Norwegen

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DEA Lizenzen Norwegen

DEA verfügt in Norwegen über ein ausgewogenes und vielversprechendes Lizenzportfolio mit Lizenzen und Projekten in allen wichtigen Phasen sowie in jeder Region des Norwegischen Kontinentalschelf.

DEA ist seit mehr als 40 Jahren in Norwegen aktiv. Ende 2015 erwarb DEA im Rahmen einer Akquisition Anteile an mehr als 40 Lizenzen, inklusive signifikanter Produktionsmengen aus produzierenden Öl-und Gasfeldern in Norwegen.

DEA ist an einer Vielzahl produzierender Felder beteiligt, wie u.a. Gjøa, Snorre, Snøhvit, Knarr, Skarv, Njord und Hyme. Zudem ist das Unternehmen an einigen der bedeutendsten Fündigkeiten der jüngeren Vergangenheit beteiligt, wie Skarfjell und Alta.

Auswahl Lizenzen DEA Norge AS

Dvalin (PL 435)

Das Gebiet der Förderlizenz PL 435 liegt 15 Kilometer nordwestlich des Heidrun-Feldes und 35 Kilometer südlich des Skarv-Feldes in der Norwegischen See. Die nächstgelegene Stadt ist Namsos an der norwegischen Westküste.

Großer Gasfund durch innovative Ideen

In den 1980er Jahren wurde das Dvalin-Feld zunächst aufgrund erfolgloser Erkundungsmaßnahmen anderer Unternehmen für die 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 schließlich 2010 vermeldet werden. Im September 2010 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 Gesamtreserven des Dvalin-Feldes werden auf 18,2 Milliarden Kubikmeter Gas geschätzt.

Technisches Konzept

Das Entwicklungskonzept sieht vier Förderbohrungen und die Verwendung eines 4-Slot-Subsea-Templates vor, das mit der bestehenden Heidrun-Plattform über eine 14,9 Kilometer lange Pipeline verbunden wird. Die Wassertiefe liegt bei knapp 400 Metern. Das Wasser und die Kondensate werden von dem Gas mithilfe eines neuen Gasverarbeitungsmoduls getrennt, das auf der Oberseite von Heidrun installiert wird. Das verarbeitete Gas wird von Heidrun über die Polarled-Verbindungsleitung zum Nyhamna Onshore-Gasterminal für die weitere Verarbeitung transportiert. Schließlich wird das Gas über die Gassled-Pipeline zum Markt transportiert.

Das Feldesentwicklungs- und Betriebskonzept (PDO) wurde im Oktober 2016 bei den Behörden eingereicht. Der Produktionsstart wird für das Jahr 2020 erwartet.

Die Beteiligungen an der Lizenz:

  • DEA Norge AS (Betriebsführer): 55 %
  • Petoro AS: 35 %
  • Edison Norge AS: 10 %

Gjøa

Das Gjøa-Feld liegt 45 Kilometer vor der norwegischen Westküste in der nördlichen Nordsee. Die Förderung startete im November 2010. Das Öl wird per Pipeline über die Plattform Troll Oljerør II nach Mongstad auf dem norwegischen Festland abtransportiert. Gas wird über eine Pipeline in das FLAGS-System (Far North Liquids and Associated Gas System) auf dem britischen Festlandsockel eingespeist und von dort aus weiter nach St. Fergus in Schottland transportiert.

Halbtaucher-Plattform wird vom Festland mit Strom versorgt

Die Halbtaucher-Plattform ist die einzige ihrer Art, die vom Festland mit Strom versorgt wird und somit weniger CO2 emittiert. Über diese Plattform wird derzeit aus dem Gjøa-Feld und dem von Dritten betriebenen Vega-Feld gefördert. Aus dem Gjøa-Feld werden derzeit ca.
3000 - 4000 Standardkubikmeter Öl und zwölf Millionen Standardkubikmeter Gas pro Tag gefördert.

Die Beteiligungen an der Lizenz:

  • DEA Norge AS: 8 %
  • ENGIE E&P Norge (Betriebsführungsgesellschaft): 30 %
  • Petoro: 30 %
  • Wintershall: 20 %
  • Shell: 12 %

Knarr

Das Knarr Feld liegt in der nördlichen Nordsee 112 Kilometer vor der norwegischen Küste. Die Lizenz wurde 2005 im Rahmen der APA-Ausschreibungsrunde vergeben.

