Utbygging vedteke av rettshavarane

3/7-4 Trym
Utvinningsløyve: 147,
Operatør: DONG E&P Norge AS
Ressursar: Gass: 4,2 milliardar Sm³,
Kondensat: 1,1 millionar Sm³

3/7-4 Trym blei påvist i 1990. Funnet ligg tre kilometer frå delelinja til dansk kontinentalsokkel. Havdjupet i området er om lag 65 meter. Funnet inneheld gass og kondensat i sandstein tilhøyrande Sandnes- og Bryneformasjonane av seinjura og mellomjura alder. Funnet ligg på den same saltstrukturen som det danske feltet Lulita, og om lag 3 400 meter under havflata. Ein reknar med at førekomstane er skilde av ei forkastingssone på norsk side av delelinja, men det kan vere trykkommunikasjon i vassona. Rettshavarane sendte inn PUD til styresmaktene 21.10.2008 og denne blei godkjent i mars 2010. Utbyggingsløysinga er ei havbotninnretning knytt til Harald-innretninga på dansk side av delelinja. Brønnstraumen vil bli prosessert på Harald-innretninga for vidare eksport.

33/9-6 Delta 
Utvinningsløyve: 037 D,
Operatør: Wintershall Norge ASA
Ressursar: Olje: 0,1 millionar Sm³

33/9-6 Delta blei påvist i 1976 og ligg nær grensa til britisk sokkel mellom Murchison og Statfjord Nord. Reservoaret er i sandstein tilhøyrande Brentgruppa av mellomjura alder og ligg om lag 3 000 meter under havflata. Ein brønn for å avgrense reservoaret har blitt bora frå Murchison-innretninga på britisk side, og prøveutvinning blir for tida gjennomført i denne brønnen.

Felt og funn i planleggingsfasen

1/5-2 Flyndre
Utvinningsløyve: 018 C, 297,
Operatør: Maersk Oil PL 018 C Norway AS
Ressursar: Olje: 0,2 millionar Sm³

1/5-2 Flyndre blei påvist i 1974, og ligg på begge sider av grenselinja mellom norsk og britisk sektor, på om lag 70 meters havdjup. Funnet inneheld olje og assosiert gass i sandstein av paleocen alder og i kritbergartar av seinkrit alder. Det er bora fire brønnar på funnet, ein på norsk side og tre på britisk side. Brorparten av ressursane ligg i reservoaret av paleocen alder på britisk kontinentalsokkel. PUD skal etter planen bli levert til styresmaktene i løpet av 2010. Mest sannsynleg utbyggingsløysing er ei havbotnramme knytt til innretningar på britisk side. Produksjonsstart er venta i 2012.

1/9-1 Tommeliten Alpha 
Utvinningsløyve: 044,
Operatør: ConocoPhillips Skandinavia AS
Ressursar: Olje: 7,0 millionar Sm³, Gass: 15,2 milliardar Sm³, NGL: 0,5 millionar tonn
*innkluderar ressursar i RKS 

1/9-1 Tommeliten Alpha blei påvist i 1977. Funnet ligg om lag 20 kilometer sørvest for Ekofiskfeltet, nær grenselinja til britisk sektor. Havdjupet er om lag 80 meter. Reservoaret inneheld gass og kondensat i kritbergartar på om lag 3 100 meters djup. Fire avgrensingsbrønnar er bora på funnet. Rettshavarane vurderer utvinningsstrategi og alternative utbyggingsløysingar, men produksjonsstart ligg truleg langt fram i tid.

2/12-1 Freja 
Utvinningsløyve: 113,
Operatør: Hess Norge AS
Ressursar: Olje: 3,0 millionar Sm³, Gass: 0,8 milliardar Sm³, NGL: 0,1 millionar tonn

2/12-1 Freja blei påvist i 1987, nær grenselinja mellom dansk og norsk sektor, på 70 meters havdjup. Reservoaret er i Ulaformasjonen av seinjura alder. Det ligg på om lag 4 600 meters djup og inneheld olje og assosiert gass. 2/12-1 Freja ligg i eit geologisk komplekst område mellom strukturelementa Fedagraben i vest og Gertrudgraben i aust. Ein reknar med at reservoaret er delt i separate forkastingsblokker. Det er også påvist olje i den nærliggjande førekomsten Gert på dansk side av grenselinja. Utbyggingsløysing vil vere ei havbotnramme knytt til Valhall eller til ei innretning i dansk sektor.

