EPU, Alm.del - 2009-10 - Bilag 303: Energistyrelsens rapport: "Danmarks olie- og gasproduktion og udnyttelse af undergrunden 2009", fra klima- og energiministeren

FORORDDanmark er nettoeksportør af olie og gas, og indtægterne fra olie- og gasproduktionener på et højt niveau. Det er dog vigtigt at være fremsynet og tilrettelægge, hvordanfremtidens energiforbrug og -forsyning skal være og dermed sikre, at forsynings-sikkerheden og den gunstige indtægtssituation kan opretholdes.Den faldende produktion af gas fra de danske felter i Nordsøen gør det nødvendigtat tage initiativ til sikring af de fremtidige leverancer til danske forbrugere. Alleredeinden for få år vil den danske produktion ikke kunne dække forbruget i Danmark ogSverige, som hidtil er forsynet med dansk produceret gas. Derfor har en arbejdsgruppei foråret 2010 vurderet forskellige muligheder for at udbygge infrastrukturen til trans-mission af gas.Den nuværende infrastruktur giver ikke mulighed for at importere gas. Derfor erdet besluttet at etablere en ny kompressorstation, der giver mulighed for import viarørledningen gennem Sønderjylland til Tyskland. I mellemtiden vil andre midlertidigeløsninger sikre leverancerne.Et andet vigtigt virkemiddel til at opretholde en høj forsyningssikkerhed er at effek-tivisere energiforbruget både hos den enkelte forbruger og i industrien. Også olie- oggasindustrien har taget energieffektivisering til sig og bl.a. opnået en markant reduk-tion i mængden af flaret gas i forbindelse med den danske olie- og gasproduktion.Forsyningssikkerheden øges fremadrettet ved at omlægge til vedvarende energikildersom vind, biomasse og geotermi. Interessen for at udnytte det geotermiske potentialei den danske undergrund har været rekordstor med syv ansøgninger om nye geotermi-tilladelser i 2009. Energistyrelsen har udarbejdet en redegørelse om geotermipoten-tialet i Danmark, der udkom i oktober 2009.Undergrunden gemmer stadig på kulbrinter. I slutningen af 2009 og begyndelsen af2010 blev der gjort fund af kulbrinter under boringen af to efterforskningsboringer iden danske del af Nordsøen. Og flere efterforskningsboringer i Nordsøen er planlagti fremtiden. Også på land er der gang i efterforskningsaktiviteterne. Tre nye ÅbenDør tilladelser blev i løbet af 2009 tildelt, og det første 3D seismiske survey på land iDanmark blev i begyndelsen af 2010 afsluttet i Sønderjylland.Året 2009 viste desværre også, hvad der kan ske, når sikkerhedsprocedurerne i for-bindelse med olie- og gasindvindingen ikke respekteres. En person mistede livetunder arbejde med tryktest af nitrogenudstyr. Nøgleindsatsen til at forhindre frem-tidige arbejdsulykker er, at såvel selskaber som myndigheder følger op på de nærvedhændelser og arbejdsulykker, der sker. Energistyrelsen fører tilsyn både på anlæggeneoffshore og på kontorerne i land, hvor selskabernes ledelsessystemer gennemgås.Energistyrelsen fokuserer i samarbejde med arbejdsmarkedets parter og andre myn-digheder i offshoresikkerhedsrådet på løbende forbedringer af sikkerheden for deansatte på anlæggene offshore.København, juni 2010

KONCESSIONER OG EFTERFORSKNINGTo succesrige jura boringer blev udført i Nordsøen i 2009, hvorfor forventningen omtilstedeværelsen af og muligheden for at udnytte dybereliggende olie- og gasressour-cer er høj.Tildeling af tre nye Åben Dør koncessioner, en naboblok koncession samt en ny kon-cessionsansøgning i Åben Dør området viser, at interessen for olie- og gasefterforsk-ning i Danmark stadig er stor. Den nye tendens i 2009 er, at olieselskabernes interessenu også rettes mod ukonventionelle ressourcer, se boks 1.2.EFTERFORSKNING I ÅBEN DØR OMRÅDETSiden 1997 har det været muligt for selskaber at søge om en tilladelse til efterforsk-ning og produktion af olie og gas i Åben Dør området, se boks 1.1 og figur 1.1.Da døren åbnede for første gang i 1997, blev der tildelt fem tilladelser og de efter-følgende år fire tilladelser. Antallet af tilladelser i Åben Dør området har siden daligget mellem tre og ni, som vist på figur 1.2. I 2009 var der i alt ni Åben Dør tilladel-ser, hvilket er det højeste siden 2001 og viser at interessen for området er stor.

Tilladelser til efterforskning og indvinding af kulbrinter gælder som udgangspunktfor en periode af 6 år, men nogle tilladelser kan dog indeholde bestemmelser om, atrettighedshaveren i løbet af 6-års perioden enten skal tilbagelevere tilladelsen ellerforpligte sig til at udføre yderligere efterforskningsarbejde som f.eks. en efterforsk-ningsboring.Den nævnte efterforskningsaktivitet i Åben Dør området har endnu ikke ført til kom-mercielle fund af olie og gas, men der er fundet spor af kulbrinter, og i Sønderjyllander der gjort mindre fund.Efterforskningsinteressen i Åben Dør området har, som figur 1.2 viser, været sving-ende. Til og med 2009 har tilladelserne resulteret i to boringer. Boringen Erik-1Xer boret i den sydøstlige del af Nordsøen, mens Karlebo-1 er boret i Nordsjælland.Placeringen af boringerne er vist på figur 1.1. Boringerne blev boret i henholdsvis 2001og 2006, og ingen af dem fandt kulbrinter.Siden 1997 er der indsamlet lige under 5.000 km 2D seismiske data, omkring 700 km�3D seismiske data, knap 2.500 geokemiske prøver og 3.700 km aeromagnetiske data iÅben Dør området. Til sammenligning er der i samme periode indsamlet 12.000 km 2Dog 12.500 km� 3D seismiske data i runde-området i den vestligste del af Nordsøen, derarealmæssigt udgør knap 15 pct. af det samlede danske område.Nye idéer til efterforskningsmål og nye metoder til indvinding af olie og gas betyder,at flere selskaber fortsat håber på at gøre kommercielle fund i Åben Dør området.

Åben Dør procedureEn Åben Dør procedure blev i 1997 indført for alle ikke-koncessionsbelagte om-råder øst for 6�15’ østlig længde, dvs. hele det danske landområde samt områdetoffshore med undtagelse af den vestligste del af Nordsøen. Området er vist i bilagG1. Den vestligste del af Nordsøen udbydes i forbindelse med udbudsrunder.Olieselskaberne kan løbende inden for den årlige åbningsperiode fra den 2. januartil den 30. september søge om koncessioner. Modtager Energistyrelsen mereend én ansøgning til samme område, gælder ifølge udbudsvilkårene først-til-mølle-princippet. Det betyder, at Energistyrelsen behandler den først modtagneansøgning først.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 lempeligeend i området i den vestlige del af Nordsøen.Koncessionskort samt invitationsskrivelse til Åben Dør proceduren kan findes påEnergistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.Det er klima- og energiministeren, der efter forelæggelse for Det EnergipolitiskeUdvalg udsteder tilladelserne.

Ukonventionelle efterforskningsmål, se boks 1.2 og afsnittet om Alun Skiferen, fårstigende opmærksomhed fra olieindustrien. Den konventionelle måde at foretageefterforskning på med bl.a. indsamling af 3D seismiske data kan ikke altid anvendes pådisse efterforskningsmål. De ukonventionelle efterforskningsmål kræver f.eks. i stedetudførelse af en boring tidligt i efterforskningsfasen for at påvise tilstedeværelsen afkulbrinter.Flere forskellige typer efterforskningsmål er i øjeblikket i fokus i olieselskabernesefterforskning i Åben Dør området. Disse efterforskningsmål kan vise sig at indeholdeolie- og gasressourcer, der vil kunne udnyttes i fremtiden. Internationalt er der gjortfund i tilsvarende bjergarter, og flere steder produceres der fra disse.

