For å gjenspeile egenvolumer som er produsert siden ikrafttredelsesdatoen 1. januar 2018 og depositumet som ble betalt ved signering av avtalen, har Equinor betalt Petrobras et justert kontantvederlag på 2,0 milliarder USD. Det gjenstår ytterligere betingede betalinger på opptil 550 millioner USD knyttet til prosjekter for å øke utvinningen fra feltet. Basert på nåværende produksjon øker andelen i Roncador, det tredje største produserende feltet i Brasil, Equinors egenproduksjon i Brasil med om lag 150 % til om lag 100.000 foe per dag fra om lag 40.000 foe per dag. Petrobras beholder operatøransvaret for Roncador og 75 prosents eierandel. Kjøpet er en del av Equinors strategiske partnerskap med Petrobras for å øke faglig samarbeid. Equinor vil utnytte sin teknologi for økt oljeutvinning, kompetanse og erfaring fra norsk sokkel, mens Petrobras vil benytte sin erfaring som verdens største dypvannsoperatør og pre-salt-utbygger for å maksimere verdiskapningen fra og levetiden til Roncador-feltet. Equinor benytter også partnerskapet med Petrobras til å utvikle sin tilstedeværelse innen det brasilianske gassmarkedet. Ambisjonen er å øke Roncadors utvinningsgrad med fem prosentpoeng, og dermed øke de samlede gjenværende utvinnbare volumene fra 1 milliard foe til mer enn 1,5 milliarder foe.   “Vi ser fram til å samarbeide med Petrobras for å utnytte oppsidepotensialet fra Roncador-feltet maksimalt. Samarbeidet mellom de to selskapene vil gjøre oss i stand til å forlenge feltets levetid, noe som gir økte ringvirkninger for lokalsamfunnene og leverandørindustrien. Dette vil også føre til økt verdi og økte kontantstrømmer for Brasil og de involverte selskapene,“ sier Anders Opedal, landsjef i Brasil.  Relaterte sider og nedlastinger

For å gjenspeile egenvolumer som er produsert siden ikrafttredelsesdatoen 1. januar 2018 og depositumet som ble betalt ved signering av avtalen, har Equinor betalt Petrobras et justert kontantvederlag på 2,0 milliarder USD. Det gjenstår ytterligere betingede betalinger på opptil 550 millioner USD knyttet til prosjekter for å øke utvinningen fra feltet. Basert på nåværende produksjon øker andelen i Roncador, det tredje største produserende feltet i Brasil, Equinors egenproduksjon i Brasil med om lag 150 % til om lag 100.000 foe per dag fra om lag 40.000 foe per dag. Petrobras beholder operatøransvaret for Roncador og 75 prosents eierandel. Kjøpet er en del av Equinors strategiske partnerskap med Petrobras for å øke faglig samarbeid. Equinor vil utnytte sin teknologi for økt oljeutvinning, kompetanse og erfaring fra norsk sokkel, mens Petrobras vil benytte sin erfaring som verdens største dypvannsoperatør og pre-salt-utbygger for å maksimere verdiskapningen fra og levetiden til Roncador-feltet. Equinor benytter også partnerskapet med Petrobras til å utvikle sin tilstedeværelse innen det brasilianske gassmarkedet. Ambisjonen er å øke Roncadors utvinningsgrad med fem prosentpoeng, og dermed øke de samlede gjenværende utvinnbare volumene fra 1 milliard foe til mer enn 1,5 milliarder foe.   “Vi ser fram til å samarbeide med Petrobras for å utnytte oppsidepotensialet fra Roncador-feltet maksimalt. Samarbeidet mellom de to selskapene vil gjøre oss i stand til å forlenge feltets levetid, noe som gir økte ringvirkninger for lokalsamfunnene og leverandørindustrien. Dette vil også føre til økt verdi og økte kontantstrømmer for Brasil og de involverte selskapene,“ sier Anders Opedal, landsjef i Brasil.  Relaterte sider og nedlastinger

