Utsira High Project, Nordsee, Norwegen

Das Projekt Utsira High in der norwegischen Nordsee soll voraussichtlich zwischen 2026 und 2027 mit der Produktion beginnen.

Entwicklung von Offshore-Ölfeldern

Nordsee, Norwegen

Aker BP, Equinor, Sval Energi, OMV und Wintershall Dea

Aker BP

93Mmboe

16 Mrd. Nkr (1,49 Mrd. USD)

2026-2027

Das Utsira High-Projekt umfasst die Entwicklung zweier separater Unterwasser-Anbindungsprojekte im zentralen Teil der Nordsee, vor der Küste Norwegens.

Aker BP wird das Projekt zusammen mit seinen Partnern Equinor, Sval Energi, OMV und Wintershall Dea mit einer geschätzten Investition von 16 Mrd. Nkr (1,49 Mrd. USD) entwickeln. Das Projekt wird von Aker BP betrieben.

Das Troldhaugen-Projekt im Edvard-Grieg-Gebiet sollte früher als Teil des Utsira-High-Projekts entwickelt werden. Aker BP reichte im Dezember 2022 die Pläne für die Entwicklung und den Betrieb der Projekte Symra und Troldhaugen sowie den Entwicklungsplan für Solveig Phase 2 beim norwegischen Ministerium für Erdöl und Energie (MPE) ein.

Allerdings ließ das Unternehmen die Pläne für das Troldhaugen-Projekt im März 2023 wegen mangelnder Finanzierbarkeit fallen. Die Entscheidung wurde aufgrund einer Reduzierung des erwarteten förderbaren Volumens aufgrund der Durchführung eines erweiterten Bohrlochtests getroffen.

Die Entwicklungspläne von Symra und Solveig Phase 2 wurden im Juni 2023 vom MPE genehmigt.

Die Bohraktivitäten für die beiden Entwicklungen werden voraussichtlich im dritten Quartal (Q3) 2025 beginnen. Die Produktion von Solveig Phase 2 und Symra wird voraussichtlich im ersten Quartal (Q1) 2026 bzw. 2027 beginnen.

Symra, früher bekannt als Lille Prinsen, liegt in einer Wassertiefe von 110 m innerhalb der Produktionslizenzen (PL) 167, 167B und 167C. Symra liegt 5 km nordöstlich des Feldes Ivar Aasen und wird von Aker BP mit einer Beteiligung von 50 % betrieben. Equinor hält 30 % der Anteile an dem Projekt, während Sval Energi die restlichen 20 % besitzt.

Solveig Phase 2 ist eine Erweiterung des Solveig-Feldes, das sich innerhalb von PL 359, etwa 15 km südlich des Edvard-Grieg-Feldes, befindet. Aker BP betreibt Solveig Phase 2 mit 65 % der Anteile, während OMV und Wintershall Dea 20 % bzw. 15 % halten.

Symra wurde 2003 mit der Bohrung 16/1-29 S entdeckt und 2018 mit der Bohrung 16/1-29 ST2 in Reservoirgesteinen der Zechstein-Gruppe aus dem Perm, der Heimdal-Formation aus dem Paläozän und der Gitterformation aus dem Eozän nachgewiesen Epoche.

Die Erkundungs-/Abgrenzungsbohrungen im Jahr 2019 fanden Ressourcen in den Jura-/Kreidezeit-Reservoirs.

Phase 2 von Solveig zielt auf das Synrift-Reservoir aus dem späten Devon (Buchan-äquivalente Formation) mit zusätzlichen Bohrlöchern in Segment B. Die Entwicklung umfasst auch die Segmente A und D des Solveig-Feldes sowie das Outer Wedge-Reservoir aus dem späten Devon. Permian Rotliegendes Group im Segment D.

Es wird geschätzt, dass die beiden Entwicklungen förderbare Ressourcen von 93 Millionen Barrel Öläquivalent (Mmboe) enthalten. Symra verfügt schätzungsweise über voraussichtlich förderbare Ressourcen von 7,4 Millionen Standardkubikmetern Öläquivalent (46,55 Millionen Barrel Öl).

Die geplante norwegische Offshore-Entwicklung umfasst zwei Unterwasseranbindungen an die Produktionsplattformen Ivar Aasen und Edvard Grieg, die sich in der Region befinden und von Aker BP betrieben werden.