Beschleunigung beim Verfahren sorgt für zügige Feldesentwicklung

Der Hauptfund im Lizenzgebiet Knarr aus dem Jahr 2008 wurde in einem beschleunigten Verfahren behandelt. So konnte nur zwei Jahre später bei den norwegischen Behörden ein Feldesentwicklungs- und Betriebskonzept eingereicht werden, das im Juni 2011 genehmigt wurde. Zwischenzeitlich wurde eine Leasing- und Betriebsvereinbarung mit TeeKay geschlossen, in deren Auftrag Samsung ein FPSO-Schiff gebaut hat – ein Schiff, das zur Förderung, Lagerung und Verladung von Erdöl und Erdgas eingesetzt wird.

Im Gebiet Knarr West wurde Ende 2011 Öl gefunden. Die Förderung begann im März 2015 und beträgt zur Zeit um die 50.000 Barrel Öl pro Tag. Das Gas wird über eine eigens hierfür bestimmte Pipeline zum FLAGS-System (Far North Liquids and Associated Gas System) transportiert, in das auch das Erdgas aus dem Feld Gjøa eingespeist wird. Das Öl wird über Tankschiffe abtransportiert.

Die Beteiligungen an der Lizenz:

  • DEA Norge AS: 10 %
  • BG Group (Betriebsführungsgesellschaft): 45 %
  • Idemitsu Petroleum Norway: 25 %
  • Wintershall Norge ASA: 20 %

Njord

Das Njord-Ölfeld liegt etwa 30 Kilometer westlich von Draugen in der Norwegischen See und wurde im Jahr 1986 entdeckt. Die Produktion aus drei Lagerstätten (Tilje, Ile and Åre) startete 1997. Die 2P-Reserven belaufen sich auf 138 Millionen Barrel Öläquivalent (brutto).

Feldesentwicklung

Das Njord-Feld wird mit der Floating Steel-Plattform Njord A entwickelt. Diese besitzt ein integriertes Deck mit Bohr- und Aufbereitungsanlagen sowie Wohnbereichen. Im Jahr 2012 wurden umfangreiche Wartungs- und Modifizierungsarbeiten an der Njord A-Plattform abgeschlossen, um die Lebensdauer zu verlängern sowie die Förderung aus dem Hyme-Feld und der Njord Nordwest-Flanke zu ermöglichen.

Das Öl von Njord wird über eine Pipeline von der Plattform zum Lagertanker Njord Bravo transportiert, welcher direkt neben der Plattform liegt. Das Gas aus dem Njord-Feld wird über eine 40 Kilometer lange Pipeline exportiert. Diese ist an die Åsgard Transportpipeline angebunden. Die Åsgard-Pipeline verbindet das Feld mit der Kårstø-Gasaufbereitungsanlage und den Hauptfernleitungen zum europäischen Gasmarkt.

Njord Future – Verlängerung des Projektlebenszyklus und Steigerung der Produktionsraten

Im Jahr 2016 wurde die Plattform Njord A für Modernisierungsarbeiten nach Stord in das Kvaerners-Trockendock geschleppt. Der Lagertanker Njord Bravo wurde nach Kristiansund an Land geschleppt. Bis die Produktion in 2016 unterbrochen wurde, wurde aus dem Njord-Feld insgesamt 6.821 Tage gefördert und 54 Bohrungen wurden durchgeführt. Für das Feld sind 10 neue Förderbohrungen geplant. Das Projekt Njord Future sieht eine Wiederaufnahme der Projekte Njord und Hyme vor, um die Gewinnung der Ressourcen zu verbessern und die Produktionsdauer zu verlängern. Zudem soll die nahe gelegene Bauge-Fündigkeit (vormals Snilehorn) entwickelt werden.

Anfang 2017 hat DEA die Beteiligungen an sieben Lizenzen im Gebiet Njord aufgestockt und hält jetzt 50 Prozent am Njord-Feld. Im Juni 2017 wurde, mit der Genehmigung der Feldesentwicklungs- und Betriebspläne (Plan for Development and Operation, PDO) für Njord und das neue Feld Bauge durch das Ministerium für Erdöl und Energie ein wichtiger Meilenstein erreicht. Die geplanten Investitionen für beide Felder betragen insgesamt mehr als zwei Milliarden Euro.

Der Produktionsstart im Projekt Njord Future wird derzeit für 2020 erwartet. Die Produktionsphase soll bis in das Jahr 2040 andauern.

