Feltutbygginger
14.01.2016 I 2015 ble fire nye felt satt i produksjon på norsk kontinentalsokkel, alle i Nordsjøen. Myndighetene godkjente fire planer for utbygging og drift (PUD), mot kun én i 2014.
De fire nye produserende feltene er Statoil-opererte Valemon, Det norske-opererte Bøyla, BG-opererte Knarr og Lundin-opererte Edvard Grieg.
For ti år siden var det 51 produserende felt på sokkelen, mens det ved siste årsskifte var 82 felt i drift: 65 i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og ett i Barentshavet. Til nå er 18 felt på norsk sokkel nedstengt. Det siste og eneste som ble stengt ned i 2015 var Tor i Ekofisk-området.
I tillegg til de fire feltene som ble satt i produksjon i 2015, var ni felt under utbygging ved årsskiftet. Seks av disse er i Nordsjøen, to i Norskehavet og ett i Barentshavet.
Fire nye felt
Den 3. januar 2015 begynte Valemon å produsere. Feltet ligger vest for Kvitebjørn i Tampen-området i Nordsjøen. Funnet ble påvist i 1985 og utbyggingsplanen ble godkjent i 2011. Valemon er bygget ut med en bunnfast plattform med forenklet separasjonsprosess. Oljen og gassen sendes til henholdsvis Kvitebjørn og Heimdal. Innretningen vil normalt fjernstyres fra land.
Den 19. januar startet produksjonen på Bøyla. Funnet ble påvist i 2009 og utbyggingsplanen ble godkjent i 2012. Feltet er bygget ut med en havbunnsinnretning som er knyttet opp mot Alvheim FPSO som ligger 28 kilometer lenger nord.
Den 16. mars startet produksjonen på Knarr, som ble funnet i 2008 og fikk PUD godkjent i 2011. Feltet ligger om lag 120 kilometer vest for Florø, og er det første store utbyggingsprosjektet for BG på norsk sokkel. Feltet er bygget ut med en flytende produksjonsinnretning (FPSO). Oljen lastes fra Knarr FPSO til tankskip, og gassen sendes til St Fergus i Storbritannia via en ny gassrørledning og Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS).
Den 28. november begynte Edvard Grieg å produsere. Feltet ligger på Utsirahøgda i Nordsjøen. Det ble påvist i 2007, og PUD ble godkjent i 2012. Edvard Grieg skal også forsyne Ivar Aasen med elektrisk kraft. Oljen fra Edvard Grieg sendes i rør til Grane-oljerørledningen, som går til terminalen på Sture i Hordaland. Gassen eksporteres i en egen rørledning til Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) System i Storbritannia.
Fire utbyggingsplaner godkjent
De fire utbyggingsplanene omfatter tre i Nordsjøen: Johan Sverdrup første byggetrinn, Gullfaks Sør (Rutil i Gullfaks Rimfaksdalen) og Gullfaks (endret PUD som inkluderer Shetland/Lista Fase 1). Den fjerde utbyggingsplanen er for Maria i Norskehavet. I tillegg leverte Statoil like før jul PUD for Oseberg Vestflanken 2.
Nordsjøen
Seks felt er under bygging. PUD for den desidert største, første byggetrinn på Johan Sverdrup, ble godkjent 20. august 2015. Produksjonsstart er planlagt til slutten av 2019. Johan Sverdrup ligger 155 kilometer vest for Karmøy i Rogaland. Vanndybden i området er 110 - 120 meter, og funnet dekker et areal på cirka 200 kvadratkilometer. Første byggetrinn består av et feltsenter med fire spesialiserte plattformer for bolig, prosess, boring og stigerør.
Statoil-opererte Johan Sverdrup skal drives med kraft fra land fra produksjonsstart. I første byggetrinn skal det legges overføringskapasitet på 100 megawatt til feltsenteret, tilstrekkelig for å dekke behovet i dette byggetrinnet. Områdeløsningen for kraft-fra-land, som inkluderer feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog, skal senest være etablert i 2022.