Symra und Solveig Phase 2 sollen unter Nutzung der vorhandenen Verarbeitungskapazität der Plattformen Ivar Aasen und Edvard Grieg entwickelt werden.

Die Symra-Felderschließung wird vier Produktionsbohrungen über eine integrierte Schablonenstruktur/Schablone mit vier Schlitzen und ein Bohrzentrum umfassen. Das Unterwassersystem wird Pipelines für Öl, Gaslift, Wasserinjektion und Versorgungsleitungen umfassen.

Das Symra-Feld wird zur teilweisen Verarbeitung an die Ivar Aasen-Produktionsplattform angebunden. Öl und Gas aus dem Feld werden auf der Edvard-Grieg-Plattform einer Endverarbeitung unterzogen.

Die Phase-2-Entwicklung von Solveig umfasst zwei Bohrzentren, darunter ein einzelnes Satelliten- und ein Schablonenbohrzentrum, zwei multilaterale Produzenten und eine Wasserinjektionsbohrung.

Solveig Phase 2, eine Erweiterung des PDO für Phase 1 des Solveig-Feldes, wird unter Nutzung der vorhandenen Infrastruktur wie Pipeline-Endverteilern mit Verbindungspunkten entwickelt.

Solveig Phase 2 wird über die bestehende Infrastruktur bei Solveig an die Edvard Grieg-Plattform angebunden.

Das Utsira High-Projekt wird von Land mit Strom versorgt, wodurch die Kohlendioxidemissionen bei der Produktion deutlich reduziert werden.

Die Ivar-Aasen-Plattform ist eine bemannte Produktions-, Bohr- und Unterbringungsplattform, die mit digitaler Zwillingstechnologie ausgestattet ist.

Die 30.000 Tonnen schwere Edvard-Grieg-Plattform befindet sich auf der Westseite von Utsira High und ist eine Verarbeitungsplattform mit einem am Boden befestigten Stahlmantel in einer Wassertiefe von 109 m. Es wurde als Host-Plattform für die Erschließung neuer Felder in der Region entwickelt. Solveig-Feldphase 1 ist bereits an die Plattform gebunden.

Das Öl und Gas von der Ivar-Aasen-Plattform werden zur Endverarbeitung zur Edvard-Grieg-Plattform transportiert.

Das verarbeitete Öl wird von der Edvard-Grieg-Plattform über die Edvard-Grieg-Ölpipeline und die Grane-Ölpipeline zum Oseberg Transport System (OTS) geleitet. Der Transport erfolgt über das OTS zum Onshore-Terminal Sture.

Das verarbeitete Gas wird über die Utsira High Gas Pipeline zum Scottish Area Gas Evacuation-Pipelinesystem auf dem britischen Festlandsockel und weiter zu einem Onshore-Terminal exportiert.

Das in Norwegen ansässige Ingenieurunternehmen Moreld Apply wurde im März 2023 mit der Bereitstellung von EPCI-Dienstleistungen (Engineering, Beschaffung, Bau und Installation) für die Modifikation der Oberseite der Edvard-Grieg-Plattform für das Utsira-High-Projekt beauftragt. Das Unternehmen wurde auch mit der Front-End-Technik und dem Design beauftragt (FEED)-Vertrag für die Edvard Grieg-Oberseitenmodifikationen im Jahr 2022.

Aibel, ein ebenfalls in Norwegen ansässiges Energieinfrastrukturbauunternehmen, erhielt im März 2023 einen Auftrag zur Bereitstellung von EPCI-Dienstleistungen für Modifikationen der Ivar-Aasen-Plattform für die Rückbindung des Symra-Feldes.

Das Energietechnologieunternehmen TechnipFMC erhielt im Januar 2023 den Auftrag zur Bereitstellung integrierter EPCI-Dienstleistungen für die Unterwasserproduktionssysteme, Steuerungen, Pipelines und Versorgungsleitungen des Utsira High-Projekts. Der Auftrag wurde nach einer FEED-Studie zur Optimierung des Feldlayouts vergeben.

NKT, ein Anbieter von Kabeln und Kabelzubehör, hat im März 2023 die Lieferung und Installation von Stromkabelsystemen abgeschlossen, um sechs Offshore-Plattformen im Utsira High-Gebiet, darunter Edvard Grieg und Ivar Aasen, vom Ufer aus mit Strom zu versorgen.

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