Det er utbyggings-boom på norsk sokkel, og i en serie på tre artikler presenterer Ocean24 alle utbyggingene. I del 3 får du en oversikt over prosjektene til Equinor.
Ved årsskiftet var det om lag 80 funn som blir, eller kan bli, vurdert bygget ut. For de fleste av funnene er tilknytning mot eksisterende infrastruktur den mest sannsynlige utbyggingsløsningen. Equinor er et av selskapene som har flere utbyggingsplaner på norsk sokkel, se oversikten over de ulike prosjektene. For resten av utbyggingene, se de to andre artiklene i serien:
Siden denne samleartikkelen først ble publisert, har Equinor justert estimatet for investeringer og kostnader:
Her er Equinors utbyggingsprosjekter:
Hywind Tampen
En endret PUD for utbygging av Hywind Tampen vindpark ble godkjent i 2020. Vindparken inkluderer 11 flytende turbiner og startet forsyning av innretningene på feltene Snorre og Gullfaks med kraft i 2022/2023. Disse feltene er de første i verden som forsynes med kraft fra en flytende vindpark.
Når som Hywind Tampen er i produksjon drifter Equinor nesten halvparten (47 prosent) av hele verdens flytende havvindkapasitet.
Hywind Tampen blir et testmiljø for videre utvikling av havvind, med utprøving av nye og større turbiner, installasjonsmetoder, forenklet forankring, betongstrukturer og integrasjon mellom kraftgenereringssystemer for gass og havvind.
Eirin
Eirin ligger i midtre Nordsjøen, ti kilometer nordvest for Gina Krog-feltet. Vanndybden er 120 meter. Eirin ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i januar 2024. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med to brønner tilknyttet Gina Krog-innretningen.
Feltet er under utbygging, og etter planen skal produksjonen starte i 2025.
– Utbyggingen av Eirinfeltet viser hvordan vi kan videreutvikle petroleumsindustrien; nemlig ved at nye utbygginger tar i bruk ledig kapasitet i eksisterende infrastruktur. Det er flott å se at industrien fortsetter å investere i nye utbygginger, og det viser de store mulighetene vi har for verdiskaping fra petroleumsressursene våre, sa Energiminister Terje Aasland, i forbindelse med godkjenningen av PUD.
Halten Øst
Halten Øst ligger i Norskehavet, like øst for Åsgardfeltet, og består av seks funn: Natalia, Sigrid, Nona, Flyndretind, Gamma and Harepus. Funnene strekker seg over 65 kilometer fra Natalia i nord til Mikkel Sør i sør. Vanndybden er 200-300 meter. Funnene vil bli utviklet sammen, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i februar 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer fem havbunnsrammer tilknyttet eksisterende infrastruktur på Åsgardfeltet.
Utvinningsstrategien er trykkavlastning med naturlig trykkstøtte fra den underliggende vannsonen.
Halten Øst vil bygges ut i to faser. Produksjon fra første og andre fase er planlagt å starte henholdsvis i 2025 og 2029.
–Utbyggingen av Halten Øst er et resultat av et godt samarbeid blant selskapene for å få lønnsomhet i utbyggingen av flere mindre funn. Dette er god ressursforvaltning i praksis og noe jeg applauderer. Halten Øst er en viktig del av den videre utviklingen og verdiskapingen i Norskehavet, sier olje- og energiminister Terje Aasland om prosjektet da PUD ble godkjent.
Historiske investeringer per 31.12.2022: 940 MILL NOK (i løpende kroner)
Framtidige investeringer fra 2023: 8 356 MILL NOK (i faste 2023-kroner)
Irpa
Irpa ligger i Vøringbassenget i Norskehavet, 80 kilometer vest for Aasta Hansteen-feltet. Irpa ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med fire brønnslisser tilknyttet Aasta Hansteen-innretningen.
–Vi opplever sterk etterspørsel etter olje og gass fra norsk sokkel i dagens geopolitiske situasjon. Ved å utnytte infrastrukturen til Aasta Hansteen, vil utbyggingene hurtig bringe ny produksjon til markedet med lave utbyggingskostnader, samtidig som vi forlenger aktiviteten på vertsplattformene, sier Trond Bokn, direktør for prosjektutvikling i Equinor, i forbindelse med godkjennelse av PUD.
Feltet er under utbygging. Etter planen skal produksjonen starte i 2026.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 89 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 15 984 MILL NOK
JOHAN CASTBERG
Johan Castberg ligger i Barentshavet, 100 kilometer nordvest for Snøhvit-feltet. 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 2018. Utbyggingskonseptet er et produksjons- og lagerskip (FPSO) knyttet til havbunnsrammer med 18 horisontale produksjonsbrønner og 12 injeksjonsbrønner.
