Det Energipolitiske Udvalg 2009-10
EPU Alm.del Bilag 303
Offentligt
862177_0001.png
862177_0002.png
862177_0003.png
862177_0004.png
862177_0005.png
862177_0006.png
862177_0007.png
862177_0008.png
862177_0009.png
862177_0010.png
862177_0011.png
862177_0012.png
862177_0013.png
862177_0014.png
862177_0015.png
862177_0016.png
862177_0017.png
862177_0018.png
862177_0019.png
862177_0020.png
862177_0021.png
862177_0022.png
862177_0023.png
INDHOLD BILAG
Bilag ABilag BBilag CBilag DBilag EBilag F
Producerede og injicerede mængderProducerende felterRessourceopgørelseØkonomiske nøgletalGældende økonomiske vilkårGeologisk tidssøjle
104107148149150151152153154
Bilag G1Kort over dansk koncessionsområdeBilag G2Kort over dansk koncessionsområde– det vestlige områdeOmregningsfaktorer
IdholdbilagIndholdbilagIndholdbilag
1031030
BILAG A: PRODUCEREDE OG INJICEREDE MÆNGDERProduktion og salg1972-9920012002200020032004200520062007
OLIEtusinde kubikmeter20082009Ialt
DanGormSkjoldTyraRolfKrakaDagmarRegnarValdemarRoarSvendHaraldLulitaHalfdanSiriSyd ArneTyra SØCecilieNiniI alt
43.74437.04129.06917.5193.5443.0729788001.0231.3333.3473.8163672221.593757---148.226
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
5.0211.8971.21484589222-1147051296176686.0855951.86944611637719.847
4.6501.6391.015764103176-088135299139555.7855081.2453778832318.084
4.2411.053989551781120-1.26828278114475.3265981.1394296635516.672
3.5499249184157637--1.4103019565245.4653261.1643743815915.169
98.78958.01642.47925.1804.3664.9271.0059307.0132.5676.7747.81090446.18411.30620.0873.6559663.706346.668
Produktion-997200010203040506
GASmillioner Normalkubikmeter070809lt
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
DanGormSkjoldTyraRolfKrakaDagmarRegnarValdemarRoarSvendHaraldLulitaHalfdanSiriSyd ArneTyra SØCecilieNiniI alt
15.13112.8652.55050.377150950148524266.0033866.70925037142167---96.340
1.1864261583.826411921551.407752.811160178197713---11.316
1.0493061043.749210013781.702482.47527522176774---11.116
9454801233.948252111091.052612.0196759157681447--10.844
786339923.99442532151915431.56351.142110544452142910.213
764216774.12052322218894381.23251.449644611.2332210910.934
651218933.74532401208860341.091132.5821124851.337134611.517
561207773.792428-120848928927382.948553661.10882810.873
456175693.916428-035536728781332.6754723484862410.046
467119603.1303360-59341724690303.104632258894269.879
364109582.00738--51039816400153.401442719392128.559
22.36215.4583.46186.6051831.392158632.91214.50578020.69858118.7971.1654.9217.25369274201.637
De månedlige produktionstal for 2009 findes på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk
104
Bilag A
Ia
Brændstof*1972-992001200220002003200420052006
GASmillioner Normalkubikmeter200720082009Ialt
DanGormTyraDagmarHaraldSiriSyd ArneHalfdanI alt
1.0461.6101.879213283-4.599
179142229-132132-618
184111243-102234-604
182146245-92145-648
198135242-82049-652
201137249-8194520679
205124247-7205239694
209124241-8255339697
222132228-7255839711
225117233-7255338699
207116219-4195239656
3.0582.8934.2542111422647621411.256
Opgørelsen er fra 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvoteloven.
Flaring*-990506030072010204070809lt
20
20
20
20
19
20
20
20
20
20
20
DanGormTyraDagmarHaraldSiriSyd ArneHalfdanI alt
1.6321.22967912510873114-3.960
67665827941-250
798868111159-270
55816113911-222
7166543123124234
37576321651125262
23615501151416184
326154-261120186
304856-271117170
25414402778132
171932-247485
