1,3 % af gasproduktionen i2008. Hele udledningen er omfattet af CO2-kvotesystemet.Udledningen fra flaring har været faldende siden 2004 og er i 2008 reduceret markantmed 21 pct. i forhold til 2007. Da kulbrinteproduktionen i denne periode er faldet, erflaringen per produceret t.o.e dog steget frem til 2007, se figur 4.9. Fra 2007 til 2008er flaringen per produceret t.o.e. faldet, da reduktionen i flaringen har været så stor, atdet har opvejet faldet i kulbrinteproduktionen.boks 4.2
300
200
100
000DanGormTyra0204DagmarHaraldHalfdan06SiriSyd Arne08*
Den europæiske CO2-kvoteordningI Danmark var ca. 380 produktionsenheder pr. 1. januar 2009 omfattet af CO2-kvoteordningen, heraf syv i offshoresektoren.En offshore produktionsenhed er defineret som alle energiproducerende anlæg påalle platformene på et felt. Eksempelvis er Dan feltet defineret som en produk-tionsenhed, der omfatter alle energiproducerende anlæg på alle platformene påDan feltet.Fra 2005 har produktionsenhederne haft pligt til at overvåge, måle og indberettederes CO2-udledning. Samtidig med en udledningstilladelse har produktions-enhederne fået godkendt en plan for overvågning og måling. Hver produktions-enhed skal årligt i marts indberette sin CO2-udledning for det foregående årtil Energistyrelsen samt Kvoteregisteret. Ved udgangen af april returnerer hverproduktionsenhed kvoter svarende til CO2-udledningen.I CO2-kvoteloven er tildelingskriterierne for gratis kvoter for første periode,2005-2007, fastlagt. I denne periode har offshoresektoren i gennemsnit fået tildelt2,534 mio. kvoter pr. år. De samlede danske kvoteomfattede verificerede CO2-udledninger offshore var på 2,206 mio. tons i 2005, 2,144 mio. tons i 2006 og 2,139mio. tons i 2007.Hvis der etableres nye produktionsenheder eller eksisterende produktions-enheder udvides kan der gives yderligere kvoter.Miljøministeren sendte i marts 2007 en allokeringsplan for perioden 2008-2012til godkendelse hos EU-Kommissionen. Allokeringsplanenbeskriver tildelingensstørrelse og kriterierne for tildelingen af gratis kvoter. Planen bygger på sammeprincipper som for perioden 2005-2007, nemlig historiske emissioner. I perioden2008-2012 har offshoresektoren i gennemsnit fået tildelt 2,281 mio. kvoter pr. år.Allokeringsplanen blev i august 2007 godkendt af EU-Kommissionen og imple-menteret i dansk lov ved en ændring af kvoteloven, der trådte i kraft ved års-skiftet 2008.Yderligere information om kvoteordningen findes på Energistyrelsens hjemme-side, www.ens.dk.
*Opgørelsen er fra 2006 baseret påverificerede CO2-emissionsdata frarapportering i henhold til CO2-kvoteloven
fig. 4.9CO2-udledning fra flaringpr. mio. t.o.e.103tons CO280
60
40
20
000Flaring*Opgørelsen er fra 2006 baseret påverificerede CO2-emissionsdata frarapportering i henhold til CO2-kvote-loven og indeholder CO2-emission fradieselforbrug på anlæggene02040608*
Miljø og klima
35
I bilag A findes en opgørelse over det årlige gasforbrug til brændstof på de enkelteproduktionscentre, den årlige flaring samt den beregnede CO2-udledning.Udledning af NOxMiljøministeriet fremlagde i 2006 en teknisk, økonomisk rapport om NOx-udled-ningen i Danmark bl.a. for at belyse, hvilke reduktionsmuligheder der ville være debedste, for at Danmark kunne opfylde forpligtelserne i EU-direktivet om nationaleemissionslofter (NEC-direktivet) i 2010 og videre frem.Folketinget vedtog den 17. juni 2008 en lov, der pålægger en generel NOx-afgift påluftemissioner på 5 kr. pr. kg med virkning fra den 1. januar 2010. Loven er et af fleretiltag, der skal sikre, at Danmark opfylder forpligtelserne i EU-direktivet, og omfatterogså offshoresektoren.For nye anlæg, der skal installeres offshore, vil det af VVM-redegørelserne fremgå,at nye maskiner vil blive low-NOxanlæg, dvs. anlæg med lave NOxemissioner, idetprincipperne for Best Available Technology (BAT) og Best Environmental Practice(BEP) følges.UDLEDNINGER TIL HAVETFra produktion af olie og gas og boring af nye brønde udledes der kemikalie- ogolierester samt materiale fra undergrunden til havet. Desuden kan der forekommeutilsigtede spild.For at mindske miljøpåvirkningerne fra udledningen af kemikalierester substitueresmiljøskadelige kemikalier med mindre miljøskadelige kemikalier, hvor det er muligt.Udledningen af olierester søges også begrænset, se boks 4.3.Regulering af udledningenUdledninger til havet reguleres af havmiljøloven og miljøministerens offshorehand-lingsplan, der bl.a. sætter mål for udledningen af olieholdigt vand. Desuden harDanmark gennem aftaler i den internationale havmiljøkonvention, OSPAR, forpligtetsig til at regulere udledningerne i lighed med de øvrige Nordsølande.OSPAR-konventionens krav til koncentration af dispergeret olie i udledt produceretvand blev, efter at have ligget på 40 mg/l i adskillige år, nedsat til 30 mg/l i 2006. I detudledte producerede vand fra de danske felter blev denne koncentration i sammeperiode nedbragt til omkring 15 mg/l. I dag ligger gennemsnitskoncentrationenomkring 10 mg/l.Medlemslandene i OSPAR vedtog i 2001 en rekommandation om at nedbringe den sam-lede mængde udledt olie med 15 pct. i forhold til 2000-niveauet i perioden frem til 2006.Miljøministeren iværksatte offshorehandlingsplanen i 2005, da det imod slutningenaf perioden stod klart, at Danmark ikke kunne leve op til de 15 pct. reduktion af2000-niveauet inden periodens udløb. Som forudsat i 2005 planen blev handlings-planen revideret i august 2008. I den forbindelse blev der bl.a. igangsat et udrednings-arbejde for at undersøge mulighederne for yderligere at reducere udledningen af olie iproduceret vand.Miljøstyrelsen fører løbende tilsyn med, at operatørerne opfylder offshorehandlings-planen, og sender årligt en statusrapport til Folketinget. De danske operatører
36
Miljø og klima
boks 4.3
Udledning af olierester til havetUdledningen af olierester til havet sker både i forbindelse med boring af nyebrønde og i forbindelse med produktionen af olie og gas.Boring af nye brøndeUnder boring af nye brønde udleder boreplatformene vandbaseret boremudderog borespåner. Det vandbaserede boremudder kan ud over de tilsatte kemikalierindeholde olie fra undergrunden.Når der benyttes oliebaseret boremudder, opsamles boremudderet og bore-spånerne, da det ikke er tilladt at udlede oliebaseret boremudder. Det opsamledeboremudder og borespåner transporteres derefter til land, hvor det behandles ogdeponeres.ProduktionVed produktion af olie og gas produceres der desuden en mængde vand. For atbegrænse udledningen af olie til havet renses det producerede vand, før det entenudledes eller så vidt muligt reinjiceres i reservoiret for at øge trykket og dermedproduktionen. Injektion af vand i de danske felter er nødvendig for at opretholdeproduktionen.Hovedparten af det injicerede vand er i dag forbehandlet havvand. Den totalemængde produceret vand er mindre end mængden af injiceret havvand. Dermeder der teoretisk kapacitet til at reinjicere alt det producerede vand. Da øget rein-jektion af produceret vand vil erstatte injektion af havvand, vil dette ikke medføreøget energiforbrug og CO2-udledning til atmosfæren.I sandstensfelter kan stort set alt det producerede vand reinjiceres. I kalkstens-felter kan reinjektion af det producerede vand derimod forringe kvaliteten afreservoiret og dermed skade indvindingen. Tilstrækkelig reservoirforståelse ogkorrekt behandling af det producerede vand er således nødvendig for at øge rein-jektionen. Størstedelen af den danske kulbrinteproduktion stammer fra kalkfelter.Vandandelen af produktionen fra et oliefelt stiger hen over feltets levetid, ogproduktionen af vand vil derfor øges i fremtiden, se figur 4.10. De stigende vand-mængder er en fortsat udfordring, der nødvendiggør øget behandling og reinjek-tion af det producerede vand.
(DONG E&P A/S, Hess Denmark ApS og Mærsk Olie og Gas AS) udarbejder desudenhver især årligt en offentligt tilgængelig rapport, der redegør for miljøpåvirkningersom følge af olie- og gasproduktion i den danske del af Nordsøen.RØRLEDNINGSPROJEKTERSkanled – gasrørledning fra Norge til Sverige og DanmarkDet har i Skanled-projektet været overvejet at anlægge en gasrørledning fra Norgetil Sverige og Danmark. Skanled-projektet omfatter etablering af en 688 km lang 28”gasrørledning fra Kårstø på den norske vestkyst til Sæby i Danmark gennem norsk,svensk og dansk havområde, se figur 4.11. Rørledningen vil have en stikledning ind
Miljø og klima
37
fig 4.10Mængden af produceret, udledt og reinjiceret vand samt koncentrationen af olie i det udledte vandProduceret vandmio. m3pr. år5045mg. pr. l.5045
4035
4035
30
30
2520
2520
15
15
10
10
5
5
02000
2002
2004
2006
2008
2010
02012
Udledt produceret vand (mio. m3pr. år)Total produceret vand (mio.m3pr. år)
Reinjiceret produceret vand (mio. m3pr. år)Koncentration af dispergeret olie i vand (mg.pr. l.)
til Norges østkyst og tre stikledninger til Sverige. Rørledningen projekteres med enmaksimumskapacitet til Danmark på 4,7 mia. Nm� pr. år.På dansk havområde vil projektet omfatte 54 km rørledning, der i Kattegat føres nordom Læsø til ilandføring syd for Sæby. Fra modtagestationen ved ilandføringen plan-lægger Energinet.dk at etablere en ny landledning via Aalborg til naturgaslageret vedLl. Thorup og videre til Egtved.Bag projektet står et konsortium bestående af 9 energivirksomheder fra Norge, Sverige,Danmark, Polen og Tyskland. Energinet.dk indgår i konsortiet med 10 %. Det norskeselskab Gassco AS er projektleder.I forbindelse med Skanled-projektet er der gennemført undersøgelser dels med hen-blik på at fastlægge linjeføringen af gasrørledningen, dels for at undersøge de miljø-mæssige påvirkninger fra projektet.Fra november 2008 til januar 2009 blev der gennemført en Espoo-høring, se boks4.4, i de tre nordiske lande om Skanled-projektets grænseoverskridende miljøpå-virkning. Høringssvarene fra denne offentlige høring bliver belyst i den endeligeVVM-redegørelse, som fremsendes til Energistyrelsen sammen med en ansøgning omtilladelse til at etablere rørledningen.Skanled-konsortiet har den 29. april 2009 meddelt, at projektaktiviteterne er indstilletpå grund af øget kommerciel risiko, samtidigt med at den globale økonomiske udvik-ling har medført usikkerhed om gasefterspørgslen.
38
Miljø og klima
fig. 4.11Rørledningsprojekter
Nord StreamSkanled
boks 4.4
Espoo-høringKonventionen af 25. februar 1991 om vurdering af virkningerne på miljøet påtværs af landegrænserne, Espoo-konventionen, skal modvirke påtænkte aktivite-ters grænseoverskridende skadevirkninger på miljøet.Espoo-konventionen indeholder derfor bestemmelser om vurdering af virknin-gerne på miljøet (VVM), offentlig høring og samråd mellem de implicerede landefor at forhindre, mindske og overvåge mærkbare skadevirkninger på miljøet påtværs af landegrænserne.Ved en Espoo-høring gives offentligheden i alle de områder, der må antages atblive berørt af et påtænkt projekt, mulighed for at deltage i processen om vurde-ring af projektets miljøpåvirkninger, dvs. også områder beliggende i andre lande.
Nord Stream - gasrørledningsprojektet i ØstersøenEt konsortium bestående af russiske Gazprom (51 pct.), tyske Wintershall (20 pct.),tyske E.ON Ruhrgas (20 pct.) og hollandske Gasunie (9 pct.) planlægger at etablereto 48” naturgasrørledninger på 1.200 km gennem Østersøen, se figur 4.11. Naturgas-ledningerne kommer til at løbe fra Vyborg i Rusland til Nordtyskland ved Greifswaldøst for Rügen og vil gå gennem finsk, svensk og dansk havområde i Østersøen.De to rørledninger vil kunne transportere i alt 55 mia. Nm� naturgas per år, hvilketsvarer til ca. 11 pct. af EU’s forbrug af naturgas i 2011. Efter planen vil de to rørled-ninger kunne tages i brug henholdsvis i 2011 og 2012.
Miljø og klima
39
Rørledningerne vil i dansk havområde passere tæt på Bornholm med en samlet længdepå omkring 140 km. Både en linjeføring nord og vest om Bornholm samt en linjeføringøst og syd om Bornholm har været drøftet. I processen har det været afgørende forselskabet Nord Stream, at linjeføringen undgår områder med dumpet kemisk og kon-ventionel ammunition.SØ-ruten giver samlet set den laveste risikoprofil og påvirkning af omgivelserne.Nord Stream selskabet har derfor søgt om at føre de to rørledninger øst og syd omBornholm.Valget af SØ-ruten kommer til at betyde, at linjeføringen ikke kommer ind i sammeområde som den stærkt trafikerede skibsrute, der løber nord om Bornholm. Dermedreduceres risikoen for ulykker efter ibrugtagningen.Yderligere er SØ-ruten fordelagtig i forhold til at minimere miljøpåvirkningen, dadenne linjeføring medfører de færreste påvirkninger af havbunden.Siden 2006 har Nord Stream i samarbejde med landene omkring Østersøen arbejdetpå en miljøkonsekvensvurdering (VVM-rapport), der primært skal beskrive de muligegrænseoverskridende miljøpåvirkninger, som de to gasrørledninger kan forårsage.VVM-rapporten er blevet sendt i Espoo-høring, se boks 4.4, i Østersølandene i perio-den marts til maj 2009.Nord Streams ansøgning om tilladelse til den danske del af projektet vedlagt en natio-nal VVM–redegørelse er ligeledes sendt i høring i perioden den 9. marts til den 8. maj2009. De bemærkninger, der indkommer ved høringerne, vil indgå i behandlingen afansøgningen.FJERNELSE AF INSTALLATIONERFor at kunne producere olie og gas fra den danske del af Nordsøen er der boretbrønde og bygget en række anlæg. Når produktionen fra et felt endeligt ophører, skalbrøndene lukkes, og anlæggene fjernes. Det følger af licensvilkårene og internationaletraktater, som Danmark har tiltrådt. Lukningen og fjernelsen skal sikre, at der ikkesker påvirkning af miljøet, og at skibsfart og fiskeri ikke bliver generet.Der er den 1. januar 2009 423 produktions- og injektionsbrønde og 54 platforme i dendanske del af Nordsøen. En oversigt over brønde og anlæg på de enkelte felter kanses i bilag B. Der er desuden planer om nye anlæg på Nini Øst, Elly, Amalie og Frejafelterne. De fleste platforme er lavet af stål, mens Syd Arne platformen er lavet af enkombination af stål og beton. Ud over platformene findes tre undervandsinstallatio-ner på havbunden uden nogen platform ved siden af, nemlig en på Regnar og to påStine segment 1. Undervandsinstallationerne beskytter brønde på felter, der produ-ceres som satellitter til en platform længere væk. Regnar feltet har som den eneste enbøje over installationen på havbunden.Produktionen fra mange af felterne er samlet, således at samme platform modtagerproduktion fra flere felter. På nogle felter er der flere platforme, og en del af demer forbundet ved hjælp af broer. Til transport af olie, gas, kondensat, kemikalier ogvand i forbindelse med produktionen er der lavet et stort antal rørledninger. Figur2.2 i kapitel 2:Produktion og udbygninggiver et overblik over de vigtigste rørledninger.Endvidere er der trukket elkabler mellem nogle af platformene.
40
Miljø og klima
Når det ikke længere er økonomisk at producere fra et felt, skal anlæggene lukkes nedog fjernes. Først tømmes anlægget for olie, gas og kemikalier. Derefter bliver brønd-ene lukket ved at sætte cementpropper i dem. Eventuelle broer til andre platformefjernes og transporteres til land, og rørledningerne fra platformen renses, skæres overog tilproppes. Herefter skæres toppen af platformen fri og løftes over på en pram fortransport til land. Nu kan stålstrukturen, som toppen af platformen stod på, skæres friaf de pæle i havbunden, der holder den fast. Herefter transporteres også den til land.Efter transport til land renses anlægget endelig og skæres op i mindre dele, så ståletkan genanvendes.I Danmark er der på nuværende tidspunkt ikke fjernet anlæg. Enkelte rørledninger ertaget ud af brug. De er derefter renset og lukket i begge ender.De forventede omkostninger til fjernelse, rensning og bortskaffelse af anlæg i Nord-søen er betydelige og skal betales af anlæggenes ejere. Energistyrelsen har estimeretde samlede omkostninger til fjernelse af de nuværende anlæg på dansk område tilomkring 29 mia. kr. i 2008-priser. Der er med andre ord tale om et estimat af, hvad detville have kostet, hvis anlæggene var blevet fjernet i 2008.Omkostningerne afhænger i betydelig omfang af priserne per dag på de fartøjer, somskal bruges ved fjernelsen. Priserne på kranfartøjer, dykkerskibe og boreplatforme harværet meget høje i de senere år på grund af stor efterspørgsel forårsaget af høje olie-priser. Når fjernelse af et anlæg bliver aktuelt, vil de faktiske omkostninger afhænge afblandt andet raterne for leje af fartøjerne samt af kursen på dollar, som en stor del afomkostningerne skal betales i.Efterhånden som der kommer erfaringer med fjernelse af anlæg, må det forventes, atdet vil give mulighed for effektivisering af arbejdet og dermed lavere omkostninger.Fjernelse af flere anlæg samtidig kan ligeledes reducere omkostningerne.Produktionen fra Nordsøen er faldende, og det kan forventes, at de første anlæg vilblive taget ud af brug inden for en 10-årig tidshorisont. Andre anlæg kan være i brugfrem til 2042, hvor eneretsbevillingen udløber, eller måske længere, såfremt der stadiger producerbare reserver.
Miljø og klima
41
5
SIKKERHED OG SUNDHEDProduktionsanlæggene i den danske del af Nordsøen samt boreplatformene og diverseskibe tilknyttet olie- og gasindvindingen er arbejdsplads for op mod 3000 personer.De, der har deres daglige gang på anlæggene, har vidt forskellig faglig baggrund somsmede, elektrikere, geologer, ingeniører, malere, stilladsarbejdere, cateringansatte, syge-plejersker mm. Produktionsanlæggene på de 19 udbyggede felter udgøres af 54 plat-forme, hvoraf en del er broforbundne med hinanden, og tre undersøiske installationer.Et højt niveau for sikkerhed og sundhed i den danske offshoresektor er af afgørendebetydning for de mennesker, som har deres arbejdsplads på offshoreanlæggene.Energistyrelsen fører sammen med Søfartsstyrelsen tilsyn med, at selskaberne følgerden gældende lovgivning om sikkerhed og sundhed i forbindelse med olie- og gasakti-viteterne.TILSYNSSTRATEGIEnergistyrelsen skal være med til at sikre, at niveauet for sikkerhed og sundhed iforbindelse med indvindingen af olie og gas i den danske offshoresektor er blandt dehøjeste i Nordsøen. Sikkerheds- og sundhedsniveauet skal løbende forbedres, så dethele tiden lever op til det danske samfunds tekniske og sociale standarder og følgermed udviklingen i samfundet. Energistyrelsen bruger tilsyn med sikkerhed og sundhedi offshoresektoren som værktøj til at sikre dette.Alle flytbare og bemandede faste offshoreanlæg får tilsynsbesøg mindst én gang omåret. Ved det årlige tilsynsbesøg er fokus rettet mod sikkerheds- og sundhedsmæs-sige forhold på anlægget. De ubemandede anlæg besøges efter behov, f.eks. når dereropstillet enboreplatform ved anlægget.Tilsynet med redningsmidler varetages af Søfartsstyrelsen. På flytbare offshoreanlægfører Søfartsstyrelsen endvidere tilsyn med sikkerhed, der vedrører ”maritime forhold”,blandt andet anlæggets elektriske installationer, brandforhold og redningsmidler.RisikoanalysenOperatørerne har ansvaret for kontinuerligt at forbedre sikkerheden for mandskab,anlæg og miljø. For at opnå dette gennemfører operatørerne risikoanalyser, der følgerALARP-princippet, se boks 5.1.fig 5.1ALARP princippets risikoniveauer
Lov om sikkerhed og sundhed påoffshoreanlæg,offshoresikker-hedsloven,omfatter anlæggenessikkerhed samt de ansattes sikker-hed og sundhed. Energistyrelsenfører tilsyn med, at offshoresik-kerhedsloven overholdes.Offshoresikkerhedsloven afløstefra juli 2006 havanlægsloven, derhavde været gældende siden 1981.
Uacceptabel risikoHøjeste acceptabelt risikoniveau =Acceptkriterium
ALARP-områdetEksempel på tolerabelt risikoniveauefter ALARP processenTolerabel risikoGenerelt acceptabelt risikoniveau
Generelt accepteretrisiko
42
Sikkerhed og sundhed
Risikoanalysen var tidligere et redskab til at godtgøre, at krav og grænseværdier fast-sat i lovgivningen blev overholdt. Nu skal den ansvarshavende virksomhed løbendearbejde med risikovurdering og med at nedbringe risici, når det er praktisk muligt. Detskal sikre en mere tidssvarende implementering af forbedringer.boks 5.1
ALARP-princippet og ALARP processenALARP er en forkortelse af det engelske udtryk ”As Low As ReasonablyPracticable”, der bruges indenfor arbejde med risikoanalyser. Udtrykket dækkerover et princip, der betyder, at risici skal nedbringes til et niveau, der er ”så lavt,som det er rimeligt praktisk muligt”.”Så lavt som rimeligt praktisk muligt” vil sige, at den opnåede risikoreduktion skalafvejes i forhold til de omkostninger, der er ved at opnå den. Desuden skal der vedvurderingen af, om det er rimeligt praktisk muligt at gennemføre forbedringer,tages hensyn til samfundets tekniske og sociale udvikling. Det svarer til arbejds-miljølovens principper.ALARP-princippet opererer med flere risikoniveauer, se figur 5.1. Risici, som erhøjere end den øvre grænse, er uacceptable og skal nedbringes. Alle risici over dennedre grænse skal reduceres, i det omfang dette er rimeligt praktisk muligt. Risiciunder den nedre grænse er på et niveau, som generelt opfattes som acceptabelt.Denne proces med at nedbringe risici til et acceptabelt niveau kaldes ALARPprocessen.Operationelt indebærer ALARP processen, at virksomhederne skal definere enrisikoprofil ved at fastlægge virksomhedens acceptkriterier for henholdsvis højestaccepterede risikoniveau og lavest tilsigtede risikoniveau. Alle konkrete krav oganvisninger samt grænseværdier i love og regler skal naturligvis overholdes.Virksomhederne skal dernæst identificere alle sikkerheds- og sundhedsmæs-sige risici. Herefter skal virksomheden vurdere, om det er muligt helt at fjernede identificerede sikkerheds- og sundhedsmæssige risici. Hvis de identificerederisici ikke kan fjernes, skal virksomheden nedbringe dem mod det lavest tilsigtederisikoniveau. Dette gælder også i de tilfælde, hvor lovgivningen ikke indeholderkonkrete anvisninger eller grænseværdier, men alene brede og funktionelle krav.
