Det Energipolitiske Udvalg 2009-10
EPU Alm.del Bilag 303
Offentligt
NINI FELTET
PlatformOliebrøndLukket brøndVandinjektorBrøndsporBoret i 20091680
NB-11660
NINI-51650
NINI-3NB-3NINI-5BNB-2NINI-5A8016
1670
Nini B
rNo
gemar
k0170
nDa
1710
niNi
ltafe
fg
ræ
nns
ing7016
NA-6C
80161690
172
1680
0
NA-4B16901690
0017
3017
4017
1750
0176
1770
2017
NA-7DNini A1700
161760
90
7016
1650
177
0
5016
NA-5NA-3B1760
NA-10NA-8171017301750
1660
NA-1
NA-9CNA-2B0017
1710
1710
Nini feltetTop Palæogene reservoirerDybdekort i meter012 km
0177
1780
UDBYGNING OG INVESTERINGNini BNini ASirikm
Akk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser4,77 mia. kr.
7 km
10
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
32
Cecilie13km
SCA
9 km
SCB-2SCB-1
5
0
2001
2005
2009
126
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Blok 5605/10 og 144/95DONG E&P A/S20002003
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, NINI FELTETNini forekomsten er defineret ved en kombination af en strukturel og en stratigrafiskfælde i forbindelse med opskydning af en salthorst. Reservoiret udgøres af sand aflej-ret i Siri kanalen. Feltet omfatter flere mere eller mindre afgrænsede forekomster.PRODUKTIONSSTRATEGIProduktionsstrategien er baseret på trykvedligeholdelse ved injektion af vand. Gassenfra Nini feltet injiceres i Siri feltet.ANLÆGNini (NA) og Nini Øst (NB) er udbygget som satellitter til Siri feltet og består at toubemandede indvindingsplatforme, der begge har helidæk. Nini Øst platformen blevinstalleret i 2009 og produktionen herfra blev påbegyndt i 2010.Produktionen fra Nini Øst sendes ubehandlet gennem en 8” flerfaserørledning tilNini, hvorfra den samlede produktion fra både Nini Øst og Nini sendes videre til Siriplatformen gennem en 14” flerfaserørledning. På Siri platformen behandles produk-tionen inden den eksporteres via tankskib. Injektionsvand og løftegas til Nini og NiniØst leveres fra Siri via Nini platformen. Injektionsvandet transporteres i en 10” rørled-ning, mens løftegassen leveres gennem en 4” rørledning.Den gamle 10” vandinjektionsrørledning fra Siri (SCA) til Nini (NA) er erstattet af enny i 2009, hvor den samtidigt blev suppleret med forbindelse videre til Nini Øst (NB).
Produktionsbrønde: 8Vandinjek. brønde: 5Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:60 m45 km�1.700 mSandstenEocæn/Paleocæn
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:3,71 mio. m�Gas:0,27 mia. Nm�Vand:3,42 mio. m�
2
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1
0
2001
2005
2009
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Vand:4,21 mio. m�
2
Vand, mio. m�
1
0
2001
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:3,4 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret3,7 mio. m32003 til 2010
Reserver3,4 mio. m3
Bilag B
127
REGNAR FELTET
UndervandsinstallationOliebrøndLukket brøndForkastning6500
6000
5500
0600
Regnar-35500
5600
Nils-1Regnar
Nils-2
0600
6500
Regnar feltetTop KalkDybdekort i ft00,51 km
DanFDFAFBFCFFFEE2
UDBYGNING OG INVESTERINGDanC
Akk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser0,27 mia. kr.
m3k
km
2A BD
Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
FG9 km
Regnar
1
13km
Kraka
0
1995
2000
2005
2009
128
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010NilsBlok 5505/17EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19791993
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, REGNAR FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst.Reservoiret er stærkt opsprækket.PRODUKTIONSSTRATEGIRegnar produceres fra en lodret brønd placeret på toppen af strukturen. Olienfortrænges mod produktionsbrønden af indstrømmende vand fra den underliggendevandzone. Målet for indvindingen er at fortrænge og producere mest mulig af olien fraden tætte del af formationen.Regnar har ikke produceret siden 2006 og er midlertidigt lukket på grund af udstyrs-problemer.ANLÆGRegnar feltet er udbygget som satellit til Dan feltet, og indvinding foregår fra enundervandsinstallation. Produktionen føres via en flerfaserørledning til Dan F forbehandling og videretransport.Overvågning og kontrol af brøndinstallationen foregår ved fjernstyring fra Dan FC.
Produktionsbrønde: 1Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:45 m34 km�1.700 mKalkstenØvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:0,93 mio. m�Gas:0,06 mia. Nm�Vand:4,06 mio. m�
0,80,60,40,20
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1995
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:0,0 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret0,9 mio. m31993 til 2010
Reserver0,0 mio. m3
Bilag B
129
ROAR FELTET
Platform68006700
GasbrøndLukket brøndBrøndspor
Roar feltafgrænsning
Roar-3C
68
00
676500
00
H-1X6800
gTyra feltafgrænsnin
Roar
6600
Roar-5XA
Roar-2, 2A
660000670068
71
00
Roar-1Roar-7B
6900
ValdemarABAAkm19
7000
Roar feltetTop KalkDybdekort i ft012 km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser0,68 mia. kr.20km
BA
Tyra ØstAEBD
6
Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
7
Roarkm11 kmF
Tyra Vest
3
kmm3kC
4
11km
ABEC
2
D
m3k
Tyra Sydøst
0
1996
2000
2005
2009
130
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:Gasprod. brønde:Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:
PR. 1.1.2010BentBlok 5504/7EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19681996446 m84 km�2.025 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, ROAR FELTETStrukturen er fremkommet ved en svag ophvælvning af kalklagene. Forekomstenbestår af en kondensatholdig gas. Reservoiret er kun opsprækket i mindre grad.PRODUKTIONSSTRATEGIRoar feltet produceres ved at lade gassen ekspandere. Tilrettelæggelse af produk-tionen fra Roar feltet er underlagt hensynet om optimeret produktion af flydendekulbrinter på Tyra feltet ved at maksimere aftrækket fra de øvrige gasfelter og dervedminimere gasaftrækket fra Tyra.ANLÆGRoar er udbygget som satellit til Tyra feltet med en ubemandet indvindingsplatformaf STAR typen uden helidæk. Produktionen sendes efter separation i en gas- og envæskefase i to rørledninger til Tyra Øst for behandling og ilandføring. Roar platformenforsynes med kemikalier gennem en rørledning fra Tyra Øst.
