FELT UNDER UTBYGGING FAKTA

Transkript

1 12 FELT UNDER UTBYGGING 163

2 Gjøa D B C E Olje Oil til to Troll Troll Oil Oljerør Pipeline ll II Oil to Troll Troll Oil Pipeline II Vega Vega Sør Blokk 35/9 - utvinningsløyve 153, tildelt 1988 Blokk 36/7 - utvinningsløyve 153, tildelt i Stortinget Statoil Petroleum AS A/S Norske Shell 12,00 % GDF SUEZ E&P Norge AS 30,00 % Petoro AS 30,00 % RWE Dea Norge AS 8,00 % Statoil Petroleum AS 20,00 % 10,3 millionar Sm 3 olje 34,1 milliardar Sm 3 gass 5,9 millionar tonn NGL Totale investeringar vil venteleg bli 32,2 milliardar -kroner Per er det investert totalt 24,4 milliardar -kroner Gjøa ligg om lag 40 kilometer nord for Framfeltet, på 360 meters havdjup. Statoil er operatør i utbyggingsfasen, medan GDF SUEZ E&P Norge skal overta operatøransvaret når feltet kjem i produksjon. Utbygginga omfattar fem havbotnrammer knytt til ei halvt nedsenkbar produksjons- og prosessinnretning. Gjøa-innretninga vil få kraftforsyning frå land. Reservoaret inneheld gass over ei relativt tynn oljesone i sandstein tilhøyrande Viking-, Brent- og Dunlingruppene av jura alder. Reservoaret er i fleire skråstilte forkastingssegment med delvis usikker kommunikasjon og vekslande reservoarkvalitet. Reservoaret ligg på om lag meters djup. Gjøa vil bli produsert ved naturleg trykkavlasting. Stabil olje vil bli eksportert i ein ny 55 kilometer lang rørleidning som skal koplast til Troll Oljerør II, for vidare transport til Mongstad. Rikgassen er planlagt eksportert i ein ny 130 kilometer lang rørleidning til Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) transportsystem på britisk kontinentalsokkel, for vidare transport til St. Fergus. Gjøa-innretninga er no på plass på feltet og produksjonen er venta å starte hausten. 164

3 Blokk 7122/7 - utvinningsløyve 229, tildelt 1997 Blokk 7122/8 - utvinningsløyve 229, tildelt i Stortinget Eni Norge AS Eni Norge AS 65,00 % Statoil Petroleum AS 35,00 % 30,6 millionar Sm 3 olje 7,3 milliardar Sm 3 gas 0,3 millionar tonn NGL Totale investeringar vil venteleg bli 29,8 milliardar -kroner Per er det investert totalt 0,9 milliardar -kroner Goliat er eit oljefelt som blei påvist i år 2000 og ligg om lag 50 kilometer søraust for Snøhvitfeltet i Barentshavet. Havdjupet i området er meter. Goliatfeltet vil bli bygd ut med åtte havbotnrammer med totalt 32 brønnslisser. Desse vil bli knytt til ei sirkulær, fast forankra og flytande produksjonsinnretning med integrerte lager- og lastesystem. Reservoara er i sandstein av trias alder. Olje og ei tynn gasskappe finst i Kapp Toscanagruppen, og i Kobbeformasjonen. Reservoara ligg om lag meter under havflata, og er av varierande kvalitet. Goliat vil bli produsert ved hjelp av vassinjeksjon. I første omgang vil assosiert gass bli injisert i påvente av ein mogleg gasseksport gjennom Snøhvit gassrør til Melkøya. Oljen vil bli lasta på tankskip og transportert til marknaden. Mogleg gasseksport til Melkøya vil bli utreda. Planlagt produksjonsstart er i

4 Blokk 6506/11 - utvinningsløyve 134 B, tildelt 2000 Blokk 6506/11 - utvinningsløyve 134 C, tildelt av Kongen i statsråd Statoil Petroleum AS Eni Norge AS 30,00 % Statoil Petroleum AS 64,00 % Total E&P Norge AS 6,00 % 9,3 millionar Sm 3 olje 3,2 milliardar Sm 3 gass 0,7 millionar tonn NGL Totale investeringar vil venteleg bli 8,4 milliardar -kroner Per er det investert totalt 4,1 milliardar -kroner Morvin ligg om lag 20 kilometer nord for Kristinfeltet og 15 kilometer vest for Åsgardfeltet. Havdjupet er om lag 350 meter. Feltet blir bygt ut med to havbotnrammer knytte til Åsgard B. Reservoaret inneheld olje og gass i ein rotert og skråstilt forkastingsblokk på meters djup, og er i sandstein tilhøyrande Garn- og Ileformasjonane av mellomjura alder. Reservoaret i Garnformasjonen har relativt homogene avsetjingar, medan reservoaret i Ileformasjonen er meir heterogent. Morvin vil bli produsert ved trykkavlasting. Brønnstraumen frå Morvin vil gå i ein 20 kilometer lang rørleidning til Åsgard B for prosessering og vidare transport. Produksjonsstart er planlagt hausten. 166