TilsynetEnergistyrelsen fører tilsyn med bemandede og ubemandede faste anlæg, flytbareanlæg samt rørledninger.Et centralt element i tilsynet er selskabernes ledelsessystem for sikkerhed og sundhed.Gennem ledelsessystemet skal selskaberne dokumentere, at de overholder gældendelove og regler. I ledelsessystemet indgår tredjepartsverifikation, der skal foretages afanerkendte sagkyndige.Selskaberne skal gennem ledelsessystemet bl.a. sikre, at de sikkerheds- og sundheds-mæssige risici for personer, der arbejder og opholder sig på offshoreanlæg, er identifice-ret, vurderet og nedbragt efter ALARP-princippet. Desuden skal selskaberne sikre, at desikkerheds- og sundhedsmæssige risici på offshoreanlæg styres på en systematisk måde.
Sikkerhed og sundhed
43
Tilsynet udføres som projekttilsyn, driftstilsyn og straksbesøg.ProjekttilsynProjekttilsyn kan opdeles i tilsyn med udbygningsprojekter og tilsyn med ændrings-projekter.Tilsyn med udbygningsprojekter dækker tilsynet i perioden mellem godkendelse afdet overordnede design og meddelelse af en driftstilladelse. Tilsynet varetages gen-nem regelmæssige statusmøder.Energistyrelsen kan desuden udføre tilsyn med selskabernes eget tilsyn med bygge- oginstallationsentreprenører.Endvidere kan Energistyrelsen føre tilsyn med tredjepartsverifikationen dvs. med,hvordan den er indarbejdet i selskabernes ledelsessystem.Tilsyn med ændringsprojekter omfatter de projekter, som selskaberne sender til god-kendelse i Energistyrelsen, hvilket er projekter, som vil have væsentlig betydning forrisikoen for større ulykker. Energistyrelsen vurderer i de enkelte tilfælde, om procedu-ren for tilsyn med udbygningsprojekter skal følges, eller om ændringsprojektet ikkebehøver godkendelse, men kan følges op i forbindelse med et driftstilsyn.DriftstilsynDriftstilsyn udføres ved:Regelmæssigt årligt tilsynsbesøg på bemandede anlægTilsynsbesøg på ubemandede offshoreanlægEmnetilsynUvarslet tilsynsbesøgDe regelmæssige, årlige tilsynsbesøg på bemandede anlæg er rettet mod arbejds-miljøforhold og anlægssikkerhed generelt. Der følges systematisk op på de tre fokus-områder arbejdsulykker, kulbrinteudslip og vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr.Derudover føres der tilsyn med specifikke ændringsprojekter og implementeringenaf ledelsessystemet.Energistyrelsen foretager derudover tilsynsbesøg på ubemandede offshoreanlæg.Emnetilsyn er rettet mod udvalgte indsatsområder som støj, processikkerhed, muskel-og skeletbesvær, psykisk arbejdsmiljø, aldring af anlæg mv. De udføres løbende og errettet mod enten et enkelt anlæg, en enkelt operatør eller alle operatører i Danmark.Et særligt emne er selskabernes ledelsessystem, hvor tilsynet primært foregår på sel-skabernes landkontorer. Der kan desuden være tale om opfølgning i forbindelse medtilsynsbesøg offshore.Energistyrelsen gennemfører tilsynsbesøg uden den normale varslingsperiode på 14dage (uvarslede tilsynsbesøg) i forbindelse med særlige aktiviteter eller ved behov foret øjebliksbillede af forholdene. I sådanne tilfælde vil tilsynsbesøget være specifikt,afgrænset og af kortere varighed.StraksbesøgStraksbesøg er tilsynsbesøg offshore, der gennemføres ved hændelser eller nærvedhændelser, der medfører eller kunne have medført alvorlig personskade eller væsentlig
44
Sikkerhed og sundhed
materiel skade på et offshoreanlæg. Den driftsansvarlige virksomhed skal straks indbe-rette sådanne alvorlige hændelser eller nærved hændelser til politiet, som underretterEnergistyrelsen. Energistyrelsen vurderer herefter, om der skal gennemføres et straks-besøg for at klarlægge de nærmere omstændigheder ved hændelsen og med sigte på atforebygge, at hændelsen kan gentage sig.Ligeledes skal større udslip af stoffer og materialer, der kan være sikkerheds- ellersundhedsfarlige, straks indberettes.TILSYNSBESØG I 2008I 2008 gennemførte Energistyrelsen 24 tilsynsbesøg offshore fordelt med 15 besøgpå bemandede faste offshoreanlæg, ét besøg på et ubemandet anlæg samt otte besøgpå flytbare anlæg, dvs. boreplatforme og beboelsesplatforme. Fem af disse besøg blevgennemført uanmeldt. Endvidere er der gennemført otte tilsynsbesøg hos operatørerog entreprenører på land. Herudover er tre boreplatforme besøgt i henholdsvis Norge,England og Singapore inden meddelelse af tilladelse til drift på dansk område.Oversigt over tilsynsbesøg i 2008 findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.I 2008 blev der i lighed med tidligere år sat fokus på arbejdsulykker, nærved hændel-ser, gaslækager og vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr samt på selskabernesledelsessystemer.
Tilsynsbesøg offshoreTilsynsbesøg offshore er primært rettet mod virksomhedens ledelsessystem forsikkerhed og sundhed.Tilsyn på et offshoreanlæg anmeldes normalt til den driftsansvarlige virksomhedmed ca. 14 dages varsel, men kan også gennemføres som uanmeldt tilsyn.Et tilsynsbesøg offshore omfatter typisk:Et indledende møde med sikkerhedsorganisationenEt møde med sikkerhedsrepræsentanterneInterview af ledelsen om bord (anlægschef, tekniske chefer, sundhedskyndig,catering, m.v.)Rundgang på anlægget med en arbejdsleder og en sikkerhedsrepræsentantEt afsluttende møde med sikkerhedsorganisationenEfter afslutning af tilsynsbesøget udarbejder Energistyrelsen en tilsynsrapport,der sendes til selskabet.
Uanmeldte tilsynsbesøgI 2008 gennemførte Energistyrelsen uanmeldte tilsynsbesøg på platformene HalfdanB, Gorm, Siri og Syd Arne samt på boreplatformen ENSCO 70, mens denne varplaceret ved Siri platformen. Besøget på ENSCO 70 blev foretaget i forlængelse af etanmeldt tilsynsbesøg på Siri platformen.Uanmeldte tilsyn gennemføres, hvor formålet med et tilsynsbesøg forspildes, hvistilsynsbesøget er varslet, eksempelvis overholdelse af hviletidsbestemmelserne,
Sikkerhed og sundhed
45
indkvartering og beredskab ved opmanding af anlæg, malerkampagner mv. Endvideregennemføres uanmeldte tilsyn, hvis der anmeldes forhold, der er i strid med lovgiv-ningen, eller hvis hensynet til de ansattes sikkerhed og sundhed i øvrigt gør detnødvendig.Energistyrelsen har i 2008 haft fokus på uanmeldte tilsynsbesøg. Evalueringen af deuanmeldte besøg i 2008 viser, at der ikke er observeret forhold, som afviger væsentligtfra observationer, der foretages ved anmeldte besøg. Energistyrelsen vil også fremoverforetage uanmeldte besøg på anlæggene.StraksbesøgI 2008 er der gennemført straksbesøg på Tyra Øst i forbindelse med brand i en turbinesamt på boreplatformen Energy Exerter og Halfdan A som opfølgning på arbejds-ulykker.
Brand i turbine, Tyra Øst, den 17. juni 2008En detektor i turbinens luftindtag registrerer gas over 20 pct. LEL (LowerExplosion Limit), men der sker ingen automatisk nedlukning af turbinen, dabrand- og gasmeldeanlægget ved turbinen midlertidigt er sat ud af drift på grundaf vedligeholdelse. Detektoren viser normaltilstand ca. tre sekunder senere.Personale sendes til stedet og ser, at røg trænger ud af støjdæmpningskabinenomkring turbinen, og udløser vandtågeanlægget (watermist) for at køle turbinen/udstødningskanalen.Der placeres to brandvagter for at sikre, at situationen forbliver under kontrol.Efter ca. 40 minutter observerer brandvagterne, at flangen, hvor udstødnings-kanalen er fastgjort, er rødglødende, og brandvagterne begynder at køle syste-met med slukningsudstyr gennem en dør i støjdæmpningskabinen. Samtidigaktiveres brandalarmen manuelt fra kontrolrummet, og besætningen mønstres.Sprinkleranlægget i området udløses, og procesanlægget trykaflastes for at mini-mere risikoen for brand og eksplosion.På intet tidspunkt er der observeret flammer i støjdæmpningskabinen omkringturbinen eller i udstødningssystemet. Ligeledes er der ingen alarm fra turbinensvarmedetektorer.Selskabets foreløbige konklusion:Et alvorligt mekanisk nedbrud i gasturbinen har forårsaget et momentant stop,hvorved der er opstået lækage i turbinens indre smøresystem, dvs. brud på rør,lejer og tætningsringe mv. enten i turbinens kompressordel eller i forbrændings-delen.Samtidig har oliepumpen, der skal smøre og køle lejer, tilført smøreolie, som pågrund af de høje temperaturer er antændt og har næret branden, indtil pumpen erstoppet manuelt.Turbinen er efterfølgende blevet sendt til Storbritannien for nærmere under-søgelse af årsagen til nedbruddet.
46
Sikkerhed og sundhed
Arbejdsulykke på boreplatformen Energy Exerter, den 29. marts 2008Ulykken indtræffer i forbindelse med demontering af BOP’en (ventilen, der skalhindre ukontrolleret udblæsning), hvor der skal foretages løft. Løftet er kategori-seret som en kritisk løfteoperation og indebærer bl.a. et ”blindt løft” af en slange,som går fra boregulvet og ud over Valdemar AB. Slangen består af to dele, som ersamlet med en kobling. Til det blinde løft anvendes et specielt hejseværk.På Valdemar platformen står to personer med en afstand på 2-3m. Den ene personskal holde øje med slangen, medens den anden person har radiokontakt med føre-ren af hejseværket. På et tidspunkt sidder slangen fast i et stillads på ValdemarAB, og udkigspersonen råber ”stop”. Den anden person sender beskeden viderevia radio til føreren af hejseværket, men samtidig splittes slangen i koblingen, ogden ene slangedel falder ca. 8-10 m ned og rammer udkigspersonen, som skades.Den tilskadekomne evakueres til Skejby hospital, hvor det viser sig, at han harbrækket tre ryghvirvler samt fået en flænge i hovedet.Energistyrelsen tog straks efter anmeldelsen ud til boreplatformen for at klar-lægge omstændighederne ved ulykken og ankom sammen med en repræsentantfra henholdsvis politiet, operatøren og den driftsansvarlige virksomhed. Det blevbl.a. observeret, at:Slangen var samlet med en hjemmelavet kobling, der ikke var godkendt ellerevalueret af andre.Personen, der stod for radiokommunikation kunne ikke se, at slangen sad fast iValdemar AB, men skulle høre det fra udkigspersonen, der ikke havde radiokommu-nikation med føreren af hejseværket, hvorfor meddelelsen om stop blev forsinket.Arbejdstilladelsen til operationen omfatter en Safe Job Analysis, som skullehave været gennemgået inden arbejdet startede. Dette fandt ikke sted.Der var ingen risikovurdering af løftet eller procedure herfor.På baggrund af dette samt den efterfølgende politirapport, har Energistyrelsenforetaget en politianmeldelse.
Arbejdsulykke på Halfdan A, den 2. juli 2008Medarbejderen er på vej op ad en 5 m lodret stige til et ca. 3 m højt stilladsrepos.Han bærer en 5,4 kg tung luftslange over venstre skulder. To trin fra stilladsrepos,mister han grebet i stigen, falder bagover og lander med ryggen på en trækasse,der netop forinden er blevet placeret på en palle ca. 1 meter fra stigen.Medarbejderen var iført sikkerhedssko, arbejdshandsker, hjelm og sikkerheds-briller. Stigen var placeret lodret for ikke at spærre en flugtvej og fæstnet for-neden med to truckerbånd. Energistyrelsen vurderer ulykken som en kombinationaf, at stigen står lodret, og medarbejderen bærer på en omfangsrig slangerulleover skulderen. Forholdene bevirker, at medarbejderen vil falde bagover, hvisgrebet i stigen mistes. Endvidere hæmmer slangerullen medarbejderen i sinebevægelserne og hindrer et godt greb i stigen.Efter ulykken er to af selskabets procedurer om anvendelse af stiger og stilladserblevet ændret.
Sikkerhed og sundhed
47
fig. 5.2Utilsigtede udslip af kulbrintegas,2004-2008Antal40
Vedligehold af sikkerhedskritisk udstyrOgså i 2008 har Energistyrelsen ved tilsynsbesøg offshore undersøgt, om operatørernefølger egne planer for vedligehold af anlæg og udstyr. Fokus har været på vedligeholdaf det sikkerhedskritiske udstyr.Sikkerhedskritisk udstyr er udstyr, der ved fejl kan medføre en alvorlig risiko forstore ulykker. Det omfatter blandt andet udstyr, som indgår i systemer til brand- oggasdetektion, til nedlukning og trykaflastning af procesanlæg, til brandbekæmpelse ogevakuering samt sikkerhedsudstyr generelt.Tilsynet i 2008 viste, at ikke alle operatører får gennemført vedligehold af sikkerheds-kritisk udstyr rettidigt. Energistyrelsen har påtalt dette over for de driftsansvarlige virk-somheder og vil rette særlig opmærksomhed mod de pågældendes vedligehold i 2009.
30
20
10
0
04
05
06
07
08
Større udslipVæsentlige udslip
Tilsynets fokus på vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr fortsætter i 2009.GasudslipDe driftsansvarlige virksomheder har pligt til at registrere alle udslip af kulbrintegasog straks anmelde udslip over en vis størrelse til Energistyrelsen. Fra juni 2008 anmel-des udslippene i kategoriernestørre udslipogvæsentlige udslip.De nye kategorier foranmeldepligtige udslip af kulbrintegas er vist i boks 5.2 og svarer til de kategorier, deranvendes i de øvrige Nordsølande.I 2008 er der anmeldt ét udslip af kulbrintegas i kategorien væsentlige udslip. Udslippetvar kortvarigt, havde en massehastighed på 0,7 kg/sek. og skete fra et instrumentrør.Produktionsanlægget blev nedlukket manuelt, inden detektorerne nåede at registrereen gaskoncentration, der ville medføre automatisk nedlukning af anlægget.Siden Energistyrelsen rettede fokus mod utilsigtede udslip af kulbrintegas, er detsamlede antal udslip faldet fra 36 i 2004 til ét udslip i 2008, se figur 5.2. Faldet viser, atselskabernes indsats mod utilsigtede udslip af kulbrintegas har været effektiv.ARBEJDSSKADERArbejdsskader er en fælles betegnelse for arbejdsulykker og arbejdsbetingede lidel-ser. Arbejdsulykker, der sker på offshoreanlæg, skal anmeldes til Energistyrelsen.Arbejdsbetingede lidelser skal indberettes til både Energistyrelsen, Arbejdstilsynet ogArbejdsskadestyrelsen af lægen, som er anmeldepligtig.ArbejdsulykkerEnergistyrelsen registrerer og behandler samtlige anmeldte arbejdsulykker på danskeoffshoreanlæg og vurderer selskabernes opfølgning. Arbejdsulykkerne tages op påmøder med sikkerhedsorganisationen på anlægget ved Energistyrelsens første tilsyns-besøg efter ulykken. Ved alvorlige ulykker gennemfører Energistyrelsen straksbesøg isamarbejde med politiet, se også afsnitteneTilsynetogTilsynsbesøg i 2008.Formålet med Energistyrelsens opfølgning på arbejdsulykker er, at virksomhedernei samarbejde med sikkerhedsorganisationen styrker den forebyggende indsats påoffshoreanlæggene.Energistyrelsen har i alt registreret 20 anmeldte arbejdsulykker i 2008. Heraf var 18på faste offshoreanlæg inkl. flytbare beboelsesplatforme og to på øvrige flytbare off-shoreanlæg. Ulykkerne ses opdelt efter ulykkesårsag i tabel 5.1 og figur 5.3.
boks 5.2
Kategorier for udslip af kul-brintegas, der skal anmeldesStørre udslipEn mængde på mere end 300 kgeller en massehastighed på mereend 1 kg/sek. i mere end 5 minut-terVæsentlige udslipEn mængde på mellem 1-300 kgeller en massehastighed på 0,1-1kg/sek. med en varighed på 2-5minutter
boks 5.3
Anmeldelse af arbejdsulykkerArbejdsulykker, der fører tiluarbejdsdygtighed i mindst én dagud over tilskadekomstdagen, skalanmeldes.Arbejdsgiveren har pligt til atanmelde ulykker, men alle har rettil at indgive en anmeldelse.Uarbejdsdygtighed defineres som,at ”den tilskadekomne er ude afstand til i fuldt omfang at vare-tage sit sædvanlige arbejde.”
48
Sikkerhed og sundhed
tabel 5.1Anmeldte arbejdsulykker i 2008fordelt efter ulykkkesårsagÅrsag til ulykkeFald/snublenBrug af tekniskehjælpemidlerHåndtering af godsKran- og løfte-operationerFaldende genstandØvrigeI altFaste82Flytbare00
Det faktiske fravær fordelt på de anmeldte arbejdsulykker for både faste og flytbareoffshoreanlæg er angivet i tabel 5.2.Energistyrelsen har tidligere år modtaget enkelte sent anmeldte arbejdsulykker,sædvanligvis fordi følgerne af en hændelse viser sig senere.Det vil sige, at ulykkerneer anmeldt for sent til at figurere i rapporten ”Danmarks olie- og gasproduktion” fordet pågældende år. I perioden fra 1999 til 2007 har Energistyrelsen modtaget i alt5 sent anmeldte arbejdsulykker fordelt således, at der i 2004 var fire sent anmeldtearbejdsulykker, hvoraf den ene var sket i 2002. De øvrige tre ulykker var sket i 2003.Herudover modtog Energistyrelsen i 2005 en anmeldelse af en ulykke sket i 2004.Energistyrelsen har besluttet fremoverat ændre praksis, således at for sent anmeldteulykker i fremtidige årsrapporter vilblive registreret bagud i det omfang, de er mod-tageti lighed med den praksis, som foregår på land.Således vil arbejdsulykker,der ersketi 2008, men som anmeldes sent, figurere i fremtidige årsrapporter.Energistyrelsen har derfor justeret figur 5.4 således, at den nu også afspejler de sentanmeldte arbejdsulykker fra tidligere år.
21
02
2318
002
tabel 5.2Faktisk fravær for anmeldtearbejdsulykker i 2008Varighed1-3 dage4-14 dage2-5 ugerMere end 5 ugerI altFaste046818Flytbare
fig. 5.3Anmeldte ulykker i 2005-08 for offshoreanlæg fordelt på årsag til ulykke2005Fald/snublen01012Stoffer og materialeBrug af tekniske hjælpemidlerElulykkerHåndtering af godsKran/løfteoperationerFaldende genstandØvrige024681012141618200620072008
Antal anm eldte ulykker
fig. 5.4Ulykkesfrekvens offshore og på landUlykker pr. mio. arbejdstimer15
UlykkesfrekvenserEnergistyrelsen udregner hvert år en ulykkesfrekvens. Ulykkesfrekvensen er antalanmeldte ulykker pr. mio. arbejdstimer.Ulykkesfrekvensen for både de faste og de flytbare offshoreanlæg for de seneste år ervist i figur 5.4. Den samlede ulykkesfrekvens for flytbare og faste offshoreanlæg var3,5 i 2008. Det er på niveau med 2007, hvor ulykkesfrekvensen var 3,6.For de flytbare offshoreanlæg blev der i 2008 registreret to arbejdsulykker, og der blevleveret i alt 1,42 mio. arbejdstimer. Ulykkesfrekvensen for flytbare offshoreanlæg erderved faldet fra 4,2 i 2007 til 1,4 i 2008.På faste offshoreanlæg og flytbare beboelsesplatforme var antallet af anmeldtearbejdsulykker 18 i 2008. De driftsansvarlige virksomheder har oplyst, at der i 2008blev leveret i alt 4,32 mio. arbejdstimer på disse offshoreanlæg. Ulykkesfrekvensen forde faste offshoreanlæg er dermed 4,2 for 2008, hvilket er en stigning i forhold til 2007,hvor ulykkesfrekvensen var 3,2.
10
5
0
99
00
01
02
03
04
05
06
07
08
Flytbare anlægFaste anlægGennemsnit
Sikkerhed og sundhed
49
Arbejdsulykke i forbindelse med malerarbejde på ventil, den 28. november 2008På Tyra Øst arbejdede en medarbejder med en ventil ophængt i en krog. Ventilenvejede ca. 30-35 kg. Under arbejdet, havde medarbejderen behov for at drejeventilen rundt, hvilket bevirkede, at krogen rettede sig ud, og ventilen faldt nedpå medarbejderens fod.Det viste sig, at ventilen var ophængt i ikke-godkendt udstyr. Efterfølgende erhændelsen gennemgået på sikkerhedsmøderne, og det er blevet indskærpet, atprocedurer om at anvende korrekt løfteudstyr altid skal følges.Energistyrelsen vil på sit førstkommende tilsynsbesøg undersøge, om dendriftsansvarlige virksomheds opfølgning på ulykken er tilstrækkelig.
Arbejdsulykke på grund af manglende afspærring, den 15. januar 2008En medarbejder på Tyra Vest kom til skade, da han trådte ned i et uafspærret hul,hvor dækslet var blevet løftet af. Medarbejderen fik brud på knoglen i venstreankel.Medarbejderen var blevet tilkaldt for at lukke en ventil. Smedeholdet havdenetop forinden løftet dækslet, som giver adgang til at lukke ventilen. Hullet blevikke afspærret, og skadelidte var derfor ikke opmærksom på, at dækslet var fjer-net, da han ankom til stedet.Ulykken indtraf, fordi medarbejderen, som ikke er en del af smedeholdet,uhindret kunne gå ind i et arbejdsområde, hvor der var skabt en åbning, som kunsmedeholdet kendte til.Efterfølgende har selskabet ændret proceduren omkring kortvarig fjernelse afmindre luger og riste, således at disse fremover altid vil blive afspærret. Energi-styrelsen har på sit tilsynsbesøg på anlægget i november 2008 konstateret, atproceduren er tilfredsstillende implementeret.
Ulykkesfrekvens på landEnergistyrelsen har sammenlignet ulykkesfrekvensen på de danske offshoreanlæg medulykkesfrekvensen på land som vist i tabel 5.3.På grund af det relativt lille antal ulykker på offshoreanlæggene, skal der blot ganskefå ulykker til at ændre billedet fra år til år. Det er derfor udviklingen gennem en år-række, og ikke udviklingen fra det ene år til det andet, der giver et indtryk af, om derreelt sker et fald i ulykkesfrekvensen.Der blev i 2007 anmeldt 48.882 arbejdsulykker for virksomheder på land. Med enarbejdsstyrke i 2007 (november 2006) på 2.821.641 beskæftigede (~ ca. 4,5 mia.arbejdstimer) kan ulykkesfrekvensen i 2007 for samtlige 50 branchekategorier på landberegnes til 11,0 anmeldelser pr. 1 mio. arbejdstimer. Beregningen er baseret på deantagelser, der er beskreveti boks 5.4. Arbejdstilsynet har endnu ikke opgjort antalarbejdsulykker ogantal beskæftigede for 2008.
