Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no          English
16.06.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

Tabell – Beskrivelse

Eksport:  EXCELOPENXML ikon EXCEL XML ikon XML CSV ikon CSV
Felt navn
Type
Tekst
NPDID for felt
Dato oppdatert
Dato synkronisert Sodir
ALBUSKJELL
Reservoar
Albuskjell produserte gass og kondensat fra kritt av maastricht og tidligpaleocen alder. Forekomsten ligger over en saltstruktur. Hovedreservoaret er i Torformasjonen av senkritt alder på 3200 meters dyp. Den overliggende Ekofiskformasjonen har dårligere reservoaregenskaper og er lite drenert. Feltet har store gjenværende ressurser.
43437
28.02.2023
16.06.2024
ALBUSKJELL
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43437
28.02.2023
16.06.2024
ALBUSKJELL
Transport
Brønnstrømmen ble transportert i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
43437
28.02.2023
16.06.2024
ALBUSKJELL
Utbygging
Albuskjell ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 20 kilometer vest for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Albuskjell ble påvist i 1972 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1975. Feltet ble bygd ut med to stålinnretninger for boring og produksjon. Produksjonen startet i 1979.
43437
28.02.2023
16.06.2024
ALBUSKJELL
Status
Feltet ble stengt ned i 1998 og innretningene fjernet i henholdsvis 2011 og 2013. Feltet evalueres for en gjenutbygging i sammenheng med andre nedstengte felt i området.
43437
09.12.2023
16.06.2024
ALVE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning
4444332
28.02.2023
16.06.2024
ALVE
Transport
Oljen losses fra Norneskipet og gassen transporteres via Nornerørledningen til Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til terminalen på Kårstø for eksport.
4444332
28.02.2023
16.06.2024
ALVE
Reservoar
Alve produserer olje og gass fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje-, Not- and Garnformasjonene. Reservoaret ligger på 3600 meters dyp og har moderat til god kvalitet.
4444332
28.02.2023
16.06.2024
ALVE
Status
Produksjonen fra Alve er begrenset av den kommersielle avtalen med Nornelisensen og gassbehandlingskapasiteten på Norneskipet. Overkapasitet på skipet har i senere år gjort det mulig å prosessere større gassvolumer fra Alve. Den langsiktige aktiviteten på feltet er å optimalisere produksjonen. I 2023 ble det innvilget fritak fra PUD for utbygging av funnet 6507/3-8 Andvare. Andvare skal bores og produseres fra en ledig brønnslisse på Norne.
4444332
12.12.2023
16.06.2024
ALVE
Utbygging
Alve ligger i Norskehavet, 16 kilometer sørvest for Norne. Vanndybden er 370 meter. Alve ble påvist i 1990, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Utbyggingskonseptet er en standard bunnramme med fire produksjonsbrønner koblet til produksjons- og lagerskipet Norne (FPSO) med en rørledning. Produksjonen startet i 2009.
4444332
28.02.2023
16.06.2024
ALVE NORD
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002483
12.08.2023
16.06.2024
ALVE NORD
Reservoar
Reservoarene inneholder olje og gass i undre jura Båtgruppen og midtre jura Fangstgruppen, og gass i Langeformasjonen av tidligkritt alder. Reservoaret i Langeformasjonen ligger på 3000 meters dyp og jurareservoarene på om lag 3600-4000 meter. Reservoaregenskapene er varierende.
42002483
09.12.2023
16.06.2024
ALVE NORD
Utbygging
Alve Nord ligger i den nordlige delen av Norskehavet, 40 kilometer nordøst for Skarvfeltet. Vanndybden er 380 meter. Alve Nord ble påvist i 2011 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med to produksjonsbrønner tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) Skarv.
42002483
12.08.2023
16.06.2024
ALVE NORD
Transport
Gassen skal eksporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø. Olje og kondensat skal overføres fra Skarv FPSO til tankskip via en lastebøye.
42002483
09.12.2023
16.06.2024
ALVE NORD
Status
Alve Nord bygges ut sammen med Ørn og Idun Nord som en del av Skarv Satellittprosjektet (SSP). Etter planen skal produksjonen starte i 2027.
42002483
12.08.2023
16.06.2024
ALVHEIM
Utvinning
Feltet produseres med naturlig vanndriv fra en underliggende vannsone.
2845712
28.02.2023
16.06.2024
ALVHEIM
Transport
Oljen blir stabilisert og lagret på Alvheimskipet før den eksporteres med tankskip. Prosessert rikgass transporteres via rørledning fra Alvheim til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sokkel.
2845712
28.02.2023
16.06.2024
ALVHEIM
Reservoar
Alvheim produserer olje og gass fra paleocen sandstein i Hermod- og Heimdalformasjonene. Reservoarene ligger i undersjøiske vifteavsetninger og injektitter, for det meste på 2100-2200 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
2845712
28.02.2023
16.06.2024
ALVHEIM
Status
Som følge av større tilstedeværende volumer og lengre tilleggsbrønner har Alvheim fått en betydelig økning i estimerte utvinnbare olje- og gassressurser siden PUD. Kobra Øst og Gekko ble satt i produksjon i 2023, og produksjonsbidraget fra disse forekomstene vil øke produksjonsnivået på Alvheim. Feltet Tyrving er under utbygging som ny tilknytning til Alvheimskipet.
2845712
13.12.2023
16.06.2024
ALVHEIM
Utbygging
Alvheim ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, ti kilometer vest for Heimdal og nær grensen til britisk sektor. Feltet omfatter seks forekomster; Kameleon, Boa, Kneler, Viper, Kobra og Gekko. Boa ligger delvis på britisk sektor. Vanndybden er 120-130 meter. Alvheim ble påvist i 1998, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2004. Feltet er bygd ut med havbunnsbrønner knyttet til et produksjons- og lagerskip, Alvheim FPSO. Produksjonen startet i 2008. Vilje-, Volund-, Bøyla- og Skogulfeltene er knyttet opp til Alvheim. PUD for utbygging av forekomstene Kobra Øst og Gekko ble godkjent i 2022.
2845712
13.12.2023
16.06.2024
ATLA
Transport
Brønnstrømmen ble transportert via undervannsinnretningen Skirne/Byggve til Heimdal for prosessering og eksport.
21106284
16.08.2023
16.06.2024
ATLA
Reservoar
Atla produserte gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 2700 meters dyp og har god kvalitet.
21106284
16.08.2023
16.06.2024
ATLA
Status
Atla ble stengt ned i juni 2023, og disponeringsaktiviteter pågår.
21106284
09.12.2023
16.06.2024
ATLA
Utbygging
Atla ligger i den sentralen delen av Nordsjøen, 20 kilometer nordøst for Heimdal. Vanndybden er 120 meter. Atla ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet var bygd ut med en produksjonsbrønn tilkoblet en undervannsinnretning som var knyttet til Heimdal via Skirne. Produksjonen startet i 2012.
21106284
16.08.2023
16.06.2024
ATLA
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
21106284
16.08.2023
16.06.2024
BALDER
Utbygging
Balder ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, like vest for Granefeltet. Vanndybden er 125 meter. Balder ble påvist i 1967, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Produksjonen startet i 1999. Feltet er bygd ut med havbunnsbrønner som er koblet til Balder produksjons- og lagerskipet (FPSO). Ringhorneforekomsten, som ligger ni kilometer nord for Balderskipet, er inkludert i Balder utbyggingen. Ringhorne er bygd ut med en kombinert bolig-, bore- og brønnhodeinnretning knyttet til Balderskipet og Jotunskipet for prosessering, råoljelagring og gasseksport. Ringhorne Øst, et nærliggende oljefelt, ble koblet til Balder via Ringhorneinnretningen. PUD for Ringhorne Jura ble godkjent i 2000, og produksjonen startet i 2003. PUD-fritaket for Ringhorne Vest ble godkjent i 2003, og produksjonen startet i 2004. Endret PUD for Ringhorne ble godkjent i 2007.
43562
28.02.2023
16.06.2024
BALDER
Status
Endret PUD for Balder og Ringhorne ble godkjent i 2020. Utbyggingsplanen omfatter levetidsforlengelse og flytting av Jotunskipet til en ny lokasjon, samt boring av nye havbunnsbrønner. Skipet er for tiden på et verft for vedlikehold og oppgradering. Etter planen skal det være tilbake på feltet i 2024. Frem til da, injiseres overskuddsgass i Balder og Ringhorne Øst feltene. Det pågår et prosjekt med mål om å optimalisere utnyttelsen av infrastruktur i området for å øke utvinning fra feltet.
43562
24.02.2024
16.06.2024
BALDER
Transport
Oljen fraktes med tankskip. Overskuddsgass fra Balder og Ringhorne eksporteres fra Jotunskipet via Statpipe til terminalen på Kårstø og videre til kontinentet.
43562
28.02.2023
16.06.2024
BALDER
Utvinning
Balder og Ringhorne produserer hovedsakelig med naturlig vanndriv, men reinjeksjon av produsert vann brukes som trykkstøtte, særlig i Ringhornes jurareservoar. Overskuddsvann injiseres i Utsiraformasjonen. Gass injiseres også dersom gasseksportsystemet er ute av drift.