OrdforklaringerEnkildebjergarter en bjergart, der indeholder så meget organisk materiale, at detunder de rette temperatur- og trykforhold kan omdannes til kulbrinter, dvs. olieog gas.Enreservoirbjergarter en porøs bjergart, som indeholder vand, olie eller gas(fluider) i hulrummene mellem mineralkornene, dvs. i porerne.Porøsitetangiver,hvor mange porer og dermed hvor meget plads der er til fluiderne i bjergarten.Poresystemets gennemtrængelighed, også kaldetpermeabiliteten,angiver, hvorlet fluiderne kan passere gennem bjergarten.Når kulbrinter er dannet i en kildebjergart vil en naturlig strømning, der kaldesmigration,begynde, hvis trykket er højt nok. Dette skyldes, at olie og gas er let-tere end det vand, der er i porerne. Olie og gas søger derfor opad. Strømningenkan foregå i porer, i sprækker og langs forkastninger i de forskellige lag i under-grunden.Hvis kulbrinterne når en reservoirbjergart med etsegl,kan olien og gassen samles.Et segl er et overliggende tæt lag som f.eks. salt eller skifer, som olien og gassenikke kan passere igennem.Konventionelle ressourcerer ressourcer, der kan indvindes ved hjælp af traditio-nel teknologi, hvad enten det foregår på land eller offshore. Traditionel teknologier f.eks. horisontale brønde, der anvendes til olie- og gasindvinding i den danskedel af Nordsøen.I efterforskningen efter konventionelle ressourcer leder selskaberne efter struktu-rer i undergrunden bl.a. ved hjælp af detaljerede 3D seismiske undersøgelser, derer nærmere beskrevet i boks 1.4 om seismiske undersøgelser.Ukonventionelle ressourcerer ressourcer, som hidtil er blevet anset for at værefor dyre eller teknisk vanskelige at indvinde. Nye teknologiske fremskridt gørdet nu muligt f.eks. at producere kulbrinter fra kildebjergarter så som skifre og atproducere gas fra tætte, dybtliggende sandstenslag.

Efterforskningsmålene, der primært er Alun skiferen, Zechstein karbonater og sand-sten fra Trias og Jura tiden, ligger i forskellige stratigrafiske niveauer, hvilket vil sige, atder er tale om lag af forskellig geologisk alder i undergrunden, se bilag F.Alun SkiferenEt af efterforskningsmålene, der er kommet i fokus i Danmark, er Alun Skiferen.Økonomisk rentabel produktion af gas fra lignende skifre i udlandet, bl.a. i USA, harresulteret i, at olieselskaberne leder efter tilsvarende bjergarter verden over herunderi Danmark.Alun Skiferen er aflejret i perioden Mellem Kambrium til Tidlig Ordovicium, se bilag F.Dengang var hele Danmark havdækket. Alun Skiferen er aflejret under rolige forholdpå 50-200 meters vanddybde, hvor iltindholdet ved bunden var lavt. Det er en af fak-torerne, der har resulteret i, at et højt indhold af organisk materiale blev bevaret. Dethøje indhold af organisk materiale gør Alun Skiferen til en potentiel kildebjergart, ogdet er muligheden for produktion af gas direkte fra kildebjergarten, der efterforskes.Et af spørgsmålene, der skal afklares under efterforskningen af Alun Skiferen er, omder stadig er kulbrinter tilbage i skiferen på grund af bjergartens høje alder.Skiferen er lateralt og vertikalt meget ensartet, og den nutidige, omtrentligeudbredelse af Alun Skiferen kan ses på figur 1.1.I Danmark har kun to boringer gennemboret Alun Skiferen. Slagelse-1 boringen fra1959 i Vestsjælland nåede skiferen i 2.900 meters dybde, mens Terne-1 boringen iKattegat fra 1985 nåede skiferen i 3.200 meters dybde. Ingen af boringerne påvistekulbrinter. Tidligere har forskellige olieselskaber søgt efter olie, der er dannet fra AlunSkiferen. Eftersøgningen har været fokuseret på reservoirer i yngre bjergarter, menalle boringerne var tørre, dvs. uden påvisning af kulbrinter.Alun Skiferen er et ukonventionelt efterforskningsmål, se boks 1.2. Dermed er de efter-forskningsmetoder, der bruges til at fastlægge, om Alun Skiferen indeholder økonomi-ske ressourcer, anderledes sammenlignet med efterforskning efter olie og gas i tradi-tionelle oliestrukturer, se bilag B. Det er hovedsageligt Alun Skiferens udbredelse ogtykkelse samt om store forkastninger forskyder skiferen, der er vigtig. Det kan i de flestetilfælde fastlægges med 2D seismiske undersøgelser. Viden om skiferens fysiske ogkemiske egenskaber, så som hvorvidt den kan fraktureres, dvs. gennemsættes af revnerpå den rette måde, og om den indeholder kulbrinter, er nødvendig for at vurdere, omAlun Skiferen har potentiale til en økonomisk rentabel produktion. For at fastslå detteskal der bores og tages prøver af skiferen eller foretages en egentlig prøveproduktion.Efterforskningen af Alun Skiferen er endnu på et meget tidligt stadie, og det videsendnu ikke om den danske Alun Skifer har potentiale som en gasressource.Zechstein karbonaterEt andet efterforskningsmål, der er interesse for i Åben Dør området, er Zechsteinkarbonater fra den geologiske tidsperiode Øvre Perm, se bilag F og figur 1.1. I mangeår er der blevet produceret olie og gas fra disse lag i Tyskland og Polen.Fra 1950’erne og frem til 1993 er der i Danmark flere gange boret efter kulbrinteri Zechstein karbonater, og i 1980 fandt Løgumkloster-1 boringen for første gangkulbrinter i dette niveau. Boringen blev prøveproduceret, men produktionsraterne varfor dårlige til at etablere en egentlig produktion. I 1993 fandt et andet selskab med

Løgumkloster-2/2A boringen kulbrinter i de samme lag, og også denne boring blevprøveproduceret. Vurderingen af produktionsraterne fra boringen var, at de var forlave til at være økonomisk rentable, og boringen blev efterfølgende lukket.De potentielle reservoirbjergarter i Zechstein karbonaterne blev aflejret i kystzonen iet varmt hav under høje energiforhold. Miljøet svarer til de nutidige aflejringsmiljøer,der ses ved Bahamas, med tidevandsflader, laguner, barriereøer og revstrukturer. Defysiske egenskaber i Zechsteinlagene varierer meget både vertikalt og horisontalt pårelativt korte afstande og vanskeliggør dermed efterforskningen. For at øge chancenfor at gøre fund er det nødvendigt med en omfattende analyse af eksisterende dataog indsamling af 3D seismiske data. De 3D seismiske data er nødvendige for at laveen detaljeret kortlægning af de strukturer, som kan indeholde olie og gas, så sand-synligheden for at bore en succesrig boring, der rammer lag af god reservoirkvalitet,øges. Tilstedeværelsen af kulbrinter, og om de fysiske egenskaberne af bjergarten ertilstrækkeligt gode til produktion fra reservoiret, kan kun påvises med boringer.SandstensreservoirerEt tredje efterforskningsmål er sandstensreservoirer. I det meste af Danmark findeset eller flere porøse sandstenslag i undergrunden, se figur 2.1, der vil kunne indeholdekulbrinter, hvis de rette forhold er tilstede.De mulige sandstensreservoirer er fra de geologiske tidsperioder Trias og Jura, sebilag F, og består af sand, som blev afsat i kystzonen af datidens hav eller i floder i deområder, der var landområder. I Trias-tiden var store dele af Danmark og Nordsøenfastland. Havniveauet begyndte i Sen Trias, der er den yngste del af Trias-perioden, atstige. Havniveaustigningen fortsatte op i Jura, og havet dækkede i slutningen af Jura-perioden det meste af Danmark. Dermed bevægede kystzonen sig i løbet af millioneraf år hen over Danmark.Sandsten fra Trias- og Jura-perioderne kan være op til 100 meter tykke og har oftegode reservoiregenskaber med relativt høje porøsiteter på op til 30 pct. Sandstens-reservoirerne kan, hvis de ikke indeholder kulbrinter og ligger i den rigtige dybde,potentielt anvendes til andre formål, se kapitel 2:Anden udnyttelse af undergrunden.Udover de allerede nævnte efterforskningsmål efterforskes der efter kulbrinter i Permog andre lag fra Palæozoikum.ÅBEN DØR TILLADELSERKlima- og energiministeren udstedte den 17. maj 2009 to nye tilladelser – 1/09 og2/09 – til Danica Jutland ApS (80 pct.) og Nordsøfonden (20 pct.). Tilladelserneomfatter to tilstødende områder i Midtjylland. Danica Jutland ApS, der er operatørfor tilladelserne, er et nyoprettet, dansk registreret selskab.GMT Exploration Company LLC og Jordan Dansk Corporation havde i 2008 indsendten ansøgning til et område, der for størstedelens vedkommende overlappede med detområde, som Danica Jutland ApS havde indgivet ansøgning om, men ansøger valgte attrække ansøgningen tilbage den 9. april 2009.Den 17. november 2009 gav klima- og energiministeren en ny tilladelse – 4/09 –tilSchuepbach Energy LLC(80 pct.) og Nordsøfonden (20 pct.). Tilladelsen dækkeret område på Sjælland. Schuepbach Energy LLC, der er operatør for tilladelsen, er etselskab fra USA.

