Tabell – Beskrivelse
|
Felt navn
|
Type
|
Tekst
|
NPDID for felt
|
Dato oppdatert
|
Dato synkronisert OD
|
|---|---|---|---|---|---|
|
ALBUSKJELL
|
Utbygging
|
Albuskjell ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 20 kilometer vest for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Albuskjell ble påvist i 1972 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1975. Feltet ble bygd ut med to stålinnretninger for boring og produksjon. Produksjonen startet i 1979.
|
43437
|
08.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ALBUSKJELL
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble transportert i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
|
43437
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ALBUSKJELL
|
Reservoar
|
Albuskjell produserte gass og kondensat fra kritt av maastricht og tidligpaleocen alder. Forekomsten ligger over en saltstruktur. Hovedreservoaret er i Torformasjonen av senkritt alder på 3200 meters dyp. Den overliggende Ekofiskformasjonen har dårligere reservoaregenskaper og er lite drenert. Feltet har store gjenværende ressurser.
|
43437
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ALBUSKJELL
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43437
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ALBUSKJELL
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 1998 og innretningene fjernet i 2011 og 2013. En eventuell gjenåpning av feltet må sees i sammenheng med andre nedstengte felt i området.
|
43437
|
02.02.2021
|
15.08.2022
|
|
ALVE
|
Reservoar
|
Alve produserer olje og gass fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje-, Not- and Garnformasjonene. Reservoaret ligger på 3600 meters dyp og har moderat til god kvalitet.
|
4444332
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ALVE
|
Transport
|
Oljen losses fra Norneskipet og gassen transporteres via Nornerørledningen til Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til Kårstøterminalen for eksport.
|
4444332
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ALVE
|
Status
|
Produksjonen fra Alve er begrenset av den kommersielle avtalen med Nornelisensen og gasshåndteringskapasiteten på Norne-skipet. Alve kan produsere mer enn bestilt volum når det er tilgjengelig kapasitet på Norneskipet.
|
4444332
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ALVE
|
Utbygging
|
Alve ligger i Norskehavet, 16 kilometer sørvest for Norne. Vanndybden er 370 meter. Alve ble påvist i 1990, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Utbyggingskonseptet er en standard bunnramme med fire brønnslisser og tre produksjonsbrønner koblet til produksjons- og lagerskipet Norne (FPSO) med en rørledning. Produksjonen startet i 2009.
|
4444332
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ALVE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning
|
4444332
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
ALVHEIM
|
Transport
|
Oljen blir stabilisert og lagret på Alvheim-skipet før den eksporteres med tankskip. Prosessert rikgass transporteres via rørledning fra Alvheim til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sokkel.
|
2845712
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ALVHEIM
|
Reservoar
|
Alvheim produserer olje og gass fra paleocen sandstein i Hermod- og Heimdalformasjonene. Reservoarene ligger i undersjøiske vifteavsetninger og injektitter, for det meste på 2100-2200 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
|
2845712
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ALVHEIM
|
Utvinning
|
Feltet produseres med naturlig vanndriv fra en underliggende vannsone.
|
2845712
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
ALVHEIM
|
Status
|
Som følge av større tilstedeværende volumer og lengre tilleggsbrønner har Alvheim fått en betydelig økning i estimerte utvinnbare olje- og gassressurser siden PUD. Kapasiteten på gasskompressoren på Alvheim er begrenset etter at Boa-forekomsten er videreutviklet. Tiltak som reduksjon i gassløft og struping eller innestenging av noen brønner er blitt implementert for å maksimere samlet produksjon fra Alvheim. Produksjonen har vært bedre enn forventet. Alvheim kan bli et knutepunkt for framtidige funn i området. Planer for utbygging og drift for funnene Kobra East Gekko (KEG) og Frosk ble levert i 2021, begge er planlagt knyttet opp til Alvheim. Funnene Trine og Trell forventes knyttet til Alvheim når de er modnet fram.
|
2845712
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ALVHEIM
|
Utbygging
|
Alvheim ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, ti kilometer vest for Heimdal og nær grensen til britisk sektor. Feltet omfatter seks forekomster; Kameleon, Boa, Kneler, Viper, Kobra og Gekko. Boa ligger delvis i britisk sektor. Vanndybden er 120-130 meter. Alvheim ble påvist i 1998, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2004. Feltet er bygd ut med havbunnsbrønner knyttet til et produksjons- og lagerskip, Alvheim FPSO. Produksjonen startet i 2008. Vilje-, Volund- og Bøyla-feltene er knyttet opp til Alvheim. Skogul ble tilknyttet Alvheim FPSO via Vilje.
|
2845712
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ATLA
|
Utbygging
|
Atla ligger i den sentralen delen av Nordsjøen, 20 kilometer nordøst for Heimdal. Vanndybden er 120 meter. Atla ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet er bygd ut med en produksjonsbrønn tilkoblet en undervannsinnretning som er knyttet til Heimdal via Skirne. Produksjonen startet i 2012.
|
21106284
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ATLA
|
Reservoar
|
Atla produserer gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 2700 meters dyp og har god kvalitet.
|
21106284
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ATLA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
21106284
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ATLA
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres via undervannsinnretningen Skirne/Byggve til Heimdal for prosessering og eksport.
|
21106284
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
ATLA
|
Status
|
Feltet er i halefasen og har produsert sporadisk etter trykkoppbygging i perioder de siste årene. Atla produserte i fire måneder i løpet av 2021, etter to år uten produksjon, som følge av at det ble installert en lavtrykksproduksjonsmodul på Heimdalinnretningen. Avslutningsplanen ble levert i 2015, og arbeidet med å planlegge disponering og fjerning pågår.
|
21106284
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
BALDER
|
Utbygging
|
Balder ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, like vest for Grane-feltet. Vanndybden er 125 meter. Balder ble påvist i 1967, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Produksjonen startet i 1999. Feltet er bygd ut med havbunnsbrønner som er koblet til Balder produksjons- og lagerskipet (FPSO). Ringhorne-forekomsten, som ligger ni kilometer nord for Balder-skipet, er inkludert i Balder-komplekset. Ringhorne er bygd ut med en kombinert bolig-, bore- og brønnhodeinnretning knyttet til Balder-skipet og Jotun-skipet for prosessering, råoljelagring og gasseksport. Ringhorne Øst, et nærliggende oljefelt, ble koblet til Balder via Ringhorne-innretningen. PUD for Ringhorne Jura ble godkjent i 2000, og produksjonen startet i 2003. PUD-fritaket for Ringhorne Vest ble godkjent i 2003, og produksjonen startet i 2004. Endret PUD for Ringhorne ble godkjent i 2007.
|
43562
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BALDER
|
Reservoar
|
Balder, inkludert Ringhorne, produserer olje fra flere separate forekomster i sandstein av jura, eocen og paleocen alder. Balder produserer fra Heimdal- og Hermodformasjonene, og fra et injisert sandkompleks over dem. Ringhorne produserer fra Hugin-, Ty- og Hermodformasjonene. Reservoarene har god til meget god kvalitet. Balder-reservoaret ligger på 1700 meters dyp og Ringhorne-reservoaret på 1900 meters dyp.
|
43562
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BALDER
|
Status
|
Endret PUD for Balder og Ringhorne ble godkjent i 2020. Utbyggingsplanen omfatter levetidsforlengelse og flytting av Jotun-skipet til en ny lokasjon, samt boring av nye havbunnsbrønner. Skipet er for tiden på et verft for vedlikehold og oppgradering. Etter planen skal det være tilbake på feltet i 2022.
|
43562
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
BALDER
|
Utvinning
|
Balder og Ringhorne produserer hovedsakelig med naturlig vanndriv, men reinjeksjon av produsert vann brukes som trykkstøtte, særlig i Ringhornes jura-reservoar. Overskuddsvann injiseres i Utsiraformasjonen. Gass injiseres også dersom gasseksportsystemet er ute av drift.
|
43562
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
BALDER
|
Transport
|
Oljen fraktes med tankskip. Overskuddsgass fra Balder og Ringhorne eksporteres fra Jotun-skipet via Statpipe til Kårstø og videre til kontinentet.
|
43562
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BAUGE
|
Utbygging
|
Bauge ligger på Haltenbanken i det sørlige Norskehavet, 15 kilometer øst for Njord. Vanndybden er 280 meter. Bauge ble påvist i 2013, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2017. Utbyggingskonseptet er to produksjonsbrønner knyttet til Njord A-innretningen. En vanninjeksjonsbrønn skal bores fra eksisterende undervannsanlegg på Hymefeltet.
|
29446221
|
15.12.2021
|
15.08.2022
|
|
BAUGE
|
Reservoar
|
Hovedreservoarene inneholder olje i sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje- og Ileformasjonene på 2700 meters dyp. Reservoarene er segmenterte og har moderat kvalitet.
|
29446221
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BAUGE
|
Utvinning
|
Feltet skal produseres med delvis trykkvedlikehold med faset vanninjeksjon som starter noen år etter produksjonsoppstart.
|
29446221
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BAUGE
|
Transport
|
Brønnstrømmen skal transporteres til Njord A-plattformen for prosessering. Produsert olje skal transporteres med rørledning til lagerskipet Njord B, og videre med tankskip til markedet. Gassen skal sendes i en 40 kilometer lang rørledning via Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til Kårstø-terminalen.
|
29446221
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BAUGE
|
Status
|
Feltet er under utbygging og produksjonsstart ventes sent i 2022.
|
29446221
|
15.12.2021
|
15.08.2022
|
|
BLANE
|
Utbygging
|
Blane ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 35 kilometer sørvest for Ula. Feltet ligger på grensen til britisk sektor, og den norske delen utgjør 18 prosent. Vanndybden er 70 meter. Blane ble påvist i 1989, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med en undervannsinnretning på britisk sokkel som omfatter to horisontale produksjonsbrønner koblet til Ula. Produksjonen startet i 2007.
|
3437650
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BLANE
|
Reservoar
|
Blane produserer olje fra paleocen sandstein i Fortiesformasjonen. Reservoaret er av moderat til god kvalitet, og ligger på 3100 meters dyp.
|
3437650
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BLANE
|
Utvinning
|
Fram til 2019 ble feltet produsert med trykkstøtte fra injeksjon av produsert vann fra Blane, Tambar og Ula. Det produseres nå med trykkavlastning. I tillegg brukes gassløft i brønnene.
|
3437650
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
BLANE
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Ula for prosessering. Oljen eksporteres videre til Teesside i Storbritannia.
|
3437650
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
BLANE
|
Status
|
Produksjonen fra feltet har generelt vært god. Vanninjeksjon stanset på grunn av et brudd i injeksjonsrørledningen. Et prosjekt for å vurdere effekten av vanninjeksjon pågår. En tilleggsbrønn vurderes for å øke utvinningen fra feltet.
|
3437650
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
BRAGE
|
Status
|
Brage har vært i produksjon lenge, og det arbeides med å finne nye metoder for å øke utvinningen fra feltet. For tiden bores det nye brønner.
|
43651
|
19.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BRAGE
|
Utbygging
|
Brage ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, ti kilometer øst for Oseberg. Vanndybden er 140 meter. Brage ble påvist i 1980, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1990. Feltet er bygd ut med en integrert produksjons-, bore- og boliginnretning med stålunderstell. Produksjonen startet i 1993. PUD for Brage Sognefjord ble godkjent i 1998. Myndighetene innvilget PUD-fritak for forekomstene Brent Ness og Bowmore Brent i henholdsvis 2004 og 2007.
|
43651
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BRAGE
|
Reservoar
|
Brage produserer olje fra sandstein av tidligjura alder i Statfjordgruppen og av mellomjura alder i Brentgruppen og Fensfjordformasjonen. Det er også olje og gass i sandstein av senjura alder i Sognefjordformasjonen. Reservoarene ligger på 2000-2300 meters dyp. Reservoarkvaliteten varierer fra dårlig til svært god.
|
43651
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BRAGE
|
Utvinning
|
Statfjord- og Fensfjordformasjonene utvinnes ved hjelp av vanninjeksjon. Brentgruppen produseres med vann- alternerende gassinjeksjon (VAG). Sognefjordformasjonen produseres med trykkavlastning og trykkstøtte fra vannsonen.
|
43651
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
BRAGE
|
Transport
|
Oljen transporteres i rørledning til Oseberg og videre i Oseberg Transport System (OTS)-rørledningen til Stureterminalen. En gassrørledning er koblet til Statpipe.
|
43651
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
BREIDABLIKK
|
Utbygging
|
Breidablikk ligger i den midtre delen av Nordsjøen, ti kilometer nordøst for Grane. Vanndybden er 130 meter. Breidablikk omfatter to forekomster; D-struktur og F-struktur som ble påvist henholdsvis i 1992 og 2013. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2021. Feltet bygges ut med fire havbunnsrammer knyttet til Grane-innretningen.
|
38702206
|
15.12.2021
|
15.08.2022
|
|
BREIDABLIKK
|
Reservoar
|
Hovedreservoarene inneholder olje i sandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen på 1700 meters dyp. Reservoarene har god kvalitet med liten variasjon i reservoaregenskaper. Over Heimdalformasjonen er det olje i et sandinjektittkompleks i skifer av paleocen og eocen alder i Lista-, Sele- og Balderformasjonene.
|
38702206
|
25.08.2021
|
15.08.2022
|
|
BREIDABLIKK
|
Utvinning
|
Feltet skal produseres med trykkavlastning og ved hjelp av gassløft i produksjonsbrønnene. Brønnene vil bli plassert nær toppen av strukturene.
|
38702206
|
24.08.2021
|
15.08.2022
|
|
BREIDABLIKK
|
Transport
|
Fra Grane transporteres oljen i rørledning til Stureterminalen for lagring og eksport.
|
38702206
|
24.08.2021
|
15.08.2022
|
|
BREIDABLIKK
|
Status
|
Feltet er under utbygging.
|
38702206
|
24.08.2021
|
15.08.2022
|
|
BRYNHILD
|
Utbygging
|
Brynhild ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 10 kilometer fra britisk sektor og 55 kilometer nordvest for Ula. Vanndybden er 80 meter. Brynhild ble påvist i 1992, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Utbyggingskonseptet var en havbunnsramme med fire brønner koblet opp mot produksjons- og lagerskipet (FPSO) Haewene Brim, som ligger på Pierce-feltet på britisk sektor. Produksjonen startet i 2014.
|
21123063
|
08.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BRYNHILD
|
Reservoar
|
Brynhild produserte olje fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret inneholder undermettet olje, og det ligger på 3300 meters dyp. Reservoarforholdene nærmer seg grensen for høyt trykk/høy temperatur (HTHT).
|
21123063
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BRYNHILD
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon. Injeksjonsvann levertes fra Pierce-feltet.
|
21123063
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
BRYNHILD
|
Transport
|
Brønnstrømmen gikk i rørledning til Haewene Brim-skipet for prosessering. Den prosesserte oljen ble eksportert med skytteltankere til markedet, mens gassen ble reinjisert i Pierce-feltet.
|
21123063
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
BRYNHILD
|
Status
|
Feltet sluttet å produsere i 2018, og havbunnsinnretningen ble fjernet i 2021.
|
21123063
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
BYRDING
|
Utbygging
|
Byrding ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, fire kilometer nord for feltet Fram H-Nord og 30 kilometer nord for Troll C-innretningen. Vanndybden er 360 meter. Byrding ble påvist i 2005, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er en togrens multilateral (MLT) brønn som ble boret fra Fram H-Nord-bunnrammen. Produksjonen startet 2017.
|
28975067
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BYRDING
|
Reservoar
|
Byrding produserer olje og gass fra turbidittsandstein av senjura alder i Heatherformasjonen. Reservoaret ligger på 3050 meters dyp. Det har en kompleks struktur, og reservoarkvaliteten er god.
|
28975067
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BYRDING
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
28975067
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
BYRDING
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres via Fram Vest til Troll C for prosessering. Oljen transporteres videre i Troll Oljerør II til Mongstad-terminalen. Gassen eksporteres via Troll A til Kollsnes-terminalen.
|
28975067
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BYRDING
|
Status
|
Feltet produserer med høyere gass/olje-forhold enn forventet.
|
28975067
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
BØYLA
|
Utbygging
|
Bøyla ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 28 kilometer sør for Alvheim. Vanndybden er 120 meter. Bøyla ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med to horisontale produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn koblet til produksjons- og lagerskipet (FPSO) Alvheim. Produksjonen startet i 2015.
|
22492497
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BØYLA
|
Reservoar
|
Bøyla produserer olje fra sandstein av senpaleocen til tidligeocen alder i Hermodformasjonen. Reservoaret har god kvalitet og ligger på 2100 meters dyp i et kanalisert submarint viftesystem.
|
22492497
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
BØYLA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon. Gassløft er også nødvending for å støtte strømning i brønnene.
|
22492497
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
BØYLA
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Alvheim-skipet. Oljen blir stabilisert og lagret på Alvheim-skipet før eksport med tankskip. Prosessert rikgass transporteres med rørledning fra Alvheim-skipet til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sokkel.
|
22492497
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
BØYLA
|
Status
|
Et nærliggende funn, 24/9-12 S (Frosk), blir for tiden produksjonstestet. Dette har forårsaket periodisk nedstengning av produksjon fra Bøyla i perioden mellom 2019 og 2021. PUD for Frosk ble mottatt i 2021. Frosk vil bli koblet til Alvheim FPSO via Bøyla havbunnsramme.
|
22492497
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
COD
|
Utvinning
|
Produksjonen foregikk med trykkavlastning.
|
43785
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
COD
|
Utbygging
|
Cod ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 75 kilometer nordvest for Ekofisk-feltet. Vanndybden er 75 meter. Cod ble påvist i 1968, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1975. Feltet er bygd ut med en kombinert bore-, bolig- og produksjonsinnretning. Produksjonen startet i 1977.
|
43785
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
COD
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
|
43785
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
COD
|
Reservoar
|
Cod produserte gass og kondensat fra dypmarin turbidittsandstein av paleocen alder i Fortiesformasjonen. Forekomsten har en kompleks struktur med flere adskilte reservoarer på 3000 meters dyp.
|
43785
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
COD
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 1998, og innretningen ble fjernet i 2013. En eventuell gjenåpning av feltet må sees i sammenheng med andre nedstengte felt i området.
|
43785
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
DRAUGEN
|
Utbygging
|
Draugen ligger i den sørlige delen av Norskehavet. Vanndybden er 250 meter. Draugen ble påvist i 1984, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1988. Feltet er bygd ut med en bunnfast betonginnretning med integrert dekk, og har både plattform- og havbunnsbrønner. Stabilisert olje blir lagret i tanker i sokkelen på innretningen. To rørledninger går fra innretningen til en flytende lastebøye. Produksjonen startet i 1993.
|
43758
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
DRAUGEN
|
Reservoar
|
Draugen produserer olje fra to formasjoner. Hovedreservoaret er i sandstein av senjura alder i Rognformasjonen. Den vestlige delen av feltet produserer også fra sandstein av mellomjura alder i Garnformasjonen. Reservoarene ligger på 1600 meters dyp og er relativt homogene med gode reservoaregenskaper.
|
43758
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
DRAUGEN
|
Utvinning
|
Feltet produseres ved hjelp av trykkvedlikehold med vanninjeksjon og støtte fra vannsonen.
|
43758
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
DRAUGEN
|
Transport
|
Oljen losses via en flytende lastebøye og eksporteres med tankskip. Assosiert gass ble tidligere transportert via Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen, men brukes nå til kraftgenerering på innretningen.
|
43758
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
DRAUGEN
|
Status
|
Med synkende oljeproduksjon vil det ikke lenger være nok assosiert gass til å generere kraft, og man ser på alternative løsninger. Gassfunnet 6407/9-9 (Hasselmus) utvikles som undervannstilknytning til Draugen-innretningen. Identifisering og modning av nye brønnmål pågår for å øke utvinningen fra feltet. Det er nødvendig med levetidsforlengelse for innretningen for å opprettholde den forventede produksjonsprofilen.
|
43758
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
DUVA
|
Utbygging
|
Duva ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, seks kilometer nordøst for Gjøa. Vanndybden er 350 meter. Duva ble påvist i 2016, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2019. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med fire slisser inkludert tre produksjonsbrønner for olje og én for gass, tilknyttet Gjøa-innretningen.
|
34833026
|
02.02.2021
|
15.08.2022
|
|
DUVA
|
Reservoar
|
Reservoaret inneholder olje og gass i turbidittsandstein av tidligkritt alder i Agatformasjonen. Det ligger i en stratigrafisk felle på 2200 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
|
34833026
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
DUVA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning og gasskappedriv.
|
34833026
|
31.08.2021
|
15.08.2022
|
|
DUVA
|
Transport
|
Brønnstrømmen sendes til Gjøa-innretningen for prosessering og eksport. Oljen sendes videre i Troll Oljerør II til Mongstad-terminalen. Rikgassen eksporteres via Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS), for videre prosessering på St. Fergus-terminalen i Storbritannia.
|
34833026
|
31.08.2021
|
15.08.2022
|
|
DUVA
|
Status
|
Feltet startet produksjon i august 2021.
|
34833026
|
31.08.2021
|
15.08.2022
|
|
DVALIN
|
Utbygging
|
Dvalin ligger i den sentrale delen av Norskehavet, 15 kilometer nordvest for Heidrun. Feltet består av to separate strukturer som ligger 3,5 kilometer fra hverandre. Dvalin Øst ble påvist i 2010 og Dvalin Vest ble påvist i 2012. Vanndybden er henholdsvis 340 og 400 meter. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent 2017. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med fire produksjonsbrønner koblet til Heidrun-innretningen. Produksjonen startet i 2020.
|
29393934
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
DVALIN
|
Reservoar
|
Både Dvalin Øst og Dvalin Vest inneholder gass i sandstein av mellomjura alder i Ile- og Garnformasjonene. Reservoarene ligger på 4500 meters dyp og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Den homogene grunnmarine sandsteinen i Garnformasjonen har god reservoarkvalitet, mens sandsteinen i Ileformasjonen er mer finkornet og heterogen, og har dårligere reservoaregenskaper.
|
29393934
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
DVALIN
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
29393934
|
17.12.2020
|
15.08.2022
|
|
DVALIN
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres til Heidrun-innretningen for prosessering i en egen ny gassprosessmodul og eksporteres til Nyhamnaterminalen via en ny rørledning fra Heidrun til Polarled.
|
29393934
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
DVALIN
|
Status
|
Produksjonen fra Dvalin er midlertidig stanset frem til en løsning for fjerning av kvikksølv er på plass.
|
29393934
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
EDDA
|
Utbygging
|
Edda ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, tolv kilometer sørvest for Ekofisk-feltet. Vanndybden er 70 meter. Edda ble påvist i 1972, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1975. Feltet ble bygd ut med en bemannet brønnhode- og produksjonsinnretning, og produksjonen startet i 1979.
|
43541
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
EDDA
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
|
43541
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
EDDA
|
Reservoar
|
Edda produserte olje fra kritt av maastricht og tidlig paleocen alder. Hovedreservoaret ligger i Torformasjonen i øvre kritt på 3100 meters dyp.
|
43541
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
EDDA
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert ved trykkavlastning. Fra 1988 ble gass fra Tommeliten Gamma transportert til Edda og brukt til gassløft i brønnene.
|
43541
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
EDDA
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 1998, og innretningen ble fjernet i 2012. En eventuell gjenåpning av feltet må sees i sammenheng med andre nedstengte felt i området.
|
43541
|
02.02.2021
|
15.08.2022
|
|
EDVARD GRIEG
|
Utbygging
|
Edvard Grieg ligger på Utsirahøgda i den sentrale delen av Nordsjøen, 35 kilometer sør for Grane og Balder. Vanndybden er 110 meter. Edvard Grieg ble påvist i 2007, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet er bygd ut med en bunnfast innretning med stålunderstell og fullt prosessanlegg. Det brukes en oppjekkbar rigg for boring og komplettering av brønner. Edvard Grieg-plattformen leverer kraft til Ivar Aasen-feltet og prosesserer brønnstrømmen fra Ivar Aasen. Solveig-feltet er tilknyttet Edvard Grieg. Produksjonen startet i 2015.
|
21675433
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
EDVARD GRIEG
|
Reservoar
|
Edvard Grieg produserer undermettet olje fra alluvial, eolisk og grunnmarin sandstein og konglomerat av sentrias til tidligkritt alder. Reservoarkvaliteten varierer fra moderat til veldig god i marin og eolisk sandstein, mens kvaliteten er dårligere i alluvial sandstein og konglomerat. Det er også påvist olje i det underliggende grunnfjellet. Reservoaret ligger på 1900 meters dyp.
|
21675433
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
EDVARD GRIEG
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
|
21675433
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
EDVARD GRIEG
|
Transport
|
Oljen eksporteres via rørledning til Grane Oljerør og videre til Stureterminalen. Gassen eksporteres i eget rør til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sektor.
|
21675433
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
EDVARD GRIEG
|
Status
|
Feltet har produsert bedre enn forventet og utvinnbare volumer har økt betydelig i forhold til PUD-estimater, som følge av god reservoarytelse. I 2021 ble tre tilleggsbrønner satt i produksjon, i tillegg til at arbeid har pågått med å forberede Solveig-tilknytning og prøveproduksjon fra Rolvsnes-funnet.