43562
28.02.2023
16.06.2024
BALDER
Reservoar
Balder, inkludert Ringhorne, produserer olje fra flere separate forekomster i sandstein av jura, eocen og paleocen alder. Balder produserer fra Heimdal- og Hermodformasjonene, og fra et injisert sandkompleks over dem. Ringhorne produserer fra Hugin-, Ty- og Hermodformasjonene. Reservoarene har god til meget god kvalitet. Balder-reservoaret ligger på 1700 meters dyp og Ringhornereservoaret på 1900 meters dyp.
43562
28.02.2023
16.06.2024
BAUGE
Reservoar
Hovedreservoarene inneholder olje i sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje- og Ileformasjonene på 2700 meters dyp. Reservoarene er segmenterte og har moderat kvalitet.
29446221
28.02.2023
16.06.2024
BAUGE
Status
Produksjonen har vært lavere enn forventet.
29446221
12.12.2023
16.06.2024
BAUGE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Trykkvedlikehold med vanninjeksjon skal etter planen starte noen år etter produksjonsoppstart.
29446221
19.04.2023
16.06.2024
BAUGE
Utbygging
Bauge ligger på Haltenbanken i det sørlige Norskehavet, 15 kilometer øst for Njord. Vanndybden er 280 meter. Bauge ble påvist i 2013, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er to produksjonsbrønner knyttet til Njord A-innretningen og en vanninjeksjonsbrønn boret fra havbunnsrammen på Hymefeltet. Produksjonen startet i april 2023.
29446221
12.12.2023
16.06.2024
BAUGE
Transport
Brønnstrømmen transporteres til Njord A for prosessering. Produsert olje transporteres med rørledning til lagerskipet Njord B, og videre med tankskip til markedet. Gassen sendes i en rørledning via Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til terminalen på Kårstø.
29446221
19.04.2023
16.06.2024
BERLING
Status
Feltet er under utbygging. Etter planen skal produksjonen starte i 2028.
42002473
12.08.2023
16.06.2024
BERLING
Reservoar
Berling inneholder gass og kondensat. Berling Garn-reservoaret er i midtre jura Garnformasjonen. Det ligger på 4100 meters dyp, og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Reservoaret er strukturelt komplekst og har varierende kvalitet. Berling Breiflabb-reservoaret er i turbidittsandstein av senkritt alder i intra-Langeformasjonen, og ligger på 3900 meters dyp.
42002473
14.12.2023
16.06.2024
BERLING
Utbygging
Berling ligger på Haltenterrassen i Norskehavet, 20 kilometer vest for Åsgardfeltet. Berling består av to separate forekomster, Berling Garn og Berling Breiflabb. Vanndybden er 280 meter. Berling ble påvist i 2018, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med fire slisser tilknyttet Åsgard B-innretningen.
42002473
14.12.2023
16.06.2024
BERLING
Transport
Brønnstrømmen skal transporteres i rørledning til Åsgard B for prosessering. Kondensatet skal overføres til Åsgard A og Åsgard C for lagring og eksport med tankskip til markedet. Rikgassen skal transporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) for videre behandling i Kårstøterminalen.
42002473
14.12.2023
16.06.2024
BERLING
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002473
12.08.2023
16.06.2024
BLANE
Utvinning
Fram til 2019 ble feltet produsert med trykkstøtte fra injeksjon av produsert vann fra Blane, Tambar og Ula. Det produseres nå med trykkavlastning. I tillegg brukes gassløft i brønnene.
3437650
28.02.2023
16.06.2024
BLANE
Reservoar
Blane produserer olje fra paleocen sandstein i Fortiesformasjonen. Reservoaret er av moderat til god kvalitet, og ligger på 3100 meters dyp.
3437650
28.02.2023
16.06.2024
BLANE
Status
Produksjonen fra feltet har generelt vært god, men vannproduksjonen er økende. Produksjonen er begrenset av restriksjoner for mengde olje i vannet og tekniske problemer.
3437650
09.12.2023
16.06.2024
BLANE
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Ula for prosessering. Oljen eksporteres videre til Teesside i Storbritannia.
3437650
28.02.2023
16.06.2024
BLANE
Utbygging
Blane ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 35 kilometer sørvest for Ula. Feltet ligger på grensen til britisk sektor, og den norske delen utgjør 18 prosent. Vanndybden er 70 meter. Blane ble påvist i 1989, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med en undervannsinnretning på britisk sokkel som omfatter to horisontale produksjonsbrønner koblet til Ula. Produksjonen startet i 2007.
3437650
28.02.2023
16.06.2024
BRAGE
Utvinning
Utvinningsstrategi for Statfjord- og Brentgruppen og Fensfjordformasjonen er vanninjeksjon. Brentgruppen ble tidligere produsert med vann- alternerende gassinjeksjon (VAG). Sognefjordformasjonen produseres med trykkavlastning og trykkstøtte fra vannsonen.
43651
13.12.2023
16.06.2024
BRAGE
Reservoar
Brage produserer olje fra sandstein av tidligjura alder i Statfjordgruppen og av mellomjura alder i Brentgruppen og Fensfjordformasjonen. Det er også olje og gass i sandstein av senjura alder i Sognefjordformasjonen. Reservoarene ligger på 2000-2300 meters dyp. Reservoarkvaliteten varierer fra dårlig til svært god.
43651
28.02.2023
16.06.2024
BRAGE
Transport
Oljen transporteres i rørledning til Oseberg og videre i Oseberg Transport System (OTS)-rørledningen til Stureterminalen. En gassrørledning er koblet til Statpipe.
43651
28.02.2023
16.06.2024
BRAGE
Utbygging
Brage ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, ti kilometer øst for Oseberg. Vanndybden er 140 meter. Brage ble påvist i 1980, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1990. Feltet er bygd ut med en integrert produksjons-, bore- og boliginnretning med stålunderstell. Produksjonen startet i 1993. PUD for Brage Sognefjord ble godkjent i 1998. PUD-fritak for forekomstene Brent Ness, Bowmore Brent og Talisker Øst Brent ble innvilget i henholdsvis 2004, 2007 og 2022.
43651
13.12.2023
16.06.2024
BRAGE
Status
Brage har vært i produksjon lenge, og det arbeides med å finne nye metoder for å øke utvinningen fra feltet. For tiden bores det nye brønner.
43651
28.02.2023
16.06.2024
BREIDABLIKK
Status
Feltet startet produksjon i oktober 2023.
38702206
21.10.2023
16.06.2024
BREIDABLIKK
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og ved hjelp av gassløft i produksjonsbrønnene.
38702206
21.10.2023
16.06.2024
BREIDABLIKK
Reservoar
Hovedreservoarene inneholder olje i sandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen på 1700 meters dyp. Reservoarene har god kvalitet med liten variasjon i reservoaregenskaper. Over Heimdalformasjonen er det olje i et sandinjektittkompleks i skifer av paleocen og eocen alder i Lista-, Sele- og Balderformasjonene.
38702206
28.02.2023
16.06.2024
BREIDABLIKK
Transport
Fra Grane transporteres oljen i rørledning til Stureterminalen for lagring og eksport.
38702206
28.02.2023
16.06.2024
BREIDABLIKK
Utbygging
Breidablikk ligger i den midtre delen av Nordsjøen, ti kilometer nordøst for Grane. Vanndybden er 130 meter. Breidablikk omfatter to forekomster; D-struktur og F-struktur som ble påvist henholdsvis i 1992 og 2013. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2021. Feltet er bygget ut med fire havbunnsrammer knyttet til Graneinnretningen.
38702206
21.10.2023
16.06.2024
BRYNHILD
Status
Brynhild ble stengt ned i 2018, og havbunnsinnretningen ble fjernet i 2021.
21123063
09.12.2023
16.06.2024
BRYNHILD
Utbygging
Brynhild ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 10 kilometer fra britisk sektor og 55 kilometer nordvest for Ula. Vanndybden er 80 meter. Brynhild ble påvist i 1992, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Utbyggingskonseptet var en havbunnsramme med fire brønner koblet opp mot produksjons- og lagerskipet (FPSO) Haewene Brim, som ligger på Pierce-feltet på britisk sektor. Produksjonen startet i 2014.
21123063
28.02.2023
16.06.2024
BRYNHILD
Reservoar
Brynhild produserte olje fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret inneholder undermettet olje, og det ligger på 3300 meters dyp. Reservoarforholdene nærmer seg grensen for høyt trykk/høy temperatur (HTHT).
21123063
28.02.2023
16.06.2024
BRYNHILD
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon. Injeksjonsvann levertes fra Pierce-feltet.
21123063
28.02.2023
16.06.2024
BRYNHILD
Transport
Brønnstrømmen gikk i rørledning til Haewene Brim-skipet for prosessering. Den prosesserte oljen ble eksportert med skytteltankere til markedet, mens gassen ble reinjisert i Pierce-feltet.
21123063
28.02.2023
16.06.2024
BYRDING
Utbygging
Byrding ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, fire kilometer nord for feltet Fram H-Nord og 30 kilometer nord for Troll C-innretningen. Vanndybden er 360 meter. Byrding ble påvist i 2005, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er en togrens multilateral (MLT) brønn boret fra Fram H-Nord-bunnrammen. Produksjonen startet 2017.
28975067
28.02.2023
16.06.2024
BYRDING
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
28975067
28.02.2023
16.06.2024
BYRDING
Reservoar
Byrding produserer olje og gass fra turbidittsandstein av senjura alder i Heatherformasjonen. Reservoaret ligger på 3050 meters dyp. Det har en kompleks struktur, og reservoarkvaliteten er god.
