Inlägg

12 licenser tilldelade i den norska licensrundan

 12 licenser tilldelade i den norska licensrundan

12 licenser tilldelade i den norska licensrundan

14 januari 2020

Lundin Petroleum AB (Lundin Petroleum) meddelar att dess helägda dotterbolag Lundin Norway AS (Lundin Norway) har tilldelats sammanlagt 12 prospekteringslicenser i 2019 års norska licensrunda (tilldelning av licenser i fördefinierade områden, APA)

Tilldelningen innefattar 7 licenser i Nordsjön, 2 licenser i Norska havet och 3 licenser i södra Barents hav. Lundin Norway kommer att vara operatör för 7 av de tilldelade licenserna.

Tilldelningen ökar innehavet inom bolagets sju kärnområden för prospektering och ökar antalet licenser bolaget har med 15 procent.

Licensandelarna beskrivs nedan och karta finns på nedan länk.

 

LicenserBlockLicensandelOmråde
PL1041Block 24/1230%Nordsjön
PL1051*Blocks 31/3, 32/1, 35/12, 36/1040%Nordsjön
PL1032*Blocks  2/7, 1040%Nordsjön
PL1045Block 25/415%Nordsjön
PL987B1Block 30/820%Nordsjön
PL917B1Block 25/1020%Nordsjön
PL1048*Blocks 30/1, 2, 34/1150%Nordsjön
PL1069*Blocks 6505/6,9, 6506/1,4,750%Norska havet
PL1057Blocks 6302/2,3, 6303/1, 2,3, 6402/11,12, 6403/10,11,1230%Norska havet
PL1082*Blocks 7225/6,8,9, 7226/4,5,6,7,8,9,11,12, 7227/4,5,7,850%Södra Barents hav
PL1083*Blocks 7228/2,3,5,6, 7229/1,2,3,4,5,6, 7230/1,2,3,4,5,6, 7231/4, 7329/10,11,12, 7330/10,11,1240%Södra Barents hav
PL609D1*Block 7120/240%Södra Barents hav

*Lundin Norway är operatör.
1 Avser en geografisk förlängning av licensområdet.

 

12 licenser tilldelade i den norska licensrundan

12 licenser tilldelade i den norska licensrundan

 12 licenser tilldelade i den norska licensrundan

12 licenser tilldelade i den norska licensrundan

14 januari 2020

Lundin Petroleum AB (Lundin Petroleum) meddelar att dess helägda dotterbolag Lundin Norway AS (Lundin Norway) har tilldelats sammanlagt 12 prospekteringslicenser i 2019 års norska licensrunda (tilldelning av licenser i fördefinierade områden, APA)

Tilldelningen innefattar 7 licenser i Nordsjön, 2 licenser i Norska havet och 3 licenser i södra Barents hav. Lundin Norway kommer att vara operatör för 7 av de tilldelade licenserna.

Tilldelningen ökar innehavet inom bolagets sju kärnområden för prospektering och ökar antalet licenser bolaget har med 15 procent.

Licensandelarna beskrivs nedan och karta finns på nedan länk.

 

LicenserBlockLicensandelOmråde
PL1041Block 24/1230%Nordsjön
PL1051*Blocks 31/3, 32/1, 35/12, 36/1040%Nordsjön
PL1032*Blocks  2/7, 1040%Nordsjön
PL1045Block 25/415%Nordsjön
PL987B1Block 30/820%Nordsjön
PL917B1Block 25/1020%Nordsjön
PL1048*Blocks 30/1, 2, 34/1150%Nordsjön
PL1069*Blocks 6505/6,9, 6506/1,4,750%Norska havet
PL1057Blocks 6302/2,3, 6303/1, 2,3, 6402/11,12, 6403/10,11,1230%Norska havet
PL1082*Blocks 7225/6,8,9, 7226/4,5,6,7,8,9,11,12, 7227/4,5,7,850%Södra Barents hav
PL1083*Blocks 7228/2,3,5,6, 7229/1,2,3,4,5,6, 7230/1,2,3,4,5,6, 7231/4, 7329/10,11,12, 7330/10,11,1240%Södra Barents hav
PL609D1*Block 7120/240%Södra Barents hav

*Lundin Norway är operatör.
1 Avser en geografisk förlängning av licensområdet.

 

Lundin Petroleum meddelar ökning av reserver för sjätte året i rad

Lundin Petroleum meddelar ökning av reserver för sjätte året i rad

Lundin Petroleum meddelar ökning av reserver för sjätte året i rad

13 januari 2020

Lundin Petroleum AB (Lundin Petroleum) meddelar bevisade och sannolika nettoreserver (2P reserver) om 693 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) samt bevisade, sannolika och möjliga nettoreserver (3P reserver) om 858 MMboe per den 31 december 2019. De betingade nettoresurserna enligt bästa estimat (betingade resurser) uppgick till 185 MMboe. Reserv-ersättningsgraden för 2P reserverna uppgick till 150 procent för 2019 och för sjätte året i rad ersätter Lundin Petroleum mer än vad som producerats under året.1

