BGs Bream-utbygging i PL 407 i blokk 17/12
i den norske delen av Nordsjøen vil ifølge operatørens estimater
medføre investeringer (Capex) i utbyggingsfasen på omkring NKr 7.715
milliarder. Av dette vil 59 prosent, eller NKr. 4.543 milliarder, ende
hos norske leverandører estimerer operatøren, men tar forbehold om at
prisutvikling og forhandlinger kan endre bildet noe. Elektrifisering fra
land er utredet, men ikke funnet aktuelt, men et eventuelt
myndighetspålegg om dette vil bidra på kostnadssiden.
Mest til boring Feltet skal bygges ut med
subseabrønner knyttet tilbake til en innleid FPSO (floating production,
storage and offloading vessel), mens oljen blir fraktet ut med
shuttle-tankere.Den største enkeltposten investeringsbudsjettet er, selvfølgelig,
boring. Feltet er beregnet å inneholde rundt 50 millioner fat
oljeekvivalenter, hovedsakelig olje. Dette skal dreneres gjennom fem
produksjonsbrønner, mens to brønner vil bli boret for injeksjon. Alle
brønnene er planlagt boret i perioden september 2014 til oktober 2015,
og den estimerte kostnaden, inkludert subsea-komplettering, er på NKr
3.126 milliarder. Av dette er den "norske" andelen 65 prosent, eller NKr
2.032 milliarder, forutsatt at oppdraget havner hos en norsk
boreentreprenør.
60 prosent i subsea BG regner med at omkring 60 prosent av investeringene i subseautstyr og -installasjon vil ende hos norske leverandører.Totalt skal rundt NKr 705 millioner brukes på innkjøp av utstyr,
hvorav NKr 423 millioner i Norge. Av de NKr 352 millionene vil NKr 211
millioner komme norske leverandører til gode.
Norsk engineering tungt inne BG skal bruke
rundt NKr 184 millioner på forprosjektering og -studier, og regner med
at rundt 138 millioner, eller 75 prosent, går til norske selskaper.
Samtidig skal omkring NKr 882 millioner brukes på prosjektledelse. Her
er den norske andelen enda bedre; NKr 794 millioner, eller 90 prosent.Operatøren estimerer at alle kostnadene til ferdigstillelse, rundt
NKr 15 millioner, ender innenlands, det vil også 65 prosent av de
beregnede kostnadene ved fjerning etter endt produksjon; NKr 578 av
totalt NKr 890 millioner.
Lite lokalt fra FPSO Den utpekte
Bream-FPSO-en, "Petrojarl 1," vil måtte gjennomgå omfattende
oppgraderinger og modifikasjoner for å forlenge levetiden og klargjøre
den for Bream-produksjonen. Kostnaden med dette er beregnet til totalt
NKr 1.561, men mesteparten vil skje utenlands. Ifølge BG vil NKr 791
millioner gå til levetidsforlengelsen, mens 50 millioner skal brukes på
nye fortøyningssystemer. Ingenting av dette vil leveres fra Norge. Av de
NKr 359 millionene som skal brukes på oppgradering av prosessanlegg,
vil 90 prosent bli brukt utenlands. Det vil også 60 prosent av de NKr
51.2 millionene som går til offshore commissioning og transport.Prosjektering og prosjektledelse for oppgraderingen av FPSO-en vil
derimot bidra til den norske leverandørindustriens omsetning: 100
prosent av prosjekteringskostnaden på NKr 66.6 millioner, og 90 prosent
av prosjektledelsen (NKr 219 av totalt NKr 243 millioner) vil ende i
Norge.BG leaser FPSO-en for omkring NKr 430 millioner i året, og har ikke
lagt oppgraderingskostnadene inn i investeringsbudsjettet for
Bream-utbyggingen.
Produksjonsstart i 2015 En PUD (plan for
utbygging og drift) er planlagt innlevert i oktober i år, og lisensen
håper på en godkjenning i løpet av desember 2012. Produksjonsstart er
satt til tredje kvartal 2015.Partnere i lisens PL 407 er BG Norge (operatør - 40 prosent), Premier
Oil Norge (20 prosent nå, har inngått avtale om Skeie Energys 20
prosent, men venter på myndighetsgodkjennelse) og Spring Energy 20
prosent).