|
21675433
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
EKOFISK
|
Utbygging
|
Ekofisk ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen. Vandybden er 70 meter. Ekofisk ble påvist i 1969, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1972. Det ble satt i gang prøveproduksjon i 1971, før ordinær produksjon startet i 1972. Produksjonen ble sendt til tankskip fram til en lagringstank i betong ble installert i 1973. Siden den gang er feltet blitt utviklet med en rekke innretninger, inkludert anlegg for tilknyttede felt og eksportrørledninger. Flere av disse er fjernet eller venter på disponering. Den første feltutbyggingen begynte med tre produksjonsplattformer: Ekofisk A, Ekofisk B og Ekofisk C. Brønnhodeplattformen Ekofisk X og prosessplattformen Ekofisk J ble installert i henholdsvis 1996 og 1998, som en del av Ekofisk II-prosjektet. I 2005 ble brønnhodeplattformen Ekofisk M installert, som en del av Ekofisk Vekst-prosjektet. I 1983 godkjente myndighetene en plan for vanninjeksjon på Ekofisk. Ekofisk K, som er hovedinnretningen for vanninjeksjon, har vært i drift siden 1987. Fra 1989 til 2009 var det også vanninjeksjon fra Ekofisk W. Den ble nedstengt i 2009, og injeksjonen ble erstattet av en bunnramme, Ekofisk VA. I 2011 godkjente myndighetene PUD for Ekofisk Sør. Prosjektet omfattet to nye innretninger i den sørlige delen av feltet: Produksjonsplattformen Ekofisk Z og en havbunnsramme for vanninjeksjon, Ekofisk VB. Injeksjonen fra Ekofisk VB og produksjonen fra Ekofisk Z begynte i 2013. Boliginnretningene Ekofisk H og Ekofisk Q ble erstattet av Ekofisk L i 2014. I 2017 ble en endret PUD for en ekstra havbunnsramme for vanninjeksjon godkjent, Ekofisk VC.
|
43506
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
EKOFISK
|
Reservoar
|
Ekofisk produserer olje fra naturlig oppsprukket kritt av senkritt alder i Torformasjonen og tidligpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Reservoarbergarten har høy porøsitet, men lav permeabilitet. Reservoaret har en oljekolonne på over 300 meter, og ligger på 3000 meters dyp.
|
43506
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
EKOFISK
|
Utvinning
|
Ekofisk ble opprinnelig produsert med trykkavlastning, og hadde en forventet utvinningsgrad på 17 prosent. Senere har vanninjeksjon bidratt til en betydelig økning i oljeutvinningen. Omfattende vanninjeksjon begynte i 1987, og siden har området for vanninjeksjon blitt utvidet i flere faser. Erfaringer har vist at vannet fortrenger oljen langt mer effektivt enn ventet, og den endelige utvinningsgraden på Ekofisk er estimert til over 50 prosent. I tillegg til vanninjeksjon gir kompaksjon av det myke krittet ekstra trykk i dreneringen av feltet. Kompaksjonen har ført til at havbunnen har sunket med mer enn ti meter, spesielt i den sentrale delen av feltet. Det er ventet at innsynkingen vil fortsette, men med en lavere rate.
|
43506
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
EKOFISK
|
Transport
|
Olje og gass sendes til eksportrørledninger via prosessanlegget på Ekofisk J. Gass fra Ekofisk-området transporteres via Norpipe gassrørledning til Emden i Tyskland, mens oljen sendes i Norpipe oljerørledning til Teesside i Storbritannia.
|
43506
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
EKOFISK
|
Status
|
Produksjonen fra Ekofisk opprettholdes på et høyt nivå ved hjelp av kontinuerlig vanninjeksjon, boring av produksjons- og injeksjonsbrønner og brønnintervensjoner. Hovedutfordringer er å identifisere gjenværende oljelommer i et modent og vannflømmet reservoar samt håndtering av økende mengder produsert vann. Seismikksystemet Ekofisk Life of Field Seismic (LoFS) gir data for overvåkning av vannstrømning og dynamiske forandringer i overlagringen som brukes til reservoarstyring. Første fase av borekampanjen på Ekofisk Z ble ferdigstilt i 2020. Boring av tilleggsbrønner er forventet å fortsette gjennom feltets levetid. Vanninjeksjon er utvidet i den sørlige delen av feltet ved å installere en ny havbunnsramme, Ekofisk VC.
|
43506
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ELDFISK
|
Utbygging
|
Eldfisk ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, ti kilometer sør for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Eldfisk ble påvist i 1970, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1975. Eldfisk ble opprinnelig bygd ut med tre innretninger: Eldfisk B (en kombinert bore-, brønnhode- og prosessinnretning), og Eldfisk A og Eldfisk FTP (brønnhode- og prosessinnretninger). Produksjonen startet i 1979. PUD for vanninjeksjon ble godkjent i 1997, og injeksjonsinnretningen Eldfisk E ble installert i 1999. Innretningen forsyner også Ekofisk K med noe vann til injisering på Ekofisk-feltet. PUD for Eldfisk II ble godkjent i 2011. Den omfattet en ny integrert innretning, Eldfisk S, som er forbundet med bro til Eldfisk E. Produksjonen fra Eldfisk S startet opp i 2015. Innretningen erstatter flere funksjoner på Eldfisk A og Eldfisk FTP. Eldfisk A er bygget om til brønnhodeplattform, og Eldfisk FTP brukes som brostøtte. Embla, som ligger sør for Eldfisk, er knyttet til Eldfisk S.
|
43527
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ELDFISK
|
Reservoar
|
Eldfisk produserer olje fra kritt av senkritt og tidligpaleocen alder i Hod-, Tor- og Ekofiskformasjonene. Reservoarbergarten har høy porøsitet, men lav permeabilitet. Naturlig oppsprekking gjør at reservoarvæsker strømmer lettere. Feltet består av tre strukturer: Alpha, Bravo og Eldfisk Øst. Reservoarene ligger på 2700-2900 meters dyp.
|
43527
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ELDFISK
|
Utvinning
|
Eldfisk ble opprinnelig produsert med trykkavlastning. I 1999 startet vanninjeksjon gjennom horisontale brønner. Trykkfall og vannsvekkelseseffekt har forårsaket kompaksjon av reservoarene, som igjen har gjort at havbunnen har sunket flere meter. Eldfisk II-prosjektet utvider vannflømmingen på feltet.
|
43527
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
ELDFISK
|
Transport
|
Olje og gass sendes til eksportrørledninger via Ekofisk-senteret. Gass fra Ekofisk-området transporteres via Norpipe gassrørledning til Emden i Tyskland, mens oljen sendes i Norpipe oljerørledning til Teesside i Storbritannia.
|
43527
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ELDFISK
|
Status
|
Borekampanjen i Eldfisk II-prosjektet startet i 2014 og boring av gjenstående brønner forventes ferdigstilt i 2021. Boremål modnes også i den østlige strukturen, Eldfisk Øst. Det vurderes videreutbygging av den nordlige delen av feltet.
|
43527
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
EMBLA
|
Utbygging
|
Embla ligger i sørlig del av norsk sektor i Nordsjøen, like sør for Eldfisk-feltet. Vanndybden er 70 meter. Embla ble påvist i 1988, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1990. Feltet er bygd ut med en ubemannet brønnhodeinnretning som fjernstyres fra Eldfisk. Feltet begynte å produsere i 1993. Endret PUD for Embla ble godkjent i 1995.
|
43534
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
EMBLA
|
Reservoar
|
Embla produserer olje og gass fra segmentert sandstein og konglomerat av devon og perm alder. Reservoaret ligger på mer enn 4000 meters dyp og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Reservoaret har en kompleks struktur med mange forkastninger.
|
43534
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
EMBLA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
43534
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
EMBLA
|
Transport
|
Olje og gass transporteres i rørledning til Eldfisk S-innretningen for behandling, og videre til Ekofisk-senteret for eksport. Gass fra Ekofisk-området transporteres via Norpipe gassrørledning til Emden i Tyskland, mens oljen sendes i Norpipe oljerørledning til Teesside i Storbritannia.
|
43534
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
EMBLA
|
Status
|
Som en del av utbyggingsprosjektet Eldfisk II ble Embla knyttet til Eldfisk S-innretningen. Dette forlenger levetiden til feltet. For tiden er det fire produksjonsbrønner. På grunn av reservoarets kompleksitet er det er ingen andre planer enn å optimalisere eksisterende brønner.
|
43534
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ENOCH
|
Utbygging
|
Enoch ligger i den midtre delen av Nordsjøen på grensen til britisk sektor, ti kilometer nordvest for Gina Krog. Den norske delen av feltet utgjør 20 prosent. Enoch ble påvist i 1985, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med et undervannsanlegg på britisk sokkel som er koblet til det britiske Brae-feltet. Produksjonen startet i 2007.
|
3437659
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ENOCH
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
3437659
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
ENOCH
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Enoch transporteres til Brae A-innretningen for behandling og videre transport i rørledning til Cruden Bay i Storbritannia. Gassen selges til Brae.
|
3437659
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
ENOCH
|
Reservoar
|
Enoch produserer olje fra Forties sandstein av paleocen alder. Reservoaret er på 2100 meters dyp. Reservoarkvaliteten er varierende.
|
3437659
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ENOCH
|
Status
|
Feltet er i sen halefase. Opphør av lønnsom produksjon ventes i slutten av 2022.
|
3437659
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FENJA
|
Utbygging
|
Fenja ligger i Norskehavet, 35 kilometer sørvest for Njord. Vanndybden er 325 meter. Feltet inkluderer også funnet 6406/12-3 A (Bue). Fenja ble påvist i 2014, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent 2018. Utbyggingsløsningen består av to havbunnsrammer med totalt seks brønner, knyttet til Njord A-innretningen.
|
31164879
|
15.12.2021
|
15.08.2022
|
|
FENJA
|
Reservoar
|
Reservoarene inneholder olje og gass i sandstein av senjura alder i Melkeformasjonen, og olje i øvre jura sandstein i Rognformasjonen. Reservoarene er i et viftesystem på 3200-3500 meters dyp, og de har variable egenskaper.
|
31164879
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FENJA
|
Utvinning
|
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra vann- og gassinjeksjon. Produsert gass skal reinjiseres i reservoaret.
|
31164879
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FENJA
|
Transport
|
Brønnstrømmen skal transporteres i rørledning til Njord A for prosessering. Oljen skal lagres på Njord B-innretningen og overføres til tankskip. Den reinjiserte gassen skal produseres mot slutten av oljeproduksjonsperioden. Gassen skal eksporteres via Åsgard Transport System (ÅTS).
|
31164879
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
FENJA
|
Status
|
Feltet er under utbygging og produksjonsstart ventes i 2023.
|
31164879
|
15.12.2021
|
15.08.2022
|
|
FLYNDRE
|
Transport
|
Brønnstrømmen prosesseres på Clyde. Væsker transporteres til Fulmar-plattformen og videre til Teesside i Storbritannia via Norpipe. Gassen brukes delvis til havs til brensel og fakling på Clyde og Fulmar, mens resten transporteres til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
|
24635035
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
FLYNDRE
|
Utbygging
|
Flyndre ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, på grensen mellom norsk og britisk sektor. Den norske delen av feltet utgjør sju prosent. Flyndre ligger 35 kilometer nordvest for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Flyndre ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2014. Feltet er bygd ut med en horisontal havbunnsbrønn knyttet til Clyde-plattformen på britisk sokkel. Produksjonen startet i 2017.
|
24635035
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FLYNDRE
|
Reservoar
|
Flyndre produserer olje og assosiert gass fra Balmoral sandstein av paleocen alder. Reservoaret ligger på 3000 meters dyp og har moderat til god kvalitet. Det er også olje på 3100 meters dyp i kritt av senkritt alder med dårlig reservoarkvalitet.
|
24635035
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FLYNDRE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning. Bare Balmoral-reservoaret er omfattet av utbyggingen.
|
24635035
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
FLYNDRE
|
Status
|
Produksjonen har vært lavere enn ventet siden oppstarten. Hovedutfordringen er at trykket faller raskere enn antatt.
|
24635035
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
FRAM
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Fram transporteres til Troll C-innretningen for behandling, og oljen transporteres videre gjennom Troll Oljerør II til Mongstad-terminalen. Gassen eksporteres via Troll A-innretningen til Kollsnes-terminalen.
|
1578840
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
FRAM
|
Utbygging
|
Fram ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 20 kilometer nord for Troll. Vanndybden er 350 meter. Fram ble påvist i 1990 og består av to hovedstrukturer, Fram Vest og Fram Øst, med flere forekomster. Plan for utbygging og drift (PUD) for Fram Vest ble godkjent i 2001, og produksjonen startet i 2003. PUD for Fram Øst ble godkjent i 2005, og produksjonen startet i 2006. Begge strukturene er bygd ut med to brønnrammer hver, knyttet til Troll C-innretningen. PUD-fritak for Fram C-Øst ble innvilget i 2016. Denne utbyggingen inkluderer en lang oljeproduksjonsbrønn boret fra B2-havbunnsrammen på Fram Øst. Et nytt PUD-fritak ble innvilget i 2018 for to brønner i Fram-Øst Brent-reservoaret boret fra en av de eksisterende bunnrammene på Fram Øst.
|
1578840
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FRAM
|
Reservoar
|
Fram produserer olje og assosiert gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen, og fra sandstein av senjura alder i et marint viftesystem i Draupneformasjonen og i grunnmarin Sognefjordformasjonen. Reservoarene har en gasskappe og ligger i flere isolerte, roterte forkastningsblokker på 2300-2500 meters dyp. Reservoaret i Fram Vest-forekomsten er komplekst. Reservoarene i Fram Øst-forekomsten har generelt gode egenskaper.
|
1578840
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FRAM
|
Utvinning
|
Fram Øst-forekomsten i Sognefjordformasjonen produseres med injeksjon av produsert vann som trykkstøtte, i tillegg til naturlig vanndriv fra vannsonen. Brent-reservoarene i Fram Øst produseres med trykkstøtte fra naturlig vanndriv. Gassløft blir brukt i brønnene. Oljeproduksjonen fra Fram er begrenset av gassprosesseringskapasiteten på Troll C-innretningen.
|
1578840
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
FRAM
|
Status
|
En ekstra gassmodul for Fram på Troll C-innretningen kom i drift i 2020. To funn ble nylig gjort i Fram-området, og det modnes fram utviklingsplaner for området.
|
1578840
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
FRAM H-NORD
|
Utbygging
|
Fram H-Nord ligger rett nord for Fram i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 360 meter. Fram H-Nord ble påvist i 2007, og myndighetene innvilget fritak fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2013. Feltet er bygd ut med en togrens multilateral (MLT) brønn fra en havbunnsramme med fire slisser. Produksjonen startet i 2014. Byrding-feltet er også boret fra Fram H-Nord-rammen.
|
23410947
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FRAM H-NORD
|
Reservoar
|
Fram H-Nord produserer olje og gass fra turbidittsandstein av senjura alder i Heatherformasjonen. Reservoaret ligger på 2950 meters dyp og har god kvalitet.
|
23410947
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FRAM H-NORD
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
23410947
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
FRAM H-NORD
|
Transport
|
Brønnstrømmen sendes gjennom en brønnramme på Fram Vest og transporteres videre til Troll C-innretningen for prosessering. Oljen transporteres videre i Troll Oljerør II til Mongstad-terminalen, og gassen eksporteres via Troll A-innretningen til Kollsnes-terminalen.
|
23410947
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FRAM H-NORD
|
Status
|
Fram H-Nord har hatt lavere produksjon enn forventet. Feltet produserer ikke for tiden på grunn av lavere trykk sammenlignet med Fram Vest-produksjonslinjen.
|
23410947
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FRIGG
|
Utbygging
|
Frigg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, på grensen mellom britisk og norsk sektor. Vanndybden er 100 meter. Frigg ble påvist i 1971, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1974. Feltet var bygd ut med en boliginnretning (QP), to prosessinnretninger (TP1 og TCP2) og to boreinnretninger (DP2 og CDP1). TP1, CDP1 og TCP2 hadde betongunderstell og dekksramme av stål. De to øvrige innretningene hadde understell av stål. CDP1, TP1 og QP lå på den britiske delen av feltet. Innretningene på feltet behandlet også olje og gass fra Frøy, Nordøst-Frigg, Øst-Frigg, Lille-Frigg og Odin. Produksjonen startet i 1977.
|
43555
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
FRIGG
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43555
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
FRIGG
|
Transport
|
Gassen ble transportert i en 180 kilometer lang rørledning til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
|
43555
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
FRIGG
|
Reservoar
|
Frigg produserte gass fra dypmarin turbidittsandstein av eocen alder i Friggformasjonen på 1900 meters dyp.
|
43555
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FRIGG
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 2004, og det omfattende disponeringsarbeidet var ferdig i 2010. En avgrensningsbrønn ble boret på Frigg i 2019. Et nytt feltsenter for området nord for Alvheimfeltet (NOA-prosjektet) er planlagt, og PUD ventes i 2022. Dette prosjektet kan gi muligheter for gjenutbygging av Friggfeltet.
|
43555
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
FRØY
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 2001, og innretningen ble fjernet i 2002. Frøy vurderes som en del av den samordnede utbyggingen i området nord for Alvheim (NOA). PUD for NOA-prosjektet ventes i 2022.
|
43597
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
FRØY
|
Utbygging
|
Frøy ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 22 kilometer nordøst for Heimdal. Vanndybden er 120 meter. Frøy ble påvist i 1987, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1992. Feltet ble bygd ut med en brønnhodeinnretning med 15 brønnslisser. Produksjonen startet i 1995.
|
43597
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
FRØY
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble transportert i rørledning til Frigg for behandling og måling, og videre i rørledning til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
|
43597
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
FRØY
|
Reservoar
|
Frøy produserte olje fra sandstein av jura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 3200-3300 meters dyp.
|
43597
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
FRØY
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
|
43597
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
GAUPE
|
Utbygging
|
Gaupe ligger i midtre delen av Nordsjøen nær grensen til britisk sektor, 35 kilometer sør for Sleipner Øst. Vanndybden er 90 meter. Gaupe ble påvist i 1985, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2010. Utbyggingskonseptet var to enkeltstående horisontale havbunnsbrønner knyttet til Armada-innretningen på britisk sokkel. Produksjonen startet i 2012.
|
18161341
|
11.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GAUPE
|
Reservoar
|
Gaupe produserte olje og gass fra to strukturer, Gaupe Sør og Gaupe Nord. Mesteparten av ressursene var i sandstein av trias alder i Skagerrakformasjonen, med noe i midtre jura sandstein. Reservoarene ligger på 3000 meters dyp. De to strukturene hadde en gasskappe over en oljesone. Vertikal og lateral kommunikasjon i feltet er dårlig på grunn av segmentering.
|
18161341
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GAUPE
|
Utvinning
|
Feltet produserte med trykkavlastning.
|
18161341
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
GAUPE
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble prosessert på Armada-innretningen for eksport til Storbritannia. Rikgassen ble transportert via Central Area Transmission System (CATS)-rørledningen til Teesside i Storbritannia, og væske ble transportert via Forties-rørledningen til Cruden Bay i Storbritannia.
|
18161341
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
GAUPE
|
Status
|
En avslutningsplan ble levert i 2016. Produksjonen fra Gaupe opphørte i 2018.
|
18161341
|
11.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GIMLE
|
Utbygging
|
Gimle ligger i den nordlige delen av Nordsjøen like nordøst for Gullfaks. Vanndybden er 220 meter. Gimle ble påvist i 2004, og fikk innvilget fritak fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2006. Feltet er bygd ut med tre produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn boret fra Gullfaks C-innretningen. Produksjonen startet i 2006.
|
4005142
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GIMLE
|
Utvinning
|
Feltet produseres ved delvis trykkstøtte med vanninjeksjon. Vanninjeksjon er midlertidig stanset på grunn av innestengt produksjon.
|
4005142
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GIMLE
|
Transport
|
Produksjonen fra Gimle prosesseres på Gullfaks C-innretningen og transporteres sammen med olje og gass fra Gullfaks.
|
4005142
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
GIMLE
|
Status
|
Gimle er midlertidig nedstengt på grunn av lav reservoartrykk. Boring av en ny produksjonsbrønn fra Gullfaks C vurderes for å utvinne gjenværende ressurser på feltet.
|
4005142
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GIMLE
|
Reservoar
|
Gimle produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Hovedreservoaret er i en nedforkastet struktur nordøst for Gullfaks på 2900 meters dyp. Reservoaret har stort sett god kvalitet. Det er også olje i sandstein av sentrias og tidligjura alder.
|
4005142
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GINA KROG
|
Utbygging
|
Gina Krog ligger på Utsirahøgda i den midtre delen av Nordsjøen, like nord for Sleipner Vest. Vanndybden er 120 meter. Gina Krog ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2013. Utbyggingsløsningen er en bunnfast bolig- og prosessinnretning. Produksjonen startet i 2017.
|
23384544
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GINA KROG
|
Reservoar
|
Gina Krog produserer olje og gass fra sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen. Reservoaret er komplekst og segmentert, med dårlig til moderat kvalitet, og ligger på 3700 meters dyp.
|
23384544
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GINA KROG
|
Utvinning
|
Feltet produseres med gassinjeksjon. Gass importeres fra Zeepipe 2A for gassinjeksjon og gassløft i brønner.
|
23384544
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
GINA KROG
|
Transport
|
Våtgassen transporteres i rørledning til Sleipner A-innretningen for stabilisering. Salgsgass sendes fra Sleipner A-innretningen via Gassled (område D) til markedet, mens ustabilisert kondensat eksporteres til Kårstø-terminalen. Oljen fraktes til en flytende lager- og lasteenhet (Randgrid FSO) og losses derfra til tankskip for videre transport.
|
23384544
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GINA KROG
|
Status
|
Feltet produserer etter planen. Det pågår arbeid for å modne nye boremål, og det er planlagt å starte boring i 2022. Innretningen vil forsynes med kraft fra land fra 2022 som en del av elektrifiseringen av Utsirahøgda. For å redusere kostander vil Rangrid FSO i 2024 erstattes av en oljeeksportrørledning mellom Gina Krog og Sleipner A-innretningen.
|
23384544
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
GJØA
|
Utbygging
|
Gjøa ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 50 kilometer nordøst for Troll. Vanndybden er 360 meter. Gjøa ble påvist i 1989, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Feltet omfatter flere segmenter. Utbyggingsløsningen er en halvt nedsenkbar produksjons- og prosessinnretning tilkoblet fem havbunnsrammer med fire slisser. Feltet drives delvis med kraft fra land. Produksjonen startet i 2010. PUD-fritak for en reutvikling av P1-segmentet, inkludert en ny havbunnsramme med fire slisser, ble innvilget i 2019. Vega og Duva-feltene er tilknyttet Gjøa for prosessering og videre eksport.
|
4467574
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
GJØA
|
Reservoar
|
Reservoarene inneholder gass over en relativt tynn oljesone i sandstein av jura alder i Dunlin-, Brent- og Vikinggruppene. Feltet omfatter flere skråstilte forkastningssegmenter med delvis usikker kommunikasjon og variabel reservoarkvalitet. Reservoarene ligger på 2200 meters dyp.
|
4467574
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GJØA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning. I de sørlige segmentene ble oljeproduksjon prioritert de første årene. Gassnedblåsning (produksjon av gass fra gasskappen) startet i 2015. Lavtrykksproduksjon ble implementert i 2017.
|
4467574
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
GJØA
|
Transport
|
Stabilisert olje eksporteres i en rørledning som er koblet til Troll Oljerør II, for videre transport til Mongstad-terminalen. Rikgass eksporteres via rørledning til Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) på britisk sokkel, for videre transport til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
|
4467574
|
12.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GJØA
|
Status
|
Produksjonen fra nye brønner i P1-segmentet startet tidlig 2021. Nova-feltet er under utbygging som en tiknytning til Gjøa-innretningen, og ventes å starte produksjon sent i 2022.
|
4467574
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
GLITNE
|
Utbygging
|
Glitne ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 40 kilometer nord for Sleipner-området. Vanndybden er 110 meter. Glitne ble påvist i 1995, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2000. Feltet ble bygd ut med seks horisontale produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn, koblet til produksjons- og lagerskipet Petrojarl 1. Produksjonen startet i 2001.
|
1272071
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GLITNE
|
Reservoar
|
Glitne produserte olje fra sandstein av paleocen alder i den øvre delen av Heimdalformasjonen. Reservoaret er i et dypmarint viftesystem på 2150 meters dyp.
|
1272071
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GLITNE
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra en stor vannsone i Heimdalformasjonen. Assosiert gass ble brukt til gassløft i de horisontale brønnene fram til 2012.
|
1272071
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
GLITNE
|
Transport
|
Olje fra Glitne ble prosessert og lagret på produksjonsskipet og eksportert med tankskip. Overskuddsgass ble injisert i Utsiraformasjonen.
|
1272071
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
GLITNE
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 2013, og disponeringsarbeidet ble ferdigstilt i 2015.
|
1272071
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
GOLIAT
|
Reservoar
|
Goliat produserer olje fra sandstein av trias alder i Kobbe- og Snaddformasjonene og i Kapp Toscana-gruppen (Realgrunnen undergruppe) av trias til jura alder. Reservoarene har tynne gasskapper og ligger i en kompleks og segmentert struktur på 1100-1800 meters dyp.