Feltet er under utbygging, og det skal etter planen komme i produksjon i 2024.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 49 812 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 29 226 MILL NOK
Verdande
Verdande ligger i Norskehavet, 10 kilometer nord for Nornefeltet. Verdande ble påvist i 2017 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med tre produksjonsbrønner tilknyttet produksjons- og lagringsskipet Norne (FPSO).
– Verdande vil gi en god utnyttelse av ledig kapasitet på Norne-skipet og bidrar til forlenget levetid. Ressursene bidrar til økonomisk levetid for Norne utover 2026, sa Grete Birgitte Haaland, direktør for utforskning og produksjon Nord i Equinor, da de leverte PUD for feltet.
Verdande skal drives og vedlikeholdes som en integrert del av Norne. Dette inkluderer aktiviteter ved forsyningsbasen i Sandnessjøen, helikopterbasen i Brønnøysund samt bruk av lokale bedrifter innenfor ingeniørtjenester og fabrikasjon nord i Norge.
Utviklingen av Verdande bygger på kjent teknologi fra liknende satellittutbygginger på Norne-feltet.
Utbyggingsløsningen består av en havbunnsramme som kobles opp mot Norne-skipet via et nytt produksjonsrør. Oljen vil bli løftet med tankskip og gassen vil gå i rør via Åsgard Transport til Kårstø.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 3 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 4 943 MILL NOK
Wisting (Utsatt)
Equinor og partnerne i Wisting besluttet å utsette investeringsbeslutningen som var planlagt i desember 2022. Arbeidet med å utvikle prosjektet fortsetter med mål om en investeringsbeslutning innen utgangen av 2026.
Oppdatert investeringsestimat for Wisting er på 104 milliarder kroner.
Equinor og partnerne vil nå videreutvikle utbyggingskonseptet, kraft fra land-løsningen og vurdere nye leverandørmodeller for Wisting.
Yggdrasil (Med Aker BP)
Yggdrasil består av lisensgruppene NOA, Fulla og Krafla. Området ligger mellom Alvheim og Oseberg og inneholder totalt rundt 650 millioner fat oljeekvivalenter. Totale investeringer er estimert til 115 milliarder 2022-kroner.
Utbyggingskonseptet består av en ubemannet produksjonsplattform i nord utviklet av Equinor (Krafla) og en prosesseringsplattform med brønnområde og boligkvarter utviklet av Aker BP (NOA) i sør. NOA er planlagt med lav bemanning og utvikles også for å kunne være periodevis ubemannet etter noen år i drift. Frøyfeltet vil utvikles med en normalt ubemannet brønnhodeplattform som knyttes tilbake til NOA. Yggdrasil representerer også en omfattende utbygging på havbunnen med totalt ni havbunnsrammer. Det er planlagt 55 brønner i området.
Gassen vil bli eksportert gjennom et felles rør til Statpipe, mens oljen vil bli eksportert gjennom et felles rør fra NOA til Grane oljerør. Det er etablert egne interessentskap for eksportrørene for gass og olje med Equinor som operatør. Hele Yggdrasil-området skal fjernstyres fra et integrert samhandlingssenter og kontrollrom på land i Stavanger.
Martin Linge
Martin Linge ligger nær grensen til britisk sektor i den nordlige delen av Nordsjøen, 42 kilometer vest for Oseberg. Vanndybden er 115 meter. Martin Linge ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Utbyggingskonseptet er en fullt integrert fast produksjonsinnretning og en flytende lager- og lasteenhet (FSO) for oljelagring. Innretningen har kraftforsyning fra land. PUD-fritak for Herjafunnet og Hervorprospektet ble innvilget i 2017. Produksjonen startet i 2021.
Det er samlet inn ny 4D-seismikk i juli 2023 som vil gi tilleggsinformasjon for oppdatering av reservoarmodellene, og estimater for tilstedeværende volumer og reserver. Den andre borekampanjen på Martin Linge forberedes, og er planlagt å starte tidlig i 2024.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 57 515 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 3 461 MILL NOK
Njord (Endret PUD)
Njord ligger i Norskehavet, 30 kilometer vest for Draugen. 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 og opphørte midlertidig i 2016 da Njord A ble stengt og slept til land for oppgradering og modifisering. Endret PUD for oppgraderingen ble godkjent i 2017. Njord begynte å produsere igjen i slutten av 2022. Feltene Hyme, Fenja og Bauge er tilknyttet Njord.
Boring av nye brønner startet i august 2023. Njord er planlagt å forsynes delvis med kraft fra land via innretningen på Draugen om noen år.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 44 756 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 7 150 MILL NOK
Snøhvit Future
Snøhvit ligger i den sentrale delen av Hammerfestbassenget i det sørlige Barentshavet. 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. Endret PUD for Snøhvit som inkluderer gasskompresjon på land og full elektrifisering ble godkjent i 2023.
