Faktasider Oljedirektoratet
Synkronisert 21.06.2021 - 01:37

Tabell – Beskrivelse

Eksport:    
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
21.06.2021
ALBUSKJELL
Transport
Brønnstrømmen ble transportert i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
43437
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
ALBUSKJELL
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43437
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
ALVE
Transport
Oljen losses fra Norne-skipet og gassen transporteres via Norne-rørledningen til Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til Kårstø-terminalen for eksport.
4444332
12.02.2020
21.06.2021
ALVE
Status
Produksjonen fra Alve er begrenset av den kommersielle avtalen med Norne-lisensen og gasshåndteringskapasiteten på Norne-skipet. Alve kan produsere mer enn bestilt volum når det er tilgjengelig kapasitet på Norne-skipet.
4444332
12.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
ALVE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning
4444332
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
ALVHEIM
Reservoar
Alvheim produserer olje og gass fra paleocen sandstein i Hermod- og Heimdalformasjonene. Reservoarene ligger i undersjøiske vifteavsetninger, for det meste på 2100-2200 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
2845712
25.02.2020
21.06.2021
ALVHEIM
Utvinning
Feltet produseres med naturlig vanndriv fra en underliggende vannsone.
2845712
25.04.2019
21.06.2021
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, som for eksempel 25/4-2 (Trine) og 25/5-9 (Trell).
2845712
04.02.2021
21.06.2021
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; 24/6-2 (Kameleon), 24/6-4 (Boa), 25/4-7 (Kneler), 25/4-10 S (Viper), 25/7-5 (Kobra) og 25/4-3 (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
12.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
ATLA
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
21106284
16.03.2018
21.06.2021
ATLA
Transport
Brønnstrømmen transporteres via undervannsinnretningen Skirne/Byggve til Heimdal for prosessering og eksport.
21106284
11.04.2017
21.06.2021
ATLA
Status
Feltet er i halefasen og har produsert sporadisk etter trykkoppbygging i perioder de siste årene. Atla produserte i første delen av 2019, men det ventes ikke lenger lønnsom produksjon fra feltet. Avslutningsplanen ble levert til myndighetene i 2015, og ifølge disponeringsvedtaket skal innretningen fjernes innen 2021.
21106284
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
BALDER
Status
Endret PUD for Balder og Ringhorne ble godkjent i juni 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
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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 Hyme-feltet.
29446221
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
BAUGE
Utvinning
Feltet skal produseres med delvis trykkvedlikehold med faset vanninjeksjon som starter noen år etter produksjonsoppstart.
29446221
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
BAUGE
Status
Feltet er under utbygging.
29446221
02.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
BLANE
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Ula for prosessering. Oljen eksporteres videre til Teesside i Storbritannia, mens gassen selges til Ula for injeksjon i Ula-reservoaret.
3437650
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
BRYNHILD
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon. Injeksjonsvann levertes fra Pierce-feltet.
21123063
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
BRYNHILD
Status
Feltet sluttet å produsere i 2018. Ifølge disponeringsvedtaket skal innretningen være fjernet innen slutten av juni 2022.
21123063
02.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
BYRDING
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
28975067
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
BYRDING
Status
Feltet produserer med høyere gass/olje-forhold enn forventet.
28975067
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
BØYLA
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon. Gassløft er også nødvending for å støtte strømning i brønnene.
22492497
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
BØYLA
Status
Et nærliggende funn, 24/9-12 S (Frosk), blir for tiden produksjonstestet. Dette har forårsaket produksjonsutsettelse fra Bøyla i 2019 og 2020. Produksjonen fra feltet vil også bli innestengt i 2021 når produksjonstesting pågår på Frosk.
22492497
17.02.2021
21.06.2021
COD
Utvinning
Produksjonen foregikk med trykkavlastning.
43785
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
COD
Transport
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
43785
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
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. For tiden er det ingen planer om utvinning av gjenværende ressurser på Cod.
43785
11.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
DRAUGEN
Utvinning
Feltet produseres ved hjelp av trykkvedlikehold med vanninjeksjon og støtte fra vannsonen.
43758
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
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) vurderes for havbunnstilknytning 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
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
DUVA
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning og gasskappedriv.
34833026
05.09.2019
21.06.2021
DUVA
Transport
Brønnstrømmen skal sendes til Gjøa-innretningen for prosessering og eksport. Oljen skal sendes videre i Troll Oljerør II til Mongstad-terminalen. Rikgassen skal eksporteres via Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS), for videre prosessering på St. Fergus-terminalen i Storbritannia.
34833026
26.02.2020
21.06.2021
DUVA
Status
Feltet er under utbygging og skal etter planen starte produksjon i 2021.
34833026
02.02.2021
21.06.2021
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.
29393934
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
DVALIN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
29393934
17.12.2020
21.06.2021
DVALIN
Transport
Brønnstrømmen transporteres via rørledning til Heidrun for prosessering i en egen gassprosessmodul. Gassen transporteres videre via Polarled til Nyhamna for prosessering før den blir eksportert via Gassled til markedet.
29393934
17.12.2020
21.06.2021
DVALIN
Status
Produksjonen startet i november 2020.
29393934
17.12.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
EDDA
Transport
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
43541
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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. Innretningen er også tilrettelagt for mulig tilknytning av framtidige nærliggende funn. Produksjonen startet i 2015.
21675433
12.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
EDVARD GRIEG
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
21675433
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
EDVARD GRIEG
Status
Feltet har produsert bedre enn forventet og utvinnbare volumer har økt betydelig i forhold til PUD-estimater. Alle produksjons- og injeksjonsbrønner som opprinnelig var planlagt er nå i drift.
21675433
04.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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. Det pågår også stegvis fjerning av utrangerte innretninger som er inkludert i Ekofisk I avslutningsplanen.