50
Sikkerhed og sundhed
tabel 5.3Ulykkesfrekvens offshore og i andre brancher onshoreBranche2004Offshoreanlæg*Samtlige brancher på land i altHeraf:- Skibsværfter- Jord, beton og belægning- Murer-, snedker- og tømmerforretninger- Isolation og installation- Kemisk industri- Tunge råmaterialer og halvfabrikata**7,110,220056,411,0Frekvens20064,911,220073,611,020083,5
38,521,315,016,112,412,7
50,623,518,018,713,112,1
57,624,017,518,912,211,1
47,423,516,719,815,414,5
6DPOHW XO\NNHVIUHNYHQV IRU IDVWH RJ À\WEDUH RIIVKRUHDQOJ
´7XQJH UnPDWHULDOHU RJ KDOYIDEULNDWD´ GNNHU RYHU PDQJH EUDQFKHU )HNV HU XGYLQGLQJ DI
UnROLH RJ QDWXUJDV WHNQLVN VHUYLFHYLUNVRPKHG L IRUELQGHOVH PHG ROLH RJ JDVXGYLQGLQJ PÀHNVHPSOHU Sn XQGHUJUXSSHU LQGHQIRU ´7XQJH UnPDWHULDOHU RJ KDOYIDEULNDWD´
boks 5.4
Arbejdstilsynets opgørelse af arbejdsulykkerFor brancher på land opgør Arbejdstilsynet incidensen af anmeldte arbejdsulykkersom antal ulykkesanmeldelser i forhold til arbejdsstyrken, dvs. antal beskæftigede.Arbejdstilsynet anvender Danmarks Statistiks Registerbaserede arbejdsstyrke-statistik (RAS), som er en opgørelse af antallet af personer, der har deres primærebeskæftigelse i de pågældende brancher i november måned året før opgørelses-året. I Arbejdstilsynets årsopgørelser angives incidensen pr. 10.000 beskæftigede.For samtlige brancher på land var der således i 2007 en incidens på 173 anmeldel-ser pr. 10.000 beskæftigede.Denne incidens er ikke umiddelbart sammenlignelig med opgørelser af ulykkeri forhold til antal præsterede arbejdstimer (fx pr. 1 mio. arbejdstimer). En om-regning fra antal beskæftigede til antal præsterede arbejdstimer kan kun væreen tilnærmelse, idet det forudsættes at én beskæftiget svarer til et årsværk. Iomregning af tallene for virksomheder på land antages det, at der er 222 arbejds-dage om året, og at der er 7,12 arbejdstimer pr. dag svarende til et årsværk på1.580 timer.
Arbejdsbetingede lidelserArbejdsbetingede lidelser defineres som en sygdom eller lidelse, der er opstået efterlængere tids påvirkning under arbejdet eller som følge af andre forhold på offshorean-lægget.Lægerne har fra den 1. juli 2008 haft pligt til at indberette alle konstaterede eller for-modede arbejdsbetingede lidelser, der er blevet pådraget i forbindelse med arbejde på
Sikkerhed og sundhed
51
offshore anlæg, til Energistyrelsen. De arbejdsbetingede lidelser skal desuden fortsatindberettes til Arbejdstilsynet og Arbejdsskadestyrelsen.Arbejdstilsynet har afsluttet sit arbejde angående arbejdsbetingede lidelser for 2007,men har endnu ikke offentliggjort data for 2008.Energistyrelsen har for 2007 modtaget 12 indberetninger fra Arbejdstilsynet om for-modede arbejdsbetingede lidelser, hvor en læge har vurderet, at den arbejdsbetingedelidelse fortrinsvist er blevet pådraget i forbindelse med arbejde på offshore anlæg. Tilsammenligning blev der indberettet 10 formodede arbejdsbetingede lidelser i 2006.Indberetningerne for 2007 er fordelt på tre høreskader, syv indberetninger af muskel-og skeletbesvær samt to stress relaterede lidelser.Energistyrelsen har gennem årene haft fokus på problemstillinger både i forbindelsemed støj og muskel- og skeletbesvær og vil fortsat fokusere på disse emner fremad-rettet, således at antallet af formodede arbejdsbetingede lidelser offshore reduceres.Dette er ligeledes områder i arbejdsmiljøindsatsen, som bliver prioriteret i regeringenshandlingsplan frem til og med 2010.NÆRVED HÆNDELSERVæsentlige nærved hændelser skal anmeldes til Energistyrelsen, se boks 5.5. Energi-styrelsen har i 2008 modtaget i alt 27 anmeldelser om nærved hændelser, hvilket eret fald i forhold til 2007, men stadig markant flere anmeldelser end tidligere år. Detændrede antal anmeldelser vurderes ikke at afspejle en ændring i antallet af hændel-ser, men er nærmere et udtryk for, at selskaberne i 2008 har strammet op på rap-porteringsniveauet i forhold til tidligere. Antallet af anmeldelser indikerer ligeledes,at der fortsat er fokus på at lære af hændelser, og at de ansatte er opmærksomme påsikkerhedsmæssige forhold.boks 5.5
Anmeldelse af nærved hændelserVed en nærved hændelse forstås en hændelse, som umiddelbart kunne have førttil en ulykke med personskade eller en skade på offshoreanlægget. De hændelser,der skal anmeldes til Energistyrelsen er nærmere beskrevet i anmeldevejledningen,som findes på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk
Kulbrinteudslip defineres også som nærved hændelser, og Energistyrelsen har i 2008modtaget en anmeldelse af udslip af kulbrintegas i kategorien væsentlige udslip, seafsnittetTilsynsbesøg i 2008.
Påsejling af Halfdan DB, den 9. december 2008Et forsyningsskib berørte et af benene på beboelsesplatformen Halfdan DB.Årsagen var et svigt i skibets bovpropel. Ved berøringen skete kun ubetydeligmateriel skade bl.a. en bøjet lejder på anlægget. Energistyrelsen vil følge op påhændelsen ved det førstkommende tilsynsbesøg på Halfdan D.Eventuelle skader på skibet falder under Søfartsstyrelsens ressortområde.
52
Sikkerhed og sundhed
Nærved hændelse på Tyra Øst, den 1. december 2008En smed på Tyra Øst arbejdede i et telt under produktionsdækket. Smedenåbnede for en propangasflaske for at forvarme strukturen. Han tændte gnist-tænderen og opdagede derefter ild omkring sig. Han forsøgte at lukke ventilen påpropangasflasken, og konstaterede, at der stod flammer vinkelret ud fra flasken.Da medarbejderen ikke selv kunne slukke ilden, forlod han teltet og alarmeredebrandvagten, som 7 min. senere havde situationen under kontrol.Efterfølgende har selskabet meddelt Energistyrelsen, at der er udarbejdet 10anbefalinger, heriblandt ændringer i procedurer, som fremover skal følges for atforhindre, at en lignende situation kan opstå igen.Energistyrelsen har fulgt selskabets undersøgelser af hændelsen, og er enig ianbefalingerne, som nu er iværksat.
GODKENDELSER OG TILLADELSER EFTER OFFSHORESIKKERHEDSLOVENI 2008Tilsynet med sikkerhed og sundhed på faste og flytbare offshoreanlæg i den danskedel af Nordsøen indebærer også godkendelser og tilladelser til design, idriftsættelseog ændringer, der påvirker risikoen for større ulykker, samt til demontering af off-shoreanlæggene.Ved projektering af et anlæg skal operatøren minimere risikoen for ulykker ved driftenaf det færdige anlæg. Energistyrelsen skal, før et fast offshoreanlæg bygges, godkendedet overordnede design på grundlag af en ansøgning vedlagt ensikkerheds- og sund-hedsredegørelse for anlægget, se boks 5.6.Sikkerheds- og sundhedsredegørelsen ajourføres i takt med, at detaljer om sikkerheds-og sundhedsmæssige forhold bliver tilgængelige i løbet af projekterings-, bygge- oginstallationsfasen. Energistyrelsen fører tilsyn med projektet i disse faser samt meddriften af anlægget efterfølgende.I 2008 har Energistyrelsen givet følgende godkendelser:Halfdan feltetDet overordnede design for en ny procesplatform, Halfdan BD, er blevet godkendt.Halfdan BD bliver broforbundet til Halfdan BA og placeres ca. 100 m sydvest forHalfdan BA. Procesplatformen Halfdan BD vil komme til at omfatte kontrolrum ogforskelligt procesudstyr. Den forventes idriftsat i 2011.Der er givet tilladelse til installation af et nyt brøndhovedmodul på Halfdan BBplatformen, idriftsættelse af en ny kran ligeledes på Halfdan BB samt tilladelse tilopmanding på Halfdan BA og Halfdan BB.Dan feltetPå baggrund af idriftsættelsen af Dan Vestflanke brøndcaisson (beskyttelsesrør til denøvre del af brøndrørene), brøndstyr og brøndhovedmodul blev der i marts 2008 giveten ny driftstilladelse for Dan F anlægget.
Sikkerhed og sundhed
53
boks 5.6
Godkendelser og tilladelser i et fast offshoreanlægs livscyklusDet kræver en række godkendelser og tilladelser fra Energistyrelsen at udbyggeet kulbrintefund til et felt, sætte anlægget i drift, og til slut nedlukke feltet ogdemontere anlægget, se figur 5.5. I perioderne mellem godkendelserne førerEnergistyrelsen tilsyn med, at selskabet overholder myndighedskrav og selskabetsegne sikkerheds- og sundhedsprocedurer.Undergrundslovens § 10 kræver, at indvindingen af olie og gas skal foregå påen måde, så spild af ressourcer undgås. For at sikre dette skal operatøren, indenudbygningen af et fund går i gang, indsende en udbygningsplan til godkendelsehos Energistyrelsen. Udbygningsplanen skal bl.a. indeholde en produktionsplanog en beskrivelse af anlæggene. Operatøren skal indsende en ny udbygningsplan,hvis feltet senere hen skal videreudbygges. Godkendelser efter undergrundsloven i2008 er beskrevet i kapitel 2:Produktion og udbygning.Offshoresikkerhedsloven stiller krav om en godkendelse, før udbygningen af anlægmå gå i gang. Den gives efter offshoresikkerhedslovens § 27 og skal sikre, at de sik-kerheds- og sundhedsmæssige aspekter bliver tænkt ind allerede i det overordnededesign. Ansøgningen herom skal omfatte sikkerheds- og sundhedsredegørelsensamt en overordnet tidsplan for bygning og installation.En sikkerheds- og sundhedsredegørelse skal som minimum indeholde:En udførlig beskrivelse af offshoreanlægget og dets operationelle forhold.En udførlig beskrivelse af ledelsessystemet for sikkerhed og sundhed. Systemetskal sikre og dokumentere, at lovgivningen er overholdt i både normale ogkritiske situationer.En identifikation af de potentielle farer for store ulykker og skadeligepåvirkninger i arbejdsmiljøet.En vurdering af risici og dokumentation af, at disse risici er nedbragt så meget,som det er praktisk muligt (ALARP).Dokumentation af, at evakuering til et sikkert sted kan finde sted på en effektivog kontrolleret måde i kritiske situationer.Sikkerheds- og sundhedsredegørelsen skal opdateres hver gang, der sker envæsentlig ændring af desikkerheds- og sundhedsmæssige forhold på anlægget.Inden der må foretages ændringer, der har væsentlig indflydelse på risikoen forstørre ulykker på anlægget, skal der søges om en tilladelse til disse ændringer efteroffshoresikkerhedslovens § 29. Ændringerne kan både være fysiske ændringer påanlægget eller ændringer af anlæggets operationelle forhold.Før anlægget må sættes i drift, skal operatøren have en driftstilladelse for anlæg-get. Driftstilladelsen gives i medfør af § 28 i offshoresikkerhedsloven.Når feltet til slut skal lukkes og anlægget demonteres, skal operatøren søge omtilladelse til dette efter offeshoresikkerhedslovens §31.Nini feltetUdbygning og indvinding fra Nini Øst forekomsten blev i januar 2008 godkendt. God-kendelsen omfatter også det overordnede design for en ny produktionsplatform samtrørledninger til den eksisterende Nini platform. Nini Øst platformen og de tilhørenderørledninger forventes installeret i 2009. Borerammen (templaten) til Nini Øst boring-erne blev installeret i november 2008.
54
Sikkerhed og sundhed
Fig. 5.5Tidslinie for godkendelser og tilladelser i forbindelse med et fast offshoreanlægs livscyklus.Energistyrelsensaktiviteter**
Operatørensaktiviteter*
Ansøgning om opførelseaf et fast offshoreanlæg12Godkendelse efter UGL (§10) og OSL (§27)Overordnet designDetaljeret designBygningInstallationKlargøringAnsøgning omdriftstilladelse2Driftstilladelse efter OSL (§28)Driftstart=Ansøgning omændringstilladelse2Ændringstilladelse efter OSL (§29) og1 (§10)evt. godkendelse efter UGL1Evt. godkendelse efter UGL (§28)
Fysiske eller opera-tionelle ændringer
=
Ansøgning omdemonteringstilladelse2Demonteringstilladelse efter OSL (§31)Demontering
Tid
* Operatøren udarbejder og ajourfører sikkerheds- og sundhedsredegørelsen (SSR) for anlægget** Energistyrelsen fører herudover tilsyn med anlægget gennem hele dets livscyklus1UGL: Undergrundsloven2OSL: Offshoresikkerhedsloven
Vandinjektionsledningen fra Siri til Nini er beskadiget, og Energistyrelsen har i juli2008 givet tilladelse til en udskiftning, som forventes foretaget i 2009.Tyra feltetPå Tyra Øst A platformen er der givet tilladelse til forstærkning af den bærende kon-struktion og en ny bådlanding.På Harald er der givet tilladelse til at operere ved lavt tryk.Den oprindelige tilladelse til at idriftsætte den ubemandede indvindingsplatformValdemar BA var betinget af en broforbindelse mellem Valdemar BA platformen ogboreplatformen Noble Byron Welliver, idet boreplatformen bl.a. fungerede som ind-
Sikkerhed og sundhed
55
kvartering for mandskab, der udførte arbejde på Valdemar BA. Noble Byron Welliverblev i 2008 flyttet fra Valdemar BA, og en ny driftstilladelse uden betingelse om bro-forbindelse til boreplatformen blev derfor givet.Flytbare anlægI 2008 er der givet driftstilladelse til boreplatformen ENSCO 71 samt fornyet drift-stilladelse for boreplatformen ENSCO 101. Der er meddelt en 5-årig driftstilladelsefor boreplatformen Noble Byron Welliver. Derudover har den helt nye boreplatformMærsk Resolute fået en driftstilladelse.Hotelplatformen Safe Esbjerg, der ligger ved Gorm, har fået fornyet driftstilladelsen.ÆNDRET OFFSHORESIKKERHEDSLOVLov om sikkerhed og sundhed på offshoreanlæg, offshoresikkerhedsloven, omfatteranlæggenes sikkerhed samt de ansattes sikkerhed og sundhed.I slutningen af 2008 blev der i Folketinget fremsat et forslag til ændring offshore-sikkerhedsloven. Loven er blevet vedtaget og træder i kraft den 1. juli 2009.Lovændringen præciserer, hvornår der skal søges om godkendelse eller tilladelse tilnybygning, udvidelser, idriftsættelse og ændringer af eksisterende offshoreanlæg.Præciseringerne bidrager til et højere sikkerhedsniveau for ændringsprojekter påeksisterende faste offshoreanlæg, da tilsynsmyndigheden fremover bliver inddraget iprojektet på et tidligt tidspunkt.Klima- og energiministeren får endvidere med ændringen af loven samme bemyndigel-ser til at udstede regler om anerkendelse af erhvervsmæssige kvalifikationer vedarbejde på offshoreanlæg, som beskæftigelsesministeren har på land. Udmøntningenvil blive drøftet med parterne i Offshoresikkerhedsrådet, se boks 5.7.Endelig er bestemmelsen om anvendelse af anerkendte normer og standarder udvidettil generelt at omfatte offshoreanlægs konstruktion, indretning og udstyr. Også denneændring bidrager til et højere sikkerhedsniveau for anlæggene.boks 5.7
OffshoresikkerhedsrådetOffshoresikkerhedsrådet er ned-sat i medfør af § 58 i offshore-sikkerhedsloven. Rådet har tilopgave at medvirke ved udarbej-delsen af regler i henhold til loven,følge den tekniske og socialeudvikling vedrørende offshorean-læg og drøfte øvrige forhold, derer omfattet af loven.Rådet består af en formand samt19 medlemmer, der repræsenterermyndigheder, arbejdsgiver ogarbejdstagerorganisationer.
Offshoresikkerhedsloven, der blev vedtaget med opbakning fra alle Folketingetspartier i december 2005, erstattede havanlægsloven. En række regler fra den gamlelov er stadig opretholdt, og arbejdet med at opdatere disse er stadig i gang. Reglerneudarbejdes af Energistyrelsen efter drøftelse med arbejdsmarkedets parter i Offshore-sikkerhedsrådet, se boks 5.7.
56
Sikkerhed og sundhed
6
RESERVEREnergistyrelsen foretager hvert år en opgørelse af de danske olie- og gasreserver.Reserverne er pr. 1. januar 2009 opgjort til henholdsvis 200 mio. m� olie og 107 mia.Nm� gas.Energistyrelsens nye opgørelse viser et fald i oliereserverne på 7 pct. og en stigningi gasreserverne på 2 pct. i forhold til opgørelsen pr. 1. januar 2008. Reduktionen afoliereserverne på 14 mio. m� skyldes hovedsagelig produktionen i 2008.Den samlede forventede indvinding af gas er i forhold til sidste års opgørelse opskre-vet med 12 mia. Nm�. Gasproduktionen i 2008 udgjorde 10 mia. Nm�, hvorfor stignin-gen i reserverne er 2 mia. Nm�.Der er pr. 1. januar 2009 produceret 331 mio. m� olie, mens oliereserverne udgør 200mio. m�. Produktionen i perioden 1972 - 2008 udgør således 62 pct. af den samledeforventede indvinding fra kendte felter og fund, se figur 6.1.Energistyrelsens reserveopgørelse pr. 1. januar 2009 er vist i bilag C. På baggrund afudviklingen i international praksis for opgørelse af olie- og gasreserver er der sketændringer i nogle operatørers opgørelsesmetode. Det har givet ændringer i selskaber-nes rapportering, som danner grundlag for reserveopgørelsen. Derfor kan der ikke somtidligere angives en høj reserveværdi for olie og gas. Energistyrelsen vil iværksætte etarbejde til afklaring af principperne for Energistyrelsens fremtidige reserveopgørelser.Den teknologiske udvikling og eventuelle nye fund som følge af efterforskningsaktivi-teterne, blandt andet i licenserne fra 6. udbudsrunde, kan tilføje opgørelsen yderligerereserver i fremtiden.5 års prognoseEnergistyrelsen udarbejder en 5 års prognose for produktion af olie og naturgas iforbindelse med årsrapporten. Prognosen revideres hvert efterår.OlieFor 2009 forventes olieproduktionen at blive 15,5 mio. m� svarende til ca. 267.000tønder olie pr. dag, se tabel 6.1. Det er en nedgang på 7 pct. i forhold til 2008, hvor
fig. 6.1Producerede oliemængder og oliereserver
1. januar 2008
1. januar 2009
Produceret315 mio. m� olie
Reserver214 mio. m� olie
Produceret331 mio. m� olie
Reserver200 mio. m� olie
1
2
1972 til 2008
1972 til 2009
Reserver
57
olieproduktionen var 16,7 mio. m�. I forhold til sidste års prognose for 2009 er det enopskrivning på 3 pct., som hovedsagelig skyldes øgede forventninger til produktionenfra felterne Skjold og Syd Arne.Fra 2009 til 2013 forventes olieproduktionen at aftage yderligere. I forhold til sidsteårs prognose er skønnet for produktionen i 2009 og 2010 ikke ændret væsentligt,mens skønnet for perioden 2011-2013 i gennemsnit er nedskrevet med 19 pct. iforhold til tidligere. Nedskrivningen skyldes hovedsagelig reducerede forventningertil produktionen på Dan og Halfdan felterne samt en udsættelse af det forventedetidspunkt for idriftsættelse af Hejre fundet.NaturgasProduktionen af naturgas forventes i 2009 at blive 8,5 mia. Nm�, se tabel 6.1. I forholdtil sidste års prognose er skønnet for produktionen i perioden 2009-2011 ikke ændretvæsentligt, mens skønnet for 2012 og 2013 i gennemsnit er nedskrevet med 13 pct. iforhold til tidligere. Nedskrivningen skyldes hovedsagelig en udsættelse af det forven-tede tidspunkt for idriftsættelse af Hejre.
tabel 6.1Forventet produktion af olie og naturgas
2009Olie, mio. m�Naturgas, mia. Nm�15,58,5
201015,08,2
201113,67,2
201212,46,2
201311,05,1
Selvforsyningsgrader i de kommende 5 årDanmark har været selvforsynende med energi siden 1997. Danmark er selvfor-synende med energi, når energiproduktionen overstiger energiforbruget i en samletenergimæssig opgørelse.Forbruget af forskellige energiprodukter er ikke fordelt på samme måde somenergiproduktionen. Derfor kan der forekomme import af visse produkter, selv omDanmark, energimæssigt opgjort, er selvforsynende.Den samlede produktion af olie, gas og vedvarende energi var i både 2007 og 200830 pct. større end det samlede energiforbrug. Dette kan fastholdes, fordi en faldendeenergiproduktion modsvares af et tilsvarende fald i energiforbruget.Olie- og gasproduktionen oversteg det samlede energiforbrug i 2008 med 14 pct. ogdet samlede forbrug af olie og gas med 91 pct.Tabel 6.2 viser Energistyrelsens forventninger til udviklingen i selvforsyningsgraderi de kommende 5 år. Den anførte forbrugsprognose er ”Energistyrelsens basisfrem-skrivning, april 2009”.De forventede selvforsyningsgrader i tabellen udviser generelt et fald i forhold til detilsvarende tal opgjort i rapporten ”Danmarks olie- og gasproduktion 2007”. Faldetskyldes primært, at forventningerne til olie- og gasproduktionen er nedskrevet i for-hold til sidste års prognose.
58
Reserver
tabel 6.2Selvforsyningsgrader
2009Produktion i PJOlieGasVedvarende energiI altEnergiforbrug i PJSelvforsyningsgrader i pct.ABC1781081285733651681.106866
20105553521831.090869
20115023121951.009855
2012457272203932847
2013405231212847834
179104125
16395118
14986110
13376102
A. Produktion af olie og gas i forhold til forbruget af olie og gas.B. Produktion af olie og gas i forhold til det samlede energiforbrug.C. Produktion af olie og gas samt vedvarende energi i forhold til det samlede energiforbrug.
