I transportkapasitetane er det lagt til grunn standardføresetnader for trykkforholda og energiinnhaldet i gassen, vedlikehaldsdagar og fleksibilitet i drifta.

Gassled-rørleidningar

Operatør: Gassco AS

Rettshavarar:

1Petoro AS er rettshavar for Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Petoros deltakardel i Gassled skal aukast medd om lag 8 prosent med verknad frå 01.01.2011, og deltakardelane til dei andre partane skal justerast med verknad frå same datoen.

Figur 15.1 Eksisterande og planlagte rørleidningar
(Kjelde: Oljedirektoratet)

Regjeringa bad våren 2001 dei aktuelle selskapa om å etablere ein heilskapleg eigarstruktur for gasseksport. I Gassled er eigargrupperingane i ni gasstransportanlegg slått saman til eitt interessentskap. Gassled-eigaravtalen blei under skriven 20.12.2002 med verknad frå 01.01.2003. Konsesjonsperioden for Gassled varer til 2028.

Gassled omfattar: Europipe I, Europipe II, Franpipe, Norpipe, Oseberg Gasstransport, Statpipe, Tampen Link, Vesterled, Zeepipe, Åsgard Transport, Langeled, Norne Gasstransportsystem, Kvitebjørn gassrør, Kollsnes gass behandlingsanlegg og Kårstø gassbehandlings- og kondensatanlegg. Mottaksterminalene for norsk gass i Tyskland, Belgia, Frankrike og Storbritannia er helt eller delvis eigd av Gassled. Gassled er organisert i ulike soner for tilgjenge og tariffering. Gassco koordinerer og styrer gasstraumane gjennom eit nettverk på om lag 7800 kilometer rørleidningar, og handterer all transport av norsk gass til marknadene.

Europipe I 

Europipe I startar ved stigerørinnretninga Draupner E og endar i Emden i Tyskland. Europipe I blei sett i drift i 1995. Rørleidningen har ein diameter på 40 tommar, han er 620 kilometer lang og har ein kapasitet på 45–54 millionar Sm³ per dag, avhengig av driftsmodusen. Europipe I er bygt for ei levetid på 50 år. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 23,3 milliardar 2010-kroner. Investeringane inkluderer, i tillegg til rørleidningen, terminalen i Dornum og Europipe Metering Station (EMS) i Emden.

(Avtale mellom Noreg og Tyskland om overføring av gass frå den norske kontinentalsokkelen og andre område gjennom ein rørleidning til Tyskland (Europipe-avtalen), referert i St.prp. nr. 60 (1992–93) og Innst. S. nr. 164 (1992–93).)

Europipe II 

Europipe II startar på Kårstø og endar i Dornum i Tyskland, Europipe Receiving Facilities (ERF). Rørleidningen blei sett i drift i 1999. Europipe II har ein diameter på 42 tommar, er 658 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 74 millionar Sm³ per dag. Europipe II er bygt for ei levetid på 50 år. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 10,5 milliardar 2010-kroner.

(Tilleggsavtale 19.05.1999 til Europipe-avtalen (referert i St.prp. nr. 60 (1992–93) og Innst. S. nr. 164 (1992–93)) om overføring av gass frå Noreg gjennom ein ny rørleidning (Europipe II) til Tyskland, ratifisert i samsvar med kgl.res. 14.09.2001.)

Franpipe 

Franpipe startar ved stigerørinnretninga Draupner E i Nordsjøen og endar ved mottaksterminalen i Dunkerque i Frankrike. Gassled-interessentskapet eig 65 prosent av terminalen og GDF SUEZ 35 prosent. Rørleidningen blei sett i drift i 1998. Franpipe har ein diameter på 42 tommar, er 840 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 54 millionar Sm³ per dag. Franpipe er bygt for ei levetid på 50 år. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 10,9 milliardar 2010-kroner.

