Utbyggingsløsning for Johan Sverdrup

Artikkelen er fra nyhetsarkivet til Det norske.

13. februar 2014

Partnerne i Johan Sverdrup-feltet har besluttet hvordan feltet skal bygges ut i første fase. Gigantfeltet kommer i produksjon i 2019, og er et av de største feltene på norsk sokkel noensinne. Levetiden til feltet vil være 50 år.

Viseadministrerende direktør Øyvind Bratsberg i Det norske sier det er valgt en god og robust løsning for utbyggingen av Johan Sverdrup.

– Dette er et enestående felt som vil gi store verdier til fellesskapet. Feltet vil stå for omtrent en fjerdedel av norsk oljeproduksjon når det er på platå. Vi er stolt av å være med på denne utbyggingen.

Utbygging fase 1

Feltsenteret i første fase har prosessplattform, boreplattform, stigerørsplattform og boligkvarter, og er tilrettelagt for fremtidig utbygging. Illustrasjon fra Statoil.

Johan Sverdrup-feltet innholder mellom 1,8 og 2,9 milliard fat olje. Feltet vil bygges ut i flere faser. Første fase har en kapasitet på 315.000 til 380.000 fat oljeekvivalenter per dag. Forboring av brønner vil bidra til en rask produksjonsoppbygging. Mer enn 70 prosent av de totale ressursene i feltet kan tas ut med de installasjonene som kommer i første fase.

Alt inkludert
Investeringene i første fase er anslått til mellom 100 og 120 milliarder kroner. Inkludert i dette er hele feltsenteret, brønner, eksport av olje og gass, og kraftløsning. Det inneholder også avsetning til uforutsette endringer, og avsetning for eventuell prisutvikling i markedet.

Første fase legger også til rette for tiltak for økt utvinning, sier Øyvind Bratsberg.

– Det norske mener det er mulig å øke utvinningsgarden betydelig til opp mot 70 prosent.

Partnerskapet arbeider kontinuerlig for å få ned investeringsnivået i første fase.

Stor kapasitet
Feltsenteret i første fase har prosessplattform, boreplattform, stigerørsplattform og boligkvarter, og er tilrettelagt for fremtidig utbygging. Installasjonene har stålunderstell forbundet med broer. De skal stå på et vanndyp på rundt 120 meter.

Feltsenteret

Feltsenteret for Johan Sverdrup i fase 1 bygges ut med fire installasjoner. Illustrasjon fra Statoil.

Feltsenteret i fase 1 er robust og fleksibelt. Framtidige utbyggingsfaser skal sikre god utnyttelse av områdene som til sammen utgjør Johan Sverdrup-feltet. For de framtidige fasene skal det foretas en rekke valg før endelig feltløsning er på plass. Ved full utbygging ventes en platåproduksjon for hele feltet i området 550.000-650.000 fat oljeekvivalenter. Både teknisk og økonomisk er levetiden for Johan Sverdrup rundt 50 år.

Ny infrastruktur
Eksportløsningen for olje og gass fra Johan Sverdrup er ilandføring gjennom egne rør. Oljen skal transporteres til Mongstad-terminalen i Hordaland. Gassen skal transporteres via Statpipe til Kårstø i Rogaland for prosessering og videre transport. Johan Sverdrup fase 1 vil forsynes med kraft fra land med omformer på Kårstø som leverer likestrøm til omformer på stigerørsplattformen og sikrer 80 megawatt til feltsenteret.

Partnerskapet
Johan Sverdrup-feltet består av tre lisenser. Det norske har 20 prosent i lisens 265 og 22,22 prosent i lisens 502. Partnere i lisens 265 er Statoil 40 prosent(operatør), Petoro 30 prosent, og Lundin Norway 10 prosent. I lisens 502 har Statoil 44,44 prosent (operatør) og Petoro 33,33 prosent. I lisens 501 har Lundin Norway 40 (operatør), Statoil 40 prosent og Maersk Oil 20 prosent.

Signatur

Fakta om Johan Sverdrup (PL 265, PL 501 og PL502)

Feltsenteret for Johan Sverdrup i fase 1 bygges ut med fire installasjoner. Installasjonene har stålunderstell og er forbundet med broer. Vanndypet er rundt 120 meter.

Prosessplattform

Har all prosesseringskapasitet for hele feltsenteret i fase 1. Separasjons- og injeksjonssystemer. Gass, olje og injeksjonsvann sendes i rør til stigerørsplattform. Designet for kapasitet på 315.000 til 380.000 fat oljeekvivalenter. Plattformdekket har tre moduler med to separasjonstog for olje og gass-separasjon, rensing av produsert vann, gassbehandling og hjelpesystemer. Står på stålunderstell på åtte ben. Plattformdekkets vekt er anslått til 23 000 tonn og er 100 meter langt og 25 meter bredt.

Boreplattform

Feltsenteret planlegges med integrert boreanlegg. Dette er valgt ut fra bunnforhold og antall brønner fra feltsenteret. Plattformdekket består av 48 slisser, brønnintervensjonsdekk og manifolder. Står på stålunderstell på åtte ben.  Forboring foregår med flyterigg igjennom en forboringsramme. Vekten er anslått til 15.000 tonn tørr vekt. Størrelser 40 meter x 83 meter.

Stigerørsplattform

Dette er sentralen for eksport av prosessert olje og gass, samt sentral for innkommende volumer fra fremtidige tilkobling fra satellitter. Plattformen er designet med mellom 40 og 50 stigerør og J-rør. I tillegg er vanninjeksjons- og oljeeksportpumper lokalisert her. Plattformen har en omformermodul (DC/AC) for kraft fra land. Plattformen i fase 1består av tre moduler. Store deler av værdekket på disse modulene er designet for å kunne installerer fremtidige moduler for tiltak for økt utvinning (EOR) og/eller håndtere økt produksjon fra fremtidige utbyggingsfaser. Plattformdekk har en tørrvekt på ca 19000 tonn i fase en og er ca 125 meter lang og 30 meter bred.

Boligkvarter

Plattformdekket består av selve boligkvarteret med 450 lugarer, kontrollrom og hjelpe/styringssystem.  Her er også helikopterdekket og livbåter plassert. Størrelsen er 85 x 28 meter, står på stålunderstell på fire ben. Vekt rundt 16.500 tonn.

Transportløsninger

Oljen skal transporteres til Mongstad-terminalen i Hordaland i en 274 kilometer lang rørledning med en diameter på 36 tommer. Prosjektet inkluderer ilandføring og landtrasé og modifikasjoner på Mongstad-terminalen.

Gassen skal transporteres til Kårstø i Rogaland for prosessering og videre transport. Rørledningen blir 165 kilometer lang og har en diameter på18 tommer. Rørledningen skal knyttes til Statpipe ved hjelp av en undervannstilkobling (hot tap). Tilknytningspunktet ligger rundt 10 kilometer vest for Karmøy.

Undergrunnen

Totalt volum i feltet er mellom 1,8 og 2,9 milliarder fat oljeekvivalenter for hele feltet. Reservoaret strekker seg over 200 kvadratkilometer. Reservoaret er på en dybde rundt 1800-1900 meter under havbunnen. Det er meget gode reservoaregenskaper kjennetegnet ved god gjennomstrømning. Normalt trykk og normal temperatur (hydrostatisk). Trenger trykkstøtte i form av vanninjeksjon.