DNO PRESENTATION
APRIL 2000
DNO PRESENTATION
APRIL 2000
Introduction
Historical Review
Heather & Yemen Projects
Norway
Future Development
Introduction
DNO BUSINESS STRATEGY
TAIL-END PRODUCTION
SMALL OIL FIELDS
Concepts and strategy
• Value creation by combining smalldiscoveries into unitized producingclusters of at least 10 years
• Value creation by extending the lifeof producing fields based onimproved subsurface understandingand technology
• Participate in exploration of satelliteprospects in relation to producinginfra structure
• Be a wanted supplementarycompany that focus on the 2nd handmarked
Volumeknowledge
expl
icat
e
time
taci
t largeandsmall
large
small
Type ofcompany:
Large andsmallprospects
Large fieldsand prospects
Smalldiscoveriesand tailend
Mature/combination
Growth/extraction
Creation/experimentation
DNO E & P ACTIVITIES
Russia: 1 License with large provenoil reserves. UK YemenNorway
Heather Jotun
Russia
JotunTasour
Yemen: 2 Licenses - Operator for Tasour Development 1.000 B/D fm. 4 Q 2000
UK: 5 Licenses - Operator for Heather Area - 5.000 B/D
Norway: 3 Licenses - 1.850 BOPD
DNOBRITAIN LTD.
DNOBRITAIN LTD.
DNO GROUPDNO ASA
DNO GROUPDNO ASA
DNOYEMENDNO
YEMENDet Norske
Oljeselskap ASDet Norske
Oljeselskap AS
Offshore &Services
Offshore &Services
PDR 34.0 % IOT 100.0 % Clampon 24.5 %
PDR 34.0 % IOT 100.0 % Clampon 24.5 %
Block 32 20.00 %Block 53 24.45 %
Block 32 20.00 %Block 53 24.45 %
DNO ASA - Corporate Structure
Heather (2/4+2/5) 100 %Claymore 1%Solan 205/26a 3.7%210/29a 100 %
Heather (2/4+2/5) 100 %Claymore 1%Solan 205/26a 3.7%210/29a 100 %
Jotun Field 1.250 %Tor Field 8.737 %Glitne& Enoc 10.000 %
Jotun Field 1.250 %Tor Field 8.737 %Glitne& Enoc 10.000 %
Oil & GasOil & Gas
DNO ASABoard Of DirectorsDNO ASA
Board Of Directors
BERGE G. LARSENGroup Chief Executive Officer
HELGE EIDEGroup Chief Operating Officer
BERGE G. LARSENGroup Chief Executive Officer
HELGE EIDEGroup Chief Operating Officer
Det Norske Oljeselskap ASTORSTEIN SANNESS
General Manager
Det Norske Oljeselskap ASTORSTEIN SANNESS
General Manager
DNO BRITAIN LTD.DR. STEWART WATSON
Chief Executive Officer
DNO BRITAIN LTD.DR. STEWART WATSON
Chief Executive Officer
DNO YEMENMAGNE NORMANN
General Manager
DNO YEMENMAGNE NORMANN
General Manager
DNO – Group OrganizationFig.10
10 105 10
10= number of collaborators Total work force : 130
Operational technology network
GEOLOGY OG GEOPHYSICS
MERCANTILE SUPPORT
RESERVOIR
WELL TECHNOLOGY ANDDRILLING
DEVELOPMENT ANDOPERATION
SAFETY/ENVIRONMENT
IT/DESIGN
ASA
Historical Review
JUNE 1996NEW MAIN SHAREHOLDER - NEW MANAGEMENT -NEW STRATEGY
JULY 1997OPERATOR FOR HEATHER FIELD UK
NOVEMBER 1998OPERATOR FOR BLOCK 32 YEMEN
FEBRUARY 2000RE-ENTRY TO NORWAY
MAIN EVENTS 1996 - 2000
Reserves
020406080
100120140160
1995 1996 1997 1998 1999
Mill barrels
Oil ProductionMill
barrels o.e./day
00,5
11,5
22,5
33,5
1995 1996 1997 1998 1999 4thQv. 1999
44,5
5
Revenue Development
NOK 1000
Oil and gas Offshore & Services
0
50
100
150
200
250
300
1995 1996 1997 1998 1999
Financial Performance - Net Profit
NOK 1000
-50
0
50
100
150
200
1995 1996 1997 1998 1999-100
PDR ASA EFFECT:
(44 MILL.)