Die Beteiligungen an der Lizenz:

  • DEA Norge AS: 50 %
  • Statoil Petroleum AS (Betriebsführungsgesellschaft): 20 %
  • VNG Norge AS: 2,5 %
  • ENGIE E&P Norge AS: 20 %
  • Faroe: 7,50 %

Skarv

Eines der größten Industrieprojekte in Norwegen

Das Skarv-Feld wurde im Jahr 1998 entdeckt und liegt südlich des Polarkreises, 210 Kilometer vor der Küste von Sandnessjøen. Hier gab es insgesamt vier Fündigkeiten, Skarv & Gråsel (1998), Idun (1999) und Snadd (2000).

Im Rahmen der Feldesentwicklung kommt ein 295 Meter langes FPSO-Schiff (Floating Production, Storage and Offloading) mit einer täglichen Produktionskapazität von 85.000 Barrel zum Einsatz. Skarv ist somit das wichtigste produzierende Feld der DEA in Norwegen.

Die Produktion ist im Dezember 2012 gestartet und soll laut Planung 25 Jahre andauern. Seitdem wurden bis Ende 2015 aus dem Skarv-Feld 55 Millionen Barrel Öl gefördert und ca. 11,5 Milliarden Kubikmeter Gaskondensate exportiert. Der Transport des Gases erfolgt über das 80 km lange Åsgard-Transportsystem.

Die Beteiligungen an der Lizenz:

  • DEA Norge AS: 28,08 %
  • BP Norge AS (Betriebsführungsgesellschaft): 23,84 %
  • Statoil ASA: 36,16 %
  • PGNiG Norge AS: 11,92 %

Snøhvit

Snøhvit ist ein Erdgasfeld in der Barentssee und liegt 140 Kilometer nordwestlich der Stadt Hammerfest. Es ist das erste Offshore-Entwicklungsprojekt in der Barentssee und hat im Bereich des Feldes keine Anlagen über der Wasseroberfläche.

Pro Stunde werden bis zu 550 Tonnen Gas verarbeitet

Die Unterwasserbohrungen sind per Förderleitung an die LNG-Anlage auf der Insel Melkøya vor Hammerfest angebunden. Die Wassertiefe vor Ort beträgt 310 bis 340 Meter. Das Feld umfasst zusätzlich zu Snøhvit mehrere Funde und Lagerstätten in den Strukturen Askeladd und Albatross.

Das in der LNG-Anlage verflüssigte Erdgas wird mit LNG-Tankschiffen abtransportiert. Zurzeit wird eine Erweiterung der Verarbeitungskapazitäten der LNG-Anlage auf Melkøya geprüft. Die derzeitige Verarbeitungskapazität der Anlage beträgt 530 bis 550 Tonnen pro Stunde.

Die Beteiligungen an der Lizenz:

  • DEA Norge AS: 2,81 %
  • Statoil (Betriebsführungsgesellschaft): 36,79 %
  • Petoro: 30 %
  • Total E&P Norge: 18,4 %
  • ENGIE E&P Norge: 12 %

Snorre

Snorre ist ein Ölfeld im Gebiet Tampen in der nördlichen Nordsee. DEA ist mit 8,57 % an dem Feld beteiligt, das einen großen Teil der Ölreserven von DEA Norge enthält. Derzeit werden im Snorre-Feld pro Tag etwa 110.000 Barrel Öl gefördert.

Förderung in 2.000 Metern Tiefe

Das Snorre-Feld besteht aus mehreren großflächigen Verwerfungen. Die Lagerstätte besteht aus Sandstein der Statfjord- und Lunde-Formationen im Unterjura und der Trias. Sie liegt in einer Tiefe zwischen 2.000 und 2.700 Meter. Der südliche Teil des Feldes ist mit einer TLP-Plattform (Plattform mit Abspannung zum Meeresboden) und einem Unterwasser-Fördersystem (Snorre A) erschlossen worden. Der nördliche Teil des Feldes wird mit einer Halbtaucher-Bohr- und Förderplattform erschlossen (Snorre B)

Förderdauer des Snorre-Feldes soll verlängert werden

Auf der Plattform Snorre A werden Öl und Gas in zwei Stufen getrennt und von dort per Pipeline für die Endverarbeitung und den Abtransport zu Plattform Statfjord A gebracht. Von der Statfjord-Plattform wird das Öl auf Shuttletanker verladen und überschüssiges Gas über die Statpipe-Pipeline nach Kårstø geschickt. Verarbeitetes Öl von der Plattform Snorre B wird zur Zwischenlagerung und Verladung auf Shuttletanker per Pipeline zur Plattform Statfjord B transportiert.