43506
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
EMBLA
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
43534
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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 aktive produksjonsbrønner. På grunn av reservoarets kompleksitet er det er ingen andre planer enn å optimalisere eksisterende brønner.
43534
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
ENOCH
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
3437659
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
ENOCH
Reservoar
Enoch produserer olje fra Forties sandstein av paleocen alder. Reservoaret er på 2100 meters dyp. Reservoarkvaliteten er varierende.
3437659
25.02.2020
21.06.2021
ENOCH
Status
Feltet er i sen halefase. Opphør av lønnsom produksjon ventes i slutten av 2022.
3437659
25.02.2020
21.06.2021
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. Den planlagte utbyggingsløsningen består av to havbunnsrammer med totalt seks brønner, knyttet til Njord A-innretningen.
31164879
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
FENJA
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra vann- og gassinjeksjon. Produsert gass skal reinjiseres i reservoaret.
31164879
18.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
FENJA
Status
Produksjonsstart ventes i 2021. Bue-funnet er inkludert i utbyggingen som en mulig oppside. Det skal bores én brønn for å avgrense Bue.
31164879
02.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
FLYNDRE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Bare Balmoral-reservoaret er omfattet av utbyggingen.
24635035
16.03.2018
21.06.2021
FLYNDRE
Status
Produksjonen har vært lavere enn ventet siden oppstarten. Hovedutfordringen er at trykket faller raskere enn antatt. Produksjon fra Flyndre er avhengig av eksport via Fulmar-plattformen. Rettighetshaverne vurderer nå om det er mulig å produsere fra Flyndre utover levetiden på Fulmar.
24635035
25.04.2019
21.06.2021
FRAM
Transport
Brønnstrømmen fra Fram transporteres via rørledning til Troll C-innretningen for behandling, og oljen transporteres videre via Troll Oljerør II til Mongstad-terminalen. Gassen eksporteres via Troll A-innretningen til Kollsnes-terminalen.
1578840
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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. Gassnedblåsningsfasen, altså produksjon av gasskappen, er i gang på Fram Vest.
1578840
26.02.2020
21.06.2021
FRAM
Status
En ny gassmodul for Fram ble installert på Troll C-innretningen og kom i drift tidlig i 2020. To letebrønner i Fram-området er planlagt i 2021.
1578840
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
FRAM H-NORD
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
23410947
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
FRIGG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43555
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
FRIGG
Reservoar
Frigg produserte gass fra dypmarin turbidittsandstein av eocen alder i Friggformasjonen på 1900 meters dyp.
43555
26.02.2020
21.06.2021
FRIGG
Status
Feltet ble stengt ned i 2004, og det omfattende disponeringsarbeidet var ferdig i 2010. Det som står igjen er to betongunderstell (TP1 og CDP1) på britisk side av grensen, og et betongunderstell (TCP2) på norsk side. En utvinningstillatelse som omfatter Frigg, ble tildelt i Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) i 2016. Det planlegges å reutvikle Frigg med havbunnsrammer som del av en større samordnet utbygging i området mellom Oseberg og Alvheim. En avgrensningsbrønn ble boret på Frigg i 2019.
43555
26.02.2020
21.06.2021
FRØY
Status
Feltet ble stengt ned i 2001, og innretningen ble fjernet i 2002. Frøy vurderes som en del av en større samordnet utbygging i området mellom Oseberg og Alvheim.
43597
11.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
FRØY
Reservoar
Frøy produserte olje fra sandstein av jura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 3200-3300 meters dyp.
43597
26.02.2020
21.06.2021
FRØY
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
43597
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
GAUPE
Utvinning
Feltet produserte med trykkavlastning.
18161341
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
GAUPE
Status
En avslutningsplan ble levert i 2016. Produksjonen fra Gaupe opphørte i 2018.
18161341
11.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
GIMLE
Utvinning
Feltet produseres ved delvis trykkstøtte med vanninjeksjon. Vanninjeksjon er midlertidig stanset på grunn av innestengt produksjon.
4005142
25.02.2020
21.06.2021
GIMLE
Transport
Produksjonen fra Gimle prosesseres på Gullfaks C-innretningen og transporteres sammen med olje og gass fra Gullfaks.
4005142
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
GINA KROG
Utvinning
Feltet produseres med gassinjeksjon. Gass importeres fra Zeepipe 2A for gassinjeksjon og gassløft i brønner.
23384544
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
GINA KROG
Status
Feltet produserer etter planen. Hovedborekampanjen ble ferdigstilt i juli 2019. Det pågår arbeid for å modne nye boremål for framtidige borekampanjer. Det er planlagt at innretningen vil få kraft fra land fra 2022 som en del av elektrifiseringen av Utsirahøgda.
23384544
25.02.2020
21.06.2021
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 er tilknyttet Gjøa for prosessering og videre eksport.
4467574
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
GJØA
Status
Produksjonsoppstart for nye brønner i P1-segmentet ventes tidlig i 2021. Duva- og Nova-feltene er under utbygging som nye tilknytninger til Gjøa, og produksjonen ventes å starte henholdsvis sent i 2021 og tidlig i 2022.
4467574
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
GLITNE
Transport
Olje fra Glitne ble prosessert og lagret på produksjonsskipet og eksportert med tankskip. Overskuddsgass ble injisert i Utsiraformasjonen.
1272071
11.04.2017
21.06.2021
GLITNE
Status
Feltet ble stengt ned i 2013, og disponeringsarbeidet ble ferdigstilt i 2015.
1272071
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
GOLIAT
Utvinning
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte. Ekstra trykkstøtte kommer fra reinjisering av produsert gass.
5774394
13.02.2020
21.06.2021
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 produksjonen startet i samme år.
5774394
13.02.2020
21.06.2021
GOLIAT
Transport
Oljen lastes over på skytteltankskip og transporteres til markedet. En framtidig gasseksportløsning er uavklart.