|
5774394
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GOLIAT
|
Utvinning
|
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte. Ekstra trykkstøtte kommer fra reinjisering av produsert gass.
|
5774394
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GOLIAT
|
Utbygging
|
Goliat ligger i Barentshavet, 50 kilometer sørøst for Snøhvit. Vanndybden er 360-420 meter. Goliat ble påvist i 2000, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2009. Feltet er bygd ut med en sylindrisk flytende produksjons- og lagerenhet (Sevan 1000 FPSO), inkludert åtte bunnrammer med totalt 32 brønnslisser koblet til innretningen. Produksjonen startet i 2016. Goliat fikk innvilget PUD-fritak for Snadd-reservoaret i 2017, og for Goliat West reservoaret i 2020. Produksjon startet i henholdsvis 2017 og 2021.
|
5774394
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
GOLIAT
|
Transport
|
Oljen lastes over på skytteltankskip og transporteres til markedet. En framtidig gasseksportløsning er uavklart.
|
5774394
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
GOLIAT
|
Status
|
Regulariteten i produksjonen har vært lavere enn forventet siden produksjonsoppstart. Kontinuerlig vedlikehold og modifikasjoner samt flere revisjonsstanser har gradvis forbedret regulariteten for innretningen. Flere tilleggsbrønner har blitt boret siden oppstart. I 2021 ble Rødhette-funnet (7122/6-3 S) gjort i området nord for Goliat-feltet. Det planlegges flere tilleggs- og letebrønner på feltet framover.
|
5774394
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
GRANE
|
Utbygging
|
Grane ligger i den midtre delen av Nordsjøen like øst for Balder. Vanndybden er 130 meter. Grane ble påvist i 1991, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2000. Feltet er bygd ut med en integrert bolig-, bore- og prosessinnretning med stålunderstell. Innretningen har 40 brønnslisser. Produksjonen startet i 2003. Svalin-feltet er tilknyttet Grane-innretningen.
|
1035937
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GRANE
|
Reservoar
|
Grane produserer olje med høy viskositet hovedsakelig fra paleocen sandstein i Heimdalformasjonen med meget gode reservoaregenskaper. Feltet består av en hovedstruktur og noen mindre segmenter med full kommunikasjon. Reservoaret ligger på 1700 meters dyp.
|
1035937
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GRANE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med gassinjeksjon på toppen av strukturen, og horisontale produksjonsbrønner på bunnen av oljesonen. I 2010 avsluttet Grane gassimporten fra Heimdal-senteret, og bare produsert gass fra Grane ble reinjisert i reservoaret. Gassimporten startet igjen i 2014. Grane har begrenset vanninjeksjon. Oljeproduksjonen opprettholdes med gassinjeksjon og boring av nye brønner, blant annet sidestegsbrønner fra eksisterende produsenter.
|
1035937
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
GRANE
|
Transport
|
Oljen fra Grane transporteres i rørledning til Stureterminalen for lagring og eksport.
|
1035937
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GRANE
|
Status
|
Utvinnbare volumer har økt i forhold til estimatene i PUD. Et system for permanent overvåking av reservoaret er installert på havbunnen, dette gir mer detaljerte seismikkdata for å forbedre reservoarstyring. Flere brønner har blitt boret og nye planlegges, for det meste som flergrensbrønner. Breidablikkfeltet er under utbygging og skal tilknyttes Graneplattformen.
|
1035937
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
GUDRUN
|
Status
|
Platåproduksjon for både olje og gass har vært kortvarig og produksjonen avtar. Arbeid pågår for å øke utvinning fra feltet med vanninjeksjon, boring av tilleggsbrønner og implementering av økt utvinningstiltak (IOR). Etter planen skal vanninjeksjon implementeres i 2022. Det er planlagt at innretningen vil få kraft fra land fra 2022 som en del av elektrifiseringen av Utsirahøgda. Nærliggende funn og prospekter kan inneholde tilstrekkelige ressurser for utbygging og tilknytning til Gudrun.
|
18116481
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
GUDRUN
|
Transport
|
Våtgass og olje transporteres i separate rørledninger til Sleipner A-innretningen. Salgsgass transporteres fra Sleipner A via Gassled (område D) til markedet, mens oljen transporteres til Kårstø-terminalen.
|
18116481
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GUDRUN
|
Utvinning
|
Feltet blir produsert med trykkavlastning.
|
18116481
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
GUDRUN
|
Reservoar
|
Gudrun produserer olje fra sandstein av senjura alder i Draupneformasjonen, og gass fra Huginformasjonen av mellomjura alder. Reservoarene er komplekse, og det er knyttet usikkerhet til sandutstrekning og konnektivitet, spesielt i Draupneformasjonen. Reservoarene ligger på 4000-4700 meters dyp og har moderat kvalitet.
|
18116481
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GUDRUN
|
Utbygging
|
Gudrun ligger i den midtre delen av Nordsjøen, 50 kilometer nord for Sleipner. Vanndybden er 110 meter. Gudrun ble påvist i 1975, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2010. Det ble innvilget PUD-fritak for funnet 15/3-9 i 2013. Feltet er bygd ut med en bunnfast innretning med stålunderstell og boligkvarter og har delvis prosessanlegg. Gudrun er koblet til Sleipner A-innretningen gjennom to rørledninger; en for olje og en for våtgass. Produksjonen startet i 2014.
|
18116481
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS
|
Utbygging
|
Gullfaks ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 130-220 meter. Gullfaks ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) for Gullfaks fase I ble godkjent i 1981. PUD for Gullfaks fase II ble godkjent i 1985. Produksjonen startet i 1986. Feltet er bygd ut med tre integrerte prosess-, bore- og boliginnretninger med betongunderstell (Gullfaks A, B og C). Gullfaks B har et forenklet prosessanlegg med førstestegsseparasjon. Gullfaks A og C mottar og behandler olje og gass fra Gullfaks Sør og Visund Sør. Gullfaks-innretningene er også involvert i produksjon og transport fra Tordis, Vigdis og Visund. Produksjonen fra Tordis blir behandlet i et eget anlegg på Gullfaks C. PUD for Gullfaks Vest ble godkjent i 1993, og for produksjon fra Lundeformasjonen i 1995. En endret PUD for Gullfaks, som dekker prospekter og små funn som kunne bores og produseres fra eksisterende innretninger, ble godkjent i 2005. Endret PUD for Gullfaks, som dekker fase I- og fase II-produksjon fra Shetland/Lista-forekomsten, ble godkjent i henholdsvis 2015 og 2019. En endret PUD for utbygging av Hywind Tampen vindpark ble godkjent i 2020. Vindparken inkluderer 11 flytende turbiner som vil forsyne Snorre- og Gullfaksfeltene med kraft. Snorre- og Gullfaksplattformene blir de første i verden som forsynes med kraft fra en flytende vindpark.
|
43686
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS
|
Reservoar
|
Gullfaks produserer olje fra midtre jura sandstein i Brentgruppen, og fra undre jura og øvre trias sandstein i Statfjordgruppen og Cook- og Lundeformasjonene. Det er også utvinnbar olje i oppsprukket kalk og skifer i overliggende Shetlandgruppen og Listaformasjonen. Reservoarene ligger på 1700-2000 meters dyp i roterte forkastningsblokker i vest og i en strukturell horst (hevet forkastningsblokk) i øst, med en forkastningssone i midten. Reservoarkvaliteten er stort sett god til meget god i jura-reservoarene i de enkelte forkastningsblokkene, men dårlig reservoarkommunikasjon er en utfordring for trykkvedlikehold.
|
43686
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS
|
Utvinning
|
Drivmekanismen i hovedreservoarene er primært vanninjeksjon, med gassinjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) i noen områder. Opprinnelig var dreneringsstrategien for Shetland/Lista-reservoaret trykkavlastning, men vanninjeksjon er nå implementert som trykkstøtte.
|
43686
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS
|
Transport
|
Oljen eksporteres fra Gullfaks A og C via lastebøyer til tankskip. Rikgass transporteres i Statpipe for videre behandling på Kårstø-terminalen.
|
43686
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS
|
Status
|
Boring av nye brønner på Gullfaks har vært en utfordring i mange år på grunn av overtrykk i noen områder i Shetland/Lista-intervallet. Produksjon fra Shetland/Lista-reservoarene bidrar gradvis til å redusere overtrykket og gjør det lettere å bore. Tilleggsbrønner bores kontinuerlig fra alle innretningene. Oppstart av Hywind Tampen vindpark er planlagt i slutten av 2022.
|
43686
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS SØR
|
Utbygging
|
Gullfaks Sør ligger i den nordlige delen av Nordsjøen like sør for Gullfaks. Vanndybden er 130-220 meter. Gullfaks Sør ble påvist i 1978, men omfatter flere funn gjort i årene etter. Gullfaks Sør-forekomstene er bygd ut med i alt 13 havbunnsrammer som er knyttet til Gullfaks A- og Gullfaks C-innretningene. Opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) for Gullfaks Sør fase I ble godkjent i 1996, den omfattet produksjon av olje og gass fra forekomstene Gullfaks Sør, Rimfaks og Gullveig. Produksjonen startet i 1998. PUD for fase II ble godkjent i 1998, og omfattet gassproduksjon fra Brentgruppen i Gullfaks Sør-forekomsten. I 2004 ble Gulltopp-funnet innlemmet i Gullfaks Sør. Gulltopp produseres gjennom en langtrekkende produksjonsbrønn fra Gullfaks A-innretningen. PUD for Skinfaks-funnet og Rimfaks IOR ble godkjent i 2005. En endret PUD for reutbygging av Gullfaks Sør Statfjordformasjonen, med to nye havbunnsrammer, ble godkjent i 2012. PUD for Gullfaks Rimfaksdalen, som inkluderer forekomstene Rutil og Opal, ble godkjent i 2015. Den omfatter en ny havbunnsramme og fire produksjonsbrønner. Siden 2017 har to havbunnskompressorer for våtgass tilknyttet Gullfaks C-innretningen økt gassproduksjonen. Det ble innvilget i 2018 PUD-fritak for noen nærliggende prospekter og mindre funn som kan bores og produseres fra eksisterende innretninger på Gullfaks Sør. PUD-fritak for forekomsten Opal Sør ble innvilget i 2019.
|
43699
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS SØR
|
Reservoar
|
Gullfaks Sør-forekomstene produserer olje og gass fra midtre jura sandstein i Brentgruppen samt undre jura og øvre trias sandstein i Statfjordgruppen og Cook- og Lundeformasjonene. Reservoarene ligger på 2400-3400 meters dyp i flere roterte forkastningsblokker. Reservoarene i Gullfaks Sør-forekomsten er svært segmenterte med mange interne forkastninger og utfordrende strømningsegenskaper, særlig i Statfjordgruppen og Lundeformasjonen. De øvrige forekomstene i Gullfaks Sør-området har stort sett god reservoarkvalitet.
|
43699
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS SØR
|
Utvinning
|
Brent-reservoaret i Gullfaks Sør produseres med trykkavlastning etter at gassinjeksjonen opphørte i 2009. Statfjordgruppen og Lundeformasjonen i Gullfaks Sør produseres med trykkstøtte fra gassinjeksjon. Gasseksport fra Rimfaks startet i 2015, men begrenset gassinjeksjon ble opprettholdt i Brentgruppen til 2018. Gullveig-, Gulltopp- og Rutil-forekomstene produseres med trykkavlastning og delvis støtte fra naturlig vanndriv. Skinfaksforekomsten produseres med gassløft. Rutil- og Opalforekomstene produseres med trykkavlastning.
|
43699
|
08.07.2021
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS SØR
|
Transport
|
Oljen blir transportert til Gullfaks A-innretningen for behandling, lagring og videre transport med tankskip. Rikgass prosesseres på Gullfaks C og eksporteres gjennom Statpipe til Kårstø-terminalen.
|
43699
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GULLFAKS SØR
|
Status
|
Oljeproduksjonen avtar, men feltet har store gjenværende gassvolumer. Nye brønner blir kontinuerlig boret i Gullfaks Sør-området med egen rigg.
|
43699
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GUNGNE
|
Utbygging
|
Gungne ligger i Sleipner-området i den midtre delen av Nordsjøen. Vanndybden er 85 meter. Gungne ble påvist i 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1995. Feltet er bygd ut med tre brønner boret fra Sleipner A-innretningen. Produksjonen startet i 1996. PUD-fritak ble innvilget for Skagerrak- og Hodformasjonene i 2000, og for en brønn til Gammahøyden i 2007.
|
43464
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GUNGNE
|
Reservoar
|
Gungne produserer gass fra trias sandstein i Skagerrakformasjonen. I tillegg produserer feltet betydelige mengder kondensat. Reservoaret ligger på 2800 meters dyp. Reservoarkvaliteten er stort sett god, men reservoaret er segmentert, og laterale skiferlag fungerer som interne barrierer.
|
43464
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GUNGNE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning
|
43464
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
GUNGNE
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Gungne prosesseres på Sleipner A-innretningen. Salgsgass eksporteres fra Sleipner A via Gassled (område D) til markedet. Ustabilt kondensat transporteres i rørledning til Kårstø-terminalen.
|
43464
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
GUNGNE
|
Status
|
Feltet er i sen halefase.
|
43464
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
GYDA
|
Utbygging
|
Gyda ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, mellom Ula og Ekofisk. Vanndybden er 65 meter. Gyda ble påvist i 1980, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1987. Feltet ble bygd ut med en kombinert bore-, bolig- og prosessinnretning med stålunderstell. Produksjonen startet i 1990. PUD for Gyda Sør ble godkjent i 1993.
|
43492
|
18.03.2020
|
15.08.2022
|
|
GYDA
|
Reservoar
|
Gyda produserte olje fra tre reservoarer i øvre jura sandstein i Ulaformasjonen. Reservoarene ligger på 4000 meters dyp.
|
43492
|
18.03.2020
|
15.08.2022
|
|
GYDA
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med vanninjeksjon i tillegg til trykkstøtte fra gasskappen og vannsonen i deler av feltet.
|
43492
|
18.03.2020
|
15.08.2022
|
|
GYDA
|
Transport
|
Oljen ble transportert til Ekofisk via oljerørledningen fra Ula og videre via Norpipe til Teesside i Storbritannia. Gassen ble transportert i egen rørledning til Ekofisk for videre transport via Norpipe til Emden i Tyskland. Gasseksporten opphørte i 2016.
|
43492
|
18.03.2020
|
15.08.2022
|
|
GYDA
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 2020. Ifølge disponeringsvedtaket skal innretningen være fjernet innen 2023.
|
43492
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
HANZ
|
Utbygging
|
Hanz ligger i Nordsjøen, tolv kilometer nord for Ivar Aasen-feltet. Vanndybden er 115 meter. Hanz ble påvist i 1997, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2013. Feltet skal bygges ut med havbunnsrammer knyttet til Ivar Aasen.
|
25307278
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HANZ
|
Reservoar
|
Reservoaret inneholder olje med en mindre gasskappe og er i Draupneformasjonen av senjura alder på 2350 meters dyp. Reservoaret antas å være i dypmarin sandstein med gode reservoaregenskaper.
|
25307278
|
15.12.2021
|
15.08.2022
|
|
HANZ
|
Utvinning
|
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
|
25307278
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
HANZ
|
Transport
|
Brønnstrømmen blir først prosessert på Ivar Aasen og så transportert til Edvard Grieg for sluttbehandling og eksport.
|
25307278
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
HANZ
|
Status
|
Feltet er under utbygging og produksjonsstart ventes i 2024.
|
25307278
|
15.12.2021
|
15.08.2022
|
|
HEIDRUN
|
Utbygging
|
Heidrun ligger på Haltenbanken i Norskehavet, 30 kilometer nordøst for Åsgard. Vanndybden er 350 meter. Heidrun ble påvist i 1985, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1991. Feltet er bygd ut med verdens første flytende strekkstagplattform (TLP) i betong over en stor bunnramme med 56 brønnslisser. I tillegg er det seks havbunnsrammer i den sørlige og nordlige delen av feltet knyttet tilbake til Heidrun TLP. Produksjonen startet i 1995. PUD for Heidrun Nordflanke ble godkjent i 2000. Maria-feltet mottar vann for injeksjon fra Heidrun. Dvalin-feltet har et dedikert gassprosessanlegg på Heidrun.
|
43771
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
HEIDRUN
|
Reservoar
|
Heidrun produserer olje og gass fra undre og midtre jura sandstein i Åre-, Tilje- Ile- og Garnformasjonene. Reservoaret ligger på 2300 meters dyp og er svært forkastet og segmentert. Ile- og Garnformasjonene har god reservoarkvalitet, mens Åre- og Tiljeformasjonene er mer komplekse.
|
43771
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HEIDRUN
|
Utvinning
|
Trykket opprettholdes ved hjelp av vann- og gassinjeksjon i Ile- og Garnformasjonene. I de mer komplekse delene av reservoaret, i Åre- og Tiljeformasjonene, er hovedstrategien vanninjeksjon. Noen av segmentene produseres også med trykkavlastning.
|
43771
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
HEIDRUN
|
Transport
|
Oljen lastes på tankskip og sendes videre enten til Mongstad-terminalen eller til Tetney i Storbritannia. Gassen transporteres i rørledning til terminal på Tjeldbergodden og/eller via Åsgard Transport Systemet (ÅTS) til Kårstø-terminalen.
|
43771
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HEIDRUN
|
Status
|
Produksjonen fra Heidrun vedlikeholdes på et relativt høyt nivå med kontinuerlig vann- og gassinjeksjon samt boring av nye produksjons- og injeksjonsbrønner. Flere metoder vurderes for å forbedre utvinningen og forlenge levetiden på feltet, inkludert tilleggsbrønner, ny boreteknologi og metoder for økt oljeutvinning (EOR). En pilot for vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) startet i 2019 og fortsatte i 2021. Utbygging av Alpha Horst-segmentet planlegges.
|
43771
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
HEIMDAL
|
Utbygging
|
Heimdal ligger i den midtre delen av Nordsjøen. Vanndybden er 120 meter. Heimdal ble påvist i 1972, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1981. Feltet er bygd ut med en integrert bore-, produksjons- og boliginnretning med stålunderstell (HMP1). Produksjonen startet i 1985. PUD for Heimdal Jura ble godkjent i 1992. PUD for Heimdal Gassenter ble godkjent i 1999, den inkluderte en ny stigerørsinnretning koblet til HMP1 med en bro. Heimdal er nå hovedsakelig et prosess senter for andre felt. Atla, Skirne, Vale og Valemon leverer gass til Heimdal. Huldra sendte også gass til Heimdal fram til feltet ble nedstengt i 2014. Valemon har nå overtatt Huldra-rørledningen for transport av rikgassen fra Valemon. Heimdal er også et knutepunkt for rikgass transportert fra Oseberg til kontinentet via Draupner-innretningene.
|
43590
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
HEIMDAL
|
Reservoar
|
Heimdal produserte gass og noe kondensat fra sandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen. Reservoaret ligger i et massivt turbidittsystem på 2100 meters dyp og har god kvalitet.
|
43590
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
HEIMDAL
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43590
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
HEIMDAL
|
Transport
|
Opprinnelig ble gass fra Heimdal transportert gjennom Statpipe via Draupner og Ekofisk til kontinentet. Etter at Heimdal Gassenter ble opprettet, ble en ny gassrørledning koblet til den eksisterende rørledningen fra Frigg til terminalen Shell-Esso Gas and Liquid (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia. Nå kan gass også transporteres via Vesterled til St. Fergus. En gassrørledning ble lagt fra Heimdal til Grane for gassinjeksjon på Grane. Kondensat blir transportert via rørledning til Brae-feltet i britisk sektor og videre til Cruden Bay i Storbritannia.
|
43590
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
HEIMDAL
|
Status
|
De fleste brønnene ble permanent plugget i 2015 og produksjonen fra Heimdal opphørte i 2020. Heimdal brukes nå som senter for gassprosessering for tilknyttede felt, fram til 2023. Avslutningsplan for Heimdal ble levert i 2020. Arbeid pågår for å forberede avslutning av gassprosessering på Heimdalinnretningen.
|
43590
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
HOD
|
Utbygging
|
Hod ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 13 kilometer sør for Valhall. Vanndybden er 72 meter. Hod ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1988. Feltet er bygd ut med en ubemannet brønnhodeinnretning som fjernstyres fra Valhall. Produksjonen startet i 1990. PUD for Hod Sadel-området ble godkjent i 1994. Plan for reutbygging av feltet ble godkjent i desember 2020.
|
43485
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
HOD
|
Reservoar
|
Hod produserer olje fra kritt av senkritt alder i Tor- og Hodformasjonene og fra kritt av tidligpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Krittet i Torformasjonen er finkornet og mykt. Betydelig oppsprekking lar olje og vann strømme lettere enn i den underliggende Hodformasjonen. Reservoaret ligger på 2700 meters dyp. Feltet består av tre strukturer: Hod vest, Hod øst og Hod sadel.
|
43485
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HOD
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning. Gassløft har vært brukt i noen brønner for å øke produksjonen.
|
43485
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
HOD
|
Transport
|
Olje og gass transporteres i en felles rørledning til Valhall for videre behandling. Olje og flytende våtgass (NGL) fra Valhall transporteres via rørledning til Ekofisk-senteret og videre til Teesside i Storbritannia. Gass fra Valhall sendes via Norpipe til Emden i Tyskland.
|
43485
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
HOD
|
Status
|
Hod-innretningen har ikke produsert siden 2013, og den venter på disponering innen 2026. Produksjon fra Hod Sadel-området forgår via brønner boret fra Valhall. Hod er under reutbygging ved å installere en ny brønnhodeplattform tilknyttet Valhall feltsenter.
|
43485
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
HULDRA
|
Utbygging
|
Huldra ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 16 kilometer vest for Veslefrikk-feltet. Vanndybden er 125 meter. Huldra ble påvist 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1999. Feltet ble bygd ut med en brønnhodeinnretning med et enkelt prosessanlegg, og ble fjernstyrt fra Veslefrikk B. Produksjonen startet i 2001.
|
97002
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HULDRA
|
Reservoar
|
Huldra produserte gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret er i en rotert forkastningsblokk på 3500-3900 meters dyp, og hadde i starten høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Det er mange små forkastninger og to hovedsegmenter uten trykkommunikasjon i reservoaret.
|
97002
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HULDRA
|
Utvinning
|
Huldra ble produsert med trykkavlastning og lavtrykksproduksjon etter 2007.
|
97002
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
HULDRA
|
Transport
|
Våtgassen ble transportert til Heimdal og kondensatet til Veslefrikk for behandling og eksport. Huldrapipe til Heimdal brukes nå av Valemon-feltet.
|
97002
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
HULDRA
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 2014, og innretningen ble fjernet i 2019.
|
97002
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HYME
|
Utbygging
|
Hyme ligger i den sørlige delen av Norskehavet, 19 kilometer nordøst for Njord. Vanndybden er 250 meter. Hyme ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med en produksjonsbrønn og en vanninjeksjonsbrønn. Hyme er koblet til Njord A-innretningen. Produksjonen startet i 2013.
|
20474183
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HYME
|
Reservoar
|
Hyme produserer olje og gass fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje- og Ileformasjonene. Reservoaret ligger på 2150 meters dyp og har god kvalitet.
|
20474183
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
HYME
|
Utvinning
|
Feltet produseres med sjøvannsinjeksjon som trykkstøtte. Produksjonsbrønnen har gassløft.
|
20474183
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
HYME
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres til og prosesseres på Njord A-innretningen. Njord-innretningene brukes til eksport av både olje og gass.
|
20474183
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
HYME
|
Status
|
Produksjonen opphørte midlertidig i 2016, da Njord A-innretningen ble stengt og slept til land for oppgradering og modifisering. Etter planen skal Hyme begynne å produsere igjen sent i 2022, når Njord-innretningen er tilbake på feltet.
|
20474183
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ISLAY
|
Utbygging
|
Islay ligger på grensen mellom britisk og norsk sektor i den nordlige delen av Nordsjøen, 55 kilometer vest for Oseberg. Norsk andel av feltet er 5,51 prosent. Vanndybden er 120 meter. Islay ble påvist i 2008, og produksjonen startet i 2012. Feltet er bygd ut med en brønn som er koblet til Forvie-manifolden på britisk sokkel.
|
21105675
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ISLAY
|
Reservoar
|
Islay produserer gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentformasjonen. Reservoaret ligger på 3700-3900 meters dyp.
|
21105675
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ISLAY
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
21105675
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
ISLAY
|
Transport
|
Produksjonen sendes via Forvie-Alwyn-rørledningen til det britiske Alwyn-feltet for separasjon. Gassen eksporteres via rørledningen Frigg UK (FUKA) til terminalen i Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia, mens væsken eksporteres til Sullom Voe-terminalen på Shetland.
|
21105675
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
ISLAY
|
Status
|
Brønnen produserer syklisk med lave rater.
|
21105675
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
IVAR AASEN
|
Utbygging
|
Ivar Aasen ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 30 kilometer sør for Grane og Balder. Vanndybden er 110 meter. Ivar Aasen ble påvist i 2008, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2013. Utbyggingen omfatter en produksjons-, bore- og boliginnretning (PDQ) med stålunderstell og en separat oppjekkbar rigg for boring og komplettering. Produksjonen startet i 2016. Innretningen er tilrettelagt for tilkobling av en havbunnsramme som er planlagt for utbyggingen av Hanz, og for mulig utbygging av andre nærliggende funn. Førstetrinnsprosessering skjer på Ivar Aasen, og de delvis prosesserte væskene transporteres til Edvard Grieg for endelig behandling og eksport.
