Lundin Energy AB a annoncé qu'au 31 décembre 2021, ses réserves nettes prouvées et probables (réserves 2P) sont de 639 millions de barils équivalent pétrole (Mbep) et ses réserves nettes prouvées, probables et possibles (réserves 3P) sont de 799 Mbep. Les réserves 2P plus les ressources contingentes nettes les mieux estimées (ressources totales) sont de 1 019 millions de bep, avec un ratio de remplacement des ressources totales3 pour 2021 de 202 %. Les réserves 2P de Lundin Energys comprennent une révision positive de 39 millions de bep, et les 3P comprennent une révision positive de 44 millions de bep par rapport à la fin de l'année 2020. La meilleure estimation des ressources contingentes nettes (ressources 2C) au 31 décembre 2021 est de 380 millions de bep, ce qui représente une augmentation de 105 millions de bep par rapport à la fin de l'année 2020. Les ressources totales au 31 décembre 2021 sont de 1 019 Mbep, ce qui reflète des ajouts de 144 Mbep par rapport à la fin de l'année 2020, y compris les acquisitions d'actifs. L'augmentation des réserves 2P concerne principalement les champs Edvard Grieg et Solveig. Le réservoir d'Edvard Grieg continue d'être plus performant et, grâce à une campagne de forage intercalaire réussie, les réserves ont augmenté de 17 %. La récupération finale brute pour Edvard Grieg est maintenant de 379 millions de bep, ce qui représente une augmentation de plus de 100 % depuis l'AOP. Les résultats des forages et les premières performances de production de la phase 1 du développement de Solveig ont entraîné une augmentation de 20 % des réserves 2P. Dans l'ensemble, la zone du Grand Edvard Grieg a une récupération finale brute de 450 millions de bep avec un taux de remplacement de 97 % de sa production en 2021. Le champ Johan Sverdrup continue de dépasser les attentes, avec un temps de fonctionnement élevé, une capacité de traitement accrue, d'excellentes performances du réservoir et des productivités de puits. Les réserves 2P de la société à la fin de l'année 2021 incluent pour la première fois une contribution de huit puits intercalaires (précédemment ressources contingentes), prolongeant la période de production en plateau. La société reconnaît qu'il existe un potentiel de réserves supérieures dans plusieurs parties du champ, qui sera réalisé grâce à de nouveaux forages intercalaires, une gestion optimisée du réservoir et une augmentation de la capacité des installations. Les travaux techniques visant à définir ce potentiel seront achevés d'ici la mi-2022. En octobre 2021, Lundin Energy a annoncé l'acquisition d'une participation supplémentaire de 25 % dans la découverte de pétrole de Wisting, située dans le sud de la mer de Barents, ce qui porte la participation totale à 35 %. Equinor, l'opérateur de Wisting, vise une AOP d'ici fin 2022, afin de bénéficier des incitations fiscales temporaires établies par le gouvernement norvégien en juin 2020. La transaction ajoute des ressources 2C de 131 millions de bep. Sur la base des résultats d'exploration de 2021 sur Iving et d'une évaluation plus approfondie des actifs échoués dans la mer de Barents, Lundin Energy a conclu que ceux-ci devaient être exclus des ressources contingentes 2C à la fin de l'année 2021. Les estimations des réserves ont été vérifiées par ERCE, un vérificateur de réserves indépendant, et ont été calculées selon les directives 2018 du Petroleum Resource Management System (SPE PRMS) de la Society of Petroleum Engineers (SPE), du World Petroleum Congress (WPC), de l'American Association of Petroleum Geologists (AAPG) et de la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Les estimations des ressources contingentes associées aux actifs Edvard Grieg, zone d'Alvheim, Johan Sverdrup, Solveig et Rolvsnes ont été vérifiées par ERCE. Pour les autres actifs, les volumes de ressources contingentes sont basés sur les estimations de la direction.