5774394
25.04.2019
21.06.2021
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. Produksjon fra to nye tilleggsbrønner startet i 2018. Boring av Goliat Vest-prospektet påviste tilleggsressurser i 2018. Det planlegges flere tilleggs- og letebrønner på feltet.
5774394
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
GRANE
Transport
Oljen fra Grane transporteres i rørledning til Stureterminalen for lagring og eksport.
1035937
25.02.2020
21.06.2021
GRANE
Status
Utvinnbare volumer har økt i forhold til estimatene i PUD. Et system for permanent overvåking av reservoaret installert på havbunnen gir mer detaljerte seismikkdata for å forbedre reservoarstyring. Flere brønner ble boret og nye planlegges, for det meste som flergrensbrønner. Funnene 25/8-4 (D-struktur) og 25/11-27 (F-struktur) i området vurderes tilknyttet Grane-innretningen.
1035937
25.02.2020
21.06.2021
GUDRUN
Status
Platåproduksjon for både olje og gass har vært kortvarig og nå avtar produksjonen. 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 2021. 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
04.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
GUDRUN
Utvinning
Feltet blir produsert med trykkavlastning.
18116481
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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. Skinfaks-forekomsten er for tiden ikke i produksjon. Rutil-, Opal- og Opal Sør-forekomstene produseres med trykkavlastning.
43699
04.03.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
GUNGNE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning
43464
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
GUNGNE
Status
Feltet er i sen halefase. CO2-injeksjon vurderes for å øke utvinningen fra feltet.
43464
13.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
GYDA
Reservoar
Gyda produserte olje fra tre reservoarer i øvre jura sandstein i Ulaformasjonen. Reservoarene ligger på 4000 meters dyp.
43492
18.03.2020
21.06.2021
GYDA
Utvinning
Feltet ble produsert med vanninjeksjon i tillegg til trykkstøtte fra gasskappen og vannsonen i deler av feltet.
43492
18.03.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
GYDA
Status
Produksjonen ble avsluttet i februar 2020. Permanent plugging av brønner pågår. Ifølge disponeringsvedtaket skal innretningen være fjernet innen 2023.
43492
18.03.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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 grunnmarin sandstein med gode egenskaper.
25307278
26.02.2020
21.06.2021
HANZ
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
25307278
11.04.2017
21.06.2021
HANZ
Transport
Brønnstrømmen blir først prosessert på Ivar Aasen og så transportert til Edvard Grieg for sluttbehandling og eksport.
25307278
11.04.2017
21.06.2021
HANZ
Status
Feltet er under utbygging. Tidsplanen for utbygging og produksjonsstart avhenger av tilgjengelig prosesskapasitet på Ivar Aasen.
25307278
18.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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 fortsetter i 2021. Utbygging av Alpha Horst-segmentet planlegges.
43771
17.02.2021
21.06.2021
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
29.05.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
HEIMDAL
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43590
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
HEIMDAL
Status
De fleste brønner ble permanent plugget i 2015 og produksjonen fra Heimdal opphørte i 2020. Heimdal er nå brukt som senter for gassprosessering for tilknyttede felt. Gassen fra Valemon, den største tredjepartsbrukeren av Heimdal, er planlagt sendt til Kvitebjørn fra 2022 eller 2023. En avslutningsplan for Heimdal ble levert i 2020.
43590
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
HOD
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Gassløft har vært brukt i noen brønner for å øke produksjonen.
43485
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
HOD
Status
Hod-innretningen har ikke produsert siden 2013, og den venter på disponering. 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
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
HULDRA
Utvinning
Huldra ble produsert med trykkavlastning og lavtrykksproduksjon etter 2007.
97002
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
HULDRA
Status
Produksjonen ble avsluttet i 2014, og innretningen ble fjernet i 2019.
97002
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
HYME
Utvinning
Feltet produseres med sjøvannsinjeksjon som trykkstøtte. Produksjonsbrønnen har gassløft.
20474183
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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 2021, når Njord-innretningen er tilbake på feltet.
20474183
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
ISLAY
Reservoar
Islay produserer gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentformasjonen. Reservoaret ligger på 3700-3900 meters dyp.
21105675
25.02.2020
21.06.2021
ISLAY
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
21105675
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
ISLAY
Status
Brønnen produserer syklisk med lave rater.
21105675
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
IVAR AASEN
Utvinning
Ivar Aasen-reservoaret produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon mens West Cable-reservoaret produseres med trykkavlastning.
23384520
13.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
IVAR AASEN
Status
Siden produksjonsoppstart har produksjons- og injeksjonsbrønner blitt boret og nye brønner er planlagt.
23384520
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
JETTE
Utvinning
Jette ble produsert med trykkstøtte fra naturlig vanndriv.
21613906
11.04.2017
21.06.2021
JETTE
Transport
Brønnstrømmen ble transportert til Jotun B og videre til Jotun A for prosessering og lasting.
21613906
11.04.2017
21.06.2021
JETTE
Status
Produksjonen ble avsluttet i 2016, og havbunnsinnretningen ble fjernet i 2019.
21613906
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
JOHAN CASTBERG
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra gass- og vanninjeksjon.
32017325
25.04.2019
21.06.2021
JOHAN CASTBERG
Transport
Oljen skal overføres til skytteltankere og transportert til markedet.
32017325
25.04.2019
21.06.2021
JOHAN CASTBERG
Status
Feltet er under utbygging, og det skal etter planen komme i produksjon sent i 2022.
32017325
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
JOHAN SVERDRUP
Status
Utbygging av fase II pågår og produksjonen ventes å starte i 2022.
26376286
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
JOTUN
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra naturlig vanndriv og gassløft. Produsert vann ble injisert i Utsiraformasjonen.
43604
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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 2022.
43604
02.02.2021
21.06.2021
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 er et produksjons- og lagerskip (FPSO) og to havbunnsrammer med seks produksjons- og injeksjonsbrønner. Produksjonen startet i 2015.