2.0671.8161.223135141232248935.955
Opgørelsen er fra 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvoteloven.
Injektion-997200010203040506070809lt
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
GormTyraSiri**I alt
8.08820.2866128.435
453.1041673.316
42.7731392.916
142.5351272.676
62.3121092.428
41.6121111.727
31.2851351.423
076161821
-1.094451.139
-11961180
-45135486
8.16436.3301.05145.545
Salg*-998400010203040506070809lt
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
DanGormTyraHaraldSyd ArneHalfdanI alt
13.4924.63834.3476.81850-59.345
1.2383341.9712.950640-7.133
1.4122092.4932.482730-7.326
1.5213642.7762.013625-7.299
1.6792282.9481.55848346.900
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
947333.1634082122.5607.324
28.5806.22370.24621.0214.2048.614138.887
*) De anvendte navne henviser til behandlingscentre.**) Gas fra felterne Cecilie og Nini injiceres i Siri.
Bilag A
Ia
Ia
Ia
105
Udledning1972-992001200220002003200420052006
CO2-UDLEDNINGtusinde tons200720082009Ialt
BrændstofFlaringI alt
10.4799.26018.740
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
1.5722411.813
26.52314.28539.810
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.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-99050603007201020407
VANDtusinde kubikmeter0809lt
20
20
20
20
19
20
20
20
20
20
20
DanGormSkjoldTyraRolfKrakaDagmarRegnarValdemarRoarSvendHaraldLulitaHalfdanSiriSyd ArneTyra SØCecilieNiniI alt
15.26618.79817.49514.3183.5702.0442.9421.8732464559212185631915---78.347
5.2773.9804.3333.046358256241139483171.35539112371.86858---21.564
6.5993.3532.8722.54518135210247515038695498234932.753112---21.449
6.3484.0173.0072.2611683061602572723011.05178143673.041370250--22.268
7.1834.4203.5253.0392702083753163104761.33043146122.89185759625026.490
8.0535.1733.6882.977308426903963256531.03115152.0991.6411.1274663316328.875
9.5275.2524.2703.48229032033527926621.30912382.8251.6831.79043763773034.410
10.9364.8224.3283.150316297-2559374981.20512923.4602.0321.83037765182236.019
12.1524.7083.8852.725383359-18545601.20018964.0862.5281.86166957661937.280
13.9463.9763.6363.10334943613-9255861.02221914.7662.6862.17460245666039.448
12.8894.7373.8552.677381183--81262480411494.8141.7782.33471626652237.452
108.17763.23654.89443.3226.5725.1873.9274.0645.6695.51812.18236845023.81523.21912.5294.1132.9413.417383.601
Injektion-990372000102040506070809lt
20
19
20
20
20
20
20
20
20
20
20
DanGormSkjoldHalfdanSiriSyd ArneNiniCecilieI alt
56.20950.23449.879821.228---157.631
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
19.2755.2514.98912.7272.6954.2798834250.141
16.7124.7775.28511.4851.6923.8725019744.420
244.096120.709107.46671.22430.30640.1444.208552618.705
Injektion af vand omfatter både injektion af produceret vand og havvand. Hovedparten af det producerede vand fra felterne Gorm, Skjold, Dagmar og Siri reinjiceres.
106
Bilag A
Ia
Ia
BILAG B: PRODUCERENDE FELTERSignaturforklaringFelternes placering i geologisk tid kan ses i bilag F.
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:98,79 mio. m�Gas:22,36 mia. Nm�Vand:108,18 mio. m�
Produktion af olie, gas og vandGrafen viser de enkelte felters primære produktion, dvs. olie eller gas samt vand. Talleneviser den akkumulerede produktion af olie, gas og vand frem til 1. januar 2010.Oliefelt (f.eks. Dan)Olie, mio. m� Gas, mia. Nm� Vand, mio. m�Ved produktionens start er der en høj olieproduktion, men med tiden vil andelen af vand-produktion stige. Når olie kommer fra reservoiret til overfladen vil den afgasse, hvorvedder opnås 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. Grundettrykforskel mellem reservoiret og overfladen bliver en del af gassen fortættet ved over-fladen, således at der ligeledes produceres flydende kulbrinter, såkaldt kondensat.Olie- og gasfelt (f.eks. Tyra Sydøst)Olie og kondensat, mio. m� Gas, mia. Nm� Vand, mio. m�Visse felter indeholder både olie- og gasreservoirer. Fra disse felter produceres der olie,gas, kondensat og vand.
2520151050
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
75
80
85
90
95
00
05 09
Produktion for 2009 kan ses i bilag A.
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Vand:244,10 mio. m�
2520151050
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 2010. Der anvendes ikke injektionpå alle felter.Ved injektion af vand i oliereservoirer kan reservoirtrykket opretholdes, og samtidig pressesolien hen mod olieproduktionsbrøndene. Injektion af gas kan ligeledes opretholde trykket ireservoiret. Gassen har desuden indflydelse på kulbrinternes flydeegenskaber (viskositet).Felter med vandinjektion (f.eks. Halfdan )Vand, mio. m�På f.eks Halfdan feltet anvendes vandinjektion til at fortrænge olien mod olieproduktions-brøndene.Felter med gasinjektion (f.eks. Tyra)Gas, mia. Nm�Enkelte felter anvender injektion af gas for at optimere produktionen af flydende kulbrinter.
75
80
85
90
95
00
05 09
RESERVEROlie:Gas:15,3 mio. m�1,5 mia. Nm�
Reserver sammenholdt med den akkumulerede produktionDer er anført tal for såvel olie- som gasreserverne for de enkelte felter.Figuren viser forholdet mellem den producerede mængde frem til 1. januar 2010 og denforventede tilbageværende mængde, reserven.ProduceretAkkumuleret produktion af olie eller gas, som er produceret frem til 1. januar 2010.ReserverDe opgjorte mængder af olie eller gas, som inden for en overordnet økonomisk rammekan indvindes med kendt teknologi.For gasfelterne er både de producerede mængder og reserverne opgjort som nettogas-mængder.
Produceret98,8 mio. m3
Reserver15,3 mio. m3
1972 til 2010
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser29,26 mia. kr.
Udbygning og investeringAkkumulerede investeringer omfatter omkostninger til brønde ogudbygning af anlæg.Figuren viser antallet af brønde, der har været aktive detpågældende år.Brøndene er opdelt i produktionsbrønde og injektionsbrønde.Figuren viser brøndenes primære funktion i det pågældende år,dvs. enten produktion eller injektion. En brønd kan producere ien periode for derefter at blive konverteret til injektor inden forsamme år.
120100806040200
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
Injektionsbrønde
Produktionsbrønde
Prod/Injekt brønde*
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2009
*Kun for Tyra feltet. Enkelte brønde skifter mellem injektion og produktion.
Bilag B
107
BILAG B: PRODUCERENDE FELTER
CECILIE FELTET
PlatformOliebrønd
Vandinjektor2230
Lukket brøndBrøndspor
CA-3D
Cecilie-1AConnie-1CA-1A223022200224
Cecilie-1BCecilie
Cecilie-1Cecilie
2210
fe
lta
fg
CA-2FCecilie-2
ræ
ns
ni
CA-4
ng
UDBYGNING OG INVESTERINGNini BNini ASirikmAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser1,35 mia. kr.
10222200
Cecilie feltetTop PalæocenDybdekort i m01 km
7 km
54
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
32
3210
Cecilie13km
SCA
9 km
SCB-2SCB-1
2000
2005
2009
108
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Blok 5604/19 og 2016/98DONG E&P A/S20002003