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:2,57 mio. m�Gas:14,50 mia. Nm�Vand:5,52 mio. m�
2,52,01,51,00,501996
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:0,1 mio. m�1,1 mia. Nm�
Produceret14,5 mia. Nm3
Reserver1,1 mia. Nm3
1996 til 2010
Bilag B
131
ROLF FELTET
PlatformOliebrøndLukket brøndBrøndspor80007000
8000
132
karnmndDalaskTyRolf-6DRolf0060
M. Rosa-2Rolf-3Rolf-5Rolf-6PRolf-4
Rolf-3A
M. Rosa-18000
M. Rosa Fl.
0090
Rolf feltetTop KalkDybdekort i ft00,51 km
Rolf17km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser1,16 mia. kr.
DagmarGormAFB
6E
Antal aktive brønde
Produktionsbrønde4
Bilag B
9km
C
D11
Skjoldkm
CA
B
2
12
km
0
1986
1990
1995
2000
2005
2009
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Midt RosaBlok 5504/14 og 15EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19811986
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, ROLF FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst.Reservoiret er stærkt opsprækket.PRODUKTIONSSTRATEGIRolf produceres via to brønde placeret på toppen af strukturen. Olien fortrænges modde producerende brønde af indstrømmende vand fra den underliggende vandzone.Den naturlige vandindstrømning fra vandzonen svarer til det volumen, som fjernesved produktionen centralt på strukturen.ANLÆGRolf feltet er udbygget som satellit til Gorm feltet med en ubemandet indvindings-platform med helidæk. Produktionen føres ubehandlet til Gorm C platformen, hvorbehandling af produktionen finder sted. Rolf feltet forsynes endvidere med elektrici-tet og løftegas fra Gorm.
Produktionsbrønde: 2Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:34 m22 km�1.800 mKalkstenDanien, og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:4,37 mio. m�Gas:0,18 mia. Nm�Vand:6,57 mio. m�
1,00,80,60,40,20
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1990
1995
2000
2005 2009
RESERVEROlie:Gas:0,5 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret4,4 mio. m3
Reserver0,5 mio. m3
1986 til 2010
Bilag B
133
SIRI FELTET
PlatformUndervandsinstallationOliebrøndGas- og vandinjektorLukket brøndBrøndspor
SCB-2
Siri feltafgrænsning
0020
SCB-2SCA-5ASiri-3Siri-3ASCB-13020
SCB-1X
SCA-5
20
70
Siri NordTop Heimdal Sandsten
Stine segment 1Top Hermod Sandsten
SCA-4Siri-2SCA-22060
6020
SCA-8
4020
SCA-7C4020
Siri-4Siri-1SCA3020
SCA-10SCA-3C
SCA-6ASiri-5
2060
Stine segment 2Top Hermod Sandsten
SCA-3ASCA-1B6020
SCA-12C
Siri CentralTop Heimdal Sandsten
SCA-11A
Siri feltetDybdekort i meter012 km
UDBYGNING OG INVESTERINGNini BNini A20Antal aktive brønde
Akk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser6,41 mia. kr.
Sirikm
7 km
InjektionsbrøndeProduktionsbrønde10
32
Cecilie13km
SCA
9 km
SCB-2SCB-1
0
1996
2000
2005
2009
134
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Blok 5604/206/95DONG E&P A/S19951999(Siri Central)(Stine segment 1)(Stine segment 2)(Siri Central)(Stine segment 1)(Stine segment 2)
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, SIRI FELTETSiri forekomsten findes i en strukturel fælde, hvor sandsten af Paleocæn alder udgørreservoiret. Forekomsten indeholder olie med et relativt lavt indhold af gas.PRODUKTIONSSTRATEGIDer indvindes fra Siri Central samt fra de nærliggende forekomster, Stine segment 1og 2. Indvindingen fra Siri Central er baseret på produktion af olie under trykvedlige-holdelse ved hjælp af injektion af vand og gas. I Siri feltet injiceres desuden gas fraCecilie og Nini felterne.Indvinding fra Stine segment 1 foregår med trykvedligeholdelse ved hjælp af vand-injektion. Indvinding fra Stine segment 2 har frem til 2006 foregået ved naturligdræning, men i 2006 er der påbegyndt vandinjektion.ANLÆGSiri og Stine segment 2 (SCA) er udbygget med en kombineret brøndhoved-, behand-lings- og beboelsesplatform.Behandlingsanlægget består af et separationsanlæg for produktionen samt et behand-lingsanlæg for produktionsvandet. Desuden er der udstyr til samtidig injektion af gasog vand.Stine segment 1 (SCB) er udbygget som satellit til Siri platformen og består af toundervandsinstallationer med en produktionsbrønd og en injektionsbrønd.Produktionen fra SCB føres til SCA platformen for behandling. Injektionsvand ogløftegas til satellitinstallationerne på SCB, Nini, Nini Øst og Cecilie leveres fra SCAplatformen. Vandinjektionsrørledningen til Nini blev fornyet i 2009 og suppleret medforbindelse videre til Nini Øst. Injektionsvandet til SCB leveres gennem en afgreningpå denne rørledning.Den producerede olie føres til en lagertank på havbunden. Tanken har en kapacitet på50.000 m�. Herfra eksporteres olien via en lastebøje til et tankskib.På Siri er der indkvartering til 60 personer.