THE HEATHER
PROJECT
Greater Heather Area2/52/4 3/1
18
5
3
LLION
206
2726
25D
20
1312
19BEATRICE
1207ShetlandIslands
6 7
CLAYMORE
14
CAPTAIN
ROSSTARTAN
SCOTT
DAUNTLESS
DURWARD
BUCHAN
KITTIWAKEFORTIES
BRITANNIA,ALBA
EIDER
HEATHERPELICAN
CORMORANTHUDSON
TERN
2
8
EMERALDNINIAN/
COLUMBA
BRAE AREASEDGWICK
15
21
PIPER
ELGIN,FRANKLIN
ETAPGUILLEMOT
GANNET
16
22
BEINN
LYELL
9
3
BRUCENESSNEVIS
DUNBAR
CURLEW
4
10FRIGG
BERYLGRYPHON
HARDING
EAST BRAE
T BLOCK
MILLERKINGFISHER
LARCHBIRCH
MAUREENARMADA
BRENT
ELLON
BALMORAL,GLAMIS, STIRLING
MURCHISONSTATFJORD
STRATHSPEYALWYN NORTH
30MACHARERSKINE
23
EVEREST
PIERCELOMOND
MONTROSE,ARBROATHNELSON
HUTTON / NW HUTTON
JOANNE/JUDY
18
5
3
LLION
206
2726
25D
20
1312
19BEATRICE
1207ShetlandIslands
6 7
CLAYMORE
14
CAPTAIN
ROSSTARTAN
SCOTT
DAUNTLESS
DURWARD
BUCHAN
KITTIWAKEFORTIES
BRITANNIA,ALBA
EIDER
HEATHERPELICAN
CORMORANTHUDSON
TERN
2
8
EMERALDNINIAN/
COLUMBA
BRAE AREASEDGWICK
15
21
PIPER
ELGIN,FRANKLIN
ETAPGUILLEMOT
GANNET
16
22
BEINN
LYELL
9
3
BRUCENESSNEVIS
DUNBAR
CURLEW
4
10FRIGG
BERYLGRYPHON
HARDING
EAST BRAE
T BLOCK
MILLERKINGFISHER
LARCHBIRCH
MAUREENARMADA
BRENT
ELLON
BALMORAL,GLAMIS, STIRLING
MURCHISONSTATFJORD
STRATHSPEYALWYN NORTH
30MACHARERSKINE
23
EVEREST
PIERCELOMOND
MONTROSE,ARBROATHNELSON
HUTTON / NW HUTTON
JOANNE/JUDY
Heather Alpha
Main FieldSatellitesProspect
LOCATION: BLOCK 2/4 & 2/5 UKCS
OPERATOR: DNO (100 %)
START OF PRODUCTION: 1978
TOTAL PRODUCED RESERVES: 122 MILL. BBLS
ESTIMATED REMAINING RESERVES: 80 MILL. BBLS
CURRENT PRODUCTION: 4.750 BOPD
BBL/DAY
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
2000 2002 2004 2006 200819981996199419921990198819861984198219801978
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
COP ??
1996REVIEW
1996REVIEW
• FIELD APPROACHING CESSATION OF PRODUCTION
Heather Production History
• PARTNER MIS-ALLIGNMENT
License Partners 1975-1997
Heather Field Partner Arrangements
License Partners 1997 - 1999:
Unocal – Operator (31.25 %)
Texaco (31.25 %), British Gas (31.25 %), DNO (6.25%)
DNO – Operator (37.5 %)
Texaco (31.25 %), British Gas (31.25 %)As of October 1999:
DNO - Operates on 100 % basis
Texaco, British Gas “Sleeping Partners”
New 3-D Seismic for the Main Field
INVESTMENTS 1997 – 1999 (DNO 100 %)
Re-evaluation of the Heather Area
Re-activation of Platform Drilling Rig
GREATER HEATHER AREA RESERVES
2/52/4
Heather Alpha Platform
3/1
Main Field
Satellites
ESTIMATED RESERVES
80 MILL. BBLS
ESTIMATED RESERVES
80 MILL. BBLS
Main Field
West Heather
North Terrace
South-West Heather
South Terrace
New Prospect100 + mill bbls
potential
New Prospect100 + mill bbls
potential
Greater Heather Area
Development Plan March 2000
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Hea
ther
Fie
ld E
xpor
t Oil
Rat
e (BO
PD)
W HeatherTriassicNorth TerraceCompartmentsInfillBaseline
2/52/4 3/1
Heather Area Conceptual Development PlanMarch 2000
Development of 48 mill. barrels of Reserves
Production until 2010 !
Heather Field
North Terrace
West Heather
BBL/DAY
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������2000 2002 2004 2006 200819981996199419921990198819861984198219801978
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
5
10
15
20
25
ANNUAL “BASELINE” OPEX£ MILL.