(Avtale mellom Noreg og Frankrike om overføring av gass frå den norske kontinentalsokkelen og andre område gjennom ein rørleidning til Frankrike, referert i St.prp. nr. 44 (1996–97) og Innst. S. nr. 172 (1996–97).)

Norpipe Gassrør

Norpipe startar ved Ekofisk og endar ved Norsea Gas-terminalen i Emden i Tyskland. Norsea Gasterminalen, som Gassled også eig, reinsar og måler gassen før han blir distribuert vidare. Rørleidningen blei sett i drift i 1977. Norpipe har ein diameter på 36 tommar og er 440 kilometer lang. To innretningar, H7 og B11, kvar med tre kompressorar, er plasserte på tysk kontinentalsokkel. I 2007 blei det bygt eit omløp ved H7, og H7 er no teken ut av drift. Transport kapasiteten er om lag 32 millionar Sm³ per dag utan bruk av kompressorkapasiteten på stigerørinnretninga B11. Kapasiteten aukar til 44 millionar Sm³ per dag når ein nyttar kompresjon på B11. Norpipe blei bygt for ei levetid på minimum 30 år. Søknad om forlenging av levetida for både Norpipe Gassrør og B11 er godkjent med levetid ut konsesjonstida, til 2028. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 28,9 milliardar 2010-kroner.

(Avtale mellom Noreg og Tyskland om overføring av petroleum gjennom ein rørleidning frå Ekofiskfeltet og områda rundt til Tyskland (referert i St.prp. nr. 88 (1973–74) og Innst. S. nr. 250 (1973–74).)

Oseberg Gasstransport (OGT)

Oseberg Gasstransport startar ved Oseberg og endar ved stigerørinnretninga på Heimdal (HRP). Rørleidningen blei sett i drift i 2000. Oseberg Gasstransport har ein diameter på 36 tommar, er 109 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 40 millionar Sm³ per dag. Oseberg Gasstransport er bygt for ei levetid på 50 år. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 2,2 milliardar 2010-kroner.

Statpipe 

Statpipe omfattar eit 880 kilometer langt rørleidningssystem med stigerørinnretningen Draupner S/E og eit gass behandlingsanlegg på Kårstø. Systemet blei sett i drift i 1985. Statpipe Rikgass startar ved Statfjord og endar på Kårstø. Rørleidningen har ein diameter på 30 tommar, er 308 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 24 millionar Sm³ per dag. Statpipe Tørrgass er tredelt. Èin del startar på Kårstø og endar på Draupner S. Denne rørleidningen har ein diameter på 28 tommar, er 228 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 20 millionar Sm³ per dag, avhengig av driftsmodusen. Den andre delen går ut frå hovudinnretninga på Heimdal (HMP) og endar på Draupner S. Rørleidningen har ein diameter på 36 tommar, er 155 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 30 millionar Sm³ per dag. Den tredje delen er rørleidningen frå Draupner S til Ekofisk Y. Han har ein diameter på 36 tommar, er 203 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 30 millionar Sm³ per dag. Rørleidningane frå Heimdal til Draupner S og frå Kårstø til Draupner S kan også bli brukt til reversert strøyming. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 49,9 milliardar 2010-kroner.

Tampen Link 

Rørleidningen Tampen Link startar ved Statfjordfeltet og endar ved FLAGS-rørleidningen,1,4 kilometer sør for Brent Alpha-innretninga. Om lag 15,5 kilometer av gasseksportrørleidningen ligg på britisk side av delelinja. Tampen Link blei sett i drift og inkludert i Gassled i 2007. Rørleidningen har ein diameter på 32 tommar, er 23 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 25 millionar Sm³ per dag. Kapasiteten er avhengig av innløpsvilkåra ved tilknytingspunktene i Statfjordområdet. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 2,2 milliardar 2010-kroner. Investeringane inkluderer, i tillegg til rørleidningen, investeringar i samband med påkrevde modifikasjonar på Statfjord B. Tampen Link er bygt for ei levetid på 30 år. (Jf. plan for anlegg og drift referert i St.prp. nr. 53 (2004-2005)

Vesterled 

Rørleidningen Vesterled startar på stigerørinnretninga på Heimdal (HRP) og endar på mottaksanlegget i St. Fergus i Skottland. Han blei sett i drift i 1978. Vesterled har ein diameter på 32 tommar, er 360 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 38 millionar Sm³ per dag. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 35,3 milliardar 2010-kroner. Investeringane inkluderer, i tillegg til rørleidningen, investeringar i samband med bygginga av terminalen i St. Fergus.