Produktionsbrønde: 611Vand/gasinjek.brønde:211Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:
60 m63 km�2.060 mSandstenPaleocæn
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:11,31 mio. m�Gas:1,16 mia. Nm�Vand:23,22 mio. m�5432101996200020052009
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Gas:1,05 mia. Nm�Vand:30,31 mio. m�
5432101996
Vand, mio. m�
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:1,8 mio. m�0,0 mia. Nm�
Produceret11,3 mio. m3
Reserver1,8 mio. m3
1999 til 2010
Bilag B
135
SKJOLD FELTET
PlatformOliebrøndVandinjektorLukket brønd
Skjold Flanke-1
BrøndsporHalfdan feltafgrænsning
0065
Skjold-30BSkjold-10 Skjold-25Skjold-19Skjold-5A Skjold-21ASkjold-140600
Skjold feltafgrænsning
Skjold-29F
Skjold-20Skjold-16Skjold-13CSkjold-11ASkjold-28FSkjold-12Skjold-8Skjold-7BSkjold-20055
Skjold-17CSkjold-24ASkjold-26SkSkjold-32Ajold-3100600065
Ruth-1Skjold-4A
M. Rosa Fl.
Skjold-15BSkjold-23GSkjold600065000055
Skjold-3Skjold-22ASkjold-18ASkjold-3ASkjold-27B
Skjold feltetTop KalkDybdekort i ft00,51 km
Rolf17km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser5,78 mia. kr.
DagmarGormAFB
30E
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
209kmCD11
Skjoldkm
CA
B
10
12
km
0
1981
1985
1990
1995
2000
2005
2009
136
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010RuthBlok 5504/16EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19771982
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, SKJOLD FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en salthorst.Reservoiret er gennemsat af talrige, mindre forkastninger centralt på strukturen. Påstrukturens flanker er reservoiret mindre opsprækket. Reservoiret har vist usædvanligtgode produktionsegenskaber.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af olie fra Skjold foregår ved vedligeholdelse af reservoirtrykket vedinjektion af vand. Olien produceres overvejende fra vandrette brønde på reservoiretsflanker, hvor produktions- og injektionsbrønde ligger skiftevis i et radialt mønster.ANLÆGSkjold feltet er, som satellit til Gorm feltet, udstyret med to indvindingsplatformeSkjold A og B samt en beboelsesplatform Skjold C. Der er intet behandlingsanlægpå Skjold feltet. Produktionen sendes til Gorm F platformen for behandling. Gormanlæggene forsyner Skjold med injektionsvand og løftegas. Reinjektion af produceretvand benyttes.På Skjold C er der indkvartering for 16 personer.
Produktionsbrønde: 19Vandinjek.brønde: 9Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:40 m33 km�1.600 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:42,48 mio. m�Gas:3,46 mia. Nm�Vand:54,89 mio. m�
86420
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1985
1990
1995
2000
2005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Vand:107,47 mio. m�
86420
Vand, mio. m�
1985
1990
1995
2000
2005
RESERVEROlie:Gas:7,6 mio. m�0,4 mia. Nm�
Produceret42,5 mio. m3
Reserver7,6 mio. m3
1982 til 2010
Bilag B
137
SVEND FELTET
Platform11000080100000010096001400900084
OliebrøndLukket brøndBrøndsporForkastning
Svend-6X
0080
Svend-3D
Svend-2XA
T-1
Svend-4
0080
0Svendfeltafgrænsning
10
9000
T-3Svend
00
T-2(Otto-1)90
Svend-1D1000010200
88009000
8200
0010000
Svend feltetTop KalkDybdekort i ft012 km
10200
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser1,26 mia. kr.
Svend6Antal aktive brøndeProduktionsbrønde4
2
0
1996
2000
2005
2009
138
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Nord Arne/OttoBlok 5604/25EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS1975 (Nord Arne)1982 (Otto)
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, SVEND FELTETStrukturen er fremkommet ved opskydning af kalklagene over en todelt salthorst.Dette har forårsaget opsprækning af reservoirkalken og en større nord-sydgåendeforkastning, der opdeler feltet i en vestlig og en østlig blok. Derudover er den sydligedel af Svend feltet beliggende ca. 250 m dybere end den nordlige del. Reservoiret i dennordlige del har vist usædvanligt gode produktionsegenskaber.PRODUKTIONSSTRATEGIOlieproduktionen maksimeres ved naturlig dræning over oliens boblepunkt samtidigmed, at brøndenes produktionstid maksimeres.ANLÆGSvend feltet er udbygget som satellit til Tyra feltet med en ubemandet indvindings-platform uden helidæk. Produktionen sendes til Tyra Øst for behandling og iland-føring. Svend er tilsluttet 16” rørledningen fra Harald til Tyra Øst.
Produktionsbrønde: 4Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:65 m48 km�2.500 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:6,77 mio. m�Gas:0,78 mia. Nm�Vand:12,18 mio. m�
2,01,51,00,50
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1996
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:1,0 mio. m�0,1 mia. Nm�
Produceret6,8 mio. m3
Reserver1 mio. m3
1996 til 2010
Bilag B
139
SYD ARNE FELTET
Rigs-3BgninnsgrætaffelrnedASy
PlatformPlatformOliebrøndOliebrøndVandinjektorVandinjektorLukket brøndLukket brøndBrøndsporBrøndspor
Rigs-3C
Rigs-3
5C6C-1SA--2SASA
3050
-14SA
Rigs-3A
28
2900
2950
3000
50
22As--1SARig
A-4SAB-850A--1SASSA-3A16ASA-1-1SASASA-1C
Modi-1
,B
3000
Rigs-2
Ri
gs
-1
Syd Arne29
29
50
00
Katherine-1
502808205027
2950
30
8-1SA
00
-1SA9CI-1X
Katherine-1A
SA-7
Katherine-1BSA-17
SA-13
Syd Arne feltetTop KalkDybdekort i meter
280000290259
SA-9Baron-201
Syd Arne20Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProduktionsbrønde
3000
2 km
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser11,04 mia. kr.
10
0
1996
2000
2005
2009
140
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Blok 5604/29 og 307/89Hess Denmark ApS19691999
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, SYD ARNE FELTETSyd Arne strukturen er fremkommet ved en kraftig ophvælvning af kalklagene, hvilkethar forårsaget opsprækning af kalken. Strukturen indeholder olie med et forholdsvisthøjt indhold af gas.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af kulbrinter foregår med trykstøtte ved injektion af vand.ANLÆGFeltet er udbygget med en kombineret brøndhoved-, behandlings- og beboelsesplat-form.Procesanlægget består af et separationsanlæg for produktionen samt et behandlings-anlæg for gassen. Desuden er der installeret et behandlingsanlæg for injektionsvandet,inden det injiceres. En del af produktionsvandet injiceres, mens resten udledes tilhavet efter rensning.Den producerede olie føres til en lagertank på havbunden. Tanken har en kapacitet påca. 87.000 m�. Olie eksporteres via tankskib. Gassen føres gennem en gasrørledning tilNybro på den jyske vestkyst.På Syd Arne er der indkvartering for 57 personer.