5 Blokk 1/2 - utvinningsløyve 274 CS, tildelt 2008 Blokk 1/3 - utvinningsløyve 274, tildelt av Kongen i statsråd DONG E&P Norge AS Bayerngas Produksjon Norge AS 30,00 % DONG E&P Norge AS 55,00 % Norwegian Energy Company ASA 15,00 % 4,0 millionar Sm 3 olje 4,6 milliardar Sm 3 gass Totale investeringar vil venteleg bli 4,7 milliardar -kroner Per er det investert totalt 0,6 milliardar -kroner Oselvar ligg i den sørlege delen av Nordsjøen, 21 kilometer sørvest for Ulafeltet. Havdjupet i området er om lag 70 meter. Utbyggingsløysinga er ei havbotnutbygging med produksjonsbrønnar knytt via rørleidning til Ulafeltet. Reservoaret ligg på meters djup i sandstein tilhørande Fortiesformasjonen av paleocen alder. Reservoaret inneheld olje med ei overliggjande gasskappe. Oselvar vil bli produsert ved naturleg trykkavlasting via horisontale produksjonsbrønnar. Brønnstraumen skal gå i ein rørleidning til Ulafeltet for prosessering. Gassen vil bli nytta som injeksjonsgass i Ula for auka utvinning, medan oljen vil bli transportert i rør til Ekofisk for vidare eksport. Produksjonsstart er planlagt i slutten av

6 Blokk 6507/2 - utvinningsløyve 262, tildelt 2000 Blokk 6507/3 - utvinningsløyve 159, tildelt 1989 Blokk 6507/3 - utvinningsløyve 212 B, tildelt 2002 Blokk 6507/5 - utvinningsløyve 212, tildelt 1996 Blokk 6507/6 - utvinningsløyve 212, tildelt i Stortinget BP Norge AS BP Norge AS 23,84 % E.ON Ruhrgas Norge AS 28,08 % PGNiG Norway AS 11,92 % Statoil Petroleum AS 36,16 % 16,5 millionar Sm 3 olje 42,1 milliardar Sm 3 gass 5,5 millionar tonn NGL Totale investeringar vil venteleg bli 39,2 milliardar -kroner Per er det investert totalt 21,1 milliardar -kroner Skarv ligg om lag 35 kilometer sørvest for Nornefeltet i nordre del av Norskehavet. Utbygginga er ei samordning av førekomstane 6507/5-1 Skarv og 6507/3-3 Idun. Førekomsten 6507/5-3 Snadd inngår i Skarv, men er førebels ikkje ein del av utbygginga. Havdjupet i området er mellom 350 og 450 meter. Utbyggingsløysinga er ei flytande produksjonsinnretning (FPSO) knytt til fem brønnrammer på havbotnen. Reservoara i Skarv inneheld gass og kondensat i sandstein tilhøyrande Garn-, Ile- og Tiljeformasjonane av mellomjura og tidlegjura alder, ligg på meters djup og er delt opp i fleire forkastingssegment. I Skarvførekomsten er det også ei underliggjande oljesone i Garn- og Tiljeformasjonane. Garnformasjonen har god reservoarkvalitet, medan Tiljeformasjonen har relativt dårleg kvalitet. Dei første åra planlegg ein reinjeksjon av gass i Garn- og Tiljeformasjonane for å auke oljeutvinninga. Oljen vil bli bøyelasta til tankskip, medan gass vil bli eksportert via eit nytt rør på 80 kilometer som er knytt opp til Åsgard transportsystem. Produksjonsskipet og brønnrammene er planlagt ferdige hausten. Borestart vil bli i, med planlagt produksjonsstart i