6/3-1 Pi 
Utvinningsløyve: 292,
Operatør: BG Norge AS
Ressursar: Olje: 1,0 millionar Sm³, Gass: 2,2 milliardar Sm³, NGL: 0,2 millionar tonn, Kondensat: 0,1 millionar Sm³

6/3-1 Pi blei påvist i 1985, og avgrensa med brønnen 15/12-19 i 2008. Pi ligg om lag 12 kilometer sør for produksjonsskipet på Varg, og om lag seks kilometer aust for Armada-innretninga i britisk sektor. Reservoaret inneheld olje og gass i sandstein av trias- og mellomjura alder, og ligg på om lag 3 000 meters djup. Utbyggingsløysing er havbotnrammer med to horisontale brønnar knytt til Armada-innretninga. PUD skal etter planen bli levert til styresmaktene våren 2010. Produksjonen kan ta til i 2012.

7/7-2 
Utvinningsløyve: 148,
Operatør: Lundin Norway AS
Ressursar: Olje: 3,1 millionar Sm³

7/7-2-funnet (Nemo) blei gjort i 1992, og blei avgrensa med ytterlegare brønnar i 1993 og 2008. Funnet ligg 43 kilometer nordvest for Ulafeltet, og 22 kilometer nordaust for næraste aktuelle innretning på britisk side. Havdjupet i området er om lag 80 meter. Reservoaret ligg om lag 3 300 meter under havflata og er i Ulaformasjonen av seinjura alder. Utbyggingsløysinga blir truleg ei havbotnutbygging knytt til ei innretning i britisk sektor.

15/3-1 S Gudrun 
Utvinningsløyve: 025,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Olje: 9,3 millionar Sm³, Gass: 7,8 milliardar Sm³, NGL: 1,1 millionar tonn,

Gudrun blei påvist i 1975 og ligg om lag 40 kilometer nord for Sleipnerfelta. Havdjupet er om lag 110 meter. Reservoara inneheld olje og gass i sandstein i Draupneformasjonen av seinjura alder og gass i Huginformasjonen av mellomjura alder. Reservoara ligg på 4 000 – 4 760 meters djup. Gudrun vil bli bygt ut med ei prosesseringsinnretning knytt til Sleipnerfelta. PUD blei levert 22.2.2010 til styresmaktene. Produksjonen kan ta til i 2014.

15/3-4 
Utvinningsløyve: 025, 187,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Olje: 2,0 millionar Sm³, Gass: 1,8 milliardar Sm³, NGL: 0,3 millionar tonn

15/3-4-funnet (Sigrun) blei gjort i 1981 om lag 10 kilometer søraust for Gudrun. Havdjupet er om lag 110 meter. Funnet inneheld olje i Huginformasjonen av mellomjura alder, på om lag 3 800 meters djup. Funnet 15/3-4 Sigrun vil bli vidare vurdert i 2010. Planlagt utbyggingsløysing er ei havbotnramme knytt til 15/3-1 S Gudrun.

16/1-8
Utvinningsløyve: 338,
Operatør: Lundin Norway AS
Ressursar: Olje: 18,8 millionar Sm³, Gass: 1,9 milliardar Sm³

*Innkluderer ikkje ressursar i 16/1-12 (Luno Extension), RK7F

16/1-8 (Luno) blei påvist i 2007, om lag 30 kilometer sør for Grane og Balder. To avgrensingsbrønnar, 16/1-10 og 16/1-13, er bora på funnet i 2009 og 2010. Havdjupet er om lag 100 meter. Funnet inneheld olje og gass i sandstein og konglomerat av jura og seintrias alder. Reservoaret ligg på 1 900 – 1 990 meters djup. Rettshavarane vurderer ei sjølvstendig utbygging med ei flytande innretning. PUD vil etter planen bli levert til styresmaktene i 2011. Tidlegast produksjonsstart er venteleg 2014.

24/6-1 Peik 
Utvinningsløyve: 088,
Operatør: Lundin Norway AS
Ressursar: Gass: 2,5 milliardar Sm³, Kondensat: 0,7 millionar Sm³

24/6-1 Peik blei påvist i 1985 og avgrensa med brønnen 9/15a-1 på britisk side i 1987. Funnet ligg om lag 18 kilometer vest for Heimdal og strekk seg over delelinja til britisk sektor. Havdjupet er om lag 120 meter. Reservoaret inneheld sandstein i Vestlandsgruppa av mellomjura alder. Reservoaret ligg på om lag 4 500 meters djup og inneheld gass og kondensat under høgt trykk. Funnet er planlagt bygt ut med ei havbotninnretning knytt til Heimdal eller Brucefeltet på britisk side.