(Avtale mellom Noreg og Storbritannia om endring av Frigg-avtalen av 10.05.1976, referert i St.prp. nr. 73 (1998–99) og Innst. S. nr. 219 (1998–99).)

Zeepipe I 

Zeepipe I startar på Sleipner (SLR) og endar ved mottaksterminalen i Zeebrugge i Belgia. Denne mottaksterminalen har eigne eigarar der Gassled-interessentskapet eig 49 prosent og belgiske Fluxys 51 prosent. Rørleidningen blei sett i drift i 1993. Zeepipe I har ein diameter på 40 tommar, er 813 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 42 millionar Sm³ per dag. Til Zeepipe I høyrer òg ein rørleidning på 30 tommar mellom Sleipner (SLR) og Draupner S.

Zeepipe II A startar på Kollsnes gassbehandlingsanlegg og endar på stigerørinnretninga på Sleipner. Rørleidningen blei sett i drift i 1996. Zeepipe II A har ein diameter på 40 tommar, er 299 kilometer lang og har ein kapasitet på 72 millionar Sm³ per dag.

Zeepipe II B startar på Kollsnes gassbehandlingsanlegg og endar på Draupner E. Rørleidningen blei sett i drift i 1997. Zeepipe II B har ein diameter på 40 tommar, er 301 kilometer lang og har ein kapasitet på 71 millionar Sm³ per dag. Zeepipe er bygt for ei levetid på 50 år. Totale investeringar ved oppstarten var 26,3 milliardar 2010-kroner.

(Avtale mellom Noreg og Belgia om transport av gass frå norsk kontinentalsokkel og andre område gjennom rørleidning til Belgia, referert i St.prp. nr. 148 (1987–88) og Innst. S. nr. 21 (1988–89).)

Åsgard Transport 

Åsgard Transport startar ved Åsgardfeltet og endar på Kårstø. Rørleidningen blei sett i drift i 2000. Han har ein diameter på 42 tommar, er 707 kilometer lang og har ein kapasitet på om lag 69 millionar Sm³ per dag. Åsgard Transport er bygt for ei levetid på 50 år. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 11,5 milliardar 2010-kroner.

Langeled 

Gasstransportsystemet Langeled transporterar gass frå landanlegget for Ormen Lange på Nyhamna, via eit tilknytingspunkt på stigerørinnretninga på Sleipner, til ein mottaksterminal i Easington på austkysten av England. Transportsystemet er ein 42 tommar rørleidning frå Nyhamna til stigerørinnretninga på Sleipner (nordleg rørleidning) og ein 44 tommar rørleidning vidare til Easington (sørleg rørleidning). Kapasiteten i den nordlege rørleidningen er rundt 80 millionar Sm³ per dag, og kapasiteten i den sørlege rørleidningen er om lag 72 millionar Sm³ per dag.

Transportsystemet har ei samla lengd på om lag 1200 kilometer. Den sørlege rørleidningen blei sett i drift i 2006, den nordlege rørleidningen i oktober 2007. Hydro var operatør i utbyggingsfasen for den sørlege delen, medan Gassco er operatør for både utbyggingsfasen for den nordlege delen og i driftsfasen for heile transportsystemet. Langeled blei inkludert i Gassled hausten 2006. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 18,6 milliardar 2010- kroner.