20460988
25.02.2020
21.06.2021
KNARR
Reservoar
Knarr produserer olje fra undre jura sandstein i Cookformasjonen. Reservoarene ligger på 3800 meters dyp og har moderat til god kvalitet.
20460988
25.02.2020
21.06.2021
KNARR
Utvinning
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte.
20460988
16.03.2018
21.06.2021
KNARR
Transport
Oljen prosesseres og lagres på Knarr-skipet og lastes derfra til tankskip for eksport. Gassen eksporteres via Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) til St. Fergus i Storbritannia.
20460988
16.03.2018
21.06.2021
KNARR
Status
Feltet er i halefasen og produserer med avtakende oljeproduksjon og økende vannproduksjon. Avslutningsplanen ble framlagt for myndighetene i 2020.
20460988
04.02.2021
21.06.2021
KRISTIN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Lavtrykksproduksjon fra reservoaret ble innført i 2014.
1854729
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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. Kristin vurderes som et mulig prosessenter for flere funn i området.
1854729
25.02.2020
21.06.2021
KVITEBJØRN
Status
Boring er utfordrende på Kvitebjørn på grunn av lavt reservoartrykk. Boring av nye brønnmål er tidskritisk. Evaluering av ny teknologi for boring av brønner med høy trykkforskjell er fokusområde. Arbeid pågår for å modne fram nye boremål.
1036101
14.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
KVITEBJØRN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Prekompresjon av gass, som startet fra 2014, har gitt økt gassutvinning.
1036101
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
LILLE-FRIGG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43583
16.03.2018
21.06.2021
LILLE-FRIGG
Status
Feltet ble stengt ned i 1999, og innretningen ble fjernet i 2001.
43583
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
MARIA
Utvinning
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte. Gassløft brukes i brønnene.
26465170
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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. En mobil oppjekkbar rigg brukes til å bore produksjonsbrønnene. Innretningen skal ha kraftforsyning fra land. PUD-fritak for Herja-funnet og Hervor-prospektet ble innvilget i 2017.
21675447
18.02.2020
21.06.2021
MARTIN LINGE
Reservoar
Hovedreservoaret inneholder gass og kondensat under høyt trykk og høy temperatur (HTHT), og det er strukturelt komplekst. Det er tre reservoarer i sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen på 3700-4400 meters dyp. I tillegg er det olje i Friggformasjonen av eocen alder. Frigg-reservoaret ligger på 1750 meters dyp og har god kvalitet.
21675447
26.02.2020
21.06.2021
MARTIN LINGE
Utvinning
Gassreservoaret skal produseres med trykkavlastning. Olje fra eocen-reservoaret skal produseres med vanndriv fra vannsonen og gassløft. Noe produsert vann skal reinjiseres.
21675447
19.02.2021
21.06.2021
MARTIN LINGE
Transport
Rikgassen skal transporteres til rørledningen Frigg UK (FUKA) og videre til terminalen Shell-Esso Gas and Liquid (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia. Olje og kondensat skal eksporteres via tankskip fra FSO-en.
21675447
25.04.2019
21.06.2021
MARTIN LINGE
Status
Feltet er under utbygging. Understellet ble installert på feltet i 2014 og toppside-modulene i 2018. Produksjonsoppstart er planlagt i midten av 2021.
21675447
19.02.2021
21.06.2021
MARULK
Status
Produksjon 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. En ny produksjonsbrønn ble boret i Langeformasjonen i 2019.
18212090
14.02.2020
21.06.2021
MARULK
Transport
Brønnstrømmen sendes til Norne-skipet for prosessering. Gassen transporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til Kårstø-terminalen.
18212090
14.02.2020
21.06.2021
MARULK
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning
18212090
25.04.2019
21.06.2021
MARULK
Reservoar
Marulk produserer gass fra sandstein av kritt alder i Lysingformasjonen. Reservoaret ligger på 2800 meters dyp. Det er også gass i sandstein av kritt alder i Langeformasjonen. Begge reservoarene er i turbidittvifter og har moderat til god kvalitet.
18212090
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
MIKKEL
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
1630514
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
MIME
Reservoar
Mime produserte olje fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på om lag 4200 meters dyp.
43792
26.02.2020
21.06.2021
MIME
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43792
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
MORVIN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
4966234
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
MURCHISON
Status
Produksjonen ble avsluttet i 2014, og innretningen ble fjernet i 2017.
43665
26.02.2020
21.06.2021
MURCHISON
Reservoar
Murchison produserte olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen.
43665
25.04.2019
21.06.2021
MURCHISON
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
43665
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
MURCHISON
Transport
Brønnstrømmen ble sendt gjennom Brent rørledningssystemet til Sullom Voe på Shetlandsøyene i Storbritannia.
43665
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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 2021. Bauge- og Fenja-feltene er under utbygging som nye tilknytninger til Njord.
43751
17.02.2021
21.06.2021
NORDØST FRIGG
Status
Feltet ble stengt ned i 1993, og innretningen ble fjernet i 1996. En utvinningstillatelse som omfatter Nordøst Frigg, ble tildelt i Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) i 2016. Det planlegges å reutvikle Nordøst Frigg med havbunnsrammer som en del av en større samordnet utbygging i området mellom Oseberg og Alvheim.
43568
11.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
NORDØST FRIGG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43568
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
NORNE
Utvinning
Oljen produseres med vanninjeksjon som drivmekanisme. Gassinjeksjonen opphørte i 2005, og all gass eksporteres.
43778
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
NORNE
Status
Levetidsforlengelse for Norne-skipet som ble innvilget i 2018 vil øke verdiskapingen fra Norne og satellittfeltene. Gasskappenedblåsning i Notformasjonen startet i 2019. Det er boret en ny produksjonsbrønn i Ileformasjonen i 2020.
