Sokkelåret 2014 - Feltutbygginger

igress-norsk
15.01.2015
I 2014 mottok myndighetene én plan for utbygging og drift (PUD), for et lite gassfunn nær Statoil-opererte Gullfaks Rimfaksdalen i Nordsjøen. Funnet 34/10-53 S skal bygges ut med en havbunnsramme knyttet opp mot Gullfaks A.

Nordsjøen

Fem nye bunnfaste produksjonsinnretninger er under bygging i Nordsjøen. To av disse vil komme på feltene Gina Krog og Martin Linge, som begge ble påvist allerede i 1978. Teknologiutvikling samt ny undergrunninformasjon bidro til at rettighetshaverne kunne beslutte utbygging i 2012. Statoil-opererte Gina Krog ligger omlag 30 kilometer nordvest for Sleipner. Hydrokarbonene herfra skal overføres til Sleipner for endelig prosessering, og det skal benyttes et lagerskip for olje. Total-opererte Martin Linge ligger omlag 42 kilometer vest for Osebergområdet nær delelinja til britisk sektor. Her skal det også brukes et lagerskip for oljen som skal utvinnes i tillegg til gassressursene. Martin Linge skal drives med elektrisk kraft fra land. Planlagt produksjonsstart for Gina Krog og Martin Linge er henholdsvis 2017 og seint i 2016.

Lundin og Det Norske fikk godkjent PUD for henholdsvis Edvard Grieg og Ivar Aasen i 2012 og 2013. Dette er to relativt nye felt som ble påvist i henholdsvis 2007 og 2008. Begge er lokalisert på Utsirahøgda og utbyggingsløsningene er samordnet. Hydrokarbonene fra Ivar Aasen skal overføres til Edvard Grieg for sluttprosessering.  Edvard Griegfeltet skal også overføre kraft til Ivar Aasen. Planlagt produksjonsstart for Edvard Grieg og Ivar Aasen er henholdsvis seint 2015 og 2016.

Feltet Hanz – som er operert av Det Norske – skal bygges ut med havbunnsrammer knyttet opp mot Ivar Aasen. Tidspunkt for utbygging samt produksjonsstart vil bli tilpasset produksjonen på Ivar Aasen.

Statoil-opererte Valemon, påvist i 1985, er et gassfelt som ligger rett vest for Kvitebjørn. Utbyggingsplanen ble godkjent i 2011, og feltet begynte å produsere 3. januar 2015. Valemon er bygget ut med en bunnfast produksjonsinnretning med forenklet separasjonsprosess. Kondensatet og gassen overføres til henholdsvis Kvitebjørn og Heimdal. Innretningen fjernstyres fra Kvitebjørn.

Knarr, som ligger cirka 50 kilometer nordøst for Snorre, er det første store utbyggingsprosjektet for BG på norsk sokkel. Feltet er bygget ut med en flytende produksjonsinnretning (FPSO), som er bygget på Samsung-verftet i Sør-Korea og leies av Teekay. Etter et par måneders opphold på Aibels verft i Haugesund ble skipet slept ut på feltet i november 2014. Planlagt produksjonsstart er tidlig 2015.

Bøyla ble påvist i 2009 fikk godkjent PUD i 2012. Oljefunnet er bygget ut med en havbunnsinnretning som knyttes opp mot Alvheim FPSO som ligger omlag 28 kilometer lenger nord. Det Norske tok over operatørskapet fra Marathon i 2014. Planlagt produksjonsstart er tidlig 2015.

Flyndre er et lite oljefelt som ligger vest for Ekofisk og overskrider grenselinjen mellom Storbritannia og Norge. Størstedelen av ressursene er på britisk side. Mærsk Oil er operatør, og feltet planlegges bygget ut med en horisontal havbunnsramme på britisk side, knyttet til Clydefeltet i Storbritannia. Flyndre fikk godkjent PUD i 2014, og planlagt produksjonsstart er i 2. kvartal 2016.

 

Norskehavet

Statoil-opererte Aasta Hansteen ligger omlag 320 kilometer vest for Bodø, og skal bygges ut med den første Spar-innretningen – et flytende feltsenter – på norsk sokkel. Havdypet i området er 1270 meter, og ny teknologi har blitt utviklet for det skulle være mulig å bygge ut feltet. Feltet ble påvist i 1997 og fikk godkjent PUD i 2013, og inneholder i hovedsak gass. Samtidig med beslutning om utbygging av Aasta Hansteen ble det besluttet utbygd en ny gassrørledning (Polarled) til Nyhamna. Nyhamna ble i samme periode besluttet oppgradert for å motta gass fra Aasta Hansteen og Polarled. Aasta Hansteen og Polarled vil gi mulighet for utvikling av andre gassfunn i Norskehavet. Planlagt produksjonsstart er seint i 2017.

 

Barentshavet

Eni-opererte Goliat ble påvist i 2000 og fikk godkjent PUD i 2009. Det blir det første oljefeltet i Barentshavet, og bygges ut med en sylinderformet, flytende produksjonsinnretning – den første av typen Sevan på norsk sokkel. Produksjonsstarten var opprinnelig satt til november 2013, men har blitt utsatt til 2015.