28975067
28.02.2023
16.06.2024
BYRDING
Status
Feltet har ikke produsert i 2023. Rekomplettering av brønnen er planlagt for 2024 for å starte produksjonen igjen.
28975067
13.12.2023
16.06.2024
BYRDING
Transport
Brønnstrømmen transporteres via Fram Vest til Troll C for prosessering. Oljen transporteres videre i Troll Oljerør II til terminalen på Mongstad. Gassen eksporteres via Troll A til Kollsnesterminalen.
28975067
28.02.2023
16.06.2024
BØYLA
Reservoar
Bøyla produserer olje fra sandstein av senpaleocen til tidligeocen alder i Hermodformasjonen. Reservoaret har god kvalitet og ligger på 2100 meters dyp i et kanalisert submarint viftesystem.
22492497
28.02.2023
16.06.2024
BØYLA
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon. Gassløft er også nødvending for å støtte strømning i brønnene.
22492497
28.02.2023
16.06.2024
BØYLA
Utbygging
Bøyla ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 28 kilometer sør for Alvheim. Vanndybden er 120 meter. Bøyla ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med to horisontale produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn koblet til produksjons- og lagerskipet (FPSO) Alvheim. Produksjonen startet i 2015. Prøveutvinning fra det nærliggende funnet 24/9-12 S (Frosk) begynte i 2019, og ga grunnlaget for PUD som ble godkjent i 2022 for å inkludere Frosk i Bøylafeltet.
22492497
13.12.2023
16.06.2024
BØYLA
Status
Produksjon fra Bøylabrønnene er avtagende, og det produseres periodisk i veksel mellom Bøyla- og Froskbrønnene.
22492497
13.12.2023
16.06.2024
BØYLA
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Alvheimskipet. Oljen blir stabilisert og lagret på skipet før eksport med tankskip. Prosessert rikgass transporteres med rørledning fra Alvheim til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sokkel.
22492497
28.02.2023
16.06.2024
COD
Utbygging
Cod ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 75 kilometer nordvest for Ekofisk-feltet. Vanndybden er 75 meter. Cod ble påvist i 1968, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1975. Feltet er bygd ut med en kombinert bore-, bolig- og produksjonsinnretning. Produksjonen startet i 1977.
43785
28.02.2023
16.06.2024
COD
Status
Cod ble stengt ned i 1998, og innretningen ble fjernet i 2013.
43785
09.12.2023
16.06.2024
COD
Utvinning
Produksjonen foregikk med trykkavlastning.
43785
28.02.2023
16.06.2024
COD
Reservoar
Cod produserte gass og kondensat fra dypmarin turbidittsandstein av paleocen alder i Fortiesformasjonen. Forekomsten har en kompleks struktur med flere adskilte reservoarer på 3000 meters dyp.
43785
28.02.2023
16.06.2024
COD
Transport
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
43785
28.02.2023
16.06.2024
DRAUGEN
Transport
Oljen losses via en flytende lastebøye og eksporteres med tankskip. Gassen blir transportert via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø.
43758
13.12.2023
16.06.2024
DRAUGEN
Reservoar
Draugen produserer olje fra to formasjoner. Hovedreservoaret er i sandstein av senjura alder i Rognformasjonen. Den vestlige delen av feltet produserer også fra sandstein av mellomjura alder i Garnformasjonen. Reservoarene ligger på 1600 meters dyp og er relativt homogene med gode reservoaregenskaper.
43758
28.02.2023
16.06.2024
DRAUGEN
Status
Det pågår flere prosjekter for å sikre lønnsom fremtidig produksjon fra feltet, som kraft fra land, levetidsforlengelse og oppgradering av undervannspumpe. I 2023 kom Hasselmusbrønnen i produksjon og leverer nå tilstrekkelig gass til både kraftgenerering og gasseksport. To observasjonsbrønner ble boret i 2023.
43758
13.12.2023
16.06.2024
DRAUGEN
Utbygging
Draugen ligger i den sørlige delen av Norskehavet. Vanndybden er 250 meter. Draugen ble påvist i 1984, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1988. Feltet er bygd ut med en bunnfast betonginnretning med integrert dekk, og har både plattform- og havbunnsbrønner. Stabilisert olje blir lagret i tanker i sokkelen på innretningen. To rørledninger går fra innretningen til en flytende lastebøye. Produksjonen startet i 1993. PUD-fritak for funnet 6407/9-9 (Hasselmus), som undervannstilknytning til Draugen, ble innvilget i 2021.
43758
13.12.2023
16.06.2024
DRAUGEN
Utvinning
Feltet produseres hovedsakelig med trykkstøtte fra vannsonen, og i tillegg trykkvedlikehold med vanninjeksjon fra sør.
43758
13.12.2023
16.06.2024
DUVA
Transport
Brønnstrømmen sendes til Gjøa-innretningen for prosessering og eksport. Oljen sendes videre i Troll Oljerør II til terminalen på Mongstad. Rikgassen eksporteres via Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS), for videre prosessering på St. Fergus-terminalen i Storbritannia.
34833026
28.02.2023
16.06.2024
DUVA
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og gasskappedriv.
34833026
28.02.2023
16.06.2024
DUVA
Reservoar
Reservoaret inneholder olje og gass i turbidittsandstein av tidligkritt alder i Agatformasjonen. Det ligger på 2200 meters dyp og har god kvalitet.
34833026
13.12.2023
16.06.2024
DUVA
Utbygging
Duva ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, seks kilometer nordøst for Gjøa. Vanndybden er 350 meter. Duva ble påvist i 2016, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2019. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med fire slisser inkludert tre produksjonsbrønner for olje og én for gass, tilknyttet Gjøa-innretningen. Produksjonen startet i 2021.
34833026
13.12.2023
16.06.2024
DUVA
Status
Produksjonen i 2023 har vært høyere enn antatt på grunn av mer behandlingskapasitet tilgjengelig på Gjøa.
34833026
13.12.2023
16.06.2024
DVALIN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
29393934
28.02.2023
16.06.2024
DVALIN
Utbygging
Dvalin ligger i den sentrale delen av Norskehavet, 15 kilometer nordvest for Heidrun. Feltet består av tre separate strukturer; Dvalin Øst, Vest og Nord som ble påvist i henholdsvis 2010, 2012 og 2021. Vanndybden er mellom 340 og 400 meter. Plan for utbygging og drift (PUD) av Øst og Vest strukturene ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med fire produksjonsbrønner koblet til Heidrun.. Produksjonen startet i 2020. PUD for Dvalin Nord ble godkjent i juni 2023 og inkluderer en havbunnsramme med tre produksjonsbrønner.
29393934
13.12.2023
16.06.2024
DVALIN
Status
Produksjonen fra Dvalin, som ble midlertidig stanset på grunn av høyt kvikksølvinnhold, startet opp igjen i juli 2023 etter at en løsning for fjerning av kvikksølv fra eksportgassen ble installert på Nyhamna.
29393934
13.12.2023
16.06.2024
DVALIN
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Heidrun for prosessering i en egen gassprosesseringsmodul. Gassen eksporteres via Polarled til Nyhamna og deretter via Gassled til markedet.
29393934
13.12.2023
16.06.2024
DVALIN
Reservoar
Dvalin inneholder gass i sandstein av mellomjura alder i Ile- og Garnformasjonene. Reservoarene ligger på 4500 meters dyp og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Den homogene grunnmarine sandsteinen i Garnformasjonen har god reservoarkvalitet, mens sandsteinen i Ileformasjonen er mer finkornet og heterogen, og har dårligere reservoaregenskaper.
29393934
16.08.2023
16.06.2024
EDDA
Reservoar
Edda produserte olje fra kritt av maastricht og tidlig paleocen alder. Hovedreservoaret ligger i Torformasjonen i øvre kritt på 3100 meters dyp.
43541
28.02.2023
16.06.2024
EDDA
Status
Edda ble stengt ned i 1998, og innretningen ble fjernet i 2012.
43541
09.12.2023
16.06.2024
EDDA
Transport
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Ekofisk-senteret for eksport.
43541
28.02.2023
16.06.2024
EDDA
Utvinning
Feltet ble produsert ved trykkavlastning. Fra 1988 ble gass fra Tommeliten Gamma transportert til Edda og brukt til gassløft i brønnene.
43541
28.02.2023
16.06.2024
EDDA
Utbygging
Edda ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, tolv kilometer sørvest for Ekofisk-feltet. Vanndybden er 70 meter. Edda ble påvist i 1972, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1975. Feltet ble bygd ut med en bemannet brønnhode- og produksjonsinnretning, og produksjonen startet i 1979.
43541
28.02.2023
16.06.2024
EDVARD GRIEG
Reservoar
Edvard Grieg produserer undermettet olje fra alluvial, eolisk og grunnmarin sandstein og konglomerat av sentrias til tidligkritt alder. Reservoaret ligger på 1900 meters dyp. Reservoarkvaliteten varierer fra moderat til veldig god i marin og eolisk sandstein, mens kvaliteten er dårligere i alluvial sandstein og konglomerat. Det er også påvist olje i det underliggende grunnfjellet.
21675433
13.12.2023
16.06.2024
EDVARD GRIEG
Transport
Oljen eksporteres via rørledning til Grane Oljerør og videre til Stureterminalen. Gassen eksporteres i eget rør til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sektor.