20 års prognoseEnergistyrelsen udarbejder årligt en 20 års prognose for produktion af olie og naturgasbaseret på reserveopgørelsen. Prognosen opdeles i henholdsvis et reservebidrag forolie og et reservebidrag for naturgas.En prognose, som dækker en periode på 20 år, er mest pålidelig først i perioden, og detligger i prognosens metodik, at produktionen falder efter en kort årrække.Reservebidragets forløb for olie er generelt aftagende, se figur 6.2. Dog forventes enstigende produktion i 2014 og 2015, som skyldes udbygning af nye felter og videreudbygning af en række eksisterende felter. Produktionen forventes om 10 og 15 år atudgøre henholdsvis omkring halvdelen og en fjerdedel af produktionen i 2008.Produktionsfaldet kan dog forventes opbremset af den teknologiske udvikling, somkan øge indvindingen fra prognosens felter, og eventuelle nye fund som følge af efter-forskningsaktiviteterne i blandt andet licenserne fra 6. udbudsrunde.I modsætning til olieproduktionen, der umiddelbart kan afsættes til den gældendemarkedspris, er det en forudsætning for produktion af naturgas, at der er indgåetkontrakter om levering.Siden salget af gas begyndte i 1984, er leverancerne af naturgas fra A. P. MøllersEneretsbevilling primært sket i henhold til kontrakter for gassalg indgået mellemDUC-selskaberne og DONG Naturgas A/S. Det nuværende aftalekompleks omfatterikke et fast, samlet volumen, men en årlig mængde, der leveres så længe, det er tekniskog økonomisk forsvarligt for DUC at opretholde produktionen på dette niveau.I 1997 blev der endvidere indgået aftale om køb af gassen fra Syd Arne feltet mellemHess Denmark ApS-gruppen og DONG Naturgas A/S, og i 1998 blev der indgået kon-trakt med DONG Naturgas A/S om leverance af DONG-gruppens andel af gassen fraLulita feltet.Endvidere er der medregnet naturgasproduktion som følge af eksportkontrakter gen-nem rørledningen fra Tyra Vest via NOGAT-rørledningen til Holland.
fig. 6.2Reservebidrag, oliemio. m320
15
10
5
02009
2014
2019
2024
Reserver
59
fig. 6.3Reservebidrag, naturgasmia. Nm310864202009
Reservebidraget for naturgas er vist på figur 6.3. Der forventes generelt et aftagendeforløb af produktionen i lighed med olien. I 2014 og 2015 forventes produktionen atstige en smule for derefter at falde.Selvforsyning i de kommende 20 årEnergistyrelsen udarbejder prognoser for forbruget af olie og naturgas i Danmark.På figur 6.4 er for olie vist den producerede mængde samt det historiske forbrug.Endvidere fremgår reservebidraget samt styrelsens forbrugsprognose fra ”Energi-styrelsens basisfremskrivning, april 2009”.
2014
2019
2024
fig 6.4Olieproduktion og reservebidragmio. m�30Selvforsyning1993202018
10
0197519851995200520152025
Produktion og reservebidrag
forbrug
Der er markant forskel på forløbet af prognoserne for forbrug og produktion.Forbrugsprognosen har et næsten konstant forløb, mens produktionsprognosener stærkt aftagende, bortset fra nogle år i første halvdel af prognoseperioden, hvorproduktionen forventes at stige. Det aftagende forløb for produktionen skyldes, atder ikke i den viste prognose er medtaget yderligere udbygning af kendte felter medny teknologi eller udbygning af nye fund.Med disse forudsætninger for produktionen forventes Danmark at være selvfor-synende med olie til og med 2018.Prognoserne for naturgas udviser et lignende forløb som for olien, og Danmark for-ventes at være selvforsynende med naturgas til og med 2020 med reservebidraget somprognosegrundlag, se figur 6.5.Den teknologiske udvikling og eventuelle nye fund som følge af efterforsknings-aktiviteterne forventes dog at bidrage med yderligere produktion og dermed forlængeDanmarks periode med selvforsyning med olie og naturgas, se nedenfor.
60
Reserver
fig 6.5Naturgasproduktion og reservebidragmia. Nm�15
10
2020
5
0197519851995200520152025
Produktion og reservebidrag
forbrug
RESSOURCEREt skøn over de danske olie- og gasressourcer kan opdeles i tre bidrag:Et reservebidrag,som udarbejdes på grundlag af, hvor meget olie og gas, der kan ind-vindes fra kendte felter og fund med nuværende produktionsmetoder.Et teknologibidrag,der er et skøn over de mængder af olie og gas, der vurderes yderli-gere at kunne indvindes ved brug af ny teknologi.Et efterforskningsbidrag,som er et skøn over de mængder af olie og gas, der vurderesat kunne indvindes fra nye fund.Det skal understreges, at skøn over teknologi- og efterforskningsbidragets størrelse erbehæftet med stor usikkerhed.Energistyrelsens skøn for teknologibidraget for olie tager udgangspunkt i en forøgelseaf den gennemsnitlige indvindingsgrad på de danske felter med 5 pct. point. Den gen-nemsnitlige indvindingsgrad er de samlede indvindelige oliemængder i forhold til desamlede tilstedeværende mængder. Baseret på reserveopgørelsen er den gennemsnit-lige forventede indvindingsgrad for olie i dag 23 pct.Antagelsen om, at det er muligt at forøge den gennemsnitlige indvindingsgrad for oliemed 5 pct. point, er baseret på en vurdering af den historiske udvikling. Den gennem-snitlige indvindingsgrad steg således med 9 pct. point i perioden 1990 til 2000. Derhar ikke siden 2000 været nogen significant forøgelse af indvindingsgraden. Det erimidlertid meget vanskeligt at forudse, hvilke nye teknikker der fremover vil bidragetil yderligere produktion eller at estimere, hvor meget disse teknikker vil bidrage tilproduktionen.I rapporten ”Analyse vedrørende olie og naturgasressourcer, Maj 2005”, som er en bag-grundsrapport til Energistrategi 2025, blev der forudsat et teknologibidrag svarendetil en forøgelse af indvindingsgraden på 5 pct. point baseret på den daværende relativt
Reserver
61
lave oliepris. I rapporten blev det også fremhævet, at der med en relativ høj oliepris vilvære et betydeligt incitament til udvikling af ny teknologi.Nye teknikker skal implementeres, mens felterne producerer. Oftest vil det ikke væreøkonomisk rentabelt at indføre ny teknologi, når et felt først er lukket. Dette indebæ-rer, at der er et begrænset tidsrum til at udvikle og indføre nye teknikker i.Hovedparten af teknologibidraget på 5 pct. forventes opnået ved ibrugtagning af nyteknik til injektion af CO2i de store producerende felter med vandinjektion, mensresten er mindre bidrag fra andre teknologiske tiltag. Det er forudsat, at CO2injektionførst vil bidrage til produktionen fra perioden 2020-25, mens de øvrige tiltags bidragtil produktionen vil være fordelt i prognoseperioden.Energistyrelsens skøn for efterforskningsbidraget er baseret på en ny opgørelse afefterforskningspotentialet fra primo 2009. Opgørelsen tager udgangspunkt i de i dagkendte efterforskningsprospekter og vurderinger af, hvilke yderligere reserver der kanpåvises i prognoseperioden. Efterforskningspotentialet vurderes til 60 mio. m� olie og45 mia. Nm� gas.Energistyrelsen vil iværksætte et arbejde til afklaring af principperne for styrelsensfremtidige opgørelser af teknologi- og efterforskningsbidragene samt iværksætte envurdering af Danmarks selvforsyningssituation.Energistyrelsens prognoseskøn for olieproduktionen består af reserve-, teknologi- ogefterforskningsbidrag. Prognoseskønnet er vist på figur 6.6. Endvidere er forbrugs-prognosen fra ”Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2009” vist. Det ses af figuren,at Danmark forventes at være selvforsynende med olie i 10 år til og med 2018 baseretpå reservebidraget. Rækkevidden af selvforsyningen for reservebidraget er forholdsvissikker, idet produktionen for bidraget kendes med betydelig sikkerhed og forventes ataftage markant, mens forbruget forventes at være nogenlunde konstant.
fig 6.6Olieproduktion og prognoseskønmio. m�30
20
10
01975198519952005201520252035
EfterforskningsbidragTeknologibidrag
Produktion og reservebidrag
Forbrug
62
Reserver
Prognoseskønnet for olieproduktionen inklusiv teknologi- og efterforskningsbidragethar et svagt aftagende forløb fra 2022 og omkring 10 år frem. Fra 2022 er forskel-len mellem prognoseskønnet for produktionen og forbruget omkring 10 pct. ellermindre. Der er derfor betydelig usikkerhed omkring, hvor længe selvforsyningen kanopretholdes. Med teknologi- og efterforskningsbidragene skønnes Danmark at væreselvforsynende med olie i omkring 20 år regnet fra 2009.Styrelsens prognoseskøn for naturgas indeholdende reserve-, teknologi- og efterforsk-ningsbidrag er vist på figur 6.7. Endvidere er forbrugsprognosen fra ”Energistyrelsensbasisfremskrivning, april 2009” vist. Danmark forventes at være selvforsynende mednaturgas i 12 år til og med 2020 baseret på reservebidraget.
fig 6.7Naturgasproduktion og prognoseskønmia. Nm�15
10
5
01975198519952005201520252035
EfterforskningsbidragTeknologibidrag
Produktion og reservebidrag
Forbrug
For naturgas forventes ikke noget markant teknologibidrag, da der allerede meddagens teknologi opnås en væsentlig højere indvindingsgrad end for olie. Bidragetforventes derfor ikke at forlænge Danmarks selvforsyning med naturgas væsentligt.Hvis teknologi- og efterforskningsbidraget medregnes, skønnes Danmark at være selv-forsynende med naturgas i omkring 20 år regnet fra 2009.
Reserver
63
7
ØKONOMIOlie- og gasproduktionen fra Nordsøen påvirker samfundsøkonomien via statensskatteindtægter, effekterne på handels- og betalingsbalancen samt via overskuddetfra olie- og gassektorens aktører og ikke mindst som arbejdsplads for mangemennesker.Derudover har indvindingen af kulbrinter bidraget til, at Danmark siden 1997 harværet selvforsynende med energi.VÆRDIEN AF OLIE- OG GASPRODUKTIONENVærdien af olie- og gasproduktionen bestemmes af tre faktorer; udviklingen i produk-tionen, den internationale råoliepris samt dollarkursen.Den gennemsnitlige oliepris i 2008 ved Brent-noteringen var 97,2 US$ pr. tønde.Hermed fortsatte olieprisen de senere års stigning ved at stige med knap 35 pct. fra2007, hvor den gennemsnitlige oliepris var 72,5 US$ pr. tønde.Udviklingen i olieprisen i 2008 ses af figur 7.1. Som det fremgår af figuren toppedeolieprisen foreløbigt i juli 2008 med et gennemsnit på godt 133 US$ pr. tønde. Denresterende del af året bød på store fald i olieprisen. I figur 7.1 er udviklingen i olie-prisen også gengivet i €. Som det fremgår af figuren mindskes spændet i løbet af 2008mellem olieprisen i US$ og €. Udsvingene i olieprisen i US$ er voldsommere end i €,hvilket primært skyldes udviklingen i dollarkursen.Den gennemsnitlige dollarkurs var i 2008 på 5,1 kr. pr. US$ i forhold til 5,4 året før.Dollarkursen gennemgik store udsving i 2008 og sluttede året på et væsentligt højeregennemsnitligt niveau end den begyndte på (5,57 kr. pr. US$ mod 5,06 kr. pr. US$).Dollarkursen var på sit laveste gennemsnitlige månedsniveau i juli (4,73 kr. pr. US$).Olieprisens niveau i denne måned er i klar sammenhæng med den svage dollarkurs.
fig 7.1Oliepriser, 2008, US$ og EUR160140120100806040200
jan
feb
mar
apr
maj
jun
jul
aug
sep
okt
nov
dec
US$ pr. td.Euro pr. td.
64
Økonomi
Den gennemsnitlige pris for en tønde Brent-olie var på 485,8 danske kroner i 2008mod 392,1 i 2007. Stigningen i olieprisen i US$ opvejer således en del af faldet idollarkursen og olieprisen steg i danske kroner med knap 25 pct. fra 2007 til 2008.Olieprisens udvikling fra 1972 til 2008 er vist i figur 7.2. Olieprisen i faste priser kom i2008 op på samme niveau som rekordårene i begyndelsen af 1980’erne.Produktionsværdien fordeler sig ifølge de foreløbige skøn for 2008 med ca. 51,5 mia.kr. på olieproduktion og 15,5 mia. kr. fra gasproduktion.Den samlede værdi af den danske olie- og gasproduktion i 2008 skønnes til 67 mia. kr.,hvilket er en stigning på knap 10 pct. i forhold til året før. Stigningen i produktions-værdien skyldes den højere oliepris, der mere end opvejer et fald i produktion ogdollarkurs.I figur 2.3 i kapitel 2:Produktion og udbygningses, hvordan olieproduktionen i 2008fordeler sig på de ti producerende selskaber i Danmark.Energistyrelsen udarbejder på baggrund af reserveopgørelsen en produktionsprognosefor den fremtidige udvikling i produktionen, se kapitel 6:Reserver.I bilag D findes en detaljeret oversigt over økonomiske nøgletal fra 1972 til 2008.PRODUKTIONENS BETYDNING FOR DANSK ØKONOMIOlie- og gasaktiviteterne har en gavnlig effekt på handelsbalancen og på betalings-balancens løbende poster. Det skyldes, at olie- og gasproduktionen bidrager til, atDanmark er selvforsynende med energi samtidig med, at der er mulighed for eksport.Handelsbalancen for olie og naturgasDanmark har siden 1995 haft overskud på handelsbalancen for olie og gas. Stigningen iolieprisen er hovedårsagen til, at overskuddet på handelsbalancen for olie og naturgasinklusive olieprodukter i 2008 blev på 26,6 mia. kr. Overskuddet fastholdes dermed
fig 7.2Olieprisens udvikling 1972-2008, US$ pr. td.120
100
80
60
40
20
01972197619801984198819921996200020042008
Løbende priser2008-priser
Økonomi
65
fig 7.3Handelsbalance for olie og naturgas, mia. kr., årets priser403020100788898
-10-20-30
på et højt niveau om end overskuddet er faldet fra 28,3 mia. kr. i 2007. Faldet skyldesden lavere produktion og valutakursen. Udviklingen i Danmarks handel med udlandetinden for olie og gas ses af figur 7.3.BetalingsbalanceeffektenPå baggrund af egne prognoser for produktion, investeringer, drifts- og transport-omkostninger udarbejder Energistyrelsen et skøn for olie- og gasaktiviteternes effektpå betalingsbalancens løbende poster i de kommende 5 år. Beregningerne sker på bag-grund af en række antagelser om importindholdet, renteudgifter samt selskabernesoverskud fra kulbrinteaktiviteterne.Energistyrelsens 5-årsprognose er i år udarbejdet for tre forløb af olieprisen. Formåletmed at beregne tre forløb er at illustrere betalingsbalanceeffekternes følsomhed over-for ændringer i olieprisen. Det er således kun olieprisen, som ændres i de tre forløb.Beregningerne indeholder ingen dynamiske eller afledte effekterDe tre forløb beregnes med en oliepris på henholdsvis 30, 60 og 120 US$ pr. tønde ogmed en dollarskurs på 5,6 kr. pr. US$. En pris på 120 US$ pr. tønde svarer nogenlundetil IEA’s langsigtede forventning til olieprisen.
tabel 7.1Olie- og gasaktiviteternes betalingsbalanceeffekt, mia. kr. 2008-priser,Mellem prisforløb (60 US$/td.)
2009Samf. økonomiskproduktionsværdiImportindholdVare- og tjenestebalancenRenter og Udbytter til udlandBetalingsbal. løbende posterBetalingsbal. løbende poster,lavt prisforløb (30US$/td.)Betalingsbal. løbende poster,højt prisforløb (120US$/td.)Note: baseret på Energistyrelsens 5-årsprognose
20104654111301952
2011414379281849
2012373348271745
2013324286221338
4844311322155
66
Økonomi
08
fig 7.4Fordeling af statens indtægter i 2008
27,5pct.31pct.
Værdien af de forskellige poster i beregningen af olie- og gasaktiviteternes effekt påbetalingsbalancen for prisforløbet på 60 US$ pr. tønde er vist i tabel 7.1. Nederst itabellen vises endvidere den beregnede effekt på betalingsbalancens løbende posterfor prisforløb på henholdsvis 30 US$ og 120 US$ pr. tønde.Ved en oliepris på 60 US$ pr. tønde skønnes olie- og gasaktiviteternes effekt på beta-lingsbalancens løbende poster at ligge på 22-32 mia. kr. pr. år i perioden 2009-2013.Det fremgår endvidere, at en højere oliepris betyder en større effekt og omvendt.Statens indtægterStaten modtager indtægter fra indvindingen af olie og naturgas i Nordsøen via direkteindtægter fra forskellige skatter og afgifter: selskabsskat, kulbrinteskat, produktions-afgift, olierørledningsafgift, dispensationsafgift og overskudsdeling.
<1pct.
7pct.
34,5pct.
SelskabsskatRørledningsafgift (inkl.despensationsafgift)Overskudsdeling
ProduktionsafgiftKulbrinteskat
Udover de direkte indtægter fra skatter og afgifter har staten indirekte indtægter fraNordsøen gennem sin aktiepost i Dong Energy. Det skyldes, at datterselskabet DONGE&P A/S deltager i dele af olie- og gasaktiviteterne, og herigennem opnår staten indi-rekte en indtægt. Endvidere vil staten på sigt opnå en indtægt gennem Nordsøfonden.En uddybende forklaring af grundlaget for statens indtægter fra skatter og afgifter påindvindingen af olie og gas kan ses i boks 7.1.Kulbrinteskatten udgør, med en andel på knap 35 pct., den væsentligste indtægtskildefor staten. Fordelingen af statens skatteindtægter i 2008 er vist i figur 7.4.Statens samlede indtægter fra indvindingen af kulbrinter i Nordsøen beløber sig iperioden 1963 – 2008 til 229 mia. kr. i 2008-priser. Figur 7.5 viser udviklingen i statensindtægter fra 1972-2008. Den akkumulerede produktionsværdi var i perioden 568 mia.kr., mens den akkumulerede værdi af rettighedshavernes udgifter til efterforskning,udbygning og drift var 245 mia. kr.
fig 7.5Udvikling i statens samlede indtægter ved olie- og gasindvinding 1972-2008,mia. kr., 2008-prisermia. kr.403530252015105072747678808284868890929496980002040608
ProduktionsafgiftOverskudsdeling
Selskabsskat
Rørledningsafgift*
Kulbrinteskat
* Inkl. dispensationsafgiftAnm. Finanslovens periodisering (indbetalingsår)
Økonomi
67
boks 7.1
Statens indtægtskilder fra olie- og gasindvindingen i NordsøenSkatter og afgifter sikrer staten en indtægt fra produktionen af olie og gas. SKAT administrerer opkræv-ningen af selskabs- og kulbrinteskatten, mens Energistyrelsen tager sig af overskudsdeling samt pro-duktions-, olierørlednings- og dispensationsafgiften. Desuden fører Energistyrelsen teknisk tilsyn medmålingen af olie- og gasproduktionen, der indgår i grundlaget for beregningen af statens indtægter.I det følgende gennemgås statens indtægtskilder med udgangspunkt i gældende regler for 2008.Detaljerede oplysninger findes i bilag E og på Energistyrelsens hjemmeside.SelskabsskatSelskabsskatten er en af statens vigtigste indtægtskilder på olie- og gasområdet.KulbrinteskatKulbrinteskatten blev indført i 1982 med det formål at beskatte ekstraordinært høje fortjenester,for eksempel som følge af høje oliepriser.ProduktionsafgiftI ældre tilladelser indgår et vilkår om betaling af produktionsafgift eller royalty, som beregnes pågrundlag af værdien af de producerede kulbrinter fratrukket transportomkostninger. Nye tilladelserindeholder ikke krav om betaling af produktionsafgift.OverskudsdelingMed virkning fra 1. januar 2004 og frem til 8. juli 2012 betaler bevillingshaverne og deres partnerne iEneretsbevillingen 20 pct. af overskuddet før skat og før nettorenteudgifter.OlierørledningsafgiftDONG Oil Pipe A/S ejer olierørledningen mellem Gorm feltet og Fredericia. Brugerne af rørledning-en betaler DONG Oil Pipe A/S en tarif, som omfatter et fortjenstelement på 5 pct. af værdien af dentransporterede råolie. DONG Oil Pipe A/S betaler 95 pct. af fortjenstelementet videre til staten iolierørledningsafgift.DispensationsafgiftVed en undtagelse fra pligten til at tilslutte sig og transportere olie i rørledningen fastsættes vilkår om,at der skal betales en afgift til staten på 5 pct. af råolie- og kondensatværdien.DONG E & P A/SUnder tildeling af tilladelser i 4. og 5. runde samt i åben dør området til og med 2004 har DONG E&PA/S en betalende andel på 20 pct. I visse tilfælde har DONG E&P A/S suppleret denne andel ved påkommercielle vilkår at købe yderligere andele i tilladelsen. DONG E&P A/S indgår på lige fod medde andre selskaber i de enkelte tilladelser, og derfor betaler selskabet skatter og afgifter til staten.Derudover bidrager Dong Energy’s olie- og gasaktiviteter til en del af det aktieudbytte staten får frasine aktier i Dong Energy.NordsøfondenStaten deltager gennem Nordsøfonden med 20 pct. af alle nye tilladelser fra og med 2005. Den 9. juli2012 ophører overskudsdelingen, fordi staten ved Nordsøfonden også indtræder som aktiv partner iDUC med 20pct. Overskudsdelingen bliver således afløst af indtægter fra selskabs- og kulbrinteskatsamt overskud fra Nordsøfondens virksomhed. Overskuddet afhænger af Nordsøfondens tilbage-betaling af statslige lån og af fondens investeringer i efterforskning og produktion.
68
Økonomi
fig. 7.6Statens overskud (DAU overskud)og statens indtægter fra Nordsøenmia. kr.120100806040200
Udviklingen i 2008 har været præget af fald i olieproduktion og fluktuationer i bådedollarkurs og oliepris. De samlede indtægter for 2008 skønnes til 35,9 mia. kr. Det eren stigning på knap 30 pct. i forhold til året før og større end de rekordstore indtægteri 2006 på 31,5 mia. kr.Udviklingen i de samlede skatteindtægter fordelt på de forskellige skatter og afgifter ide seneste 5 år er vist i tabel 7.2.Statens indtjening er som følge af stigningen i olieprisen vokset betydeligt siden 2003.Stigningen skyldes også, at regeringen i 2003 indgik en aftale med A.P. Møller Mærsk,den såkaldte Nordsøaftale. Gennem en omlægning af mulighederne for fradrag betødaftalen en skærpet beskatning.Statens andel af overskuddet opgjort i indbetalingsår, skønnes i 2008 at være 65 pct.Marginalskatten er ca. 71 pct. efter de nye regler, inklusiv overskudsdeling og ca.29 pct. efter de gamle regler eksklusiv kulbrinteskat. Bortset fra eneretsbevillingenbeskattes licenser, som er tildelt før 2004 efter de gamle regler.Olieindtægterne i forhold til statens samlede overskud er vist i figur 7.6. Som detfremgår udgør indtægterne fra den danske del af Nordsøen knap 50 pct. af statensoverskud i 2008.Skatteministeriet skønner for de kommende 5 år og med et olieprisforløb på 60 US$pr. tønde, at statens samlede indtægter vil være mellem 13-22 mia. kr. pr. år fra 2009 til2013. I tabel 7.3 er vist udviklingen i statens forventede indtægter for tre olieprisforløb.Det fremgår ligeledes af tabellen, at statens andel er voksende ved stigende indtjeningeksempelvis som følge af højere oliepriser. Indtægterne fra Nordsøfonden begynder atfremgå fra 2012 samtidig med at indtægterne fra overskudsdeling udfases. Forklaringener at staten den 9. juli 2012 via Nordsøfonden indtræder med en andel på 20 pct. i DUC.Fremtidige skøn over selskabs- og kulbrinteskat indeholder usikkerhed om bådeolieprisen, produktionen og dollarkursen. Hertil kommer en usikkerhed knyttet tilberegningernes stiliserede forudsætninger med hensyn til blandt andet selskabernesfinansieringsudgifter.Investeringer og udgifterPå samme måde som olieprisen har betydning for indtægterne fra indvindingen fraNordsøen, spiller rettighedshavernes indsats en stor rolle for såvel det nuværendesom fremtidige aktivitetsniveau og dermed også for de potentielle indtægter.