Operatør Equinor har sammen med partnerskapet i Volve besluttet å gjøre all undergrunn- og produksjonsdata fra Volve offentlig tilgjengelig. Dette blir det bredeste dataslippet på norsk sokkel noensinne. – Volve er et eksempel på hvordan man benyttet alle muligheter for å forlenge levetiden på feltet. Nå ønsker vi å dele all data om Volve, for å sikre læring og utvikling av fremtidens løsninger.  Vi tror disse dataene kommer godt til nytte og bidra til både økt læring og erfaringsoverføring i industrien og akademia, forteller Jannicke Nilsson, Chief Operating Officer i Equinor. Produksjon på Volve-feltet begynte i februar 2008, og varte i ca åtte år. På sitt høyeste nivå hadde feltet en produksjon på 56.000 fat per dag, og 63 millioner fat olje ble produsert, før produksjonen opphørte i 2016. Feltet ble utviklet da oljeprisen var lav, og et utradisjonelt konsept ble valgt for å utvinne ressursene enkelt og lønnsomt. Nå får dataene fra feltet nytt liv. Partnerne i Volve var ExxonMobil og Bayerngas. Et av de konkrete målene med frislippet av data er at studenter fra relevante studieretninger skal kunne trene seg på reelle datasett fra norsk sokkel. – Vi tror det potensielt ligger et enormt læringsutbytte for studentene ved å få realistiske data å trene seg på. Det gjør at de stiller bedre rustet når de skal jobbe med reelle caser senere, sier Nilsson. Dette er det bredeste og mest komplette datasettet gjort på sokkelen noensinne: Det omfatter totalt omkring 40 000 filer, og inkluderer både statiske modeller og dynamiske simuleringer; brønndata, real-time boredata, produksjonsdata, geofysiske data inkludert tolkninger, diverse rapporter og mer. – Vi deler data for å stimulere til økt produktivitet og innovasjon i industrien. Vi håper dette datasettet ikke bare vil føre til å hjelpe fremtidens energiinnovatører et stykke på veien, men også at det vil bidra til mer effektiv drift og potensielt bedre samhandling mellom aktører i bransjen vår, sier Nilsson. Relaterte sider

– Dette er en stor dag for prosjektet og for partnerskapet. Dette er jo den første utbyggingsplanen som godkjennes for Equinor! Og det er ikke hvilket som helst prosjekt heller. Det har vært en lang vei å gå for Johan Castberg siden det første funnet i 2011. I dag har vi et solid prosjekt som vil være sentralt i videreutviklingen av nordområdene, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Equinor. Feltet vil etter planen starte opp i 2022, og har en produksjonshorisont på 30 år. Prosjektet har en investeringskostnad på 49 milliarder NOK, og utvinnbare ressurser er estimert til mellom 450-650 millioner fat oljeekvivalenter. Det bygges ut med et produksjonsskip og en omfattende subseautbygging, med totalt 30 brønner fordelt på 10 bunnrammer og to satelittstrukturer. Dette er det største subsea-feltet under utbygging i verden i dag. – Prosjektet er godt i rute, og etter hvert vil vi også begynne å se resultatet av byggearbeidet som begynner også. Det vil være mange verft og bedrifter over hele landet som vil være travle med leveranser til Johan Castberg i årene som kommer, sier prosjektdirektør for Johan Castberg, Knut Gjertsen. Det var ikke selvfølgelig at prosjektet ville være mulig å realisere da oljeprisen falt i 2014. De opprinnelige investeringsanslagene var på over 100 milliarder kroner og kun lønnsomt med oljepriser over 80 dollar fatet. Prosjektet har jobbet hardt sammen med leverandører og partnere, endret konsept og tenkt nye løsninger for å kunne realisere utbyggingen. I dag er prosjektet lønnsomt med oljepriser under 35 dollar fatet. Driften av Johan Castberg skal ivaretas med forsynings- og helikopterbase i Hammerfest og driftsorganisasjon i Harstad. Det anslås at investeringene ved å drifte feltet er på rundt 1,15 milliarder kroner årlig. Det vil utgjøre rundt 1700 årsverk nasjonalt, og rundt 500 vil være i Nord-Norge. Dette er både de direkte og indirekte virkningene. Equinor utreder sammen med de andre operatørene med oljeforekomster i Barentshavet muligheter for oljeomlasting på Veidnes i Finnmark. Dette inkluderer både en nedskalert terminalløsning og skip-til-skip-omlasting. Partnerskapet består av Equinor (operatør) (50%), Eni Norge (30%) og Petoro (20%). Relaterte sider og nedlastinger