Frøy 
Utvinningsløyve: 364,
Operatør: Det norske oljeselskap ASA
Ressursar: Olje: 8,7 millionar Sm³

Frøy er eit oljefelt som ligg i blokkene 25/2 og 25/5, om lag 32 kilometer søraust for Friggfeltet og 25 kilometer nordaust for Heimdalfeltet. Havdjupet i området er om lag 120 meter. Frøy inngikk opphavleg i utvinningsløyva 026 og 102, som blei tildelt i 1976 og 1995. Feltet blei påvist i 1987 og blei sett i produksjon i mai 1995 med Elf Petroleum Norge AS som operatør. Produksjonen blei avslutta i mars 2001. Det var då produsert 5,6 mill Sm³ olje og 1,6 mrd Sm³ assosiert gass. Utvinningsløyve 364 blei tildelt i januar 2006 til Premier Oil Norge AS og Det norske oljeselskap ASA, med sistnevnte som operatør. I september 2008 leverte operatøren ein PUD for ny utbygging til styresmaktene. I ettertid har rettshavarane trekt PUD som følgje av uvisse knytt til lønsemd. Det er no fokus på å redusere utbyggingskostnadane og ein revidert PUD kan bli levert i løpet av 2010.

25/10-8 Hanz 
Utvinningsløyve: 028 B,
Operatør: Det Norske oljeselskap ASA
Ressursar: Olje: 2,5 millionar Sm³, Gass: 0,3 milliardar Sm³, NGL: 0,1 millionar tonn

25/10-8 Hanz blei påvist i 1997, og ligg mellom Sleipner og Grane. Reservoaret er i sandstein i Draupneformasjonen av seinjura alder og ligg om lag 2 500 meter under havflata. Funnet vil mest sannsynleg bli bygt ut som ein havbotn-satellitt til andre funn i området.

25/11-16 
Utvinningsløyve: 169,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Olje: 12,6 millionar Sm³

25/11-16-funnet blei påvist i 1992 like vest for Granefeltet. Funnet inkluderer 25/11-25 S-funnet som blei gjort i 2008. Havdjupet er om lag 120 meter. Brønnane påviste olje og assosiert gass på om lag 1 750 meters djup i sandstein tilhøyrande Heimdal- og Balderformasjonen av paleocen til tidlegeocen alder. Sandsteinen er avsett som djupmarine vifteavsetningar. Utbyggingsløysinga blir mest sannsynleg havbotnrammer knytte til Grane. PUD skal etter planen bli levert til styresmaktene i 2011, og funnet er venta å kome i produksjon i 2014.

30/7-6 Hild 
Utvinningsløyve: 040, 043,
Operatør: Total E&P Norge AS
Ressursar: Olje: 4,0 millionar Sm³, Gass: 11,7 milliardar Sm³, NGL: 0,6 millionar tonn, Kondensat: 1,5 millionar Sm³

30/7-6 Hild blei påvist i 1978 nær delelinja til britisk sektor. Havdjupet er 100 – 120 meter. Reservoara er strukturelt komplekse og inneheld gass ved høg temperatur og høgt trykk. Det er tre reservoar i sandstein tilhøyrande Brentgruppa av mellomjura alder på 3 700 – 4 400 meters djup. Det er også påvist olje i eit reservoar av eocen alder på om lag 1 750 meters djup. Rettshavarane vurderer ulike utbyggingsløysingar og skal teste produksjons eigenskapane i ein brønn for å sikre val av best mogleg utbyggingsløysing.

31/2-N-11 H 
Utvinningsløyve: 054,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Olje: 0,4 millionar Sm³

31/2-N-11 H-funnet blei gjort i 2005 i den nordlege delen av Troll Vest. Reservoaret er i sandstein tilhøyrande Brentgruppa av mellomjura alder som ligg under reservoara i Troll. Brentreservoaret ligg på om lag 1 900 meters djup. Oljen vil bli produsert med ei havbotninnretning knytt til Troll C.

34/10-23 Valemon 
Utvinningsløyve: 050, 193,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Olje: 7,2 millionar Sm³, Gass: 39,8 milliardar Sm³, NGL: 1,2 millionar tonn

34/10-23 Valemon blei påvist i 1985 og ligg i blokkene 34/11 og 34/10 rett vest for Kvitebjørnfeltet. Havdjupet er om lag 135 meter. Det er bora fleire avgrensingsbrønnar på funnet. Førekomsten har ein kompleks struktur med mange forkastingar. Reservoara er i sandstein tilhøyrande Brentgruppa av mellomjura alder og Cookformasjonen av tidlegjura alder. Reservoara ligg på om lag 4 000 meters djup, med høgt trykk og høg temperatur. PUD vil venteleg bli levert til styresmaktene 2. halvår 2010. Funnet kan bli bygd ut med ei botnfast innretning. Tidlegast produksjonsstart er 2014.