Per den 31 december 2019 har Lundin Petroleum 2P reserver om 693,3 MMboe och 3P reserver om 857,5 MMboe, vilket motsvarar en ökning med 52,1 MMboe respektive 73,4 MMboe, exklusive förvärvade och avyttrade tillgångar. 2,3

 

2P reserver3P reserver
Årets slut 2018 745,4900,9
– Avyttring av en licensandel om 2,6% i Johan Sverdrup-69,6-82,0
Årets slut 2018 justerat 675,9818,8
  – Producerat4-34,7-34,7
  + Uppdateringar+52,1+73,4
Årets slut 2019693,3857,5
Reserversättningsgrad5150%212%

 

Ökningen av reserverna beror på att resurser har uppgraderats till reserver till följd av att beslut har tagits för projekt hänförliga till den första fasen av Solveig, det förlängda borrtestet på Rolvsnes och återkopplingsprojekt på Edvard Grieg. Sammanlagt 93 procent av Lundin Petroleums 2P reserver utgörs av olja och majoriteten av dessa reserver befinner sig i producerande fält.

Produktionen från Edvard Griegfältet fortsätter att överträffa förväntningarna med ett inflöde av producerat vatten som sker betydligt långsammare än förväntat. Beslut om ett kompletterande borrprogram på Edvard Grieg medför att fältets nuvarande bästa estimat av slutliga utvinningsbara bruttoreserver per den 31 december 2019 ökar till 300 MMboe, vilket inkluderar ackumulerad produktion samt 2P reserver. Detta är en ökning med 60 procent sedan den ursprungliga utbyggnadsplanen. Reservökningen på Edvard Grieg, tillsammans med Solveigs första fas och det förlängda borrtestet på Rolvsnes, vilka kommer att producera genom Edvard Grieganläggningarna, medför att fältets platåproduktion minst kommer att upprätthållas fram till slutet av 2022 med nuvarande anläggningarnas tillgängliga kapacitet. Detta innebär en förlängning med fyra år jämfört med den ursprungliga utbyggnadsplanen för Edvard Grieg.

Produktionen på Johan Sverdrupfältet startade i oktober 2019 och har ökat snabbt från de åtta förborrade produktionsborrningarna till cirka 350 Mbopd, brutto. Detta utgör cirka 80 procent av den första fasens anläggningskapacitet om 440 Mbopd. Två nya produktionsborrningar kommer att behövas för att uppnå platåproduktion för den första fasen, vilket förväntas ske under sommaren 2020. Johan Sverdrup har i inledningsskedet uppvisat utmärkta resultat från reservoaren och produktiviteten från borrningarna är över förväntan. Erfarenhet från en längre tids produktion behövs för att kunna motivera en uppdatering av reservestimaten.

Per den 31 december 2019 har Lundin Petroleum betingade resurser om 185 MMboe, vilket motsvarar en minskning med 40 MMboe jämfört med årets slut 2018, vilket främst beror på att resurser har uppgraderats till reserver. Nya fyndigheter vid Jorvik och Tellus East, projektet för förbättrad utvinning på Edvard Grieg med alternering av vatten- och gasinjicering , samt förvärv av en 30-procentig licensandel i Rolvsnesfyndigheten har bidragit till en ökning.

Estimat för betingade resurser på Altafyndigheten har justerats ned efter utvärdering av den 3D-seismik (TopSeis) som samlats in i området och den omfattande mängd data och analyser från det förlängda borrtestet som genomfördes under 2018. En fristående utbyggnad av Alta och den närliggande Gothafyndigheten anses inte längre vara kommersiellt gångbar och en återkoppling längs havsbotten till Johan Castberg eller en annan framtida utbyggnad anses vara det mest lönsamma alternativet. Lundin Petroleum kommer att genomföra borrningar på flera större prospekt i Loppahöjdsområdet under 2020, vilka vid framgång skulle kunna förändra de kommersiella villkoren i detta område.

Reservestimaten har reviderats av ERCE, ett oberoende revisionsföretag för olje- och gasreserver. Reserverna har beräknats enligt 2018 Petroleum Resource Management System (SPE PRMS), Guidelines of the Society of Petroleum Engineers (SPE), World Petroleum Congress (WPC), American Association of Petroleum Geologists (AAPG) och Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Estimaten avseende de betingade resurserna för Edvard Grieg, Alvheimområdet, Johan Sverdrup, Solveig och Rolvsnes har reviderats av ERCE och för övriga tillgångar har estimaten baserats på bolagsledningens uppskattningar.

Nick Walker, COO för Lundin Petroleum, kommenterar:
”För sjätte året i rad ersätter vi mer reserver än vad vi har producerat, och detta samtidigt som vi under samma period fyrdubblat vår produktion, vilket är ett kvitto på kvalitén på våra tillgångar och vår organiska tillväxtstrategi. Under 2019 ökade vi våra reserver genom att ta tre projekt i Edvard Griegområdet från utvärderingsfasen till utbyggnad och därmed bidra med värdefulla fat som förlänger platåproduktionen på Edvard Grieg betydligt. Jag är övertygad om att vi kommer att se ytterligare reserv- och resursökningar när vi fortsätter att utveckla vår tillgångsportfölj och påbörjar ännu ett år med intensiv borraktivitet.”