99
00
01
02
03
04
05
06
07
08
Statens overskud (DAU-overskud)Statens indtægter fra Nordsøen
Note: DAU-overskuddet (Statens saldo forDrift, Anlæg og Udgifter) er forskellen mel-lem statens samlede indtægter og statenssamlede udgifter
tabel 7.2Statens indtægter i de seneste 5 år, mio. kr., løbende priser
2004KulbrinteskatSelskabsskatProduktionsafgiftOlierørledningsafgift*OverskudsdelingI alt1.2517.3512.1041.4964.89017.092
20054.8549.66112.0527.59524.163
20068.28211.73812.1569.32231.499
20078.2459.47521.8158.34827.885
200812.3929.86322.51111.14535.913
* Inkl. 5 % dispensationsafgiftAnm. Finanslovens periodisering (indbetalingsår)
Økonomi
69
fig. 7.7Rettighedshavernes akkumuleredeudgifter i perioden1963-2008,mia. kr., 2008-priser29,880,1
Fordelingen af rettighedshavernes udgifter fra 1963 til 2008 er vist i figur 7.7.Udbygning og investering i nye felter udgør over halvdelen af rettighedernes samledeudgifter. Udgifterne til efterforskning, udbygning og drift inkl. administration ogtransport udgør henholdsvis 12, 55 og 33 pct. af de samlede udgifter.DUC-selskabernes regnskabstal fra 2004 - 2007 er illustreret i boks 7.2. Når tallene for2008 foreligger, vil de ligesom tidligere år blive sendt til Folketingets Energipolitiskeudvalg og lagt på Energistyrelsens hjemmeside.
tabel 7.3Statens indtægter fra olie- og gasindvinding, mia. kr., løbende priser*
2009135,4
201081,735,512,416,16,92,117,46,00,713,90,06,20,02,30,00,00,00,03,21,60,850,620,75,961,958,347,961,958,347,9
201173,831,710,714,56,11,917,35,50,612,80,05,70,02,10,00,00,00,02,91,40,747,518,85,364,459,249,864,459,249,8
201264,626,58,313,95,61,717,55,50,76,91,73,10,51,10,00,00,00,01,50,80,441,615,44,064,458,148,065,160,054,1
201354,721,36,113,65,31,519,36,81,00,03,30,01,10,00,00,00,00,00,30,20,136,613,42,566,962,841,367,464,350,7
EfterforskningFeltudbygningDrift
Selskabskattegrundlag 120 US$/td.før skatter (OD/SD)60 US$/td.og afgifter30 US$/td.Selskabsskat120 US$/td.60 US$/td.30 US$/td.Kulbrinteskat120 US$/td.60 US$/td.30 US$/td.OverskudsdelingNordsøfondenoverskud efter skat**120 US$/td.120 US$/td.60 US$/td.60 US$/td.30 US$/td.30 US$/td.Produktionsafgift120 US$/td.60 US$/td.30 US$/td.Olierørledningsafgift*** 120 US$/td.60 US$/td.30 US$/td.Total120 US$/td.60 US$/td.30 US$/td.Statens andel (pct.)120 US$/td.60 US$/td.30 US$/td.Statens andel (pct.)korrigeret forNordsøfondensindgangsværdier ogudnyttede underskud120 US$/td.60 US$/td.30 US$/td.
83,436,312,816,37,02,417,76,50,914,70,06,60,02,60,00,00,00,03,21,60,851,921,76,662,259,751,662,259,751,6
* Der er forudsat 1,73 pct. årlig inflation** Staten indtræder den 9. juli 2012 i DUC gennem Nordsøfonden med en andel på 20 pct. i DUC. Nordsøfonden er skatte-pligtig, hvorfor indtægterne fra statsdeltagelsen er indeholdt i flere kategorier, herunder kulbrinteskat og selskabsskat.Nordsøfondens overskud efter skat tilfalder staten. Det bemærkes dog, at Nordsøfonden først skal afvikle fondens lån iNationalbanken og finansiere løbende investeringer før staten modtager overskud fra Nordsøfonden*** Inklusiv 5% dispensationsafgiftKilde: SkatteministerietNote: baseret på Energistyrelsens 5-årsprognoseAnm. Nationalregnskabs periodisering (indkomstår)
70
Økonomi
fig. 7.8Efterforskningsudgifter2004-2008, løbende prisermio. kr.90080070060050040030020010000405060708
DUCer en forkortelse for Dansk Undergrunds Consortium og består af selskab-erne A.P. Møller – Mærsk, Chevron Denmark Inc. og Shell Olie- og GasudvindingDanmark BV.
boks 7.2
DUC produktions- og regnskabstalProduktionstal for 2004 til 2007 er vist i tabel 7.4. Produktionstallene er opdelt ogvises dels for de felter, der er omfattet af A.P. Møller – Mærsks eneretsbevilling af8. juli 1962 (i tabellen anført som DUC), dels for alle de danske felter som helhed.tabel 7.4Olie- og gasproduktion fra DUCs felter og fra alle de danske felter
OlieproduktionMio. m�DUC200420052006200717,918,016,915,9Alle felter22,621,919,818,1
GasproduktionMia. Nm�DUC7,98,88,87,9Alle felter8,39,29,28,0
Energistyrelsens skøn for DUC-selskabernes resultat før skat for 2004-2007 ersammenfattet i tabel 7.5. Tallene for 2008 bliver lagt på Energistyrelsens hjemme-side når de foreligger.tabel 7.5DUC-selskabernes resultat før skat mio. kr. (årets priser)
2004IndtægterDriftsudgifter*Renteudgift mv.Kursregulering**BruttoindtjeningAfskrivningerResultat før skatter og afgifter32.2522.7241711.12928.2283.16425.064
200545.7654.1612151.21240.1773.62236.555
200654.3554.5752336749.4804.26245.218
200751.8294.51218757846.5523.98742.565
*Omkostninger ved produktion, administration og efterforskning**Inkl. valutakurstab og tab på terminen
EfterforskningsudgifterUdviklingen i efterforskningsudgifter fra 2004 til 2008 er vist i figur 7.8. De foreløbigetal for 2008 viser en stigning i efterforskningsudgifterne fra 2007 til 2008 på knap 30pct. Det skyldes, at der blev foretaget flere vurderingsboringer i 2008. For 2008 vurde-res de samlede efterforskningsudgifter foreløbigt til 0,65 mia. kr.Aktiviteterne, særligt i de licenser der blev tildelt i forbindelse med 6 udbudsrunde i2006, forventes at stige i 2010 til godt 1,2 mia. kr. Herefter er forventningen faldendeaktiviteter frem til 2013.
Økonomi
71
UdbygningsinvesteringerBlandt rettighedshavernes økonomiske forhold er investeringerne i udbygning af nyeog eksisterende felter den mest udgiftskrævende post. Investeringen til udbygnings-aktiviteter i 2008 er skønnet til 6,1 mia. kr., hvilket er et fald på 0,4 mia. kr. i forholdtil året før. I sammenligning med de årlige gennemsnitlige investeringer til udbygningde sidste 10 år, der har været på godt 5 mia. kr., er niveauet dog fortsat højt. Tabel 7.6viser investeringer i feltudbygninger i perioden 2004-2008.Størstedelen af udbygningsaktiviteterne har i 2008 fundet sted på felterne Halfdan,Tyra og Valdemar. Udgifter til udbygning på disse felter udgør knap 70 pct. af de sam-lede investeringer i 2008.Energistyrelsens forventninger til udbygningsaktiviteten i perioden 2009 til 2013,opdelt efter styrelsens klassificering af reserver, er vist i tabel 7.7. Prognosen for demulige udbygningsaktiviteter er baseret på Energistyrelsens vurdering af potentialetfor yderligere produktion udover den produktion, der allerede er fremlagt udbyg-ningsplaner for, se Energistyrelsens hjemmeside for reservedefinitioner.De samlede investeringer for prognoseperioden er stort set uændrede i forhold tilsidste årsrapport. Dog er der for nogle felter foretaget betydelige revisioner, eksem-pelvis for Hejre, hvor der forventede idriftsættelsestidspunkt er udsat.Udgifter til drift, administration og transportFor 2008 har Energistyrelsen skønnet udgifterne til drift, administration og transporttil 4,5 mia. kr. Det er en stigning på knap 30 pct. i forhold til året før. Det skyldes delsat drifts- og transportomkostningerne er stagneret på et markant højere niveau end
tabel 7.6Investeringer i feltudbygninger i perioden 2004-2008, mio. kr., løbende priser
2004CecilieDagmarDanGormHalfdanHaraldKrakaNiniRoarRolfSiriSkjoldSvendSyd ArneTyraTyra SydøstValdemarNOGAT PipelineDiverseI alt* Skøn
2005-18075029168353016300731103101.020455531253.956
2006706843031.24410350115340311.42645991--4.927
2007704361582.11242183022101501.0876243841.313--6.538
2008*1204112651.84820056502556312019893701.267--6.123
30907501081.1242223190442580762459965266425.107
72
Økonomi
fig. 7.9Investeringer i felter samt udgiftertil drift og transport, 2008-prisermia. kr1412108642
for få år siden samt at der har været udført et omfattende vedligeholdelsesarbejde iløbet af 2008.Energistyrelsens forventninger til udviklingen i investeringer, drifts- og transport-udgifterne fra 2009-2013 kan ses i figur 7.9. Driftsomkostninger forventes at stagnereomkring 4 mia. kr. igennem perioden. Transportomkostningerne ventes at falde svagtgennem perioden. Investeringerne svinger igennem perioden 2009-2013, men ligger igennemsnit på godt 5 mia. kr.
tabel 7.7Forventede investeringer i feltudbygning i perioden 2009-2013, mia. kr, 2008-priser
2009Igangværende og besluttetAdda10111213
2010-0,5-0,0----1,70,00,4-0,0---0,1--0,10,2--3,0-4,87,8
2011--0,30,0----0,1---0,0---0,1--0,10,8--1,40,72,85,0
2012---0,0--------0,0---0,1--0,00,4--0,50,12,32,8
2013--0,30,0--------0,0---0,1--0,00,2--0,61,04,15,7
0
0,5--0,0-0,1--2,50,1--0,6---0,2--0,10,2-0,34,5-0,55,0
09
AlmaBojeCecilieDagmarDanEllyGormHalfdanHaraldKrakaLulitaNiniRegnarRoarRolfSiriSkjoldSvendSyd ArneTyraTyra SydøstValdemarI altPlanlagtMuligForventet
DriftTransport*
Investeringer
*Eksl. rørlednings- og dispensationsafgift
Økonomi
73
OMREGNINGSFAKTORERReferencetryk og -temperatur for de nævnteenheder:
TEMP.Råoliem� (st)stbNaturgasm� (st)Nm�scf15�C60�F15�C0�C60�F
TRYK101,325 kPa14,73 psiaii101,325 kPa101,325 kPa14,73 psia
I oliebranchen benyttes jævnligt to typer enheder: SI enhederne, også kaldet demetriske enheder og de såkaldte oil field units, der oprindelig kommer fra USA. Forde metriske enheder findes internationalt fastlagte definitioner, mens der kan væretraditionsbestemte forskelle på de oil field units, der anvendes i forskellige lande.For oil field units benyttes de forkortelser, som SPE (Society of Petroleum Engineers)anbefaler.Olie og naturgas angives i rumfang eller energiindhold. Da gassen og i nogen gradogså olien kan presses sammen, varierer rumfanget af en bestemt mængde med trykog temperatur. Rumfangsangivelser er derfor kun entydige, hvis tryk og temperaturoplyses.Sammensætningen og dermed brændværdien af råolie og naturgas varierer fra felttil felt. Sammensætningen af den danske råolie varierer lidt over tiden, og derfor eromregningsfaktorerne til ton (t) og gigajoule (GJ) tidsafhængige. I nedenstående tabeler gennemsnittet for 2008 angivet. Den nedre brændværdi er angivet.SI præfikserne m (milli), k (kilo), M (mega), G (giga), T (tera) og P (peta) står forhenholdsvis 10⁻�, 10�, 10⁶, 10⁹, 10�� og 10�⁵.I oil field units benyttes et lidt specielt præfiks: M (romertal 1000). Én million stocktank barrels skrives 1 MMstb og én milliard standard cubic feet skrives 1 MMMscfeller 1 Bscf (amerikansk billion).
ii) Referencetrykket 14,73 psia benyttes blandt andeti Danmark og i enkelte stater i USA samt offshoreUSA.
Nogle enheders forkortelser:kPapsiam�(st)Kilopascal. Trykenhed, hvor 100 kPa = 1 bar.Pound per square inch absolute; pund perkvadrattomme, absolut målt.Standardkubikmeter. Benyttes om naturgasog råolie ved en referencetilstand; her 15�Cog 101,325 kPa.Normalkubikmeter. Benyttes om naturgasved referencetilstanden 0�C og 101,325 kPa.standard cubic feet; standardkubikfod.Benyttes om naturgas ved en reference-tilstand; her her 15�C og 101,325 kPa.Stock tank barrel; tønde ved reference-tilstanden 15�C og 101,325 kPa. Benyttesom olie.Blue barrel. I oliebranchens pionertid, hvorolien handledes i fysiske tønder, blev derhurtigt forskel på tøndernes størrelse. For atundgå forvirring malede Standard Oil derestønder med et fastsat rumfang blå.
FRARåoliem� (st)m� (st)m� (st)NaturgasNm�Nm�Nm�Nm�m� (st)m� (st)m� (st)Rummålm�m�US gallonbblEnergit.o.e.GJcalFRADensitet�API�API
TILstbGJtscfGJt.o.e.kg ¶ molscfGJkg ¶ molbblft�in�US gallonGJBtuJTILkg/m�a
GANG MED6,29337,0i0,85i37,23960,03948i942,96 ¶ 10⁻⁶i0,044615835,30140,03743i0,04229326,2898135,314672314241,8689478174,1868KONVERTERING141364,33/(�API+131,5)141,5/(�API+131,5)
Nm�scf
stb
bbl
kg ¶ mol kilogrammol; mængde af et stof, hvor masseni kg er lig med molekylvægten af stoffet.aBtut.o.e.inftgamma; relativ vægtfylde i forhold til vand.British Thermal Unit. Er ækvivalent medenhederne J (=Joule) og cal (=kalorie).ton olieækvivalent; enheden er internationaltdefineret ved: 1 t.o.e.=10 Gcal.inch; engelsk tomme. 1 inch=2,54 cm.feet; engelsk fod. 1fod=12 in=0,3048 m.
i) Gennemsnitsværdi for de danske felter.
74
Omregningsfaktorer
INDHOLD BILAG
Bilag ABilag BBilag CBilag DBilag E
Producerede og injicerede mængderProducerende felterReserveopgørelseØkonomiske nøgletalGældende økonomiske vilkår
7679120121122123124
Bilag F1Kort over dansk koncessionsområdeBilag F2Kort over dansk koncessionsområde– det vestlige område
IdholdbilagIndhold bilagIndhold bilag
775
BILAG A: PRODUCEREDE OG INJICEREDE MÆNGDERProduktion og salg1972-9819992000200120022003200420052006
OLIEtusinde kubikmeter20072008Ialt
DanGormSkjoldTyraRolfKrakaDagmarRegnarValdemarRoarSvendHaraldLulitaHalfdanSiriSyd ArneTyra SØCecilieNiniI alt
37.99933.65627.24416.6273.4662.6689697719371.0742.8272.484143------130.864
5.7453.3841.825892774041029862595211.3322242221.593757---17.362
6.5993.1101.9751.00083350814772855761.0811791.1202.1182.558---21.134
6.8792.1801.35487251253433181317397866662.9651.7612.031---20.207
6.3262.8871.65980151157618353175457578243.7181.4872.313493--21.505
5.9292.8381.532918104139719435121280425204.3529252.38334316639121.327
6.1392.4691.44372310719921949198326314194.9466932.2575803101.47722.612
5.7121.9781.3107737921101642394324237356.2007032.37161418362421.886
5.0211.8971.2148458922201147051296176686.0855951.86944611637719.847
4.6501.6391.0157641031760088135299139555.7855081.2453778832318.084
4.2411.05398955178112001.26828278114475.3265981.1394296635516.672
95.24057.09241.56024.7654.2904.8901.0059305.6042.5376.5807.74688040.72010.98018.9233.2819283.548331.500
Produktion-987299000102030405
GASmillioner Normalkubikmeter060708lt
19
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
DanGormSkjoldTyraRolfKrakaDagmarRegnarValdemarRoarSvendHaraldLulitaHalfdanSiriSyd ArneTyra SØCecilieNiniI alt
13.72112.3282.39746.499146801146493774.7543213.83269------85.439
1.4475371543.878314822491.249652.876181-142167---10.901
1.3644261583.826411921551.407752.811160-197713---11.316
1.5713061043.749210013781.702482.47527-176774---11.116
1.7044801233.948252111091.052612.0196-157681447--10.844
1.925339923.99442532151915431.56354110544452142910.213
1.894216774.12052322218894381.2325319644611.2332210910.934
2.007218933.74532401208860341.091131.2261124851.337134611.517
2.081207773.7924280120848928927381.428553661.10882810.873
1.860175693.9164280035536728781331.2714723484862410.046
1.504119603.1303360059341724690302.067632258894269.879
21.99815.3503.40384.5981801.384158632.40114.10676420.29856615.3961.1214.6506.31467262193.078
De månedlige produktionstal for 2008 findes på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk
76
Bilag A
Ia
Brændstof*1972-981999200020012002200320042005
GASmillioner Normalkubikmeter200620072008Ialt
DanGormTyraDagmarHaraldSiriSyd ArneHalfdanI alt
8741.4601.6392119---4.014
172149239-1483-585
179142229-132132-618
184111243-102234-604
182146245-92145-648
198135242-82049-652
201137249-8194520679
205124247-7205239694
209124241-8255339697
222132228-7255839711
225117233-7255338699
2.8512.7774.0352111020742417410.599
Opgørelsen er fra 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvoteloven.
Flaring*-987299000102030405060708lt
19
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
DanGormTyraDagmarHaraldSiriSyd ArneHalfdanI alt
1.5761.15762212396---3.574
56715821273114-386
67665827941-250
798868111159-270
55816113911-222
7166543123124234
37576321651125262
23615501151416184
3261540261120186
3048560271117170
25414402778132
2.0501.7971.192135139228241895.870
Opgørelsen er fra 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvoteloven.
Injektion-987299000102030405060708lt
19
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
GormTyraSiri**I alt
8.06317.212-25.275
253.074613.160
453.1041673.316
42.7731392.916
142.5351272.676
62.3121092.428
41.6121111.727
31.2851351.423
076161821
01.094451.139
011961180
8.16435.8801.01645.060
Salg*-988499000102030405060708lt
19
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
DanGormTyraHaraldSyd ArneHalfdanI alt
12.1214.18932.4783.787--52.576
1.3714481.8703.03250-6.770
1.2383341.9712.950640-7.133
1.4122092.4932.482730-7.326
1.5213642.7762.013625-7.299
1.6822282.9481.55848346.903
1.681994.5801.2284062748.267
1.8041264.5981.0964191.1729.215
1.8621034.5749543021.3709.164
1.653664.1438041681.2158.049
1.293234.6527101672.0208.865
27.6376.18967.08220.6133.9916.054131.568
*) De anvendte navne henviser til behandlingscentre.**) Gas fra felterne Cecilie og Nini injiceres i Siri.
Bilag A
Ia
Ia
Ia
77
Udledning1972-981999200020012002200320042005
CO2-UDLEDNINGtusinde tons200620072008Ialt
BrændstofFlaringI alt
9.1368.13416.271
1.3431.1262.469
1.4766452.122
1.4596462.104
1.5775352.112
1.5915642.154
1.6426642.306
1.6944572.151
1.6754702.144
1.6904492.139
1.6703542.025
24.95214.04437.997
CO2-udledning fra anvendelse af dieselolie er ikke medtaget frem til og med 2005.CO2-udledningen er beregnet under anvendelse af parametre, som er specifikke for de enkelte år og for de enkelte anlæg fra 1998.Opgørelsen er fra 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvoteloven og indeholder CO2-emission fra dieselforbrug på anlæggene.
Produktion-98729900010203040506
VANDtusinde kubikmeter0708Ialt
DanGormSkjoldTyraRolfKrakaDagmarRegnarValdemarRoarSvendHaraldLulitaHalfdanSiriSyd ArneTyra SØCecilieNiniI alt
11.04615.33013.74712.2853.2041.7152.6961.51019125633953------62.328
19
4.2203.4683.7482.033366329246363551995821555631915---16.020
19
5.2773.9804.3333.046358256241139483171.35539112371.86858---21.564
20
6.5993.3532.8722.54518135210247515038695498234932.753112---21.449
20
6.3484.0173.0072.2611683061602572723011.05178143673.041370250--22.268
20
7.1834.4203.5253.0392702083753163104761.33043146122.89185759625-26.490
20
8.0535.1733.6882.977308426903963256531.03115152.0991.6411.1274663316328.875
20
9.5275.2524.2703.48229032033527926621.30912382.8251.6831.79043763773034.410
20
10.9364.8224.3283.15031629702559374981.20512923.4602.0321.83037765182236.019
20
12.1524.7083.8852.725383359018545601.20018964.0862.5281.86166957661937.280
20
13.9463.9763.6363.1033494361309255861.02221914.7662.6862.17460245666039.448
20
95.28858.49951.03940.6456.1925.0043.9274.0644.8574.89411.37835740219.00121.44110.1953.3972.6752.895346.149
Injektion-987299000102030405060708lt
19
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
DanGormSkjoldHalfdanSiriSyd ArneNiniCecilieI alt
41.24541.49844.013-----126.756
14.9648.7365.866821.228---30.875
17.46410.6416.520133.73858--38.435
18.1766.5494.8056204.5491.991--36.689
16.1238.1676.4112.5324.5174.397--42.148
18.0637.0666.1155.1623.3835.33281-45.201
20.0427.5515.6075.7591.6834.9499189346.603
20.2817.2516.0459.7101.3505.60850219850.945
21.5206.5445.71111.0261.9735.3629123053.077
20.2306.6786.09812.1073.4994.2964139153.412
17.5624.8144.49711.6512.6954.2798834246.423
225.670115.495101.68958.66328.61436.2723.708455570.566
Injektion af vand omfatter både injektion af produceret vand og havvand. Hovedparten af det producerede vand fra felterne Gorm, Skjold, Dagmar og Siri reinjiceres.
