Det er utbyggings-boom på norsk sokkel. I en serie på tre artikler presenterer Ocean24 alle utbyggingene. I del 2 får du en oversikt over prosjektene til Vår Energi, OKEA, OMV og en rekke andre operatører, alle unntatt Equinor og Aker BP – som presenteres i andre artikler i serien.
Ocean24 gir deg i denne serien en komplett oversikt over alle utbygginger på norsk sokkel. I de to andre delene av denne serien kunne du lese om Aker BPs og Equinors pågående prosjekter:
2023 var et aktivt år på norsk sokkel. I 2022 ble det tatt en rekke investeringsbeslutninger, og disse prosjektene ble godkjent av myndighetene i fjor. 27 prosjekter var under bygging ved årsskiftet. Under finner du en oversikt over alle utbyggingsprosjektene på norsk sokkel.
Bestla
OKEA er operatør. PUD ble levert inn i april 2024, og godkjent av Energidepartementet 19. november 2024. Det skal investeres rundt seks milliarder 2024-kroner, og forventet produksjonsstart er i 2027.
Berling
OMV er operatør.
Berling-feltet (tidligere Iris Hades) er et gass- og kondensat-felt i Norskehavet. Feltet skal i perioden 2023-2028 bygges ut og knyttes til eksisterende infrastruktur mot Åsgard B-plattformen. Utbyggingen har en totalsum på over 9 milliarder kroner.
OMV leverte plan for utbygging og drift (PUD) for Berling-utbyggingen til norske myndigheter i desember 2022. Det foreslåtte utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med fire brønnslotter. Produksjonssystemet foreslås i søknaden å knyttes opp til Åsgard B-plattformen. PUD ble godkjent av Olje- og Energidepartementet in juni 2023.
–Feltet har en planlagt levetid på sju år. Siden driftstiden er såpass kort, er det nødvendig å få utbyggingen mest mulig lønnsom og klimavennlig. Utbyggingen av Berling-feltet er komplekst og omfattende. Det skal bores tre brønner og det skal legges en 24 km lang rørledning på den kuperte havbunnen. Vi ville se på hvordan vi kunne gjøre dette arbeidet best mulig, sier Luca Garzonio, lead operasjonsingeniør ved OMV.
Tall hentet fra Norsk Petroleum
Historiske investeringer per 31.12.2022: 30 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 9 414 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
Balder X
Vår Energi er operatør.
Balder Future-prosjektet består av oppgradering og flytting av produksjonsskipet Jotun FPSO fra Jotun-feltet til Balder-området, for å legge til rette for tilknytning av 14 nye produksjonsbrønner og en ny vanninjeksjonsbrønn, med kapasitet til å utvide med flere framtidige tilknytninger i området. Prosjektet vil forlenge den tekniske levetiden til Jotun FPSO etter 2045. Oktober 2024 annonserte Vår Energi at investeringene blir på drøyt 7,5 milliarder kroner.
Balder X-prosjektet legger til rette for videre utvikling i Balder- og Ringhorne-området, og består av to underprosjekter: Balder Future og Ringhorne fase IV.
– Balder Future er et av de største prosjektene som pågår på norsk sokkel i dag. Prosjektet er en stor premissgiver for fremtiden og derfor er det så spennende, forteller Sindre Wold fra prosjektledelsen i Balder Future på selskapets hjemmeside.
Balder Future involverer flere ulike kontraktører og underleverandører. Det er 4 500 mennesker involvert i prosjektet, i tillegg til de rundt 250 Vår Energi-ansatte som sitter med prosjektstyring, utvikling og gjennomføring.
Historiske investeringer per 31.12.2022: 64 385 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 31 306 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
Ringhorn og Ringhorn Øst
Vår Energi er operatør.
Ringhorne-feltet ligger i Nordsjøen, om lag ni kilometer nordøst for Balder FPU (flytende produksjonsenhet).
Feltet er bygget ut med en plattform som produserer og sender olje og gass til Balder FPU for endelig prosessering, lagring og eksport. Produksjonen på Ringhorne startet i 2003.
Ringhorne Øst er bygget ut med fire brønner fra Ringhorne-feltet, og startet produksjon i 2006. Det ble startet en ny borekampanje fra Ringhorne-plattformen i 2019, som fortsatt pågår.