21675433
28.02.2023
16.06.2024
EDVARD GRIEG
Status
Edvard Grieg gikk av platå i 2023. Feltet har produsert bedre enn forventet, og utvinnbare volumer har økt betydelig i forhold til PUD-estimater som følge av god reservoarytelse. Det er ferdigstilt to borekampanjer for tilleggsbrønner i 2021 og 2023. Prøveproduksjon fra Troldhaugen som startet i 2021 ble videreført også i 2023.
21675433
13.12.2023
16.06.2024
EDVARD GRIEG
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
21675433
28.02.2023
16.06.2024
EDVARD GRIEG
Utbygging
Edvard Grieg ligger på Utsirahøgda i den sentrale delen av Nordsjøen, 35 kilometer sør for Grane og Balder. Vanndybden er 110 meter. Edvard Grieg ble påvist i 2007, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet er bygd ut med en bunnfast innretning med stålunderstell og fullt prosessanlegg. Det brukes en oppjekkbar rigg for boring og komplettering av brønner. Produksjonen startet i 2015. Edvard Grieg-innretningen leverer kraft til Ivar Aasen-feltet og prosesserer brønnstrømmen fra Ivar Aasen. Solveig er tilknyttet Edvard Grieg. Funnet Troldhaugen er midlertidig tilknyttet Edvard Grieg for prøveutvinning.
21675433
13.12.2023
16.06.2024
EIRIN
Transport
Brønnstrømmen skal transporteres i rørledning til Gina Krog-innretningen for endelig prosessering og videre transport.
42002492
19.01.2024
16.06.2024
EIRIN
Utbygging
Eirin ligger i midtre Nordsjøen, ti kilometer nordvest for Gina Krog-feltet. Vanndybden er 120 meter. Eirin ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i januar 2024. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med to brønner tilknyttet Gina Krog-innretningen.
42002492
19.01.2024
16.06.2024
EIRIN
Status
Feltet er under utbygging, og etter planen skal produksjonen starte i 2025.
42002492
19.01.2024
16.06.2024
EIRIN
Reservoar
Reservoarene inneholder gass i Skagerrakformasjonen av mellom- til sentrias alder og i Huginformasjonen av mellomjura alder. Reservoarene ligger på 3880-3950 meters dyp, og reservoaregenskapene er varierte.
42002492
19.01.2024
16.06.2024
EIRIN
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002492
19.01.2024
16.06.2024
EKOFISK
Transport
Olje og gass sendes til eksportrørledninger via prosessanlegget på Ekofisk J. Gass fra Ekofiskområdet transporteres via Norpipe gassrørledning til Emden i Tyskland, mens oljen sendes i Norpipe oljerørledning til Teesside i Storbritannia.
43506
28.02.2023
16.06.2024
EKOFISK
Utbygging
Ekofisk ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen. Vandybden er 70 meter. Ekofisk ble påvist i 1969, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1972. Det ble satt i gang prøveproduksjon i 1971, før ordinær produksjon startet i 1972. Produksjonen ble sendt til tankskip fram til en lagringstank i betong ble installert i 1973. Siden den gang er feltet blitt utviklet med en rekke innretninger, inkludert anlegg for tilknyttede felt og eksportrørledninger. Flere av disse er fjernet eller venter på disponering. Den første feltutbyggingen begynte med tre produksjonsplattformer: Ekofisk A, Ekofisk B og Ekofisk C. Brønnhodeplattformen Ekofisk X og prosessplattformen Ekofisk J ble installert i henholdsvis 1996 og 1998, som en del av Ekofisk II-prosjektet. I 2005 ble brønnhodeplattformen Ekofisk M installert, som en del av Ekofisk Vekst-prosjektet. I 1983 godkjente myndighetene en plan for vanninjeksjon på Ekofisk. Ekofisk K, som er hovedinnretningen for vanninjeksjon, har vært i drift siden 1987. Fra 1989 til 2009 var det også vanninjeksjon fra Ekofisk W. Den ble nedstengt i 2009, og injeksjonen ble erstattet av en bunnramme, Ekofisk VA. I 2011 godkjente myndighetene PUD for Ekofisk Sør. Prosjektet omfattet to nye innretninger i den sørlige delen av feltet: Produksjonsplattformen Ekofisk Z og en havbunnsramme for vanninjeksjon, Ekofisk VB. Injeksjonen fra Ekofisk VB og produksjonen fra Ekofisk Z begynte i 2013. Boliginnretningene Ekofisk H og Ekofisk Q ble erstattet av Ekofisk L i 2014. I 2017 ble en endret PUD for en ekstra havbunnsramme for vanninjeksjon godkjent, Ekofisk VC.
43506
28.02.2023
16.06.2024
EKOFISK
Utvinning
Ekofisk ble opprinnelig produsert med trykkavlastning, og hadde en forventet utvinningsgrad på 17 prosent. Senere har vanninjeksjon bidratt til en betydelig økning i oljeutvinningen. Omfattende vanninjeksjon begynte i 1987, og siden har området for vanninjeksjon blitt utvidet i flere faser. Erfaringer har vist at vannet fortrenger oljen langt mer effektivt enn ventet, og den endelige utvinningsgraden på Ekofisk er estimert til over 50 prosent. I tillegg til vanninjeksjon gir kompaksjon av det myke krittet ekstra trykk i dreneringen av feltet. Kompaksjonen har ført til at havbunnen har sunket med mer enn ti meter, spesielt i den sentrale delen av feltet. Det er ventet at innsynkingen vil fortsette, men med en lavere rate.
43506
28.02.2023
16.06.2024
EKOFISK
Status
Produksjonen fra Ekofisk opprettholdes på et høyt nivå ved hjelp av kontinuerlig vanninjeksjon, boring av produksjons- og injeksjonsbrønner og brønnintervensjoner. Vanninjeksjon er utvidet i den sørlige delen av feltet. Hovedutfordringer er å identifisere gjenværende oljelommer i et modent og vannflømmet reservoar, samt håndtering av økende mengder produsert vann. Boring av tilleggsbrønner er forventet å fortsette gjennom feltets levetid. Alternative boremetoder, som boring med kveilerør, studeres for å få ned borekostnader. I 2022 ble utvinningstillatelsen 018, som inkluderer Ekofiskfeltet, forlenget til 2048.
43506
13.12.2023
16.06.2024
EKOFISK
Reservoar
Ekofisk produserer olje fra naturlig oppsprukket kritt av senkritt alder i Torformasjonen og tidligpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Reservoarbergarten har høy porøsitet, men lav permeabilitet. Reservoaret har en oljekolonne på over 300 meter, og ligger på 3000 meters dyp.
43506
28.02.2023
16.06.2024
ELDFISK
Reservoar
Eldfisk produserer olje fra kritt av senkritt og tidligpaleocen alder i Hod-, Tor- og Ekofiskformasjonene. Reservoarbergarten har høy porøsitet, men lav permeabilitet. Naturlig oppsprekking gjør at reservoarvæsker strømmer lettere. Feltet består av tre strukturer: Alpha, Bravo og Eldfisk Øst. Reservoarene ligger på 2700-2900 meters dyp.
43527
28.02.2023
16.06.2024
ELDFISK
Transport
Olje og gass sendes til eksportrørledninger via Ekofisksenteret. Gass fra Ekofiskområdet transporteres via Norpipe gassrørledning til Emden i Tyskland, mens oljen sendes i Norpipe oljerørledning til Teesside i Storbritannia.
43527
28.02.2023
16.06.2024
ELDFISK
Status
I 2022 ble utvinningstillatelsen 018, som inkluderer Eldfiskfeltet, forlenget til 2048. Boring av nye brønner fortsetter. Boremål modnes også i den østlige strukturen, Eldfisk Øst. Utbygging av Eldfisk Nord pågår, og oppstart av produksjon ventes tidlig i 2024.
43527
13.12.2023
16.06.2024
ELDFISK
Utvinning
Eldfisk ble opprinnelig produsert med trykkavlastning. I 1999 startet vanninjeksjon gjennom horisontale brønner. Trykkfall og vannsvekkelseseffekt har forårsaket kompaksjon av reservoarene, som igjen har gjort at havbunnen har sunket flere meter. Eldfisk II-prosjektet utvider vannflømmingen på feltet.
43527
28.02.2023
16.06.2024
ELDFISK
Utbygging
Eldfisk ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, ti kilometer sør for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Eldfisk ble påvist i 1970, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1975. Eldfisk ble opprinnelig bygd ut med tre innretninger: Eldfisk B (en kombinert bore-, brønnhode- og prosessinnretning), og Eldfisk A og Eldfisk FTP (brønnhode- og prosessinnretninger). Produksjonen startet i 1979. PUD for vanninjeksjon ble godkjent i 1997, og injeksjonsinnretningen Eldfisk E ble installert i 1999. Innretningen forsyner også Ekofisk K med noe vann til injisering på Ekofiskfeltet. PUD for Eldfisk II ble godkjent i 2011. Den omfattet en ny integrert innretning, Eldfisk S, som er forbundet med bro til Eldfisk E. Produksjonen fra Eldfisk S startet opp i 2015. Innretningen erstatter flere funksjoner på Eldfisk A og Eldfisk FTP. Eldfisk A er bygget om til brønnhodeplattform, og Eldfisk FTP brukes som brostøtte. Embla, som ligger sør for Eldfisk, er knyttet til Eldfisk S. Endret PUD for undervannsutbygging av den nordlige delen av feltet, Eldfisk Nord, ble godkjent i 2022.