– Dette er en stor dag for prosjektet og for partnerskapet. Dette er jo den første utbyggingsplanen som godkjennes for Equinor! Og det er ikke hvilket som helst prosjekt heller. Det har vært en lang vei å gå for Johan Castberg siden det første funnet i 2011. I dag har vi et solid prosjekt som vil være sentralt i videreutviklingen av nordområdene, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Equinor. Feltet vil etter planen starte opp i 2022, og har en produksjonshorisont på 30 år. Prosjektet har en investeringskostnad på 49 milliarder NOK, og utvinnbare ressurser er estimert til mellom 450-650 millioner fat oljeekvivalenter. Det bygges ut med et produksjonsskip og en omfattende subseautbygging, med totalt 30 brønner fordelt på 10 bunnrammer og to satelittstrukturer. Dette er det største subsea-feltet under utbygging i verden i dag. – Prosjektet er godt i rute, og etter hvert vil vi også begynne å se resultatet av byggearbeidet som begynner også. Det vil være mange verft og bedrifter over hele landet som vil være travle med leveranser til Johan Castberg i årene som kommer, sier prosjektdirektør for Johan Castberg, Knut Gjertsen. Det var ikke selvfølgelig at prosjektet ville være mulig å realisere da oljeprisen falt i 2014. De opprinnelige investeringsanslagene var på over 100 milliarder kroner og kun lønnsomt med oljepriser over 80 dollar fatet. Prosjektet har jobbet hardt sammen med leverandører og partnere, endret konsept og tenkt nye løsninger for å kunne realisere utbyggingen. I dag er prosjektet lønnsomt med oljepriser under 35 dollar fatet. Driften av Johan Castberg skal ivaretas med forsynings- og helikopterbase i Hammerfest og driftsorganisasjon i Harstad. Det anslås at investeringene ved å drifte feltet er på rundt 1,15 milliarder kroner årlig. Det vil utgjøre rundt 1700 årsverk nasjonalt, og rundt 500 vil være i Nord-Norge. Dette er både de direkte og indirekte virkningene. Equinor utreder sammen med de andre operatørene med oljeforekomster i Barentshavet muligheter for oljeomlasting på Veidnes i Finnmark. Dette inkluderer både en nedskalert terminalløsning og skip-til-skip-omlasting. Partnerskapet består av Equinor (operatør) (50%), Eni Norge (30%) og Petoro (20%). Relaterte sider og nedlastinger