Norne Gasstransportsystem 

Rørleidningen Norne Gasstransportsystem knyter Nornefeltet til Åsgard Transport. Lengda er 126 kilometer, og diameteren er 16 tommar. Kapasiteten til Norne Gasstransportsystem er om lag 3,6 milliardar Sm³ per år. Norne gasstransportsystem er bygt for ei levetid på 50 år. Rørleidningen kom i drift i 2001. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 1,3 milliardar 2010-kroner. Norne Gasstransport system blei inkludert i Gassled frå 01.01.2009.

Kvitebjørn Gassrør 

Kvitebjørn Gassrør (KGR) transporterer rikgass frå Kvitebjørn og Visund til Kollsnes. KGR har ein diameter på 30 tommar og ei lengd på 147 kilometer. Kapasiteten er om lag 26,5 millionar Sm³ per dag. Rørleidningen blei sett i drift samtidig med Kvitebjørnfeltet i 2004. Totale investeringar ved oppstarten var om lag 954 millionar 2002-kroner. Rørleidningen blei innlemma i Gassled våren 2009.

Kollsnes gassbehandlingsanlegg

Gassbehandlingsanlegget på Kollsnes er ein del av Gassled. På Kollsnes blir brønnstraumen separert i gass og kondensat. Gassen blir tørka og komprimert før han går til Kontinentet via to rørleidningar til Sleipner og Draupner.

Kollsnes leverer òg ein mindre mengde gass til LNG-anlegget i Kollsnes Næringspark. Etter ein stabiliserings prosess går kondensatet vidare til Vestprosess-anlegget på Mongstad. Kollsnesanlegget blei i 2004 oppgradert med eit NGL-ekstraksjonsanlegg for å kunne behandla gass frå Kvitebjørn og Visund. Etter oppgraderinga er kapasiteten 143 millionar Sm³ tørrgass per dag og 9780 Sm³ kondensat per dag. For at anlegget skal kunna levera 143 millionar Sm³ tørrgass per dag, er ein ny eksportkompressor sett i drift i 2006.

Kårstø gassbehandlings- og kondensatanlegg

Inn til Kårstø kjem rikgass og ustabilisert kondensat. I prosessanlegget blir desse råstoffa separert til tørrgass samt seks ulike væskeprodukt. I tillegg til metan inneheld rikgassen komponentane etan, propan, normalbutan, isobutan og nafta. Desse blir separert ut og lagra for utskiping. Tørrgassen, som hovudsakleg inneheld metan og etan, blir transportert i to rørleidningar frå Kårstø, Europipe II til Tyskland og Statpipe til Draupner. Kårstø kondensatanlegg tek imot ustabilisert kondensat frå Sleipner og stabiliserer kondensatet ved å ta ut dei lettaste komponentane. Etan, isobutan og normalbutan blir lagra nedkjølt på tankar, medan nafta og kondensat blir lagra på tankar med same temperatur som omgjevnadene. Propan blir lagra nedkjølt i store fjellhallar. Skip transporterer desse produkta i flytande form frå Kårstø.

Anlegga på Kårstø består mellom anna av fire ekstraksjons- og fraksjoneringsliner for metan, etan, propan, butan og nafta, og ei fraksjoneringsline for stabilisering av kondensat. Kondensatanlegget har ein kapasitet på om lag 5,5 millionar tonn ikkje-stabilisert kondensat per år. Etter den siste utvidinga (Kårstø Expansion Project 2005) auka kapasiteten for attvinning av etan på Kårstø til 950 000 tonn i året. Gassbehandlingsanlegget blei samtidig oppgradert til å handtere 88 millionar Sm³ rikgass per dag.

Andre rørleidningar

Draugen Gasseksport

Operatør
A/S Norske Shell

Rettshavarer
Petoro AS 47,88 %
BP Norge AS 18,36 %
A/S Norske Shell 26,20 %
Chevron Norge AS 7,56 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 1,2 milliard 2010-kroner

Levetid
Teknisk levetid er 50 år

Kapasitet
Om lag 2 milliardar Sm³ per år

Rørleidningen knyter Draugenfeltet til Åsgard Transport og gjer det mogleg å knyte til andre felt i området. Lengda er 78 kilometer, og dimensjonen er 16 tommar. Rørleidningen blei sett i drift i 2000.