NABOBLOK TILLADELSENaboblokproceduren giver rettighedshaveren til en tilladelse mulighed for at søgeom en naboblok, hvis et prospekt eller et fund strækker sig uden for tilladelsen i etområde, der ikke i forvejen er dækket af en tilladelse. Hvis betingelserne for at søgeom en naboblok er opfyldt, kan der indledes en naboblokprocedure. I en naboblok-procedure får rettighedshaverne til alle øvrige tilstødende områder mulighed for ogsåat indsende en ansøgning om tilladelse til efterforskning og indvinding af olie og gas.Den 29. juni 2009 gav klima- og energiministeren en ny tilladelse – 3/09 – undernaboblok proceduren. Tilladelsen omfatter et område, der grænser op til tilladelse4/98 i den danske del af Nordsøen, se figur 1.4.Ansøgning modtaget i 2009Nye tilladelser i 2009Øvrige tilladelser

OverdragelserEnergistyrelsen har godkendt overdragelse af andele i tilladelse 4/98. Efter at SagaPetroleum Danmark A/S trak sig ud af tilladelsen bestod rettighedshaveren fra den1. januar 2009 af DONG E&P A/S (70 pct.) og Bayerngas Danmark ApS (30 pct.). Medvirkning fra den 1. juli 2009 har DONG E&P A/S overdraget 20 pct. andele i tilladelse4/98 til Nordsøfonden, hvormed DONG E&P A/S’ andele er reduceret fra 70 pct. til50 pct.Med virkning fra den 3. april 2009 har Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA(PGNiG) overtaget Odin Energi A/S’s andel på 40 pct. i tilladelsen 1/05. PGNiG, derer operatør i tilladelsen, har herefter 80 pct. af andelene, mens Nordsøfonden har deresterende 20 pct.Energistyrelsen har godkendt overdragelse af andele i tilladelserne 9/95 og 9/06. PAResources AB har overdraget sine andele til PA Resources Denmark APS med virkningfra den 22. december 2009.

ForlængelserForlængelse af en tilladelse gives for at sikre, at det bedst mulige efterforsknings-arbejde bliver gennemført, så områdets kulbrintepotentiale kan blive belyst og eneventuel kulbrinteforekomst udnyttet. En forudsætning for forlængelse af en til-ladelse er, at rettighedshaveren som udgangspunkt forpligter sig til at foretage yder-ligere efterforskningsarbejde i det pågældende område, se boks 1.3.Energistyrelsen har i 2009 forlænget efterforskningsperioden for tilladelse 6/95, entilladelse i den vestlige del af det danske område. Tilladelsen er forlænget med to årfrem til den 15. november 2011. Den 15. november 2009 tilbageleverede rettigheds-haveren den sydlige del af tilladelsen.Med virkning fra den 12. november 2009 har Energistyrelsen ændret afgrænsningenaf området i den del af tilladelse 6/95, hvis formål er produktion, dvs. Siri feltafgræns-ningen.Energistyrelsen har i 2009 forlænget efterforskningsperioden for tilladelse 9/95 fremtil den 31. december 2011.

Vilkår for tilladelserEn tilladelse til efterforskning og indvinding af kulbrinter (en koncession) gældersom udgangspunkt for en periode af 6 år.Hver tilladelse indeholder et arbejdsprogram, som nærmere beskriver denefterforskning rettighedshaveren skal udføre, herunder tidsfrister for de enkelteundersøgelser og efterforskningsboringer. Enkelte tilladelsers arbejdsprogramkan indeholde bestemmelser om, at rettighedshaveren på et nærmere fastsattidspunkt før den 6-årige periode udløber, enten skal tilbagelevere tilladelsen ellerforpligte 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, som udgangspunkt vil påtage sig yderligere efterforskningsforpligtelser.Kun undtagelsesvist kan efterforskningsperioden forlænges ud over 10 år. Ensådan forlængelse kan f.eks. gives, når det er hensigtsmæssigt at rettigheds-haveren får tid til at afklare 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 ophører,begrænses fortrolighedsperioden dog til 2 år. Når fortrolighedsperioden erophørt, kan andre olieselskaber få 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), seboks 2.2 i kapitel 2:Anden udnyttelse af undergrunden,formidler alle frigivne oplys-ninger fra boringer, seismiske undersøgelser m.v. indhentet i forbindelse medefterforsknings- og indvindingsaktiviteter.

Ophørte tilladelser og areal-tilbageleveringerTo 6. runde tilladelser – 3/06 og 14/06 – ophørte den 22. maj 2009.Rettighedshaveren i tilladelse 3/06 omfattede Sagex Petroleum hf (80 pct.) og Nordsø-fonden (20 pct.), og efterforskningsarbejdet, der blandt andet blev udført, var indsam-ling af 3D seismiske data i 2007.Rettighedshaveren i tilladelse 14/06 omfattede DONG E&P A/S (80 pct.) og Nordsø-fonden (20 pct.).Endnu en 6. runde tilladelse – 13/06 – ophørte den 22. november 2009. Rettigheds-haveren i tilladelsen omfattede DONG E&P A/S (36 pct.), Talisman Energy DenmarkAS (24 pct.),Gaz de France Production Nederland BV (20 pct.) ogNordsøfonden(20 pct.). Rettighedshaveren gennemførte en efterforskningsboring på den del afprospektet, der strækker sig ind på norsk område.Ud over 6. runde tilladelserne er den sydlige del af tilladelse 6/95 tilbageleveret den15. november 2009.Ændringerne kan ses på figur 1.4.FORUNDERSØGELSERAlle forundersøgelser udført i 2009 er udført i Åben Dør området og hovedpartenaf de seismiske data er indsamlet på land, se også boks 1.4, som det fremgår af figur1.5. Dette er en markant ændring i forhold til forgangne år, hvor hovedparten afefterforskningsaktiviteten lå i rundeområdet vest for 6�15’ østlig længde. Mængden afindsamlede geofysiske data i perioden 2001-2009 kan ses på figur 1.6.Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA (PGNiG) fik den 25. august 2009tilladelse til at indsamle 2D og 3D seismiske data i tilladelse 1/05, som PGNiG eroperatør for. Forundersøgelsestilladelsen blev den 27. november 2009 forlænget, dade seismiske undersøgelser trak ud pga. af store nedbørsmængder i Sønderjylland.Indsamlingen foregik september til november 2009 og blev genoptaget januar tilfebruar 2010. Undersøgelsen blev afsluttet den 14. februar 2010. I alt blev der indsam-let 146 km� 3D seismiske data og 70 km 2D seismiske data.DONG E&P A/S udførte en 2D seismisk undersøgelse i tilladelse 3/07 i periodenseptember til oktober 2009. DONG E&P A/S anvendte Rambøll Danmark A/Ssom indsamlingsentreprenør, og der blev i alt indsamlet 50 km 2D seismiske data iNordvestjylland.Danica Jutland ApS har i tilladelse 1/09 og 2/09 i Midtjylland udført en geokemiskundersøgelse i perioden august til og med oktober 2009. Danica Jutland har indsamlet1.200 jordprøver fra en meters dybde, hvorefter prøverne er analyseret for kulbrinter.3D seismic survey,South Jutland,Denmark2D seismik i 20093D seismik i 2009Geokemiske undersøgelserOlie/gas koncession

Seismiske undersøgelserSeismiske undersøgelser udføres for at få information om lagene i undergrunden.En seismisk undersøgelse udføres ved, at der sendes trykbølger fra en lydkildened i undergrunden. Når trykbølgen møder forskellige geologiske lag, vil en delaf trykbølgen blive reflekteret tilbage til overfladen. Her bliver refleksionenopfanget af specielle modtagere, der på forhånd er placeret i området, se figur 1.7.Resultatet er et billede af geologien i undergrunden. Billedet kan blandt andetanvendes til at finde geologiske strukturer, der kan indeholde olie og gas, hvis derette betingelser er til stede.Ved en2D seismisk undersøgelsefås et billede, der viser et tværsnit af under-grunden. Når de 2D seismiske linjer indsamles i et fintmasket net opnås et tre-dimensionalt billede af undergrunden. Dette kaldes3D seismik.Når 3D seismiskedata bliver indhentet i samme område med års mellemrum og sammenlignes, fåsen fjerde dimension – tiden.4D seismikkan f.eks. vise de forandringer, der er sketi et producerende felt over tid. Med 4D seismik kan det blandt andet være muligtat se, hvilken vej olien er strømmet mod produktionsbrøndene, og hvilke områderi feltet, der ikke drænes tilstrækkeligt. Med den viden kan selskaberne optimereindvindingen.Seismiske undersøgelser på landPå land skabes trykbølgerne i dag oftest ved hjælp af vibratorer. Vibratorerne ermonteret på store specialkøretøjer, der kaldes vibratorkøretøjer. Vibratorkøre-tøjerne er udstyret med tunge og kraftige stempler, se figur 1.7, der presses mod