|
23384520
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
IVAR AASEN
|
Reservoar
|
Ivar Aasen produserer olje fra sandsteinsreservoarer. Feltet består av funnet 16/1-9 Ivar Aasen og et lite funn, 16/1-7 (West Cable). Reservoaret i Ivar Aasen-funnet består av fluvial sandstein av sentrias til mellomjura alder i Skagerrak- og Sleipnerformasjonene og grunnmarin sandstein i midtre jura Huginformasjonen. Reservoaret ligger på 2400 meters dyp. Det er segmentert og har moderat til god kvalitet. Deler av reservoaret har en overliggende gasskappe. Reservoaret i West Cable-funnet er i fluvial sandstein av mellomjura alder i Sleipnerformasjonen. Det ligger på 2950 meters dyp og har moderat kvalitet.
|
23384520
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
IVAR AASEN
|
Utvinning
|
Ivar Aasen-reservoaret produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon mens West Cable-reservoaret produseres med trykkavlastning.
|
23384520
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
IVAR AASEN
|
Transport
|
Olje og gass transporteres til Edvard Grieg-innretningen for endelig prosessering. Fra Edvard Grieg eksporteres oljen i rørledning til Grane Oljerør og videre til Sture-terminalen. Gassen eksporteres i eget rør til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sektor.
|
23384520
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
IVAR AASEN
|
Status
|
Siden produksjonsoppstart har tilleggsproduksjons- og injeksjonsbrønner blitt boret. Produksjon fra Ivar Aasen er for tiden begrenset av gassløftkapasiteten levert av Edvard Grieg-innretningen og vanninjeksjonskapasiteten på Ivar Aasen-innretningen. Fra 2022 vil innretningen forsynes med kraft fra land som en del av elektrifiseringen av Utsirahøgda.
|
23384520
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
JETTE
|
Utbygging
|
Jette ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, seks kilometer sør for Jotun. Vanndybden er 127 meter. Jette ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet ble bygd ut med en bunnramme med to produksjonsbrønner koblet til Jotun A-innretningen. Produksjonen startet i 2013.
|
21613906
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
JETTE
|
Reservoar
|
Jette produserte olje fra sandstein av senpaleocen alder i Heimdalformasjonen. Reservoaret ligger i et marint viftesystem på om lag 2200 meters dyp.
|
21613906
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
JETTE
|
Utvinning
|
Jette ble produsert med trykkstøtte fra naturlig vanndriv.
|
21613906
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
JETTE
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble transportert til Jotun B og videre til Jotun A for prosessering og lasting.
|
21613906
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
JETTE
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 2016, og havbunnsinnretningen ble fjernet i 2019.
|
21613906
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
JOHAN CASTBERG
|
Utbygging
|
Johan Castberg ligger i Barentshavet, 100 kilometer nordvest for Snøhvit-feltet. Vanndybden er 370 meter. Johan Castberg består av de tre funnene Skrugard, Havis og Drivis, som ble påvist mellom 2011 og 2013. Funnene skal bygges ut sammen, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2018. Utbyggingskonseptet er et produksjons- og lagerskip (FPSO) knyttet til havbunnsrammer med 18 horisontale produksjonsbrønner og 12 injeksjonsbrønner.
|
32017325
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
JOHAN CASTBERG
|
Reservoar
|
Reservoarene inneholder olje med gasskappe i tre separate sandsteinsforekomster av sentrias til mellomjura alder i Tubåen-, Nordmela- og Støformasjonene, og ligger på 1350 til 1900 meters dyp. Reservoarene i Tubåen- og Støformasjonen har generelt gode egenskaper; Nordmelaformasjonen er mer heterogen med flere laterale barrierer.
|
32017325
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
JOHAN CASTBERG
|
Utvinning
|
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra gass- og vanninjeksjon.
|
32017325
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
JOHAN CASTBERG
|
Transport
|
Oljen skal overføres til skytteltankere og transportert til markedet.
|
32017325
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
JOHAN CASTBERG
|
Status
|
Feltet er under utbygging, og det skal etter planen komme i produksjon i 2024.
|
32017325
|
17.12.2021
|
15.08.2022
|
|
JOHAN SVERDRUP
|
Utbygging
|
Johan Sverdrup ligger på Utsirahøgda i den midtre delen av Nordsjøen, 65 kilometer nordøst for Sleipner-feltene. Vanndybden er 115 meter. Johan Sverdrup ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) for fase I ble godkjent i 2015. Utbyggingsløsningen for første byggetrinn er et feltsenter med fire spesialiserte innretninger; boligkvarter, prosessanlegg, boreanlegg og stigerør. De fire innretningene har broforbindelser. Boreinnretningen har 48 brønnslisser og er tilrettelagt for at boring, brønnintervensjon og produksjon skal kunne utføres samtidig. Feltet skal drives med kraft fra land i hele levetiden. I 2019 startet produksjonen fra fase I og PUD for fase II ble godkjent. Utbyggingsløsningen for fase II består av en prosessinnretning og fem havbunnsrammer. Det gjøres i tillegg modifikasjoner på stigerørsinnretningen.
|
26376286
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
JOHAN SVERDRUP
|
Reservoar
|
Hovedreservoaret inneholder olje i øvre jura intra-Draupne sandstein og ligger på 1900 meters dyp. Kvaliteten til hovedreservoaret er svært god, med meget høy permeabilitet. Resten av oljeressursene ligger i sandstein i øvre trias Statfjordgruppen og midtre til øvre jura Vestlandsgruppen, samt i spikulitter i øvre jura Vikinggruppen. Det er også påvist olje i Zechstein-karbonater i perm.
|
26376286
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
JOHAN SVERDRUP
|
Utvinning
|
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte, samt gassløft i produksjonsbrønnene. I første utbyggingsfase er produksjonsbrønnene plassert sentralt og høyt i de tykkeste delene av reservoarene. Vanninjeksjonsbrønnene er plassert nær olje/vann-kontakten. Avstanden mellom produksjons- og injeksjonsbrønnene er vanligvis mellom fire og fem kilometer. I andre utbyggingsfase vil produksjons- og injeksjonsbrønnene bli plassert på mindre sentrale deler av feltet.
|
26376286
|
06.10.2019
|
15.08.2022
|
|
JOHAN SVERDRUP
|
Transport
|
Stabilisert olje eksporteres fra stigerørsinnretningen gjennom en ny oljeeksportrørledning som er koblet til underjordiske fjellhaller (kaverner) på Mongstad-terminalen. Gassen eksporteres fra stigerørsinnretningen til Kårstø-terminalen gjennom en ny rørledning koblet til Statpipe.
|
26376286
|
13.02.2020
|
15.08.2022
|
|
JOHAN SVERDRUP
|
Status
|
I 2021 har kapasiteter for oljeproduksjon og vanninjeksjon blitt økt for fase I. Utbygging av fase II pågår og produksjonen ventes å starte i 2022.
|
26376286
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
JOTUN
|
Utbygging
|
Jotun ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 25 kilometer nord for Balder. Vanndybden er 125 meter. Jotun ble påvist i 1994, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1997. Feltet ble bygd ut med Jotun A, et kombinert produksjons- og lagerskip (FPSO), og en brønnhodeinnretning, Jotun B. Jotun er integrert med Balder-feltet. Produksjonen startet i 1999.
|
43604
|
11.02.2020
|
15.08.2022
|
|
JOTUN
|
Reservoar
|
Jotun produserte olje fra sandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen. Reservoaret ligger på 2000 meters dyp i et marint viftesystem, og består av tre strukturer.
|
43604
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
JOTUN
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra naturlig vanndriv og gassløft. Produsert vann ble injisert i Utsiraformasjonen.
|
43604
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
JOTUN
|
Transport
|
Jotun-skipet er en integrert del av Balder- og Ringhorne-innretningene, og det er fortsatt i bruk. Det mottar olje og gass fra Ringhorne og overskuddsgass fra Balder. Jotun prosesserer og eksporterer rikgassen via Statpipe til Kårstø-terminalen. Oljen eksporteres via produksjonsfartøyet på Jotun til tankskip på feltet.
|
43604
|
11.02.2020
|
15.08.2022
|
|
JOTUN
|
Status
|
Feltet sluttet å produsere 2016. Jotun B ble fjernet i 2020 og Jotun FPSO skal oppgraderes, flyttes til en ny lokasjon og brukes videre av Balder og Ringhorne Øst fra 2023.
|
43604
|
12.07.2022
|
15.08.2022
|
|
KNARR
|
Utbygging
|
Knarr ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 50 kilometer nordøst for Snorre. Vanndybden er 400 meter. Knarr ble påvist i 2008, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet består av to segmenter, Knarr Vest og Knarr Sentral. Utbyggingsløsningen var et produksjons- og lagerskip (FPSO) og to havbunnsrammer med seks produksjons- og injeksjonsbrønner. Produksjonen startet i 2015.
|
20460988
|
04.05.2022
|
15.08.2022
|
|
KNARR
|
Reservoar
|
Knarr produserte olje fra undre jura sandstein i Cookformasjonen. Reservoarene ligger på 3800 meters dyp og har moderat til god kvalitet.
|
20460988
|
04.05.2022
|
15.08.2022
|
|
KNARR
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med vanninjeksjon som trykkstøtte.
|
20460988
|
04.05.2022
|
15.08.2022
|
|
KNARR
|
Transport
|
Oljen ble prosessert og lagret på Knarr-skipet og lastet derfra til tankskip for eksport. Gassen ble eksportert via Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) til St. Fergus i Storbritannia.
|
20460988
|
04.05.2022
|
15.08.2022
|
|
KNARR
|
Status
|
Knarr sluttet å produsere i 2022. Ifølge disponeringsvedtaket skal disponering av feltet være fullført innen seks år etter produksjonsopphør.
|
20460988
|
04.05.2022
|
15.08.2022
|
|
KRISTIN
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning. Lavtrykksproduksjon fra reservoaret ble innført i 2014.
|
1854729
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
KRISTIN
|
Reservoar
|
Kristin produserer gass og kondensat fra jura sandstein i Garn-, Ile- og Tofteformasjonene. Reservoarene ligger på 4600 meters dyp og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Reservoarkvaliteten er stort sett god, men lav permeabilitet i Garnformasjonen og strømningsbarrierer i Ile- og Tofteformasjonen bidrar til at reservoartrykket faller raskt som følge av produksjon.
|
1854729
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
KRISTIN
|
Utbygging
|
Kristin ligger i Norskehavet, noen kilometer sørvest for Åsgard. Vanndybden er 370 meter. Kristin ble påvist i 1997, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2001. Feltet er bygd ut med fire havbunnsrammer med fire slisser hver, som er knyttet til en halvt nedsenkbar innretning for prosessering. Produksjonen startet i 2005. Endret PUD ble godkjent i 2007. Tyrihans og Maria er knyttet til Kristin-innretningen.
|
1854729
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
KRISTIN
|
Transport
|
Brønnstrømmen prosesseres på Kristin, og gassen transporteres i rørledning til Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til Kårstø-terminalen. Lettolje overføres til Åsgård C-innretningen for lagring og eksport. Kondensat fra Kristin selges som olje.
|
1854729
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
KRISTIN
|
Status
|
Kristin er i halefasen. Reservoartrykket på Kristin faller raskere enn ventet, noe som gir utfordringer som vann- og sandproduksjon. Det forventes derfor at totale utvinnbare volumer blir lavere enn PUD-estimatene. PUD for Kristin Sør som inkluderer utbygging av Kristin-Q området og Lavrans ble levert til myndighetene i juli 2021. Kristin Sør skal tilknyttes Kristin innretningen for prosessering og eksport.
|
1854729
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
KVITEBJØRN
|
Status
|
Produksjonen på Kvitebjørn er avtagende. En borekampanje startet i 2020, to brønner er satt i produksjon og i tillegg er fire brønner planlagt.
|
1036101
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
KVITEBJØRN
|
Utbygging
|
Kvitebjørn ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, 15 kilometer sørøst for Gullfaks. Vanndybden er 190 meter. Kvitebjørn ble påvist i 1994, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2000. Feltet er bygd ut med en integrert bolig-, bore- og prosessinnretning med stålunderstell. Produksjonen startet i 2004. Endret PUD som inkluderte flere forekomster og prospekter ble godkjent i 2006.
|
1036101
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
KVITEBJØRN
|
Reservoar
|
Kvitebjørn produserer gass og kondensat fra midtre jura sandstein i Brentgruppen. Det er også reservoarer i undre jura Cookformasjonen og i øvre trias Statfjordgruppen. Reservoarene ligger på 4000 meters dyp og hadde i begynnelsen høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Reservoarkvaliteten er god.
|
1036101
|
15.08.2020
|
15.08.2022
|
|
KVITEBJØRN
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning. Prekompresjon av gass, som startet fra 2014, har gitt økt gassutvinning.
|
1036101
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
KVITEBJØRN
|
Transport
|
Rikgass transporteres i Kvitebjørn Gassrør til Kollsnes-terminalen, mens kondensat fraktes i en rørledning tilknyttet Troll Oljerør II for videre transport til Mongstad-terminalen.
|
1036101
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
LILLE-FRIGG
|
Utbygging
|
Lille-Frigg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 16 kilometer øst for Frigg. Vanndybden er 110 meter. Lille-Frigg ble påvist i 1975, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1991. Feltet ble bygd ut med en havbunnsinnretning med tre produksjonsbrønner knyttet til Frigg. Produksjonen startet i 1994.
|
43583
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
LILLE-FRIGG
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble transportert direkte til Frigg for prosessering. Gassen ble transportert i rørledning til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia. Stabilisert kondensat ble transportert i Frostpipe til Oseberg og sendt videre til Stureterminalen.
|
43583
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
LILLE-FRIGG
|
Reservoar
|
Lille-Frigg produserte gass og kondensat fra sandstein av jura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 3650 meters dyp.
|
43583
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
LILLE-FRIGG
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43583
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
LILLE-FRIGG
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 1999, og innretningen ble fjernet i 2001.
|
43583
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
MARIA
|
Utbygging
|
Maria ligger på Haltenbanken i Norskehavet, 25 kilometer øst for Kristin. Vanndybden er 300 meter. Maria ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2015. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer. Det er fem produksjons- og to injeksjonsbrønner på feltet. Gass til gassløft leveres fra Åsgard B-innretningen via Tyrihans D-rammen. Sulfatredusert vann til injeksjon leveres fra Heidrun. Produksjonen startet i 2017.
|
26465170
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MARIA
|
Reservoar
|
Maria produserer olje og gass fra Garnformasjonen av mellomjura alder. Formasjonen er 90-100 meter tykk og består av massiv sandstein med skiferlag. Reservoaret ligger på 3800 meters dyp. Reservoarkvaliteten er best i den sørlige delen av forekomsten. De underliggende Tilje- og Ileformasjonene er vannførende.
|
26465170
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MARIA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte. Gassløft brukes i brønnene.
|
26465170
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
MARIA
|
Transport
|
Brønnstrømmen sendes til Kristin-innretningen for prosessering og videre transport sammen med olje og gass fra Kristin- og Tyrihans-feltene. Stabilisert olje transporteres til Åsgard C og losses derfra til tankskip. Rikgassen sendes i Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen, der flytende våtgass (NGL) og kondensat skilles ut.
|
26465170
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MARIA
|
Status
|
Siden oppstart har produksjonen vært lavere enn ventet på grunn av begrenset reservoarkommunikasjon og trykkstøtte fra vanninjeksjon. Basert på produksjonserfaring er det forventet at de totale utvinnbare volumene blir lavere enn PUD-estimatene. Det jobbes med å øke produksjonen, og boring av flere brønner vurderes for å øke utvinningen fra feltet.
|
26465170
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MARTIN LINGE
|
Utbygging
|
Martin Linge ligger nær grensen til britisk sektor i den nordlige delen av Nordsjøen, 42 kilometer vest for Oseberg. Vanndybden er 115 meter. Martin Linge ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Utbyggingskonseptet er en fullt integrert fast produksjonsinnretning og en flytende lager- og lasteenhet (FSO) for oljelagring. Innretningen har kraftforsyning fra land. PUD-fritak for Herjafunnet og Hervorprospektet ble innvilget i 2017.
|
21675447
|
14.07.2021
|
15.08.2022
|
|
MARTIN LINGE
|
Reservoar
|
Martin Linge produserer hovedsakelig gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoarene er strukturelt komplekst med høyt trykk og høy temperatur (HTHT), og ligger på 3700-4400 meters dyp. I tillegg er det olje i et reservoar i Friggformasjonen av eocen alder. Friggreservoaret ligger på 1750 meters dyp og har god kvalitet.
|
21675447
|
14.07.2021
|
15.08.2022
|
|
MARTIN LINGE
|
Utvinning
|
Gassreservoaret produseres med trykkavlastning. Olje fra Friggreservoaret produseres med vanndriv fra vannsonen og gassløft. Noe produsert vann reinjiseres.
|
21675447
|
14.07.2021
|
15.08.2022
|
|
MARTIN LINGE
|
Transport
|
Rikgassen transporteres til rørledningen Frigg UK (FUKA) og videre til terminalen Shell-Esso Gas and Liquid (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia. Olje og kondensat eksporteres via tankskip fra FSO-en.
|
21675447
|
14.07.2021
|
15.08.2022
|
|
MARTIN LINGE
|
Status
|
Understellet ble installert på feltet i 2014 og dekkmodulene i 2018. Produksjonen fra Martin Linge startet i juni 2021.
|
21675447
|
14.07.2021
|
15.08.2022
|
|
MARULK
|
Status
|
Langeformasjonen startet produksjon i 2019. Produksjonen fra Marulk er begrenset av den kommersielle avtalen med rettighetshaverne i Norne og kapasiteten for gasshåndtering på Norne-skipet. I de siste årene har ledig kapasitet på skipet gjort det mulig å behandle større gassvolumer fra Marulk.
|
18212090
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
MARULK
|
Transport
|
Brønnstrømmen sendes til Norne-skipet for prosessering. Gassen transporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen.
|
18212090
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MARULK
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning
|
18212090
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
MARULK
|
Reservoar
|
Marulk produserer gass fra sandstein av kritt alder i Lysing- og Langeformasjonene. Reservoarene ligger på 2800 - 2850 meters dyp. Begge reservoarene er i turbidittvifter og har moderat til god kvalitet.
|
18212090
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
MARULK
|
Utbygging
|
Marulk ligger i Norskehavet, 25 kilometer sørvest for Norne. Vanndybden er 370 meter. Marulk ble påvist i 1992, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2010. Feltet er bygd ut med en bunnramme som er koblet til produksjons- og lagerskipet (FPSO) på Norne. Produksjonen startet i 2012.
|
18212090
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MIKKEL
|
Status
|
Trykkfallet i reservoaret har vært mindre enn ventet. Dette har økt utvinnbare gassvolumer sett opp mot PUD-estimatene. Havbunnsgasskompresjon på Åsgard har framskyndet og forlenget produksjon fra Mikkel-feltet. Stabil tilgang på gass med lavt CO2-innhold fra Mikkel er viktig for utblanding av gass med høyt CO2-innhold fra Kristin i Åsgard Transport System.
|
1630514
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
MIKKEL
|
Utbygging
|
Mikkel ligger i den østlige delen av Norskehavet, 30 kilometer nord for Draugen. Vanndybden er 220 meter. Mikkel ble påvist i 1987, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2001. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer koblet til Åsgard B-innretningen. Produksjonen startet i 2003.
|
1630514
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MIKKEL
|
Reservoar
|
Mikkel produserer gass og kondensat fra jura sandstein i Garn-, Ile- og Tofteformasjonene. Feltet består av seks strukturer som er adskilt av forkastninger, alle med god reservoarkvalitet. Det har en 300 meter tykk gasskondensatkolonne og en tynn underliggende oljesone. Reservoaret ligger på 2500 meters dyp.
|
1630514
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MIKKEL
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
1630514
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
MIKKEL
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Mikkel kombineres med brønnstrømmen fra Midgard-forekomsten og sendes til Åsgard B-innretningen for prosessering. Kondensat skilles fra gassen og stabiliseres før det skipes ut sammen med kondensat fra Åsgard. Kondensat selges som olje. Rikgassen transporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen, hvor flytende våtgass (NGL) skilles ut. Tørrgassen transporteres fra Kårstø til kontinentet gjennom Europipe II-rørledningen.
|
1630514
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MIME
|
Utbygging
|
Mime ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, seks kilometer nordøst for Cod. Vanndybden er 80 meter. Mime ble påvist i 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1992. Feltet ble bygget ut med en undervannsbrønn knyttet til Cod-innretningen. Produksjonen startet tidlig i 1993.
|
43792
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
MIME
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Mime ble blandet med gass og kondensat fra Cod og transportert til Ekofisk-senteret. Oljen ble transportert videre til Teesside i Storbritannia, mens gassen ble benyttet på Ekofisk-senteret.
|
43792
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
MIME
|
Reservoar
|
Mime produserte olje fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på om lag 4200 meters dyp.
|
43792
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MIME
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43792
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
MIME
|
Status
|
Feltet ble stengt ned 1993, og innretningen ble fjernet i 1999. Det er for tiden ingen planer om å utvinne gjenværende ressurser.
|
43792
|
11.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MORVIN
|
Utbygging
|
Morvin ligger i Norskehavet, 15 kilometer vest for Åsgard. Vanndybden er 360 meter. Morvin ble påvist i 2001, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2008. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer med fire slisser hver, tilknyttet Åsgard B-innretningen. Produksjonen startet i 2010.
|
4966234
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MORVIN
|
Reservoar
|
Morvin produserer gass og olje fra jura sandstein i Tilje-, Tofte-, Ile-, Garn- og Spekkformasjonene. Reservoarene ligger i en rotert og skråstilt forkastningsblokk på 4500-4700 meters dyp. De har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Garnformasjonen er relativt homogen, mens Ileformasjonen er mer heterogen. Spekkformasjonen har gode reservoaregenskaper.
|
4966234
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MORVIN
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
4966234
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
MORVIN
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Morvin transporteres i en 20 kilometer lang oppvarmet rørledning til Åsgård B-innretningen for prosessering og videre transport.
|
4966234
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
MORVIN
|
Status
|
Hovedutfordringen på Morvin er borbarheten. Det arbeides med å vurdere lønnsomheten i boring av tilleggsbrønner sammenlignet med produksjonsgevinsten fra brønnintervensjoner i eksisterende brønner.
|
4966234
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MURCHISON
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 2014, og innretningen ble fjernet i 2017.
|
43665
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
MURCHISON
|
Reservoar
|
Murchison produserte olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen.
|
43665
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
MURCHISON
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
|
43665
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
MURCHISON
|
Utbygging
|
Murchison ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, på grensen mellom norsk og britisk sektor. Den norske delen av feltet utgjorde 22,2 prosent. Murchison ble påvist i 1975, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1976. Feltet ble bygd ut på britisk sektor med en kombinert bore-, bolig- og produksjonsinnretning. Britiske og norske rettighetshavere og myndigheter inngikk en avtale om felles utnyttelse av ressursene på Murchison i 1979. Produksjonen startet i 1980.
|
43665
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
MURCHISON
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble sendt gjennom Brent rørledningssystemet til Sullom Voe på Shetlandsøyene i Storbritannia.
|
43665
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
NJORD
|
Utbygging
|
Njord ligger i Norskehavet, 30 kilometer vest for Draugen. Vanndybden er 330 meter. Njord ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1995. Feltet er bygd ut med en flytende stålinnretning med bore- og prosessanlegg, Njord A, og lagerskipet Njord Bravo. Produksjonen startet i 1997. Endret PUD ble godkjent i 2017. Hyme-feltet er tilknyttet Njord.
|
43751
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
NJORD
|
Reservoar
|
Njord produserer olje fra sandstein av jura alder i Tilje- og Ileformasjonene. Feltet har et komplisert forkastningsmønster med bare delvis kommunikasjon mellom segmentene. Reservoarkvaliteten varierer i ulike soner. Reservoaret ligger på 2850 meters dyp.
|
43751
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
NJORD
|
Utvinning
|
Den opprinnelige utvinningsstrategien var gassinjeksjon som trykkstøtte i deler av reservoaret og trykkavlastning i resten. Etter at gasseksporten begynte i 2007, ble bare små gassvolumer injisert. På grunn av det komplekse reservoaret med mange forkastninger, har feltet en relativt lav utvinningsgrad.
|
43751
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
NJORD
|
Transport
|
Produsert olje transporteres i rørledning til lagerskipet Njord Bravo og videre med tankskip til markedet. Gass fra feltet eksporteres gjennom en 40 kilometer lang rørledning koblet til Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til Kårstø-terminalen.
|
43751
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
NJORD
|
Status
|
Produksjonen på Njord og satellittfeltet Hyme ble midlertidig stengt etter at det ble oppdaget strukturelle integritetsproblemer på Njord A-innretningen i 2016. For å utvide levetiden på feltene ble Njord A og Njord Bravo slept til land for oppgradering og modifikasjoner. Etter planen skal Njord og Hyme begynne å produsere igjen i slutten av 2022. Bauge- og Fenja-feltene er under utbygging som nye tilknytninger til Njord.
