Årsrapport 2001
BP Amoco Norge AS ble etablert ved en fusjon mellom BP Petroleum Development of Norway AS og Amoco Norway AS.
BP Amoco Norge AS ble etablert ved en fusjon mellom BP Petroleum Development of Norway AS og Amoco Norway AS. Fusjonen ble godkjent av norske myndigheter i desember 1999 med regnskapsmessig virkning fra 01.01.99. Via en kapitalutvidelse pr. 30.06.99 ble virksomheten, eiendeler og gjeld i de tidligere filialene BP Norge UA og Amoco Norway Oil Company, Norsk filial, overført til selskapet.
Selskapet driver utvinning og transport av olje og gass. Hovedkontoret ligger i Stavanger.
Selskapet driver utvinning og transport av olje og gass. Hovedkontoret ligger i Stavanger.
Resultat
Den samlede omsetning for selskapet for 2001 var 8028 millioner kroner mot 8305 for 2000. Resultatet før skatt var på 5046 millioner kroner som var en nedgang på 1163 millioner fra 2000. Resultatet etter skatt var på 1459 millioner, mens det samme tallet for 2000 var 1495 .Den gjennomsnittlige oljeprisen har falt med 14% fra 2000 og derved redusert selskapets driftsinntekter. Dette er nesten blitt oppveiet av en økning i produksjonen.
Styret mener resultatet for 2001 gir et godt grunnlag for en fortsatt drift og fremtidig vekst i selskapet.
Balanse
Selskapet har en sterk balanse. Til tross for investeringer på nesten 3 milliarder kroner i 2001 var den rentebærende gjelden ved utgangen av året bare på 1,2 milliarder. Utsatt skatt som er den største forpliktelsen i balansen er oppført med 3,4 milliarder kroner. Dette er en nominell verdi. Den reelle forpliktelsen i nåverdi er vesentlig lavere. I de nærmeste årene forventer en fortsatt høye investeringer som vil medføre en økning i gjelden. De økte investeringene forventer en vil bidra til fremtidig vekst og god inntjening for selskapet.Produksjon
I juli 2001 startet produksjon fra Tambarfeltet som ligger ca 16 kilometer sørøst for Ulafeltet. Produksjonen på feltet fjernstyres fra Ulafeltet og eksporteres til Ula for prosessering. Fra Ula transporteres oljen i eksisterende rørsystemer via Ekofisk til Teesside i Storbritannia. Gass fra Tambar blir injisert i Ula-reservoaret for å øke utvinningen på Ula.I 2001 har selskapet hatt produksjon fra feltene Valhall (eierandel 28,09% ), Ula (eierandel 80%), Gyda (eierandel 56%), Hod (eierandel 25%), Tambar (eierandel 55%) og Draugen (eierandel 18,36%). Med unntak av Draugen er selskapet operatør for alle disse feltene. Selskapets andel av produksjonen utgjorde 107 600 fat oljeekvivalenter pr. dag mot 95 000 i 2000.
Lete og utbyggingsvirksomhet
Selskapet deltok i to lete- og fire avgrensningsbrønner i 2001, hvorav fire som operatør. På Havsule-prospektet (brønn 6404/11-1) ble boring igangsatt i desember. Dårlig vær forsinket operasjonen og planlagt dyp på 3500m vil nå bli nådd tidlig i 2002. Letebrønn 2/5-12 på Tyr prospektet opereres av Amerada Hess. Brønnen ble påbegynt i november og boringen ble avsluttet i begynnelsen av februar. Det ble ikke påvist hydrokarboner. Den Statoil opererte brønn 15/3-7 hadde til hensikt å avgrense Gudrun, et gassfunn i Nordsjøen fra 1974. Brønnen påviste noe olje og gass og ga viktig informasjon til de pågående feltutbygningsstudiene. To avgrensningsbrønner (vertikal brønn og sidesteg) ble boret på det BP opererte Skarv funnet utenfor Sandnessjøen og en tredje brønn ble påbegynt. Olje ble påvist i mengder som antatt i basismodellen. BP går nå inn i en detaljert planleggingsfase for Skarv med ambisjon om å sende inn plan for utbygning og drift (PUD) i slutten av 2002.