Produksjonen fra Snøhvit er på platå. Siden produksjonsoppstart har nye produksjonsbrønner blitt boret på de ulike strukturene. Arbeid pågår for å forberede kompresjon på land og elektrifisering for en betydelig reduksjon av CO2-utslippet fra anlegget på Melkøya.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 20 174 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 24 629 MILL NOK
Oseberg (Endret PUD)
Oseberg ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. 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 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. PUD for Oseberg feltsenter lavtrykk gassproduksjon og kraft fra land ble godkjent i 2022. Feltene Oseberg Øst, Oseberg Sør og Tune er tilknyttet feltsenteret på Oseberg.
– Produksjonen av høyt etterspurt gass fra Oseberg kan opprettholdes på dagens høye nivå i flere år, ved at vi utvinner mer av gassen. Samtidig reduserer vi CO2-utslipp med omtrent 320.000 tonn per år. Prosjektet skal gjennomføres i tett samarbeid med kompetente leverandører og beregninger viser at norsk andel av investeringene vil være i overkant av 80 prosent, sa Trond Bokn, direktør for prosjektutvikling i Equinor, da PUD ble godkjent i 2022.
Strategien for hovedreservoarene på Oseberg er å balansere oljeproduksjonen med økende gassuttak. For å øke utvinningen fra den nordlige delen av feltet er innløpstrykket til Oseberg C-innretningen redusert. Nye produksjonsbrønner bores kontinuerlig for å øke oljeutvinningen. Gassnedblåsning fra Oseberg Delta-strukturen startet i 2022. De første dedikerte gassproduksjonsbrønner ble boret i 2023.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 116 075 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 26 912 MILL NOK
Kristin Sør
Kristin ligger i Norskehavet, noen kilometer sørvest for Åsgard. 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 Kristininnretningen. PUD for Kristin Sør, som inkluderer utbygging av Kristin Q-segmentet og Lavrans, ble godkjent i 2022.
Kristin er i halefasen. Utbyggingen av Kristin Sør som inkluderer utbygging av Kristin Q segmentet og Lavransfeltet pågår og forventet oppstart er 2024.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 30 025 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 9 782 MILL NOK
Troll (Endret PUD)
Troll ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. 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. Troll C blir også brukt til produksjon fra Framfeltet. Flere endrede PUD ble godkjent i forbindelse med installering av flere havbunnsrammer på Troll Vest. En PUD for Troll fase III (gassproduksjon fra Troll Vest) ble godkjent i 2018. Endret PUD for kraft fra land til Troll Vest ble godkjent i 2021.
Equinor og Troll-partnerne annonserte i mai i år at de har vedtatt å investere i overkant av 12 milliarder kroner for å videreutvikle gassinfrastrukturen i Troll Vest gassprovins. Investeringen skal fremskynde produksjonen fra reservoaret slik at dagens høye gasseksportnivå fra Troll- og Kollsnesverdikjeden kan opprettholdes mot 2030.
Den nye infrastrukturen vil fremskynde produksjonen fra reservoaret tilsvarende omtrent 55 milliarder standard kubikkmeter gass. På det meste vil det årlige bidraget fra den nye utbyggingen utgjøre rundt 7 milliarder standard kubikkmeter gass.
Prosjektet Troll Fase 3 steg 2 inkluderer 8 nye brønner fra to nye brønnrammer med havbunnskontroller fra eksisterende brønnrammer. Det skal legges en ny gassrørledning for tilknytning til Troll A-plattformen og prosjektet skal også gjøre modifikasjonsarbeid på Troll A. Produksjonsstart for de første brønnene er planlagt i slutten av 2026.
Så langt er det blitt boret mer enn to millioner meter i reservoaret. I 2023 ble boring av oljeproduksjonsbrønner på feltet avsluttet, imidlertid vil behovet for fremtidige oljeproduksjonsbrønner bli vurdert regelmessig. En ny gasskompresjonsmodul på Troll C kom i drift i 2020 for å øke prosesskapasitet og gassproduksjon. Produksjonen fra første steget for Troll fase III startet i 2021. Utbyggingen består av åtte nye gassproduksjonsbrønner på Troll Vest, og en rørledning til Troll A-innretningen.
Historiske investeringer per 31.12.2020: 242 658 MILL NOK
Framtidige investeringer fra 2021: 26 235 MILL NOK
Sleipner Øst (Endret PUD)
Sleipner Øst ligger i den midtre delen av Nordsjøen. 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-innretningen 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. Utgardfeltet er tilknyttet Sleipner T for prosessering og fjerning av CO2. Via en egen injeksjonsbrønn på Sleipner A injiseres CO2-en i Utsiraformasjonen. Feltene Sigyn, Gungne, Gudrun og Gina Krog er koblet opp mot Sleipner A.
Sleipner Øst er i sen haleproduksjon. Hovedfokus er å øke reserver og redusere produksjonsnedgangen. Det er forventet at Sleipner Øst fortsatt er i drift for tilknyttede felt etter at egen produksjon er opphørt. Innretningene i Sleipnerområdet blir delvis operert med kraft fra land fra 2024.