GEOLOGISK KARAKTERISTIK, CECILIE FELTET

Cecilie 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.

PRODUKTIONSSTRATEGI

Indvindingen 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.

ANLÆG

Cecilie 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:Geologisk alder:60 m23 km�2.200 mSandstenPaleocæn
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:0,97 mio. m�Gas:0,07 mia. Nm�Vand:2,94 mio. m�1,000,750,50,250200120052009
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Vand:0,55 mio. m�0,5Vand, mio. m�
0,25
0200120052009
RESERVEROlie:Gas:0,4 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret1,0 mio. m3
Reserver0,4 mio. m3
2003 til 2010
Bilag B
109
DAGMAR FELTET
800
0
85
Platform00
OliebrøndLukket brønd
9000
Øst Rosa-3AØst Rosa-3Øst Rosa-2
Brøndspor
0080
00
Dagmar-64500
85
07500
800
4500
Dagmar-540
Øst Rosa-100
Dagmar-8
7000
Dagmar-7PDagmar-7Salt diapir4000
Dagmar
Dagmar-4A
Dagmar-7A/-7B
80
4500
Øst Rosa Fl.-19000
4000
0085
75
00
00
4500
DagmarGormAFB
4500
Dagmar feltetTop Kalk95000
Dybdekort i ft0,51 km
Rolf17km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser0,50 mia. kr.
3E
Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
C
2D11
9km
Skjoldkm
CA
B
1
12
km
01995200020052009
110
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Øst RosaBlok 5504/15EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19831991

GEOLOGISK KARAKTERISTIK, DAGMAR FELTET

Strukturen 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.

PRODUKTIONSSTRATEGI

Begge 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 fra matrix. I 2006 og 2007 har feltets to produktionsbrønde væretlukket. Ved en genåbning og test i 2008 blev der produceret meget lidt olie med envandandel på 98 pct. Brøndene er derfor lukket igen, og feltets potentiale revurderes.

ANLÆG

Dagmar 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:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:34 m50 km�1.400 mKalksten og DolomitDanien, Øvre Kridtog Zechstein
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:1,01 mio. m�Gas:0,16 mia. Nm�Vand:3,93 mio. m�
0,70,60,50,40,30,20,10
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1995
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:0,0 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret1,0 mio. m3
Reserver0,0 mio. m3
1991 til 2010
Bilag B
111
DAN FELTET
6900
Halfdan feltafgrænsningDan feltafgrænsning6800
PlatformOliebrøndVandinjektorBrøndsporForkastning
6900
006600650064
MFMF-2FF5A-31
MFF-11
MFF-3MF0F-10MFF-26
MFF-20MFE-6MFA-10
MFA-5A
0063
MFF-15MFA-140066
0062
MFA-21MFA-12 MFA-11ME-1MFA-MFA-315MFB-3ME-4MD-4CMFA-22MD-10MFB-5MFA-9AMFA-23ME-3MD-1BME-5MFA-4MFF-5B
MFF-2A
ME-2DAN-FDAN-E
MFF-22A6400
MFA-24
MFF-33AMFF-34
MFA-8ME-6MFB-9AMFB-11
MD-3B
MFF-3MFB-13MFF-7
MFB-6B
MFF-4C
MA-6A
MFB-22I
MFF-24AMFB-7MFA-20MFB-15MFE-2MFE-3AMFE-5MFB-23BDAN-A-D
MFB-1MFF-8AMFA-1BMD-7
MFF-4BMFB-17MFB-14BMFA-25A
MFB-10AMFB-12BMFF-6MFA-16
MFB-16
MFB-21MFB-24MFE-4MFB-4CMFA-17
MFA-2AMFA-19MA-5C6300
MA-1C
6400
MFB-18MFB-19A
68006500
MFF-2MFF8-12A
14F-MF3-2FF3AM-1FFM179C-1FFMFFM
0680
G-2FB7EM-2FF9M-2FFM0670
MD- 8
MD-6B0064
Kraka feltafgrænsning
6300
MFF-16EMFA-18MFA-6D
MFF-18MFF-1A MA-MD-94A
62006100
MD-5A
6500
112
2-3FFM3B-1AFA-7MFABM-9FFM
0660
MFB-8B
MFE-7MFB-20 MFE-1A
MFF-21
Dan feltetTop kalkDybdekort i ftMA-7AMD-2BXMA-3E
6000
0
1
2 km
DanFDFAFBFCFF3
UDBYGNING OG INVESTERINGFEE2km
DanC
Akk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser29,26 mia. kr.
120A Bkm13
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
D
10080
FG9 km
Regnar
604020019751980198519901995200020052009
km
Kraka
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010AbbyBlok 5505/17EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19711972

GEOLOGISK KARAKTERISTIK, DAN FELTET

Strukturen 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. Dan feltet er etoliefelt 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.