Gjøa Gasseksport

Operatør
Statoil Petroleum AS

Rettshavarer
Som for Gjøafeltet

Investeringar
Totale investeringer ved oppstart var om lag 1,9 milliardar 2010-kroner

Levetid
Teknisk levetid er 30 år

Kapasitet
Om lag 6,1 milliardar Sm³ per år

Rørleidningen knyter Gjøa- og Vegafeltene til Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) transportsystem. Lengda er 130 kilometer, og diameteren er 28 tommar. Kapasiteten er om lag 6,1 milliardar Sm³ per år. Rørleidningen er planlagt og kome i drift i 2010.

Grane Gassrør

Operatør
Statoil Petroleum AS

Rettshavarer
Som for Granefeltet

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 0,3 milliardar 2010-kroner

Levetid
Teknisk levetid er 30 år

Kapasitet
Om lag 3,6 milliardar Sm³ per år

Rørleidningen kom i drift i 2003. Det er behov for gassinjeksjon for å produsere oljen frå Granefeltet. Denne gassen blir transportert til feltet via Grane Gassrør. Rørleidningen går frå stigerørinnretninga på Heimdal til Grane, er 50 kilometer lang med ein dimensjon på 18 tommar.

Grane Oljerør

Operatør
Statoil Petroleum AS

Rettshavarer
Petoro AS 42,06 %
ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 28,22 %
Statoil Petroleum AS 23,54 %
ConocoPhillips Skandinavia AS 6,17 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 1,7 milliardar 2010-kroner

Levetid
Teknisk levetid er 30 år

Kapasitet
34 000 Sm³ olje per dag

Rørleidningen kom i drift samtidig med Granefeltet, i 2003. Han knyter Granefeltet til Stureterminalen. Grane Oljerør er 220 kilometer langt og har ein diameter på 29 tommar.

Haltenpipe

Operatør
Gassco AS

Rettshavarer
Petoro AS 57,81 %
Statoil Petroleum AS 19,06 %
ConocoPhillips Skandinavia AS 18,13 %
Eni Norge AS 5,00 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 3,2 milliardar 2010-kroner
i rørleidning og terminal

Levetid
Konsesjonstida varer til utgangen av år 2020

Kapasitet
Om lag 2 milliardar Sm³ gass per år

Haltenpipe transporterer gass frå Heidrunfeltet i Norskehavet til Tjeldbergodden. Rørleidningen har ein diameter på 16 tommar og ei lengd på 250 kilometer. Rørleidningen kom i drift i 1996.

Heidrun Gasseksport

Operatør
Statoil Petroleum AS1

Rettshavarer
Petoro AS 58,16 %
ConocoPhillips Skandinavia AS 24,31 %
Statoil Petroleum AS 12,41 %
Eni Norge AS 5,12 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 1,0 milliardar 2010-kroner

Levetid
Teknisk levetid er 50 år

Kapasitet
Om lag 4,0 milliardar Sm³ per år

1Etter planen skal operatørskapet overføres til Gassco AS.

Rørleidningen knyter Heidrunfeltet til Åsgard Transport. Lengda er 37 kilometer, og diameteren er 16 tommar. Rørleidningen kom i drift i 2001.

Kvitebjørn Oljerør (KOR)

Operatør
Statoil Petroleum AS

Rettshavarer
Statoil Petroleum AS 58,55 %
Petoro AS 30,00 %
Total E&P Norge AS 5,00 %
Enterprise Oil Norge AS 6,45 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 0,5 milliardar 2010-kroner

Levetid
Teknisk levetid er 25 år

Kapasitet
Om lag 10 000 Sm³ per dag

Kvitebjørn Oljerør (KOR) transporterer kondensatet frå Kvitebjørn til oljeterminalen på Mongstad. Rørleidningen er kopla inn på Y-koplinga på Troll Oljerør II. Han har ein diameter på 16 tommar og ei lengd på 90 kilometer. Rørleidningen blei sett i drift i 2004.