25 % REDUCTION
£ 5 MILLION PERANNUM
DNO BECAME OPERATOR
Heather Field Opex
BBL/DAY
������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
2000 2002 2004 2006 200819981996199419921990198819861984198219801978
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
Heather in Summary
REMAINING RESOURCES COMBINED WITH COST REDUCTION FORMS THE BASISFOR AT LEAST 10 YEARS EXTENDED PRODUCTION FROM HEATHER .
CONTINUED PRODUCTION FROM HEATHER ALLOW FOR FURTHEREXPLORATION AND APPRAISAL OF THE GREATER HEATHER AREA.
10 YEARS DEFERRAL OF PLATFORM DECOMMISSIONING REPRESENTSSUBSTANTIAL ADDITIONAL VALUE TO THE ASSET.
THE TASOUR
PROJECT
YEMENBlock 32 Location Map and Regional Setting
100 km
Saudi Arabia
Yemen
Gulf of Aden
Red Sea
Africa
Ras Issa
Bir Ali Terminal
Ash Shihr TerminalAL MUKALLAH
Marib - Jawf - Shabwa Basin
Sayun - Masila Basin
Jeza Basin
Block 32
DNO - 20 % and Operator
Norsk Hydro - 25 %
Ansan Wikfs - 44,5 %
Transglobe Energy - 9,5 %
Block 32 Partners
Tasour Area
Abiyeet-1
Rudood-1 North Hemiar-1
Atheib-1
Tasour-1,2,3,W-1
Block 53Dove Energy
Block 32DNO
Yashaar B Yashaar Lead 1
Yashaar Lead 2
Tasour F Tasour D
Tasour EastTasour CTasour BTasour West
Tasour G
Block 14Canoxy
8 km
65 kmConnecting Pipeline
to Canoxy
65 kmConnecting Pipeline
to Canoxy
DNO LICENSES - REPUBLIC OF YEMEN
Tasour 1Oil Test4.800 b/d
Tasour 1Oil Test4.800 b/d
Tasour 1Oil Test2.200 b/d
Tasour 1Oil Test
2.200 b/d
BLOCK 32DNO 20 %
(OPERATOR)
BLOCK 32DNO 20 %
(OPERATOR)
TOTAL20.000 b/d
TOTAL20.000 b/d
CANOXY200.000 b/d
CANOXY200.000 b/d
Pipeline400.000 b/d
capacity
Pipeline400.000 b/d
capacity
BLOCK 53DNO 24.45 %BLOCK 53
DNO 24.45 %TASOUR LOCATIONTASOUR LOCATION
YEMENBlock 32 Area - Production & Infrastructure
TASOUR 3 DRILLING SITE - BLOCK 32 YEMEN
������������������������������������������������������
������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
������������������������������������������������������
������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
���������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
��������������������������������������������������������������������������������������
��������������������������������������������������������������������������������������
��������������������������������������������������������������������������������������
��������������������������������������������������������������������������������������
YEMENTasour Area Prospects and Leads
Yashaar Lead 2
Yashaar C
Prospect2/Gamma
Can
Oxy
Blo
ck 1
4
Tota
l Blo
ck 1
0
Wadi Sana-1
North Hemiar-1Atheib-1
Tasour East
Abiyeet-1
Yashaar B
Yashaar A
Tasour F
Tasour CTasour BTasour West
Tasour G
Shariouf A
Dov
e B
lock
53
DN
O B
lock
32
8 km
Shariouf B
Mishtah-1
Darbah-1Darbah-1A
Mishtah B
Qishn S1 Structural Trap?
Atheib E
Mishtah D
Wadi Sana-B
Wadi Sana-C
Tasour D
North Hemiar Atheib
Development Area
�������������������������
�������������������������
�������������������������
65 km Pipeline
P-50: Oil Production Profile
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
jul.00jan.01jul.01jan.02jul.02jan.03jul.03jan.04jul.04jan.05jul.05jan.06
Date
Rat
e: b
bl/d
YEMENTasour B Production Profile (100 %)
8 mill. barrels
������������������������������������������������������
������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
������������������������������������������������������
������������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
�����������������������������������������������������
������������������������������������������������������������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
�������������������������������������������������������
���������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������
��������������������������������������������������������������������������������������
��������������������������������������������������������������������������������������
��������������������������������������������������������������������������������������
��������������������������������������������������������������������������������������
YEMENTasour Area Prospects and Leads
Yashaar Lead 2
Yashaar C
Prospect2/Gamma
Can
Oxy
Blo
ck 1
4
Tota
l Blo
ck 1
0
Wadi Sana-1
North Hemiar-1Atheib-1
Tasour East
Abiyeet-1
Yashaar B
Yashaar A
Tasour F
Tasour CTasour BTasour West
Tasour G
Shariouf A
Dov
e B
lock
53
DN
O B
lock
32
8 km
Shariouf B
Mishtah-1
Darbah-1Darbah-1A
Mishtah B
Qishn S1 Structural Trap?