PRODUKTIONSSTRATEGI

Indvindingen 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.

ANLÆG

Dan 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 Krakaog Regnar samt noget af gasproduktionen fra Halfdan. Anlæggene på Dan forsynerHalfdan feltet med injektionsvand.
Produktionsbrønde: 61Vandinjek. brønde: 50Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:40 m104 km�1.850 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:98,79 mio. m�Gas:22,36 mia. Nm�Vand:108,18 mio. m�2520151050
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
75
80
85
90
95
00
05 09
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Vand:244,10 mio. m�
Olien sendes færdigbehandlet til Gorm E og videre til land. Gassen forbehandles ogsendes til Tyra Øst for endelig behandling. Produktionsvandet fra Dan og satellit-felterne udledes til havet efter rensning.På Dan feltet er der på FC platformen indkvartering til 97 personer og på B platformentil fem personer.
2520151050
Vand, mio. m�
75
80
85
90
95
00
05 09
RESERVEROlie:Gas:15,3 mio. m�1,5 mia. Nm�
Produceret98,8 mio. m3
Reserver15,3 mio. m3
1972 til 2010
Bilag B
113
GORM FELTET
Platform7200
Oliebrønd7000
VandinjektorGasinjektor
0072
7000
7000
N-36C
N-52N-50C
N-48
N-46B6800
N-40AN-40BN-55A
N-57N-34A
Lukket brøndBrøndsporTop kalk,anboret nedefraN-41A
N-43
N-28N-15N-20
Forkastning
N-17N-4AN-26N-12N-9BN-51C6800
Boret i 2009
7000
N-59A
N-37
N-8
N-56A0065
N-47AN-27N-38
N-18
N-21
N-9N-5BGorm
N-44
N-19
N-25N-13
N-39
7000
N-11
N-32
N-14N-29
7200
N-42AN-33B
720007507200
N-30AN-54DN-61CN-49DN-58AN-45A
0070
N-60A
7000
N-6
N-31
0070
N-24
7200
DagmarGormAFB
0072
N-53B
Gorm feltetTop KalkDybdekort i ft00,51 km
Rolf17km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser14,17 mia. kr.
60E
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
5040
9km
C
D11
Skjoldkm
30B
CA
20100198519901995200020052009
12
km
114
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010VernBlok 5504/15 og 16EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19711981

GEOLOGISK KARAKTERISTIK, GORM FELTET

Strukturen 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.

PRODUKTIONSSTRATEGI

Produktionsstrategien 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.

ANLÆG

Gorm 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 m63 km�2.100 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktionOlie:Gas:Vand:15
pr. 1. januar 201058,02 mio. m�15,46 mia. Nm�63,24 mio. m�
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
10
5
0
1985
1990
1995
2000
2005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Gas:8,16 mia. Nm�Vand:120,71 mio. m�15
Vand, mio. m�
10
5
01985 19901995 2000 2005
RESERVEROlie:Gas:5,2 mio. m�0,5 mia. Nm�
Produceret58 mio. m3
Reserver5,2 mio. m3
1981 til 2010
Bilag B
115
HALFDAN FELTETINKL. SIF OG IGOR
PlatformOliebrønd6600
VandinjektorBrøndsporBoret i 2009
GasbrøndLukket brønd
6600
Tyra SØ feltafgrænsning
Sif felt-afgrænsning
6500
6500
Halfdan feltafgrænsning
0710
HCA
Igor felt-afgrænsning6600
67007000
6000
Skjoldfeltafgrænsning
Mere detaljerede kort findes på side 118 og 119.
6500
6700
HBA
Alma6700feltafgrænsning
HDA6800
0068
0069
Dan feltafgrænsning6700
6500
Halfdan feltetInkl. Sif/IgorTop KalkDybdekort i ft012 km
7000
HalfdanHBC
UDBYGNING OG INVESTERINGHCAAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser18,88 mia. kr.
80
Antal aktive brønde
HBBHDCHBA2 km
70
7
km
60504030
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde
HDBHDA
2 km
HBDplanlagt
201001996200020052009
116
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Nana, Sif og IgorBlok 5505/13 og 5504/16EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS1968, 19991999, 2004 og 2007

