Annual Report 2010
Sivu: 1Sivu: 2Sivu: 3Sivu: 4Sivu: 5Sivu: 6Sivu: 7Sivu: 8Sivu: 9Sivu: 10Sivu: 11Sivu: 12Sivu: 13Sivu: 14Sivu: 15Sivu: 16Sivu: 17Sivu: 18Sivu: 19Sivu: 20Sivu: 21Sivu: 22Sivu: 23Sivu: 24
OPERATIONS – NORWAY NORWAY KEY DATA Reserves (MMboe) Contingent resources (MMboe) Average production per day (Mboepd) Net turnover (MUSD) Sales price achieved (USD/boe) Cost of operations (USD/boe) Operating cash flow contribution (USD/boe) 1 2010 139 87 1 2009 121 451 14 314 60 3 57 18 523 78 3 70 Excludes Ragnarrock and Luno South discoveries Major exploration success in 2010 In 2010, two new oil finds were made in the Greater Luno area. First, the Avaldsnes prospect exploration well found and tested good quality oil bearing sandstones in PL501. Initial estimates are that the discovery contains gross resources of between 100 to 400 MMboe on block. A 2011 exploration and appraisal programme is expected to take place to both appraise the existing discovery and assess the possible extension of the accumulation onto PL265 (10% Lundin Petroleum) to the west. The second well targeted the Apollo prospect, which was considered to be a southerly extension of the Draupne field accumulation onto PL338. Although the main target was deep to prognosis and water bearing, oil was encountered in good quality sandstones at Palaeocene and Lower Cretaceous levels. The discovery is likely to be appraised in 2012. Initial gross resource estimates are 15 to 65 MMboe on licence PL338. Lundin Petroleum has a major exploration acreage position in the Greater Luno Area covering licences PL359 (WI 40%), PL409 (WI 70%), PL410 (WI 70%), PL501 (WI 40%) and PL265 (WI 10%). Gaupe The Gaupe field (WI 40%) on PL292 is being developed by BG as a tie-back to the Armada complex in the United Kingdom. The field obtained development approval in June 2010, with first oil expected in late 2011. Gross reserves are estimated at 31.3 MMboe, with net peak production of some 5,000 boepd expected in early 2012. Lundin Petroleum also has a number of discoveries that are potential subsea tiebacks to existing production facilities offshore, in the coming years. Nemo (PL148) is included in 2P reserves, whereas Peik (PL088), Krabbe (PL301), Viper (Alvheim area), Gekko (Alvheim area) and Bøyla (Alvheim area) are classified as contingent resources. Together with the Avaldsnes (PL501) and SE Tor (PL066) discoveries, these give some 87 MMboe net contingent resources. Exploration potential – securing future growth Lundin Petroleum has an active exploration and appraisal programme during 2011 with up to ten wells planned to be drilled in Norway. The key areas of activity are exploration and appraisal wells on the Avaldsnes discovery and neighbouring PL265 potential (four wells), and the start of drilling activity in the Barents Sea (two wells). The net unrisked resource exposure associated with the Norway exploration programme is approximately 350 MMboe. 22 Lundin Petroleum ANNUAL REPORT 2010
Sivu: 24Sivu: 25Sivu: 26Sivu: 27Sivu: 28Sivu: 29Sivu: 30Sivu: 31Sivu: 32Sivu: 33Sivu: 34Sivu: 35Sivu: 36Sivu: 37Sivu: 38Sivu: 39Sivu: 40Sivu: 41Sivu: 42Sivu: 43Sivu: 44Sivu: 45Sivu: 46Sivu: 47Sivu: 48Sivu: 49Sivu: 50Sivu: 51Sivu: 52Sivu: 53Sivu: 54Sivu: 55Sivu: 56Sivu: 57Sivu: 58Sivu: 59Sivu: 60Sivu: 61Sivu: 62Sivu: 63Sivu: 64Sivu: 65Sivu: 66Sivu: 67Sivu: 68Sivu: 69Sivu: 70Sivu: 71Sivu: 72Sivu: 73Sivu: 74Sivu: 75Sivu: 76Sivu: 77Sivu: 78Sivu: 79Sivu: 80Sivu: 81Sivu: 82Sivu: 83Sivu: 84Sivu: 85Sivu: 86Sivu: 87Sivu: 88Sivu: 89Sivu: 90Sivu: 91Sivu: 92Sivu: 93Sivu: 94Sivu: 95Sivu: 96Sivu: 97Sivu: 98Sivu: 99Sivu: 100Sivu: 101Sivu: 102Sivu: 103Sivu: 104Sivu: 105Sivu: 106Sivu: 107Sivu: 108