underlaget. Herved genererer vibratorkøretøjerne de nødvendige trykbølger.De reflekterede trykbølger registreres ved hjælp af små, simple mikrofoner, deri fagsprog kaldes geofoner. Geofonerne placeres i jordoverfladen i lange rækkerpå op til flere kilometers længde. De mange geofoner, hvoraf der kan være op tilflere tusinde, er forbundet til en optageenhed, som ofte er en lastbil fyldt medavanceret elektronik og kraftige computere.For at give trykbølgen tilstrækkeligt energi til at geofonerne kan opfange reflek-sionerne fra de dybereliggende lag, der bliver efterforsket for kulbrinter, anvendesofte flere vibratorkøretøjer samtidig.Tidligere blev dynamit anvendt som lydkilde, men denne teknik bruges i dag kuni meget specielle tilfælde, hvor det er nødvendigt at indsamle seismiske data ivandmættede områder, så som moser og lignende.Når en seismisk undersøgelse skal foretages på land, skal selskabet, der står forundersøgelsen, blandt andet indhente samtykke fra de grundejere, hvis ejendomdata skal indsamles over. I tilfælde hvor en grundejer ikke giver sit samtykke, kanselskabet søge Energistyrelsen om en midlertidig tilladelse til at komme ind påejendommen. Selskabet skal godtgøre, at det er nødvendigt at få adgang til denberørte ejendom, og dokumentere, at de har gjort en rimelig indsats for at opnågrundejerens samtykke, herunder hvilke tiltag, der er gjort for at få en aftale istand med grundejeren.Energistyrelsen tager dernæst stilling til, hvorvidt det er nødvendigt at gennem-føre undersøgelsen på netop denne ejendom, for at tilvejebringe de nødvendigeoplysninger om undergrunden. Hvis Energistyrelsen vurderer, at det er nødven-digt at gennemføre undersøgelsen på ejendommen, er selskabet berettiget til atudføre undersøgelsen på ejendommen. Grundejeren kan i givet fald klage overEnergistyrelsens afgørelse til klima- og energiministeren.Seismiske undersøgelser til vandsNår seismiske data skal indsamles på havet, bliver det seismiske udstyr trukketefter et specialindrettet skib. Trykbølgen bliver udsendt fra en luftkanon, dertrækkes efter skibet, se figur 1.7. I stedet for geofoner bruges hydrofoner til atopfange de reflekterede signaler. Hydrofonerne er placeret i 5-8 km lange kabler,der også trækkes efter skibet. Hvis indsamlingen skal foregå i lavvandede områ-der, er metoden den samme dog bruges mindre både, og længden på hydrofon-kablerne er kortere.Ved gennemførelse af seismiske undersøgelser på havet skal der træffes passendeforanstaltninger for at tage hensyn til bl.a. havpattedyr som f.eks. marsvin, seafsnittetStøj fra seismiske undersøgelseri kapitel 5:Miljø og klima.Energistyrelsen skal altid for både seismiske undersøgelser på land og til vands påforhånd godkende undersøgelsesprogrammerne.

BORINGERDer blev i 2009 udført en efterforskningsboring og en vurderingsboring, som beggefandt kulbrinter i jurassiske reservoirer. De to positive resultater har øget forvent-ningen til kulbrintepotentialet i dybtliggende reservoirer.Placeringen af boringerne samt en sammenligning af antal efterforsknings- og vurde-ringsboringer i perioden fra 2001-2009 er vist på figur 1.8. Vurderingsboringer påfelterne er endvidere vist på feltkortene i bilag B.Boringerne Siri-6 og Gita-1X blev afsluttet i 2009, men da påbegyndelsestidspunktetfor begge boringer var i slutningen af 2008, tæller disse to boringer ikke med i stati-stikken for 2009.På Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk, findes en oversigt over samtlige danskeefterforsknings- og vurderingsboringer.

Luke-1X (5504/6-6)Mærsk Olie og Gas AS har som operatør for tilladelse 8/06 boret efterforsknings-boringen Luke-1X i den vestligste del af det danske Nordsøområde. Boringen fandtgas og kondensat, se boks 1.5, i sandsten af Mellem Jura alder.Borearbejdet på Luke-1X blev påbegyndt den 7. august 2009 med boreplatformenMærsk Resolve og afsluttet den 7. februar 2010.Luke-1X blev boret som en lodret boring og sluttede i lerlag af formodet Nedre Juraalder i en dybde af 4.572 meter under havets overflade. Boringen fandt kulbrinter isandstenslag i den mellem jurassiske Bryne Formation, og der blev udtaget kerne-prøver og foretaget målinger for at kunne evaluere fundet. For at vurdere fundetnærmere blev der desuden boret en sideboring – Luke-1XA – mod nord. Efter udfør-elsen er begge brøndspor blevet forseglet med cementpropper og lukket permanent.Luke-1X blev udført lige øst for Elly gas/kondensat feltet, som ligger i A.P. Møller –Mærsk A/S’ Eneretsbevilling. Der var derfor indgået en samarbejdsaftale mellem til-ladelse 8/06 og Eneretsbevillingen om boringens udførelse.Ravn-3 (5504/5-2)Wintershall Nordzee B.V. har som operatør for tilladelse 5/06 boret vurderings-boringen Ravn-3 i den vestligste del af det danske Nordsøområde. Boringen sluttedei lag af Trias alder i 4.469 meters dybde målt lodret under havets overflade. Ravn-3fandt øvre jurassiske sandstenslag med indhold af olie og gas. Ved en prøveproduktionblev der produceret olie og gas.Borearbejdet i Ravn-3 blev påbegyndt den 15. september 2009 med boreplatformenNoble George Sauvageau og afsluttet den 25. december 2009. Boringen blev lukket påen sådan måde, at den senere vil kunne genanvendes.Ravn-3 ligger ca. 1,5 km syd for Ravn-1 boringen, hvor der i 1986 blev gjort fund af olieog gas. Efter Ravn-2 vurderingsboringen, der blev boret i 1987, vurderede rettigheds-haveren, at der ikke var grundlag for etablering af en feltudbygning, og tilladelsen blevtilbageleveret.

ANDEN UDNYTTELSE AF UNDERGRUNDENUdnyttelse af undergrunden til forskellige formål reguleres af lov om anvendelse afDanmarks undergrund. Loven omtales normalt som undergrundsloven. I dette kapitelomtales anden brug af undergrunden end olie- og gasindvinding. I Danmark foregårder også produktion af salt fra undergrunden, efterforskning og indvinding af geo-termisk varme og lagring af naturgas, ligesom der er interesse for deponering af CO2i undergrunden.GEOTERMISK VARMEPRODUKTIONMeget store mængder varme findes i den danske undergrund. Den geotermiske varmekan indvindes fra det salte vand, der ligger i porøse sandstenslag, se boks 1.2 i kapitel 1:Koncessioner og efterforskning,der kan findes i meget store dele af Danmarks under-grund. Geotermisk varme fra undergrunden kan udnyttes til fjernvarme, se boks 2.1.boks 2.1

Jordvarme og geotermiJordvarmeer i de senere år blevet mere udbredt. Jordens varme optages af envæske, der cirkulerer i et system af slanger gravet ned i ca. 1 meters dybde.Varmen fra væsken udvindes ved hjælp af en el-drevet varmepumpe. Jordvarme-anlæg kan størrelsesmæssigt tilpasses almindelige parcelhuse. Ved jordvarmeudnyttes den varme som solen tilfører de øverste jordlag. Etablering af jordvar-meanlæg er reguleret af Miljøministeriets bekendtgørelse om jordvarmeanlæg.Jordvarmeanlæg må ikke etableres før kommunen har givet tilladelse til det efterbestemmelserne i miljøbeskyttelseslovenGeotermisk energiindvindes fra det varme vand, som naturligt findes i porøseog permeable sandstenslag, se boks 1.2 i kapitel 1:Koncessioner og efterforskning,som i Danmark typisk findes i dybder mellem 800 og 3.000 meter. Geotermiskeanlæg er dyre at anlægge blandt andet på grund af de nødvendige dybe boringer.Geotermiske anlæg passer derfor ind i større fjernvarmesystemer. Ved geotermiskenergi indvindes varme, som strømmer ud fra jordens indre, hvor temperaturener på op mod 5.000 �C. I jordens indre skabes varmen ved radioaktive processer,der ligner dem, som foregår i solen. Indvinding af geotermisk energi reguleres afundergrundsloven, som administreres af Energistyrelsen.Udnyttelse af geotermisk energiGeotermisk varme fra jordens indre strømmer hele tiden ud mod jordoverfladen.I Danmark, hvor temperaturen i jordlagene stiger med 25 - 30 �C pr. 1.000 metersdybde, er det muligt at udnytte denne varme til opvarmning i form af fjernvarme.Det varme vand, der findes i porøse og permeable sandstenslag, pumpes via enboring op til overfladen. Her indvindes varme via varmevekslere, hvorefter detafkølede vand pumpes tilbage i undergrunden i en anden boring.