43778
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
NOVA
Transport
Brønnstrømmen skal transporteres til Gjøa for prosessering og eksport. Oljen skal transporteres videre gjennom Troll Oljerør II til Mongstad, og gassen skal eksporteres via rørledningen Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) til St. Fergus i Storbritannia.
33197696
18.02.2020
21.06.2021
NOVA
Status
Produksjonsstart ventes tidlig i 2022.
33197696
02.02.2021
21.06.2021
NOVA
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon, samt gassløft.
33197696
18.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
ODA
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
29412516
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
ODIN
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning. Reservoaret hadde et begrenset vanndriv sammenlignet med de øvrige feltene i Frigg-området.
43610
11.04.2017
21.06.2021
ODIN
Status
Feltet ble stengt ned i 1994, og innretningen ble fjernet i 1996/1997. En utvinningstillatelse som omfatter Odin, ble tildelt i Tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) i 2016. Det planlegges å reutvikle Odin med havbunnsrammer som del av en større samordnet utbygging i området mellom Oseberg og Alvheim.
43610
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
ORMEN LANGE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
2762452
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
ORMEN LANGE
Status
Produksjonen fra feltet avtar og det arbeides med å øke utvinningen fra feltet. Reservoarovervåking er et fokusområde, og ny 4D-seismikk ble innsamlet i 2019. Et landbasert gasskompresjonsanlegg på Nyhamna-terminalen ble satt i drift i 2017, og arbeid pågår for å implementere havbunnskompresjon. Letepotensialet nær feltet utforskes.
2762452
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
OSEBERG
Status
Strategien for hovedreservoarene på Oseberg er å balansere oljeproduksjonen med økende gassuttak. Nye produksjons- og injeksjonsbrønner bores kontinuerlig for å øke oljeutvinningen.
43625
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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.
43645
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
OSEBERG ØST
Utvinning
Feltet produseres med delvis trykkstøtte fra både vann- og gassinjeksjon. Vann for injeksjon er produsert fra Utsiraformasjonen.
43639
25.04.2019
21.06.2021
OSEBERG ØST
Status
For å øke produksjonen på feltet, 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
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
OSELVAR
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
5506919
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
OSELVAR
Status
Produksjonen ble avsluttet i 2018. Ifølge disponeringsvedtaket skal fjerningsarbeidet være ferdigstilt i slutten av 2022.
5506919
11.02.2020
21.06.2021
REV
Status
De estimerte volumene ble redusert sammenlignet med PUD-estimatene. Den negative trykkutviklingen som startet i 2012 førte til at ordinær produksjon opphørte i 2013. Det har likevel vært mulig å produsere brønnene periodisk med veldig korte produksjonsperioder og veldig lange perioder med trykkoppbygging. Det forventes at syklisk produksjon vil fortsette til disponeringsarbeidet begynner. Ifølge disponeringsvedtaket skal fjerningsarbeidet gjennomføres innen slutten av 2023.
4467554
25.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
REV
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
4467554
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
RINGHORNE ØST
Status
Feltet er i halefasen. Det planlegges å bore flere tilleggsbrønner de kommende årene. Endret PUD for Ringhorne som ble levert i 2019 vil også påvirke Ringhorne Øst. Feltets levetid forlenges, og produksjonen kan økes som følge av økt kapasitet i området.
3505505
04.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SIGYN
Status
Sigyn er i sen halefase. Produksjonen er syklisk og begrenset av tilgjengelig kapasitet på Sleipner A samt avtakende reservoartrykk. Det evalueres gassinjeksjon for å øke utvinningen fra feltet.
1630100
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SIGYN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
1630100
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SINDRE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning, men raskt reservoartrykkfall kan gjøre det nødvendig med trykkstøtte.
29401178
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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 og Idun ble bygd ut samtidig. Utbyggingskonseptet er et produksjons- og lagerskip (FPSO) knyttet til fem havbunnsrammer med 15 brønner. Produksjonen startet i 2013. Ærfugl-feltet bygges ut som tilknytning til Skarv-skipet.
4704482
14.02.2020
21.06.2021
SKARV
Reservoar
Skarv produserer gass og olje fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje-, Ile- og Garnformasjonene. Det er også underliggende oljesoner i Garn- og Tiljeformasjonene. 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
26.02.2020
21.06.2021
SKARV
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra gassinjeksjon og gassløft.
4704482
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
SKARV
Status
Oljeproduksjon fra Skarv er avtakende og gassinjeksjon er viktig for å øke oljeutvinningen. Det beste tidspunktet for gassnedblåsning vurderes fortløpende, og arbeid pågår for å evaluere potensialet i tilleggsbrønner og prospekter i området.
4704482
26.02.2020
21.06.2021
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 potensielt produsere så lenge Heimdal-innretningen er i bruk. En avslutningsplan for Skirne og Atla ble levert allerede i 2015.
2138816
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SKIRNE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
2138816
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
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.
31164600
26.02.2020
21.06.2021
SKOGUL
Reservoar
Reservoaret inneholder olje med en mindre gasskappe i sandstein av eocen alder. Det ligger på 2100 meters dyp og har meget gode egenskaper.
31164600
26.02.2020
21.06.2021
SKOGUL
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og naturlig trykkstøtte fra vannsonen.
31164600
28.03.2020
21.06.2021
SKOGUL
Transport
Brønnstrømmen fra Skogul transporteres i rørledning via Vilje til Alvheim-skipet.
31164600
28.03.2020
21.06.2021
SKOGUL
Status
Produksjonen fra Skogul startet i mars 2020.
31164600
28.03.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SKULD
Status
Estimerte utvinnbare volumer er redusert sammenlignet med PUD-estimatene. Hovedutfordringene er lav produktivitet og økende vannproduksjon . Fokuset er nå på reservoarstyring og identifisering av det gjenværende potensialet på feltet.