|
43751
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
NORDØST FRIGG
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 1993, og innretningen ble fjernet i 1996. Et nytt feltsenter for området nord for Alvheimfeltet (NOA-prosjektet) er planlagt, og PUD ventes i 2022. Dette prosjektet kan gi muligheter for gjenutbygging av Nordøst Frigg.
|
43568
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
NORDØST FRIGG
|
Utbygging
|
Nordøst Frigg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen. Nordøst Frigg ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1980. Vanndybden er 110 meter. Feltet ble bygd ut med en havbunnsramme med seks brønner, og det ble fjernstyrt fra et kontrolltårn på Frigg. Kontrolltårnet bestod av et dekk og en 126 meter høy stålstruktur som stod på et betongfundament. Produksjonen startet i 1983.
|
43568
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
NORDØST FRIGG
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Frigg (TCP2) for videre prosessering før eksport gjennom rørledningen Frigg Norwegian Pipeline til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
|
43568
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
NORDØST FRIGG
|
Reservoar
|
Nordøst Frigg produserte gass fra sandstein av eocen alder i Friggformasjonen. Reservoaret ligger på 1950 meters dyp. Det har trykkommunikasjon med reservoaret på Frigg via vannsonen.
|
43568
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
NORDØST FRIGG
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43568
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
NORNE
|
Utbygging
|
Norne ligger i Norskehavet, 80 kilometer nord for Heidrun. Vanndybden er 380 meter. Norne ble påvist i 1992, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1995. Feltet er bygd ut med et produksjons- og lagerskip (FPSO) som er koblet til sju havbunnsrammer. Produksjonen startet i 1997. Endret PUD for flere nærliggende forekomster rundt Norne og Urd ble godkjent i 2008. Feltene Alve, Urd, Skuld og Marulk er knyttet til Norne-skipet.
|
43778
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
NORNE
|
Reservoar
|
Norne produserer olje og gass fra jura sandstein. Oljen finnes i hovedsak i Ile- og Tofteformasjonene, og gassen i Notformasjonen. Reservoaret ligger på 2500 meters dyp, og det har god kvalitet.
|
43778
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
NORNE
|
Utvinning
|
Oljen produseres med vanninjeksjon som drivmekanisme. Gassinjeksjonen opphørte i 2005, og all gass eksporteres.
|
43778
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
NORNE
|
Transport
|
Oljen eksporteres med tankskip. Siden 2001 er gassen blitt eksportert i en egen rørledning til Åsgard og via Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen.
|
43778
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
NORNE
|
Status
|
Levetidsforlengelse for Norne-skipet som ble innvilget i 2018 øker verdiskapingen fra Nornefeltet og satellittfeltene. Det er boret to nye produksjonsbrønner i Ileformasjonen i 2021. Funnene 6608/10-17 S (Cape Vulture), 6607/12-4 (Alve Nordøst) og 6507/3-8 (Gjøk) er planlagt som nye tilknytninger til Norne-skipet.
|
43778
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
NOVA
|
Utbygging
|
Nova ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 17 kilometer sørvest for Gjøa. Vanndybden er 370 meter. Nova ble påvist i 2012, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2018. Utbyggingsløsningen består av to havbunnsrammer med fire brønnslisser, én med tre brønner for oljeproduksjon og én med tre brønner for vanninjeksjon, knyttet til Gjøa-innretningen.
|
33197696
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
NOVA
|
Reservoar
|
Reservoaret inneholder olje med gasskappe i sandstein av senjura alder i Heatherformasjonen i Vikinggruppen, og ligger på 2500 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
|
33197696
|
02.02.2021
|
15.08.2022
|
|
NOVA
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres til Gjøa for prosessering og eksport. Oljen transporteres videre gjennom Troll Oljerør II til Mongstad, og gassen eksporteres via rørledningen Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) til St. Fergus i Storbritannia.
|
33197696
|
02.08.2022
|
15.08.2022
|
|
NOVA
|
Status
|
Nova startet å produsere i august 2022.
|
33197696
|
02.08.2022
|
15.08.2022
|
|
NOVA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon, samt gassløft.
|
33197696
|
02.08.2022
|
15.08.2022
|
|
ODA
|
Utbygging
|
Oda ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 14 kilometer øst for Ula. Vanndybden er 65 meter. Oda ble påvist i 2011, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med to produksjonsbrønner og en injeksjonsbrønn knyttet til Ula. Produksjonen startet i 2019.
|
29412516
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
ODA
|
Reservoar
|
Oda produserer olje fra sandstein av senjura alder. Hovedreservoaret er i Ulaformasjonen og ligger på 2900 meters dyp. Reservoaret har en høy helning og kvaliteten er god.
|
29412516
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ODA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
|
29412516
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
ODA
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Ula for behandling. Oljen eksporteres til Ekofisk og videre i Norpipe oljerørledning til Teesside-terminalen i Storbritannia. Gassen selges til Ula for injeksjon i Ula-reservoaret for å øke oljeutvinningen fra Ula.
|
29412516
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ODA
|
Status
|
Boring av produksjonsbrønnene har vist at reservoaret er både mer komplekst og mindre enn antatt. Dermed er de estimerte utvinnbare volumene blitt redusert. Det vurderes å bore et sidesteg fra en av produksjonsbrønnene.
|
29412516
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
ODIN
|
Utbygging
|
Odin ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, åtte kilometer nordøst for Frigg. Vanndybden er 100 meter. Odin ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1980. Utbyggingsløsningen var en innretning med forenklet bore- og prosessutstyr og et boligkvarter. Produksjonen startet i 1984.
|
43610
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
ODIN
|
Transport
|
Gassen ble sendt i rørledning til Frigg (TCP2) for videre prosessering før eksport gjennom rørledningen Frigg Norwegian Pipeline til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
|
43610
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ODIN
|
Reservoar
|
Odin produserte gass fra sandstein av eocen alder i Friggformasjonen. Reservoaret ligger på om lag 2000 meters dyp. Det har trykkommunikasjon med Frigg-reservoaret via vannsonen.
|
43610
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ODIN
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning. Reservoaret hadde et begrenset vanndriv sammenlignet med de øvrige feltene i Frigg-området.
|
43610
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
ODIN
|
Status
|
Feltet ble stengt ned i 1994, og innretningen ble fjernet i 1996/1997. Et nytt feltsenter for området nord for Alvheimfeltet (NOA-prosjektet) er planlagt, og PUD ventes i 2022. Dette prosjektet kan gi muligheter for gjenutbygging av Odin.
|
43610
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ORMEN LANGE
|
Utbygging
|
Ormen Lange ligger i den sørlige delen av Norskehavet, 120 kilometer vest-nordvest for prosessanlegget på Nyhamna. Vanndybden varierer fra 800 til over 1100 meter. Ormen Lange ble påvist i 1997, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2004. Dypt vann og forholdene på havbunnen gjorde utbyggingen vanskelig, og utvikling av ny teknologi var nødvendig. Feltet ble bygd ut i flere faser. Utbyggingsløsningen består av fire havbunnsrammer, hver med åtte brønnslisser. Det er totalt 24 produksjonsbrønner. Feltet kom i produksjon i 2007 fra to havbunnsrammer sentralt på feltet. I 2009 og 2011 ble det installert to bunnrammer i henholdsvis den sørlige og nordlige delen av feltet.
|
2762452
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ORMEN LANGE
|
Reservoar
|
Ormen Lange produserer veldig tørr gass og mindre mengder kondensat fra sandstein av paleocen alder i Eggaformasjonen. Reservoaret ligger på 2700-2900 meters dyp under havoverflaten og har svært god kvalitet.
|
2762452
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ORMEN LANGE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
2762452
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ORMEN LANGE
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres i to flerfaserørledninger til Nyhamna-terminalen for prosessering før den eksporteres i Langeled-rørledningen via Sleipner til Easington i Storbritannia.
|
2762452
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ORMEN LANGE
|
Status
|
Produksjonen fra feltet avtar, og hovedfokus fremover er på reservoarovervåking. Et landbasert gasskompresjonsanlegg på Nyhamna-terminalen ble satt i drift i 2017, og PUD for undervanns gasskompresjon ble levert til myndighetene i 2021. Det arbeides med å øke utvinningen fra feltet, og to nye tilleggsbrønner er planlagt boret i 2022.
|
2762452
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG
|
Utbygging
|
Oseberg ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 100 meter. Oseberg ble påvist i 1979, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1984. Feltet er bygd ut i flere faser, og det kom i produksjon i 1988. Oseberg feltsenter i sør bestod opprinnelig av prosess- og boliginnretningen Oseberg A og bore- og vanninjeksjonsinnretningen Oseberg B. PUD for Oseberg C ble godkjent i 1988, den inkluderte en integrert produksjons-, bore- og boliginnretning (PDQ) i den nordlige delen av feltet. PUD for gassfasen ble godkjent i 1996, den inkluderte gassprosesseringsinnretningen Oseberg D. PUD for Oseberg Vestflanken ble godkjent i 2003, den omfattet en bunnramme knyttet til Oseberg B. I 2005 ble PUD for Oseberg Delta godkjent, den inkluderte en bunnramme knyttet til Oseberg D. PUD for Oseberg Delta II, som inkluderte to havbunnsrammer tilknyttet Oseberg feltsenter, ble godkjent i 2013. PUD for Oseberg Vestflanken II ble godkjent i 2016. Den inkluderte en ubemannet brønnhodeinnretning, Oseberg H, og nye brønner fra eksisterende G4-rammen på Vestflanken. Feltene Oseberg Øst, Oseberg Sør og Tune er tilknyttet feltsenteret på Oseberg.
|
43625
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG
|
Reservoar
|
Oseberg produserer olje og gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Hovedreservoarene er i Oseberg- og Tarbertformasjonene, men det er også produksjon fra Etive- og Nessformasjonene. Reservoarene ligger på 2300-2700 meters dyp og har stort sett god kvalitet. Feltet er delt inn i flere strukturer. Satellittstrukturene vest for hovedstrukturen produserer også fra Statfjordgruppen og Cookformasjonen.
|
43625
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG
|
Utvinning
|
Oseberg produseres med trykkvedlikehold med injeksjon av gass og vann, samt trykkavlastning i noen strukturer. Massiv gassinjeksjon høyt oppe på strukturen i hovedfeltet gir svært god fortrengning av oljen, og det er nå dannet en stor gasskappe. Tidligere ble injeksjonsgass importert fra Troll Øst (TOGI) og Oseberg Vest. Gassnedblåsning har gradvis begynt i store deler av feltet mens det fortsatt injiseres i andre deler av feltet.
|
43625
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG
|
Transport
|
Oljen transporteres via Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Gasseksporten startet i 2000. Gassen transporteres til markedet via rørledningen Oseberg Gasstransport (OGT) til Heimdal gassenter, og derfra inn i Statpipe-systemet til kontinentet og gjennom Vesterled til Storbritannia.
|
43625
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG
|
Status
|
Strategien for hovedreservoarene på Oseberg er å balansere oljeproduksjonen med økende gassuttak. Nye produksjons- og injeksjonsbrønner bores kontinuerlig for å øke oljeutvinningen. PUD for Oseberg feltsenter lavtrykk gassproduksjon og kraft fra land ble levert i 2021. I tillegg skal et prosjekt igangsettes i 2022 med formål å redusere innløpstrykket til Oseberg C-innretningen. Dette prosjektet vil øke utvinningen fra den nordlige delen av feltet.
|
43625
|
04.01.2022
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG SØR
|
Utbygging
|
Oseberg Sør ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, like sør for Oseberg. Vanndybden er 100 meter. Oseberg Sør ble påvist i 1984, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1997. Feltet er bygd ut med en integrert stålinnretning med boligkvarter, boremodul og førstetrinnsseparasjon av olje og gass. Sluttbehandling av olje og gass foregår på Oseberg feltsenter. Produksjonen startet i 2000. I tillegg er flere forekomster på feltet bygd ut med havbunnsrammer knyttet til Oseberg Sør-innretningen: PUD for Oseberg Sør J-strukturen ble godkjent i 2003, PUD-fritak for G-sentral strukturen ble innvilget i 2008 og PUD for Stjerne-forekomsten ble godkjent i 2011.
|
43645
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG SØR
|
Reservoar
|
Oseberg Sør produserer olje og gass fra flere forekomster i sandstein av jura alder. Hovedreservoarene er i Tarbert- og Heatherformasjonene. Reservoarene ligger på 2200-2800 meters dyp, og er av moderat kvalitet.
|
43645
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG SØR
|
Utvinning
|
Feltet produseres med vann- og gassinjeksjon. Det er også vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) i deler av feltet. Vann til injeksjon blir produsert fra Utsiraformasjonen.
|
43645
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG SØR
|
Transport
|
Oljen transporteres i rørledning fra Oseberg Sør-innretningen til Oseberg feltsenter, der den blir behandlet. Den transporteres videre via Oseberg transportsystem (OTS) til Stureterminalen. Gassen går via Oseberg Gas Transport (OGT) til enten Statpipe eller Vesterled.
|
43645
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG SØR
|
Status
|
Videre modning av nye boremål er et fokusområde, men utfordringen er et begrenset antall ledige brønnslisser. Flere prosjekter evalueres for å øke utvinning fra Oseberg Sør. PUD for Oseberg feltsenter lavtrykk gassproduksjon og kraft fra land ble levert i 2021. Denne inkluderer kraft fra land til Oseberg Sør-innretningen.
|
43645
|
04.01.2022
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG ØST
|
Transport
|
Oljen transporteres i rørledning til Oseberg-feltsenter for videre behandling og transport via Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Gassen brukes hovedsakelig til injeksjon, gassløft og brensel.
|
43639
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG ØST
|
Utbygging
|
Oseberg Øst ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 15 kilometer øst for Oseberg. Vanndybden er 160 meter. Oseberg Øst ble påvist i 1981, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Feltet er bygd ut med en integrert fast innretning med boligkvarter, boremodul og førstetrinnsseparasjon av olje, vann og gass. Produksjon startet i 1999. PUD-fritak for Beta Øst-segmentet ble innvilget i 2004.
|
43639
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG ØST
|
Reservoar
|
Oseberg Øst produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Feltet består av to strukturer som er skilt av en forseglende forkastning. Strukturene inneholder flere oljeførende lag med varierende reservoaregenskaper. Reservoaret ligger på 2700-3100 meters dyp.
|
43639
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG ØST
|
Utvinning
|
Feltet produseres med delvis trykkstøtte fra både vann- og gassinjeksjon. Vann for injeksjon er produsert fra Utsiraformasjonen.
|
43639
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
OSEBERG ØST
|
Status
|
Oseberg Øst er i sen halefase av produksjon. For å øke produksjonen arbeides det med å forbedre dreneringsstrategien. Dette gjøres ved å optimalisere injeksjonen, bore tilleggsbrønner og utføre brønnintervensjoner. Det ble innvilget levetidsforlengelse for Oseberg Øst-innretningen i 2018.
|
43639
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
OSELVAR
|
Utbygging
|
Oselvar ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 20 kilometer sørvest for Ula. Vanndybden er 70 meter. Oselvar ble påvist i 1991, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2009. Utbyggingskonseptet var en bunnramme med tre horisontale produksjonsbrønner koblet til Ula. Produksjonen startet i 2012.
|
5506919
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
OSELVAR
|
Reservoar
|
Oselvar produserte olje og gass fra sandstein av paleocen alder i Fortiesformasjonen. Reservoaret har gasskappe, og det ligger på 2900-3250 meters dyp.
|
5506919
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
OSELVAR
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
5506919
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
OSELVAR
|
Transport
|
Brønnstrømmen gikk i rørledning til Ula for prosessering. Gassen ble brukt som injeksjonsgass i Ula for å øke utvinningen, mens oljen ble transportert i rørledning til Ekofisk for videre eksport.
|
5506919
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
OSELVAR
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 2018. Ifølge disponeringsvedtaket skal fjerningsarbeidet være ferdigstilt i slutten av 2022.
|
5506919
|
11.02.2020
|
15.08.2022
|
|
REV
|
Status
|
De estimerte volumene ble redusert sammenlignet med PUD-estimatene. Feltet har produsert med korte produksjonsperioder og lange perioder med trykkoppbygging siden 2013. Endringer i den periodiske produksjonen har resultert i lengre produksjonsprognose for Rev.
|
4467554
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
REV
|
Utbygging
|
Rev ligger nær grensen til Storbritannia i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, fire kilometer sør for Varg. Vanndybden er 90-110 meter. Rev ble påvist i 2001, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Feltet er bygd ut med et havbunnsramme med tre produksjonsbrønner knyttet til Armada-feltet på britisk kontinentalsokkel. Produksjonen startet i 2009.
|
4467554
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
REV
|
Reservoar
|
Rev produserer gass og noe kondensat fra Intra Heather sandstein av senjura alder. Reservoaret er en enkel struktur som består av to segmenter. Det omgir en saltstruktur på 3000 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god. Målinger har vist at reservoaret er i trykkommunikasjon med Varg-reservoaret.
|
4467554
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
REV
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
4467554
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
REV
|
Transport
|
Brønnstrømmen går gjennom en ti kilometer lang rørledning til Armada-feltet på britisk sektor og videre til Teeside-terminalen for sluttbehandling. Kondensatet selges som stabilisert råolje.
|
4467554
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
RINGHORNE ØST
|
Status
|
Feltet er i halefasen. Det planlegges å bore flere tilleggsbrønner de kommende årene. Endret PUD for Balder og Ringhorne som ble levert i desember 2019 vil også påvirke Ringhorne Øst. Feltets levetid forlenges, og produksjonen kan økes som følge av økt kapasitet i området.
|
3505505
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
RINGHORNE ØST
|
Utbygging
|
Ringhorne Øst ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, seks kilometers nordøst for Balder. Vanndybden er 130 meter. Ringhorne Øst ble påvist i 2003, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med fire produksjonsbrønner boret fra Ringhorne brønnhodeinnretningen. Produksjonen startet i 2006.
|
3505505
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
RINGHORNE ØST
|
Reservoar
|
Ringhorne Øst produserer olje med assosiert gass fra sandstein av jura alder i Statfjordgruppen. Reservoaret ligger på 1940 meters dyp, og har svært god kvalitet.
|
3505505
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
RINGHORNE ØST
|
Utvinning
|
Feltet produseres med naturlig vanndriv fra en regional vannsone på nord- og østsiden av strukturen. Brønnene har gassløft for å optimalisere produksjonen, og dette vil bli utvidet som følge av økende produksjon av vann.
|
3505505
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
RINGHORNE ØST
|
Transport
|
Produksjonen går fra Ringhorne brønnhodeinnretningen til produksjons- og lagerskipet (FPSO) Balder for prosessering, lagring og eksport. Oljen fraktes med tankskip. Eventuell overskuddsgass kan sendes til Jotun FPSO for eksport via Statpipe til Kårstø-terminalen.
|
3505505
|
25.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SIGYN
|
Status
|
Feltet er i sen halefase. Produksjonen er syklisk og avhenger av brønnytelse (løfting) samt tilgjengelig kapasitet på Sleipner A-innretningen. En tilleggsbrønn ble boret på Sigyn Øst i 2021.
|
1630100
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SIGYN
|
Utbygging
|
Sigyn ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, tolv kilometer sørøst for Sleipner Øst. Vanndybden er 70 meter. Sigyn ble påvist i 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2001. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme koblet til Sleipner Øst. Produksjonen startet i 2002.
|
1630100
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SIGYN
|
Reservoar
|
Sigyn produserer gass og kondensat. Feltet omfatter to adskilte forekomster med ulike innhold og kontakter: Sigyn Vest og Sigyn Øst. Sigyn Vest inneholder rikgass og kondensat, og Sigyn Øst inneholder lettolje. Begge reservoarene er i sandstein av trias alder i Skagerrakformasjonen på 2700 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
|
1630100
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SIGYN
|
Utvinning
|
Sigyn Vest produseres med trykkavlastning, mens Sigyn Øst produseres med trykkstøtte fra gassinjeksjon.
|
1630100
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SIGYN
|
Transport
|
Brønnstrømmen styres fra Sleipner Øst og sendes gjennom to rørledninger til Sleipner A-innretningen. Salgsgass eksporteres fra Sleipner A via Gassled (område D) til markedet, mens ustabilt kondensat transporteres i en egen rørledning til Kårstø-terminalen.
|
1630100
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SINDRE
|
Utbygging
|
Sindre ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, tre kilometer nordøst for Gullfaks. Vanndybden er 250 meter. Sindre ble påvist og fikk innvilget fritak fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2017. Utbyggingskonseptet er en produksjonsbrønn boret fra Gullfaks C-innretningen. Produksjonen startet i 2017.
|
29401178
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SINDRE
|
Reservoar
|
Sindre inneholder olje i sandstein av sentrias til tidligjura alder i Lundeformasjonen, Statfjordgruppen og Dunlingruppen. Hovedreservoaret ligger på 3100 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god, men forseglende forkastninger reduserer kommunikasjon i reservoaret. Det er også identifisert reservoar i midtre jura sandstein i Brentgruppen.
|
29401178
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SINDRE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning, men raskt reservoartrykkfall kan gjøre det nødvendig med trykkstøtte.
|
29401178
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
SINDRE
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Sindre og Gimle prosesseres på Gullfaks C-innretningen og transporteres videre sammen med olje og gass fra Gullfaks.
|
29401178
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SINDRE
|
Status
|
Brønnen er midlertidig stengt på grunn av trykkfall i reservoaret og lav produksjon. Det er ikke gjenværende utvinnbare ressurser på feltet. Arbeid pågår for å evaluere nærliggende forekomster. Det vurderes nye dreneringsstrategier for området.
|
29401178
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SKARV
|
Utbygging
|
Skarv ligger i den nordlige delen av Norskehavet, 35 kilometer sørvest for Norne. Vanndybden er 350-450 meter. Skarv ble påvist i 1998, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Forekomstene Skarv, Idun, Ærfugl og Gråsel er bygd ut samtidig. Utbyggingskonseptet er et produksjons- og lagerskip (FPSO) knyttet til fem havbunnsrammer med 15 brønner. Produksjonen startet i 2013.
|
4704482
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SKARV
|
Reservoar
|
Skarv produserer gass og olje fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje-, Ile- og Garnformasjonene. Garnformasjonen har god reservoarkvalitet, mens Tiljeformasjonen har relativt dårlig kvalitet. Reservoarene er inndelt i flere forkastningssegmenter og ligger på 3300-3700 meters dyp. Snadd-forekomstene består av gass i sandstein av kritt alder i Lysingformasjonen.
|
4704482
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SKARV
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra gassinjeksjon og gassløft.
|
4704482
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
SKARV
|
Transport
|
Oljen overføres til tankskip via en lastebøye, mens gassen transporteres til Kårstø-terminalen i en 80 kilometer lang rørledning som er koblet til Åsgard Transport System (ÅTS).
|
4704482
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SKARV
|
Status
|
Oljeproduksjon fra Skarv er avtagende og gassinjeksjon er viktig for oljeutvinningen. Det beste tidspunktet for gassnedblåsning vurderes fortløpende, og arbeid pågår for å evaluere potensialet i tilleggsbrønner og prospekter i området.
|
4704482
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SKIRNE
|
Status
|
Feltet er nå i halefasen. Byggve-reservoaret er vannflømmet og det er ikke utvinnbare gassressurser igjen. Skirne-produksjonen er optimalisert ved å opprettholde lavt innløpstrykk på Heimdal-innretningen. Skirne kan produsere så lenge Heimdal-innretningen er i bruk, frem til juni 2023. Avslutningsplan for feltene Atla og Skirne ble levert til myndighetene i 2015, og arbeidet med å planlegge disponering og fjerning pågår.
|
2138816
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SKIRNE
|
Utbygging
|
Skirne, inkludert Byggve-forekomsten, ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 20 kilometer øst for Heimdal. Vanndybden er 120 meter. Skirne ble påvist i 1990, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2002. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer som er knyttet til Heimdal-innretningen. Produksjonen startet i 2004. Atla ble koblet til Skirne i 2012.
|
2138816
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SKIRNE
|
Reservoar
|
Skirne og Byggve produserer gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Skirne-forekomsten ligger på 2370 meters dyp, og Byggve-forekomsten på 2900 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
|
2138816
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SKIRNE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
2138816
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
SKIRNE
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Skirne transporteres i rørledning til Heimdal-innretningen for behandling. Gassen transporteres fra Heimdal i Vesterled-rørledning til St. Fergus-terminalen i Storbritannia. Gassen ble tidligere transportert med Statpipe til kontinentet. Kondensatet transporteres til Brae-feltet på britisk sektor og videre i Forties-rørledningssystemet til Cruden Bay i Storbritannia.
|
2138816
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
SKOGUL
|
Utbygging
|
Skogul ligger i Nordsjøen, 30 kilometer nordøst for Alvheim. Vanndybden er 110 meter. Skogul ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2018. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med to brønnslisser, med en togrens produksjonsbrønn knyttet til Alvheim produksjons- og lagringsskip (FPSO) via Vilje-feltet. Produksjon startet i 2020.