GEOLOGISK KARAKTERISTIK, HALFDAN FELTET

Halfdan feltet omfatter Halfdan, Sif og Igor områderne. Der er tale om en sammen-hængende kulbrinteforekomst. Feltets sydvestlige del indeholder primært oliebeliggende i lag af Maastrichtien alder, mens der mod nord og øst primært er taleom 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 i undergrunden er struk-turen gradvis forsvundet, og olien er begyndt at strømme væk fra området. Den lavepermeabilitet i reservoiret betyder dog, at forekomsten af olie og gas ikke har flyttetsig særlig meget. Den porøse uopsprækkede kalksten svarer til den vestlige flanke afDan feltet.

PRODUKTIONSSTRATEGI

Indvindingen 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.

ANLÆG

Halfdan 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 20” rørledning etableret for transport af olie og produceret vand fra Halfdan Bkomplekset til Dan FG platformen på Dan feltet.
Olieprod. brønde: 35 (Halfdan)Vandinjek. brønde: 26 (Halfdan)Gasprod. brønde: 16 (Sif og Igor)Reservoirdybde:2.030-2.100 mReservoirbjergart: KalkstenGeologisk alder:Danien og Øvre KridtFlere detaljer i boksene på side 118 og 119.
PRODUKTIONAkk. produktionOlie:Gas:Vand:pr. 1. januar 201046,18 mio. m�18,80 mia. Nm�23,81 mio. m�
121086420
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
2000
2005
2009
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Vand:71,22 mio. m�
121086420
Vand, mio. m�
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:53,0 mio. m�17,3 mia. Nm�
På HDB (Halfdan D komplekset) er der indkvartering til 32 personer, mens der på HBC(Halfdan B komplekset) er indkvartering til 80 personer.Flere detaljer om anlæggene findes på side 118 og 119.
Produceret46,2 mio. m3
Reserver53 mio. m3
1999 til 2010
Bilag B
117
HALFDAN FELTET(HOVEDFELT)
PlatformHHHB BBB-BB-78HBA-AHB-26A-322A
OliebrøndVandinjektorSif-1X
Lukket brøndBrøndsporSif felt-afgrænsning
HDAHD-21A-A230710
HBA-2HHBA4AHBBA-A-7-65HHDHHBBABAHBA--3-2A-A-43HDHD2AH1CDA-A-HDA-H343XA-36DCA7AA-3HD8A-HD18A-13AHDA-12HDA-11
Boret i 2009Halfdanfeltaf-grænsning
HDN-1X
14A-HD7000
X-1DAH
Igor felt-afgrænsning6600
5500
6000
HDA-35
Skjoldfeltafgrænsning
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
Olieprod. brønde: 35 (Halfdan)Vandinjek. brønde: 26 (Halfdan)Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:43 m100 km� (Halfdan)2.100 mKalkstenØvre Kridt
6500
6700
AHB
7000
NanaBlok 5505/13 og 5504/16EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19991999
H25A-D
HDA68000069
0068
1B-CHB-28AAHB29A-HB
H
H
D
A-2
HDA-3D7A-276
1A-HB2A22A-8HDA-224A-HDDH15
Dan feltafgrænsning6700
A16A--25HBA0HB3A-17HBBA-0-1H21A-HBAA-8HBHB
9A-6HB2A--11HBBAH
HDA-2X
HDA-31
A-8HDA-5A
HD
Halfdan feltetTop KalkDybdekort i ft
A-DH