De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland (GEUS)De Nationale Geologiske Undersøgelser for Danmark og Grønland (GEUS) hørerunder Klima- og Energiministeriet. GEUS har status som statsvirksomhed, ogderes opgaver er fastlagt i Lov om De Nationale Geologiske Undersøgelser forDanmark og Grønland (lov nr. 536 af 6. juni 2007).GEUS er ansvarlig for den videnskabelige udforskning af de geologiske forhold iDanmark og Grønland med tilhørende sokkelområder. GEUS skal drive forskning,som er af betydning for udnyttelsen og beskyttelsen af geologiske naturværdierog skal endvidere foretage kortlægning, overvågning, dataindsamling, dataforvalt-ning og formidling. GEUS udfører sin forskning uafhængigt af klima- og energi-ministeren.GEUS yder forskningsbaseret geologisk rådgivning til Energistyrelsen og andreoffentlige myndigheder i natur-, miljø-, energi- og råstofmæssige spørgsmål.Desuden er GEUS nationalt geologisk datacenter og stiller i den egenskab dataog viden til rådighed for myndigheder, uddannelsesinstitutioner, virksomheder ogprivate m.v.

GEUS har udarbejdet et kort, der viser, hvor egnede sandstenslag til geotermisk ener-giproduktion sandsynligvis kan findes, se figur 2.1. Kortet viser en regional vurderingaf det geotermiske potentiale og er en generalisering for større områder, hvorfor derlokalt kan være andre forhold i undergrunden end vist på kortet. Hvordan forholdeneer lokalt, kan kun bestemmes ved at lave geologiske undersøgelser som seismisk kort-lægning og prøveboringer.I den danske undergrund er der flere sandstenslag, der potentielt kan udnyttes tilgeotermisk varmeproduktion. Sandstenslagene er aflejret for 250 mio. til 100 mio. årsiden i de perioder af jordens historie, som benævnes Trias, Jura og Nedre Kridt, sebilag F. Disse sandstenslag er i figur 2.1 angivet ved benævnelserne: Bunter, Skagerrak,Gassum, Haldager og Frederikshavn formationerne. For en nærmere beskrivelse afdisse sandstenslag henvises til ovennævnte rapport fra GEUS.Kortet over det regionale geotermiske potentiale, se figur 2.1, viser de områder, hvorforskellige mulige sandstenslag kan findes i dybden 800-3.000 meter og har en tykkelsepå minimum 25 meter. GEUS vurderer, at sandstenslagene skal være på denne dybdeog med minimum 25 meters tykkelse for at kunne opnå de nødvendige egenskaber(tilstrækkelig vandproduktion og temperatur) for udnyttelse til varmeproduktion.I meget store dele af Danmark er der gode muligheder for at finde sandstenslag, derkan udnyttes til geotermisk varmeproduktion. Flere steder i landet er der endda mulig-hed for udnyttelse af to eller flere af sandstenslagene i forskellige dybder. Sådanneområder er angivet med skraveret signatur i figuren. Der er gode muligheder for atfinde egnede sandstenslag i det meste af Jylland og den nordøstlige del af Fyn samtpå hovedparten af Sjælland, Lolland og Falster.Der er dog også områder af Danmark, hvor mulighederne for at finde sandstenslag i enpassende dybde ikke er til stede. Det drejer sig om størstedelen af Fyn, det sydøstligeSjælland og områder i det vestlige og nordlige Jylland samt hele Bornholm. De områ-

der, hvor mulighederne ikke er til stede, er angivet i figur 2.1 med grå og sort farve.I de områder er sandstenslagene enten ikke til stede, de ligger for højt med for lavtemperatur til følge eller er begravet for dybt med for lav porøsitet og permeabilitet,se boks 1.2 i kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.Geotermi kan i fremtiden få en rolle som varmekilde i mange eksisterende fjernvarme-net i Danmark. I redegørelsen er det opgjort, at der i 32 eksisterende fjernvarmenet meden varmeleverance på mere end 400 TJ/år kan være et potentiale for etablering af geo-termisk energiproduktion. Nærmere analyser er dog nødvendige for at afklare, hvorvidtdet vil være attraktivt at etablere geotermisk energiproduktion på en given lokalitet.Der er i dag to geotermiske varmeanlæg i Danmark. Et anlæg ved Thisted har produ-ceret varme siden 1984, og et anlæg på Amager siden 2005. Et tredje geotermianlæg erpå vej ved Sønderborg med forventet produktionsstart i 2012.

Produktionen af geotermi gennem de seneste ti år er vist i figur 2.2. Samlet set blevder i 2009 produceret 241 TJ geotermisk energi til fjernvarmeproduktion. Til sammen-ligning produceres der i alt ca. 124.000 TJ fjernvarme om året i DanmarkTilladelserVed udgangen af 2009 var der tre tilladelser til efterforskning og indvinding af geoter-misk varme. DONG har en eneretsbevilling fra 1983, der omfatter en række områder.DONG’s eneretsbevilling dækkede oprindeligt hele Danmark, men i 1993 og igen i2003 leverede DONG 1/3 af arealerne tilbage. Tilladelsen udløber i december 2013. Ihovedstadsområdet har selskaberne i Hovedstadsområdets Geotermiske Samarbejde(HGS) en tilladelse udstedt i 2001, og i 2007 blev der udstedt en tilladelse, der dækkerSønderborg kommune. Placeringen af tilladelserne kan ses på figur 2.3.

Ansøgninger om og tilladelser til geotermiEfterforskning og indvinding af geotermisk varme kræver en tilladelse efterundergrundslovens bestemmelser. Tilladelsen udstedes af klima- og energi-ministeren i medfør af undergrundslovens § 5, efter at sagen har været forelagtfor Det Energipolitiske Udvalg i Folketinget. En ansøgning om tilladelse til efter-forskning og indvinding kan, for arealer som ikke er omfattet af en eksisterendegeotermitilladelse, indsendes til Energistyrelsen. Der er et ansøgningsgebyr på25.000 kr.Det eller de selskaber, der er indehavere af en tilladelse, kaldes rettighedshaveren.Hvis rettighedshaveren vil påbegynde indvinding af geotermisk energi kræver det,at rettighedshaveren indsender en plan for indvindingen, herunder produktionenstilrettelæggelse samt anlæggene hertil efter bestemmelserne i undergrundslovens§ 10. Planen skal godkendes af Energistyrelsen. Der er også behov for kommunalegodkendelser i forbindelse med etablering af anlæg til indvinding af geotermiskenergi.

SALTINDVINDINGI Danmark indvindes salt et enkelt sted. Saltet bliver anvendt til konsumsalt, industri-salt og vejsalt. Det er selskabet Akzo Nobel Salt A/S, der indvinder salt fra en salthorsti undergrunden ved Hvornum ca. 8 km sydvest for Hobro. Selskabet har en enerets-bevilling til produktion af salt fra den danske undergrund. Bevillingen udløber i 2013,og selskabet har ansøgt om en ny bevilling til afløsning for den eksisterende bevilling,som blev udstedt i 1963.Klima- og energiministeren meddelte i foråret 2010 en ny tilladelse til Akzo NobelSalt A/S til indvinding af salt ved opskylning.Den årlige produktion af salt er 500.000 til 600.000 tons om året, og statens indtægterfra produktionsafgiften er omkring 5 mio. kr. om året. Figur 2.4 viser de seneste ti årsproduktion af salt og de statslige indtægter fra produktionsafgift.DEPONERING AF CO2Deponering af CO2i undergrunden kan ske på steder med egnede geologiske forhold.I Danmark vil det typisk være i porøse og permeable sandstenslag, se boks 1.2 i kapitel1:Koncessioner og efterforskning,der ligger dybere end ca. 1.000 m. Deponering i dennedybde vil betyde, at CO2er flydende på grund af det høje tryk. Sandstenslagene skaldanne en struktur, hvor den injicerede CO2kan fanges i porøse lag. Over sandstens-lagene skal der være tætte lerlag, som er uigennemtrængelige for CO2, således at detdeponerede CO2ikke slipper ud. Sådanne optimale geologiske forhold for deponeringaf CO2findes mange steder i Danmarks undergrund både på land og i havområdet.