78
Bilag A
Ia
BILAG B: PRODUCERENDE FELTERSignaturforklaring
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:95,24 mio. m�Gas:22,00 mia. Nm�Vand:95,29 mio. m�
Produktion af olie, gas og vandGrafen viser de enkelte felters primære produktion, dvs. olie eller gas. Tallene viser denakkumulerede produktion af olie, gas og vand frem til 1. januar 2009.Oliefelt (f.eks. Dan, Halfdan, Siri)Olie, mio. m� Gas, mia. Nm� Vand, mio. m�Ved produktionens start er der en høj olieproduktion, men med tiden vil andelen af vand-SURGXNWLRQ VWLJH 1nU ROLH NRPPHU IUD UHVHUYRLUHW WLO RYHUÀDGHQ YLO GHQ DIJDVVH Vn GHU HUligeledes en mindre gasproduktion.Gasfelt (f.eks. Harald)Olie og kondensat, mio. m� Gas, mia. Nm� Vand, mio. m�Produktionen fra et gasfelt består af gas, vand og kondensat, som er en let olie. GrundetWU\NIRUVNHO PHOOHP UHVHUYRLUHW RJ RYHUÀDGHQ EOLYHU HQ GHO DI JDVVHQ IRUWWWHW YHG RYHUÀDGHQ VnOHGHV DW GHU OLJHOHGHV SURGXFHUHV À\GHQGH NXOEULQWHU VnNDOGW NRQGHQVDWOlie- og gasfelt (f.eks. Tyra Sydøst)Olie og kondensat, mio. m�Olie-, gas-, kondensat- og vandproduktionProduktion for 2008 kan ses i bilag A.Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
25
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
20
15
10
5
01970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Vand:225,67 mio. m�25
Vand, mio. m�
Injektion af vand og gasGrafen viser de enkelte felters primære injektion dvs. vand eller gas. Tallene viser denakkumulerede injektion af vand og gas frem til 1. januar 2009. Der anvendes ikke injek-tion på alle felter.Ved injektion af vand i oliereservoirer kan trykket opretholdes, og samtidig presses olienhen mod olieproduktionsbrønde. Injektion af gas kan ligeledes opretholde trykket i reser-YRLUHW PHQ JDVVHQ KDU OLJHOHGHV LQGÀ\GHOVH Sn NXOEULQWHUQHV À\GHHJHQVNDEHU YLVNRVLWHW
Felter med vandinjektion (f.eks. Halfdan, Syd Arne)Vand, mio. m�På f.eks Halfdan feltet anvendes vandinjektion til at fortrænge olien mod olieproduktions-brønde.Felter med gasinjektion (f.eks. Tyra)Gas, mia. Nm�(QNHOWH IHOWHU DQYHQGHU LQMHNWLRQ DI JDV IRU DW RSWLPHUH SURGXNWLRQHQ DI À\GHQGH NXOEULQWHU
20
15
10
5
01970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
RESERVEROlie:Gas:20,4 mio. m�2,1 mia. Nm�
Reserver sammenholdt med den akkumulerede produktionDer er anført tal for såvel olie- som gasreserverne for de enkelte felter.)LJXUHQ YLVHU IRUKROGHW PHOOHP GHQ SURGXFHUHGH PQJGH IUHP WLO MDQXDU RJ GHQforventede tilbageværende mængde, reserven.Produceret$NNXPXOHUHW SURGXNWLRQ DI ROLH HOOHU JDV VRP HU SURGXFHUHW IUHP WLO MDQXDU
Produceret95,2 mio. m3
Reserver20,4 mio. m3
ReserverDe opgjorte mængder af olie eller gas, som inden for en overordnet økonomisk rammekan indvindes med kendt teknologi.
1972 til 2009
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser28,5 mia. kr.
Udbygning og investeringAkkumulerede investeringer omfatter omkostninger til udbyg-ning af anlæg og brønde.Figuren viser antallet af aktive brønde det pågældende år, dvs.brønde kan således godt være nedlukket en periode og ikkeindgå i tallene for enkelte år.Brøndene er opdelt i produktionsbrønde og injektionsbrønde.Figuren viser brøndenes primære funktion i det pågældende år,GYV HQWHQ SURGXNWLRQ HOOHU LQMHNWLRQ (Q EU�QG NDQ SURGXFHUH Len periode for derefter at blive konverteret til injektor inden forsamme år.InjektionsbrøndeProduktionsbrøndeProd/Injekt brønde**Kun for Tyra feltet. Enkelte brønde skifter mellem injektion og produktion.
1101009080706050403020100
Antal aktive brønde
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
Bilag B
79
BILAG B: PRODUCERENDE FELTER
CECILIE FELTET
PlatformOliebrønd
Vandinjektor2230
Lukket brøndBrøndspor
CA-3D
Cecilie-1AConnie-1CA-1A223022200224
Cecilie-1B
CeCecilie-1Cecilie2210
ci
lie
fe
lta
fg
CA-2FCecilie-2
ræ
nsni
CA-4
ng
Nini ØstPlanlagt
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser1,3 mia. kr.
10222200
Cecilie feltetTop PalæocenDybdekort i m01 km
Siri
Ninikm
7 kmtPlanlag
5
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
4
32
3
13
km
9 km
SCB-2SCB-1
2
SCA
1
Cecilie
020002005
80
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009Blok 5604/19 og 2016/98DONG E&P A/S20002003
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, CECILIE FELTETCecilie forekomsten er en kombination af en strukturel og en stratigrafisk fælde.Opskydning af lagene over en salthorst samt forkastninger og omlejring af sandetdanner forekomstens grænser. Cecilie feltet omfatter også Connie forekomsten.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen er baseret på trykvedligeholdelse ved injektion af vand. I perioder harvandinjektionen været standset i forbindelse med vurdering af effekten af vandinjek-tion. Produktionsbrøndene er placeret på toppen af strukturen, mens vandinjektion erplaceret på flanken af feltet.ANLÆGCecilie feltet er udbygget som satellit til Siri feltet med en ubemandet indvindings-platform med helidæk. Produktionen sendes ubehandlet til Siri platformen gennemen 12” flerfaserørledning. Olien færdigbehandles på Siri platformen og eksporteres viatankskib. Gassen fra Cecilie feltet injiceres i Siri feltet. Injektionsvand føres til Ceciliefeltet gennem en 10” rørledning.
Produktionsbrønde: 3Vandinjek. brønde: 1Vanddybde:Feltafgrænsing:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:*HRORJLVN DOGHU 60 m22,6 km�2.200 mSandsten3DOHRFQ
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:0,93 mio. m�Gas:0,07 mia. Nm�Vand:2,68 mio. m�1Olie, mio. m�Vand, mio. m�
0,75
0,5
0,25
0200020052008
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Vand:0,45 mio. m�0,5
Vand, mio. m�
0,25
020002005
RESERVEROlie:Gas:0,2 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret0,9 mio. m3
Reserver0,2 mio. m3
2003 til 2009
Bilag B
81
DAGMAR FELTET
8000
85
Platform
00
OliebrøndLukket brønd
9000
Øst Rosa-3A
Brøndspor
Øst Rosa-3
0080
85
00
Dagmar-675004500
8000
4500
Øst Rosa-2
Dagmar-540
Øst Rosa-100
Dagmar-8
7000
Dagmar-4ADagmar
Dagmar-7PDagmar-7Salt Diapir4000
Dagmar-7A/-7B
0080
4500
Øst Rosa Fl.-100
7500
4500
DagmarGorm9kmBF11km
4500
4000
0085
90
Dagmar feltetTop Kalk09500
Dybdekort i ft0.51 km
Rolf17km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser0,5 mia. kr.
3
Antal aktive brønde
E2
Produktionsbrønde
A
CD
Skjold1
CA
B
12
km
01990199520002005
82
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009Øst RosaBlok 5504/15EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19831991
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, DAGMAR FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst.Opskydningen er så kraftig, at Dagmar er det oliereservoir på dansk område, somligger tættest på havbunden. Reservoiret er i lighed med Skjold, Rolf, Regnar ogSvend felterne stærkt opsprækket. Vandzonen synes dog ikke at være tilsvarendeopsprækket.PRODUKTIONSSTRATEGIBegge brønde på feltet er midlertidigt lukket. Produktionsstrategien for Dagmar feltetvar at producere brøndene med den størst mulige rate. Feltet udviste indledningsvishøje produktionsrater for olie, men efterfølgende udviste reservoiret ikke gode pro-duktionsegenskaber. I 2006 og 2007 har feltets to produktionsbrønde været lukket.Ved en genåbning og test i 2008 blev der produceret meget lidt olie med en vandandelpå 98%. Brøndene er derfor lukket igen og feltets potentiale revurderes.ANLÆGDagmar feltet er udbygget som satellit til Gorm feltet med en ubemandet indvindings-platform uden helidæk. Produktion kan sendes ubehandlet til Gorm F platformen,hvor der er installeret særlige behandlingsfaciliteter for Dagmars svovlbrinteholdigeproduktion. Den forholdsvis ringe gasproduktion fra Dagmar blev afbrændt grundetdet høje svovlbrinteindhold.
Produktionsbrønde: 2Vanddybde:Areal:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:34 m9 km�1.400 mKalksten og DolomitDanien, Øvre KridtRJ =HFKVWHLQ
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:1,01 mio. m�Gas:0,16 mia. Nm�Vand:3,93 mio. m�
0,70,60,50,40,30,20,101990
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1995
2000
2005
RESERVEROlie:Gas:0,0 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret1,0 mio.m3
Reserver0,0 mio.m3
1991 til 2009
Bilag B
83
DAN FELTET
69
00
Halfdan feltafgrænsningDan feltafgrænsning6800
PlatformOlie brøndVandinjektorBrøndsporBoret i 2008
MFF-2MFF8-12A6900
006665006400
MFMF-2FF5A-31
MF
MFF-3F-10
0
MFF-1
MF1
MFF-20MFE-6MFA-10
MFA-5A
F-2
6
00636200
MFF-15MFA-1466
MFA-21MFA-12 MFA-11ME-1ME-5MFA-4MFF-5B00
MFF-2
A
MFA-24
MFA-MFA-315MFB-3ME-4MD-4CMFA-22MD-10MFB-5MFA-9AMD-1B
68
00
14F-MF3-2FF3AM-1FFM179C-1FFMFFM
0680
G-2FB7EM-2FF9M-2FFM0670
Forkastning
6400
MFB-18MFB-19A
MFA-17MFE-7MFB-20 MFE-1A
63
00
Kraka feltafgrænsning
63
00
MFF-16EMFA-18MFA-6D
MFF-18MFF-1A MA-MD-94A
0064
62
00
6100
MD-5A
Dan feltetTop kalkDybdekort i ftMA-7AMD-2BXMA-3E
600
0
0
65
MD- 8
00
2-3FFM3B-1AFA-7MFABM-9FFM
ME-2DAN-FDAN-E
MFF-22A6400
65
00
MFF-33AMFF-34
MFA-8ME-6MFB-9AMFB-11
MD-3B
MFF-3MFB-13MFF-7
MFB-6B
MFF-4C
MFA-23ME-3
MA-6A
MFB-22
MFF-24AMFB-7MFA-20MFB-15MFE-2MFE-3AMFE-5MFB-23BDAN-A-D
I
MFB-1MFF-8AMFA-1BMD-7
MFF-4BMFB-17MFB-14BMFA-25A
MFB-10AMFB-12BMFF-6MFA-16
MFB-16
MFB-21MFB-24MFE-4MFB-4C
MFA-2AMFA-19MA-5C
MA-1C
6600
MFB-8B
MFF-21MD-6B
1
2 km
DanFDFAFBFCA BFFm3k13
UDBYGNING OG INVESTERINGFEE2km
DanC
Akk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser28,5 mia. kr.
D
110100908070
Antal aktive brønde
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde
FG9 km
Regnar
605040302010019701975198019851990199520002005
km
Kraka
84
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009AbbyBlok 5505/17EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19711972
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, DAN FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst. En hoved-forkastning deler feltet i to reservoirblokke, som yderligere er gennemsat af en rækkemindre forkastninger. Kalken har høj porøsitet, men lav permeabilitet. Det er et olie-felt med en gaskappe.Der foregår indvinding fra den centrale del af Dan feltet samt fra store dele af feltetsflanker. Især Dan feltets vestlige flanke over mod Halfdan feltet har vist gode pro-duktionsegenskaber. Tilstedeværelsen af olie på Dan feltets vestlige flanke blev førsterkendt i 1998 med udførelsen af MFF-19C, som også påviste Halfdan feltet.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen fra feltet er baseret på produktion af olie under samtidig injektion afvand for at holde reservoirtrykket oppe. Vandinjektion blev indledt i 1989 og er efter-hånden udbredt til hele feltet. Indvindingen af olie optimeres ved at gennemskyllemest muligt af reservoiret med vand.ANLÆGDan feltet er udbygget med seks indvindingsplatforme A, D, E, FA, FB og FE, enkombineret indvindings- og behandlingsplatform FF, en behandlingsplatform FGmed afbrændingstårn samt to behandlings- og indkvarteringsplatforme B og FC og toafbrændingsplatforme C og FD.På Dan feltet modtages produktionen fra de omkringliggende satellitfelter Kraka ogRegnar samt gasproduktionen fra Halfdan. Anlæggene på Dan forsyner Halfdan feltetmed injektionsvand.Olien sendes færdigbehandlet til Gorm E og videre til land. Gassen forbehandles ogsendes til Tyra Øst for endelig behandling. Produktionsvandet fra Dan og satellitfelterudledes til havet efter rensning.På Dan feltet er der på FC platformen indkvartering til 97 personer og på B platformentil fem personer.
Produktionsbrønde: 61Vandinjek. brønde: 50Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:40 m121 km�1.850 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktionOlie:Gas:Vand:25
pr. 1. januar 200995,24 mio. m�22,00 mia. Nm�95,29 mio. m�
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
20
15
10
5
01970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Vand:225,67 mio. m�
25
Vand, mio. m�
20
15
10
5
01970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005
RESERVEROlie:Gas:20,4 mio. m�2,1 mia. Nm�
Produceret95,2 mio. m3
Reserver20,4 mio. m3
1972 til 2009
Bilag B
85
GORM FELTET
Platform7200
Oliebrønd70000727000
0
VandinjektorGasinjektor
N-40AN-46BN-55A
N-57N-34A
BrøndsporTop kalk,anboret nedefraForkastningN-41A
7000
N-36C
N-52N-50C
N-486800
N-43
N-28N-15N-17N-20
7000
N-59AN-37
N-8
N-4AN-26N-12N-9BN-51C6800
N-56A0065
N-47AN-27N-38
N-18
N-21N-9N-5BGorm
N-44
N-19
N-25N-13
N-39
N-24
7000
N-11N-32N-14N-53B7200
N-29
N-42AN-33B
72007200
N-30AN-54D0750
N-61CN-49D
0070
N-60AN-45A
7000
N-6
N-31
0070
7200
DagmarGorm9kmBF11km
0072
N-58A
Gorm feltetTop KalkDybdekort i ft00,51 km
Rolf17km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser13,7 mia. kr.
60
Antal aktive brønde
E
5040
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde
A
CD
SkjoldCAB
3020100198019851990199520002005
12
km
86
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009VernBlok 5504/15 og 16EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19711981
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, GORM FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst. En nord-sydgående hovedforkastning deler forekomsten i to reservoirblokke. Derudover erisær den vestlige reservoirblok gennemsat af en række mindre forkastninger.PRODUKTIONSSTRATEGIProduktionsstrategien på Gorm feltet er at opretholde reservoirtrykket ved vandinjek-tion, som blev indledt i 1989. Derudover medvirker vandindtrængning fra vandzonenog kompaktion af reservoiret til produktionen. Vandinjektionen på feltet sker både påflanken og i bunden af reservoiret. Reinjektion af produceret vand benyttes.ANLÆGGorm feltet er udbygget med to indvindingsplatforme Gorm A og B, en behandlings-og beboelsesplatform Gorm C, en afbrændingsplatform Gorm D, en stigrørs- ogpumpeplatform Gorm E (ejet af DONG Oil pipe A/S) samt en kombineret indvin-dings-, behandlings- og pumpeplatform Gorm F.På Gorm modtages produktionen fra satellitfelterne Skjold, Rolf og Dagmar. Gorminstallationerne forsyner henholdsvis Skjold med injektionsvand og løftegas samt Rolfmed løftegas. Den stabiliserede olie fra behandlingsanlæggene på samtlige af DUC’sanlæg bliver ført i land via pumpeplatformen Gorm E. Den producerede gas sendes tilTyra Øst. Olieproduktionen fra Halfdan feltet færdigbehandles på Gorm C.På Gorm C er der indkvartering for 98 personer.
Produktionsbrønde: 36Gasinjek. brønde: 2Vandinjek. brønde: 14Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:39 m33 km�2.100 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktionOlie:Gas:Vand:15
pr. 1. januar 200957,09 mio. m�15,35 mia. Nm�58,50 mio. m�
Olie, mio. m3Vand, mio. m3
10
5
0198019851990199520002005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Gas:8,16 mia. Nm�Vand:115,50 mio. m�15
Vand, mio. m�
10
5
0198019851990199520002005
RESERVEROlie:Gas:6,4 mio. m�0,8 mia. Nm�
Produceret57,1 mio. m3
Reserver6,4 mio. m3
1981 til 2009
Bilag B
87
HALFDAN FELTETINKL. SIF OG IGOR
PlatformOliebrøndGasbrønd00666600
VandinjektorBrøndsporBoret i 2008
Lukket brøndTyra SØ feltafgrænsning6500
Sif felt-afgrænsning
6500
Igor felt-afgrænsningHalfdan feltafgrænsning
0710
HCA
66
00
6700
70
00
65
5500
6000
006700
HBA
53
Alma6700feltafgrænsning
00
AHD
0068
6800
0069
Dan feltafgrænsning6700
6500
Halfdan feltetInkl. Sif/IgorTop KalkDybdekort i ft012 km
Skjoldfeltafgrænsning
7000
Mere detaljerede kort findes på side 90 og 91.
UDBYGNING OG INVESTERINGHalfdanHCAHBC70Antal aktive brønde
Akk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser15,0 mia. kr.
HBBHDCHBA2 km
60
7
km
50403020
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde
HDBHDA
2 km
HBDplanlagt
100199520002005
88
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009Nana, Sif og IgorBlok 5505/13 og 5504/16EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS1968, 19991999, 2004 og 2007
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, HALFDAN FELTETHalfdan feltet omfatter Halfdan, Sif og Igor områderne. Der er tale om en sammen-hængende kulbrinteforekomst i flere geologiske niveauer. Feltets sydvestlige del inde-holder primært olie beliggende i lag af Maastrichtien alder, mens der mod nord og østprimært er tale om gas i lag af Danien alder.Forekomsten findes i et afgrænset område af kalklagene, der tidligere i geologisk tidudgjorde en strukturel fælde. På grund af senere bevægelser af reservoirlagene erstrukturen gradvis forsvundet, og olien er begyndt at strømme væk fra området. Denlave permeabilitet i reservoiret betyder dog, at forekomsten af olie og gas ikke harflyttet sig særlig meget. Den porøse uopsprækkede kalksten svarer til den vestligeflanke af Dan feltet.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen foregår her ved hjælp af FAST-teknikken (Fracture Aligned SweepTechnology), hvor lange vandrette brønde ligger parallelt som skiftevis produktions-og vandinjektionsbrønde. Ved at variere injektionstrykket i brønden opsprækkesbjergarten. Herved skabes en sammenhængende vandfront i hele brøndens længde,som kan presse olien hen mod produktionsbrøndene.Produktionen af gas på Danien niveau foregår ved trykaflastning med flergrenedevandrette brønde. På Sif ligger brøndene i et vifteformet mønster ud fra Halfdan BAplatformen, mens de på Igor ligger i et spirallignende mønster ud fra Halfdan CAplatformen.ANLÆGHalfdan feltet er udbygget med to platformskomplekser, Halfdan D og Halfdan B,samt en ubemandet satellitplatform, Halfdan CA.Halfdan B er placeret ca. 2 km fra Halfdan D og forsynes herfra med elektricitet, injek-tionsvand og løftegas. Halfdan CA med plads til ti brønde er placeret ca. 7 km nordøstfor Halfdan B komplekset.Anlæggene på Dan forsyner Halfdan D og B med injektionsvand. Produktionsvandetfra Halfdan og Sif/Igor udledes til havet efter rensning.For at øge behandlings- og transportkapaciteten for produktionen fra Halfdan felteter en ny 20” rørledning etableret for transport af olie og produceret vand fra HalfdanB komplekset til Dan FG platformen på Dan feltet.
2OLHSURG EU�QGH +DOIGDQ
9DQGLQMHN EU�QGH +DOIGDQ
*DVSURG EU�QGH 6LI RJ ,JRU
Reservoirdybde:2.030-2.100 mReservoirbjergart: KalkstenGeologisk alder:Danien og Øvre KridtFlere detaljer findes i boksene på side 90 og 91.
PRODUKTIONAkk. produktionOlie:Gas:Vand:pr. 1. januar 200940,72 mio. m�15,40 mia. Nm�19,00 mio. m�
1210864201995
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
2000
2005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Vand:58,66 mio. m�
121086420
Vand, mio. m�
1995
2000
2005
RESERVEROlie:Gas:56,0 mio. m�19,9 mia. Nm�
På HDB er der indkvartering til 32 personer, mens der på HBC er indkvartering til 80personer.Flere detaljer om anlæggene findes på side 90 og 91.
Produceret40,7 mio. m3
Reserver56,0 mio. m3
1999 til 2009
Bilag B
89
HALFDAN FELTET(HOVEDFELT)
PlatformHBHBA-2A-322A
Sif felt-afgrænsningSif-1X
OliebrøndVandinjektorLukket brøndBrøndspor
HDAHD-21A-A230710
HBA-2HHBA4AHBBA-A-7-65HHDHHBBABAHBA--3-2A-A-43HDHD2AH1CDA-A-HDA-H343XA-36DCA7AA-3HD8A-HD18A-13AHDA-12HDA-11
HDN-1X
Halfdanfeltaf-grænsning
14A-HD7000
Igor felt-afgrænsning6600
5500
6000
HDA-356700
Skjoldfeltafgrænsning
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
2OLHSURG EU�QGH +DOIGDQ
9DQGLQMHN EU�QGH +DOIGDQ
Vanddybde:)HOWDIJUQVQLQJ Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:43 m NPë +DOIGDQ
2.100 mKalkstenØvre Kridt
6500
HB
7000
NanaBlok 5505/13 og 5504/16EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19991999
H2A-D
A
PR. 1.1.2009
5
AHD68000069
0068
C28A-AHB29A-HB
H
HDA-26
HDA-3D7A-27
12A-HB
Dan feltafgrænsningA16A--25HBA0HB3A-17HBBA-0-1H21A-HBAA-8HBHB9A-6HB2A--11HBBAH6700
A22A-8HDA-224A-HDDH15A-D
HDA-2X31A-HD
A-8HDA-5A
HD
Halfdan feltetTop KalkDybdekort i ft
H
Halfdan D består af en kombineret indvindings- og behandlingsplatform HDA, en ind-kvarteringsplatform HDB og en afbrændingsplatform HDC, mens Halfdan B består afen ubemandet indvindingsplatform HBA og en ubemandet stigrørs- og brøndhoved-platform HBB. Halfdan B komplekset indeholder desuden en beboelsesplatform HBC,der er broforbundet til HBB. En ny behandlingsplatform HBD er godkendt og plan-lægges i drift omkring 2011.Produktionen fra oliebrøndene på HBA og væskeproduktionen fra Sif/Igor føres tilbehandling på Halfdan D komplekset. Herfra føres det til Gorm for slutbehandling ogvidere til land.
DH
4A--6HDDA-17HADHC1633A-A-D
H
0
1
2 km
90
Bilag B
HALFDAN FELTET(NORDØST)
PlatformGasbrøndHBA-1866000660
Lukket brøndBrøndspor
HBA-27A
HBA-13XA
HBA-20ML 2
1
HBA-14C
HC
Boret i 2008HCA2-ML1HCA2-ML2A-3M
HBA-19ML2
MLHBA-20
HCL2
A-3
M
6500
L1
1C
Sif felt-afgrænsning
BA-19M
HCA- 5CHCA-7ML1A
Sif-1X
HHBA-15A
L
HCA-7ML2
6500
HDN-1X
Halfdanfeltaf-grænsning
A-6
HC
HCAIgor felt-afgrænsning6600
6700
6700
Alma feltafgrænsning6700
HCA-8 (G-3XD)
0068
68000069
Halfdan feltetDan feltafgrænsning
(Sif/Igor)Top KalkDybdekort i ft
6700
6500
0
1
2 km
FELT DATATidligere ognuværende navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:)XQGHW nU , GULIW nU *DVSURG EU�QGH 9DQGG\EGH )HOWDIJUQVQLQJ
PR. 1.1.2009Sif og IgorBlok 5505/13EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS 6LI
,JRU
6LI
,JRU
6LI
,JRU
Produktionen på HCA føres efter separation i en væske- og en gasfase gennem to nyerørledninger til Halfdan B komplekset.Gassen fra Sif/Igor installationerne på HBA platformen føres til Tyra Vest, mensgassen fra Halfdan D sendes til Dan for ilandføring via Tyra Øst eller til Tyra Vest forvidere eksport til Holland via NOGAT ledningen.