Die Lizenzpartner entwickeln seit einigen Jahren Pläne für die künftige und langfristige Förderung aus dem Feld (Projekt Snorre 2040). Ziel des Projektes ist es, die Förderdauer des Snorre-Feldes aufgrund seines erheblichen Potenzials zu verlängern.

Die Beteiligungen an der Lizenz:

  • DEA Norge AS: 8,57 %
  • Statoil (Betriebsführungsgesellschaft): 33,28 %
  • Petoro: 30 %
  • ExxonMobil Norge: 17,45 %
  • Idemitsu Petroleum: 9,6 %
  • Core Energye: 1,1 %

Statfjord Øst

Statfjord Øst ist ein Offshore-Ölfeld, das etwa sieben Kilometer nordöstlich des Statfjord-Feldes im Gebiet Tampen in der Nordsee liegt. Die Wassertiefe vor Ort beträgt 150 bis 190 Meter.

Das Feld ist mit zwei Fördereinrichtungen und einer Wassereinpressanlage auf dem Meeresboden erschlossen worden, die über Leitungen mit der Plattform Statfjord C verbunden sind. Außerdem ist eine Förderbohrung von der Plattform Statfjord C durchgeführt worden.

An dem von Statoil betriebenen Feld sind neben uns auch Petoro, ExxonMobil, Centrica Resources und Idemitsu Petroleum.
DEA hält eine Beteiligung von 1,4 % an dem Feld.

Vigdis/Tordis (PL089)

Diese Lizenz umfasst die beiden produzierenden Felder Tordis und Vigdis und das Entwicklungsprojekt Vigdis North East. Das Lizenzgebiet liegt 210 Kilometer nordwestlich von Bergen im Gebiet Tampen in der Nordsee. Wir halten eine Beteiligung von 2,8 Prozent an der Lizenz. Statoil ist Betriebsführungsgesellschaft, und die weiteren Partner sind Petoro, Exxon Mobil und Idemitsu.

Entdeckung vor mehr als 25 Jahren

Das Tordis-Feld wurde 1987 mit der Fundbohrung 34/7-12 entdeckt, und das Feldesentwicklungs- und Betriebskonzept im Mai 1991 genehmigt. In der ersten Entwicklungsphase wurden sieben Bohrungen durchgeführt. Später kamen vier weitere Förderbohrungen und drei Einpressbohrungen hinzu, die über Bohrschablonenrahmen mit jeweils vier Bohransatzöffnungen komplettiert wurden. Das Feld ist mit der Gullfaks C-Plattform verbunden. Die Wassertiefe beträgt zwischen 150 und 220 Meter.

Das Vigdis-Feld wurde 1988 mit der Fundbohrung 34/7-13 entdeckt, und das erste Feldesentwicklungs- und Betriebskonzept im Dezember 1994 genehmigt. Das Feld wurde zunächst mit zwei Förderbohrungen und einer Einpressbohrung, die über Bohrschablonenrahmen mit jeweils vier Bohransatzöffnungen komplettiert wurden, erschlossen. Das Feld in mit der Snorre A-Plattform verbunden. Die Wassertiefe beträgt etwa 280 Meter.

Ausweitung des Vigdis-Feld

2002 wurden weitere Investitionen für das Vigdis-Gebiet beschlossen (Vigdis Extension). 2003 folgte die Installation von zwei neuen Bohrschablonenrahmen mit jeweils vier Bohransatzöffnungen (einer für Förderbohrungen und einer für Einpressbohrungen). Zusätzlich wurden zwei Satellit-Förderbohrungen eingerichtet, die über Pipelines mit den Bohrschablonenrahmen für die Förder- und Einpressbohrungen verbunden sind.

Vigdis North East wurde 2009 mit der Fundbohrung 34/7-34 entdeckt. In einem beschleunigten Verfahren wurde am 16. September 2011 das Feldesentwicklungs- und Betriebskonzept genehmigt.

Vigdis North East verfügt über förderbare Reserven von etwa 33 Mio. Barrel Öläquivalent. Das Feld wird mit einem Unterwasser-Fördersystem erschlossen, das über die Vigdis-Infrastruktur mit der Plattform Snorre A verbunden ist.