Norpipe Oljerørledning

Eigar
Norpipe Oil AS

Operatør
ConocoPhillips Skandinavia AS

Eigarar i Norpipe Oil AS
ConocoPhillips Skandinavia AS 35,05 %
Total E&P Norge AS 34,93 %
Statoil Petroleum AS 18,50 %
Eni Norge AS 6,52 %
Petoro AS 5,00 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 17,8 milliardar 2010-kroner

Levetid
Rørleidningen er bygt for ei levetid på minimum 30 år. Den tekniske levetida til leidningen blir jamleg vurdert.

Kapasitet
Designkapasiteten for oljerørleidningen er om lag 53 millionar Sm³ per år (900 000 fat per dag), inkludert bruk av friksjonsdempande kjemikal. Mottaksanlegga avgrensar kapasiteten til 128 776 Sm³ per dag

Norpipe Oljerørleidning kryssar britisk kontinentalsokkel og kjem i land i Teesside i Storbritannia. Rørleidningen kom i drift i 1975. Han er 354 kilo meter lang og har ein diameter på 34 tommar. Utgangspunktet er Ekofisk feltsenter, der tre pumper er plasserte. Om lag 50 kilometer nedstraums Ekofisk er det eit innkoplingspunkt for britiske felt. To stigerør innretningar med tre pumper kvar har tidlegare blitt knytte til oljerørleidningen, men er kopla ut, den eine i 1991 og den andre i 1994.

To britiskregistrerte selskap (Norsea Pipeline Ltd. og Norpipe Petroleum UK Ltd.) eig oljeutskipingshamna i Teesside og fraksjoneringsanlegget for utskiljing av NGL. Rørleidningen transporterer olje frå dei fire Ekofiskfelta (Ekofisk, Eldfisk, Embla og Tor), frå felta Valhall, Hod, Ula, Gyda, Tambar, Tambar Øst og Blane samt frå fleire britiske felt.

(Avtale mellom Noreg og Storbritannia om levering av petroleum gjennom ein rørleidning frå Ekofiskfeltet og områda rundt til Storbritannia (referert i St.prp. nr. 110 (1972–73) og Innst. S. nr. 262 (1972–73).)

Oseberg Transportsystem (OTS)

Operatør
Statoil Petroleum AS

Rettshavarer 
Petoro AS 48,38 %
Statoil Petroleum AS 36,24 %
Total E&P Norge AS 8,65 %
ExxonMobil Exploration & Production Norway AS 4,33 %
ConocoPhillips Skandinavia AS 2,40 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 10,5 milliardar 2010-kroner

Levetid
Rørleidningen er bygt for ei levetid på 40 år

Kapasitet
121 000 Sm³ per dag (teknisk kapasitet), 990 000 Sm³ (lagerkapasitet)

Oljen frå Osebergfeltet blir transportert i ein 115 kilometer lang rørleidning frå Oseberg A-innretninga til råoljeterminalen på Stura i Øygarden kommune. Rørleidningen har ein dimensjon på 28 tommar og kom i drift i 1988. Rettshavarane til Oseberg har oppretta eit eige interessentskap som er ansvarleg for drifta av rørleidningen.

Sleipner Øst kondensatrørledning

Operatør
Statoil Petroleum AS

Rettshavarer 
Statoil Petroleum AS 59,60 %
ExxonMobil Exploration and Production Norway AS 30,40 %
Total E&P Norge AS 10,00 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 1,7 milliardar 2010-kroner

Kapasitet
32 000 Sm³ olje per dag

Rørleidningen transporterer ustabilisert kondensat frå Sleipner A til Kårstø. Han har ein diameter på 20 tommar og kom i drift i 1993.