P 6LI
P ,JRU
NPë 6LI
NPë ,JRU
Reservoirdybde:2.030 mReservoirbjergart: KalkstenGeologisk alder:Danien
Bilag B
91
HARALD FELTET
Platform
LulitaTop Mellem Jura
OliebrøndGasbrøndLukket brønd
12300
BrøndsporForkastning
02012
00012
01012
0901108011
Lulita-211500
Lulita feltafgrænsningHarald feltafgrænsningLulita-1XC
Harald VestTop Mellem JuraV. Lulu-31200012000
12
20
0
11500
Harald
V. Lulu-10092
115
00
00
12200
9100
120
HWA-8B11500
HWA-7A
0090
Lulu-191000001211700
HEA-3E
V.Lulu-21250012300
512
00
12500
1200011400
00115
0900
0900
9200
9100
00123
Harald / Lulita6Antal aktive brønde
05012
HEA-60930
91
Lulu-200
Harald feltetLulita feltetDybdekort i ft012 km
Harald ØstTop Kalk
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser3,8 mia. kr.
A4
Produktionsbrønde
B2
0199520002005
92
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:)XQGHW nU I drift år:*DVSURG EU�QGH
PR. 1.1.2009Lulu/Vest LuluBlok 5604/21 og 22EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS /XOX
9HVW /XOX
1997 +DUDOG �VW
+DUDOG 9HVW
64 m56 km� P +DUDOG �VW
RJ
P +DUDOG 9HVW
.DONVWHQ +DUDOG �VW
6DQGVWHQ +DUDOG 9HVW
Hhv. Danien/Øvre Kridtog Mellem Jura
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, HARALD FELTETHarald feltet består af to akkumulationer, Harald Øst (Lulu) og Harald Vest (VestLulu), med gas som det overvejende indhold.Harald Øst strukturen er dannet ved opskydning af kalklagene over en salthorst.Gaszonen er op til 75 m tyk.Harald Vest strukturen er en hældende jurassisk forkastningsblok.Sandstensreservoiret er af Mellem Jura alder og har en tykkelse på 100 m.PRODUKTIONSSTRATEGIBåde Harald Øst og Harald Vest reservoirerne produceres ved at lade gassen ekspan-dere med en moderat, naturlig vandtilstrømning i reservoiret.Tilrettelæggelse af produktionen fra Harald feltet er underlagt hensynet om optime-ret produktion af flydende kulbrinter på Tyra feltet. Ved at maksimere aftrækket frade øvrige gasfelter minimeres gasaftrækket fra Tyra.ANLÆGHarald feltet er udbygget med en kombineret indvindings- og behandlingsplatformHarald A samt en beboelsesplatform Harald B. Den ubehandlede kondensatproduk-tion og den færdigbehandlede gas føres til Tyra Øst. Det producerede vand udledestil havet efter rensning.Der er forbindelse fra Harald til den gasledning, som fører gassen fra Syd Arne feltettil Nybro. Normalt eksporteres der ikke gas fra Harald til ledningen.
Vanddybde:Feltafgrænsning:5HVHUYRLUG\EGH 5HVHUYRLUEMHUJDUW Geologisk alder:
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:7,75 mio. m�Gas:20,30 mia. Nm�Vand:0,36 mio. m�
4
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
3
2
På Harald feltet er der indkvartering for 16 personer.1
Se mere information under Lulita feltet, der anvender Harald A platformen som vært.0199520002005
RESERVEROlie og kondensat: 0,7 mio. m�Gas:4,1 mia. Nm�
Produceret20,3 mia. Nm31997 til 2009
Reserver4,1 mia. Nm3
Bilag B
93
KRAKA FELTET
Platform
Kraka feltafgrænsning
OliebrøndLukket brøndBrøndspor
Dan feltafgrænsning
6300
A-10C0060
A-5H IA-4HA-4PA-2A-1A-8 I0060
A-5HA-10P
Kraka
A-6A-3
A-9
63
00
A-6 IIA-6AA-6 IA-7C
65
00
Kraka feltetTop KalkDybdekort i ft012 km
UDBYGNING OG INVESTERINGDanFDFAFBFCA BFFm3k6
FE
E2km
DanC
Akk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser1,6 mia. kr.
10
Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
D8
13
FG9 km
Regnar
km
4201990199520002005
Kraka
94
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009AnneBlok 5505/17EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19661991
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, KRAKA FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en saltpude. Dette harforårsaget en vis opsprækning af reservoirkalken. Reservoiret har rimelig porøsitet,men lav permeabilitet. Oliezonen er karakteriseret ved høj vandmætning og ringetykkelse. Feltet har en mindre gaskappe.PRODUKTIONSSTRATEGIKraka produceres ved naturlig ekspansion af gaskappen samt ved støtte fra akviferen.De enkelte brønde produceres med det lavest mulige bundhulstryk. Feltets olie-produktion maksimeres ved at prioritere gasløft i brønde med lavt vandindhold oglavt gas/olie-forhold.ANLÆGKraka feltet er udbygget som satellit til Dan feltet med en ubemandet indvindings-platform uden helidæk. Produktionen sendes til Dan F for behandling og videretransport. Der importeres løftegas fra Dan feltet.
Produktionsbrønde: 7Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:45 m81 km�1.800 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:4,89 mio. m�Gas:1,38 mia. Nm�Vand:5,00 mio. m�
1,0
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
0,8
0,6
0,4
0,2
01990199520002005
RESERVEROlie:Gas:1,4 mio. m�0,4 mia. Nm�
Produceret4,9 mio. m3
Reserver1,4 mio. m3
1991 til 2009
Bilag B
95
LULITA FELTET
Platform
LulitaTop Mellem Jura
OliebrøndGasbrøndLukket brønd
12300
BrøndsporForkastning
02012
00012
01012
0901108011
Lulita-211500
Lulita feltafgrænsningHarald feltafgrænsningLulita-1XC
Harald VestTop Mellem JuraV. Lulu-31200012000
12
20
0
11500
Harald
V. Lulu-10092
115
00
00
12200
9100
120
HWA-8B11500
HWA-7A
0090
Lulu-191000001211700
HEA-3E
V.Lulu-21250012300
512
00
12500
1200011400
00115
0900
0900
9200
9100
00123
Harald / Lulita
05012
HEA-60930
91
Lulu-200
Harald feltetLulita feltetDybdekort i ft012 km
Harald ØstTop Kalk
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser0,1 mia. kr.
5
Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
4
A3
B
2
1
0199520002005
96
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:
PR. 1.1.2009Blok 5604/18 og 22Eneretsbevillingen 50 SFW.
SFW
RJ
SFW
Mærsk Olie og Gas AS19921998
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, LULITA FELTETLulita forekomsten findes i en strukturel, forkastningsbetinget fælde, hvor sandsten afMellem Jura alder udgør reservoiret. Forekomsten består af olie med en overliggendegaskappe.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af olie og gas foregår ved naturlig dræning.ANLÆGLulita feltet er udbygget fra de faste installationer på Harald feltet. Brøndhovedernetil Lulita brøndene er således anbragt på Harald A platformen, hvor udstyret ogsåhåndterer produktionen fra Lulita.Olien fra Lulita føres sammen med Harald feltets kondensat via en 16” rørledning tilTyra Øst og videre til land. Gassen fra Lulita sendes til Tyra via 24” rørledningenmellem Harald og Tyra Øst og videre til land. Produktionsvandet fra Lulita behandlespå Harald feltets udstyr og udledes til havet efter rensning.På Harald A platformen er der etableret særligt måleudstyr til separat måling af olie-og gasproduktionen fra Lulita.
Operatør:Fundet år:I drift år:
Produktionsbrønde: 2Vanddybde:Areal:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:65 m3 km�3.525 mSandstenMellem Jura
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:0,88 mio. m�Gas:0,57 mia. Nm�Vand:0,40 mio. m�
0,3
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
0,2
0,1
0199520002005
RESERVEROlie:Gas:0,2 mio. m�0,1 mia. Nm�
Produceret0,9 mio. m31998 til 2009
Reserver0,2 mio. m3
Bilag B
97
NINI FELTET
PlatformOliebrønd1680
VandinjektorNA-6C
BrøndsporNoergnmkar171001707016
Da
1617
80
1680201690
NA-4B1700169016
3017
4170
1750
90
0176
1770
17
20
NA-7DNini70
16
9016
6017
165
0
1700
0177
16
50
NA-81660167016801690
NA-1NA-2B1700
NA-5
0171
NA-3B1710
1710
1760
1730
Nini feltetTop Palæogen reservoirDybdekort i meter00,51 km
1750
0177
1780
UDBYGNING OG INVESTERINGNini ØstPlanlagtAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser3,1 mia. kr.
Siri
Ninikm
7 kmtPlanlag
10
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
32
13
km
9 km
SCB-2SCB-1
5
SCA020002005
Cecilie
98
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009Blok 5605/10 og 144/95DONG E&P A/S20002003
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, NINI FELTETNini forekomsten er defineret ved en kombination af en strukturel og en stratigrafiskfælde i forbindelse med opskydning af en salthorst. Reservoiret udgøres af sand aflej-ret i Siri kanalen. Feltet omfatter flere mere eller mindre afgrænsede forekomster.PRODUKTIONSSTRATEGIProduktionsstrategien er baseret på trykvedligeholdelse ved injektion af vand. Gassenfra Nini feltet injiceres i Siri feltet.ANLÆGNini feltet er udbygget som satellit til Siri feltet med en ubemandet indvindingsplat-form med helidæk. Produktionen sendes ubehandlet gennem en 14” flerfaserørledningtil Siri platformen, hvor produktionen behandles og eksporteres via tankskib. Vand tilinjektion samt løftegas sendes fra Siri platformen til Nini platformen via henholdsvisen 10” og en 4” rørledning.Energistyrelsen har den 29. januar 2008 godkendt etablering af en ny ubemandet ind-vindingsplatform i den østlige del af Nini feltet. Platformen, som er under etablering,kaldes Nini Øst. Platformen svarer til Nini platformen og vil blive forsynet medhelidæk. Produktionen fra Nini Øst vil blive sendt ubehandlet til Siri via Nini.Injektionsvand og løftegas til Nini Øst vil blive leveret fra Siri via Nini platformen.Den nye Nini Øst platform og tre nye rørledninger ventes installeret i 2009.
Produktionsbrønde: 5Vandinjek. brønde: 3Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:*HRORJLVN DOGHU 60 m44,6 km�1.700 mSandsten(RFQ3DOHRFQ
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:3,55 mio. m�Gas:0,26 mia. Nm�Vand:2,89 mio. m�
2
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1
020002005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Vand:3,71 mio. m�
2
Vand, mio. m�
1
020002005
RESERVEROlie:Gas:3,7 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret3,5 mio. m3
Reserver3,7 mio. m3
2003 til 2009
Bilag B
99
REGNAR FELTET
Undervandsinstallation
OliebrøndLukket brøndForkastning6500
6000
5500
6000
Regnar-35500
5600
Nils-1Regnar
Nils-2
0600
6500
Regnar feltetTop KalkDybdekort i ft
UDBYGNING OG INVESTERINGDanFDFAFBFCA BFFm3k
FE
E2km
DanC
Akk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser0,3 mia. kr.
2
Antal brønde
D
Produktionsbrønde
FG9 km
Regnar
1
13km
Kraka
01990199520002005
100
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009NilsBlok 5505/17EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19791993
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, REGNAR FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst.Reservoiret er stærkt opsprækket.PRODUKTIONSSTRATEGIRegnar produceres fra en lodret brønd placeret på toppen af strukturen. Olienfortrænges mod produktionsbrønden af indstrømmende vand fra den underliggendevandzone. Målet for indvindingen er at fortrænge og producere mest mulig af olien fraden tætte del af formationen.ANLÆGRegnar feltet er udbygget som satellit til Dan feltet. Indvinding foregår fra en under-vandsinstallation. Produktionen føres via flerfaserørledning til Dan F for behandlingog videretransport.Overvågning og kontrol af brøndinstallationen foregår ved fjernstyring fra Dan FC.
Produktionsbrønde: 1Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:*HRORJLVN DOGHU 45 m20 km�1.700 mKalksten og Dolomit�YUH .ULGW RJ =HFKVWHLQ
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:0,93 mio. m�Gas:0,06 mia. Nm�Vand:4,06 mio. m�0,8
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
0,6
0,4
0,2
01990199520002005
RESERVEROlie:Gas:0,0 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret0,9 mio. m31993 til 2009
Reserver0,0 mio. m3
Bilag B
101
ROAR FELTET
Platform68006700
GasbrøndLukket brøndBrøndspor
Roar-3C
68
00
676500
00
H-1X6800
Roar
660
0
Roar-5XA
Roar-2, 2A
6600
00670068
71
00
Roar-1Roar-7B
6900
ValdemarABAAkm19
0700
Roar feltetTop KalkDybdekort i ft012 km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser0,7 mia. kr.20
BA
km
Tyra ØstA
6
Antal aktive brønde
7
Roarkm11 km
ProduktionsbrøndeD
FEB
4
Tyra Vest3
kmm3kC
11km
2
ABEC
D
m3k
0
Tyra Sydøst
1995
2000
2005
102
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:Gasprod. brønde:Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:
PR. 1.1.2009BentBlok 5504/7EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19681996446 m41 km�2.025 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, ROAR FELTETStrukturen er fremkommet ved en svag ophvælvning af kalklagene. Forekomstenbestår af en kondensatholdig gas. Reservoiret er kun opsprækket i mindre grad.PRODUKTIONSSTRATEGIRoar feltet produceres ved at lade gassen ekspandere. Tilrettelæggelse af produk-tionen fra Roar feltet er underlagt hensynet om optimeret produktion af flydendekulbrinter på Tyra feltet ved at maksimere aftrækket fra de øvrige gasfelter og dervedminimere gasaftrækket fra Tyra.ANLÆGRoar er udbygget som satellit til Tyra feltet med en ubemandet indvindingsplatformaf STAR typen uden helidæk. Produktionen sendes efter separation i en gas- og envæskefase i to rørledninger til Tyra Øst for behandling og ilandføring. Roar platformenforsynes med kemikalier gennem en rørledning fra Tyra Øst.En ny 16” flerfaserørledning er etableret fra Valdemar BA platformen via Roar til TyraØst, hvori gassen fra Roar nu føres til Tyra Øst.
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:2,54 mio. m�Gas:14,11 mia. Nm�Vand:4,89 mio. m�
2,5
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
2,0
1,5
1,0
0,5
0199520002005
RESERVEROlie:Gas:0,1 mio. m�1,4 mia. Nm�
Produceret14,1 mia. Nm3
Reserver1,4 mia. Nm3
1996 til 2009
Bilag B
103
ROLF FELTET
PlatformOliebrøndLukket brøndBrøndspor80007000
Rolf-6D
Rolf
0060
M. Rosa-2Rolf-3Rolf-6PRolf-5Rolf-4Rolf-3A
M. Rosa-18000
M. Rosa Fl.
8000
0090
Rolf feltetTop KalkDybdekort i ft00,51 km
Rolf17km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser1,1 mia. kr.
DagmarGorm9kmBF11km
6
Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
E4
A
CD
Skjold2
CA
B
12
km
019851990199520002005
104
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009Midt RosaBlok 5504/14 og 15EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19811986
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, ROLF FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst.Reservoiret er stærkt opsprækket.PRODUKTIONSSTRATEGIRolf produceres via to brønde placeret på toppen af strukturen. Olien fortrænges modde producerende brønde af indstrømmende vand fra den underliggende vandzone.Den naturlige vandindstrømning fra vandzonen svarer til det volumen, som fjernesved produktionen centralt på strukturen.ANLÆGRolf feltet er udbygget som satellit til Gorm feltet med en ubemandet indvindings-platform med helidæk. Produktionen føres ubehandlet til Gorm C platformen, hvorbehandling af produktionen finder sted. Rolf feltet forsynes endvidere med elektrici-tet og løftegas fra Gorm.
Produktionsbrønde: 2Vanddybde:Areal:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:34 m8 km�1.800 mKalksten og DolomitDanien, Øvre KridtRJ =HFKVWHLQ
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:4,29 mio. m�Gas:0,18 mia. Nm�Vand:6,19 mio. m�
1,0
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
0,8
0,6
0,4
0,2
019851990199520002005
RESERVEROlie:Gas:0,6 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret4,3 mio. m3
Reserver0,6 mio. m3
1986 til 2009
Bilag B
105
SIRI FELTET
PlatformUndervandsinstallationOliebrøndGas- og vandinjektorLukket brøndBrøndsporBoret i 2008
SCB-2
Siri NordTop Heimdal Sandsten
SCB-2Siri-3Siri-3ASCB-1
0020
SCB-1X
SCA-5
20
70
SCA-5A
3020
Stine segment 1Top Hermod Sandsten
SCA-46020
Siri-2
SCA-22060
SCA-8
4020
SCA-7C4020
Siri-4Siri-1SCA3020
SCA-10SCA-3C2060
SCA-6ASiri-5
SCA-3ASCA-1B6020
SCA-12C
Stine segment 2Top Hermod Sandsten
SCA-11A
Siri CentralTop Heimdal Sandsten
Siri feltetDybdekort i meter012 km
UDBYGNING OG INVESTERINGNini ØstPlanlagtAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser6,2 mia. kr.
Siri
Ninikm
7 kmtPlanlag
20
Antal aktive brønde
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde
32
13
km
9 km
SCB-2SCB-1
10
SCA0199520002005
Cecilie
106
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009Blok 5604/206/95DONG E&P A/S19951999 6LUL &HQWUDO
6WLQH VHJPHQW
6WLQH VHJPHQW
6LUL &HQWUDO
6WLQH VHJPHQW
6WLQH VHJPHQW
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, SIRI FELTETSiri forekomsten findes i en strukturel fælde, hvor sandsten af Paleocæn alder udgørreservoiret. Forekomsten indeholder olie med et relativt lavt indhold af gas.PRODUKTIONSSTRATEGIDer indvindes fra Siri Central samt fra de nærliggende forekomster, Stine segment 1og 2. Indvindingen fra Siri Central er baseret på produktion af olie under trykvedlige-holdelse ved hjælp af injektion af vand og gas. I Siri feltet injiceres desuden gas fraCecilie og Nini felterne.Indvinding fra Stine segment 1 foregår med trykvedligeholdelse ved hjælp af vand-injektion. Indvinding fra Stine segment 2 har frem til 2006 foregået ved naturligdræning, men i 2006 er der påbegyndt vandinjektion.ANLÆGSiri og Stine segment 2 (SCA) er udbygget med en kombineret brøndhoved-, behand-lings- og beboelsesplatform.Behandlingsanlægget består af et separationsanlæg for produktionen samt et behand-lingsanlæg for produktionsvandet. Desuden er der udstyr til samtidig injektion af gasog vand.Stine segment 1 (SCB) er udbygget som satellit til Siri platformen og består af toundervandsinstallationer med en produktionsbrønd og en injektionsbrønd.Produktionen fra SCB føres til Siri platformen for behandling. Injektionsvand ogløftegas til satellitinstallationerne på SCB, Nini og Cecilie leveres fra Siri platformen.Injektionsvandet til SCB leveres gennem en afgrening på vandledningen til Nini.Den producerede olie føres til en lagertank på havbunden. Tanken har en kapacitet på50.000 m�. Herfra eksporteres olien via en lastebøje til et tankskib.På Siri er der indkvartering til 60 personer.
3URGXNWLRQVEU�QGH Vand/gasLQMHNEU�QGH Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:*HRORJLVN DOGHU
60 m42 km�2.060 mSandsten3DOHRFQ
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:10,98 mio. m�Gas:1,12 mia. Nm�Vand:21,44 mio. m�543210199520002005
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Gas:1,02 mia. Nm�Vand:28,61 mio. m�
5432101995
Vand, mio. m�
2000
2005
RESERVEROlie:Gas:1,2 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret11,0 mio. m3
Reserver1,2 mio. m3
1999 til 2009
Bilag B
107
SKJOLD FELTET
PlatformOliebrøndVandinjektorLukket brønd
Skjold Flanke-1Brøndspor
Halfdan feltafgrænsning
0065
Skjold-30BSkjold-10 Skjold-25Skjold-19Skjold-5A Skjold-21ASkjold-140600
Skjold feltafgrænsning
Skjold-29F
Skjold-20Skjold-16Skjold-13CSkjold-11ASkjold-28FSkjold-12Skjold-8Skjold-7BSkjold-20055
Skjold-17CSkjold-24ASkjold-26SkSkjold-32Ajold-3100600065
Ruth-1Skjold-4A
M. Rosa Fl.
Skjold-15BSkjold-23GSkjold600065000055
Skjold-3Skjold-27BSkjold-22ASkjold-18ASkjold-3A
Skjold feltetTop KalkDybdekort i ft00,51 km
Rolf17km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser5,7 mia. kr.
DagmarGorm9kmBF11km
30
Antal aktive brønde
E20
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde
A
CD
Skjold10
CA
B
12
km
0198019851990199520002005
108
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009RuthBlok 5504/16EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19771982
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, SKJOLD FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst.Reservoiret er gennemsat af talrige, mindre forkastninger centralt på strukturen. Påstrukturens flanker er reservoiret mindre opsprækket. Reservoiret har vist usædvanligtgode produktionsegenskaber.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af olie fra Skjold foregår ved vedligeholdelse af reservoirtrykket vedinjektion af vand. Olien produceres overvejende fra vandrette brønde på reservoiretsflanker, hvor produktions- og injektionsbrønde ligger skiftevis i et radialt mønster.ANLÆGSkjold feltet er, som satellit til Gorm feltet, udstyret med to indvindingsplatformeSkjold A og B samt en beboelsesplatform Skjold C. Der er intet behandlingsanlægpå Skjold feltet. Produktionen sendes til Gorm F platformen for behandling. Gormanlæggene forsyner Skjold med injektionsvand og løftegas. Reinjektion af produceretvand benyttes.På Skjold C er der indkvartering for 16 personer.
Produktionsbrønde: 19Vandinjek.brønde: 9Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:40 m33 km�1.600 mKalkstenDanien, Øvre KridtRJ =HFKVWHLQ
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:41,56 mio. m�Gas:3,40 mia. Nm�Vand:51,04 mio. m�
8
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
6
4
2
0198019851990199520002005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Vand:101,69 mio. m�
8
Vand, mio. m�
6
4
2
0198019851990199520002005
RESERVEROlie:Gas:10,8 mio. m�0,6 mia. Nm�
Produceret41,6 mio. m3
Reserver10,8 mio. m3
1982 til 2009
Bilag B
109
SVEND FELTET
Platform11000080100000010096001400900084
OliebrøndLukket brøndBrøndsporForkastning
Svend-6X
0080
Svend-3D
Svend-2XA
T-1
Svend-4
8000
90
10
00
T-3Svend
0Svendfeltafgrænsning
00
T-2(Otto-1)0090
Svend-1D1000010200
88009000
8200
10000
Svend feltetTop KalkDybdekort i ft012 km
10200
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser1,2 mia. kr.