43527
13.12.2023
16.06.2024
EMBLA
Reservoar
Embla produserer olje og gass fra segmentert sandstein og konglomerat av devon og perm alder. Reservoaret ligger på mer enn 4000 meters dyp og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Reservoaret har en kompleks struktur med mange forkastninger.
43534
28.02.2023
16.06.2024
EMBLA
Utbygging
Embla ligger i sørlig del av norsk sektor i Nordsjøen, like sør for Eldfisk-feltet. Vanndybden er 70 meter. Allerede i 1974 ble olje påvist i en brønn på Embla, men feltet ble ikke påvist før i 1988. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1990. Feltet er bygd ut med en ubemannet brønnhodeinnretning som fjernstyres fra Eldfisk. Feltet begynte å produsere i 1993. Endret PUD for Embla ble godkjent i 1995.
43534
13.12.2023
16.06.2024
EMBLA
Status
I 2022 ble utvinningstillatelsen 018, som inkluderer Emblafeltet, forlenget til 2048. Som en del av utbyggingsprosjektet Eldfisk II ble Embla knyttet til Eldfisk S-innretningen. Dette forlenger levetiden til feltet. På grunn av reservoarets kompleksitet er det er ingen andre planer enn å optimalisere eksisterende brønner. For tiden er det fire aktive produksjonsbrønner.
43534
13.12.2023
16.06.2024
EMBLA
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
43534
28.02.2023
16.06.2024
EMBLA
Transport
Olje og gass transporteres i rørledning til Eldfisk S-innretningen for behandling, og videre til Ekofisk-senteret for eksport. Gass fra Ekofiskområdet transporteres via Norpipe gassrørledning til Emden i Tyskland, mens oljen sendes i Norpipe oljerørledning til Teesside i Storbritannia.
43534
28.02.2023
16.06.2024
ENOCH
Utbygging
Enoch ligger i den midtre delen av Nordsjøen på grensen til britisk sektor, ti kilometer nordvest for Gina Krog. Den norske delen av feltet utgjør 20 prosent. Enoch ble påvist i 1985, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med en horisontal enkelbrønn tilknyttet Braefeltet på britisk sokkel. Produksjonen startet i 2007.
3437659
28.02.2023
16.06.2024
ENOCH
Transport
Brønnstrømmen fra Enoch transporteres til Brae A-innretningen for behandling og videre transport i rørledning til Cruden Bay i Storbritannia. Gassen selges til Brae.
3437659
28.02.2023
16.06.2024
ENOCH
Status
Feltet er i sen halefase. Opphør av lønnsom produksjon ventes i slutten av 2024.
3437659
28.02.2023
16.06.2024
ENOCH
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
3437659
28.02.2023
16.06.2024
ENOCH
Reservoar
Enoch produserer olje fra Forties sandstein av paleocen alder. Reservoaret er på 2100 meters dyp. Reservoarkvaliteten er varierende.
3437659
28.02.2023
16.06.2024
FENJA
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vann- og gassinjeksjon. Produsert gass reinjiseres i reservoaret. Den reinjiserte gassen skal produseres mot slutten av oljeproduksjonsperioden.
31164879
29.04.2023
16.06.2024
FENJA
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Njord A for prosessering. Oljen skal lagres på Njord B-innretningen og overføres til tankskip. Gassen skal eksporteres via Åsgard Transport System (ÅTS).
31164879
29.04.2023
16.06.2024
FENJA
Status
Mulig modning og utvikling av Bueområdet vurderes.
31164879
13.12.2023
16.06.2024
FENJA
Reservoar
Reservoarene inneholder olje og gass i sandstein av senjura alder i Melkeformasjonen, og olje i øvre jura sandstein i Rognformasjonen. Reservoarene er i et viftesystem på 3200-3500 meters dyp, og de har variable egenskaper.
31164879
28.02.2023
16.06.2024
FENJA
Utbygging
Fenja ligger i Norskehavet, 35 kilometer sørvest for Njord. Vanndybden er 325 meter. Feltet inkluderer også funnet 6406/12-3 A (Bue). Fenja ble påvist i 2014, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent 2018. Utbyggingsløsningen består av to havbunnsrammer med totalt seks brønner, knyttet til Njord A-innretningen. Produksjonen startet i april 2023.
31164879
13.12.2023
16.06.2024
FENRIS
Utbygging
Fenris ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 20 kilometer nord for Ekofisk og 50 kilometer nord for Valhall. Vanndybden er 70 meter. Fenris ble påvist i 2012 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en ubemannet brønnhodeinnretning tilknyttet Valhallfeltet.
42002478
09.12.2023
16.06.2024
FENRIS
Transport
Brønnstrømmen skal transporteres i rørledning til Valhallfeltsenter for prosessering og videre transport.
42002478
09.12.2023
16.06.2024
FENRIS
Status
Feltet er under utbygging. Utbygging av Fenris samordnes med videreutvikling av Valhallfeltet. Etter planen skal produksjonen starte i 2027.
42002478
12.08.2023
16.06.2024
FENRIS
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002478
12.08.2023
16.06.2024
FENRIS
Reservoar
Reservoaret inneholder gass og kondensat i sandstein av jura alder i Ula- og Farsundformasjonene og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Det ligger på om lag 5000 meters dyp og har varierende kvalitet.
42002478
09.12.2023
16.06.2024
FLYNDRE
Status
Flyndre ble stengt ned i juli 2023.
24635035
09.12.2023
16.06.2024
FLYNDRE
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning. Bare Balmoral-reservoaret var omfattet av utbyggingen.
24635035
16.08.2023
16.06.2024
FLYNDRE
Transport
Brønnstrømmen ble prosessert på Clyde. Væsker ble transportert til Fulmar-plattformen og videre til Teesside i Storbritannia via Norpipe. Gassen ble brukt delvis til havs til brensel og fakling på Clyde og Fulmar, mens resten ble transportert til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
24635035
16.08.2023
16.06.2024
FLYNDRE
Utbygging
Flyndre ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, på grensen mellom norsk og britisk sektor. Den norske delen av feltet utgjør sju prosent. Flyndre ligger 35 kilometer nordvest for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Flyndre ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2014. Feltet var bygd ut med en horisontal havbunnsbrønn knyttet til Clyde-plattformen på britisk sokkel. Produksjonen startet i 2017.
24635035
16.08.2023
16.06.2024
FLYNDRE
Reservoar
Flyndre produserte olje og assosiert gass fra Balmoral sandstein av paleocen alder. Reservoaret ligger på 3000 meters dyp og har moderat til god kvalitet. Det er også olje på 3100 meters dyp i kritt av senkritt alder med dårlig reservoarkvalitet.
24635035
16.08.2023
16.06.2024
FRAM
Status
En ekstra gassmodul for Fram på Troll C-innretningen kom i drift i 2020 og produksjonen blir optimalisert i forhold til tilgjengelig kapasitet på Troll C. Det letes aktivt i området.
1578840
28.02.2023
16.06.2024
FRAM
Reservoar
Fram produserer olje og assosiert gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen, og fra sandstein av senjura alder i et marint viftesystem i Draupneformasjonen og i grunnmarin Sognefjordformasjonen. Reservoarene har en gasskappe og ligger i flere isolerte, roterte forkastningsblokker på 2300-2500 meters dyp. Reservoaret i Fram Vest-forekomsten er komplekst. Reservoarene i Fram Øst-forekomsten har generelt gode egenskaper.
1578840
28.02.2023
16.06.2024
FRAM
Transport
Brønnstrømmen fra Fram transporteres til Troll C-innretningen for behandling, og oljen transporteres videre gjennom Troll Oljerør II til terminalen på Mongstad. Gassen eksporteres via Troll A-innretningen til Kollsnesterminalen.
1578840
28.02.2023
16.06.2024
FRAM
Utvinning
Fram Øst-forekomsten i Sognefjordformasjonen produseres med injeksjon av produsert vann som trykkstøtte, i tillegg til naturlig vanndriv fra vannsonen. Brent-reservoarene i Fram Øst produseres med trykkstøtte fra naturlig vanndriv. Gassløft blir brukt i brønnene. Oljeproduksjonen fra Fram er begrenset av gassprosesseringskapasiteten på Troll C-innretningen.
1578840
28.02.2023
16.06.2024
FRAM
Utbygging
Fram ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 20 kilometer nord for Troll. Vanndybden er 350 meter. Fram ble påvist i 1990 og består av to hovedstrukturer, Fram Vest og Fram Øst, med flere forekomster. Plan for utbygging og drift (PUD) for Fram Vest ble godkjent i 2001 og for Fram Øst i 2005. Produksjonen startet i henholdsvis 2003 og 2006. Begge strukturene er bygd ut med to brønnrammer hver, knyttet til Troll C-innretningen. PUD-fritak for Fram C-Øst ble innvilget i 2016. Denne utbyggingen inkluderer en lang oljeproduksjonsbrønn boret fra B2-havbunnsrammen på Fram Øst. Et nytt PUD-fritak ble innvilget i 2018 for to brønner i Fram-Øst Brent-reservoaret boret fra en av de eksisterende bunnrammene på Fram Øst. Både Byrding og Fram H-Nord produserer via innretninger på Fram.
1578840
13.12.2023
16.06.2024
FRAM H-NORD
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Gassløft brukes i brønnen.
23410947
13.12.2023
16.06.2024
FRAM H-NORD
Reservoar
Fram H-Nord produserer olje og gass fra turbidittsandstein av senjura alder i Heatherformasjonen. Reservoaret ligger på 2950 meters dyp og har god kvalitet.