35/2-1 
Utvinningsløyve: 318, 318 C,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Gass: 19,5 milliardar Sm³

35/2-1 (Peon) blei påvist i 2005 og ligg vest for Florø, og om lag 80 kilometer nordaust for Visundfeltet. Havdjupet i området er om lag 380 meter. Funnet inneheld metangass. Reservoaret er i ukonsolidert sand tilhøyrande Nordlandgruppa av pleistocen alder, og ligg berre 580 meter under havflata. Det grunne reservoaret inneber lågt trykk og utfordringar med å bore brønnar. Rettshavarane bora ein avgrensingsbrønn i 2009 og evaluerer no moglege utbyggingsløysingar.

35/11-13 
Utvinningsløyve: 090 B,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Olje: 6,2 millionar Sm³, Gass: 2,2 milliardar Sm³

35/11-13 (Astero) blei påvist i 2005, og ligg rett nord for Framfeltet, på 360 meters havdjup. Reservoaret inneheld olje med gasskappe i sandstein av seinjura alder og ligg på om lag 3 100 meters djup. Avgrensingsbrønn 35/11-14 S, som blei bora hausten 2006, påviste olje og gass i eit nytt forkastingssegment og gav viktig tilleggsinformasjon om funnet. Utbyggingsløysinga blir venteleg havbotnrammer knytte opp mot Troll B eller Gjøa.

6406/3-2 Trestakk 
Utvinningsløyve: 091,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Olje: 7,7 millionar Sm³, Gass: 1,8 milliardar Sm³, NGL: 0,5 millionar tonn

6406/3-2 Trestakk blei påvist i 1984 og ligg sentralt på Haltenterrassen. Havdjupet i området er om lag 300 meter. Reservoaret inneheld olje i sandstein tilhøyrande Garnformasjonen av mellomjura alder og ligg på 3 900 – 4 000 meters djup. Reservoarkvaliteten er vekslande. Aktuelle utbyggingskonsept er oppknyting til Åsgard, Kristin eller ei separat utbygging.

6407/9-9 
Utvinningsløyve: 093, 158,
Operatør: A/S Norske Shell
Ressursar: Olje: 0,3 millionar Sm³, Gass: 1,4 milliardar Sm³

6407/9-9 (Hasselmus) blei påvist i 1999. Funnet ligg om lag 7 kilometer nordvest for Draugenfeltet. Reservoaret inneheld olje og gass tilhøyrande Ile- og Rorformasjonane av mellomjura alder. Utbyggingsplanen inneber produksjon frå ein brønn knytt til Draugeninnretninga. Hovudmålet med utbygging av 6407/9-9 er å produsere gass til kraftgenerering på Draugenfeltet. Funnet kan kome i produksjon i 2013.

6507/2-2 Marulk 
Utvinningsløyve: 122, 122 D, 122 B, 122 C,
Operatør: Eni Norge AS
Ressursar: Olje: 0,6 millionar Sm³, Gass: 8,9 milliardar Sm³, NGL: 1,5 millionar tonn

6507/2-2 Marulk blei påvist i 1992 og ligg om lag 30 kilometer sørvest for Nornefeltet. Havdjupet er om lag 370 meter. Reservoaret ligg på om lag 2 800 meter djup og inneheld gass og kondensat i sandstein tilhøyrande Lysing- og Langeformasjonane av kritt alder. Avgrensingsbrønn 6507/2-4 blei bora i 2007/2008 og påviste tilleggsressursar i form av gass og kondensat. PUD for Marulkførekomsten er venta i 2010. Sannsynleg utbyggingskonsept er ei havbotninnretning knytt til Norneskipet for prosessering og vidare transport av gass til Kårstø via eksisterande rørleidningar. Tidlegast produksjonsstart er 2012.

6707/10-1 
Utvinningsløyve: 218,
Operatør: Statoil Petroleum AS
Ressursar: Gass: 53,1 milliardar Sm³, Kondensat: 0,9 millionar Sm³

6707/10-1 (Luva) blei påvist i 1997, og ligg om lag 320 kilometer vest for Bodø. Havdjupet i området er om lag 1 270 meter. Reservoaret ligg på om lag 3 000 meter djup og inneheld gass i sandstein tilhøyrande Niseformasjonen av kritt alder. To brønnar bora i 2008 i nærleiken, 6707/10-2S og 6706/12-1, påviste meir gassressursar som kan bli knytt til ei felles utbygging. Sidan funna er relativt store og ligg eit godt stykke frå andre felt, vil eit nytt flytande feltsenter vere aktuelt, men utbygging vil vere avhengig av ny gasstransportløysing for Norskehavet. Det er derfor aktuelt med samordna utbyggings- og transportplanar med andre funn i Norskehavet samt eventuelle nye funn. Det store havdjupet gir tekniske utfordringar ved val av utbyggingsløysing.