Energistyrelsen Amaliegade 44 1256 København K Att: Vibeke Nilsson Levi 11. november 2013 HØRINGSSVAR TIL UDKAST TIL BEKENDTGØRELSE OM INDSENDELSE AF OPLYSNINGER OM INDVINDING (PRODUKTION) AF KULBRINTER FRA DANMARKS UNDERGRUND Kære Vibeke Nilsson Levi Olie Gas Danmark takker for den fremsendte høring, som vi har en række bemærkninger til. Olie Gas Danmark ser overordnet positivt på tiltaget til at skabe en fælles ramme for rapportering af produktionsdata til Energistyrelsen. Etableringen af en sådan fælles rapportering bør imidlertid ske under hensyn til de associerede administrative byrder og omkostninger, således at disse begrænses. Det er Olie Gas Danmarks anbefaling, at Energistyrelsen tager initiativ til, at indkalde de relevante olieselskaber til drøftelse med henblik på at finde det rette niveau for indberetning af data. Det er brancheforeningens opfattelse, at indberetningen bør afspejle et faktisk behov for data snarere end en harmonisering af indberetningerne med udgangspunkt i summen af alle de eksisterende krav. Bekendtgørelsen vil medføre en relativt stor administrativ omstillingsbyrde i de første år efter bekendtgørelsens ikrafttrædelse, mens de løbende administrative konsekvenser formodentlig vil være af mere begrænset karakter i forhold til retningslinjerne for nye tilladelser og retningslinjerne for allerede tildelte licenser, som udgår når bekendtgørelsen vedtages. Dette er dog svært at vurdere grundet de korte frister og under hensyntagen til kompleksiteten af de oplysninger, der skal indsendes under bekendtgørelsen. Der er Olie Gas Danmarks opfattelse, at rapporteringsfristen som den er nævnt i 8 ikke er realistisk. I stedet bør der indføres en samlet rapportering, som udskydes til tidspunktet for indrapportering af endelige årsproduktionsdata ved udgangen af februar eller en opdelt indrapportering hvor der ultimo januar sker en indrapportering af reserver, produktion og injektion prognoser, og en indrapportering ultimo april hvad angår arbejdsplaner og ressourceplanlægning. Det er Olie Gas Danmarks opfattelse, at der for at sikre tilstrækkelig tid til implementering af de forslåede dataformater i XML baseret på PRODML standarden jf 17, i forhold til den forslåede ikrafttrædelsesdato, 1. april 2014, bør indføres en
overgangsperiode på minimum 3 måneder efter ikrafttrædelse, hvor der stadig kan rapporteres i henhold til gældende regler. Alternativt anbefales det, at ikrafttrædelsen udskydes tilsvarende. Side 2/8 Nedenfor er specifikke bemærkninger vedrører Maersk Oil og HESS Danmark ApS,. Det er Olie Gas Danmark bekendt, at DONG E&P har fremsendt et selvstændigt høringssvar, hvori de anføre en række specifikke bemærkninger. DONG E&P støtter de generelle bemærkninger, som er anført i dette høringssvar. Venlig hilsen Martin Næsby Direktør
SPECIFIKKE BEMÆRKNINGER FRA MAERSK OIL Side 3/8 2 8). Anbefaler at unit er Nm3 i stedet for m3. Dette vil sikre en ensartet rapportering og følge den foreslåede rapportering for andre gas volumener. 2 10). Anbefaler at unit er Sm3 i stedet for m3. Dette vil sikre at al olie rapportering fra de forskellige operatører umiddelbart er sammenlignelig. 5. Endelige produktionsdata. Såfremt der er ændringer i produktionsdata og disse er tilgængelige efter den 1. marts, skal disse ændringer inkluderes i næste års tal eller kan der ske en korrektion af det aktuelle år som derefter accepteres af energistyrelsen. 5 stk 2. Vi antager at den driftsansvarlige er ansvarlig for rapportering fra de danske anlæg og at denne rapportering er i overensstemmelse med olie og flare rapportering for danske anlæg. 6. I dag rapporteres den daglige indberetning udelukkende på proces centre basis og ikke også på felter. Vi ser dette som værende tilstrækkeligt og foreslår at rapportering bibeholdes på proces centre basis. 6. For at undgå rapportering på en helligdag foreslås følgende ændringer: Produktionsindberetning for fredage, lørdage og helligdage i forbindelse med weekend kan sendes til Energistyrelsen på første hverdag efter weekend/helligdag. 6. Såfremt den daglige produktionsrapportering sker i oil field unitser omregningsfaktoren til SI enheder nødvendig. Vi antager, at omregningsfaktoren ikke er anført på hver rapport, men derimod generelt aftales mellem Energistyrelsen og den driftsansvarlige. Vi antager, at omregning fra psig til bar og temperatur F til temperatur C etc er kendte størrelser og ikke er nødvendige at nævne. 6 1) Vedrørende propan og butan. Vi kan ikke se behovet for denne rapportering i de daglige rapporter da disse normalt viser hvilke aktiviteter der finder sted på den driftsansvarliges anlæg, og ikke hvad der forventes at foregå i Fredericia. Vi foreslår i stedet, at de daglige rapporter viser volumen eksporteret fra feltet visende kulbrinte i væskeform og kulbrinte gas (gassalg). 6 1) Ang. vand. I dag rapporterer vi ikke den daglige vandproduktion fra felter eller anlæg. Vi kan ikke umiddelbart se værdien af denne rapportering. Vi forslår, at dette krav fjernes fra rapporteringskravene for at reducere den administrative byrde. 6 2). Vi antager at total mængde vand og re-injiceret vand betyder total volumen af havvand og total volumen af produceret vand. I dag rapporteres kun total injiceret volumen, og vi kan ikke se behovet for denne ændring og foreslår, at dette krav fjernes. 6 3). Rapportering af tilbageproduceret CO2 er muligvis en svær opgave. Grundet den korte frist er det ikke muligt at vurdere de tekniske krav og dermed nødvendige investeringer samt administrative byrder forbundet hermed. Vi kan ikke se værdien af denne daglige rapportering og foreslår at fjerne dette krav til rapportering.
