Årsredovisning 2011
Sivu: 1Sivu: 2Sivu: 3Sivu: 4Sivu: 5Sivu: 6Sivu: 7Sivu: 8Sivu: 9Sivu: 10Sivu: 11Sivu: 12Sivu: 13Sivu: 14Sivu: 15Sivu: 16Sivu: 17Sivu: 18Sivu: 19Sivu: 20Sivu: 21Sivu: 22Sivu: 23Sivu: 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: 68
FÖRVALTNINGSBERÄTTELSE Sverdrupfyndigheten uppskattas därför innehålla betingade resurser om 1,7 till 3,3 miljarder fat utvinningsbar olja, vilket utgör en av de största fyndigheterna på den norska kontinentalsockeln någonsin och den största sedan mitten av 1980-talet. Fyndigheten är belägen på ett vattendjup om 115 meter, reservoaren ligger på ett djup om mindre än 2 000 meter och fältet är beläget 35 km från Granefältets infrastruktur med betydande ledig kapacitet. Oljan är cirka 28 grader API och av utmärkt kvalitet. Den tredje utvärderingsborrningen 16/5-2S i PL501 slutfördes i januari 2012. Målsättningen med borrningen var att avgränsa den södra flanken av Avaldsnesfyndigheten. Trots att borrningen påträffade sandstenreservoar av god kvalitet från juraålder, påträffades reservoaren djupare än förväntat och till följd därav under kontakten mellan olja och vatten. Resultatet av denna borrning kommer sannolikt att minska de nuvarande resursuppskattningarna för den södra delen av Avaldsnesfyndigheten. Under det tredje kvartalet 2011 slutförde Statoil som operatör även borrningen av den potentiella strukturen Aldous Major North i PL265. Borrningen påträffade en oljekolonn i en övre reservoar från tidig juraålder som var tunnare och av mindre god kvalitet än förväntat. Ytterligare utvärderingsborrningar krävs för att bestämma huruvida Aldous Major North är kommersiell. Åtminstone tre ytterligare utvärderingsborrningar i PL501 kommer att genomföras under 2012 och Statoil kommer sannolikt att genomföra ytterligare två utvärderingsborrningar i PL265 under 2012. Utvärderingsprogrammet kommer att definiera de utvinningsbara resurserna och bistå arbetet med strategin för utbyggnadsplanen. Fyndigheten Avaldsnes/Aldous Major South kommer att samordnas såsom ett fält och Lundin Petroleum som operatör för PL501 och Statoil som operatör för PL265 är överens om att tillsammans arbeta med utbyggnaden som högsta prioritet. Ytterligare prospekteringsborrning kommer att ske under 2012 i södra delen av området kring Utsirahöjden med borrningen av den potentiella strukturen Luno II i PL359 (l.a. 40%), strukturen Jorvik i PL338 (l.a. 50%) och strukturen Biotitt i PL544 (l.a. 70%). Ytterligare potential har identifierats i området där ytterligare prospekteringsborrningar kommer att fortsätta under 2013. Utbyggnadsplanen för Gaupefältet i PL292 (l.a. 40%) godkändes i juni 2010 och produktionsstart förväntas ske i slutet av det första kvartalet 2012. Gaupefältet med BG Group som operatör, har uppskattade bevisade och sannolika bruttoreserver om cirka 31 MMboe och förväntas producera 5,0 Mboepd på platånivå, netto Lundin Petroleum. Utbyggnadsplanen för Brynhildfältet (tidigare kallat Nemo) i PL148 (l.a. 70%) godkändes av det norska olje- och energidepartementet i november 2011. Brynhildfältet innehåller bevisade och sannolika bruttoreserver om 20 MMboe och förväntas producera 12,0 Mboepd på platånivå, brutto, med förväntad produktionsstart i slutet av 2013. Utbyggnaden innefattar fyra borrningar som kopplas tillbaka till Piercefältets produktionsanläggning i den brittiska sektorn av Nordsjön där Shell är operatör. I november 2011 ökade Lundin Petroleum sin licensandel i PL148 där Brynhildfältet är beläget från 50 procent till 70 procent. I mars 2012 meddelade Lundin Petroleum att en överenskommelse gjorts med Talisman Energy avseende ett övertagande av den resterande 30-procentiga licensandelen i