23410947
28.02.2023
16.06.2024
FRAM H-NORD
Status
Fram H-Nord har hatt lavere produksjon enn forventet og produksjonen har vært innestengt i en periode på grunn av strømningsproblemer i brønnen (slugging). Produksjonen startet opp igjen i 2022. Kontinuerlig gassløft er nødvendig for å holde brønnen i produksjon.
23410947
13.12.2023
16.06.2024
FRAM H-NORD
Transport
Brønnstrømmen sendes gjennom en brønnramme på Fram Vest og transporteres videre til Troll C-innretningen for prosessering. Oljen transporteres videre i Troll Oljerør II til terminalen på Mongstad, og gassen eksporteres via Troll A-innretningen til Kollsnesterminalen.
23410947
28.02.2023
16.06.2024
FRAM H-NORD
Utbygging
Fram H-Nord ligger rett nord for Fram i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 360 meter. Fram H-Nord ble påvist i 2007, og myndighetene innvilget fritak fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2013. Feltet er bygd ut med en togrens multilateral (MLT) brønn fra en havbunnsramme med fire slisser. Produksjonen startet i 2014. Byrdingfeltet er også boret fra Fram H-Nord-rammen.
23410947
28.02.2023
16.06.2024
FRIGG
Reservoar
Frigg produserte gass fra dypmarin turbidittsandstein av eocen alder i Friggformasjonen på 1900 meters dyp.
43555
28.02.2023
16.06.2024
FRIGG
Utbygging
Frigg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, på grensen mellom britisk og norsk sektor. Vanndybden er 100 meter. Frigg ble påvist i 1971, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1974. Feltet var bygd ut med en boliginnretning (QP), to prosessinnretninger (TP1 og TCP2) og to boreinnretninger (DP2 og CDP1). TP1, CDP1 og TCP2 hadde betongunderstell og dekksramme av stål. De to øvrige innretningene hadde understell av stål. CDP1, TP1 og QP lå på den britiske delen av feltet. Innretningene på feltet behandlet også olje og gass fra Frøy, Nordøst-Frigg, Øst-Frigg, Lille-Frigg og Odin. Produksjonen startet i 1977.
43555
28.02.2023
16.06.2024
FRIGG
Transport
Gassen ble transportert i en 180 kilometer lang rørledning til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
43555
28.02.2023
16.06.2024
FRIGG
Status
Frigg ble stengt ned i 2004, og disponeringsarbeidet var ferdig i 2010. En avgrensningsbrønn ble boret på Frigg i 2019. Utbyggingen av Yggdrasilområdet kan gi mulighet for en fremtidig gjenutbygging av feltet.
43555
14.12.2023
16.06.2024
FRIGG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43555
28.02.2023
16.06.2024
FRØY
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
43597
28.02.2023
16.06.2024
FRØY
Utbygging
Frøy ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 22 kilometer nordøst for Heimdal. Vanndybden er 120 meter. Frøy ble påvist i 1987, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1992. Feltet ble bygd ut med en brønnhodeinnretning med 15 brønnslisser. Produksjonen startet i 1995.
43597
28.02.2023
16.06.2024
FRØY
Reservoar
Frøy produserte olje fra sandstein av jura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 3200-3300 meters dyp.
43597
28.02.2023
16.06.2024
FRØY
Transport
Brønnstrømmen ble transportert i rørledning til Frigg for behandling og måling, og videre i rørledning til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
43597
28.02.2023
16.06.2024
FRØY
Status
Frøy ble stengt ned i 2001, og innretningen ble fjernet i 2002. Den pågående utbyggingen av Huginfeltet inkluderer gjenutbygging av Frøy med en normalt ubemannet innretning, Hugin B, tilknyttet Hugin A-innretningen.
43597
14.12.2023
16.06.2024
FULLA
Reservoar
Fulla- og Lille-Frigg-reservoarene inneholder gass og kondensat i sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen, og ligger på 3600-4000 meters dyp. Reservoaret i Øst Frigg inneholder gass i sandstein av eocen alder i Friggformasjonen, og ligger på 1900 meters dyp. Reservoarene er strukturelt komplekse og har varierende reservoaregenskaper.
42002479
23.08.2023
16.06.2024
FULLA
Transport
Brønnstrømmen skal transporteres i rørledning til Huginfeltet for prosessering og videre transport.
42002479
12.08.2023
16.06.2024
FULLA
Status
Feltet er under utbygging. Fulla bygges ut samordnet med feltene Hugin og Munin i Yggdrasilområdet. Produksjonen er planlagt å starte i 2027.
42002479
23.08.2023
16.06.2024
FULLA
Utbygging
Fulla ligger i Yggdrasilområdet i midtre Nordsjøen, 15 kilometer nordøst for Friggfeltet. Vanndybden er 110 meter. Fulla ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Planen omfatter utbygging av Fulla og gjenutbygging av det nedstengte Lille-Frigg-feltet. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med seks slisser tilknyttet Hugin A-innretningen i den sørlige delen av Yggdrasilområdet. Utbyggingsplanen inkluderer også en mulig gjenutbygging av det nedstengte Øst Frigg-feltet med en ny havbunnsramme.
42002479
09.12.2023
16.06.2024
FULLA
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002479
23.08.2023
16.06.2024
GAUPE
Utbygging
Gaupe ligger i midtre delen av Nordsjøen nær grensen til britisk sektor, 35 kilometer sør for Sleipner Øst. Vanndybden er 90 meter. Gaupe ble påvist i 1985, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2010. Utbyggingskonseptet var to enkeltstående horisontale havbunnsbrønner knyttet til Armada-innretningen på britisk sokkel. The produksjonen startet i 2012.
18161341
09.12.2023
16.06.2024
GAUPE
Utvinning
Feltet produserte med trykkavlastning.
18161341
28.02.2023
16.06.2024
GAUPE
Transport
Brønnstrømmen ble prosessert på Armada-innretningen for eksport til Storbritannia. Rikgassen ble transportert via Central Area Transmission System (CATS)-rørledningen til Teesside i Storbritannia, og væske ble transportert via Forties-rørledningen til Cruden Bay i Storbritannia.
18161341
28.02.2023
16.06.2024
GAUPE
Status
Gaupe ble stengt ned i 2018. Disponering av innretningene på havbunnen skal være ferdigstilt innen utgangen av 2028.
18161341
09.12.2023
16.06.2024
GAUPE
Reservoar
Gaupe produserte olje og gass fra to strukturer, Gaupe Sør og Gaupe Nord. Mesteparten av ressursene var i sandstein av trias alder i Skagerrakformasjonen, med noe i midtre jura sandstein. Reservoarene ligger på 3000 meters dyp. De to strukturene hadde en gasskappe over en oljesone. Vertikal og lateral kommunikasjon i feltet er dårlig på grunn av segmentering.
18161341
28.02.2023
16.06.2024
GIMLE
Status
Feltet er midlertidig nedstengt på grunn av lavt reservoartrykk. En ny brønn er planlagt boret i 2023/2024 i området mellom Gimle- og Sindrefeltene. Gimle og Sindre har nylig blitt slått sammen til en unit ved navn Brime.
4005142
09.12.2023
16.06.2024
GIMLE
Utbygging
Gimle ligger i den nordlige delen av Nordsjøen like nordøst for Gullfaks. Vanndybden er 220 meter. Gimle ble påvist i 2004, og fikk innvilget fritak fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2006. Feltet er bygd ut med tre produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn boret fra Gullfaks C-innretningen. Produksjonen startet i 2006.
4005142
28.02.2023
16.06.2024
GIMLE
Transport
Produksjonen fra Gimle prosesseres på Gullfaks C-innretningen og transporteres sammen med olje og gass fra Gullfaks.
4005142
28.02.2023
16.06.2024
GIMLE
Reservoar
Gimle produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Hovedreservoaret er i en nedforkastet struktur nordøst for Gullfaks på 2900 meters dyp. Reservoaret har stort sett god kvalitet. Det er også olje i sandstein av sentrias og tidligjura alder.
4005142
28.02.2023
16.06.2024
GIMLE
Utvinning
Feltet produseres ved delvis trykkstøtte med vanninjeksjon. Vanninjeksjon er midlertidig stanset på grunn av innestengt produksjon.
4005142
28.02.2023
16.06.2024
GINA KROG
Utbygging
Gina Krog ligger på Utsirahøgda i den midtre delen av Nordsjøen, like nord for Sleipner Vest. Vanndybden er 120 meter. Gina Krog ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2013. Utbyggingsløsningen er en bunnfast bolig- og prosessinnretning. Produksjonen startet i 2017. Endret PUD for alternativ oljeeksport ble godkjent i 2022. Gina Krog er forsynet med kraft fra land siden september 2023 via Johan Sverdrup.
23384544
13.12.2023
16.06.2024
GINA KROG
Transport
Stabilisert olje og kondensat transporteres til en flytende lager- og lasteenhet (Randgrid FSO) og losses derfra til tankskip for videre transport. Rikgassen transporteres i rørledning til Sleipner A-innretningen for viderebehandling. Salgsgass eksporteres fra Sleipner A-innretningen via Gassled (område D) til markedet, mens ustabilisert kondensat eksporteres til terminalen på Kårstø.