4A--6HDDA-17HADHC-3316DAA-HDHA39AA-29HDA-HD
0
1
2 km
PR. 1.1.2010
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.
118
Bilag B
HALFDAN FELTET(NORDØST)
PlatformGasbrøndHBA-1866006600
Lukket brøndBrøndsporBoret i 2009
HBA-13XA
4C
HBA-20ML2
ML1HBA-20
Sif felt-afgrænsning
HBA-27A
HBA-19ML2
HBA-1
HCA-4MHCA-4M
HC
HCA2-ML1
A-3
M
HCL2
HCA2-ML2
A-3
L1D
6500
ML1
9ML1C
HBA-1
HC A-5CHCA- 7ML1A
Sif-1X
L2B
HBA-15A
HCA-7ML
2
6500
9A-HCHDN-1X
Halfdanfeltaf-grænsning
H
A-6
HC
HCAIgor felt-afgrænsning6600
HCA-1ML2A
6700
6700
HDE-1X
HCA-8 (G-3XD)
6700
Alma feltafgrænsning
68000069
Halfdan feltetDan feltafgrænsning
6700
6500
0
HCA-9B-1CA2BML
HCA-1ML1F
0068
(Sif/Igor)Top Kalk
Dybdekort i ft12 km
FELT DATATidligere ognuværende navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:Gasprod. brønde:Vanddybde:Feltafgrænsning:
PR. 1.1.2010Sif og IgorBlok 5505/13EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS1999 (Sif), 1968 (Igor)2004 (Sif), 2007 (Igor)7 (Sif), 9 (Igor)
Produktionen på HCA føres efter separation i en væske- og en gasfase gennem torørledninger til Halfdan B komplekset.Gassen fra Sif/Igor føres via HBA platformen direkte til Tyra Vest, mens gassen fraHalfdan D sendes til Dan for ilandføring via Tyra Øst eller til Tyra Vest for videreeksport til Holland via NOGAT rørledningen.
44 m (Sif), 45 m (Igor)40 km� (Sif)109 km� (Igor)Reservoirdybde:2.030 mReservoirbjergart: KalkstenGeologisk alder:Danien
Bilag B
119
HARALD FELTET
Platform
LulitaTop Mellem Jura
OliebrøndGasbrøndLukket brøndBrøndsporForkastning
03012
(Tilladelse 1/90)(Tilladelse 7/86)Lulita-20501100012
02012
01012
0901108011
Lulita feltafgrænsning
rgerkNomaanD
Harald feltafgrænsning(Eneretsbevillingen)
Lulita-1XC
Harald VestTop Mellem Jura200
V. Lulu-30012000
12
120
11500
Harald
V. Lulu-10092
115
00
00
12200
9100
120
HWA-8B11500
HWA-7A
0090
Lulu-10001211700
HEA-3E9100
V.Lulu-21250012312300
05012
12500
1200011400
00115
0900
0900
9200
9100
00
Harald / Lulita6Antal aktive brøndeProduktionsbrønde4
05012
HEA-60930
9100
Lulu-2
Harald feltetLulita feltetDybdekort i ft012 km
Harald ØstTop Kalk
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser4,03 mia. kr.
A
B
2
0
1996
2000
2005
2009
120
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:Gasprod. brønde:
PR. 1.1.2010Lulu/Vest LuluBlok 5604/21 og 22EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS1980 (Lulu)1983 (Vest Lulu)19972 (Harald Øst)2 (Harald Vest)64 m56 km�2.700 m (Harald Øst) og3.650 m (Harald Vest)Kalksten (Harald Øst)Sandsten (Harald Vest)Danien/Øvre Kridt(Harald Øst) og MellemJura (Harald Vest)

GEOLOGISK KARAKTERISTIK, HARALD FELTET

Harald 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.

PRODUKTIONSSTRATEGI

Både 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.