Like sør, i brønn 7120/1-4 S – også operert av Lundin – ble det boret en avgrensningsbrønn på funnet 7120/1-3 (Gohta), påvist i 2013. Resultatene fra denne brønnen har ikke endret de opprinnelige ressurstallene fra 2013.   
 
Nordvest i samme område, rundt Johan Castbergfunnet, har Statoil avsluttet borekampanjen som startet i fjor. I den første brønnen 7220/4-1 (Kramsnø) i nord ble det funnet en gasskolonne på 130 meter i Stø- og Nordmelaformasjonen i jura og en 45 meters gasskolonne i Snaddformasjonen i trias. Funnet er beregnet å inneholde mellom 2 og 4 milliarder Sm3 utvinnbar gass.

I den neste brønnen lenger sør, 7220/7-3 (Drivis), ble det påvist en gasskolonne på 69 meter i Støformasjonen og en 86 meters oljekolonne i Stø- og Nordmelaformasjonen i jura. Funnets størrelse er beregnet å være mellom 7 og 10 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Dette er det største funnet i kampanjen.   

I den siste, nordligste brønnen –7220/2-1 (Isfjell) – er det påvist gass i Støformasjonen i jura. Funnet er anslått å inneholde mellom 1 og 2 milliarder Sm3 utvinnbar gass.

Resultatene fra disse boringene har ikke svart til de forventningene en hadde før boring. Det er kun gjort ett oljefunn, og funnene er mindre enn ventet.

Et stykke nordvest for Johan Castberg-området, i brønn 7319/12-1, har Statoil funnet gass. Brønnen har påvist en 15 meters gasskolonne i Kveiteformasjonen i kritt. Funnet er gjort i et lite utforsket område i en tidligere ubekreftet letemodell, og størrelsen på funnet er foreløpig beregnet til mellom 5 og 20 milliarder Sm3 utvinnbar gass.   

I Hoop-området i nordøst er det gjort tre nye funn. Sør i området, i brønn 7424/7-2 (Hanssen), har OMV påvist olje i Støformasjonen i jura. Funnet er beregnet å inneholde mellom 3 og 8 millioner Sm3 utvinnbar olje, og ligger like nord for funnet 7324/8-1 (Wisting), påvist i 2013. I naboblokken i øst har Statoil påvist gass i brønn 7324/9-1 (Mercury) i Støformasjonen i jura. Funnet er beregnet til mellom 1 og 2 milliarder Sm3 utvinnbar gass. Det nordligste funnet på norsk sokkel ble gjort av Statoil i brønn 7325/1-1 (Antlantis). Det ble kun påvist en 10 meters gasskolonne i Snaddformasjonen i jura. Funnets størrelse er anslått til mellom 0,7 og 2 milliarder Sm3 utvinnbar gass.  

I tillegg har Det norske oljeselskap påvist olje i brønn 7222/11-2, nordøst for Snøhvitområdet. Funnet er gjort i Kobbeformasjonen i trias. Det er påvist mellom 1,5-2,5 millioner Sm3 olje i brønnen.

 

Utvinnbare ressurser i nye funn i 2014. Foreløpige ressurstall

Brønn

Operatør

Hydro-karbon-
type

Olje/-
Kondensat Mill Sm3

Gass
mrd
Sm3

25/5-9

Total E & P

olje

0.8-2.1-4.5

 

30/11-9 A

Statoil

olje

1-2-3

 

30/11-10

Statoil

olje

1-2-3

1<

34/6-3 A

Total

olje

1<

 

34/8-17 S

Statoil

gass

 

0.7-1.3-1.8

34/10-54 S

Statoil

gass

1<

1-2-3

34/10-54 A

Statoil

gass

 

2-2.5-3

35/11-17

Statoil

olje

1-1.1-1.5

1<

6406/12-3 S

VNG Norge AS

olje

9-14-21

2.7-4.2-6

6406/12-3 A

VNG Norge AS

olje

1-2-3.3

1<

6407/1-7

Wintershall

gass

1<

0.5-1-2.5

6507/10-2S

Faroe Petroleum

olje

0.5-1-1.5

 

6707/10-3 S

Centrica energi

gass

 

2-4-8

7220/2-1

Statoil

gass

 

1-1.5-2

7220/4-1

Statoil

gass

1<

1-2-4

7220/7-3 S

Statoil

olje

7-8-10

1-1.5-1.7

7220/11-1

Lundin Norway

olje

13-26-50

5-10-17

7222/11-2

Det norske

olje

1.4-1.7-2.5

 

7319/12-1

Statoil

gass

 

5-12-20

7324/7-2

OMV (Norge)

olje

2.4-4.5-6.5

1<

7324/9-1

Statoil

gass

 

1.1-1.4-1.8

7325/1-1

Statoil

gass

 

0.7-1.3-2.1

 

 

 

40-67-110

25-46-75