Globale nettside

Wintershall har aktivitet over hele verden. Lær mer selskapets strategi, prosjekter og verdier på vår globale nettside.

www.wintershall.com

 

 

Wintershall Norge

Wintershall globalt
Språk:

Produksjon 100.000 foe per dag

Wintershall Norge er en av de ledende operatørene på norsk sokkel. I 2017 tok vi neste skritt på vår reise, ved å ta Maria-feltet fra funn til produksjon. Sammen med Brage og Vega er vi nå operatør for tre produserende felt i Norge. I løpet av de neste årene planlegger vi oppstart av ytterligere produksjon fra våre egenopererte utbygginger.

Vår daglige produksjon er nå rundt 100 000 fat oljeekvivalenter (foe) og med dette er vi blant de store produsentene i Norge.

Brage

Brage-feltet er Wintershall Norges første produksjonsfelt hvor vi er operatør. Feltet ligger i blokkene 30/6, 31/4, og 31/7, rett øst for Oseberg i den nordlige delen av Nordsjøen og 125 kilometer vest for Bergen. Havdypet er 137 meter. Den første oljen på Brage ble produsert så tidlig som i 1993, da feltet ble driftet av Hydro. Statoil overtok i 2009, men fra 1. oktober 2013 ble Wintershall Norge operatør. 

Brage er en integrert plattform med boligkvarter, reservemodul, prosessmoduler, boremoduler, brønn og manifoldområder. Boligkvarteret har en kapasitet på 130 personer. 

Brage er bygd ut med en bunnfast integrert produksjons-, bore-og boliginnretning med stålunderstell. Vanninjeksjon blir benyttet for å øke oljeproduksjonen i Statfjord-, Sognefjord, Fensfjorden- og Brentformasjonene. Det blir injisert produsert vann i Statfjord og Utsira vann i Fensfjord og Brent. Gassløft brukes i de fleste brønnene, uavhengig av formasjonen. Brage har ingen lagringskapasitet og oljen eksporteres derfor via Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Gassen eksporteres via en egen rørledning til Kårstø. 

Maria

Gass + Olje

Maria-feltet har vært en viktig del av Wintershall Norges plan om å bli en av de ledende operatørene på norsk sokkel. Feltet ligger i blokkene 6407/1 og 6406/3 på Haltenbanken i Norskehavet. Funnet ble gjort i 2010 og er estimert til å inneholde rundt 180 millioner fat utvinnbar olje, hvorav mesteparten er olje.

Wintershall og lisenspartnerne Petoro og Spirit Energy startet produksjonen på Maria-feltet i desember 2017, bare 2 år og 3 måneder etter godkjenning fra norske myndigheter i september 2015. Feltet har blitt bygget ut som en havbunnstilkobling til fire vertsinstallasjoner. Brønnstrømmen fra Maria går til Kristin-plattformen for prosessering, mens vann til injeksjon i reservoaret kommer fra Heidrun-plattformen. Løftegass blir tilført fra Åsgard B via havbunnsrammen Tyrihans D. Prosessert olje blir overført til Åsgard-feltet for lagring og lasting til skytteltankere. Gassen blir eksportert via Åsgard Transport System til Kårstø.

UTBYGGING AV MARIA-FELTET

Lær mer om prosjektet

Gjøa

Gass + Olje

Gjøa-feltet ligger i blokkene 35/9 og 36/7 i Nordsjøen, 60 kilometer vest for Florø. Feltet ble oppdaget i 1989 av Hydro. Da feltet stod klart til produksjon i 2010 tok Neptune Energy Norge AS (tidligere ENGIE) over driften. Anlegget omfatter fire havbunnsrammer koblet til et halvt nedsenkbart produksjons-og prosessanlegg. Plattformen har et dekksanlegg på 22 000 tonn og et skrog med en tørrvekt på 15 000 tonn.

Gjøa-feltet er et komplekst gassfelt med et tynt (10-15 meter) oljelag. De viktigste reservoarene på Gjøa-feltet er formasjonene i Viking-gruppen: Fensfjorden og Sognefjorden. Produksjonen foregår ved trykkavlastning. Hydrokarbonutvinning er optimalisert ved først å produsere olje, før produksjonen fra gasskappen begynner. 