Plattformene som vurderes elektrifisert fra land er Troll C og Sleipner feltsenter med den tilknyttede Gudrun-plattformen i Nordsjøen. – Equinors ambisjon er å fortsatt være en av verdens mest karboneffektive produsenter av olje og gass. Vi undersøker å få plattformer i Troll- og Sleipner-området koblet til landstrøm, ved å utnytte og utvide eksisterende infrastruktur fra land. Lykkes vi med arbeidet vil det sette oss enda bedre i stand til å levere sikker drift med høy verdiskaping og lave karbonutslipp fra felt vi opererer på norsk sokkel, sier konserndirektør for norsk sokkel i Equinor, Arne Sigve Nylund. På Troll C er potensialet å redusere CO2-utslippene med 365.000 tonn årlig gjennom en elektrifisering av plattformen. Elektrifisering av Sleipner feltsenter og Gudrun, som får sin strøm fra Sleipner, gir et potensiale til å redusere utslippene med 250.000 tonn årlig. I tillegg kan elektrifisering av disse plattformene bidra med ca. 2500 tonn årlig reduksjon i NOx-utslipp. –  Legger vi dette til utslippene som er spart ved å velge strøm fra land til Johan Sverdrup, Gina Krog og Martin Linge, ser vi her et samlet potensiale for å unngå over 1,3 millioner tonn CO2 årlig. Det tilsvarer utslipp fra over 650.000 personbiler årlig, eller omkring hver fjerde personbil på norske veier, sier Nylund. Elektrifiseringsplanene følger en kartleggingsstudie Equinor har gjort av egenopererte felt på norsk sokkel. Kartleggingen pekte ut Troll C og Sleipner feltsenter, inkludert Gudrun-plattformen, som de mest hensiktsmessige elektrifiseringskandidatene å starte en detaljert utredning rundt. – Elektrifisering av store olje- og gassinstallasjoner til havs er ingen enkel oppgave. Utfordringene er mange, både tekniske og økonomiske, samtidig som at flere av våre installasjoner ligger i områder uten mulighet for å knytte seg til kraft fra land. Det som gjør at vi ser muligheter for elektrifisering av Troll C og Sleipner-området er at de kan utnytte etablert kraftinfrastruktur, har store gjenværende ressurser og tiltakene vil gi betydelige CO2-reduksjoner, fortsetter Nylund.

Plattformene som vurderes elektrifisert fra land er Troll C og Sleipner feltsenter med den tilknyttede Gudrun-plattformen i Nordsjøen. – Equinors ambisjon er å fortsatt være en av verdens mest karboneffektive produsenter av olje og gass. Vi undersøker å få plattformer i Troll- og Sleipner-området koblet til landstrøm, ved å utnytte og utvide eksisterende infrastruktur fra land. Lykkes vi med arbeidet vil det sette oss enda bedre i stand til å levere sikker drift med høy verdiskaping og lave karbonutslipp fra felt vi opererer på norsk sokkel, sier konserndirektør for norsk sokkel i Equinor, Arne Sigve Nylund. På Troll C er potensialet å redusere CO2-utslippene med 365.000 tonn årlig gjennom en elektrifisering av plattformen. Elektrifisering av Sleipner feltsenter og Gudrun, som får sin strøm fra Sleipner, gir et potensiale til å redusere utslippene med 250.000 tonn årlig. I tillegg kan elektrifisering av disse plattformene bidra med ca. 2500 tonn årlig reduksjon i NOx-utslipp. –  Legger vi dette til utslippene som er spart ved å velge strøm fra land til Johan Sverdrup, Gina Krog og Martin Linge, ser vi her et samlet potensiale for å unngå over 1,3 millioner tonn CO2 årlig. Det tilsvarer utslipp fra over 650.000 personbiler årlig, eller omkring hver fjerde personbil på norske veier, sier Nylund. Elektrifiseringsplanene følger en kartleggingsstudie Equinor har gjort av egenopererte felt på norsk sokkel. Kartleggingen pekte ut Troll C og Sleipner feltsenter, inkludert Gudrun-plattformen, som de mest hensiktsmessige elektrifiseringskandidatene å starte en detaljert utredning rundt. – Elektrifisering av store olje- og gassinstallasjoner til havs er ingen enkel oppgave. Utfordringene er mange, både tekniske og økonomiske, samtidig som at flere av våre installasjoner ligger i områder uten mulighet for å knytte seg til kraft fra land. Det som gjør at vi ser muligheter for elektrifisering av Troll C og Sleipner-området er at de kan utnytte etablert kraftinfrastruktur, har store gjenværende ressurser og tiltakene vil gi betydelige CO2-reduksjoner, fortsetter Nylund.