6 6). Vi antager, at den daglige rapportering kun refererer til den rapporterede dag. Rapportering antages at være opfyldt med rapportering under 6, 4). Vi foreslår derfor at slette dette rapporteringskrav. Side 4/8 7: Månedsrapport : Denne sætning vedr. rapportering af projekter, refererer kun til igangværende projekter. Vi antager, at der refereres til projekter som nævnt i 10 i Undergrundsloven. 8: Rapporteringsfristen den 2. januar er ikke mulig at opfylde. Vi foreslår at anvende den 31. januar for reserver og produktion og injektion prognoser, og at anvende den 30. april for arbejdsplaner og ressourceplanlægning. 9.2 Årlig reserve- og ressourceopgørelse : Definitionen af ordets forekomst er dækket af den nuværende inddeling af felter I den eksisterende reserveopgørelse for DUC. 9.2 Årlig reserve- og ressourceopgørelse : Rapportering af mean value eller P50 rapporteres på at best endeavour basis. Der findes ikke nogen uafhængig verifikation af disse tal. Det antages, at denne praksis fortsættes. 9.2 og 10.2: I den årlige rapport rapporteres kun salgsbare mængder. Da det (for DUC) er svært at estimere propan og butan salgsmængder for et felt eller projektniveauet relateret til den fælles DUC eksport, foreslår vi propan og butan rapporteringen fjernes fra rapporteringen, såfremt de mulige propan og butan mængder er mindre end 1-5 % af den totale mængde / produktions prognose. 10 Årlig rapportering af produktion og injektion prognoser : Produktion og injektion prognoser for projekter er kun for igangværende projekter. Vi antager, at der refereres til projekter som nævnt i 10 i Undergrundsloven. 11.2: Vi foreslår, at ændre prognosen fra det 5te år og fremad til årlig i stedet for kvartalsvis/semestervis. 12 Årlig rapportering af arbejdsplaner : Er rapportering af krav i overensstemmelse med de nuværende DUC arbejdsplaner i den eksisterende årlige rapport? Dette bedes bekræftet. 13: Den nuværende formulering af hvert anlæg, indretning og installation er uklar. Vi foreslår, at man klarlægger granulariteten og skriver platform installation, bridge module, pipeline, well level el lignende. 14 Årligt møde : Er det årlige møde i overensstemmelse med den eksisterende struktur? Hvor Energistyrelsen fremsender en spørgsmål baseret på den årlige rapport, som derefter bliver adresseret hver for sig. 17. Fra det tidspunkt hvor den reviderede definition og strukturformatet af XML rapporteringen er tilgængelig, må vi antage at minimum to måneder er påkrævet for at udvikle det nye IT system for indrapportering alene for at rapportere data som i dag er en del af den månedlige datarapportering. Al yderligere data forventes at være inkluderet i rapporteringen seneste ved slutningen af år 2014. Derudover er der data krav i rapporteringen, som ikke kan opfyldes idet de ikke måles eller er til rådighed.