Produktionsbrønde: 12Vandinjek.brønde: 7Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:60 m93 km�2.800 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:20,09 mio. m�Gas:4,92 mia. Nm�Vand:12,53 mio. m�
65432101996
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
2000
2005
2009
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Gas:4,20 mia. Nm�Vand:40,14 mio. m�
65432101996
Vand, mio. m�
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:10,5 mio. m�1,9 mia. Nm�
Produceret20,1 mio. m3
Reserver10,5 mio. m3
1999 til 2010
Bilag B
141
TYRA FELTET
TEB-19D0670
PlatformGasbrønd650
TWC-18B6600
TWB-3ATEB-4TEB-11TEB-7A64
0
65
00
E-3X
TEB-13A0065
Oliebrønd med gasGasinjektorLukket brøndBrøndspor
TWB-7TWC-24A6400
TWB-5TEC-5ATEB-12A
TEB-9TEB-8
TEC-9TWB-8TWB-4TEC-2 TEC-1Tyra-E00TEB-5TEC-8 TEC-1164TEC-3ATWC-17TEC-12ATEC-4BE-4XTyra-WTWC-9TWB-12TWB-2TWC-5TEC - 10TEC-7 TEB-6ATWC -8TWC-6TEB-2TWC-7TWB-3TWC-20BTWC-2TWC-1TEB-3ATWC-13TWB-9BTWB-6TWBTEB-16BTWCTWC-3-100-1165TWC-4TWB-22BTWC-10TWB-10DTWC-12TWB-11ATWC-16ATWC-23TWC-22CTEB-17B6600
00
TEC-6
Forkastning
TEB-1
TEB-14A
TWC-21A TEBTWC-14A -18B
Tyra feltafgrænsningTyra Sydøstfeltafgrænsning
TEB-21
670
0
TWC-15DE-7X
TEB-20TEB-156800
TEB-24C
Tyra feltetTop KalkDybdekort i ft012 km
ValdemarABAAkm19
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser31,73 mia. kr.20km
BA
Tyra ØstAEBD
706050403020
Antal aktive brøndeInjektionsbrøndeProd/Injekt brøndeProduktionsbrønde
7
Roarkm11 kmF
Tyra Vest
3
kmm3kC
11km
ABEC
D
m3k
1001981198519901995200020052009
Tyra Sydøst
142
Bilag B
FELT DATATidligere navn:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010CoraBlok 5504/11 og 12EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS19681984
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, TYRA FELTETStrukturen er fremkommet ved en svag ophvælvning af kalklagene. Forekomstenbestår af kondensatholdig, fri gas med en tynd underliggende oliezone. Reservoiret erkun svagt opsprækket.PRODUKTIONSSTRATEGITyra feltet anvendes som svingproducent for gasproduktionen. Det vil sige, at gasfra andre felter kan injiceres i Tyra feltet i perioder med lavt gasforbrug og dermedlavt salg af gas, f.eks. om sommeren. Når efterspørgslen på gas stiger, produceres deninjicerede gas igen fra Tyra feltet. Den injicerede tørre gas medvirker til at forsinketryktabet i feltets gaskappe, hvorved olieindvindingen fra Tyra feltet optimeres.Anvendelsen af Tyra feltet som svingproducent støtter således, at forholdene for ind-vinding af kondensat og olie ikke forringes gennem en for tidlig sænkning af reservoir-trykket. En øget produktion af gas fra DUC’s øvrige felter, herunder specielt gasfelt-erne Harald og Roar, optimerer derfor indvinding af flydende kulbrinter på Tyra.ANLÆGTyra feltet er udbygget med to platformskomplekser, Tyra Vest (TW) og Tyra Øst (TE).Tyra Vest består af to indvindingsplatforme TWB og TWC, en behandlings- og ind-kvarteringsplatform TWA, en afbrændingsplatform TWD samt et bromodul placeretved TWB og understøttet af et firbenet understel TWE.Procesanlægget på Tyra Vest anvendes til en forbehandling af olie- og kondensat-produktionen fra brøndene på Tyra Vest. Her er der endvidere installeret gasbehand-lingsanlæg og anlæg til injektion og/eller eksport af gas samt behandlingsanlæg forproduceret vand. På Tyra Vest modtages en del af gasproduktionen fra Halfdan ogValdemar.Tyra Øst består af to indvindingsplatforme TEB og TEC, en behandlings- og indkvarte-ringsplatform TEA, en afbrændingsplatform TED samt en stigrørsplatform TEE med ettilknyttet bromodul understøttet af en STAR søjlekonstruktion TEF.På Tyra Øst modtages produktion fra satellitfelterne Valdemar, Roar, Svend, TyraSydøst og Harald/Lulita, samt gasproduktionen fra Gorm, Dan og dele af Halfdan D.Tyra Øst procesanlægget omfatter anlæg til færdigbehandling af gas, olie/kondensatog vand. Produktionsvandet fra det samlede Tyra felt udledes til havet efter rensning.De to platformskomplekser på Tyra feltet er indbyrdes forbundet med rørledningerfor at skabe den højest mulige fleksibilitet og forsyningssikkerhed. Olie- og konden-satproduktionen fra Tyra feltet og tilhørende satellitfelter ilandføres via Gorm E.Størstedelen af gasproduktionen ilandføres fra TEE på Tyra Øst og resten eksporteresfra TWE på Tyra Vest til NOGAT ledningen.På Tyra Øst er der indkvartering til 96 personer, mens der på Tyra Vest er indkvarte-ring til 80 personer.
Gasprod. brønde:22Olie/Gasprod. brønde: 28Prod./Injek. brønde: 18Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:37-40 m177 km�2.000 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
PRODUKTIONAkk. produktionOlie:Gas:Vand:543210pr. 1. januar 201025,18 mio. m�86,60 mia. Nm�43,32 mio. m�
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
1985
1990
1995
2000
2005
INJEKTIONAkk. injektion pr. 1. januar 2010Gas:36,33 mia. Nm�
543210
Gas, mia. Nm�
1985
1990
1995
2000
2005
RESERVER*Olie:Gas:9,6 mio. m�25,1 mia. Nm�
Produceret57,5 mia. Nm3
Reserver25,1 mia. Nm3
1984 til 2010
*) Figuren viser Tyra og Tyra SØ samlet.