23384544
28.02.2023
16.06.2024
GINA KROG
Status
Oljeproduksjonen er avtagende, og for å opprettholde produksjonen er gassløft implementert i noen av brønnene. I tillegg er to injeksjonsbrønner konvertert til produksjonsbrønner. Strategien er nå å opprettholde gassproduksjon på platået og samtidig maksimere oljeproduksjonen. Den andre borekampanjen på feltet startet i juni 2023 med boring av to brønner, den ene med letemål. En PUD for havbunnstilknytning av funnet 15/5-2 Eirin ble innlevert i september 2023. Alternativ oljeeksportløsningen som inkluderer en rørledning fra Gina Krog til Sleipner A-innretningen er planlagt å komme i drift i 2024.
23384544
13.12.2023
16.06.2024
GINA KROG
Reservoar
Gina Krog produserer olje og gass fra sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen. Feltet er strukturelt komplekst og segmentert, og reservoarene ligger på 3300-3900 meters dyp. Reservoartykkelse og kvalitet er varierende.
23384544
13.12.2023
16.06.2024
GINA KROG
Utvinning
Feltet har tidligere blitt produsert med gassinjeksjon i de fleste segmentene. Siden 2021 produseres alle segmentene med trykkavlastning.
23384544
28.02.2023
16.06.2024
GJØA
Reservoar
Reservoarene inneholder gass over en relativt tynn oljesone i sandstein av jura alder i Dunlin-, Brent- og Vikinggruppene. Feltet omfatter flere skråstilte forkastningssegmenter med delvis usikker kommunikasjon og variabel reservoarkvalitet. Reservoarene ligger på 2200 meters dyp.
4467574
28.02.2023
16.06.2024
GJØA
Utbygging
Gjøa ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 50 kilometer nordøst for Troll. Vanndybden er 360 meter. Gjøa ble påvist i 1989, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Feltet omfatter flere segmenter. Utbyggingsløsningen er en halvt nedsenkbar produksjons- og prosessinnretning tilkoblet fem havbunnsrammer med fire slisser. Feltet drives delvis med kraft fra land. Produksjonen startet i 2010. PUD-fritak for en reutvikling av P1-segmentet, inkludert en ny havbunnsramme med fire slisser, ble innvilget i 2019. Vega-, Duva- og Novafeltene er tilknyttet Gjøa.
4467574
13.12.2023
16.06.2024
GJØA
Status
Produksjonen fra Gjøa har begynt å avta. Det jobbes med å opprettholde produksjonen og modne frem nye muligheter som naturlig gassløft, tilleggsbrønner og feltnære letemål.
4467574
13.12.2023
16.06.2024
GJØA
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. I de sørlige segmentene ble oljeproduksjon prioritert de første årene. Gassnedblåsning (produksjon av gass fra gasskappen) startet i 2015. Lavtrykksproduksjon ble implementert i 2017.
4467574
28.02.2023
16.06.2024
GJØA
Transport
Stabilisert olje eksporteres i en rørledning som er koblet til Troll Oljerør II, for videre transport til terminalen på Mongstad. Rikgass eksporteres via rørledning til Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) på britisk sokkel, for videre transport til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
4467574
28.02.2023
16.06.2024
GLITNE
Utbygging
Glitne ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 40 kilometer nord for Sleipner-området. Vanndybden er 110 meter. Glitne ble påvist i 1995, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2000. Feltet ble bygd ut med seks horisontale produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn, koblet til produksjons- og lagerskipet Petrojarl 1. Produksjonen startet i 2001.
1272071
28.02.2023
16.06.2024
GLITNE
Transport
Olje fra Glitne ble prosessert og lagret på produksjonsskipet og eksportert med tankskip. Overskuddsgass ble injisert i Utsiraformasjonen.
1272071
28.02.2023
16.06.2024
GLITNE
Reservoar
Glitne produserte olje fra sandstein av paleocen alder i den øvre delen av Heimdalformasjonen. Reservoaret er i et dypmarint viftesystem på 2150 meters dyp.
1272071
28.02.2023
16.06.2024
GLITNE
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra en stor vannsone i Heimdalformasjonen. Assosiert gass ble brukt til gassløft i de horisontale brønnene fram til 2012.
1272071
28.02.2023
16.06.2024
GLITNE
Status
Glitne ble stengt ned i 2013, og disponeringsarbeidet ble ferdigstilt i 2015.
1272071
09.12.2023
16.06.2024
GOLIAT
Utbygging
Goliat ligger i Barentshavet, 50 kilometer sørøst for Snøhvit. Vanndybden er 360-420 meter. Goliat ble påvist i 2000, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2009. Feltet er bygd ut med en sylindrisk flytende produksjons- og lagerenhet (Sevan 1000 FPSO), inkludert åtte bunnrammer med totalt 32 brønnslisser koblet til innretningen. The produksjonen startet i 2016. Goliat fikk innvilget PUD-fritak for Snaddreservoaret i 2017, og for Goliat Vest segmentet i 2020. Produksjonen startet i henholdsvis 2017 og 2021.
5774394
03.01.2024
16.06.2024
GOLIAT
Utvinning
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte. Ekstra trykkstøtte kommer fra reinjisering av produsert gass.
5774394
28.02.2023
16.06.2024
GOLIAT
Transport
Oljen lastes over på skytteltankskip og transporteres til markedet. Fremtidig gasseksportløsning er planlagt via Snøhvit rørledningen, og videre til prosessanlegget for flytende naturgass (LNG) på Melkøya ved Hammerfest.
5774394
13.12.2023
16.06.2024
GOLIAT
Status
Regulariteten i produksjonen har vært lavere enn forventet siden produksjonsoppstart. Kontinuerlig vedlikehold og modifikasjoner samt flere revisjonsstanser har gradvis forbedret regulariteten for innretningen. Det vurderes en løsning for gasseksport for Goliat som vil bidra til å forlenge feltets levetid. Flere tilleggsbrønner har blitt boret siden oppstart. I 2021 og 2023 ble funnene 7122/6-3 S (Rødhette) og 7122/8-1 S (Countach) påvist i området nord for Goliatfeltet. Det planlegges flere tilleggs- og letebrønner fremover.
5774394
19.12.2023
16.06.2024
GOLIAT
Reservoar
Goliat produserer olje fra sandstein av trias alder i Kobbe- og Snaddformasjonene og i Kapp Toscana-gruppen (Realgrunnen undergruppe) av trias til jura alder. Reservoarene har tynne gasskapper og ligger i en kompleks og segmentert struktur på 1100-1800 meters dyp.
5774394
28.02.2023
16.06.2024
GRANE
Transport
Oljen fra Grane transporteres i rørledning til Stureterminalen for lagring og eksport.
1035937
28.02.2023
16.06.2024
GRANE
Utvinning
Feltet produseres med gassinjeksjon på toppen av strukturen, og horisontale produksjonsbrønner på bunnen av oljesonen. I 2010 avsluttet Grane gassimporten fra Heimdal-senteret, og bare produsert gass fra Grane ble reinjisert i reservoaret. Gassimporten startet igjen i 2014. Grane har begrenset vanninjeksjon. Oljeproduksjonen opprettholdes med gassinjeksjon og boring av nye brønner, blant annet sidestegsbrønner fra eksisterende produsenter.
1035937
28.02.2023
16.06.2024
GRANE
Reservoar
Grane produserer olje med høy viskositet hovedsakelig fra paleocen sandstein i Heimdalformasjonen med meget gode reservoaregenskaper. Feltet består av en hovedstruktur og noen mindre segmenter med full kommunikasjon. Reservoaret ligger på 1700 meters dyp.
1035937
28.02.2023
16.06.2024
GRANE
Status
Utvinnbare volumer har økt i forhold til estimatene i PUD. Et system for permanent overvåking av reservoaret er installert på havbunnen, dette gir mer detaljerte seismikkdata for å forbedre reservoarstyring. Flere brønner har blitt boret og nye planlegges, for det meste som flergrensbrønner.
1035937
09.12.2023
16.06.2024
GRANE
Utbygging
Grane ligger i den midtre delen av Nordsjøen like øst for Balder. Vanndybden er 130 meter. Grane ble påvist i 1991, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2000. Feltet er bygd ut med en integrert bolig-, bore- og prosessinnretning med stålunderstell. Innretningen har 40 brønnslisser. Produksjonen startet i 2003. Feltene Svalin og Breidablikk er tilknyttet Graneinnretningen.
1035937
09.12.2023
16.06.2024
GUDRUN
Transport
Ustabilisert olje og rikgass transporteres i separate rørledninger til Sleipner A-innretningen for viderebehandling. Tørrgass eksporteres via Gassled (område D) til markedet, mens oljen transporteres til terminalen på Kårstø.
18116481
28.02.2023
16.06.2024
GUDRUN
Utvinning
Feltet blir hovedsakelig produsert med trykkavlastning. Siden 2022 produseres deler av reservoaret i Draupneformasjonen med vanninjeksjon.
18116481
13.12.2023
16.06.2024
GUDRUN
Utbygging
Gudrun ligger i den midtre delen av Nordsjøen, 50 kilometer nord for Sleipner Øst. Vanndybden er 110 meter. Gudrun ble påvist i 1975, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2010. Feltet er bygd ut med en bunnfast innretning med stålunderstell og boligkvarter og har delvis prosessanlegg. Gudrun er koblet til Sleipner A-innretningen gjennom to rørledninger; en for olje og en for våtgass. Det ble innvilget PUD-fritak for funnet 15/3-9 i 2013. Produksjonen startet i 2014.