Specifikke bemærkninger til Dataindberetning, Bilag 1 Side 5/8 Bilag 1. Vi forstår at Energistyrelsen har besluttet at anvende et specifikt rapporteringsformat til brug for månedlig rapportering. Der nævnes: Data indsendes til Energistyrelsen i et format, som aftales med Energistyrelsen, og vi foreslår følgende ændring: Data indsendes til Energistyrelsen i det format som Energistyrelsen har angivet Bilag 1 Produktionsbrønde. - Gas masse. I dag rapporteres gas masse ikke dagligt, da vi ikke måler gas densitet. Et krav om gas masse rapportering vil angivelig blive baseret på fast densitet - Gas løftegas. Vi rapporterer ikke løfte gas dagligt og ser heller ingen grund herfor. Løftegas vil blive en del af welltest rapportering. - Olie masse. I dag rapporteres ikke olie masse dagligt og vi ser heller ingen grund herfor. - Propan and butan produktion and masse. Vi kan ikke se værdien i at rapportere butan og propan på daglig basis. Såfremt dette krav bibeholdes, må vi forvente at en omfattende og besværlig model må udvikles. Vi foreslår i stedet, at butan og propan anses for omfattet af den flydende kulbrinteproduktion. - Brøndhoved temperatur. Denne temperatur vil ofte være påvirket af den omgivende temperatur og måske ikke give det rigtige billede. Vi foreslår kravet fjernet. - Det er generelt antaget, at data der ikke er til rådighed ikke skal rapporteres. Bilag 1 Injektionsbrønde. - Vandinjiceret produktionsvand. I dag rapporteres volumen af re-injiceret produktionsvand ikke, og vi foreslår at bibeholde den anvendte praksis. - Injektion. Vi antager, at rapportering vil være volumen enheder. - Brøndhoved temperatur. Ikke del af den nuværende rapportering og vi ser ikke nogen værdi i at inkludere dette. - Bundhul tryk og temperatur. Ikke en del af den nuværende rapportering og vi ser ikke nogen værdi i at inkludere dette. - Generelt antages, at data der ikke er til rådighed, ikke skal rapporteres. Bilag 1 platform data. - Gas flaring opdelt på LP og HP flaring. Vi rapporterer kun det totale flare mængde, og ser ingen grund til inddeling. - Gas løftegas. Ikke en del af den nuværende rapportering, og vi ser ingen grund til at inkludere. - Vand injiceret produktionsvand. I dag rapporteres dette ikke, og vi ser ingen værdi i at inkludere dette. - Vand udledning. I dag rapporteres dette ikke, og vi ser ingen værdi i at inkludere dette. - Vi antager, at rapportering vil være efter volumen. - Generelt antages det, at data, som ikke er til rådighed, ikke skal rapporteres. - Skal olie produktion inkluderes? Det fremgår ikke af skemaet. Bilag 1 Allokerede mængder i DONG Oil Pipe A/S anlæg - Vi antager, at denne information er sent fra Dong Oil Pipe i det format Energistyrelsen kræver at operatøren anvender.
- Det antages, at produktion fra udenlandske felter bliver rapporteret fra udenlandske operatører. - Rapportering vil kun være en indikation, idet DONG OIL PIPE i rapporteringsøjeblikket kun har fremsendt en prognose af de allokerede mængder for de tidligere måneder. - Vi antager at de endelige tal først vil bliver rapporteret som en del af de årlige tal (endelig produktionsdata) i det følgende år. Side 6/8 Bilag 1 brøndtest. - Brøndhoved temperatur. Denne temperatur vil ofte afhænge af den omgivende temperatur og muligvis ikke give det rigtige billede. Vi foreslår, at dette fjernes fra rapporteringskrav, da det ikke er den del af det nuværende krav. - Bundhul tryk og temperatur. Ikke en del af den nuværende rapportering. Er det virkelig nødvendigt? - Olie tæthed. I øjeblikket måles på døde olieprøver som API gravity. - Gas tæthed. Ikke en del af den nuværende rapportering, vil kræve prøver til laboratorie analyse. - Vand saltholdighed. Dette vil kræve en laboratorieanalyse. Kan vand tæthedsanalyse erstatte vand saltholdighed bestemmelse. - Det er generelt antaget at data, der ikke er til rådighed ikke skal rapporteres.
Bemærkninger fra Hess Denmark Aps Side 7/8 Exhibit 1 stipulates which information the monthly file should contain. Most of this data Hess already provides. A. For Production Wells : Oil mass, butane production, propane production and wellhead temperature In the monthly production data file Hess is not planning to report butane and propane production as long as these products are not sold individually. Similarly Hess is not planning to report CO2 injection as long as this is not implemented. B. For Injection Wells : Injected production water, CO2 injection, wellhead temperature and bottom-hole temperature Hess suggests not reporting oil mass day-by-day as this is not measured daily. Under Production Wells Hess reports an allocated daily oil volume. A mass volume can be estimated using the oil density given under Well test data. Hess accepts adding wellhead temperature for Production Wells. Hess suggests not reporting injected production water on a well-by-well basis. At South Arne injected production water and sea water is mixed before injected. The mixed ratio is not measured well-by-well. Hess will continue reporting total injected production water under "Platform data. Hess accepts adding bottom-hole temperature for Injection Wells. Hess cannot report wellhead temperature for Injection Wells, because this is not measured well-by-well. C. For Platform data : Flaring of LP gas, flaring of HP gas, CO2 injection, water discharged Hess accepts reporting of LP and HP flare individually rather than a total flare under Platform data. Hess suggests not reporting water discharged as this can be calculated simply as water production subtracted injected production water. Hess suggests continuing reporting oil fuel under Platform data. Hess suggests continuing reporting HCL export under Platform data. This is normally zero for South Arne. Oil exported from the GBS tank is reported under Cargo. D. For Well test data : wellhead temperature, bottom-hole temperature, gas density and water salinity Hess accepts reporting of wellhead temperature and bottom-hole temperature under well test data where measurement is possible.
Hess suggests not reporting gas density under Well test data, because this is not normally measured. Side 8/8 Hess suggests not reporting water salinity under Well test data, because this is not normally measured during well tests. Produced water salinity is measured well-by-well approximately once a month, but not normally in association with well tests