|
31164600
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SKOGUL
|
Reservoar
|
Reservoaret inneholder olje med en mindre gasskappe i sandstein av eocen alder, tilhørende Odin-formasjonen. Det ligger på 2100 meters dyp og har meget gode egenskaper.
|
31164600
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SKOGUL
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning og naturlig trykkstøtte fra vannsonen.
|
31164600
|
28.03.2020
|
15.08.2022
|
|
SKOGUL
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Skogul transporteres i rørledning via Vilje til Alvheim-skipet.
|
31164600
|
28.03.2020
|
15.08.2022
|
|
SKOGUL
|
Status
|
Produksjonen har siden starten vært høyere enn antatt, på grunn av prioritering av Skogul produksjon over produksjon fra Viljefeltet.
|
31164600
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SKULD
|
Utbygging
|
Skuld ligger i Norskehavet, 20 kilometer nord for Norne. Vanndybden er 340 meter. Skuld ble påvist i 2008, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet er bygd ut med tre havbunnsrammer tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) på Norne. Produksjonen startet i 2013.
|
21350124
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SKULD
|
Utvinning
|
Skuld produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon. I tillegg er noen av brønnene utstyrt med gassløft for å kunne produsere ved lavt reservoartrykk og høyt vannkutt.
|
21350124
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
SKULD
|
Reservoar
|
Skuld produserer olje fra sandstein av tidlig- til mellomjura alder i Åre-, Tofte- og Ileformasjonene. Feltet består av forekomstene Fossekall og Dompap. Reservoarene har en liten gasskappe, og ligger på 2400-2600 meters dyp. Reservoarkvaliteten er moderat til god.
|
21350124
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SKULD
|
Transport
|
Brønnstrømmen sendes til Norne-skipet. Oljen overføres til tankskip via en lastebøye, sammen med oljen fra Norne. Gassen transporteres i rørledning fra Norne-skipet til Åsgard, og derfra via Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen.
|
21350124
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SKULD
|
Status
|
Estimerte utvinnbare volumer er redusert sammenlignet med PUD-estimatene. Hovedutfordringene er lav produktivitet og økende vannproduksjon. Fokuset er på reservoarstyring og identifisering av det gjenværende potensialet på feltet.
|
21350124
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER VEST
|
Utbygging
|
Sleipner Vest ligger i den midtre delen av Nordsjøen. Vanndybden er 110 meter. Sleipner Vest ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1992. Feltet er bygd ut med produksjons- og brønnhodeinnretningen Sleipner B, som fjernstyres fra Sleipner A-innretningen på Sleipner Øst. Produksjonen startet i 1996.
|
43457
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER VEST
|
Reservoar
|
Sleipner Vest produserer gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Hugin- og Sleipnerformasjonene; mesteparten av reservene finnes i Huginformasjonen. Reservoaret ligger på 3450 meters dyp og er svært segmentert. Forkastningene på feltet er normalt ikke forseglet, og kommunikasjonen mellom sandavsetningene er god.
|
43457
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER VEST
|
Utvinning
|
Sleipner Vest produseres med trykkavlastning.
|
43457
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER VEST
|
Transport
|
Brønnstrømmen sendes til Sleipner A-innretningen for prosessering. Salgsgass eksporteres fra Sleipner A via Gassled (område D) til markedet. Ustabilt kondensat transporteres i rørledning til Kårstø-terminalen.
|
43457
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER VEST
|
Status
|
Produksjonen er i halefasen, tilleggsbrønner på feltet og letemål i nærliggende områder modnes videre for boring i 2023.
|
43457
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER ØST
|
Utbygging
|
Sleipner Øst ligger i den midtre delen av Nordsjøen. Vanndybden er 80 meter. Sleipner Øst ble påvist i 1981, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1986. Feltet er bygd ut med Sleipner A, en integrert prosess-, bore- og boliginnretning med understell av betong. Utbyggingen omfatter også Sleipner R stigerørsinnretning, som knytter Sleipner A til rørledningene for gasstransport, og Sleipner T for prosess og fjerning av CO2. Produksjonen startet i 1993. PUD for Loke Heimdal og Loke Trias ble godkjent henholdsvis i 1991 og 1995. Det ble da installert to havbunnsrammer, en for produksjon fra den nordlige delen av Sleipner Øst og en for produksjon av Loke-forekomsten. Alpha Nord-segmentet ble bygd ut i 2004 med en havbunnsramme som er knyttet til Sleipner T med en 18 kilometer lang rørledning. Utgard-feltet er tilknyttet Sleipner T for prossering og fjerning av CO2, som injiseres i Utsiraformasjonen via en egen injeksjonsbrønn på Sleipner A. Feltene Sigyn, Gungne, Gudrun og Gina Krog er koblet opp mot Sleipner A.
|
43478
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER ØST
|
Reservoar
|
Sleipner Øst produserer gass og kondensat. Reservoarene i Sleipner Øst og Loke er i turbidittsandstein av paleocen alder i Tyformasjonen, grunnmarin sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen og kontinental sandstein av trias alder i Skagerrakformasjonen. I tillegg er det påvist gass i Heimdalformasjonen, som ligger over Tyformasjonen. Reservoarkvaliteten i Tyformasjonen er god, mens Skagerrakformasjonen har generell dårligere kvalitet enn Ty- og Huginformasjonene. Reservoarene er på 2300 meters dyp.
|
43478
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER ØST
|
Utvinning
|
Reservoaret i Huginformasjonen produseres med trykkavlastning. Fram til 2005 ble reservoaret i Tyformasjonen produsert med resirkulering av tørrgass, og produksjonen fra Ty-reservoaret stanset i 2012. Brønnene produseres med redusert innløpstrykk for å optimalisere produksjonen.
|
43478
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER ØST
|
Transport
|
Salgsgass eksporteres fra Sleipner A-innretningen via Gassled (område D) til markedet. Ustabilt kondensat transporteres i rørledning til Kårstø-terminalen.
|
43478
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SLEIPNER ØST
|
Status
|
Sleipner Øst er i sen halefase. Arbeid pågår for å redusere produksjonsnedgangen. Økende sand- og vannproduksjon i et depletert reservoar er en utfordring. CO2-injeksjon i Hugin-reservoaret vurderes for å øke utvinningen. Evaluering av letepotensialet og tilknytting av funn i område pågår. Det er planlagt at innretningene vil få kraft fra land fra 2022 som en del av elektrifiseringen av Utsirahøgda.
|
43478
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SNORRE
|
Utbygging
|
Snorre ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 300-350 meter. Snorre ble påvist i 1979, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1988. Feltet er bygd ut med innretningene Snorre A i sør, Snorre UPA sentralt på feltet, og Snorre B i nord. Snorre A er en flytende bore-, produksjons- og boligplattform som er forankret til havbunnen med strekkstag. Snorre UPA er et anlegg for undervannsproduksjon og er knyttet opp til Snorre A. På Snorre A er det også en egen prosessmodul for full stabilisering av brønnstrømmen fra Vigdis. Produksjonen fra Snorre A startet i 1992. PUD for Snorre B-innretningen, som er en halvt nedsenkbar integrert bore-, prosess- og boliginnretning, ble godkjent i 1998. Snorre B ble satt i produksjon i 2001. Endret PUD for Snorre Expansion Project ble godkjent i 2018. Utbyggingen inkluderer seks havbunnsrammer, hver med fire brønner knyttet til Snorre A. Produksjonen startet i 2020. En endret PUD for utbygging av Hywind Tampen vindpark ble godkjent i 2020. Vindparken inkluderer 11 flytende turbiner som vil forsyne Snorre- og Gullfaksfeltene med deler av kraftbehovet. Snorre- og Gullfaksplattformene blir de første i verden som forsynes med kraft fra en flytende vindpark.
|
43718
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SNORRE
|
Reservoar
|
Snorre produserer olje fra sandstein av trias og tidligjura alder i Alke- og Lundeformasjonene og Statfjordgruppen. Feltet består av flere store forkastningsblokker. Reservoaret ligger på 2000-2700 meters dyp og har en kompleks struktur med både kanaler og strømningsbarrierer.
|
43718
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
SNORRE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon, gassinjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon (VAG). Fra 2019 reinjiseres all gass for å øke oljeutvinningen. Ekstra injeksjonsgass skal importeres fra Gullfaks for trykkstøtte og forbedret drenering av reservoaret.
|
43718
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
SNORRE
|
Transport
|
Olje og gass blir separert på Snorre A-innretningen. Oljen stabiliseres i Vigdis prosessmodulen på Snorre A og eksporteres via Vigdis rørledningen til Gullfaks A. Oljen lagres og lastes til tankskip på Gullfaks. All gassen fra Snorre og Vigdis reinjiseres i Snorre. Endelig prosessert olje fra Snorre B transporteres i rørledning til Statfjord B for lagring og lasting til tankskip.
|
43718
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
SNORRE
|
Status
|
Etter reterminering eller utskifting av alle injeksjonsstigerør på Snorre B-innretningen, har produksjon og injeksjon blitt stabilisert. «Snorre Expansion Project» går framover som planlagt. Flere tiltak for å øke oljeutvinning fra Snorre vurderes. Mulige tredjepartstilknytninger kan føre til videre utbygging av feltet. Oppstart av Hywind Tampen vindpark er ventet sent i 2022.
|
43718
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SNØHVIT
|
Status
|
Produksjon fra Snøhvit er på platå. Siden produksjonsoppstart har nye produksjonsbrønner blitt boret på de ulike strukturene. Arbeid pågår for å evaluere fremtidige kompresjonsløsninger samt tiltak for å redusere CO2-utslipp fra landanlegget på Melkøya. Snøhvit har ikke produsert i 2021, på grunn av en brann i LNG-anlegget på Melkøya i september 2020. Arbeidet med å få anlegget tilbake i drift, «the Cold Return project», ventes å være ferdig våren 2022.
|
2053062
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SNØHVIT
|
Utbygging
|
Snøhvit ligger i den sentrale delen av Hammerfestbassenget i det sørlige Barentshavet. Vanndybden er 310-340 meter. Snøhvit ble påvist i 1984, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2002. Snøhvit er det første feltet som ble bygd ut i Barentshavet. Feltet omfatter Snøhvit-, Albatross- og Askeladd-strukturene, og det ble bygd ut i flere faser. Utbyggingen inkluderer flere havbunnsrammer. To brønnslisser brukes til CO2-injeksjon. Produksjonen startet i 2007. PUD-fritak for Snøhvit Nord ble innvilget i 2015.
|
2053062
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
SNØHVIT
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
2053062
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
SNØHVIT
|
Reservoar
|
Snøhvit produserer gass med noe kondensat fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Nordmela- og Støformasjonene. Reservoarene ligger på 2300 meters dyp og har moderat til god kvalitet. PUD-en omfatter ikke utvikling av en tynn oljesone som ligger under gassen på Snøhvit-strukturen.
|
2053062
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SNØHVIT
|
Transport
|
Brønnstrømmen, som inneholder naturgass, CO2, flytende våtgass (NGL) og kondensat, transporteres gjennom en 160 kilometer lang rørledning til prosessanlegget for flytende naturgass (LNG) på Melkøya ved Hammerfest. CO2 blir skilt ut og sendt tilbake til feltet i et rør for injeksjon i vannsonen (Stø-reservoaret). LNG, flytende petroleumsgass (LPG) og kondensat sendes med skip til markedet.
|
2053062
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
SOLVEIG
|
Utbygging
|
Solveig ligger i Nordsjøen, 15 kilometer sør for Edvard Grieg. Vanndybden er 100 meter. Solveig ble påvist i 2013, og senere avgrenset med brønnene 16/4-8 S i 2014, 16/4-9 S i 2015 og 16/4-11 i 2018. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2019. Solveig er bygd ut med fem enkeltbrønner tilknyttet Edvard Grieg-feltet.
|
34833011
|
19.10.2021
|
15.08.2022
|
|
SOLVEIG
|
Reservoar
|
Solveig produserer olje fra sandstein og konglomerat av trias og antagelig devon alder. Hovedreservoaret ble formet i små bassenger langs sørvestflanken av Utsirahøgda Sør. Reservoaret inneholder olje med en mindre gasskappe på 1900 meters dyp og er av varierende kvalitet.
|
34833011
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SOLVEIG
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
|
34833011
|
19.10.2021
|
15.08.2022
|
|
SOLVEIG
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres via Edvard Grieg og videre med rørledning til Stureterminalen. Gassen blir eksportert via SAGE-infrastruktur til St. Fergus-terminalen i Storbritannia.
|
34833011
|
19.10.2021
|
15.08.2022
|
|
SOLVEIG
|
Status
|
Solveig startet produksjon i oktober 2021.
|
34833011
|
19.10.2021
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD
|
Utbygging
|
Statfjord ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen på grensen mellom norsk og britisk sektor. Norsk andel av feltet er 85,47 prosent. Vanndybden er 150 meter. Statfjord ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1976. Feltet er bygd ut med tre fullt integrerte betonginnretninger: Statfjord A, Statfjord B og Statfjord C. Statfjord A, som er plassert sentralt på feltet, kom i produksjon i 1979. Statfjord B i den sørlige delen av feltet kom i produksjon i 1982, mens Statfjord C i den nordlige delen kom i produksjon i 1985. Satellittfeltene Statfjord Øst, Statfjord Nord og Sygna har en egen innløpsseparator på Statfjord C. PUD for Statfjord Senfase ble godkjent i 2005.
|
43658
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD
|
Reservoar
|
Statfjord produserer olje og assosiert gass fra sandstein av jura alder i Brent- og Statfjordgruppene og Cookformasjonen. Brent- og Statfjordgruppene har svært god reservoarkvalitet. Reservoarene ligger på 2500-3000 meters dyp i en stor forkastningsblokk med fall mot vest og i mange mindre forkastningsblokker langs den østlige flanken.
|
43658
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD
|
Utvinning
|
Statfjord produserte opprinnelig med trykkstøtte fra alternerende vann- og gassinjeksjon (VAG), vanninjeksjon og delvis gassinjeksjon. Statfjord Senfase innebærer at all injeksjon nå er stanset. For å frigjøre oppløst gass fra gjenværende olje, ble trykkavlastning av reservoarene påbegynt i 2007.
|
43658
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD
|
Transport
|
Stabilisert olje blir lagret i lagringsceller på hver innretning. Olje lastes på tankskip fra ett av de to oljelastingssystemene på feltet. Siden 2007 har gassen blitt eksportert gjennom Tampen Link, som går via rørledningen Far North Liquids and Gas System (FLAGS) til Storbritannia. De britiske rettighetshaverne sender sin del av gassen gjennom FLAGS-rørledningen fra Statfjord B til St. Fergus i Storbritannia.
|
43658
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD
|
Status
|
Arbeid pågår for å forlenge levetiden for Statfjord-feltet. Det er planer om å forlenge innretningenes levetid og å bore mange nye brønner i årene som kommer. Satellittfeltene tilknyttet Statfjord og nærliggende funn vil dra nytte av denne forlengelsen.
|
43658
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD NORD
|
Utbygging
|
Statfjord Nord ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, 17 kilometer nord for Statfjord. Vanndybden er 250-290 meter. Statfjord Nord ble påvist i 1977, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1990. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer for produksjon og en for vanninjeksjon som er knyttet til Statfjord C-innretningen. Produksjonen startet i 1995.
|
43679
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD NORD
|
Reservoar
|
Statfjord Nord produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen og av senjura alder i Muninformasjonen. Reservoarene ligger på 2600 meters dyp, og de har god kvalitet.
|
43679
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD NORD
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
|
43679
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD NORD
|
Transport
|
Brønnstrømmen går i to rørledninger til Statfjord C-innretningen for prosessering, lagring og eksport. Statfjord Nord, Statfjord Øst og Sygna har felles prosessmodul på Statfjord C. Oljen lastes til tankskip, og gassen ekporteres via Tampen Link og Far North Liquids and Gas System (FLAGS) rørledning til Storbritannia.
|
43679
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD NORD
|
Status
|
Brønnintervensjon utført i 2019 har ført til økt oljerate og redusert vannkutt. En ny brønn er planlagt boret og kommer i produksjon i løpet av 2022. Levetidsforlengelsen av Statfjord C-innretningen gir mulighet for flere brønner på feltet.
|
43679
|
23.12.2021
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD ØST
|
Status
|
Feltet påvirkes av trykkfall på grunn av trykkavlastning på Statfjordfeltet. Levetidsforlengelsen av Statfjord C-innretningen gir mulighet for nye prosjekter og boring av nye brønner på Statfjord Øst. Planlagt hovedaktivitet på feltet er relatert til et gassløftprosjekt, som innebærer implementering av gassløft i brønner.
|
43672
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD ØST
|
Utbygging
|
Statfjord Øst ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, sju kilometer nordøst for Statfjord. Vanndybden er 150-190 meter. Statfjord Øst ble påvist i 1976, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1990. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer for produksjon og en for vanninjeksjon, som er knyttet til Statfjord C-innretningen. I tillegg er det boret to produksjonsbrønner fra Statfjord C. Produksjonen startet i 1994.
|
43672
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD ØST
|
Reservoar
|
Statfjord Øst produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret har god kvalitet og ligger på 2400 meters dyp.
|
43672
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD ØST
|
Utvinning
|
Feltet ble opprinnelig produsert med vanninjeksjon, men produseres nå med trykkavlastning.
|
43672
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
STATFJORD ØST
|
Transport
|
Brønnstrømmen går i to rørledninger til Statfjord C-innretningen for prosessering, lagring og eksport. Statfjord Øst, Statfjord Nord og Sygna har en felles prosessmodul på Statfjord C. Oljen lastes på tankskip, og gassen eksporteres gjennom Tampen Link og Far North Liquids and Gas System (FLAGS) rørledning til Storbritannia.
|
43672
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
SVALIN
|
Utbygging
|
Svalin ligger i den midtre delen av Nordsjøen, seks kilometer sørvest for Grane. Vanndybden er 120 meter. Svalin ble påvist i 1992, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet består av to separate strukturer; Svalin C og Svalin M. Svalin C er bygd ut med en havbunnsramme knyttet til Grane-innretningen og Svalin M er bygd med en flergrensbrønn boret fra Grane. Produksjonen startet i 2014.
|
22507971
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SVALIN
|
Reservoar
|
Svalin produserer olje med assosiert gass fra massiv sandstein av paleocen til tidlig eocen alder i Heimdal- og Balderformasjonene. Reservoarene ligger i marine vifteavsetninger på 1750 meters dyp, og har svært god kvalitet.
|
22507971
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SVALIN
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning og trykkstøtte fra den regionale vannsonen.
|
22507971
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
SVALIN
|
Transport
|
Brønnstrømmen blir prosessert på Grane. Oljen transporteres i rørledning til Stureterminalen for lagring og eksport, mens gassen injiseres i Grane-reservoaret eller brukes som brensel på Grane-innretningen.
|
22507971
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SVALIN
|
Status
|
Produksjonen har så langt vært lavere enn antatt ved PUD, og avtar på grunn av økende vannkutt.
|
22507971
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
SYGNA
|
Utbygging
|
Sygna ligger i Tampen-området i den nodlige delen av Nordsjøen, like nordøst for Statfjord Nord. Vanndybden er 300 meter. Sygna ble påvist i 1996, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1999. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med fire brønnslisser, koblet til Statfjord C-innretningen. Tre produsjonsbrønner er blitt boret fra havbunnsrammen. Det er boret en langtrekkende vanninjeksjonsbrønn fra Statfjord Nord-rammen. Produksjonen startet i 2000.
|
104718
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SYGNA
|
Reservoar
|
Sygna produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 2650 meters dyp, og det har god kvalitet.
|
104718
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
SYGNA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
|
104718
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
SYGNA
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Statfjord C-innretningen for prosessering, lagring og eksport. Sygna, Statfjord Nord og Statfjord Øst har en felles prosessmodul på Statfjord C. Oljen er lastet til tankskip og gassen er eksportert via Tampen Link og Far North Liquid and Gas System (FLAGS) rørledning til Storbritannia.
|
104718
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
SYGNA
|
Status
|
Produksjonen fra Sygna er stabil, og strategien er å holde reservoartrykket konstant ved å injisere vann.
|
104718
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR
|
Utbygging
|
Tambar ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 16 kilometer sørøst for Ula. Vanndybden er 70 meter. Tambar ble påvist i 1983, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2000. Feltet er bygd ut med en fjernstyrt brønnhodeinnretning tilknyttet Ula. Produksjonen startet i 2001.
|
1028599
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR
|
Reservoar
|
Tambar produserer olje fra grunnmarin sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på 4100-4200 meters dyp, og det har stort sett meget gode egenskaper.
|
1028599
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning, med naturlig gassekspansjon kombinert med trykkstøtte fra vannsonen. Gassløft brukes for å øke produksjonen.
|
1028599
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR
|
Transport
|
Oljen transporteres til Ula-innretningen via en rørledning. Etter prosessering på Ula eksporteres oljen i rørledningssystemet via Ekofisk til Teesside i Storbritannia, mens gassen injiseres i Ula-reservoaret for å øke oljeutvinningen.
|
1028599
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR
|
Status
|
Produksjonen er avtakende grunnet redusert reservoartrykk og økende vannkutt. Evaluering av vann- og/eller gassinjeksjon for å øke produksjonen pågår.
|
1028599
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR ØST
|
Utbygging
|
Tambar Øst ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, to kilometer øst for Tambar. Vanndybden er 70 meter. Tambar Øst ble påvist i 2007. Samme år fikk feltet innvilget fritak fra plan for utbygging og drift (PUD), og det ble satt i produksjon. Feltet er bygd ut med en produksjonsbrønn boret fra Tambar-innretningen.
|
4999528
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR ØST
|
Reservoar
|
Tambar Øst produserer olje og noe gass fra grunnmarin sandstein av senjura alder i Farsundformasjonen. Reservoaret ligger på 4050-4200 meters dyp og er av varierende kvalitet.
|
4999528
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR ØST
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning og begrenset driv fra vannsonen.
|
4999528
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR ØST
|
Transport
|
Oljen transporteres fra Tambar til Ula-innretningen. Etter prosessering på Ula eksporteres oljen i eksisterende rørledningssystem via Ekofisk til Teesside i Storbritannia. Gassen injiseres i Ula-reservoaret for å øke oljeutvinningen.
|
4999528
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
TAMBAR ØST
|
Status
|
Produksjonen fra Tambar Øst er stanset og brønnen er midlertidig plugget. Rørledningen er gjenbrukt til en tilleggsbrønn på Tambarfeltet. Det blir ingen produksjon fra Tambar Øst-feltet før trykket i reservoaret har bygd seg opp, og trykket i Tambar-rørledningen (baktrykket) reduseres til et akseptabelt nivå.
|
4999528
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN A
|
Status
|
Feltet er under utbygging.
|
40867462
|
22.07.2022
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN A
|
Transport
|
Brønnstrømmen skal transporteres i rørledning til Ekofisksenteret for prosessering. Olje og gass skal sendes videre via eksportrørledninger fra prosessanlegget på Ekofisk til Teesside i Storbritannia og Emden i Tyskland.
|
40867462
|
22.07.2022
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN A
|
Utvinning
|
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
|
40867462
|
22.07.2022
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN A
|
Reservoar
|
Reservoaret inneholder gasskondensat og flyktig olje i kritt av paleocen og sen kritt alder i henholdsvis Ekofisk- og Torformasjonen og ligger på om lag 3000 meters dyp. Reservoarkvalitetene varierer langs begge formasjonene og er påvirket av forkastninger og oppsprekkinger.
|
40867462
|
22.07.2022
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN A
|
Utbygging
|
Tommeliten A er et felt i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 25 kilometer sørvest for Ekofiskfeltet. Feltet ligger på grensen til britisk sektor, og den norske delen utgjør 99,57 prosent. Vanndybden er 75 meter. Tommeliten A ble påvist i 1977 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juli 2022. Feltet bygges ut med to havbunnsrammer knyttet opp mot Ekofisksenteret, hvor det også vil installeres en ny prosessmodul.
|
40867462
|
03.08.2022
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN GAMMA
|
Utbygging
|
Tommeliten Gamma ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, tolv kilometer vest for Edda i Ekofisk-området. Vanndybden er 75 meter. Tommeliten Gamma ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1986. Feltet ble bygd ut med en havbunnsramme og seks produksjonsbrønner. Produksjonen startet i 1988.
|
43444
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN GAMMA
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Edda for førstetrinnsseparasjon. Deretter ble den transportert til Ekofisk-senteret og videre gjennom Norpipe til Emden i Tyskland og Teesside i Storbritannia. Deler av gassen ble brukt til gassløft på Edda.
|
43444
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN GAMMA
|
Reservoar
|
Tommeliten Gamma produserte gass og kondensat fra oppsprukket kritt av senkritt alder i Torformasjonen og tidligpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Reservoaret ligger på 3500 meters dyp.
|
43444
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN GAMMA
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43444
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
TOMMELITEN GAMMA
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 1998, og havbunnsrammen ble fjernet i 2001. En eventuell gjenåpning av feltet må sees i sammenheng med andre nedstengte felt i området.
|
43444
|
02.02.2021
|
15.08.2022
|
|
TOR
|
Utbygging
|
Tor ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 13 kilometer nordøst for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Tor ble påvist i 1970, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1973. Torfeltet ble avsluttet i 2015. En PUD for reutbygging av Tor ble godkjent i 2019. Planen omfatter to havbunnsrammer, med åtte horisontale produksjonsbrønner knyttet til Ekofisk-senteret. Produksjonen startet igjen i 2020.