Selskapet har også andeler i gassfeltet Ormen Lange i Norskehavet. Dette feltet er under evaluering for utbygging og Norsk Hydro er operatør for denne fasen. Det planlagte tidspunkt for innlevering av PUD er 4. kvartal 2003 med produksjonstart i 2007.
17. lisensrunde ble utlyst 13. desember med søknadsfrist 18. mars 2002. BP og samarbeidspartnerne er godt i gang med evalueringen og tar sikte på å søke på flere lisenser i tråd med BPs ambisjon om å bli en større aktør på Norsk sokkel.Ni lokalansatte geologer/geofysikere er for tiden utstasjonert. Disse vil bringe relevant erfaring tilbake til Norge de kommende år.
I 2001 har selskapet vært aktiv i kjøp og salg av lisenser. Dette er en videreføring av strategien med å fokusere letevirksomheten på selskapets kjerneområder.
17. lisensrunde ble utlyst 13. desember med søknadsfrist 18. mars 2002. BP og samarbeidspartnerne er godt i gang med evalueringen og tar sikte på å søke på flere lisenser i tråd med BPs ambisjon om å bli en større aktør på Norsk sokkel.
I 2001 har selskapet vært aktiv i kjøp og salg av lisenser. Dette er en videreføring av strategien med å fokusere letevirksomheten på selskapets kjerneområder.
Investeringer
I 2001 ble utbyggingen av Tambarfeltet avsluttet. Totale investeringene i dette feltet var 1,4 milliard kroner hvorav BP Amoco sin andel var 55%.
I 2000 ble et prosjekt for injeksjon av vann på Valhallfeltet satt i gang. Installasjon av plattformen på feltet er planlagt i løpet av tredje kvartal 2002. Dette prosjektet vil øke reservene og produksjonen fra Valhall. Det er antatt at injeksjon av vann vil starte i 2003, og at den totale investeringen inkludert boring vil være på 5 milliarder kroner hvorav BP Amoco sin andel er 28,09%.
I løpet av sommeren 2001 ble Valhall Flanke prosjektet godkjent av Valhall lisenshaverne og en PUD ble oversendt myndighetene i august. Dette prosjektet omfatter to normalt ubemannede plattformer, en i den sydlige delen og en i den nordlige delen av Valhall feltet. Produksjonen vil ledes til Valhall komplekset hvor prosessering vil skje. Myndighetene godkjente PUD i november og en har nå startet byggingen av den sørlige plattformen hvor Hereema Tønsberg er hovedleverandør. Installasjon av plattformen på feltet er planlagt til august 2002, og deretter vil en starte boring av brønner. Det totale prosjektet har en investeringsramme (inkludert boring) på 4,2 milliarder kroner. Første produksjon er antatt i løpet av første kvartal 2003.
I løpet av sommeren 2001 ble Valhall Flanke prosjektet godkjent av Valhall lisenshaverne og en PUD ble oversendt myndighetene i august. Dette prosjektet omfatter to normalt ubemannede plattformer, en i den sydlige delen og en i den nordlige delen av Valhall feltet. Produksjonen vil ledes til Valhall komplekset hvor prosessering vil skje. Myndighetene godkjente PUD i november og en har nå startet byggingen av den sørlige plattformen hvor Hereema Tønsberg er hovedleverandør. Installasjon av plattformen på feltet er planlagt til august 2002, og deretter vil en starte boring av brønner. Det totale prosjektet har en investeringsramme (inkludert boring) på 4,2 milliarder kroner. Første produksjon er antatt i løpet av første kvartal 2003.
Ytre miljø
Selskapets Miljøstyringssystem er sertifisert i henhold til ISO 14001. Dette er en frivillig ordning, som viser at selskapet oppfyller visse krav om retningslinjer for miljøarbeidet, systematisk gjennomgang av miljøresultatene, planer og program for miljøsatsingen, årlige revisjoner og systematisert miljøstyring. Informasjon om det ytre miljø omfatter de feltene selskapet er operatør for.Utslipp til sjø
I 2001 var det to utslipp av olje som totalt utgjorde 1,3 m3. I 2000 var det tre utslipp som totalt utgjorde 3,7m3. Konsentrasjon av olje i produsert vann var for de enkelte feltene i mg/l: Ula 18, Gyda 16 og Valhall 18. For Ulafeltet ble 91% av det produserte vannet pumpet tilbake til reservoaret for å redusere utslipp og for å øke trykket.Utslipp til luft
Det totale utslipp av drivhusgasser, hovedsaklig CO2, NOx og metan økte marginalt fra 2000. Økningen var imidlertid mindre enn økningen i produksjonen.En viser til selskapets internettside www.bp.no for ytterligere informasjon.