Troll Oljerør I

Operatør
Statoil Petroleum AS

Rettshavarer
Petoro AS 55,77 %
Statoil Petroleum AS 30,58 %
A/S Norske Shell 8,29 %
Total E&P Norge AS 3,71 %
ConocoPhillips Skandinavia AS 1,66 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 1,3 milliardar 2010-kroner

Levetid
Troll Oljerør I er bygt for ei levetid på 35 år

Kapasitet
42 500 Sm³ olje per dag med bruk av flytforbetrar

Troll Oljerør I er bygt for å transportere oljen frå Troll B til oljeterminalen på Mongstad. Rørleidningen har ein diameter på 16 tommar og ei lengd på 85 kilometer. Eigargruppa i Troll har oppretta eit eige interessentskap som er ansvarleg for drifta av rørleidningen. Troll Oljerør I stod klar då oljeproduksjonen frå Troll B tok til i 1995.

Troll Oljerør II

Operatør
Statoil Petroleum AS

Rettshavarer
Petoro AS 55,77 %
Statoil Petroleum AS 30,58 %
A/S Norske Shell 8,29 %
Total E&P Norge AS 3,71 %
ConocoPhillips Skandinavia AS 1,66 %

Investeringar
Totale investeringar ved oppstarten var om lag 1,2 milliardar 2010-kroner

Levetid 
Troll Oljerør II er bygt for ei levetid på 35 år

Kapasitet
Dagens kapasitet er 40 000 Sm³ olje per dag. Hydraulisk kapasitet i røra er
47 500 Sm³ olje per dag (utan flytforbetrar)

Troll Oljerør II er bygt for å transportere oljen frå Troll C til oljeterminalen på Mongstad. PAD for rørleidningen blei godkjent i mars 1998. Rørleidningen har ein diameter på 20 tommar og ei lengd på 80 kilometer. Han stod ferdig til oppstarten av Troll C i 1999. Olje frå Fram og Kvitebjørn blir transportert gjennom Troll Oljerør II. Konsesjonsperioden for rørleidningen varer til 2023. Oljerøret frå Gjøa vil bli knytt til Troll Oljerør II og olje frå Gjøa, Vega og Vega Sør vil nytte ledig kapasitet i rørleidningen.

Landanlegg

Mongstadterminalen

Eigarar:
Statoil Petroleum AS 65,00 %
Petoro AS 35,00 %

Mongstadterminalen har tre kaianlegg som kan ta imot skip på inntil 440 000 tonn, og dessutan seks kaverner som er sprengde ut i fjellet 50 meter under bakken. Kavernene har ein lagringskapasitet på til saman 1,5 millionar m³ råolje. Eit VOC anlegg er installert. Råoljeterminalen blei bygt for å sikre avsetjing av bøyelasta råolje. Råoljen frå felt med bøyelasting (mellom anna Gullfaks, Statfjord, Draugen, Norne, Åsgard og Heidrun) blir lasta til havs på bøyelastarskip. Seglingsområdet for bøyelastarskip er avgrensa til Nordvest-Europa, men ved å lagre og omlaste på Mongstad kan Statoil omsetje oljen i fjernare område. Mongstad er også ilandføringsterminal for oljerørleidningane frå Troll B, Troll C, Fram, Kvitebjørn og bøyelastarar frå Heidrun.

Nyhamna landanlegg 

Eigarar:
Som for Ormen Lange-feltet

Prosessanlegget for Ormen Lange på Nyhamna er eit konvensjonelt anlegg for gasstørking, komprimering, gasseksport, kondensatutskilling/stablisering/lagring samt fiskal måling av gass og kondensat. Kondensatet blir eksportert med skip frå Nyhamna. Anlegget kom i drift i september 2007. Landanlegget er bygt for ei levetid på 30 år, mens delar av hovud infrastrukturen er bygt for 50 år. Anlegget har ein kapasitet på 70 millionar Sm³ tørrgass per dag ved eit mottakstrykk på 90 bar.