|
43520
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TOR
|
Reservoar
|
Reservoaret inneholder olje og gass i oppsprukket kritt av senkritt alder i Torformasjonen og av tildigpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Det er vesentlige gjenværende ressurser i begge formasjonene. Reservoaret ligger på 3200 meters dyp.
|
43520
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TOR
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
43520
|
05.12.2020
|
15.08.2022
|
|
TOR
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til prosessanlegget på Ekofisk-sentret og videre til Teesside i Storbritannia og Emden i Tyskland.
|
43520
|
05.12.2020
|
15.08.2022
|
|
TOR
|
Status
|
Produksjonen pågår som planlagt, og den opprinnelige innretningen skal fjernes innen utgangen av 2022.
|
43520
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TORDIS
|
Status
|
Produksjonen opprettholdes ved hjelp av trykkstøtte og brønnintervensjoner. En produksjonsbrønn som ble boret i 2021 har bidratt til økt produksjon. Ny 4D-seismikk samlet inn i 2021 skal brukes til å kartlegge flere tilleggsbrønner.
|
43725
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TORDIS
|
Utbygging
|
Tordis ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, mellom Statfjord og Gullfaks. Vanndybden er 150-220 meter. Tordis ble påvist i 1987, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1991. Feltet er bygd ut med en sentral havbunnsmanifold som er tilknyttet Gullfaks C-innretningen, som også leverer injeksjonsvann. Til manifolden er det knyttet sju separate satellittbrønner og to havbunnsrammer, hver med fire brønnslisser. Produksjonen startet i 1994. Tordis omfatter fire strukturer: Tordis, Tordis Øst, Tordis Sørøst (34/7-25 S) og Borg. PUD for Tordis Øst ble godkjent i 1995 og for Borg i 1999. Endret PUD for Tordis ble godkjent i 2005.
|
43725
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
TORDIS
|
Reservoar
|
Tordis produserer olje fra jura sandstein. Reservoarene i Tordis og Tordis Øst er i Brent- og Statfjordgruppene, og reservoaret i Borg er i øvre jura intra-Draupneformasjonen. Reservoaret i Tordis Sørøst er i Brentgruppen og i øvre jura sandstein. Reservoarene ligger på 2000-2500 meters dyp, og reservoarkvaliteten er god til svært god.
|
43725
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
TORDIS
|
Utvinning
|
Tordis produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon og naturlig vanndriv.
|
43725
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
TORDIS
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Tordis transporteres i to rørledninger til Gullfaks C-innretningen for prosessering. Oljen eksporteres med tankskip, mens gassen eksporteres via Statpipe til Kårstø-terminalen.
|
43725
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TRESTAKK
|
Utbygging
|
Trestakk ligger i den midtre delen av Norskehavet, 20 kilometer sør for Åsgard. Vanndybden er 300 meter. Trestakk ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet omfatter en havbunnsramme med fire brønnslisser og en satellittbrønn, koblet til Åsgard A-innretningen for prosessering og gassinjeksjon. Produksjon startet i 2019.
|
29396445
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TRESTAKK
|
Reservoar
|
Trestakk produserer olje fra grunnmarin sandstein av mellomjura alder i Garnformasjonen. Reservoaret ligger på 3900 meters dyp og har moderat kvalitet.
|
29396445
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TRESTAKK
|
Utvinning
|
Feltet produseres med gassinjeksjon.
|
29396445
|
30.08.2019
|
15.08.2022
|
|
TRESTAKK
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres til Åsgard A-innretningen for prosessering. Olje og kondensat lagres midlertidig på Åsgard A, og fraktes til markedet med tankskip. Gassen eksporteres gjennom Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen.
|
29396445
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TRESTAKK
|
Status
|
Produksjonen er lavere enn forventet, på grunn av dårligere reservoaregenskaper enn antatt, samt lavere gassinjeksjonsvolum. Nye tilleggsbrønner evalueres.
|
29396445
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TROLL
|
Utbygging
|
Troll ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 300-330 meter. Troll ble påvist i 1979, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1986. Planen ble oppdatert i 1990 for at gassprosesseringen skulle flyttes til Kollsnes-terminalen. Feltet ble satt i produksjon i 1995. Troll er bygd ut i faser, med utvinning av gass fra Troll Øst i fase I og olje fra Troll Vest i fase II. Troll fase I er bygd ut med Troll A, som er en bunnfast brønnhode- og kompresjonsinnretning med understell i betong. Troll A får kraft fra land. Kompresjonskapasiteten for gass ble bygd ut på Troll A i 2004/2005 og igjen i 2015. Troll fase II er bygd ut med Troll B, som er en flytende bolig- og produksjonsinnretning i betong, og Troll C, som er en halvt nedsenkbar bolig- og produksjonsinnretning i stål. Oljen i Troll Vest produseres fra flere havbunnsrammer knyttet til Troll B og Troll C med rørledninger. Produksjonen fra Troll C-innretningen startet i 1999. Troll C blir også brukt til produksjon fra Framfeltet. Flere endrede PUD ble godkjent i forbindelse med installering av flere havbunnsrammer på Troll Vest. En PUD for Troll fase III (gassproduksjon fra Troll Vest) ble godkjent i 2018.
|
46437
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TROLL
|
Reservoar
|
Troll inneholder svært store gassressurser, og er også et av de største oljeproduserende felt på norsk sokkel. Feltet har to hovedstrukturer: Troll Øst og Troll Vest. Omtrent to tredjedeler av de utvinnbare gassreservene befinner seg i Troll Øst. Gass- og oljereservoarene i Troll Øst- og Troll Vest-strukturene består hovedsakelig av grunnmarin sandstein av senjura alder i Sognefjordformasjonen. En del av reservoaret er også i midtre jura Fensfjordformasjonen, som ligger under Sognefjordformasjonen. Feltet består av tre relativt store, roterte forkastningsblokker. Den østlige forkastningsblokken utgjør Troll Øst. Reservoardybden på Troll Øst er 1330 meter. Det er påvist trykkommunikasjon mellom Troll Øst og Troll Vest. Tidligere er oljekolonnen i Troll Øst kartlagt til 0-4 meters tykkelse. I 2007 påviste en brønn en oljekolonne på mellom seks og ni meter i Fensfjordformasjonen i den nordlige delen av Troll Øst. Troll Vest oljeprovins hadde opprinnelig en mellom 22 og 26 meter tykk oljekolonne under en liten gasskappe på 1360 meters dyp. I Troll Vest gassprovins har det opprinnelig vært en oljekolonne på mellom 12 og 14 meter under en gasskolonne på inntil 200 meter. Oljekolonnen er nå redusert til bare fra to til fire meter. Like under oljekolonnen i Troll Vest er det et vesentlig volum restolje.
|
46437
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TROLL
|
Utvinning
|
Gassen i Troll Øst produseres med trykkavlastning gjennom 39 brønner boret fra Troll A. Oljen i Troll Vest produseres fra lange horisontale brønner som er boret i den tynne oljesonen, like over olje/vann-kontakten. Utvinningsstrategien er hovedsakelig basert på trykkavlastning, men dette er forbundet med samtidig ekspansjon av både gasskappen over oljesonen og den underliggende vannsonen. En del av gassen injiseres også tilbake i reservoaret. Produsert vann ble injisert i den nordlige delen av oljeprovinsen Troll Vest fra 2000 til 2016.
|
46437
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TROLL
|
Transport
|
Gassen fra Troll Øst og Troll Vest transporteres via tre flerfaserørledninger til gassbehandlingsanlegget på Kollsnes. Kondensatet skilles fra gassen og transporteres i rørledning til Mongstad-terminalen. Tørrgassen transporteres gjennom Zeepipe II A og II B til Zeebrugge i Belgia. Oljen fra Troll B og Troll C transporteres i henholdsvis Troll Oljerør I og II til Mongstad.
|
46437
|
14.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TROLL
|
Status
|
Så langt er det blitt boret omtrent 277 produksjonsbrønner med flere enn 599 sidesteg og en samlet lengde på mer enn to millioner meter i reservoaret. For tiden er det to borerigger på feltet som kontinuerlig borer horisontale produksjonsbrønner fra havbunnsrammene på Troll Vest. For å produsere de tynne gjenværende oljesoner fokuseres det på utvikling og implementering av ny teknologi for kostnadseffektiv boring, bedre brønnplassering og teknologi som begrenser vann- og gassproduksjon i oljeproduksjonsbrønner. For å øke prosesskapasitet og gassproduksjon fra Troll og det tilknyttede Framfeltet, kom en ny gasskompresjonsmodul på Troll C i drift tidlig i 2020. Første steget for Troll fase III kom i produksjon in 2021, dette består av åtte nye gassbrønner på Troll Vest og en rørledning til Troll A-innretningen.
|
46437
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TROLL BRENT B
|
Utbygging
|
Troll Brent B ligger nær Troll i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 340 meter. Troll Brent B ble påvist i 2005, og feltet fikk fritak fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2017. Det planlagte utbyggingskonseptet var en flergrens produksjonsbrønn boret fra O-bunnrammen koblet til Troll C.
|
29398828
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
TROLL BRENT B
|
Reservoar
|
Reservoaret inneholder olje i sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen, og ligger stratigrafisk under produserende reservoarer på Troll. Reservoaret ligger på 1900 meters dyp.
|
29398828
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TROLL BRENT B
|
Utvinning
|
Planen var å produsere med trykkavlastning.
|
29398828
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
TROLL BRENT B
|
Transport
|
Det har ikke vært produksjon fra feltet.
|
29398828
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
TROLL BRENT B
|
Status
|
I forbindelse med boring av produksjonsbrønnen, ble oljereservene kraftig redusert i forhold til det som var antatt opprinnelig. Det ble derfor besluttet at det ikke var økonomisk forsvarlig å sette Troll Brent B i produksjon. Brønnen ble plugget, men brønnslissen er tilgjengelig for boring av eventuelle nye boremål på Troll Vest.
|
29398828
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
TRYM
|
Status
|
Produksjonen fra Trym har vært midlertidig stanset siden september 2019 på grunn av et stort reutviklingsprosjekt på Tyra-feltet på dansk sektor. Produksjonen fra Trym ventes å starte igjen i 2023 når Tyra-prosjektet er ferdigstilt.
|
18081500
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TRYM
|
Transport
|
Brønnstrømmen blir prosessert på Harald-innretningen for videre eksport gjennom det danske rørledningssystemet via Tyra-feltet.
|
18081500
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
TRYM
|
Utvinning
|
Trym produseres med trykkavlastning. I 2017 ble det startet et lavtrykksprosjekt som etter planen skal gi økt produksjonsrate og dermed høyere totalproduksjonen.
|
18081500
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
TRYM
|
Reservoar
|
Trym produserer gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Sandnesformasjonen. Reservoaret ligger på 3400 meters dyp og har god kvalitet.
|
18081500
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TRYM
|
Utbygging
|
Trym ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, tre kilometer fra grensen til dansk sektor. Vanndybden er 65 meter. Trym ble påvist i 1990, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2010. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med to horisontale produksjonsbrønner knyttet til Harald-innretningen på dansk sektor. Produksjonen startet i 2011.
|
18081500
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TUNE
|
Status
|
Tune er i halefasen og produserer syklisk. På grunn av produksjonsreguleringer fra myndighetene i 2020 og stans av gasskompressor på Oseberg har feltet hatt lengre perioder uten produksjon.
|
853376
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
TUNE
|
Utbygging
|
Tune ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, ti kilometer vest for Oseberg. Vanndybden er 95 meter. Tune ble påvist i 1995, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1999. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme og en satellittbrønn som er tilknyttet Oseberg feltsenter. Produksjonen startet i 2002. Det ble innvilget PUD-fritak for utbygging av den nordlige delen av feltet i 2004. Et lignende fritak ble innvilget for den sørlige delen av feltet i 2005.
|
853376
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TUNE
|
Reservoar
|
Tune produserer gass og noe kondensat hovedsakelig fra sandstein av mellomjura alder i Tarbertformasjonen (Brentgruppen). Reservoaret er inndelt i flere skråstilte forkastningsblokker og ligger på 3400 meters dyp. Det er også et reservoar i den underliggende Statfjordformasjonen.
|
853376
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TUNE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning. Lavtrykksproduksjon er satt i gang.
|
853376
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
TUNE
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Tune transporteres i rørledninger til Oseberg feltsenter, der kondensatet blir skilt ut og sendt til Stureterminalen gjennom Oseberg Transport System (OTS). Gassen fra Tune injiseres i Oseberg, mens rettighetshaverne kan eksportere tilsvarende mengde salgsgass fra Oseberg.
|
853376
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TYRIHANS
|
Utbygging
|
Tyrihans ligger i Norskehavet, 25 kilometer sørøst for Åsgard. Vanndybden i området er 270 meter. Tyrihans ble påvist i 1983, og plan for uybygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med fem havbunnsrammer tilknyttet Kristin-innretningen, fire er til produksjon og gassinjeksjon og én til sjøvannsinjeksjon. Gass til injeksjon og gassløft leveres fra Åsgard B-innretningen. Produksjonen startet i 2009.
|
3960848
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TYRIHANS
|
Reservoar
|
Tyrihans produserer olje, gass og kondensat fra to forekomster; Tyrihans Sør og Tyrihans Nord. Tyrihans Sør har en oljekolonne med gasskappe rik på kondensat. Tyrihans Nord inneholder gass og kondensat med en tynn oljesone. Hovedreservoaret i begge forekomstene er i Garnformasjonen av mellomjura alder og ligger på 3500 meters dyp. Reservoarene er homogent, og kvaliteten er god. Det produseres også olje fra Ileformasjonen med en brønn.
|
3960848
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TYRIHANS
|
Utvinning
|
Tyrihans ble tidligere produsert med trykkstøtte fra vann- og gassinjeksjon. Hovedstrategien er nå trykkavlastning og utvidelse av gasskappen.
|
3960848
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
TYRIHANS
|
Transport
|
Brønnstrømmen sendes til Kristin-innretningen for prosessering. Gassen transporteres fra Kristin gjennom Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen, i Rogland, mens olje og kondensat sendes gjennom rørledning til lagerskipet Åsgard C for eksport med tankskip.
|
3960848
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
TYRIHANS
|
Status
|
Oljeproduksjonen er godt over PUD-estimatene mens gassproduksjonen er som planlagt ved PUD. Vanninjeksjon ble stanset i 2017, men kan gjenopptas ved behov. Gassinjeksjon ble stanset i 2018. En ny produksjonsbrønn med mål i både Garn- og Ileformasjonene ble boret på Tyrihans Nord tidlig i 2021.
|
3960848
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ULA
|
Utbygging
|
Ula ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen. Vanndybden er 70 meter. Ula ble påvist i 1976, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1980. Utbyggingen består av tre innretninger for produksjon, boring og innkvartering som er knyttet sammen med broer. Produksjonen startet i 1986. Gasskapasiteten på Ula ble oppgradert i 2008 med en ny gassprosess- og -injeksjonsmodul (UGU) som doblet kapasiteten. PUD-fritak for trias-reservoaret ble innvilget i 2015. Ula prosesserer for feltene Tambar, Blane og Oda.
|
43800
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ULA
|
Reservoar
|
Ula produserer olje hovedsakelig fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på 3345 meter dyp. Det består av tre enheter, og to av disse produserer godt. Det produseres delvis også fra underliggende trias-reservoar på 3450 meters dyp. Dette reservoaret er en tett sandstein med lav effektiv permeabilitet.
|
43800
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ULA
|
Utvinning
|
Olje ble opprinnelig utvunnet med trykkavlastning, men etter noen år ble vanninjeksjon tatt i bruk for å øke utvinningen. Vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) begynte i 1998. VAG-programmet har blitt utvidet med gass fra tilknyttede Tambar, Blane og Oda feltene. Gassløft brukes i noen av brønnene.
|
43800
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
ULA
|
Transport
|
Oljen transporteres i rørledning via Ekofisk til Teesside i Storbritannia. All gass blir reinjisert i reservoaret for å øke oljeutvinningen.
|
43800
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
ULA
|
Status
|
Dagens ressursestimat på Ula er tredoblet sammenlignet med det opprinnelige PUD-estimatet. Produksjonen fra Ula er avhengig av tiltak for økt oljeutvinning (EOR, Enhanced Oil Recovery). Den positive effekten av VAG har ført til boring av flere VAG-brønner. Gasstilførsel for VAG er for tiden en utfordring, og det pågår en studie for å vurdere gassimport fra andre kilder.
|
43800
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
URD
|
Utbygging
|
Urd ligger i Norskehavet, fem kilometer nordøst for Norne. Vanndybden er 380 meter. Urd ble påvist i 2000, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2004. Feltet består av tre forekomster: Svale, Svale Nord og Stær. Urd er bygd ut med havbunnsrammer tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) på Norne. Produksjonen startet fra Svale i 2005, fra Stær i 2006 og fra Svale Nord i 2016.
|
2834734
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
URD
|
Reservoar
|
Urd produserer olje fra sandstein av tidlig- til mellomjura alder i Åre-, Tilje- og Ileformasjonene. Feltet er strukturelt kompleks og segmentert. Reservoarene ligger på 1800-2300 meters dyp og har moderat til god kvalitet.
|
2834734
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
URD
|
Utvinning
|
Feltet produseres med vanninjeksjon og gassløft.
|
2834734
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
URD
|
Transport
|
Brønnstrømmen prosesseres på Norne-skipet, og oljen overføres til tankskip via en lastebøye, sammen med oljen fra Norne. Gassen sendes fra Norne til Åsgard og eksporteres deretter via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø.
|
2834734
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
URD
|
Status
|
Produksjonen har stort sett vært som ventet. Utfordringene på Urd er den strukturelle kompleksiteten, dårlig trykkstøtte og økende vanninnhold i produksjonsstrømmen. Det er også utfordringer med slugging og sandkontroll i produksjons- og injeksjonsbrønner. En tilleggsbrønn ble boret i 2021.
|
2834734
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
UTGARD
|
Utbygging
|
Utgard ligger på grensen mellom norsk og britisk sektor i Nordsjøen, 20 kilometer vest for Sleipner-området. Norsk andel av feltet er 62 prosent. Vanndybden er 110-120 meter. Utgard ble påvist i 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med fire brønnslisser, med to brønner knyttet til Sleipner T-innretningen for prosessering og reduksjon av CO2-innholdet i gassen. Havbunnsrammen er plassert i norsk sektor. Produksjon startet i 2019.
|
28975098
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
UTGARD
|
Reservoar
|
Utgard produserer gass med høyt CO2-innhold og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen. Reservoaret har muligens en tynn oljesone. Det ligger på 3700 meters dyp og har god kvalitet
|
28975098
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
UTGARD
|
Utvinning
|
Utgard produseres med trykkavlastning.
|
28975098
|
24.09.2019
|
15.08.2022
|
|
UTGARD
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Utgard prosesseres på Sleipner T-innretningen. Gassen eksporteres til rørledningssystemet Gassled. Ustabilt kondensat transporteres via den eksisterende kondensatrørledningen til Kårstø-terminalen for videre prosessering og eksport.
|
28975098
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
UTGARD
|
Status
|
Produksjonen har avtatt på grunn av tidlig vanngjennombrudd. For tiden er en brønn i produksjon, mens den andre er stengt på grunn av høyt vann produksjon.
|
28975098
|
05.01.2022
|
15.08.2022
|
|
VALE
|
Status
|
Produksjonen fra Vale stanset i 2018 på grunn av prosessproblemer på Heimdalinnretningen. Produksjonen startet igjen i 2019 etter utbedring av tekniske problemer. Heimdalinnretningen er tilgjengelig for tilknyttede felt, fram til 2023. En avslutningsplan for Valefeltet ble levert i 2020.
|
1578893
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
VALE
|
Utbygging
|
Vale ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 16 kilometer nord for Heimdal. Vanndybden er 115 meter. Vale ble påvist i 1991, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2001. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med en horisontal produksjonsbrønn med enkelt sidesteg koblet til Heimdal-innretningen. Produksjonen startet i 2002.
|
1578893
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VALE
|
Reservoar
|
Vale produserer gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 3700 meters dyp og har lav permeabilitet. Målt i oljeekvivalenter produserer feltet like mengder gass og kondensat, men gassproduksjonen ventes å øke, mens kondensatproduksjonen avtar, i årene framover.
|
1578893
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VALE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning
|
1578893
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
VALE
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Vale transporters til Heimdal for prosessering og eksport. Gassen transporteres via rørledningen Vesterled til St Fergus i Storbritannia. Kondensat blir transportert via rørledning til Brae-feltet på britisk sektor og videre til Cruden Bay.
|
1578893
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VALEMON
|
Utbygging
|
Valemon ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, like vest for Kvitebjørn. Vanndybden er 135 meter. Valemon ble påvist i 1985, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet er bygd ut med en fast produksjonsinnretning med forenklet separasjonsprosess. Innretningen fjernstyres fra et driftssenter på land. Produksjonen startet i 2015.
|
20460969
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VALEMON
|
Reservoar
|
Valemon produserer gass og kondensat fra sandstein av tidligjura alder i Cookformasjonen og av mellomjura alder i Brentgruppen. Forekomsten har en kompleks struktur med mange forkastninger. Reservoarene ligger på 3900-4200 meters dyp og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT).
|
20460969
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VALEMON
|
Utvinning
|
Valemon produseres med trykkavlastning
|
20460969
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
VALEMON
|
Transport
|
Kondensat transporteres i rørledning til Kvitebjørn-innretningen, og via Kvitebjørn oljerør til Mongstad-terminalen. Rikgassen eksporteres via den tidligere Huldra-rørledningen til Heimdal for videre eksport til Storbritannia eller kontinentet.
|
20460969
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VALEMON
|
Status
|
Basert på produksjonserfaring og på grunn av raskt trykkfall i reservoarene, har de utvinnbare volumene blitt betydelig redusert i forhold til PUD-estimatene. En borekampanje med fire nye brønner startet i 2021 og fortsetter i 2022. Permanent omruting av Valemon gasseksport fra Heimdal til Kollsnes via Kvitebjørn er planlagt når Heimdalinnretningen stenges i 2023.
|
20460969
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
VALHALL
|
Utbygging
|
Valhall ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen. Vanndybden er 70 meter. Valhall ble påvist i 1975, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1977. Feltet ble opprinnelig bygd ut med tre innretninger for bolig (QP), boring (DP), og prosess og kompresjon (PCP). Produksjon startet i 1982. PUD-er for Valhall brønnhodeinnretning (WP) og Valhall vanninjeksjonsinnretning (IP) ble godkjent i henholdsvis 1995 og i 2000. Innretningene er bundet sammen med broer. PUD-er for to brønnhodeinnretninger på nord- og sørflankene ble godkjent i 2001. Myndighetene godkjente PUD for Valhall videreutvikling i 2007. Den omfattet en bolig- og prosessinnretning (PH) som erstattet aldrende innretninger på feltet. PH-innretningen forsynes med kraft fra land. PUD for Valhall Flanke Vest som inkluderte en normalt ubemannet brønnhodeplattform ble godkjent i 2018 og produksjonen startet i 2019.
|
43548
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
VALHALL
|
Reservoar
|
Valhall produserer olje fra kritt av senkritt alder i Hod- og Torformasjonene. Reservoaret ligger på 2400 meters dyp. Krittet i Torformasjonen er finkornet og har god reservoarkvalitet. Oppsprekking gjør at olje og vann strømmer lettere enn i den underliggende Hodformasjonen.
|
43548
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VALHALL
|
Utvinning
|
Feltet ble opprinnelig produsert med trykkavlastning og kompaksjonsdriv. Vanninjeksjon sentralt på feltet begynte i 2004. Som følge av trykkavlastning og effekt av vannsvekkelse har krittet blitt sammenpresset, og dermed har havbunnen sunket inn. Gassløft brukes for å optimalisere produksjonen i de fleste produksjonsbrønnene.
|
43548
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VALHALL
|
Transport
|
Olje og flytende våtgass (NGL) blir transportert i rørledning til Ekofisk for videre transport til Teesside i Storbritannia. Gassen sendes i rørledning til Norpipe og derfra til Emden i Tyskland.
|
43548
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
VALHALL
|
Status
|
Valhall har produsert mer enn én milliard fat oljeekvivalenter, noe som er tre ganger mer enn opprinnelig PUD-estimatet. Langtidsstrategien for feltet ble nylig oppdatert. Flere brønner ble boret i 2021, og boringen fortsetter i overskuelig framtid. Avslutningsplaner for QP-, PCP- og DP-innretningene ble levert i 2019. Permanent plugging av brønner er ferdigstilt på DP-innretningen.
|
43548
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
VARG
|
Utbygging
|
Varg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, sør for Sleipner Øst. Vanndybden er 84 meter. Varg ble påvist i 1984, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Feltet ble bygd ut med produksjonsskipet "Petrojarl Varg", som hadde et integrert oljelager og var knyttet til brønnhodeinnretningen Varg A. Produksjonen startet i 1998.
|
43451
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VARG
|
Reservoar
|
Varg produserte olje hovedsakelig fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på 2700 meters dyp. Strukturen er segmentert og omfatter flere isolerte delstrukturer med varierende reservoaregenskaper.