7 Blokk 35/11 - utvinningsløyve 248, tildelt 1999 Blokk 35/8 - utvinningsløyve 248, tildelt i Stortinget Statoil Petroleum AS Petoro AS 40,00 % Statoil Petroleum AS 60,00 % 1,7 millionar Sm 3 olje 9,4 milliardar Sm 3 gass 0,5 millionar tonn NGL Totale investeringar vil venteleg bli 5,0 milliardar -kroner Per er det investert totalt 2,7 milliardar -kroner Vega ligg rett nord for Framfeltet i den nordlege delen av Nordsjøen. Havdjupet er om lag 370 meter. Feltet omfattar to separate gass- og kondensatførekomstar; 35/8-1 og 35/8-2. Ein samla PUD for Vega og Vega Sør blei godkjent av styresmaktene i juni Feltet blir bygt ut med to havbotnrammer knytt til prosessinnretninga på Gjøafeltet. Reservoara er i sandstein tilhøyrande Brentgruppa av mellomjura alder, og ligg på om lag meter. Dei har høg temperatur, høgt trykk og relativt låg permeabilitet. Feltet vil bli produsert med trykkavlasting. Brønnstraumen vil bli sendt i ein rørleidning til Gjøa for prosessering. Olje og kondensat vil bli sendt derifrå i ein ny rørleidning kopla til Troll Oljerør II for vidare transport til Mongstad. Rikgassen vil bli eksportert i ny rørleidning til Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) på britisk kontinentalsokkel for vidare transport til St. Fergus. Produksjonen er venta å starte hausten. 169

8 Gjøa D B E C Olje til Troll Oljerør ll Oil to Troll Troll Oil Pipeline II Vega Vega Sør Blokk 35/11 - utvinningsløyve 090 C, tildelt i Stortinget Statoil Petroleum AS Bayerngas Norge AS 25,00 % GDF SUEZ E&P Norge AS 15,00 % Idemitsu Petroleum Norge AS 15,00 % Statoil Petroleum AS 45,00 % 3,6 millionar Sm 3 olje 8,7 milliardar Sm 3 gass 0,4 millionar tonn NGL Totale investeringar vil venteleg bli 3,1 milliardar -kroner Per er det investert totalt 2,5 milliardar -kroner Vega Sør ligg ved Framfeltet og havdjupet er om lag 370 meter. Ein samla PUD for Vega og Vega Sør blei godkjent av styresmaktene i juni Utbyggingsløysinga er ei havbotnramme knytt saman med Vega. PUD-fritak for oljesona blei godkjent hausten Reservoaret inneheld gass og kondensat med ei oljesone i øvre del av Brentgruppa av mellomjura alder, og ligg på om lag meters djup. Feltet vil bli produsert med trykkavlasting. Brønnstraumen vil bli sendt i ein rørleidning frå Vega Sør via havbotnrammene på Vega til Gjøa for prosessering. Olje og kondensat vil bli sendt derifrå i ein ny rørleidning kopla til Troll Oljerør II for vidare transport til Mongstad. Rikgassen vil bli eksportert i ny rørleidning til Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) på britisk kontinentalsokkel for vidare transport til St. Fergus. Produksjonen er venta å starte hausten. 170

9 Blokk 9/2 - utvinningsløyve 316, tildelt 2004 Blokk 9/5 - utvinningsløyve 316, tildelt av Kongen i statsråd Talisman Energy Norge AS Lotos Exploration and Production Norge AS 20,00 % Talisman Energy Norge AS 70,00 % Wintershall Norge ASA 10,00 % 19,3 millionar Sm 3 olje 11,4 millionar Sm 3 olje Totale investeringar vil venteleg bli 11,5 milliardar -kroner Per er det investert totalt 9,3 milliardar -kroner Yme ligg i den søraustlege delen av Nordsjøen på meters havdjup. Yme er det første oljefeltet på norsk sokkel som blir bygt ut på ny etter at feltet har vore stengt ned. Feltet blei første gong bygt ut i 1995, innafor utvinningsløyve 114 med Statoil som operatør. Produksjonsperioden var frå 1996 til 2001, då det ikkje lenger blei funne lønsamt å halde fram med drifta. Nye rettshavarar i utvinningsløyve 316 med Talisman som operatør, vedtok i 2006 å utvinne attverande ressursar med ei ny oppjekkbar produksjonsinnretning. Denne er plassert på ein lagertank for olje på havbotnen over Gamma-strukturen. Beta-strukturen blir bygt ut med brønnar på havbotnen. Yme inneheld to separate hovudstrukturar; Gamma og Beta, med til saman fem førekomstar. Reservoaret er i sandstein tilhøyrande Sandnesformasjonen av mellomjura alder og ligg på om lag meters djup. Yme vil hovudsakleg bli produsert med vassinjeksjon som drivmekanisme. Overskotsgass kan òg bli injisert saman med vatn i ein brønn. Brønnstraumen vil bli prosessert på Yme-innretninga og oljen vil bli lagra i tanken for eksport via lastebøyer til tankskip. Overskottsgassen er planlagt injisert. Produksjonsstart er planlagt hausten. 171