Ringhorne fase IV er en videreføring av borevirksomheten på Ringhorne-plattformen, etter borekampanjen Ringhorne fase III og boringen av fem produksjonsbrønner.
Historiske investeringer per 31.12.2022: 1 249 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 811 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
Draugen (Endret PUD)
OKEA er operatør.
Draugen ligger i den sørlige delen av Norskehavet. Feltet er bygd ut med en bunnfast betonginnretning med integrert dekk, og har både plattform- og havbunnsbrønner. To rørledninger går fra innretningen til en flytende lastebøye. Produksjonen startet i 1993. PUD-fritak for funnet 6407/9-9 (Hasselmus), som undervannstilknytning til Draugen, ble innvilget i 2021.
Det pågår flere prosjekter for å sikre lønnsom fremtidig produksjon fra feltet, som kraft fra land, levetidsforlengelse og oppgradering av undervannspumpe. I 2023 kom Hasselmusbrønnen i produksjon og leverer nå tilstrekkelig gass til både kraftgenerering og gasseksport. To observasjonsbrønner ble boret i 2023.
Endret PUD prosjekt kraft fra land til Draugen
Historiske investeringer per 31.12.2022: 42 566 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 7 447 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
Maria (Endret PUD)
Wintershall Dea er operatør.
Maria ligger på Haltenbanken i Norskehavet, 25 kilometer øst for Kristin. Maria ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2015. Feltet er opprinnelig bygd ut med to havbunnsrammer, inkludert fem produksjons- og to injeksjonsbrønner tilknyttet Kristin. Gass til gassløft leveres fra Åsgard B-innretningen via Tyrihans D-rammen. Sulfatredusert vann til injeksjon leveres fra Heidrun. Produksjonen startet i 2017. Endret PUD for Maria fase 2, som inkluderer en ny havbunnsramme med fire brønner, ble godkjent i 2023.
Maria fase 2 skal øke utvinningen fra den midtre delen av Garnformasjonen som ikke er drenert av nåværende brønner. Boring av brønner i fase 2 er planlagt i 2024 med oppstart av produksjon i midten av 2025.
Historiske investeringer per 31.12.2022: 15 013 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 6 188 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
Dvalin Nord
Dvalin ligger i den sentrale delen av Norskehavet, 15 kilometer nordvest for Heidrun. Feltet består av tre separate strukturer; Dvalin Øst, Vest og Nord som ble påvist i henholdsvis 2010, 2012 og 2021. Vanndybden er mellom 340 og 400 meter. Plan for utbygging og drift (PUD) av Øst og Vest strukturene ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med fire produksjonsbrønner koblet til Heidrun.. Produksjonen startet i 2020. PUD for Dvalin Nord ble godkjent i juni 2023 og inkluderer en havbunnsramme med tre produksjonsbrønner
Produksjonen fra Dvalin, som ble midlertidig stanset på grunn av høyt kvikksølvinnhold, startet opp igjen i juli 2023 etter at en løsning for fjerning av kvikksølv fra eksportgassen ble installert på Nyhamna.
Historiske investeringer per 31.12.2022: 10 690 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 9 411 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
Eldfisk Nord
Conoco Phillips Skandinavia er operatør.
Eldfisk ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, ti kilometer sør for Ekofisk. 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 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. Endret PUD for undervannsutbygging av den nordlige delen av feltet, Eldfisk Nord, ble godkjent i 2022.
I 2022 ble utvinningstillatelsen 018, som inkluderer Eldfiskfeltet, forlenget til 2048. Boring av nye brønner fortsetter. Boremål modnes også i den østlige strukturen, Eldfisk Øst. Utbygging av Eldfisk Nord pågår, og oppstart av produksjon ventes i 2024.
Historiske investeringer per 31.12.2022: 84 489 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 17 421 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
Ormen Lange
Norske Shell er operatør.
Ormen Lange ligger i den sørlige delen av Norskehavet, 120 kilometer vest-nordvest for prosessanlegget på Nyhamna. 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. I 2022 ble en endret PUD for undervanns gasskompresjon godkjent.
Produksjonen fra feltet er avtakende, og hovedfokus er å øke utvinningen fra feltet. Installering av undervanns gasskompresjon pågår.
Historiske investeringer per 31.12.2022: 58 761 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 8 790 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