Bilag B
143
TYRA SYDØST FELTET
E-1XTyra feltafgrænsning
PlatformOliebrøndGasbrøndLukket brøndBrøndsporBoret i 2009Tyra Sydøst feltafgrænsning
Tyra EE-4X
680
6600
TSEA-5F670
0
TSEA-3DTSEA-6AE-7X
TSEA-7B
0
E-5XBE-6XATSEA-1TSEA-5ATSEA-4GE-9XBTSEA-3B6700
TSEA-2C
TSEA-4
TSEA6800
E-8X
7100
7000
Tyra Sydøst feltet6900
Top KalkTSEA-3ADybdekort i ft012 km
Gorm feltafgrænsning
ValdemarABAAkm19
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser2,23 mia. kr.20km
BA
Tyra ØstAEBD
1086
Antal aktive brønde
7
Roarkm11 kmF
Produktionsbrønde
Tyra Vest
3
kmm3kC
11km
420
ABEC
D
m3k
Tyra Sydøst
2001
2005
2009
144
Bilag B
FELT DATABeliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:Olieprod. brønde:Gasprod. brønde:Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:
PR. 1.1.2010Blok 5504/12EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS199120022538 m142 km�2.050 mKalkstenDanien og Øvre Kridt
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, TYRA SYDØST FELTETTyra Sydøst strukturen er fremkommet ved en svag ophvælvning af Øvre Kridt kalk-lagene. Strukturen er opdelt i to blokke adskilt af en NØ-SV gående forkastningszone.Strukturen er en del af den større ophvælvningszone, som også omfatter Roar, Tyra ogdele af Halfdan feltet.Tyra Sydøst feltet indeholder fri gas med en underliggende oliezone i den sydøstligedel.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af olie og gas foregår med naturlig dræning.ANLÆGTyra Sydøst feltet er udbygget som satellit til Tyra feltet med en ubemandet platform.Produktionen sendes efter separation i en gas- og en væskefase til Tyra Øst forbehandling.
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:3,65 mio. m�Gas:7,25 mia. Nm�Vand:4,11 mio. m�
1,5
Olie, mio. m�Gas, mia. Nm�Vand, mio. m�
1,0
0,5
0
2001
2005
2009
RESERVER*Olie:Gas:9,6 mio. m�25,1 mia. Nm�
Produceret57,5 mia. Nm3
Reserver25,1 mia. Nm3
1984 til 2010
*) Figuren viser Tyra og Tyra SØ samlet.
Bilag B
145
VALDEMAR FELTET
gValdemar feltafgrænsnin
PlatformOliebrøndGasbrøndLukket brønd
8500
8000
Valdemar-8E7500
Valdemar-8EValdemar-1
Brøndspor i Øvre KridtBrøndspor i Nedre Kridt
eVald
VAB-7
mar-1
m
ar-2
ar-emaldV
7500
4
VABN. Jens 1,2Valdemar-3P
8000
Val
de
8500
0072
VAB-3A
Valdemar-6
VAB-1E
VAB-4C
VAB-6
VAB-8
ValdemarABAAkm19
90008500
Valdemar-7DValdemar-5D
Valdemar-3AVBA800
Bo-17500
0
Roar feltafgrænsning
Bo-2X
Valdemar feltetVBA-3B
7500
VBA-5VBA-7
Nedre KridtDybdekort i ft00,51 km
VBA-8XAVBA-1D
VBA-2B
0080
VBA-4A
UDBYGNING OG INVESTERINGAkk. investeringer pr. 1. januar 20102009-priser6,44 mia. kr.20km
BA
Tyra ØstAEBD
20181614121086420
Antal aktive brøndeProduktionsbrønde
7
Roarkm11 kmF
Tyra Vest
3
kmm3kC
11km
ABEC
D
m3k
Tyra Sydøst
1991
1995
2000
2005
2009
146
Bilag B
FELT DATATidligere navne:Beliggenhed:Tilladelse:Operatør:Fundet år:I drift år:
PR. 1.1.2010Bo/Nord JensBlok 5504/7 og 11EneretsbevillingenMærsk Olie og Gas AS1977 (Bo)1985 (Nord Jens)1993 (Nord Jens)2007 (Bo)17238 m110 km�2.000 m (Øvre Kridt)2.600 m (Nedre Kridt)KalkstenDanien, Øvre ogNedre Kridt
GEOLOGISK KARAKTERISTIK, VALDEMAR FELTETValdemar feltet består af en nordlig beliggende del kaldet Nord Jens og en sydligbeliggende del kaldet Bo. Strukturerne er fremkommet ved ophvælvning af kalklagene.Valdemar feltet består af flere adskilte forekomster. Der er påvist olie og gas i lag afDanien/Øvre Kridt alder, samt påvist betydelige oliemængder i kalkstenslag af NedreKridt alder. De meget lavpermeable lag i Nedre Kridt udviser meget vanskelige pro-duktionsegenskaber i visse dele af Valdemar feltet, mens reservoirlagene i Bo områdethar vist sig, at have bedre produktionsegenskaber. Reservoirkvaliteten i de øvre kalk-stensreservoirer er sammenlignelige med andre danske felter som Gorm og Tyra.Reservoirerne af både Øvre og Nedre Kridt alder er udbyggede i både Bo og Nord Jensområderne.PRODUKTIONSSTRATEGIIndvindingen af olie foregår med naturlig dræning. Udviklingen af indvindingsteknik-ken med lange vandrette brønde med sandfyldte, kunstige sprækker har gjort detmuligt at indvinde olie kommercielt fra Nedre Kridt. Desuden foregår der indvindingfra Danien/Øvre Kridt.ANLÆGNord Jens området i Valdemar feltet er udbygget som satellit til Tyra feltet med tobroforbundne, ubemandede indvindingsplatforme, Valdemar AA og AB uden helidæk.På Valdemar AB platformen separeres produktionen. Væskeproduktionen sendes tilTyra Øst for behandling og ilandføring, mens gassen føres til Tyra Vest. Valdemar AA/AB komplekset forsynes med kemikalier fra Tyra Øst og med elektricitet fra Tyra Vest.Bo området i Valdemar feltet er udbygget med en ubemandet indvindingsplatform,Valdemar BA uden helidæk. Produktionen herfra føres i en 16” flerfaserørledning tilTyra Øst via Roar.