Atheib E
Mishtah D
Wadi Sana-B
Wadi Sana-C
Tasour D
North Hemiar Atheib
Development Area
�������������������������
�������������������������
�������������������������
65 km Pipeline
F Structure
D Structure
P-50 + Tas.D&F (risked)
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
jul.00
jan.01
jul.01
jan.02
jul.02
jan.03
jul.03
jan.04
jul.04
jan.05
jul.05
jan.06
Date
Rat
e: b
bl/d
+ Tas.D and F
P-50 Base Case
YEMENTasour B, D and F Production Profile (100 %)
12 mill. barrels
Development plan filed Dec. 99’
Production start up 4 Q 2000
Close to existing infrastructure - low development costs
Located in area with substantial oil production
YEMEN BLOCK 32
NORWAY
“DNO will build on it’s valuable experience andexpertise from Heather and Tasour”
RE-ENTRY TO NORWAY
Opportunities
• Imbalance between the three enabling factors; intellect, land and capital create a negative spiral
• Small fields have become larger
• Two decades of outsourcing have made technology an equal commodity for small and large companies
• Competition related to why and where instead of how
Concepts and strategy
• Value creation by combining smalldiscoveries into unitized producingclusters of at least 10 years
• Value creation by extending the lifeof producing fields based onimproved subsurface understandingand technology
• Participate in exploration of satelliteprospects in relation to producinginfra structure
• Be a wanted supplementarycompany that focus on the 2nd handmarked
Volumeknowledge
expl
icat
e
time
taci
t largeandsmall
large
small
Type ofcompany:
Large andsmallprospects
Large fieldsand prospects
Smalldiscoveriesand tailend
Mature/combination
Growth/extraction
Creation/experimentation
Areas of interest in Norway
• Mature part of North Sea south of 60°N
• Discoveries with low GOR
• Upper Cretaceous fields and discoveries
Tor Field (Tor Unit) Location mapOperator Phillips : 32.02 %DNO Share : 8.74 %
Other Licensees:TotalFina/Elf : 41.01 %Agip : 11.30 %Norsk Hydro : 5.80 %Statoil : 1.13 %
License expiry 2028
Top Ekofisk Fm. depth
Production history
15
10
5
078 1082 86 90 94 98 02 06
Year
vertical scale: 1000 Sm /day3
Seismic
Geoprofile
S N8x E16
Seismic
Geoprofile
3.0
3.5
RESERVES MMBBL/BSCF
STOOIP : 817/1215
Produce : 132/478
Remaining res : 40/64
• Identify discoveries with similar oil properties
• Identify movable production units in relation to subsurface conditions
• Create common incentive to maximize value for licensees
The cluster concept
- Large energy companies
- Petroleum commodity
- Growth by acquisition and merger
- Lack of reserve replacement for oil, balance for gas
- Shift to low cost areas
- Triple bottom line accounting
2500 -
2000 -
1500 -
1000 -
500 -
0 -1988 1990 1992 1994 1996 Year
MM
b
Liquids Production v. Reserves Added(excluding North America) Liquids
Total 1988 - 97: 200.936 1993 - 97: 103.046
Recoverable Reserves (MMb)
State Take in Low Cost Areas at $ 10/b100 -
95 -
90 -
85 -80 -75 -
70 -
Stat
e T
ake
& G
ross
Pro
ject
Cas
h fl
ow
50 100 200 500 1000 2000
6.0 -
5.0 -4.0 -3.0 -2.0 -
1.0 -0.0 -
Cos
t ($/
b)Recoverable Reserves (MMb)
North Sea
Gulf of Mexico
S. E. Asia
South America
West Africa
Middle East
Field Development Costs ($/b, 1999)
10 25 50 100 250 750
Mega Trends in the Petroleum Industry
Replacement
Production
Egypt
Syria
Libya
Yemen
Oman
Venezuela
Volume of LiquidsTotal 1988 - 97: 86.567 1993 - 97: 32.046
Cluster production
AVERAGE
YEAR
Characteristics:- Size 15 - 50 mill. bbl- Number 20 - 50 low GOR- Small margins between expected and min. economic reserves- 3D requirement, but not sufficient- Low relief and sensitive to time depth conversion- High productivity
Challenges:- Holistic agreement among companies across licenses boundaries- Increased volume to sustain failures- Timing of out-and in-phasing of fields
BOPD
