Dvalin

Die Dvalin-Lizenz in der Norwegischen See

Das Dvalin-Gasfeld, vormals Zidane, wurde im Jahr 2010 entdeckt und ist DEAs erstes eigenoperiertes Feldesentwicklungsprojekt in Norwegen. Das überarbeitete Entwicklungskonzept ist auf nachhaltige Wirtschaftlichkeit ausgerichtet und berücksichtigt die höchsten Sicherheits- und Umweltschutzmaßstäbe.

Das Feld liegt in der Produktionslizenz PL 435, etwa 15 Kilometer nordwestlich des Heidrun-Feldes und 35 Kilometer südlich des Skarv-Feldes in der Norwegischen See. Die Lizenz wurde DEA im Rahmen der Lizenzrunde APA 2006 (Awards in Predefined Areas 2006) zugeteilt.

Das Feldesentwicklungs- und Betriebskonzept (PDO) wurde von den norwegischen Behörden genehmigt. Der Produktionsstart wird für das Jahr 2020 erwartet.

Exploration

In den 1980er Jahren wurde das Dvalin-Feld zunächst aufgrund erfolgloser Erkundungsmaßnahmen anderer Unternehmen in der Ölindustrie als nicht besonders vielversprechend angesehen. In der Folgezeit brachten innovative Ideen und Ansätze neue Erkenntnisse und 2007 bekam ein Konsortium, mit DEA als Betriebsführungsgesellschaft, die Lizenz PL 435 zugesprochen.

Der erste große Gasfund in diesem Feld konnte im September 2010 vermeldet werden. In diesem Jahr wurde die erste Explorationsbohrung im Feld Dvalin durchgeführt und stieß in der Fangst-Formationsgruppe auf einen gasführenden Horizont mit einer Mächtigkeit von 150 Metern (Dvalin Ost). Ein zweiter gasführender Horizont mit einer Mächtigkeit von 140 Metern wurde 2012 mit einer zweiten Explorationsbohrung (Dvalin West) entdeckt.

Die Bohrinsel West Alpha

Feldesentwicklung – Effizienz gesteigert

Das Dvalin-Feldesentwicklungskonzept beinhaltet eine Vereinbarung zur Anbindung der Dvalin-Lizenz an Heidrun. Es sieht vier Förderbohrungen und die Verwendung eines 4-Slot-Subsea-Templates vor, das mit der bestehenden Heidrun-Plattform verbunden wird. Das 4-Slot-Template wird zusammen mit Förderleitungen und einem Kontrollkabel auf dem Meeresboden angebracht. Auf der Heidrun-Plattform wird ein neues 4500-Tonnen-Modul zur Gasaufbereitung und -verdichtung installiert. Statoil wird alle Arbeiten auf Heidrun durchführen. DEA ist als Betriebsführer von Dvalin für alle Unterwasser- und Untergrundarbeiten verantwortlich.

Das aus dem Dvalin-Feld geförderte Gas wird mithilfe einer 14,9 Kilometer langen Pipeline zur Heidrun-Plattform transportiert. Von dort aus wird es in die Polarled-Pipeline geleitet, über die es zum Nyhamna Onshore-Gasterminal gelangt und dort zu trockenem Gas weiterverarbeitet wird. Schließlich wird das Gas über die Gassled-Pipeline dem Markt zur Verfügung gestellt.

Das Konsortium konnte die Projektkosten um mehr als 20 Prozent reduzieren, verglichen mit der ursprünglichen Planung. Dies ist das Ergebnis einer effizienteren Projektdurchführung sowie der Vereinfachung einiger Lösungen. Darüber hinaus führte die Wettbewerbssituation im Zulieferermarkt zu einer weiteren Senkung der Kosten.

Überblick

BetriebsführerDEA Norge AS (55%)
Partner*

Petoro (35%)
Edison (10%)

LizenzPL 435
GeographieEtwa 259 Kilometer nördlich von Kristiansund in Mittelnorwegen und 15 Kilometer nordwestlich des Heidrun-Feldes und 35 Kilometer südlich des Skarv-Feldes in der Norwegischen See
Geologie

Tiefenlage des Reservoirs 4.200 m
Reservoire sind die Sandsteine der Garn & Ile Formation des Mittleren Juras sowie der unterkretazischen Lange Formation (sekundäres Reservoir)

Wassertiefe399 m
Konzessionsfläche102 km2
Geschätzte Gesamtreserven18,2 Milliarden Kubikmeter Gas
Geplanter Produktionsstart2020