Der er dog behov for detaljerede undersøgelser og vurderinger for en given lokalitet,før der vil kunne tages stilling til et konkret projekt for deponering af CO2.Både Vattenfall og DONG fik i 2008 tilladelse til at foretage forundersøgelser afundergrunden i Danmark med henblik på at vurdere mulighederne for deponering afCO2. Tilladelsen til DONG er udløbet i 2009, mens Vattenfall har fået forlænget til-ladelsen til at udføre forundersøgelser.Vattenfall gennemførte i efteråret 2008 2D seismiske undersøgelser af undergrundennordvest for Aalborg for at kortlægge Vedsted strukturen. Den 29. juni 2009 ind-sendte Vattenfall en ansøgning om tilladelse til at anvende undergrunden til lagring afCO2. Der er søgt om et område på ca. 12 km x 17 km, der dækker Vedsted strukturen,se figur 2.5. Vattenfall oplyste i september 2009 , at deres projekt for opsamling ogdeponering af CO2er udsat. Derfor er de arbejder (3D seismik, dybe undersøgelses-boringer, mv.), der er beskrevet i ansøgningen, udskudt og vil blive udført på et seneretidspunkt. I marts 2010 har Vattenfall fremsendt en revideret ansøgning, som er underbehandling.Der er desuden overvejelser om at injicere CO2i oliefelterne i Nordsøen for at opnåøget olieproduktion. Injektion af CO2vil kunne frigøre mere olie fra lagene og dermedøge indvindingsgraden. Mærsk Olie og Gas AS undersøger, om det kan lade sig gøreat etablere et sådant projekt på et dansk oliefelt og er i den forbindelse i kontakt medfinske selskaber om et projekt, hvor omkring 1,2 mio. tons CO2opsamles årligt på etkraftværk i Finland, sejles i tankskibe til Nordsøen og injiceres i danske oliefelter der.Injektion af CO2vil kræve ombygning af platformen og rørledningerne på oliefeltet.EU vedtog i april 2009 et direktiv om lagring af CO2, der skal implementeres i dansklovgivning, og Energistyrelsen er i gang med arbejdet med at udarbejde et udkast tillovforslag herom. Direktivet opstiller et system for tildeling af efterforsknings- oglagringstilladelser i forbindelse med deponering af CO2, og regulerer en række forholdomkring overvågning mv. Det er op til de enkelte medlemslande at tage stilling til omog i givet fald hvor, de ønsker at foretage deponering af CO2i undergrunden.GASLAGRINGNaturgas bruges i Danmark bl.a. til opvarmning af boliger. For at sikre forsyningen afnaturgas i vinterhalvåret, hvor forbruget er højere end produktionen, og i tilfælde afbrud på naturgasledningerne fra Nordsøen, er der lagre med gas.Der findes i dag to gaslagre i Danmark. Det ene ligger ved Stenlille på Sjælland og detandet ved Lille Torup i det nordlige Jylland, se figur 2.6.Ved Stenlille lagres gas i porøse sandstenslag i ca. 1.500 meters dybde. Dette gaslagerer ejet af DONG Storage A/S. I lagret ved Stenlille er der lagret omkring 1,5 mia. Nm�naturgas, hvoraf omkring 580 mio. Nm� kan udnyttes (arbejdsgas). Stenlille lageret eri 2009 udbygget med endnu en boring til injektion og produktion samt med en fjerdekompressor, som øger nedpumpningskapaciteten med 100.000 Nm� i timen, så denherefter vil være på 200.000 Nm� i timenDONG Storage A/S, der ejer og driver gaslageret, har ansøgt Energistyrelsen omforlængelse af tilladelsen og bevilling til drift af lagervirksomheden frem til 2037.Ansøgningen er under behandling.

Ved Lille Torup lagres gassen i syv store hulrum – også kaldet kaverner – der er udskyl-let i en salthorst. Dette gaslager er ejet af Energinet.dk Gaslager A/S. Kavernerne,der ligger i 1.200 - 1.700 meters dybde, er 300 - 350 m høje og 50 - 65 m i diameter. Ilageret ved Lille Torup kan der i de syv kaverner lagres ca. 700 mio. Nm� gas. Heraf kanca. 440 mio. Nm� gas udnyttes (arbejdsgas).Energinet.dk Gaslager A/S, som ejer og driver gaslageret, har ansøgt Energistyrelsenom forlængelse af lagertilladelsen til 2037. Samtidig er der også ansøgt om tilladelsetil at øge den nedpumpede gasmængde med 1.580 mio. m� naturgas til ca. 2.280 mio.m� naturgas. Energinet.dk Gaslager A/S vil udvide kapaciteten ved at udskylle nyekaverner samt ved at genudskylle de eksisterende kaverner. Ansøgningen er underbehandling.Ud over de to eksisterende gaslagre har selskabet Dansk Gaslager ApS indsendt enansøgning om tilladelse til etablering og drift af et nyt naturgaslager ved Tønder.Energistyrelsen er i gang med at behandle ansøgningen.

PRODUKTION OG UDBYGNINGOlie og gasproduktionen i 2009 var som forventet aftagende. Olieselskaberne arbejdermed udvikling af teknologi, der skal gøre det muligt at indvinde en større del af de res-sourcer, som allerede er fundet. Dermed vil også mindre fund blive mere rentable.PRODUKTIONEN I 2009Den danske produktion foregår udelukkende fra offshore installationer i Nordsøen,se figur 3.1. Der er i alt 19 felter af varierende størrelse. Placeringen af produktions-anlæggene og større rørledninger til produktion og injektionsvand i forbindelse medanlæggene kan ses på figur 3.2. Platformskomplekserne på de enkelte felter er beskre-vet og vist i bilag B.Produktionen varetages af tre operatører og deres partnere. Operatørerne er DONGE&P A/S, Hess Denmark ApS og Mærsk Olie og Gas AS. Samlet er i alt 10 selskaberpartnere i de producerende felter, og selskabernes andel af den samlede danske olie-produktion kan ses på figur 3.3.I 2009 var der i årets løb 290 aktive produktionsbrønde (203 olie, 87 gas) og 112aktive injektionsbrønde (6 gas, 106 vand). Sammenlignet med 2008 er antallet afaktive brønde i 2009 steget med otte brønde. Optællingen af brønde her kan afvige

Produktionstal for hvert år siden produktionsstarten i 1972 kan findes på Energi-styrelsens hjemmeside, www.ens.dk.OlieproduktionenDer blev i 2009 produceret 15,2 mio. m� olie, hvilket er et fald på 9,0 pct. i forhold til2008.Udover det forventede fald i den samlede danske produktion skyldes en del af ned-gangen, at flere felter har været lukket ned i kortere eller længere perioder i forbin-delse med vedligeholdelsesarbejder, reparationer, ombygninger og for Siri platformensvedkommende på grund af konstaterede revner i brøndmodulets understøtning.Produktionen på Siri platformen var på grund af revnerne i den undersøiske konstruk-tion lukket ned fra den 1. september 2009 til medio januar 2010, se også afsnittetTil-synsbesøg 2009i kapitel 4:Sikkerhed og sundhed.I forbindelse med en rutineinspektionaf lagertanken blev der registreret revner i den del af konstruktion, der understøttercaissonen. Caissonen er et beskyttende rørstykke, som omslutter alle Siri feltets pro-duktionsrør fra et par meter over havbunden op til platformen. Ved årets udgang blevder fortsat arbejdet på en løsning med suppleret støtte af caissonen. En midlertidigløsning var på plads i januar 2010, hvorefter produktionen fra feltet kunne starte igen.En permanent løsning forventes klar i tredje kvartal af 2010.Som følge af lukningen af Siri platformen måtte ikke kun produktionen fra Siri feltet,men også produktionen fra Cecilie og Nini felterne, stoppes, idet produktionen herfrasendes til Siri platformen.På andre anlæg er der i enkelte gamle brønde opnået en forbedret produktion eftergennemførsel af oprensnings- og renoveringskampagner.Produktionens historiske forløb gennem de seneste 25 år er vist i figur 3.4.GasproduktionenDer blev i 2009 produceret 8,6 mia. Nm� gas, hvoraf salgsgassen udgjorde 7,3 mia.Nm�. Salgsgas beregnes her som den del af gassen, der kan anvendes til salg. Produk-tionen faldt med 13,1 pct. i forhold til 2008.

Det historiske forløb for salgsgassen gennem de seneste 25 år er vist på figur 3.4.Produktionstal for hvert år siden produktionsstarten i 1972 kan findes på Energi-styrelsens hjemmeside, www.ens.dk.Gasinjektionen i Tyra feltet er steget med ca. 75 pct. i 2009 i forhold til 2008. Denforholdsmæssige store stigning skal ses i lyset af, at injektionen i 2008 var meget lav.Samtidig var gaseksporten væsentligt lavere end i 2008. Gasinjektionen i Siri feltet erderimod faldet med ca. 75 pct., hvilket i overvejende grad skyldes Siri feltets lukning ide sidste fire måneder af 2009.Den del af gasproduktionen, der ikke sælges, anvendes primært som brændstof tilenergiforsyningen på platformen. En mindre del af gassen afbrændes uden nyttevirk-ning (flaring) af tekniske og sikkerhedsmæssige årsager. Forbrug af gas og afbrændingaf gas uden nyttevirkning er beskrevet i kapitel 5:Miljø og Klima,samt i bilag A.Vandproduktion og vandinjektionVand produceres som et biprodukt i forbindelse med produktion af olie og gas. Vandetkan komme fra naturlige vandzoner i undergrunden eller stamme fra den vandinjek-tion, som udføres for at fremme olieproduktionen.I Danmark blev der i 2009 produceret 37,5 mio. m� vand og injiceret 44,4 mio. m�vand, hvoraf omkring en tredje del var reinjektion af produktionsvand, mens denresterende mængde var behandlet havvand. Injektionen af vand er faldet med 12,9 pct.siden 2008, og samtidig er der sket et fald i mængden af produceret vand med 5,3 pct.i forhold til 2008, hvor vandproduktionen toppede.Anvendelse af vandinjektionI den indledende produktionsfase på et nyt felt vil der være en betydelig trykforskelmellem reservoir og overfladen. Overtrykket i reservoiret bevirker, at olien i en periodekan produceres ved naturlig dræning. Efterhånden som olien produceres, falder trykketi reservoiret. Ved at injicere vand i reservoiret opretholdes trykket, og olien fortrængesefterhånden, som den strømmer til produktionsboringerne. Gennemskylningen afreservoiret med injektionsvand kan derudover gavne produktionen til en vis gradafhængig af den kemiske sammensætning af vandet.