Svend
6
Antal aktive brønde
Produktionsbrønde4
2
0199520002005
110
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:)XQGHW nU , GULIW nU
PR. 1.1.2009Nord Arne/OttoBlok 5604/25EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS 1RUG $UQH
2WWR
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, SVEND FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en todelt salthorst.Dette har forårsaget opsprækning af reservoirkalken og en opdeling af feltet i envestlig og en østlig del adskilt af en større forkastning. Den sydlige del af Svend felteter beliggende ca. 250 m dybere end den nordlige del. Reservoiret i den nordlige del harvist usædvanligt gode produktionsegenskaber.PRODUKTIONSSTRATEGIOlieproduktionen maksimeres ved naturlig dræning over oliens boblepunkt samtidigmed at brøndenes produktionstid maksimeres.ANLÆGSvend feltet er udbygget som satellit til Tyra feltet med en ubemandet indvindings-platform uden helidæk. Produktionen sendes til Tyra Øst for behandling og iland-føring. Svend er tilsluttet 16” rørledningen fra Harald til Tyra Øst.
Produktionsbrønde: 4Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:65 m48 km�2.500 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:6,58 mio. m�Gas:0,76 mia. Nm�Vand:11,38 mio. m�
2,0
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1,5
1,0
0,5
0199520002005
RESERVEROlie:Gas:1,3 mio. m�0,1 mia. Nm�
Produceret6,6 mio. m3
Reserver1,3 mio. m3
1996 til 2009
Bilag B
111
SYD ARNE FELTET
2900
Platform
SA-6C2850
3050
OliebrøndVandinjektor
SA-14SA-2
2900
2950
3000
SA-12Modi-1Lukket brøndBrøndspor3000
A-4SA05B-1-8A-SAASAS-316A-1SA-1SASA
-1SA5CSyd Arne
29
50
SA-1C
2900
Katherine-15290
502808205027
Syd Arne20Antal aktive brønde
030
SA-18
0
Katherine-1ASA-19CSA-7I-1X
Katherine-1BSA-17
SA-13
Syd Arne feltetTop KalkDybdekort i meter
0028
0290
2590
SA-9Baron-20
3000
1
2 km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser11,0 mia. kr.
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde
10
0199520002005
112
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009Blok 5604/29 og 307/89Hess Denmark ApS19691999
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, SYD ARNE FELTETSyd Arne strukturen er fremkommet ved en kraftig ophvælvning af kalklagene, hvilkethar forårsaget opsprækning af kalken. Strukturen indeholder olie med et forholdsvisthøjt indhold af gas.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af kulbrinter foregår med trykstøtte ved injektion af vand.ANLÆGFeltet er udbygget med en kombineret brøndhoved-, behandlings- og beboelsesplat-form.Procesanlægget består af et separationsanlæg for produktionen samt et behandlings-anlæg for gassen. Desuden er der installeret et behandlingsanlæg for injektionsvandet,inden det injiceres. En del af produktionsvandet injiceres, mens resten udledes tilhavet efter rensning.Den producerede olie føres til en lagertank på havbunden. Tanken har en kapacitet påca. 87.000 m�. Olie eksporteres via tankskib. Gassen føres gennem en gasrørledning tilNybro på den jyske vestkyst.På Syd Arne er der indkvartering for 57 personer.
Produktionsbrønde: 12Vandinjek.brønde: 7Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:60 m93 km�2.800 mKalkstenDanien, Øvre Kridtog Nedre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:18,92 mio. m�Gas:4,65 mia. Nm�Vand:10,19 mio. m�6543210199520002005
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Gas:3,99 mia. Nm�Vand:36,27 mio. m�6543210199520002005
Vand, mio. m�
RESERVEROlie:Gas:10,3 mio. m�5,0 mia. Nm�
Produceret18,9 mio. m3
Reserver10,3 mio. m3
1999 til 2009
Bilag B
113
TYRA FELTET
TEB-19DPlatform6700
TWC-18B6600
TWB-3ATEB-4TEB-11TEB-7A64
Gasbrønd
0650
65
00
E-3X
TEB-13A0065
Oliebrønd med gasGasinjektorLukket brønd
TWB-7TWC-24A6400
TWB-5TEC-5ATEB-12A
TEB-9TEB-8
TEC-9TWB-8TWB-4TEC-2 TEC-1Tyra-E00TEB-5TEC-8 TEC-1164TEC-3ATWC-17TEC-12ATEC-4BE-4XTyra-WTWC-9TWB-12TWB-2TWC-5TEC - 10TEC-7 TEB-6ATWC -8TWC-6TEB-2TWC-7TWBTWC-20BTWC-2TWC-1TEB-3ATWC-13-3TWB-9BTWB-6TWBTEB-16BTWCTWC-3-100-1165TWC-4TWB-22BTWC-10TWB-10DTWC-12TWB-11ATWC-16ATWC-23TWC-22CTWC-15DE-7X
00
Brøndspor
TEC-6Forkastning
TEB-1
TEB-14A
TEB-17B6600
TWC-21A TEBTWC-14A -18B
Tyra feltafgrænsningTyra Sydøst feltafgrænsning6700
TEB-21
TEB-20TEB-156800
TEB-24C
Tyra feltetTop KalkDybdekort i ft012 km
ValdemarABAAkm19
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser31,1 mia. kr.20
BA
km
Tyra ØstA
7060
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProd/Injekt brøndeProduktionsbrønde
7
Roarkm11 km
FEBC
D
50403020
Tyra Vest3
kmm3k
11km
ABEC
D
m3k
100
Tyra Sydøst
1980
1985
1990
1995
2000
2005
114
Bilag B
FELT DATA7LGOLJHUH QDYQ Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2009&RUDBlok 5504/11 og 12EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19681984
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, TYRA FELTETStrukturen er fremkommet ved en svag ophvælvning af kalklagene. Forekomstenbestår af kondensatholdig, fri gas med en tynd underliggende oliezone. Reservoiret erkun svagt opsprækket.PRODUKTIONSSTRATEGITyra feltet anvendes som svingproducent for gasproduktionen, for at forholdene forindvinding af kondensat og olie ikke forringes gennem en for tidlig sænkning af reser-voirtrykket. En øget produktion af gas fra DUC’s øvrige felter, herunder specielt gas-felterne Harald og Roar, optimerer derfor indvinding af flydende kulbrinter på Tyra.ANLÆGTyra feltet er udbygget med to platformskomplekser, Tyra Vest (TW) og Tyra Øst (TE).Tyra Vest består af to indvindingsplatforme TWB og TWC, en behandlings- og ind-kvarteringsplatform TWA, en afbrændingsplatform TWD samt et bromodul placeretved TWB og understøttet af et firbenet understel TWE.Procesanlægget på Tyra Vest anvendes til en forbehandling af olie- og kondensat-produktionen fra brøndene på Tyra Vest. Her er der endvidere installeret gasbehand-lingsanlæg og anlæg til injektion og/eller eksport af gas samt behandlingsanlæg forproduceret vand. På Tyra Vest modtages en del af gasproduktionen fra Halfdan ogValdemar.Tyra Øst består af to indvindingsplatforme TEB og TEC, en behandlings- og indkvarte-ringsplatform TEA, en afbrændingsplatform TED samt en stigrørsplatform TEE med ettilknyttet bromodul understøttet af en STAR søjlekonstruktion TEF.På Tyra Øst modtages produktion fra satellitfelterne Valdemar, Roar, Svend, TyraSydøst og Harald/Lulita, samt gasproduktionen fra Gorm, Dan og dele af Halfdan D.Tyra Øst procesanlægget omfatter anlæg til færdigbehandling af gas, olie/kondensatog vand. Produktionsvandet fra det samlede Tyra felt udledes til havet efter rensning.De to platformskomplekser på Tyra feltet er indbyrdes forbundet med rørledningerfor at skabe den højest mulige fleksibilitet og forsyningssikkerhed. Olie- og konden-satproduktionen fra Tyra feltet og tilhørende satellitfelter ilandføres via Gorm E.Størstedelen af gasproduktionen ilandføres fra TEE på Tyra Øst og resten eksporteresfra TWE på Tyra Vest til NOGAT ledningen.
Gasprod. brønde:20Olie/Gasprod. brønde: 28Prod./Injek. brønde: 20Vanddybde:Areal:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:37-40 m90 km�2.000 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktionOlie:Gas:Vand:5Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
pr. 1. januar 200924,77 mio. m�84,60 mia. Nm�40,65 mio. m�
4
3
2
1
0198019851990199520002005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2009Gas:35,88 mia. Nm�5
Gas, mia. Nm�
4
3
2
1
0198019851990199520002005
På Tyra Øst er der indkvartering til 96 personer, mens der på Tyra Vest er indkvarte-ring til 80 personer.
RESERVER*Olie:Gas:5,0 mio. m�22,8 mia. Nm�
Produceret55,0 mia. Nm3
Reserver22,8 mia. Nm3
1984 til 2009
*) Figuren viser Tyra og Tyra SØ samlet.
Bilag B
115
TYRA SYDØST FELTET
E-1XTyra feltafgrænsning
PlatformOliebrøndGasbrøndLukket brøndBrøndsporBoret i 2008
Tyre EE-4X
Tyra Sydøst feltafgrænsning
680
6600
TSEA-5F670
0
TSEA-7B
0
TSEA-6AE-7XE-5XBE-6XATSEA-1TSEA-5ATSEA-4GE-9XB6700
TSEA-2C
TSEA-4
TSEA6800
E-8X
70007100
Tyra Sydøst feltetTop KalkTSEA-3ADybdekort i ft012 km
0069
Gorm feltafgrænsning
ValdemarABAAkm19
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser1,7 mia. kr.20
BA
km
Tyra ØstA
10
Antal aktive brønde
7
Roarkm11 km
FEB
8D
Produktionsbrønde
Tyra Vest3
kmm3kC
611
4
km
ABEC
D
m3k
2
0
Tyra Sydøst
2000
2005
116
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:Olieprod. brønde:Gasprod. brønde:Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:
PR. 1.1.2009Blok 5504/12EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS199120032438 m113 km�2.050 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, TYRA SYDØST FELTETTyra Sydøst strukturen er fremkommet ved en svag ophvælvning af Øvre Kridt kalk-lagene. Strukturen er opdelt i to blokke adskilt af en NØ-SV gående forkastningszone.Strukturen er en del af den større ophvælvningszone, som også omfatter Roar, Tyra ogdele af Halfdan feltet.Tyra Sydøst feltet indeholder fri gas med en underliggende oliezone i den sydøstligedel.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af olie og gas foregår med naturlig dræning.ANLÆGTyra Sydøst feltet er udbygget som satellit til Tyra feltet med en ubemandet platform.Produktionen sendes efter separation i en gas- og en væskefase til Tyra Øst forbehandling.
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:3,28 mio. m�Gas:6,31 mia. Nm�Vand:3,40 mio. m�
1,5
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
1,0
0,5
020002005
RESERVER*Olie:Gas:5,0 mio. m�22,8 mia. Nm�
Produceret55,0 mia. Nm3
Reserver22,8 mia. Nm3
1984 til 2009
*) Figuren viser Tyra og Tyra SØ samlet.
Bilag B
117
VALDEMAR FELTET
PlatformOliebrøndGasbrøndLukket brønd00858000
Valdemar-8E7500
Valdemar-8EValdemar-1
Brøndspor i Øvre KridtBrøndsporBoret i 2008
emVald
VAB-7
ar-1
0750
Valdem
ar-2
aemaldV
r-4
VABN. Jens 1,2Valdemar-3P
0080
0085
7200
VAB-3A
Valdemar-6
VAB-8
VAB-1E
VAB-4C
VAB-
6
ValdemarABAAkm19
09008500
Valdemar-7DValdemar-5D
Valdemar-3AVBA800
Bo-10750
0
Bo-2X
7500
Valdemar feltetVBA-3B
VBA-5VBA-7
Top Tuxen KalkDybdekort i ft00,51 km
VBA-8XAVBA-1D
VBA-2B
8000
VBA-4A
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20092008-priser6,3 mia. kr.20
BA
km
Tyra ØstA
201816
Antal aktive brønde
7
Roarkm11 km
Produktionsbrønde
FEB
D
1412
Tyra Vest3
kmm3kC
1011km
864
ABEC
D
m3k
201990199520002005
Tyra Sydøst
118
Bilag B
FELT DATATidligere navne:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:)XQGHW nU , GULIW nU
PR. 1.1.2009Bo/Nord JensBlok 5504/7 og 11EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS %R
1RUG -HQV
1RUG -HQV
%R
17238 m96 km� P �YUH .ULGW
P 1HGUH .ULGW
KalkstenDanien, Øvre ogNedre Kridt
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, VALDEMAR FELTETValdemar feltet består af en nordlig beliggende del kaldet Nord Jens og en sydligbeliggende del kaldet Bo. Strukturerne er fremkommet ved ophvælvning af kalklagene.Valdemar feltet består af flere adskilte forekomster. Der er påvist olie og gas i lag afDanien/Øvre Kridt alder samt påvist betydelige oliemængder i kalkstenslag af NedreKridt alder. De meget lavpermeable lag i Nedre Kridt udviser meget vanskelige pro-duktionsegenskaber i visse dele af Valdemar feltet, hvorimod reservoirkvaliteten i deøvre kalkstensreservoirer er sammenlignelige med andre danske felter som Gorm ogTyra.I Bo området har det vist sig, at der er dele af Nedre Kridt, som har gode egenskaber.Det har medført en udbygning af reservoiret i Bo området.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af olie foregår med naturlig dræning. Udviklingen af indvindingsteknik-ken med lange vandrette brønde med sandfyldte, kunstige sprækker har gjort detmuligt at indvinde olie kommercielt fra Nedre Kridt. Desuden foregår der indvindingfra Danien/Øvre Kridt.ANLÆGNord Jens området i Valdemar feltet er udbygget som satellit til Tyra feltet med tobroforbundne, ubemandede indvindingsplatforme, Valdemar AA og AB uden helidæk.På Valdemar AB platformen separeres produktionen. Væskeproduktionen sendes tilTyra Øst for behandling og ilandføring, mens gassen føres til Tyra Vest. Valdemar AA/AB komplekset forsynes med kemikalier fra Tyra Øst og med elektricitet fra Tyra Vest.Bo området i Valdemar feltet er udbygget med en ubemandet indvindingsplatform,Valdemar BA uden helidæk. Produktionen herfra føres i en 16” flerfaserørledning tilTyra Øst via Roar.
Olieprod. brønde:Gasprod. brønde:Vanddybde:Feltafgrænsning:5HVHUYRLUG\EGH Reservoirbjergart:Geologisk alder:
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2009Olie:5,60 mio. m�Gas:2,40 mia. Nm�Vand:4,86 mio. m�
2,0
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1,5
1,0
0,5
01990199520002005
RESERVEROlie:Gas:8,2 mio. m�4,0 mia. Nm�
Produceret5,6 mio. m3
Reserver8,2 mio. m3
1993 til 2009
Bilag B
119
BILAG C: PRODUCEREDE MÆNGDER OG RESERVER PR. 1. JAN. 2009
OLIE, mio. m�Endelig indvindingProduceretLavIgangværende og besluttetAddaAlmaBoje områdetCecilieDagmarDanGormHalfdanHaraldKrakaLulitaNiniRegnarRoarRolfSiriSkjoldSvendSyd ArneTyra**Valdemar---119557418514134114271928600100113361102000161*151010020656110400111111058
GAS, mia. Nm�Endelig indvindingReserverForv.Igangværende og besluttetAddaAlmaBoje områdetCecilieDagmarDanGormHalfdanHaraldKrakaLulitaNiniRegnarRoarRolfSiriSkjoldSvendSyd ArneTyra**Valdemar---00227152011001400315552000-01012300-010-00*62011-02120400-010-105234
ProduceretLav
ReserverForv.
Sub total
331
129
Sub total
148
63
PlanlagtAmalieFreja--1111
PlanlagtAmalieFreja--1010
Sub total
2
Sub total
2
MuligProd. felterØvr. felterFund---2021639326
MuligProd. felterØvr. felterFund---102819517
Sub total
68
Sub total
42
TotalJanuar 2008
331315
200214
TotalJanuar 2008
148138
107105
*) ikke beregnet**) Tyra Sydøst inkluderet
120
Bilag C
BILAG D: ØKONOMISKE NØGLETAL
Invest. ifeltudbygningmio.kr.⁵⁾1972197319741975197619771978197919801981198219831984198519861987198819891990199119921993199419951996199719981999200020012002200320042005200620072008*10593813937264713879561.6513.8843.5541.5981.9431.6519309281.1621.7692.3022.3353.3073.0844.1644.2603.7605.3813.5313.1134.0255.4757.3865.1073.9564.9276.5386.123
Driftsomk.for feltermio.kr.�⁾2931576270851201431633205345441.2371.4241.4091.3801.4131.5991.6541.8981.8062.0472.1131.9042.0942.1402.0372.1182.8132.7563.1023.5223.2893.7604.1653.4744.513
Efterforskningsomk.mio.kr.3028837611811417655782012575661.2111.3737476644243665929859834421512724705154066566729731.036789340578628502647
RåolieprisUS$/tønde�⁾3,04,611,612,312,914,014,120,437,537,434,030,528,227,214,918,314,818,223,620,019,316,815,617,021,118,912,817,928,524,424,928,838,254,465,172,597,2
$-kurskr./US$
Inflationpct.�⁾6,79,315,39,69,011,110,09,612,311,710,16,96,34,73,74,04,54,82,62,42,11,22,02,12,12,21,82,52,92,42,42,11,21,81,91,73,4
Nettovalutaværdi mia.kr⁴⁾-3,2-4,0-9,2-8,5-9,5-10,4-9,5-13,7-18,6-20,1-20,6-17,8-18,3-17,6-7,3-5,9-3,7-3,2-2,7-1,9-0,4-1,7-0,50,30,41,40,93,514,912,614,515,319,724,831,528,326,6
Statensindtægtermio.kr.-11245211929362314015641.1921.3991.3285681.0242.0891.8891.9111.8112.0531.9802.4653.1713.1253.6308.6959.63410.1389.33117.09224.16331.49927.88535.913
7,06,16,15,86,16,05,55,35,67,18,49,110,410,68,16,86,77,36,26,46,06,56,45,65,86,66,77,08,18,37,96,66,06,05,95,45,1
Løbende priser1) Inkl. transportomkostninger2) Brent råolie3) Forbrugerpriser, kilde: Danmarks Statistik4) Overskud på handelsbalancen med olieprodukter og naturgas, kilde: Udenrigshandels statistik fra Danmarks Statistik5) Investeringer er inkl. rørledning til NOGAT pipeline*) Skøn
Bilag D
121
BILAG E: GÆLDENDE ØKONOMISKE VILKÅR
Eneretsbevillingen pr. 1/1-2004Selskabsskat25 pct.Kan fradrages i grundlaget forkulbrinteskatten.Kulbrinteskat52 pct.Fradrag på 5 pct. i 6 år(i alt 30 pct.) for investeringer.Overgangsregler for investeringerog uudnyttede underskud fra før1. januar 2004.ProduktionsafgiftNej
Tilladelser meddelt før 1/1-200425 pct.Kan fradrages i grundlaget forkulbrinteskatten.70 pct.Fradrag på 25 pct. i 10 år(i alt 250 pct.) for investeringer.
Tilladelser meddelt efter 1/1-200425 pct.Kan fradrages i grundlaget forkulbrinteskatten.52 pct.Fradrag på 5 pct. i 6 år(i alt 30 pct.) for investeringer.
2. runde tilladelser, betaler enproduktionsafhængig afgift:1000 td/dag0-55 - 2020 -Sats2 pct.8 pct.16 pct.
Nej
Fradragsberettiget i selskabs- ogkulbrinteskattegrundlaget.Rørlednings-/dispensationsafgift5 pct. frem til 8. juli 2012,herefter afskaffes afgiften.Rørlednings-/dispensationsafgiftenkan modregnes i kulbrinteskattenog kan ikke fradrages i selskabs- ogkulbrinteskattegrundlaget.Statsdeltagelse20 pct. fra og med 9. juli 20125 pct.5 pct. frem til 8. juli 2012,herefter afskaffes afgiften.Rørlednings-/dispensationsafgiftenkan modregnes i kulbrinteskattenog kan ikke fradrages i selskabs- ogkulbrinteskattegrundlaget.20 pct.
Rørlednings-/dispensationsafgiftenkan fradrages i grundlaget forproduktionsafgift samt selskabs-og kulbrinteskattegrundlaget.20 pct.1., 2. og 3. runde: Statsdeltagelse”båret” i efterforskningsfasen.I udbygnings- og produktionsfasener den betalende andel afhængig afproduktionens størrelse.4. og 5. runde samt Åben Dør:Fuld betalende andel.
Overskudsdeling
Fra 1. januar 2004 til 8. juli 2012betales 20 pct. af den selskabs-skattepligtige indkomst før skatog før nettorenteudgifter.
Nej
Nej
122
Bilag E
Bilag F1: Dansk koncessionsområde - april-20092009Bilag F1: Dansk koncessionsområde april9�12�15�58�58095810
3�
6�
58�
57085710
5709
57�570657073/07DONGE&P A/S
57�5711
6� 15'
561056115607560856095612Koncessionsansøgning fraDanica Jutland ApS
5606
5604
5605
56�
5603
Elko Energy A/S2/05
56�
5503
55045507550955085510
5505
2/07GMTExpl. Co.
5506
5511
551255145515551655�
55�540854091/07Geo-Center-Nord GmbH
PGNiG1/05
5513541354105411541254145415
5416
1/08
Danica Resources ApS
54�
Koncessioner tildelt 1962-2007
Koncession tildelt i 2008
Koncessionsansøgning i Åben Dør området
Åben Dør området
6� 15'6�
Bilag F2: Dansk koncessionsområde -- april 2009Bilag F2: Dansk koncessionsområdeapril 2009Det vestlige områdeDet vestlige område
5�4/95DONG
DONG6/95DONG1/90DONG7/86DONG13/06HaraldDONG16/98
56� 30'
Koncessioner tildelt 1986-20064�DONG1/061/069/95FrejaSvendDONG5/98DONGMærsk9/06DONG7/86MærskAltinex7/06
A.P. Møller - Mærsk, 1962 bevilling
DONG14/06DONG C.G.Hess7/892/06Hess4/98
PA Resources11/06
Geysir3/06
56� 00'
56� 00'Wintershall4/06Wintershall5/06
4�Elly
Det Sammenhængende Område(D.S.O.)
Mærsk8/06
Rolf
D.S.O.
55� 30'6�12/06PA Resources
Wintershall
6/06
5�
I 1966 blev der for første gang fundet olie og naturgas iDanmark. Energistyrelsen har siden 1986 årligt udgivetrapporten ”Danmarks olie- og gasproduktion”.Rapporten om 2008 beskriver som de tidligere rapporterefterforsknings- og udbygningsaktiviteterne på danskområde og en gennemgang af produktionen. Som nogetnyt beskriver rapporten også andre anvendelser af dendanske undergrund, herunder geotermi og mulighedenfor fremtidig deponering af CO₂ (CCS).Rapporten indeholder desuden en beskrivelse af desikkerheds- og sundhedsmæssige forhold ved olie- oggasproduktionen samt miljø og klima.Herudover indeholder rapporten en opgørelse over dedanske reserver af olie og gas samt et kapitel om kulbrinte-produktionens betydning for den danske økonomi.Rapporten kan rekvireres via Energistyrelsens hjemmeside:http://www.ens.dk
EnergistyrelsenAmaliegade 441256 København KTlf 33 92 67 00Fax 33 11 47 43[email protected]www.ens.dkCVR-nr: 59 77 87 14ISBN: 978-87-7844-775-3