Olieprod. brønde:Gasprod. brønde:Vanddybde:Feltafgrænsning:Reservoirdybde:Reservoirbjergart:Geologisk alder:
PRODUKTIONAkk. produktion pr. 1. januar 2010Olie:7,01 mio. m�Gas:2,91 mia. Nm�Vand:5,67 mio. m�
2,0
Olie, mio. m�Vand, mio. m�
1,5
1,0
0,5
0
1995
2000
2005
2009
RESERVEROlie:Gas:11,1 mio. m�5,9 mia. Nm�
Produceret7 mio. m3
Reserver11,1 mio. m3
1993 til 2010
Bilag B
147
BILAG C
BILAG C: PRODUCEREDE MÆNGDER, RESERVER OG BETINGEDERESSOURCER PR. 1. JANUAR 2010OLIE, mio. m�ProduceretRessourcerLavReserverIgangværende og besluttet udbygningAddaAlmaBoje områdetCecilieDagmarDanEllyGormHalfdanHaraldKrakaLulitaNiniRegnarRoarRolfSiriSkjoldSvendSyd ArneTyra**ValdemarSandsynliggjort udbygning---1,01,098,8-58,046,27,84,90,93,70,92,64,411,342,56,820,128,87,0-0,10,20,90,2-7,10,22,833,80,30,402,3-0,10,21,33,00,59,12,23,9110,20,41,40,4-15,30,45,253,00,51,20,23,4-0,10,51,87,61,010,59,611,122Igangværende og besluttet udbygningAddaAlmaBoje områdetCecilieDagmarDanEllyGormHalfdanHaraldKrakaLulitaNiniRegnarRoarRolfSiriSkjoldSvendSyd ArneTyra**ValdemarSandsynliggjort udbygning---0,10,222,4-7,318,820,71,40,60,30,114,50,20,13,50,84,957,52,9-0,10,40,4--0,81,40,312,31,70,10--0,90-0,10,11,79,12,080,20,70,8--1,53,90,517,33,20,30,2--1,10-0,40,11,925,15,916001--04014300--10-00120514
GAS, mia. Nm�Nettoproduceret*RessourcerNettogas*LavForv.ReserverSalgsgas*Forv.
Forv.
Sum
347
146
Sum
156
79
64
Betingede ressourcerAfventende udbygningUafklaret udbygningAfvist udbygning---6125132411Afventende udbygningUafklaret udbygningAfvist udbygning---
Betingede ressourcer35379104710
Sum
48
Sum
26
21
TotalJanuar 2009
347331
194200
TotalJanuar 2009
156148
105107
85
*) Nettoproduktion: historisk produktion fratrukket injektionNettogas: fremtidig produktion fratrukket injektionSalgsgas: fremtidig produktion fratrukket injektion samt forbrug til brændstof og flaring**) Tyra Sydøst inkluderet
148
Bilag C
BILAG D: ØKONOMISKE NØGLETAL
Invest. ifeltudbygningmio.kr.⁵⁾19721973197419751976197719781979198019811982198319841985198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009*10593813937264713879561.6513.8843.5541.5981.9431.6519309281.1621.7692.3022.3353.3073.0844.1644.2603.7605.3813.5313.1134.0255.4757.3865.1043.9515.0076.5245.8797.050
Driftsomk.for feltermio.kr.�⁾2931576270851201431633205345441.2371.4241.4091.3801.4131.5991.6541.8981.8062.0472.1131.9042.0942.1402.0372.1182.8132.7563.1023.5223.2893.7604.7444.1295.4024.556
Efterforskningsomk.mio.kr.3028837611811417655782012575661.2111.3737476644243665929859834421512724705154066566729731.0367893405786005478201.245
RåolieprisUS$/tønde�⁾3,04,611,612,312,914,014,120,437,537,434,030,528,227,214,918,314,818,223,620,019,316,815,617,021,118,912,817,928,524,424,928,838,254,465,172,597,261,6
$-kurskr./US$
Inflationpct.�⁾6,79,315,39,69,011,110,09,612,311,710,16,96,34,73,74,04,54,82,62,42,11,22,02,12,12,21,82,52,92,42,42,11,21,81,91,73,41,3
Handelsbalance Statensoverskudindtægtermia.krmio.kr.⁴⁾-3,2-4,0-9,2-8,5-9,5-10,4-9,5-13,7-18,6-20,1-20,6-17,8-18,3-17,6-7,3-5,9-3,7-3,2-2,7-1,9-0,4-1,7-0,50,30,41,40,93,514,912,614,515,319,724,831,528,327,114,6
7,06,16,15,86,16,05,55,35,67,18,49,110,410,68,16,86,77,36,26,46,06,56,45,65,86,66,77,08,18,37,96,66,06,05,95,45,15,4
-11245211929362314015641.1921.3991.3285681.0242.0891.8891.9111.8112.0531.9802.4653.1713.1253.6308.6959.63410.1379.25517.09224.16331.49927.88536.15524.588
Løbende priser1) Inkl. transportomkostninger2) Brent råolie3) Forbrugerpriser, kilde: Danmarks Statistik4) Nettovaluta værdi - Overskud på handelsbalancen med olieprodukter og naturgas, kilde: Udenrigshandels statistik fra Danmarks Statistik5) Investeringer er inkl. rørledning til NOGAT pipeline*) Skøn
Bilag D
149
BILAG E: GÆLDENDE ØKONOMISKE VILKÅR
Eneretsbevillingen pr. 1/1-2004Selskabsskat25 pct.Kan fradrages i grundlaget forkulbrinteskatten.Kulbrinteskat52 pct.Fradrag på 5 pct. i 6 år(i alt 30 pct.) for investeringer.Overgangsregler for investeringerog uudnyttede underskud fra før1. januar 2004.ProduktionsafgiftNej
Tilladelser meddelt før 1/1-200425 pct.Kan fradrages i grundlaget forkulbrinteskatten.70 pct.Fradrag på 25 pct. i 10 år(i alt 250 pct.) for investeringer.