PL148, under förutsättning att transaktionen godkänns av de norska myndigheterna. I januari 2011 tilldelades Lundin Petroleum tio prospekteringslicenser i licensrundan APA 2010 av vilka sex med Lundin Petroleum som operatör. I april 2011 tilldelades Lundin Petroleum, som operatör, PL609 i den 21:a norska licensrundan. PL609 (l.a. 40%) är belägen i Barents hav, öster om Statoils nya stora oljefyndighet Skrugard som uppskattas av Statoil innehålla mellan 150 till 250 MMboe. I januari 2012 tilldelades Lundin Petroleum ytterligare tio prospekteringslicenser i licensrundan APA 2011 av vilka fyra med Lundin Petroleum som operatör. I juli 2011 slutfördes prospekteringsborrningen Skalle i PL438 (l.a. 25%) som en gasfyndighet med uppskattade betingade bruttoresurser om mellan 88 och 283 miljarder kubikfot (bcf ). Skallefyndigheten är belägen cirka 25 km från det producerande gasfältet Snøhvit. Ytterligare potential av kolväten finns i Skalles understrukturer och i andra strukturer i PL438. I juli 2011 avslutade Lundin Petroleum borrningen av 25/10-11 i strukturen Earb South i PL505 (l.a. 30%). Borrningen påträffade tre separata kolväteförande sandstenssekvenser från juraålder av ringa reservoarkvalitet. Borrningen testades och olja och gas flödade till ytan men reservoaren var tight. Det är i nuläget inte sannolikt att fyndigheten kommer att bli kommersiell trots de höga nivåerna av kolväten. I maj 2011 förvärvade Lundin Petroleum en licensandel om 30 procent i PL330 belägen i den norra delen av Norska havet. Frankrike I Paris Basin (l.a. 100%) var nettoproduktionen i genomsnitt 2,4 Mboepd och i Aquitaine Basin (l.a. 50%) var nettoproduktionen i genomsnitt 0,7 Mboepd för året. Utbyggnaden av Grandvillefältet i Paris Basin, vilken innefattar åtta nya utbyggnadsborrningar och installation av nya produktionsanläggningar, har påbörjats. Utbyggnadsborrningar för Grandvillefältet kommer att fortsätta in i 2012. Den nyligen genomförda oberoende reservrevisionen för årsslutet 2011 resulterade i uppskattade reserver om 25 MMboe, en ökning om 16 procent, som i huvudsak är hänförlig till utbyggnaden av fältet Vert La Gravelle. Nederländerna Gasproduktionen, netto, för Lundin Petroleum från Nederländerna var i genomsnitt 2,0 Mboepd för året. Irland Tolkningen av 3D-seismik som insamlades under 2010 över licensen i Slyne Basin 04/06 (l.a. 50%) har slutförts. SYDOSTASIEN Indonesien Lematang (Södra Sumatra) Lundin Petroleums nettoproduktion från Singagasfältet (l.a. 25,9%) uppgick under året till 1,2 Mboepd. Produktionen från Singafältet påbörjades under 2010. Den nuvarande bruttoproduktionen från de två producerande borrningarna är över 30 miljoner standard kubikfot per dag (MMscfd) av gas till försäljning. Rangkas (Java) Ett insamlingsprogram för 2D-seismik om 474 km har slutförts över Rangkasblocket (l.a. 51%). Baronang/Cakalang (Natuna Sea) Ett insamlingsprogram för 3D-seismik om 975 km2 över blocken Baronang och Cakalang (l.a. 100%) avslutades under 2010. Prospekteringsborrning kommer nu att påbörjas under 2013. Vidare slutfördes ett insamlingsprogram för 2D-seismik om 1 500 km på Cakalangblocket under 2011. South Sokang (Natuna Sea) Ett nytt produktionsdelningskontrakt undertecknades i december 2010 för South Sokangblocket (l.a. 60%). Ett insamlingsprogram för 2D-seismik om 2 400 km har slutförts under 2011. Gurita (Natuna Sea) Ett nytt produktionsdelningskontrakt undertecknades i mars 2011 för Guritablocket (l.a. 100%). Ett insamlingsprogram för 3D-seismik om mer än 400 km2 kommer att slutföras under 2012. 66 Lundin Petroleum ÅRSREDOVISNING 2011
Sivu: 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: 108Sivu: 109Sivu: 110Sivu: 111Sivu: 112