ANLÆG

Harald 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 gasrørledning, som fører gassen fra Syd Arnefeltet til Nybro. Normalt eksporteres der ikke gas fra Harald til Syd Arne rørledningen.På Harald feltet er der indkvartering for 16 personer.Se mere information under Lulita feltet, der anvender Harald A platformen som vært.
Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:7,81 mio. m�Gas:20,70 mia. Nm�Vand:0,37 mio. m�
4
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
3
2
1
01996
2000
2005
2009
RESERVEROlie og kondensat: 0,5 mio. m�Gas:3,2 mia. Nm�
Produceret20,7 mia. Nm31997 til 2010
Reserver3,2 mia. Nm3
Bilag B
121
KRAKA FELTET
Platform
Kraka feltafgrænsning
OliebrøndLukket brøndBrøndspor
Dan feltafgrænsning
6300
A-10C6000
A-5H IA-4H
A-4PA-2A-1
A-5HA-10P
A-8 I0060
Kraka
A-6A-3A-6 IIA-6 I
A-9
6300
A-6A0065
A-7C
Kraka feltetTop KalkDybdekort i ft012 km
DanFDFAFBFCFFFEE2
UDBYGNING OG INVESTERINGDanCA Bm3k13
Akk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser1,62 mia. kr.
km
D
1086
Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
FG9 km
Regnar
km
4201995200020052009
Kraka
122
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010AnneBlok 5505/17EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19661991

GEOLOGISK KARAKTERISTIK, KRAKA FELTET

Strukturen 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.

PRODUKTIONSSTRATEGI

Kraka 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.

ANLÆG

Kraka feltet er udbygget som satellit til Dan feltet med en ubemandet indvindings-platform uden helidæk. Produktionen sendes til behandling på Dan F og videretransport derfra. 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 2010Olie:4,93 mio. m�Gas:1,39 mia. Nm�Vand:5,19 mio. m�
1,0
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
0,8
0,6
0,4
0,2
01995200020052009
RESERVEROlie:Gas:1,2 mio. m�0,3 mia. Nm�
Produceret4,9 mio. m3
Reserver1,2 mio. m3
1991 til 2010
Bilag B
123
LULITA FELTET
Platform
LulitaTop Mellem Jura
OliebrøndGasbrøndLukket brøndBrøndsporForkastning
03012
(Tilladelse 1/90)(Tilladelse 7/86)Lulita-20501100012
02012
01012
0901108011
Lulita feltafgrænsning
rgerkNomaanD
Harald feltafgrænsning(Eneretsbevillingen)
Lulita-1XC
Harald VestTop Mellem Jura200
V. Lulu-30012000
12
120
11500
Harald
V. Lulu-10092
115
00
00
12200
9100
120
HWA-8B11500
HWA-7A
0090
Lulu-10001211700
HEA-3E9100
V.Lulu-21250012312300
05012
12500
1200011400
00115
0900
0900
9200
9100
00
Harald / Lulita54Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
05012
HEA-60930
9100
Lulu-2
Harald feltetLulita feltetDybdekort i ft012 km
Harald ØstTop Kalk
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser0,10 mia. kr.
A3
B
210
1996
2000
2005
2009
124
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:
PR. 1.1.2010Blok 5604/18 og 22Eneretsbevillingen (50 pct.),7/86 (34,5 pct.) og1/90 (15,5 pct.)Mærsk Olie og Gas AS19921998

GEOLOGISK KARAKTERISTIK, LULITA FELTET

Lulita forekomsten findes i en strukturel, forkastningsbetinget fælde, hvor sandsten afMellem Jura alder udgør reservoiret. Forekomsten består af olie med en overliggendegaskappe.

PRODUKTIONSSTRATEGI

Indvindingen af olie og gas foregår ved naturlig dræning.

ANLÆG

Lulita 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:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:65 m4 km�3.525 mSandstenMellem Jura
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:0,90 mio. m�Gas:0,58 mia. Nm�Vand:0,45 mio. m�
0,3
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
0,2
0,1
0
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:0,2 mio. m�0,2 mia. Nm�
Produceret0,9 mio. m31998 til 2010
Reserver0,2 mio. m3
Bilag B
125