21350124
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SLEIPNER VEST
Utvinning
Sleipner Vest produseres med trykkavlastning.
43457
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
SLEIPNER VEST
Status
Produksjonen er i halefasen, men boring av tilleggsbrønner og sidesteg i eksisterende brønner vurderes for å redusere produksjonsnedgangen. Letepotensialet i nærheten av feltet utforskes.
43457
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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 og Snorre UPA sentralt på feltet. 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, som ligger på den nordlige delen av feltet, 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 desember 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 kraft. Snorre- og Gullfaksplattformene blir de første i verden som forsynes med kraft fra en flytende vindpark.
43718
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SNORRE
Status
Produksjonen var lavere i 2020 grunnet teknisk svikt av et stigerør på Snorre B-innretningen. Etter reterminering eller utskifting av alle injeksjonsstigerør på Snorre B, har produksjon og injeksjon blitt stabilisert. Flere tiltak for å øke oljeutvinning fra Snorre vurderes. Forespørsler for mulige tredjepartstilknytninger kan også føre til videre utbygging av feltet. Oppstart av Hywind Tampen vindpark er ventet sent i 2022.
43718
17.02.2021
21.06.2021
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.
2053062
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
SNØHVIT
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
2053062
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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 skal bygges ut med fem enkeltbrønner tilknyttet Edvard Grieg-feltet.
34833011
26.02.2020
21.06.2021
SOLVEIG
Reservoar
Solveig skal produsere olje fra sandstein og konglomerat av perm og trias 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
26.02.2020
21.06.2021
SOLVEIG
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
34833011
05.09.2019
21.06.2021
SOLVEIG
Transport
Brønnstrømmen skal transporteres via Edvard Grieg og videre med rørledning til Stureterminalen. Gassen vil bli eksportert via SAGE-infrastruktur til St. Fergus-terminalen i Storbritannia.
34833011
26.02.2020
21.06.2021
SOLVEIG
Status
Feltet er under utbygging og skal etter planen starte produksjon i 2021.
34833011
02.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
STATFJORD NORD
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
43679
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
STATFJORD NORD
Status
Ingen nye brønner er blitt boret siden 2016, men det er blitt utført brønnintervensjon i 2019 for å øke oljeraten og redusere vannkutt. Levetidsforlengelsen av Statfjord C-innretningen gir mulighet for boring av nye brønner på feltet.
43679
26.02.2020
21.06.2021
STATFJORD ØST
Status
Feltet påvirkes av trykkfall på grunn av trykkavlastning på Statfjord. Produksjonen er nå hovedsakelig fra den ene brønnen med gassløft, boret fra Statfjord C. Levetidsforlengelsen av Statfjord C-innretningen gir mulighet for nye prosjekter og boring av nye brønner på feltet.
43672
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
STATFJORD ØST
Utvinning
Feltet ble opprinnelig produsert med vanninjeksjon, men produseres nå med trykkavlastning. En brønn produseres med gassløft.
43672
14.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SVALIN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og trykkstøtte fra den regionale vannsonen.
22507971
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
SVALIN
Status
Produksjonen har så langt vært lavere enn antatt ved PUD. For tiden er det ikke planer om å bore nye brønner på feltet.
22507971
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
SYGNA
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
104718
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
SYGNA
Status
Produksjonen fra Sygna er stabil, og strategien er å holde reservoartrykket konstant ved å injisere vann.
104718
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
TAMBAR
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning, med naturlig gassekspansjon kombinert med trykkstøtte fra vannsonen. Gassløft brukes for å øke produksjonen.
1028599
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
TAMBAR
Status
Produksjonen er avtakende grunnet redusert reservoartrykk og økende vannkutt. Boring av et sidesteg fra en eksisterende brønn er planlagt for 2021. Evaluering av vann- og/eller gassinjeksjon for å øke produksjonen pågår.
1028599
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
TAMBAR ØST
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og begrenset driv fra vannsonen.
4999528
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
TAMBAR ØST
Status
Produksjonen fra Tambar Øst er midlertidig stanset. Det blir ingen produksjon fra feltet før trykket i Tambar-rørledningen (baktrykket) reduseres til et akseptabelt nivå.
4999528
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
TOMMELITEN GAMMA
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43444
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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. Feltet ble bygd ut med en kombinert brønnhode- og prosessinnretning koblet til Ekofisk. Produksjonen startet i 1978 og avsluttet i 2015. Innretningen skal fjernes innen 2022. En PUD for reutbygging av Tor ble godkjent i november 2019. Planen omfatter to havbunnsrammer, med åtte horisontale produksjonsbrønner knyttet til Ekofisk-senteret.
43520
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
TOR
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
43520
05.12.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
TOR
Status
Produksjonen startet igjen i desember 2020.
43520
05.12.2020
21.06.2021
TORDIS
Status
Produksjonen opprettholdes ved hjelp av trykkstøtte og brønnintervensjoner. En produksjonsbrønn ble boret i 2020 og en ny produksjonsbrønn er planlagt for 2021. Det skal samles inn ny 4D-seismikk i 2021 for å kartlegge flere boremål.
43725
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
TORDIS
Utvinning
Tordis produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon og naturlig vanndriv.
43725
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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.
29396445
25.09.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
TRESTAKK
Utvinning
Feltet produseres med gassinjeksjon.
29396445
30.08.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
TRESTAKK
Status
Trestakk kom i produksjon i juli 2019.
29396445
30.08.2019
21.06.2021
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. I 2018 ble endret PUD for Troll fase III godkjent. Planen omfatter gassutvinning fra Troll Vest.
46437
17.02.2021
21.06.2021
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. Det er gjort et mindre oljefunn i Brentgruppen av mellomjura alder, under hovedreservoaret av olje.
46437
26.02.2020
21.06.2021
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 for å øke oljeproduksjonen. Produsert vann ble injisert i den nordlige delen av oljeprovinsen Troll Vest fra 2000 til 2016.