– Equinor leverer energi til millioner av mennesker hver dag fra vår offshorevirksomhet globalt. Som en av verdens største olje- og gassoperatører til havs og en innovatør innen havvind, utgjør et bærekraftig hav kjernen av vår virksomhet og strategi. Vi er stolte over å være en del av ledelsen i FNs Global Compacts handlingsplattform for bærekraftige hav, sier Bjørn Otto Sverdrup, bærekraftsdirektør i Equinor. – Å ta vare på havene er en selvfølge for oss. Med vår bakgrunn fra Norge, en av verdens ledende havøkonomier, anerkjenner vi at havet er vår største felles ressurs. Vi inspireres av FNs bærekraftsmål når vi setter retning for Equinor, og vi ser fram til å inngå nye samarbeid for å sikre en bærekraftig utvikling av havet, sier Sverdrup. Equinor har vært en del av FNs Global Compact siden initiativet ble etablert i 2000.  Handlingsplanen for bærekraftig hav er et treårig globalt program der bedrifter, sivilsamfunn, FN og regjeringer arbeider sammen for å fremme havøkonomi og bærekraftig utvikling.

– Equinor leverer energi til millioner av mennesker hver dag fra vår offshorevirksomhet globalt. Som en av verdens største olje- og gassoperatører til havs og en innovatør innen havvind, utgjør et bærekraftig hav kjernen av vår virksomhet og strategi. Vi er stolte over å være en del av ledelsen i FNs Global Compacts handlingsplattform for bærekraftige hav, sier Bjørn Otto Sverdrup, bærekraftsdirektør i Equinor. – Å ta vare på havene er en selvfølge for oss. Med vår bakgrunn fra Norge, en av verdens ledende havøkonomier, anerkjenner vi at havet er vår største felles ressurs. Vi inspireres av FNs bærekraftsmål når vi setter retning for Equinor, og vi ser fram til å inngå nye samarbeid for å sikre en bærekraftig utvikling av havet, sier Sverdrup. Equinor har vært en del av FNs Global Compact siden initiativet ble etablert i 2000.  Handlingsplanen for bærekraftig hav er et treårig globalt program der bedrifter, sivilsamfunn, FN og regjeringer arbeider sammen for å fremme havøkonomi og bærekraftig utvikling.

– Vi er veldig glad for å kunne annonsere det første funnet til Equinor, sier Nicholas Ashton, letedirektør på norsk og britisk sokkel i Equinor. – Dette er et godt funn som vi forventer er kommersielt utvinnbart. I tillegg til volumet vi har oppgitt, viser resultatene av boringen at det er ytterligere potensial i dette funnet, påpeker Ashton. Brønnen Lille Prinsen er lokalisert 200 kilometer vest for Stavanger og nordvest for Johan Sverdrup-feltet. I brønnens hovedmål er det estimert et volum på 15-35 millioner fat med utvinnbar olje. Det ble gjort ytterligere et funn med svært god reservoarkvalitet over hovedfunnet, men størrelsen på dette funnet er foreløpig ikke vurdert. Brønnen avgrenset også gassfunnet Verdandi fra 2004, og estimatet på 4-11 millioner fat oljeekvivalenter i dette funnet opprettholdes. Det videre arbeidet vil vise om disse to reservoarnivåene kan utvinnes kommersielt. – Funnet er av god kvalitet og tilfører oss nye volumer i et viktig område i Nordsjøen. I tillegg ser vi at lisensen har en vesentlig oppside som vi nå, sammen med partnerne, sikter mot å avklare så raskt som mulig, sier Ashton. Når det fulle potensialet i utvinningstillatelsen er avklart, vil funnene bli vurdert for utbygging mot eksisterende infrastruktur i området. Relaterte sider og nedlastinger