Gjøa-anlegget er den første flytende plattformen som får strøm fra fastlandet. Gjøa ligger i et dynamisk område der det nylig er gjort funn og blir nå vurdert som vertskap for ytterligere ressurser.

Vega

Gass

Vega-feltet består av feltene Vega Nord, Vega Sentral og Vega Sør. Vega Nord og Sentral ligger i blokk 35/8 og er dekket av utvinningstillatelsene 248 og 248B. Vega Sør-feltet ligger i blokk 35/11 og er dekket av utvinningstillatelse 090C. 

Vega ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 28 kilometer vest for Gjøa-anlegget og 80 kilometer vest for Florø. Vega Nord og Vega Sentral ble oppdaget i henholdsvis 1980 og 1982 av Gulf Exploration. Mobil oppdaget Vega Sør i 1987. Wintershall Norge overtok operatørskapet for Vega-feltet fra Statoil i mars 2015.

Vega Nord og Vega Sentral er gasskondensatfelt. Vega Sør-feltet er et gasskondensatfelt med et oljelag over. Feltet vil bli produsert med trykkavlastning slik at det underliggende gassreservoaret skaper et naturlig gassløft for det grunnere oljelaget.

Edvard Grieg

Olje

Edvard Grieg er lokalisert på Utsirahøyden i Nordsjøen, rundt 180 kilometer vest for Stavanger. Feltet ble oppdaget i 2007 og startet produksjon i november  i 2015. Feltet består først og fremst av olje, og er utbygd med en bunnfast stålplattform, med prosessmodul og boligkvarter.
 
Totalt har Edvard Grieg påviste reserver på rundt 187 millioner fat oljeekvivalenter. Plattformen er utbygd som et regionalt knutepunkt for å motta og behandle hydrokarboner fra nåværende og fremtidige utbygginger og funn i området. Oljen blir transportert via Grane-rørledningen til Sture-terminalen utenfor Bergen, mens gassen blir transportert via et eget rørsystem til St. Fergus i Skottland.

Ivar Aasen

Olje

Ivar Aasen-feltet er lokalisert vest for Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen og ble oppdaget i 2008. Feltet ble satt i produksjon 24. desember 2016.

Ivar Aasen omfatter ressurser i fem Nordsjø-lisenser, PL 001B, 028B, 242, 338 og 547. Feltet som også inkluderer Wintershall sitt Asha-funn blir bygget ut i to faser. Reservoarene Ivar Aasen og West Cable bli utvunnet fra en bemannet produksjonsplattform.

Den valgte utbyggingsløsningen innebærer en tilkobling med rørledning til produksjonsplattformen Edvard Grieg, for endelig behandling og eksport av utvunnede volumer. Edvard Grieg vil også gi støtte for løftegass og strøm til produksjon.

Knarr

Olje

Produksjon av ressursene på Knarr-feltet, inkludert Knarr vest, i den nordlige delen av Nordsjøen forventes å ha en totalproduksjon på rundt 75-80 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Feltet som tidligere ble kalt Jordbær, ligger i blokk 34/3, i forlengelsen av Tampenområdet ca. 45 kilometer nordøst for Snorre-feltet. Feltet startet produksjon i mars 2015.
 
Knarr ble oppdaget i 2008 og er utbygd med to havbunnsinnretninger på 400 meters havdybe som er tilkoblet et flytende produksjonsskip med lager, en såkalt FPSO (floating production storage and offloading unit). Skipet har en produksjonskapasitet på 63.000 fat per dag.
 
A/S Norske Shell er operatør på Knarr med 45 %. Idemitsu Petroleum Norge AS har en andel på 25 %, mens DEA Norge AS har 10 % og Wintershall Norge AS har 20 % i feltet.

Veslefrikk

Gass + Olje

Veslefrikk-feltet ligger 30 kilometer nord for Oseberg i den nordlige delen av Nordsjøen på 185 meters dyp. Feltet med to anlegg vedlikeholdes fra en fast brønnhovedinnretning i stål og en halvt nedsenkbar innretning. Veslefrikk har vært i produksjon siden 1989. 

En oljerørledning er koblet til Oseberg Transport System (OTS) for transport til Stureterminalen. Veslefrikk-feltet er i sluttfasen av produksjonssyklusen.