Injektionen foregår gennem brønde, der svarer til produktionsbrønde. Disse skalplaceres optimalt i forhold til produktionsbrøndene. I felter med lav reservoirtykkelse,som de danske, placeres vandrette produktions- og injektionsbrøndene skiftevis i etparallelt mønster henover reservoirets udbredelse. Denne type mønster ses tydeligt påHalfdan hovedfelt samt på Dan feltets nordvest flanke. I disse produktion/injektionsmønstre er det vigtigt, at den yderste brønd altid er en produktionsbrønd for at sikre,at olie ikke presses væk fra produktionsbrøndene.I Danmark blev den første injektionsbrønd indført i 1986 på Skjold feltet. Siden erteknikken udviklet på otte felter med i alt 106 aktive vandinjektionsbrønde i 2009. Påfigur 3.5 ses forholdet mellem producerede og injicerede mænger på de otte danskefelter, som anvender vandinjektion. Det ses, at olieproduktionen er ledsaget af en højmængde produceret vand. Mængden af injiceret vand er aftagende, og i 2009 svarerdet omtrent til mængden af produceret vand.Kvaliteten og den kemiske sammensætning af det vand, som injiceres, må ikke slideunødigt på det materiale og udstyr, som er i brøndene. Havvand kan for eksempel ikkebenyttes direkte på grund af iltindholdet, som virker korroderende på jern.Det vand, som produceres, indeholder rester af blandt andet olie og geologisk mate-riale. Det skal derfor renses inden reinjiktion. Alternativt benyttes behandlet havvand,som for visse felter kommer fra et andet behandlingsanlæg, for eksempel fra Dan tilHalfdan. Der arbejdes på at optimere processerne omkring produceret vand og injek-tionsvand, således at en større andel af det producerede vand kan reinjiceres. Hervedkan udledningen af olierester til havet mindskes, se også afsnittetUdledninger til haveti kapitel 5:Miljø og klima.UDBYGNING I 2009I 2009 blev der samlet boret 19 nye brøndspor i forbindelse med de danske felter. Derblev boret 11 brønde til produktion heraf en enkelt med to brøndspor, fem brønde tilvandinjektion, en efterforskningsboring og en vurderingsboring. Det er på niveau medaktivitetsniveauet i 2008.Disse boringer og de øvrige udbygningsaktiviteter repræsenterer en samlet investeringpå 7,05 mia. kr., hvilket er en stigning med knap 20 pct. i forhold til 2008.I bilag B findes en beskrivelse af de enkelte felter, herunder udbygnings- og investe-ringsaktiviteter samt kort, der viser placeringen af de vigtigste brønde.Godkendte udbygningsplaner og igangværende aktivitetDagmar feltetOperatøren arbejder med at revurdere feltets potentiale og er foreløbig nået frem til,at feltet har et restpotentiale, som muligvis kan udnyttes. En endelig plan forventesi løbet af 2010. Dermed står feltet ikke umiddelbart overfor en endelig lukning ogfjernelse af installationerne.Dan feltetI løbet af 2009 er der gennemført vedligeholdelsesarbejde, se boks 3.1, i fem ældrebrønde. Brøndene er blevet restimuleret, se boks 3.2, og zoner med risiko for vand-gennembrud er blevet lukket.

Vedligeholdelsesaktiviteterpå offshore konstruktioner kaldes ofte entenWorkOvers(WO) ellerbrøndinterventions.Work Over-aktiviterneer installation, udskiftning eller reparation af mekaniskudstyr på platformen eller i brønden.Brøndinterventionskan være restimulering, se boks 3.2, eller oprensning og fjern-else af utilsigtet materiale som f.eks. sand eller kalk, der trænger ind i brøndenunder produktionen, eller scale, der dannes, når injiceret havvand reagerer medformationsvand. Både sand, kalk og scale tilstopper brønden. Brøndinterventionskan også være zone-tilpasning i brøndene. En del brønde er færdiggjort medadskilte zoner i reservoirdelen. Disse zoner kan åbnes eller lukkes for at optimereproduktionen af kulbrinter.Brøndinterventions foretages ofte med udstyr, som er monteret på en wire elleret oprullet stålrør (coil tubing) og styres fra platformen eller fra en boreplatform,der står ved siden af platformen. Det er afhængigt af vedligeholdelsesopgavensomfang og platformens indretning, om der er behov for at anvende en boreplat-form til arbejdet.I 2009 har der været udført flere restimuleringskampagner.

Stimulering og restimuleringEn meget simpel beskrivelse af princippet i en oliebrønd er, at der etableres enrørforbindelse fra platformen til reservoiret, hvor kulbrinterne findes. I den delaf røret, som er placeret helt nede i reservoiret, bliver der lavet en række huller,hvor igennem kulbrinterne kan strømme ind i røret for derefter at fortsætte opgennem røret til platformen.For at øge produktionen gennemføres enstimuleringaf brønden umiddelbartinden brønden sættes i produktion. Stimuleringen er en proces, hvor fortyndetsaltsyre presses ud gennem brøndens huller under højt tryk. Dermed opløses endel af det kalkholdige materiale i reservoiret og overfaldearealet øges, hvilketgiver en bedre produktion. Når brønden har produceret i en periode, kan der værebehov for at gentage stimuleringsprocessen for igen at optimere tilstrømningsfor-holdene til brønden. Den gentagne stimulering kaldesrestimulering.

Halfdan feltetI december 2008 ansøgte operatøren om godkendelse af en plan for videreudbygningaf den nordøstlige del af Halfdan feltet. Planen omfatter etablering og produktionfra yderligere to dobbeltlaterale gasproduktionsbrønde HCA-1ML og HCA-9ML, seboks 3.3. Brøndene blev godkendt enkeltvist i hhv. januar og april 2009. Den samledeproduktion fra de to brønde er estimeret til ca. 0,97 mia. Nm� gas og 0,08 mio. m� olie.Der har været stor boreaktivitet på Halfdan feltet i løbet af 2009. Samlet er der boretni nye brønde, hvoraf den sidste er afsluttet i begyndelsen af 2010.Der er blevet boret tre gasproduktionsbrønde med boreplatformen Ensco 71. Det erbrøndene HCA-4ML, HCA-1ML og HCA-9, der alle tre er placeret som en del af deteksisterende spirale mønster fra HCA platformen. HCA-9 var oprindeligt planlagt somen dobbeltlateral brønd, men blev boret med bare et enkelt brøndspor af reservoir-tekniske årsager. Alle tre brønde producerer fra reservoir af Danien alder.På den vestlige del af Halfdan feltet er olieproduktionsbrønden HDA-29 og vand-injektoren HDA-39 boret med boreplatformen Noble Byron Welliver. Begge brøndeer gennemført i vestlig forlængelse af det eksisterende, regulære brøndmønster og erplaceret i reservoir af Øvre Kridt alder. I den nordøstlige forlængelse af samme regu-lære brøndmønster var der oprindeligt planer om syv nye brønde fra HBB platformen.Dette er reduceret til fem brønde, HBB-1, HBB-6, HBB-7, HBB-8 og HBB-9, som erboret med boreplatformen Energy Endeavour i 2009. HBB-6 og HBB-8 er vandinjekto-rer, og de øvrige tre brønde er olieproduktionsbrønde. Boringen af HBB-9 er påbe-gyndt i 2009, men arbejdet med brønden blev først afsluttet i 2010. Dette skyldes, atden oprindelige plan for HBB-9 er blevet ændret og brønden blevet forlænget modnordvest til en samlet brøndlængde på 31.140 ft, hvilket svarer til ca. 9,5 km. Brøndener dermed Danmarks længste vandrette brønd.Udover brøndaktiviteter er en 20” multifase rørledning fra Halfdan (HBB) til Dan Fblevet udskiftet.boks 3.3

En brønd med to eller flere brøndspor i reservoiret kaldes henholdsvist endob-beltlateral brøndeller enmultilateral 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. Brøndensnavn tilføjes ML (multi lateral) for at angive, at der er tale om en brønd med flerebrøndspor i reservoiret, f.eks. HCA-1ML. Tilsvarende kan flere brøndspor tilføjes.Teknikken giver mulighed for at producere fra en større del af reservoiret med etmindre antal brøndhoveder fra platformen og dermed reducere omkostningerne.Multilaterale brønde er velegnet til forholdene på flere af de danske felter.