|
43451
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VARG
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vann- og gassinjeksjon. De mindre strukturene ble produsert med trykkavlastning. Alle brønnene ble produsert med gassløft.
|
43451
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
VARG
|
Transport
|
Oljen ble losset fra produksjonsskipet til tankskip. All gass ble reinjisert inntil gasseksporten startet i 2014. Det er lagt en gassrørledning mellom Varg og Rev for eksport til Storbritannia via rørledningen Central Area Transmission System (CATS).
|
43451
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
VARG
|
Status
|
Myndighetene godkjente avslutningsplanen for feltet i 2001. Planen var da å produsere til sommeren 2002, men tiltak som ble gjennomført på feltet forlenget levetiden. En ny avslutningsplan ble levert i 2015. Varg sluttet å produsere i 2016, og innretningen ble fjernet i 2018.
|
43451
|
02.02.2021
|
15.08.2022
|
|
VEGA
|
Utbygging
|
Vega ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 30 kilometer vest for Gjøa. Vanndybden er 370 meter. Vega ble påvist i 1981. Feltet består av tre separate forekomster: Vega Nord, Vega Sentral og Vega Sør. Plan for utbygging og drift (PUD) for Vega Nord og Vega Sentral ble godkjent i 2007. I 2011 ble feltet unitisert med Vega Sør. Feltet er bygd ut med tre havbunnsrammer med fire slisser, en på hver struktur, som er knyttet til prosessanlegget på Gjøa-innretningen. Totalt er det blitt boret seks produksjonsbrønner. Produksjonen startet i 2010.
|
4467595
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VEGA
|
Reservoar
|
Vega produserer gass og kondensat fra grunnmarin sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Vega Sør har i tillegg en oljesone som ligger over gass/kondensat-forekomsten. Reservoarene ligger på 3500 meters dyp, og kvaliteten varierer fra dårlig til middels.
|
4467595
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VEGA
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
4467595
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VEGA
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres til Gjøa for prosessering. Fra Gjøa blir olje og kondensat transportert til Troll Oljerør II for videre transport til Mongstad-terminalen. Rikgassen blir eksportert til Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) på den britiske kontinentalsokkelen for videre transport til St. Fergus i Storbritannia.
|
4467595
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VEGA
|
Status
|
Produksjonen fra Vega er begrenset av kapasitetsrettigheter for gassproduksjon på Gjøainnretningen. Tre nye produksjonsbrønner på Vega Sentral og Vega Sør bores.
|
4467595
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
VESLEFRIKK
|
Utbygging
|
Veslefrikk ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 30 kilometer nord for Oseberg. Vanndybden er 185 meter. Veslefrikk ble påvist i 1981, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1987. Feltet var bygd ut med to innretninger, Veslefrikk A og Veslefrikk B. Veslefrikk A er en fast brønnhodeinnretning i stål med broforbindelse til Veslefrikk B. Veslefrikk B er en halvt nedsenkbar innretning med prosessanlegg og boligkvarter. Produksjon startet i 1989. PUD-er for Statfjord-reservoaret samt reservoarene i Øvre Brent og I-segmentet ble godkjent i 1994.
|
43618
|
27.04.2022
|
15.08.2022
|
|
VESLEFRIKK
|
Reservoar
|
Veslefrikk produserte olje og noe gass fra sandstein av jura alder i Statfjord-, Dunlin- og Brentgruppene. Hovedreservoaret var i Brentgruppen. Reservoarene ligger på 2800-3200 meters dyp.
|
43618
|
27.04.2022
|
15.08.2022
|
|
VESLEFRIKK
|
Utvinning
|
Veslefrikk ble tidligere produsert med trykkstøtte fra vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) i Brent- og Dunlin-reservoarene og ved gassirkulering i Statfjord-reservoaret. Feltet ble i senere år produsert med trykkavlastning til det ble nedstengt.
|
43618
|
27.04.2022
|
15.08.2022
|
|
VESLEFRIKK
|
Transport
|
Oljen ble eksportert via Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Eksportgassen ble transportert gjennom Statpipe til terminalen på Kårstø.
|
43618
|
27.04.2022
|
15.08.2022
|
|
VESLEFRIKK
|
Status
|
Feltet sluttet å produsere i 2022. Permanent plugging av brønner pågår. Ifølge disponeringsvedtaket skal innretningene være fjernet innen slutten av 2027.
|
43618
|
27.04.2022
|
15.08.2022
|
|
VEST EKOFISK
|
Utbygging
|
Vest Ekofisk ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, fem kilometer vest for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Vest Ekofisk ble påvist i 1970, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1973. Feltet ble bygd ut med en kombinert bore-, produksjons- og boligplattform. Produksjonen startet i 1977. Fra 1994 ble Vest Ekofisk 2/4 D-innretningen fjernstyrt fra Ekofisk 2/4 T.
|
43513
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
VEST EKOFISK
|
Transport
|
Brønnstrømmen ble transportert i rørledning til Ekofisk-senteret for videre eksport til Emden i Tyskland og Teesside i Storbritannia.
|
43513
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
VEST EKOFISK
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43513
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VEST EKOFISK
|
Reservoar
|
Vest Ekofisk produserte olje og gass fra oppsprukket kritt av senkritt alder i Torformasjonen og av tidligpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Reservoaret ligger på 3200 meters dyp på en saltdom.
|
43513
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VEST EKOFISK
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 1998, og innretningen ble fjernet i 2012. Eventuell reutbygging av feltet må sees i sammenheng med andre nedstengte felt i området.
|
43513
|
02.02.2021
|
15.08.2022
|
|
VIGDIS
|
Status
|
Strategien på Vigdis er å opprettholde trykkstøtte med vanninjeksjon, og samtidig maksimere produksjonskapasiteten og regulariteten. En havbunnsløftepumpe ble installert i 2020 for å øke produksjonsraten og utvinningen. Nye tilleggsbrønner er planlagt framover, og 4D-seismikk samlet inn i 2021 kan resultere i flere nye boremål. Et nytt oljefunn (Lomre) ble påvist i nærheten av Vigdisfeltet i 2020.
|
43732
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
VIGDIS
|
Utbygging
|
Vigdis ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, mellom feltene Snorre, Statfjord og Gullfaks. Vanndybden er 280 meter. Vigdis ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1994. Feltet består av flere forekomster, og er bygd ut med sju havbunnsrammer og to satellittbrønner som er koblet til Snorre A-innretningen. Produksjon startet i 1997. Oljen fra Vigdis blir prosessert i en egen modul på Snorre A. Vann til injeksjon kommer fra Snorre A og Statfjord C. PUD for videre utbygging av Vigdis ("Vigdis Extension"), som inkluderer funnet 34/7-23 S og tilstøtende forekomster, ble godkjent i 2002. PUD for Vigdis Nordøst ble godkjent i 2011.
|
43732
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VIGDIS
|
Reservoar
|
Vigdis produserer olje fra sandstein i flere forekomster. Reservoaret i Vigdis Brent-forekomsten er i Brentgruppen av mellomjura alder, mens Vigdis Øst og Vigdis Nordøst-forekomstene er i sandstein av sentrias og tidligjura alder i Statfjordgruppen. Borg Nordvest-forekomsten er i intra-Draupne sandstein av senjura alder. Reservoarene ligger på 2200-2600 meters dyp og har stort sett god kvalitet.
|
43732
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VIGDIS
|
Utvinning
|
Feltet produseres ved trykkstøtte med vanninjeksjon. Noen av reservoarene påvirkes av trykkavlastningen på Statfjord.
|
43732
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
VIGDIS
|
Transport
|
Brønnstrømmen fra Vigdis transporteres til Snorre A via to strømningsrør. Stabilisert olje transporteres i rørledning fra Snorre A til Gullfaks A for lagring og eksport. All produsert gass fra Vigdis blir injisert i Snorre-reservoaret.
|
43732
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VILJE
|
Utbygging
|
Vilje ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 20 kilometer nordøst for Alvheim. Vanndybden i området er 120 meter. Vilje ble påvist i 2003, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med tre horisontale havbunnsbrønner som er knyttet til produksjons- og lagerskipet (FPSO) på Alvheim. Produksjonen startet i 2008. Skogul-feltet er tilknyttet Alvheim FPSO via havbunnsrammen på Vilje.
|
3392471
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VILJE
|
Status
|
De nåværende utvinningsestimatene er betydelig høyere enn ved PUD. Imidlertid avtar produksjonen fra feltet jevnlig, fordi brønnstrømmen innholder stadig mer vann.
|
3392471
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VILJE
|
Utvinning
|
Feltet produseres med naturlig vanndriv fra den regionale underliggende vannsonen i Heimdalformasjonen.
|
3392471
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VILJE
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Alvheim-skipet, der oljen overføres til tankskip via en lastebøye. Gassen transporteres via rørledning fra Alvheim til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sokkel.
|
3392471
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VILJE
|
Reservoar
|
Vilje produserer olje fra turbidittsandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen. Reservoaret har gode egenskaper og ligger i et viftesystem på 2150 meters dyp.
|
3392471
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VISUND
|
Utbygging
|
Visund ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, nordøst for Gullfaks. Vanndybden er 335 meter. Visund ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Feltet er bygd ut med en halvt nedsenkbar integrert bolig-, bore- og prosessinnretning (Visund A) og en havbunnsinnretning i den nordlige delen av feltet. Produksjonen startet i 1999. PUD for gassfasen ble godkjent i 2002, og gasseksporten startet fra 2005. PUD-fritak for forekomstene Rhea og Titan øst på Visund ble innvilget i 2013. Havbunnsrammen nord på Visund ble erstattet i 2013 på grunn av problemer med den opprinnelige rammen. PUD-fritak for enda en havbunnsramme nord på Visund ble innvilget i 2017.
|
43745
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VISUND
|
Reservoar
|
Visund produserer olje og gass fra sandstein av sentrias og tidligjura alder i Lundeformasjonen og Statfjordgruppen, og av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoarene er i flere skråstilte forkastningsblokker med ulike trykk- og væskesystemer. Reservoarene ligger på 2900-3000 meters dyp. Reservoarkvaliteten er stort sett god i hovedreservoarene.
|
43745
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VISUND
|
Utvinning
|
Det er ulike utvinningsstrategier for reservoarene på Visund. Olje i Brent-reservoarene produseres hovedsakelig med trykkvedlikehold fra gass- og vanninjeksjon. Statfjord-reservoarene produseres delvis med trykkavlastning. Økt gasseksport har redusert tilgjengeligheten av injeksjonsgass siden 2015. Det har ført til redusert reservoartrykk i deler av feltet.
|
43745
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VISUND
|
Transport
|
Oljen transporteres i rør til Gullfaks A-innretningen. Der blir den lagret før den blir eksportert med tankskip. Gassen eksporteres via Kvitebjørn gassrør og videre til Kollsnes-terminalen, der flytende våtgass (NGL) skilles ut og tørrgassen eksporteres videre til markedet.
|
43745
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VISUND
|
Status
|
Strategien for Visundfeltet er å holde reservoartrykket innenfor boregrensene og optimalisere oljeutvinningen, mens gasseksporten økes. Nye produksjonsbrønner bores kontinuerlig, og samtidig utforskes nye letemål. Et nytt oljefunn ble påvist i nærheten av Vigdisfeltet i 2020.
|
43745
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
VISUND SØR
|
Utbygging
|
Visund Sør ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, ti kilometer kilometer nordøst for Gullfaks C-innretningen. Vanndybden er 290 meter. Visund Sør ble påvist i 2008, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme knyttet til Gullfaks C. Produksjon startet i 2012.
|
20461008
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VISUND SØR
|
Reservoar
|
Visund Sør produserer olje og gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 2800-2900 meters dyp.
|
20461008
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VISUND SØR
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
20461008
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VISUND SØR
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres til Gullfaks C-innretningen for prosessering og eksport.
|
20461008
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VISUND SØR
|
Status
|
Produksjonen har vært nedstengt på grunn av lavt reservoartrykk og høy vannproduksjon.
|
20461008
|
06.02.2021
|
15.08.2022
|
|
VOLUND
|
Utbygging
|
Volund ligger i Nordsjøen, ti kilometer sør for Alvheim. Vanndybden er 120 meter. Volund ble påvist i 1994, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med fire horisontale produksjonsbrønner og én injeksjonsbrønn. Bunnrammen er koblet opp til produksjons- og lagerskipet (FPSO) Alvheim. Produksjon startet i 2009. Senere ble enda en havbunnsramme installert.
|
4380167
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VOLUND
|
Reservoar
|
Volund produserer olje fra sandstein av paleocen alder i Hermodformasjonen. Forekomsten er en unik injektitt-felle. Sanden ble remobilisert i tidlig eocen og injisert i den overliggende Balderformasjonen. Reservoaret ligger på 2000 meters dyp og har svært god kvalitet.
|
4380167
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VOLUND
|
Utvinning
|
Feltet blir produsert med betydelig trykkstøtte fra vannsonen og med injeksjon av produsert vann levert fra Alvheim-skipet.
|
4380167
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VOLUND
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Alvheim-skipet. Oljen overføres til tankskip via en lastebøye, og assosiert gass sendes til rørsystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) og videre til St. Fergus i Storbritannia.
|
4380167
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VOLUND
|
Status
|
Tilleggsbrønner har resultert i betydelig økt produksjon fra feltet. Volund har økende vannproduksjon.
|
4380167
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|
|
VOLVE
|
Utbygging
|
Volve ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, fem kilometer nord for Sleipner Øst. Vanndybden er 80 meter. Volve ble påvist i 1993, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet var bygd ut med en oppjekkbar prosess- og boreinnretning, og skipet "Navion Saga" ble brukt til å lagre stabilisert olje. Produksjonen startet i 2008.
|
3420717
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
VOLVE
|
Reservoar
|
Volve produserte olje fra sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen. Reservoaret ligger på 2700-3100 meters dyp. Den vestlige delen av strukturen er sterkt forkastet, og det er usikkert om det er kommunikasjon over forkastningene.
|
3420717
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
VOLVE
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med vanninjeksjon som trykkstøtte.
|
3420717
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VOLVE
|
Transport
|
Oljen ble eksportert via tankskip, og rikgassen ble sendt til Sleipner A-innretningen for videre eksport.
|
3420717
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
VOLVE
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 2016, og innretningen ble fjernet i 2018.
|
3420717
|
11.02.2020
|
15.08.2022
|
|
YME
|
Utbygging
|
Yme ligger i den sørøstlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 130 kilometer nordøst for Ula. Vanndybden er 100 meter. Feltet består av to separate hovedstrukturer, Gamma og Beta, som ligger tolv kilometer fra hverandre. Yme ble påvist i 1987, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1995. Yme ble opprinnelig bygd ut med en oppjekkbar bore- og produksjonsinnretning på Gamma-strukturen og et lagerskip. Beta-strukturen ble bygd ut med en havbunnsramme. Produksjonen startet i 1996. Produksjon opphørte i 2001, da feltet ikke lenger ble vurdert som lønnsomt å drive. Yme er det første nedstengte oljefeltet på norsk sokkel som ble vurdert gjenåpnet. PUD for ny utbygging ble godkjent i 2007. Utbyggingskonseptet var en ny flyttbar offshore produksjonsenhet (MOPU). På grunn av strukturelle mangler på MOPU-en og omfattende gjenstående arbeid med å ferdigstille innretningen, ble det besluttet å fjerne den fra Yme-feltet i 2013. MOPU-en ble fjernet 2016 i tråd med disponeringsvedtaket fra myndighetene. Endret PUD for en ny utbygging av Yme ble godkjent i 2018. Planen omfatter en leid oppjekkbar rigg med bore- og produksjonsanlegg installert på Gamma-struktur og en ny havbunnsramme på Beta-struktur samt gjenbruk av utstyr som står igjen på feltet.
|
43807
|
27.10.2021
|
15.08.2022
|
|
YME
|
Reservoar
|
Yme inneholder olje i to separate hovedstrukturer, Gamma og Beta. De har til sammen seks forekomster. Reservoarene er i sandstein av mellomjura alder i Sandnesformasjonen, og ligger på 3150 meters dyp. De er heterogene med variable egenskaper.
|
43807
|
27.10.2021
|
15.08.2022
|
|
YME
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkstøtte fra delvis vanninjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon (VAG).
|
43807
|
27.10.2021
|
15.08.2022
|
|
YME
|
Status
|
Produksjonen startet igjen i oktober 2021.
|
43807
|
27.10.2021
|
15.08.2022
|
|
YME
|
Transport
|
Oljen transporteres med tankskip og gassen reinjiseres.
|
43807
|
27.10.2021
|
15.08.2022
|
|
YTTERGRYTA
|
Utbygging
|
Yttergryta ligger i Norskehavet, 33 kilometer øst for Åsgard B-innretningen. Vanndybden er 300 meter. Yttergryta ble påvist i 2007, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2008. Feltet ble bygd ut med en havbunnsinnretning knyttet til Åsgard B-innretningen via Midgard X-havbunnsramme. Produksjonen startet i 2009.
|
4973114
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
YTTERGRYTA
|
Reservoar
|
Yttergryta produserte gass fra sandstein av mellomjura alder i Fangstgruppen. Reservoaret ligger på 2400-2500 meters dyp.
|
4973114
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
YTTERGRYTA
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlasting.
|
4973114
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
YTTERGRYTA
|
Transport
|
Gassen ble transportert til havbunnsrammen Midgard X, og videre til Åsgard B-innretningen for prosessering. Gassen fra Yttergryta hadde lavt CO2-innhold, og var derfor god blandegass for Åsgard Transport System (ÅTS).
|
4973114
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
YTTERGRYTA
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 2011 på grunn av vanngjennombrudd i gassproduksjonsbrønnen. Et forsøk på å starte produksjonen igjen i 2012 var ikke vellykket, og feltet ble nedstengt. Innretningen på Yttergryta er nå koblet fra Midgard X-rammen og skal disponeres samtidig med innretningene på Åsgard.
|
4973114
|
11.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ÆRFUGL NORD
|
Utbygging
|
Ærfugl Nord ligger i den nordlige delen av Norskehavet, like vest for Skarv. Vanndybden er 350-450 meter. Ærfugl Nord ble påvist i 2012, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2018. Utbyggingen inkluderer en produksjonsbrønn tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) Skarv.
|
38542241
|
20.02.2021
|
15.08.2022
|
|
ÆRFUGL NORD
|
Reservoar
|
Reservoaret inneholder gass og kondensat i sandstein av kritt alder i Lysingformasjonen. Reservoaret har gode egenskaper og ligger på 2800 meters dyp.
|
38542241
|
20.02.2021
|
15.08.2022
|
|
ÆRFUGL NORD
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning.
|
38542241
|
23.11.2021
|
15.08.2022
|
|
ÆRFUGL NORD
|
Transport
|
Brønnstrømmen transporteres til Skarv-skipet for behandling. Kondensatet overføres til tankskip via en lastebøye, mens gassen transporteres til Kårstø-terminalen i en 80 kilometer lang rørledning som er koblet til Åsgard Transport System (ÅTS).
|
38542241
|
23.11.2021
|
15.08.2022
|
|
ÆRFUGL NORD
|
Status
|
Feltet startet produksjon i november 2021.
|
38542241
|
23.11.2021
|
15.08.2022
|
|
ØST FRIGG
|
Reservoar
|
Øst Frigg produserte gass fra sandstein av eocen alder i Friggformasjonen. Reservoaret ligger på 1900 meters dyp og har svært god kvalitet. Feltet inneholder to adskilte strukturer som er en del av det samme trykksystemet som Frigg.
|
43576
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ØST FRIGG
|
Utvinning
|
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
|
43576
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ØST FRIGG
|
Utbygging
|
Øst Frigg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, fire kilometer øst for Frigg. Vanndybden er 100 meter. Øst Frigg ble påvist i 1973, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1984. Feltet ble bygd ut med to havbunnsrammer og en sentral manifoldstasjon tilknyttet Frigg. Produksjonen startet i 1988.
|
43576
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
ØST FRIGG
|
Transport
|
Gassen ble transportert i en rørledning fra manifolden til Frigg (TCP2) for prosessering og videre i rørledning til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
|
43576
|
16.03.2018
|
15.08.2022
|
|
ØST FRIGG
|
Status
|
Produksjonen ble avsluttet i 1997, og havbunnsrammene ble fjernet i 2001. Innretningene planlagt for NOA (nord for Alvheim) og Fullafunnet kan gi muligheter for framtidig gjenutbygging av Øst Frigg. PUDer for NOA og Fulla ventes i 2022.
|
43576
|
21.12.2021
|
15.08.2022
|
|
ÅSGARD
|
Utbygging
|
Åsgard ligger i den sentrale delen av Norskehavet. Vanndybden er 240-300 meter. Åsgard ble påvist i 1981, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Utbyggingen omfatter forekomstene Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard. Feltet er bygd ut med havbunnsbrønner som er tilknyttet produksjons- og lagerskipet Åsgard A (FPSO). Utbyggingen inkluderer også den flytende, halvt nedsenkbare innretningen Åsgard B, som behandler gass og kondensat. Gassenteret er koblet til kondensatlagerskipet Åsgard C. Feltet kom i produksjon i 1999, og gasseksporten startet i 2000. Åsgard-innretningene er en viktig del av infrastrukturen i Norskehavet. Mikkel- og Morvin-feltene er tilknyttet Åsgard B for prosessering, og Tyrihans får gass til gassløft fra Åsgard B. PUD for gasskompresjonsanlegg på Midgard-forekomsten ble godkjent i 2012. Trestakk-feltet er tilknyttet Åsgard A.
|
43765
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ÅSGARD
|
Reservoar
|
Åsgard produserer gass og betydelige mengder kondensat fra sandstein av jura alder som ligger så dypt som 4850 meter. Reservoarkvaliteten varierer mellom formasjonene, og det er store forskjeller i reservoaregenskapene mellom de tre forekomstene. Smørbukk-forekomsten er i en rotert forkastningsblokk og inneholder gass, kondensat og olje i Åre-, Tilje-, Tofte-, Ile- og Garnformasjonene. Smørbukk Sør-forekomsten inneholder olje, gass og kondensat i Tilje-, Ile- og Garnformasjonene. Gassforekomstene i Midgard er delt i fire strukturelle segmenter med hovedreservoar i Ile- og Garnformasjonene.
|
43765
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ÅSGARD
|
Utvinning
|
Smørbukk produseres delvis med trykkavlastning og delvis med injeksjon av overskuddsgass fra feltet. Smørbukk Sør produseres med trykkstøtte fra gassinjeksjon, og Midgard produseres med trykkavlastning.
|
43765
|
11.04.2017
|
15.08.2022
|
|
ÅSGARD
|
Transport
|
Olje og kondensat lagres midlertidig på Åsgard A før det fraktes til land med tankskip. Gassen eksporteres gjennom Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø. Kondensat fra Åsgard selges som olje.
|
43765
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
ÅSGARD
|
Status
|
Arbeid pågår for å øke utvinningen fra feltet. Arbeidet med å konvertere gassinjeksjonsbrønner til gassproduksjonsbrønner på Smørbukk er i gang, og det er mulig å veksle mellom injeksjon og produksjon. Dette sikrer både gassinjeksjon på Smørbukk og Smørbukk Sør, og gasseksportvolumer fra Åsgard. Tredjepartstilknytninger til Åsgard kan forlenge innretningenes levetid.
|
43765
|
17.02.2021
|
15.08.2022
|
|
AASTA HANSTEEN
|
Utbygging
|
Aasta Hansteen ligger i den nordlige delen av Norskehavet, 120 kilometer nordvest for Norne. Vanndybden er 1270 meter. Aasta Hansteen ble påvist i 1997, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2013. Feltet inkluderte opprinnelig tre separate forekomster; Luva, Haklang og Snefrid Sør. En ny forekomst ble påvist i 2015, Snefrid Nord. Feltet er bygd ut med en Spar-plattform, en flytende innretning med et vertikalt sylindrisk skrog som er forankret til havbunnen. Utbyggingen omfatter også to havbunnsrammer med fire brønnslisser i hver og to brønnrammer med én brønnslisse i hver (satellitter). Brønnrammene er tilknyttet innretningen med rørledninger og stigerør. PUD-fritak for utbygging av Snefrid Nord-forekomsten ble innvilget i 2017. Produksjonen startet i 2018.
|
23395946
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
AASTA HANSTEEN
|
Reservoar
|
Hovedreservoarene inneholder gass i sandstein av senkritt alder i Niseformasjonen på 3000 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
|
23395946
|
26.02.2020
|
15.08.2022
|
|
AASTA HANSTEEN
|
Utvinning
|
Feltet produseres med trykkavlastning og naturlig vanndriv.
|
23395946
|
25.04.2019
|
15.08.2022
|
|
AASTA HANSTEEN
|
Transport
|
Gass fra Aasta Hansteen transporteres i Polarled-rørledningen til Nyhamna-terminalen. Lettolje lastes på tankskip og fraktes til markedet.
|
23395946
|
18.02.2020
|
15.08.2022
|
|
AASTA HANSTEEN
|
Status
|
For tiden produserer feltet på platå gassrate. Aasta Hansteen vurderes som et mulig knutepunkt for nærliggende funn etter at produksjonen går av platå. Funnet Asterix modnes fram som tilknytning til Aasta Hansteen.
|
23395946
|
22.12.2021
|
15.08.2022
|