Sikkerhet
I 2001 ble det rapportert en kritisk hendelse med mulig alvorlig personskade, det samme som i 2000. En tung gjenstand falt ned på boregulvet hvor den var borti en person. Personen ble ikke påført noen skader. Denne hendelsen skjedde på riggen Maersk Guardian under boreoperasjoner for selskapet. En kritisk hendelse defineres som en hendelse som i verste fall kunne medføre død eller permanent invaliditet. Selskapet har som mål ingen kritiske personskader. Antall arbeidsskader som medførte fravær fra arbeidet var 15. Dette var en økning på 10 fra 2000. Fraværskadefrekvensen pr.200 000 arbeidstimer var 0,86.Antall registrerte hydrokarbonlekkasjer fortsatte på den positive trenden selskapet har sett over de siste årene. I 2001 hadde selskapet 15 hydrocarbonlekkasjer.
Helse og arbeidsmiljø
I 2001 var sykefraværet 2,8% for hele selskapet. Det var på samme nivå som for 2000. Selskapet har i en årrekke hatt nedgang i det totale sykefravær. I 2001 ble det satt i gang helsekampanjer for å få de ansatte i bedre fysisk form. Omlag to tredjeparter av de ansatte har signert helsekontrakt hvor de forplikter seg til å redusere vekten, slutte å røyke eller komme i bedre fysisk form. Inntil nå har 70% oppnådd de mål som var satt i helsekontrakten.Organisasjon og bemanning
2001 var et nytt år med økning i aktiviteten i selskapet som følge av oppstart av nye utbyggingsprosjekter og høyere aktivitet i igangværende prosjekter. Dette medførte et behov for en økning i antall ansatte. Økningen var på 88 hvorav fire kom fra andre BP selskaper i utlandet. Det høye antallet nyansatte medførte at mye ressurser har vært brukt på oppfølging av disse. Selskapet gjennomfører hvert år en undersøkelse blant de ansatte hvor en måler de ansatte sin tilfredshet med arbeidsforholdene. Denne undersøkelse viste også for 2001 en positiv utvikling. I 2001 har det vært 39 norske ansatte utstasjonert til andre BP selskaper. Selskapet legger stor vekt på utveksling av ansatte til andre BP selskaper. Ved utgangen av 2001 var det 670 ansatte i selskapet.Fremtidig utvikling i selskapet
Selskaper ønsker å øke sin aktivitet i Norge gjennom leting og utbygging av egne reserver og gjennom kjøp/salg av andeler.Viktige bidrag til denne veksten er den fullførte utbyggingen av Tambarfeltet og det pågående vanninjeksjonsprosjektet og utbygging av flankene på Valhall.
På litt lengre sikt vil utbygging av Skarv-feltet og Ormen Lange feltet bidra til fremtidig vekst i selskapet.
Regnskapet
Vi har ikke kjennskap til noen forhold av betydning som skulle virke inn på vurderingen av selskapets stilling pr. 31. desember 2001, eller resultat for 2001, utover det som fremgår ovenfor og av regnskapet forøvrig. Årsregnskapet er avlagt under forutsetningen om fortsatt drift.Disponering av årsoverskudd
Overskuddet for BP Amoco Norge AS disponeres som følger:Overskudd: 1459 186 000 NOK
Utbytte: 1450 000 000 NOK
Overført til annen egenkapital: 9 186 000 NOK
I styret for BP Amoco Norge AS
Stavanger, 27. februar 2002
O.Wattne (formann)
A. Drinkwater administrerende direktør
V. Nedrebø, K.O. Ekroll, O.R. Olsen, V. Didriksen, I. Haugeberg