Tilladelser meddelt efter 1/1-200425 pct.Kan fradrages i grundlaget forkulbrinteskatten.52 pct.Fradrag på 5 pct. i 6 år(i alt 30 pct.) for investeringer.
2. runde tilladelser, betaler enproduktionsafhængig afgift:1.000 td/dag0-55 - 2020 -Sats2 pct.8 pct.16 pct.
Nej
Fradragsberettiget i selskabs- ogkulbrinteskattegrundlaget.Rørlednings-/dispensationsafgift5 pct. frem til 8. juli 2012,herefter afskaffes afgiften.Rørlednings-/dispensationsafgiftenkan modregnes i kulbrinteskattenog kan ikke fradrages i selskabs- ogkulbrinteskattegrundlaget.Statsdeltagelse20 pct. fra og med 9. juli 20125 pct.5 pct. frem til 8. juli 2012,herefter afskaffes afgiften.Rørlednings-/dispensationsafgiftenkan modregnes i kulbrinteskattenog kan ikke fradrages i selskabs- ogkulbrinteskattegrundlaget.20 pct.
Rørlednings-/dispensationsafgiftenkan fradrages i grundlaget forproduktionsafgift samt selskabs-og kulbrinteskattegrundlaget.20 pct.1., 2. og 3. runde: Statsdeltagelse”båret” i efterforskningsfasen.I udbygnings- og produktionsfasener den betalende andel afhængig afproduktionens størrelse.4. og 5. runde samt Åben Dør:Fuld betalende andel.
Overskudsdeling
Fra 1. januar 2004 til 8. juli 2012betales 20 pct. af den selskabs-skattepligtige indkomst før skatog før nettorenteudgifter.
Nej
Nej
150
Bilag E
BILAG F: GEOLOGISK TIDSSØJLE
Krono-stratigrafimio. årKvartær
Efterforskningsmål
Producerende olie og gasfelter,gaslagre, salt og geotermi
Kænozoikum
2,6
Neogen
23
Palæogen
PalæogenesandstenDanien ogØvre Kridtkalk
Siri, Nini, CecilieDagmar, Dan,Gorm, Halfdan,Kraka, Regnar,Rolf, Skjold, Svend,Syd Arne, Tyra,Tyra SØ, ValdemarHalfdan NØ, Harald (Øst),Roar, Tyra,Tyra SØ,Valdemar
65
Kridt
Nedre Kridtkalk og sandsten
Valdemar
146
Mesozoikum
Jura
JurassiskesandstenLulitaHarald (Vest)
200Triassiskesandsten
Thisted (geotermi)Stenlille (gaslager)Trias
Magretheholm (geotermi)
251Perm
ZechsteinkarbonatRotliegendessandsten
Dagmar
Lille Torup (gaslager)Mariager (salt)
299
Karbon
359
Palæozoikum
Devon
OliefeltGasfelt
416444
SilurGeotermisk varmeproduktionGaslagerOrdovicium
Saltindvinding
488Alun SkiferKambriumKulbrinte-efterforskningsmålGeotermi-efterforskningsmål
542
Bilag F
151
BILAG G1
Bilag G1: Dansk koncessionsområde - marts 20102010Bilag G1: Dansk koncessionsområde - marts9�12�15�58�58095810
3�
6�
58�
57105708Koncessions-ansøgning fraDevon EnergyNetherlands BV
5709
57�5711
57�570657073/07DONGE&P A/S
6� 15'
56105611560756081/09Danica Jutland ApS2/09
560656095612
5604
5605
56�
5603
Elko Energy A/S2/05
56�
5503
55045507550955085510
Koncessions-ansøgning fraDevon EnergyNetherlands BV
5505
DanicaJutland ApS2/07GMTExpl. Co.
5506
5511SchuepbachEnergy LLC4/09
5512
5514
5515
551655�
55�PGNiG1/05
551354091/07
5416541354115410541254145415
5408
Geo-Center-Nord GmbH
1/08
Danica Resources ApS
54�
Koncessioner tildelt 1962-2008
Koncessioner tildelt i 2009
Koncessionsansøgning i Åben Dør området
Åben Dør området
6� 15'6�
BILAG G2
Bilag G2: Dansk koncessionsområde -- marts 2010Bilag G2: Dansk koncessionsområdemarts 2010Det vestlige områdeDet vestlige område
5�4/95DONG
DONG 6/95
56� 30'
Koncessioner tildelt 1986-2006DONG7/86DONG16/98
DONG1/90
Koncession tildelt i 20094�DONG1/061/069/95FrejaSvendDONG3/09DONG C.G.PA Resources11/062/06Hess7/894/98HessDONG5/98DONGMærsk9/06DONG7/86MærskHaraldAltinex7/06
A.P. Møller - Mærsk, 1962 bevilling
56� 00'
56� 00'Wintershall4/06Wintershall5/06
4�Elly
Det Sammenhængende Område(D.S.O.)
Mærsk8/06
Rolf
D.S.O.
55� 30'6�12/06PA Resources
Wintershall
6/06
5�
OMREGNINGSFAKTORERReferencetryk og -temperatur for de nævnteenheder:
TEMP.Råoliem� (st)stbNaturgasm� (st)Nm�scf15�C60�F15�C0�C60�F
TRYK101,325 kPa14,73 psiaii101,325 kPa101,325 kPa14,73 psia
I oliebranchen benyttes jævnligt to typer enheder: SI enhederne, også kaldet demetriske enheder, og de såkaldte oil field units, der oprindelig kommer fra USA. Forde metriske enheder findes internationalt fastlagte definitioner, mens der kan væretraditionsbestemte forskelle på de oil field units, der anvendes i forskellige lande.For oil field units benyttes de forkortelser, som SPE (Society of Petroleum Engineers)anbefaler.Olie og naturgas angives i rumfang eller energiindhold. Da gassen og i nogen gradogså olien kan presses sammen, varierer rumfanget af en bestemt mængde med trykog temperatur. Rumfangsangivelser er derfor kun entydige, hvis tryk og temperaturoplyses.Sammensætningen og dermed brændværdien af råolie og naturgas varierer fra felttil felt. Sammensætningen af den danske råolie varierer lidt over tiden, og derfor eromregningsfaktorerne til ton (t) og gigajoule (GJ) tidsafhængige. Den nedre brænd-værdi er angivet.SI præfikserne m (milli), k (kilo), M (mega), G (giga), T (tera) og P (peta) står forhenholdsvis 10⁻�, 10�, 10⁶, 10⁹, 10�� og 10�⁵.I oil field units benyttes et lidt specielt præfiks: M (romertal 1.000). Én million stocktank barrels skrives 1 MMstb og én milliard standard cubic feet skrives 1 MMMscfeller 1 Bscf (amerikansk billion).
ii) Referencetrykket 14,73 psia benyttes blandt andeti Danmark og i enkelte stater i USA samt offshoreUSA.