Nini feltetNini feltet er blevet udbygget med to nye brønde fra Nini A platformen. Det er enolieproduktionsbrønd, NA-10, og en vandinjektionsbrønd, NA-9, der begge har deresreservoirsektion i Ty formationen. Begge brønde er boret med boreplatformen MaerskResolute.Fra den nye Nini B platform, som også kaldes Nini Øst platformen, er der i 2009 boreti alt tre nye brønde. Der er tale om to nye olieproduktions brønde, NB-1 og NB-2, ogen vandinjektionsbrønd, NB-3, med Hermod formationen som reservoir. Alle brøn-dene er boret med boreplatformen Maersk Resolute.Under færdiggørelsen af brønden NB-3 skete en ulykke med dødelig udgang, deromtales nærmere i afsnittet om arbejdsskader i kapitel 4:Sikkerhed og sundhed.Siri feltetSiri feltet er ikke blevet udbygget i 2009, men som beskrevet under produktionsafsnit-tet arbejdes der på at reparere caissonen på Siri platformen, hvor en midlertidig under-støtning blev etableret i januar 2010, se også afsnittetTilsynsbesøg 2009i kapitel 4:Sikkerhed og sundhed.På sigt er det planen at etablere et støttearrangement med entrebenet konstruktion, der skal stå på havbunden og gribe fat omkring caissonenover lagertanken, således at caissonens bevægelser reduceres og dannelsen af revnerstandses. Som nævnt under produktionsafsnittet forventes den permanente løsningpå plads i tredje kvartal af 2010.Syd Arne feltetSom led i tredje udbygningsfase for Syd Arne feltet ansøgte Hess Danmark ApS i majmåned 2009 om godkendelse af første ud af tre etaper i videreudbygningen af feltet.Godkendelsen blev givet i september måned og omfatter tilladelse til etablering ogproduktion fra yderligere to brønde til olieproduktion, SA-20 og SA-21.De to brønde er en udvidelse af dræningsområdet på flankerne af Syd Arne struktu-ren. Den ene placeres på den vestlige flanke af hovedfeltet vest for SA-11 i reservoiraf Tor formationen, og den anden placeres på den østlige flanke af hovedfeltet mellemSA-6 og SA-12 i reservoirer af både Ekofisk og Tor formationerne.Den samlede produktionen fra de to brønde er estimeret til ca. 1,11 mio. m� olie og0,33 mia. Nm� gas.På Syd Arne feltet har der været en del vedligeholdelsesarbejde med bl.a. oprensningaf gamle brønde for at forbedre produktionen, se også boks 3.1.Tyra feltetOperatøren søgte i oktober 2009 om tilladelse til udførelse af en ny brønd TEB-23, oggodkendelsen blev givet i oktober 2009. Brønden planlægges boret i nordøstlig ret-ning fra Tyra Øst B-platformen som en langtrækkende vandret brønd. Det er planen atbrønden skal gennembore reservoir i både Tyra og Adda felterne. Brønden bores fra etledigt brøndstyr på Tyra Øst B-platformen.Den samlede produktion fra brønden vurderes til ca. 1,2 mia. Nm� gas og 1,2 mio. m�olie med en fordeling på ca. 84 pct. fra Tyra feltet og ca. 16 pct. fra Adda feltet.

Såfremt TEB-23 brønden opnår produktion fra Adda reservoir, kan Adda feltet dermedbetragtes som et producerende felt.En del af rørføringen på Tyra Øst platformen er blevet udskiftet i 2009.Tyra SydøstBrønden TSEA-3D blev som nævnt i årsrapporten for 2008 afsluttet og som forventetsat i produktion i starten af 2009.Valdemar feltetI oktober 2009 ansøgte operatøren om godkendelse af en plan for videreudbygning afValdemar feltet (Bo området). Godkendelsen blev givet i december 2009 og omfattertilladelse til udførelse af tre nye brønde ved anvendelse af eksisterende brøndstyr.Brøndene planlægges placeret på hver side af det eksisterende brøndmønster på hhv.øst og vest flanken af Bo strukturen i reservoir af Nedre Kridt alder.Den samlede produktion fra de tre nye brønde vurderes til ca. 1,7 mio. m� olie og0,8 mia. Nm� gas.De efterforsknings- og vurderingsboringer, som er udført i 2009, omtales i kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.Oplysninger om godkendte udbygningsplaner og planer under behandling kan end-videre findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.Felter uden større aktivitet og godkendte udbygningsplaner i 2009På følgende felter har der ikke været udbygning eller anden større aktivitet i 2009:Cecilie, Dagmar, Harald, Kraka, Lulita, Regnar, Roar, Rolf, Skjold og Svend.TRYM-HARALD RØRLEDNINGENDONG E&P Norge AS ansøgte i december 2008 om tilladelse efter kontinental-sokkelloven til at etablere en rørledning fra Trym feltet i den norske sektor tilHarald platformen. Det er ansøgers plan at etablere en undervandsinstallation påTrym feltet, som skal forbindes med Harald platformen med en ca. 5 km lang 8”multifase rørledning, hvoraf ca. 3½-4 km er på dansk kontinentalsokkel, se figur 3.2.Undervandsinstallationen vil blive styret fra Harald platformen.Den producerede olie og gas fra det norske Trym felt vil blive eksporteret igennemrørledningen til Harald platformen, hvor den vil blive forarbejdet og videresendtgennem de danske rørledninger. Gassen skal fragtes via Tyra enten gennem dennederlandske gasrørledning NOGAT til byen Den Helder eller gennem Tyra-Nybrorørledningen til Danmark, mens kondensatet, se boks 1.5 i kapitel 1:Koncessioner ogefterforskning,fragtes via Gorm gennem olierøret til Fredericia.I forbindelse med ansøgningen blev der fremsendt en VVM-screening for rørlednings-projektet.Mærsk Olie og Gas AS ansøgte i september 2009 om tilladelse efter offshoresikker-hedslovens § 29 til de nødvendige ændringer på Harald platformen i forbindelse medTrym tilslutningsprojektet. Energistyrelsen meddelte den 10. februar 2010 tilladelse tildette ændringsprojekt.

Tilladelse til selve rørledningen mellem Trym feltet og Harald platformen er givet afEnergistyrelsen den 3. april 2010.En aftale om rørledningen fra Trym feltet til Harald platformen og om transport,måling og tilsyn af den producerede olie og gas gennem rørledningen vil blive indgåetmellem den norske og den danske regering i 2010.ÆNDRING AF RØRLEDNINGSLOVENRørledningsloven regulerer etablering og drift af rørledningen fra Gorm feltet i Nord-søen til terminalen i Fredericia, se figur 3.2. Hele den danske olieproduktion medundtagelse af produktionen fra felterne Syd Arne, Siri, Nini og Cecilie bliver sendtgennem denne rørledning.Separation af den transporterede råolie har hidtil ikke været nødvendig. Dette behover imidlertid opstået med planerne om at udbygge Hejre fundet.Hejre fundet har et højt indhold af kondensat, som er kulbrinter med en sammen-sætning mellem olie og gas. En mulig udbygning indebærer, at de lette kulbrinter fraHejre feltet sammen med Hejre feltets råolie transporteres gennem rørledningen tilFredericia. Råolien og kondensatet fra Hejre feltet vil dermed blive sammenblandetmed den øvrige råolie og kondensat fra Nordsøen i rørledningen, som derved vil fået større indhold af lette kulbrinter end i dag. De lette kulbrinter skal efter transporti rørledningen separeres fra, således at råolie og kondensatprodukter kan udskibesseparat. Kondensat vil ved separation blive udskilt som butan og propan. Da rørled-ningsloven ikke gav grundlag for etablering af separationsfaciliteter, er der fremsatlovforslag om ændring af loven i foråret 2010, for at gøre dette muligt.Med lovændringen vil klima- og energiministeren få beføjelser til at regulere etable-ring og forhold i forbindelse med drift og betaling for separationsfaciliteter. Forslagettil ændringen af rørledningsloven er fremsat den 4. marts 2010 og forventes behandleti Folketinget inden sommerferien, se folketingets hjemmeside, www.ft.dk.Brugere af olierørledningen betaler en olierørledningsafgift på fem pct., se boks 7.1 ikapitel 7:Økonomi.Tidligere skulle eventuelle brugere af rørledningen ved transport afudenlandsk olie betale for transporten efter samme regler som de nuværende brugere.Denne bestemmelse har dog aldrig været brugt. Efter ændringen af loven skal derfor udenlandsk olie ikke længere betales fem pct. af værdien af den transporteredeolie, som en del af tariffen for brug af rørledningen, da det element havde karakteraf en afgift til staten og er uforeneligt med EU retten. Dermed skal der ikke betalesrørledningsafgift for produktionen fra det norske Trym felt, der vil skulle eksporteresgennem den danske rørledning via Harald platformen.Muligheden for at nedsætte olierørledningsafgiften bliver endvidere ophævet medlovændringen. Ligeledes bliver muligheden for at nedsætte dispensationsafgiften, seboks 7.1 i kapitel 7:Økonomi,ophævet. Både en nedsættelse af olierørledningsafgiftenog af dispensationsafgiften ville kunne have givet problemer i forhold til EU’s reglerom statsstøtte. Muligheden for at nedsætte olierørledningsafgiften og dispensations-afgiften er aldrig blevet brugt.