1 Avser Lundin Petroleums tillgångar i Norge.
2 BOEs kan vara missledande, särskilt om det används isolerat. Konverteringsförhållandet för en BOE om 6 Mcf:1 bbl är baserat på en konverteringsmetod för energilikvärdighet som främst är tillämplig vid brännaren och representerar inte ett likvärdigt värde vid borrhuvudet.
3 Reserverna har beräknats med tillämpning av ERCES uppskattning av ett nominellt pris för Nordsjöolja (Brent) om 66 USD per fat för 2020, 68 för 2021, 70 för 2022, 72 för 2023, 74 för 2024, 75 för 2025, 77 för 2026, 78 för 2027, 80 för 2028, 81 för 2029 och med en ökning om 2 procent per år därefter.
4Reserver mäts i säljbara kvantiteter (säljbar olja, flytande naturgas och torr gas konverterat till oljeekvivalenter) och kan skilja sig gentemot produktionsvolymerna i bolagets rapportering som anges enligt värdet beräknat vid borrhuvudet (olja och gas omräknat till oljeekvivalenter).
5 Reserversättningsgraden definieras i enlighet med industristandard som reservökningen i förhållande till årets produktion, exklusive avyttringar och förvärv.

Plan för att driva Edvard Griegplattformen med ström från land färdigställd

Edvard Grieg Power from Shore

Plan för att driva Edvard Griegplattformen med ström från land färdigställd

28 oktober 2019

Lundin Petroleum AB (Lundin Petroleum) meddelar att dess helägda dotterbolag Lundin Norway AS (Lundin Norway) och partners har färdigställt planen för att fullt ut elektrifiera Edvard Griegplattformen, där Lundin Norway är operatör. Elektrifieringen kommer att ske som en del i utbyggnaden av Utsirahöjdsområdets kraftnät som utvecklas i samband med den andra fasen av Johan Sverdrup-projektet.

Utbyggnaden av kraftnätet i Utsirahöjdsområdet, som kommer att tas i bruk från och med 2022, kommer att förse fälten Johan Sverdrup, Ivar Aasen, Gina Krog och Sleipner med ström från land. Projektet att försörja Edvard Grieg med ström från land innebär att det befintliga gasturbinbaserade systemet på plattformen avvecklas. System för att tillhandahålla processvärme och en strömkabel från Johan Sverdrup till Edvard Grieg kommer att installeras. Nettoinvesteringen för Lundin Norway kommer att uppgå till cirka 500 MUSD för att förse Edvard Grieg och Johan Sverdrup med ström från land, och ungefär hälften av investeringen är redan gjord.

Projektet kommer att leda till en väsentlig minskning av koldioxidutsläpp från Edvard Griegområdet, cirka 3,6 miljoner ton från 2022 fram tills dess att fältet slutar att producera. Detta kommer att leda till koldioxidutsläpp understigande 1 kg CO2 per fat för området, vilket är cirka 20 gånger lägre än världsgenomsnittet. Dessutom kommer projektet att medföra minskade verksamhetskostnader och koldioxidskatter samt en ökad produktionseffektivitet. Detta kompenseras delvis av inköp av el från kraftnätet, vilket till största delen består av förnybar energi. Projektet kommer att leda till en förbättrad ekonomisk avkastning från Edvard Griegområdet och en avsevärd minskning av koldioxidutsläpp.

Lundin Norway är operatör för Edvard Griegplattformen med en licensandel om 65 procent. Partners är OMV Norge med 20 procent och Wintershall DEA med 15 procent.

Alex Schneiter, koncernchef och vd för Lundin Petroleum:
“Strömförsörjningen till Edvard Grieg från land, som en del av kraftnätsutbyggnaden i Utsirahöjdsområdet, kommer inte enbart att leda till en väsentlig minskning av koldioxidutsläpp för området, understigande 1 kg CO2 per fat. Den kommer även göra det möjligt för oss att ytterligare optimera värdet på våra tillgångar genom ökad produktionseffektivitet, minskade verksamhetskostnader och lägre koldioxidskatt. Därmed kommer koldioxidutsläppen från Edvard Griegfältet att minska med 200 000 ton per år från 2022, vilket är en minskning utöver de koldioxidutsläpp som redan sparas in genom strömförsörjningen från land på Johan Sverdrup. Projektet att elektrifiera Edvard Grieg innebär att bolagets två nyckeltillgångar försörjs med ström från land, till största delen bestående av förnybar energi, vilket befäster Lundin Petroleums position som världsledande när det gäller att producera olja med en låg koldioxidintensitet.”

 

Johan Sverdrup accelerated start-up schedule

Downloads

12 licenser tilldelade i den norska licensrundan

Johan Sverdrup accelerated start-up schedule

Proposal to redeem 16 percent of the outstanding Lundin Petroleum shares and sell a 2.6 percent stake in the Johan Sverdrup development project (regulatory)

Plan for development and operation for Solveig approved

Oil discoveries at Jorvik and Tellus East exploration wells