46437
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
TROLL
Status
Så langt er det blitt boret omtrent 270 produksjonsbrønner med flere enn 570 sidesteg og en samlet lengde på mer enn to millioner meter i reservoaret. For tiden er det tre 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. Troll fase III er under utbygging, med planlagt oppstart i 2021.
46437
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
TROLL BRENT B
Utvinning
Planen var å produsere med trykkavlastning.
29398828
16.03.2018
21.06.2021
TROLL BRENT B
Transport
Det har ikke vært produksjon fra feltet.
29398828
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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 2022 når Tyra-prosjektet er ferdigstilt.
18081500
26.02.2020
21.06.2021
TRYM
Transport
Brønnstrømmen blir prosessert på Harald-innretningen for videre eksport gjennom det danske rørledningssystemet via Tyra-feltet.
18081500
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
TRYM
Reservoar
Trym produserer gass og kondensat fra sandstein av mellom- og senjura alder i Bryne- og Sandnesformasjonene. Reservoaret står i sammenheng med den samme saltstrukturen som det danske feltet Lulita. Forekomstene er sannsynligvis skilt av en forkastningssone på norsk side, men det kan være trykkommunikasjon i vannsonen. Reservoaret ligger på 3400 meters dyp og har god kvalitet.
18081500
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
TUNE
Status
Tune er i halefasen og produserer syklisk. Produksjonen fra feltet var innestengt i lengre perioder på grunn av tekniske utfordringer.
853376
04.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
TUNE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Lavtrykksproduksjon er satt i gang.
853376
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
TYRIHANS
Utvinning
Tyrihans ble tidligere produsert med trykkstøtte fra vann- og gassinjeksjon. Hovedstrategien er nå trykkavlastning og utvidelse av gasskappen.
3960848
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
TYRIHANS
Status
Den totale oljeproduksjonen, inkludert viktige bidrag fra tilleggsbrønner som er blitt boret, er godt over PUD-estimatene. Den totale gassproduksjonen er som planlagt ved PUD. Vanninjeksjon ble stanset i 2017, men kan gjenopptas ved behov. Gassinjeksjon ble stanset i 2018. En ny gassprodusent skal bores i 2021 på Tyrihans Nord med en forlengelse til et letemål i Ileformasjonen.
3960848
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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.
43800
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
URD
Utvinning
Feltet produseres med vanninjeksjon og gassløft.
2834734
18.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
URD
Status
Produksjonen har stort sett vært som ventet. Utfordringene på Urd er den strukturelle kompleksiteten, dårlig trykkstøtte og høyt vanninnhold i produksjonsstrømmen. Både produksjons- og injeksjonsbrønner har problemer med slugging og sandkontroll. For tiden er det verken produksjon eller injeksjon på Stær. Nye brønnmål evalueres.
2834734
26.02.2020
21.06.2021
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.
28975098
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
UTGARD
Utvinning
Utgard produseres med trykkavlastning.
28975098
24.09.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
UTGARD
Status
Produksjonen fra Utgard startet i september 2019.
28975098
24.09.2019
21.06.2021
VALE
Status
Produksjonen fra Vale stanset i 2018 på grunn av prosessproblemer på Heimdal-innretningen. Produksjonen startet igjen i oktober 2019 etter utbedring av tekniske problemer. Vale kan potensielt produsere så lenge Heimdal-innretningen er i bruk.
1578893
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VALE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning
1578893
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VALEMON
Utvinning
Valemon produseres med trykkavlastning
20460969
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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. Nye brønner har ikke blitt boret siden 2018, men nye boremål er identifisert etter innsamling av ny 4D-seismikk i 2019. Permanent omruting av gasseksporten via Kvitebjørn er planlagt fra sent i 2021.
20460969
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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 2020, og boringen fortsetter i overskuelig framtid. Avslutningsplaner for QP-, PCP- og DP-innretningene ble levert i 2019. Permanent plugging av brønner pågår på DP-innretningen.
43548
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VEGA
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
4467595
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
VEGA
Status
Produksjonen fra Vega er begrenset av kapasitetsrettigheter for gassproduksjon på Gjøa. Tre nye produksjonsbrønner på Vega Sentral og Vega Sør skal bores i 2021/2022.
4467595
17.02.2021
21.06.2021
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 er 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
26.02.2020
21.06.2021
VESLEFRIKK
Reservoar
Veslefrikk produserer olje og noe gass fra sandstein av jura alder i Statfjord-, Dunlin- og Brentgruppene. Hovedreservoaret, som er i Brentgruppen, inneholdt opprinnelig omtrent 80 prosent av reservene. Reservoarene ligger på 2800-3200 meters dyp, og kvaliteten varierer fra moderat til svært god.
43618
26.02.2020
21.06.2021
VESLEFRIKK
Utvinning
Veslefrikk ble tidligere produsert med trykkstøtte fra vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) i Brent- og Dunlin-reservoarene og ved gassirkulering i Statfjord-reservoaret. Injeksjonen har opphørt og feltet produseres nå med trykkavlastning til det blir nedstengt.
43618
17.02.2021
21.06.2021
VESLEFRIKK
Transport
Oljen eksporteres via Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Eksportgassen transporteres gjennom Statpipe til terminalen på Kårstø.
43618
17.02.2021
21.06.2021
VESLEFRIKK
Status
Produksjonen fra Veslefrikk opprettholdes på et lavt nivå. Brønnintervensjoner og høy produksjonseffektivitet har bidratt til forlenget levetid på feltet. Avslutningsplanen ble levert i 2020 og permanent plugging av brønner pågår.
43618
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VEST EKOFISK
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43513
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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 produksjonsbrønner ble boret i 2020 og letebrønnen 34/7-E-4 AH påviste funnet Lomre. Nye tilleggsbrønner er planlagt framover. 4D-seismikk planlagt samlet inn i 2021 kan resultere i flere boremål.