Nogle enheders forkortelser:
kPapsiam�(st)Kilopascal. Trykenhed, hvor 100 kPa = 1 bar.Pound per square inch absolute; pund perkvadrattomme, absolut målt.Standardkubikmeter. Benyttes om naturgasog råolie ved en referencetilstand; her 15�Cog 101,325 kPa.Normalkubikmeter. Benyttes om naturgasved referencetilstanden 0�C og 101,325 kPa.standard cubic feet; standardkubikfod.Benyttes om naturgas ved en reference-tilstand; her 15�C og 101,325 kPa.Stock tank barrel; tønde ved reference-tilstanden 15�C og 101,325 kPa. Benyttesom olie.Blue barrel. I oliebranchens pionertid, hvorolien handledes i fysiske tønder, blev derhurtigt forskel på tøndernes størrelse. For atundgå forvirring malede Standard Oil derestønder med et fastsat rumfang blå.FRARåoliem� (st)m� (st)m� (st)NaturgasNm�Nm�Nm�Nm�m� (st)m� (st)m� (st)Rummålm�m�US gallonbblEnergit.o.e.GJcalFRADensitet�API�API
TILstbGJtscfGJt.o.e.kg ¶ molscfGJkg ¶ molbblft�in�US gallonGJBtuJTILkg/m�γ
GANG MED6,29336,55i0,86i37,23960,03946i942,49 ¶ 10⁻⁶i0,044615835,30140,03741i0,04229326,2898135,31467231*42*41,868*9478174,1868*KONVERTERING141.364,33/(�API+131,5)141,5/(�API+131,5)
Nm�scf
stb
bbl
kg ¶ mol kilogrammol; mængde af et stof, hvor masseni kg er lig med molekylvægten af stoffet.γBtut.o.e.inftgamma; relativ vægtfylde i forhold til vand.British Thermal Unit. Er ækvivalent medenhederne J (=Joule) og cal (=kalorie).ton olieækvivalent; enheden er internationaltdefineret ved: 1 t.o.e.=10 Gcal.inch; engelsk tomme. 1 inch=2,54 cm.feet; engelsk fod. 1fod=12 in=0,3048 m.
*) Eksakt værdi.i) Gennemsnitsværdi for de danske felter.
154
Omregningsfaktorer
Energistyrelsen blev oprettet i 1976 og er en styrelse under Klima- og Energiministeriet.Energistyrelsen beskæftiger sig nationalt og internationalt med opgaver i relation tilenergiforsyning og – forbrug herunder med vedvarende energi og forsyningssikkerhedsamt med indsatsen for at nedbringe CO2-udslippet. Energistyrelsen har dermed ansvaretfor hele kæden af opgaver knyttet til produktion og forsyning, transport og forbrug afenergi, herunder energieffektivisering og – besparelser, forsknings- og udviklingsprojekterindenfor vedvarende energi samt nationale CO2-mål og indsats til begrænsning afudslippet af drivhusgasser.Energistyrelsen har også ansvaret for den nationale klimatilpasningsindsats.Derudover gennemfører Energistyrelsen analyser og vurderinger af udviklingen på klima-og energiområdet nationalt som internationalt og varetager danske politiske interesser påklima- og energiområdet i det internationale samarbejde.Energistyrelsen rådgiver ministeren om klima- og energispørgsmål og varetager admini-strationen af den danske lovgivning på områderne.
EnergistyrelsenAmaliegade 441256 København KTelefonTelefaxHjemmesideUdgivet:Oplag:Forsidefoto:Øvrige fotos:Redaktør:Illustrationerog kort:33 92 67 0033 11 47 43www.ens.dkjuni 20101.600 eksemplarerLejder ved stigrørene på Dan B anlægget (Energistyrelsen, GNC)Energistyrelsen, DONG Energy, Mærsk Olie og Gas AS,Hess Denmark ApS, Nord Stream og PGSMette Søndergaard, EnergistyrelsenPhilippa Pedersen og Sarah Christiansen, Energistyrelsen
Tryk:Trykt på:Layout:ISBN:ISSN:
Scanprint ASOmslag: 200g, indhold: 130gMetaform og Energistyrelsen978-87-7844-836-10907-2675
Redaktionen blev afsluttet den 9. april 2010.NORDIMILJØMÆRSK
541Tryksag
006
Eftertryk tilladt med kildeangivelse. Rapporten inklusive figurer ogtabeller findes også på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk.ISBN www: 978-87-7844-837-8 ISSN www 1398-4349
INGKN
I 1966 blev der for første gang fundet olie og naturgas iDanmark. Energistyrelsen har siden 1986 årligt udgivetrapporten ”Danmarks olie- og gasproduktion”.Rapporten om 2009 beskriver som de tidligere rapporterefterforsknings- og udbygningsaktiviteterne på dansk om-råde og giver en gennemgang af produktionen. Rapportenbeskriver også anden udnyttelse af den danske undergrundend olie- og gasindvinding, herunder geotermi og mulig-heden for fremtidig lagring af CO₂ (CCS).Rapporten indeholder desuden en beskrivelse af desikkerheds- og sundhedsmæssige forhold ved olie- oggasproduktionen samt miljø og klima.Herudover indeholder rapporten en opgørelse over dedanske reserver af olie og gas samt et kapitel om kulbrinte-produktionens betydning for den danske økonomi.Rapporten kan rekvireres via Energistyrelsens hjemmeside:www.ens.dk
EnergistyrelsenAmaliegade 441256 København KTlf 33 92 67 00Fax 33 11 47 43[email protected]www.ens.dkCVR-nr: 59 77 87 14ISBN: 978-87-7844-836-1