Melkøya landanlegg

Eigarar:
Som for Snøhvitfeltet

Den ubehandla brønnstraumen frå Snøhvitfeltet blir ført gjennom eit 143 kilometer langt rør til anlegget på Melkøya for behandling og utskiping. På landanlegget blir kondensat, vatn og CO₂ skilt frå brønnstraumen før naturgassen blir kjølt ned til flytande form (LNG) og lagra i dedikerte tankar. Røret blei sett i drift i 2007 og har ein tilgjengeleg teknisk kapasitet på 7,7 millionar Sm³ per år. Kraftforsyninga kjem normalt frå fem gassturbinar på anlegget. Kondensat og LPG produkt blir sende til eigne lagertankar for utskiping. CO₂ som blir skilt frå naturgassen, blir sendt i retur til Snøhvitfeltet der det blir injisert i ein eigen formasjon under oljen og gassen.

Stureterminalen

Eigarar:
Stureanlegget er med i interessentskapet for Oseberg Transportsystem (OTS), og eigarane er dei same som i OTS. Unntaket er eksportanlegget for flytande gass (LPG) som Statoil Petroleum AS eig (LPG-kjølelager og eksportanlegg til skip) og Vestprosess DA (eksportanlegg mot Vestprosess).

Stureterminalen tek imot olje og kondensat via rørleidningen frå Oseberg A, frå felta Oseberg, Veslefrikk, Brage, Oseberg Sør, Oseberg Øst, Tune og Huldra. Terminalen tek også imot olje frå Granefeltet via Grane oljerør. Terminalen kom i drift i 1988. Stureanlegget inkluderer to kaianlegg som kan ta imot oljetankarar på opptil 300 000 tonn, fem råoljekaverner med ein kapasitet på 1 million Sm³, ei LPG-kaverne på 60 000 Sm³ og ei ballastvatnkaverne på 200 000 m³. Eit anlegg for attvinning av flyktige organiske komponentar (VOC) er installert. Eit fraksjoneringsanlegg, som har vore i drift frå desember 1999, prosesserer ustabilisert råolje frå Osebergfeltet til stabil råolje og LPG-blanding. Produsert LPG-blanding kan både eksporterast med båt frå terminalen og leverast inn i Vestprosess-rørleidningen mellom Kollsnes, Stura og Mongstad.

Tjeldbegodden

Eigarar:
Statoil Metanol ANS

Eigarar i Statoil Metanol ANS: 
Statoil Petroleum AS 81,70 %
ConocoPhillips Skandinavia AS 18,30 % 

Metanolfabrikken på Tjeldbergodden kom i produksjon i 1997. Gassleveransane gjennom Haltenpipe utgjer kvart år om lag 0,7 milliardar Sm³, som gir 830 000 tonn metanol. I tilknyting til metanolfabrikken er det bygt ein luftgassfabrikk. Tjeldbergodden Luftgassfabrikk DA har også eit mindre fraksjonerings- og LNG-anlegg med kapasitet på 35 millionar Sm³ per år.

Vestprosess

Eigarar:
Petoro AS 41,00 %
Statoil Petroleum AS 34,00 %
Mobil Exploration Norway Inc 10,00 %
A/S Norske Shell 8,00 %
Total E&P Norge AS 5,00 %
ConocoPhillips Skandinavia AS 2,00 %

Selskapet Vestprosess DA eig og driv eit transportsystem og eit utskiljingsanlegg for våtgass (NGL). Vestprosess-anlegget kom i drift i 1999. Gjennom ein 56 kilometer lang rørleidning blir ustabilisert NGL skipa frå gass terminalen på Kollsnes via oljeterminalen på Stura og vidare til Mongstad. På Mongstad blir det først skilt ut nafta og LPG. Naftaen blir nytta som råstoff i raffineriet, medan LPG blir fraksjonert i eit eige prosessanlegg. Fraksjonerings produkta, propan og butan, blir lagra i kaverner og seinare eksportert.