43732
17.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VIGDIS
Utvinning
Feltet produseres ved trykkstøtte med vanninjeksjon. Noen av reservoarene påvirkes av trykkavlastningen på Statfjord.
43732
11.04.2017
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VILJE
Utvinning
Feltet produseres med naturlig vanndriv fra den regionale underliggende vannsonen i Heimdalformasjonen.
3392471
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VISUND
Status
Strategien for Visund 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 på den østlige flanken av Visund i 2019.
43745
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VISUND SØR
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
20461008
16.03.2018
21.06.2021
VISUND SØR
Transport
Brønnstrømmen transporteres til Gullfaks C-innretningen for prosessering og eksport.
20461008
16.03.2018
21.06.2021
VISUND SØR
Status
Produksjonen har vært nedstengt på grunn av lavt reservoartrykk og høy vannproduksjon.
20461008
06.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VOLUND
Utvinning
Feltet blir produsert med betydelig trykkstøtte fra vannsonen og med injeksjon av produsert vann levert fra Alvheim-skipet.
4380167
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
VOLUND
Status
Tilleggsbrønner boret i 2017 og 2019 har resultert i betydelig økt produksjon fra feltet. Volund har økende vannproduksjon.
4380167
26.02.2020
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
VOLVE
Utvinning
Feltet ble produsert med vanninjeksjon som trykkstøtte.
3420717
16.03.2018
21.06.2021
VOLVE
Transport
Oljen ble eksportert via tankskip, og rikgassen ble sendt til Sleipner A-innretningen for videre eksport.
3420717
16.03.2018
21.06.2021
VOLVE
Status
Produksjonen ble avsluttet i 2016, og innretningen ble fjernet i 2018.
3420717
11.02.2020
21.06.2021
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 mars 2018. Planen omfatter en leid oppjekkbar rigg med bore- og produksjonsanlegg og en ny havbunnsramme på Beta-struktur samt gjenbruk av utstyr som står igjen på feltet. De ni brønnene som ble forboret i perioden 2009-2010 er planlagt å gjenbrukes. I tillegg skal det bores sju nye brønner.
43807
26.02.2020
21.06.2021
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
25.04.2019
21.06.2021
YME
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra delvis vanninjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon (VAG).
43807
25.04.2019
21.06.2021
YME
Status
Feltet er under reutbygging.
43807
09.07.2020
21.06.2021
YME
Transport
Oljen skal transporteres med tankskip og gassen skal reinjiseres.
43807
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
YTTERGRYTA
Reservoar
Yttergryta produserte gass fra sandstein av mellomjura alder i Fangstgruppen. Reservoaret ligger på 2400-2500 meters dyp.
4973114
26.02.2020
21.06.2021
YTTERGRYTA
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlasting.
4973114
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
ÆRFUGL
Utbygging
Ærfugl ligger i den nordlige delen av Norskehavet, like vest for Skarv. Vanndybden er 350-450 meter. Ærfugl ble påvist i 2000, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2018. Utbyggingen gjennomføres etter planen i to faser, og inkluderer seks nye produksjonsbrønner i tillegg til eksisterende brønnen som tidligere ble brukt for prøveutvinning fra Ærfugl-funnet. Feltet er knyttet til produksjons- og lagerskipet (FPSO) Skarv.
33310197
19.02.2021
21.06.2021
ÆRFUGL
Reservoar
Reservoarene inneholder gass og kondensat i sandstein av kritt alder i Lysingformasjonen. De har gode egenskaper og ligger på 2800 meters dyp.
33310197
26.02.2020
21.06.2021
ÆRFUGL
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
33310197
08.05.2020
21.06.2021
ÆRFUGL
Transport
Brønnstrømmen transporteres til Skarv-skipet for behandling. 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).
33310197
08.05.2020
21.06.2021
ÆRFUGL
Status
Feltet er under utbygging. Prøveproduksjon har pågått siden 2013. Produksjonen fra den første av tre brønner i Ærfugl fase 2 ble framskyndet, og startet i april 2020. Produksjon fra de tre brønnene i Ærfugl fase 1 startet i november 2020. Oppstart av produksjon fra de to gjenværende brønnene i fase 2 ventes sent i 2021. Den nordligste av disse produksjonsbrønnene skal produsere Ærfugl Nord.
33310197
20.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
ÆRFUGL NORD
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
38542241
20.02.2021
21.06.2021
ÆRFUGL NORD
Transport
Brønnstrømmen skal transporteres til Skarv-skipet for behandling. Kondensatet skal overføres til tankskip via en lastebøye, mens gassen skal transporteres til Kårstø-terminalen i en 80 kilometer lang rørledning som er koblet til Åsgard Transport System (ÅTS).
38542241
20.02.2021
21.06.2021
ÆRFUGL NORD
Status
Feltet er under utbygging, og produksjonsstart ventes sent i 2021.
38542241
20.02.2021
21.06.2021
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
21.06.2021
ØST FRIGG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43576
16.03.2018
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
ØST FRIGG
Status
Produksjonen ble avsluttet i 1997, og havbunnsrammene ble fjernet i 2001.
43576
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
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
21.06.2021
AASTA HANSTEEN
Reservoar
Hovedreservoarene inneholder gass i sandstein av senkritt alder i Niseformasjonen på 3000 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
23395946
26.02.2020
21.06.2021
AASTA HANSTEEN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og naturlig vanndriv.
23395946
25.04.2019
21.06.2021
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
21.06.2021
AASTA HANSTEEN
Status
Produksjon fra Snefrid Nord begynte i 2019. Aasta Hansteen vurderes som et mulig knutepunkt for nærliggende funn etter produksjonen går av platå. Funnet Asterix modnes fram som tilknytning til Aasta Hansteen.
23395946
17.02.2021
21.06.2021