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Production forecast
Glitne
TorJotun
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Potential for cluster growth
present identified
Cluster v.s. conventional development
1 2 3 4 5 6 7 8 9 year
G NOK 3
2
1
-1
-2
-3
-4
0
Accumulated cash flow before taxPaleocene, 3 x 33 mill bbl., cluster
Paleocene, 100 mill bbl., conventional
DNO strategy in Norway
• Supplementary company
• Value creation by cluster production of small discoveries
• Extend the tail end production by reduced costs and increased reserves
• Participate in exploration in relation to producing infrastructures
• Active partner with the potential of being a network operating company in the future
DNO experience
• Good dialog with oil companies and contractors
• Alternate ways of obtaining production
• Alternate ways of remuneration- direct payment- profit sharing- carrying of exploration
• Strengthen position by actions
Operational technology networkGEOLOGY OG GEOPHYSICS
PGSGeco/Schlumberger
TechnoguideAPT
Geo NorgeAker Geo
TGS NopecLong Island
Nordang ExplorationPetroteam
MERCANTILE SUPPORT
Arthur AndersenDNB Markets
First SecuritiesChase
Citicorp
RESERVOIR
RDSTechnoguide
ROXARRogalandsforskning
TriangelPGSRWS
WELL TECHNOLOGY ANDDRILLING
RogalandforskningTriangel
Heather operasjoner:Sperry SunDrill QuestHalliburtonBaker AtlasABB VetcoCairntoul
BaroidCamcoT.I.W
DEVELOPMENT ANDOPERATION
AkerKværner
ABBUmoe
BergesenPGS
Fred Olsen EnergiOffshore Design
SAFETY/ENVIRONMENT
Rogaland ConsultingTriangel
ScanpowerIPRES
IT/DESIGN
TelecomputingNexthood
Oskarsen tegning og designBarebra
ASA
ActiveDialog
The network company
Det Norske Oljeselskap AS - Functional intern network
The DNO Safety Management System is designed to:
• Protect the safety and welfare of everyone engaged in activitieson behalf of the company.
• Meet legislative and regulatory requirements.
• Minimise financial loss caused by accidents, unplanned downtimeof equipment, and loss of fluid containment.
• Provide a means of monitoring and measuring performance toenable lessons to be learnt.
• Facilitate continuous overall business improvement.
DNO Heather LimitedSafety Management System
DNO Safety Management SystemOverall Structure
• Board Policy Statement.
• Management System Policy Manual.
• Procedures Manual.
• Detailed Work Instructions.
• Reporting/Communication.– Toolbox Meetings– Dedicated Safety Meetings– Forms (Injuries, Losses, Non Conformance, Dangerous
Occurrences, Near Misses)
• Investigations.
• Action Plans.
• Continuous Improvement.
DNO Heather LimitedHS&E Operational Performance
1997 1998 1999Unplanned Facilities Downtime (%) 0.025 0.056 0.054Unplanned Facilities Downtime (hrs) 2.2 4.9 4.7
Lost Time Accidents 2 1 1Dangerous Occurrences 7 3 7Loss/Damage Reports 18 15 8Medical Treatment Cases 0 3 1First Aid Cases 1 1 0Near Misses 4 2 2
TOTAL 32 25 19Volume Gas Flared (MMscf) 312 163 90Number of Oil Spills/Sheens 4 2 4Total Volume Spilled (bbls) 0.7 2.8 1.8Oil-in-Water Discharge (ppm) 31 29 26
Future Development
Company Growth
based on
Current Projects
Heather - Yemen - Norway
Mill barrels
0
20
40
60
80
100
120
140
160
North Sea
Other
OIL RESERVES AS OF 1 Q 2000
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
4 Q 1999 1 Q 2000 1 Q 2001 1 Q 2002 1 Q 2003 1 Q 2004
Y E ME N
N O R W A Y
U K
BARRELS / DAY
PRODUCTION FORECAST FROM CURREENT PROJECTS
Trippel Oil Production within 2-3 years
from current projects
GROWTH POTENTIAL
Capitalize on the window of opportunity onNCS and UKCS
DNO IS WELL POSITIONED FORGROWTH !
4.0
3.0
2.0
1.0
0
4.5
3.5
2.5
1.5
0.5
USD/BOE
EnterpriseOil
LASMO BritishBorneo
EuropeanE&P
(median)
DNO
ENTERPRICE VALUE PER BARREL OIL
Proven + Probable
North Sea Reserves
Current Projects
60 % of NS
Reserves54 mill. barels
Source: Sundal & Collier