Oljen fra Johan Sverdrup skal eksporteres fra stigerørsplattformen til Mongstad-terminalen i Hordaland gjennom en ny oljerørledning som kobles opp mot eksisterende lagerhaller i fjell. Gassen skal sendes fra stigerørsplattformen til Kårstø-terminalen i Rogaland gjennom en ny rørledning som kobles opp mot eksisterende Statpipe (rikgass-rørledning) på havbunnen vest for Karmøy.
Martin Linge og Gina Krog ble begge funnet allerede i 1978. Teknologiutvikling samt ny undergrunnsinformasjon bidro til at rettighetshaverne besluttet å bygge ut feltene, og fikk PUD godkjent i 2012. Total-opererte Martin Linge ligger omlag 42 kilometer vest for Oseberg-området 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 kraft fra land. Produksjonen er planlagt startet i 2018. Statoil-opererte Gina Krog ligger om lag 30 kilometer nordvest for Sleipner-området. Gassen herfra skal overføres til Sleipner for endelig prosessering, og det skal benyttes et lagerskip for olje. Produksjonen skal etter planen starte i 2017.
Det norske oljeselskap fikk godkjent PUD for Ivar Aasen i 2013. Funnet på Utsirahøgda ble påvist i 2008. Produksjonen fra feltet skal overføres til Edvard Grieg for sluttprosessering. Edvard Grieg-feltet skal overføre kraft til Ivar Aasen, som planlegger produksjonsstart sent i 2016.
Feltet Hanz – operert av Det norske oljeselskap – skal bygges ut med havbunnsrammer knyttet opp mot Ivar Aasen. Tidspunkt for utbygging samt produksjonsstart skal tilpasses produksjonen på Ivar Aasen.
Flyndre er et lite oljefelt i den sørlige delen av Nordsjøen, vest for Ekofisk-området, og overskrider grenselinjen mellom Storbritannia og Norge. Størstedelen av ressursene er på britisk side. Mærsk Oil UK er operatør, og feltet planlegges bygget ut med en havbunnsramme, knyttet til Clyde-feltet i britisk sektor. Utbyggingsplanen ble godkjent i 2014 og planlagt produksjonsstart er i 2. kvartal 2016.
Norskehavet
Statoil-opererte Aasta Hansteen ligger om lag 320 kilometer vest for Bodø i Nordland, 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 at det skulle bli mulig å bygge ut feltet. Feltet, som i hovedsak inneholder gass, ble påvist i 1997 og fikk PUD godkjent i 2013.
Samtidig med at beslutningen om å bygge ut Aasta Hansteen ble tatt, ble bygging av en ny gassrørledning (Polarled) til terminalen på Nyhamna i Møre og Romsdal vedtatt. Nyhamna skal oppgraderes for å kunne motta gass fra Aasta Hansteen og Polarled. Aasta Hansteen og Polarled gjør det mulig å utvikle andre gassfunn i Norskehavet. Planlagt produksjonsstart er sent i 2017.
PUD for Wintershall-opererte Maria ble godkjent i september, og er planlagt å starte produksjonen i 4. kvartal 2018. Maria – som ble funnet i 2010 - ligger på Haltenbanken i Norskehavet og blir en undervannsutbygging. Brønnstrømmen skal kobles til Kristin-plattformen for prosessering og måling, gass til gassløft hentes fra Åsgard B via Tyrihans og vann for injeksjon skal komme fra Heidrun-feltet. Oljen skal lagres og losses på Åsgard C, mens rikgassen går i Åsgard transportsystem (ÅTS) til Kårstø, der NGL skal tas ut.
Barentshavet
Eni-opererte Goliat ble funnet i 2000 og fikk godkjent PUD i 2009. Det blir det første oljefeltet i den norske delen av Barentshavet, og bygges ut med en sylinderformet, flytende produksjonsinnretning – den første av typen Sevan på norsk sokkel. Eni planlegger oppstart av Goliat i nær framtid.
Oppdatert: 14.01.2016