18116481
28.02.2023
16.06.2024
GUDRUN
Status
Produksjonen har begynt å avta. Vanninjeksjon i deler av Draupnereservoaret begynte i 2022. Den andre borekampanjen ble ferdigstilt i 2022, og flere boremål modnes for den tredje kampanjen. Ny 4D-seismikk ble samlet inn i 2023. Gudrun har fleksibilitet for tilknytning av funn i området.
18116481
13.12.2023
16.06.2024
GUDRUN
Reservoar
Gudrun produserer olje og gass fra sandstein av senjura alder i Draupneformasjonen og av mellomjura alder i Huginformasjonen. Reservoarkvaliteten er generelt god i Draupneformasjonen som inneholder mesteparten av de utvinnbare ressursene. Huginformasjonen har mer variabel reservoarkvalitet. Reservoarene ligger på 4000-4700 meters dyp.
18116481
28.02.2023
16.06.2024
GULLFAKS
Utvinning
Drivmekanismen i hovedreservoarene er primært vanninjeksjon, med gassinjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) i noen områder. Opprinnelig var dreneringsstrategien for Shetland/Lista-reservoaret trykkavlastning, men vanninjeksjon er nå implementert som trykkstøtte.
43686
28.02.2023
16.06.2024
GULLFAKS
Transport
Oljen eksporteres fra Gullfaks A og C via lastebøyer til tankskip. Rikgass transporteres i Statpipe for videre behandling på Kårstøterminalen.
43686
28.02.2023
16.06.2024
GULLFAKS
Status
Boring av nye brønner på Gullfaks har vært en utfordring i mange år på grunn av overtrykk i noen områder i Shetland/Lista-intervallet. Produksjon fra Shetland/Lista-reservoarene bidrar gradvis til å redusere overtrykket og gjør det lettere å bore. Tilleggsbrønner bores kontinuerlig fra alle innretningene. Hywind Tampen startet kraftproduksjon i 2022/2023.
43686
13.12.2023
16.06.2024
GULLFAKS
Utbygging
Gullfaks ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 130-220 meter. Gullfaks ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) for Gullfaks fase I ble godkjent i 1981. PUD for Gullfaks fase II ble godkjent i 1985. Produksjonen startet i 1986. Feltet er bygd ut med tre integrerte prosess-, bore- og boliginnretninger med betongunderstell (Gullfaks A, B og C). Gullfaks B har et forenklet prosessanlegg med førstestegsseparasjon. Gullfaks-innretningene er involvert i produksjon og transport fra Tordis, Vigdis, Snorre, Visund, Visund Sør og Brime. PUD for Gullfaks Vest ble godkjent i 1993, og for produksjon fra Lundeformasjonen i 1995. En endret PUD for Gullfaks, som dekker prospekter og små funn som kunne bores og produseres fra eksisterende innretninger, ble godkjent i 2005. Endret PUD for Gullfaks, som dekker fase I- og fase II-produksjon fra Shetland/Lista-forekomsten, ble godkjent i henholdsvis 2015 og 2019. En endret PUD for utbygging av Hywind Tampen vindpark ble godkjent i 2020. Vindparken inkluderer 11 flytende turbiner og startet forsyning av innretningene på feltene Gullfaks og Snorre med kraft i 2022/2023. Disse feltene er de første i verden som forsynes med kraft fra en flytende vindpark.
43686
13.12.2023
16.06.2024
GULLFAKS
Reservoar
Gullfaks produserer olje fra midtre jura sandstein i Brentgruppen, og fra undre jura og øvre trias sandstein i Statfjordgruppen og Cook- og Lundeformasjonene. Det er også utvinnbar olje i oppsprukket kalk og skifer i overliggende Shetlandgruppen og Listaformasjonen. Reservoarene ligger på 1700-2000 meters dyp i roterte forkastningsblokker i vest og i en strukturell horst (hevet forkastningsblokk) i øst, med en forkastningssone i midten. Reservoarkvaliteten er stort sett god til meget god i jura-reservoarene i de enkelte forkastningsblokkene, men dårlig reservoarkommunikasjon er en utfordring for trykkvedlikehold.
43686
28.02.2023
16.06.2024
GULLFAKS SØR
Reservoar
Gullfaks Sør-forekomstene produserer olje og gass fra midtre jura sandstein i Brentgruppen samt undre jura og øvre trias sandstein i Statfjordgruppen og Cook- og Lundeformasjonene. Reservoarene ligger på 2400-3400 meters dyp i flere roterte forkastningsblokker. Reservoarene i Gullfaks Sør-forekomsten er svært segmenterte med mange interne forkastninger og utfordrende strømningsegenskaper, særlig i Statfjordgruppen og Lundeformasjonen. De øvrige forekomstene i Gullfaks Sør-området har stort sett god reservoarkvalitet.
43699
28.02.2023
16.06.2024
GULLFAKS SØR
Utbygging
Gullfaks Sør ligger i den nordlige delen av Nordsjøen like sør for Gullfaks. Vanndybden er 130-220 meter. Gullfaks Sør ble påvist i 1978, men omfatter flere funn gjort i årene etter. Gullfaks Sør-forekomstene er bygd ut med i alt 13 havbunnsrammer som er knyttet til Gullfaks A- og Gullfaks C-innretningene. Opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) for Gullfaks Sør fase I ble godkjent i 1996, den omfattet produksjon av olje og gass fra forekomstene Gullfaks Sør, Rimfaks og Gullveig. Produksjonen startet i 1998. PUD for fase II ble godkjent i 1998, og omfattet gassproduksjon fra Brentgruppen i Gullfaks Sør-forekomsten. I 2004 ble Gulltoppfunnet innlemmet i Gullfaks Sør. Gulltopp produseres gjennom en langtrekkende produksjonsbrønn fra Gullfaks A-innretningen. PUD for Skinfaksfunnet og Rimfaks IOR ble godkjent i 2005. En endret PUD for reutbygging av Gullfaks Sør Statfjordformasjonen, med to nye havbunnsrammer, ble godkjent i 2012. PUD for Gullfaks Rimfaksdalen, som inkluderer forekomstene Rutil og Opal, ble godkjent i 2015. Den omfatter en ny havbunnsramme og fire produksjonsbrønner. Siden 2017 har to havbunnskompressorer for våtgass tilknyttet Gullfaks C-innretningen økt gassproduksjonen. Det ble innvilget i 2018 PUD-fritak for noen nærliggende prospekter og mindre funn som kan bores og produseres fra eksisterende innretninger på Gullfaks Sør. PUD-fritak for forekomsten Opal Sør ble innvilget i 2019.
43699
28.02.2023
16.06.2024
GULLFAKS SØR
Status
Produksjonen avtar, men feltet har fortsatt store gjenværende gassvolumer. Nye brønner blir kontinuerlig boret i området med egen rigg.
43699
13.12.2023
16.06.2024
GULLFAKS SØR
Utvinning
Brentreservoaret i Gullfaks Sør produseres hovedsakelig med trykkavlastning etter at gassinjeksjonen opphørte i 2009. Trykkstøtte med gassinjeksjon startet for Skinfaks Sør-forekomsten i 2023. Lundeformasjonen i Gullfaks Sør produseres med trykkavlastning, og i tillegg trykkstøtte fra gassinjeksjon. Gasseksport fra Rimfaks startet i 2015, men begrenset gassinjeksjon ble opprettholdt i Brentgruppen til 2018. Gullveig-, Gulltopp- og Rutilforekomstene produseres med trykkavlastning og delvis støtte fra naturlig vanndriv. Skinfaksforekomsten produseres med gassløft. Rutil- og Opalforekomstene produseres med trykkavlastning.
43699
13.12.2023
16.06.2024
GULLFAKS SØR
Transport
Oljen blir transportert til Gullfaks A-innretningen for behandling, lagring og videre transport med tankskip. Rikgass prosesseres på Gullfaks C og eksporteres gjennom Statpipe til terminalen på Kårstø.
43699
28.02.2023
16.06.2024
GUNGNE
Status
Feltet er i sen halefase. For tiden produserer kun en brønn på feltet. Det er ingen produksjon fra brønnen på Gammahøyden.
43464
09.12.2023
16.06.2024
GUNGNE
Transport
Brønnstrømmen fra Gungne prosesseres på Sleipner A-innretningen. Salgsgass eksporteres fra Sleipner A via Gassled (område D) til markedet. Ustabilt kondensat transporteres i rørledning til terminalen på Kårstø.
43464
28.02.2023
16.06.2024
GUNGNE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning
43464
28.02.2023
16.06.2024
GUNGNE
Reservoar
Gungne produserer gass og kondensat hovedsakelig fra trias sandstein i Skagerrakformasjonen med noe bidrag fra midtre jura sandstein i Huginformasjonen og paleocen sandstein i Tyformasjonen. Reservoarkvaliteten er generelt dårligere i Skagerrakformasjonen enn i Hugin- og Tyformasjonene. Reservoarene ligger på 2800 meters dyp.
43464
28.02.2023
16.06.2024
GUNGNE
Utbygging
Gungne ligger i Sleipnerområdet i den midtre delen av Nordsjøen. Vanndybden er 85 meter. Gungne ble påvist i 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1995. Feltet er bygd ut med tre brønner boret fra Sleipner A-innretningen. Produksjonen startet i 1996. PUD-fritak ble innvilget for Skagerrak- og Hodformasjonene i 2000, og for en brønn til Gammahøyden i 2007.
43464
28.02.2023
16.06.2024
GYDA
Utvinning
Feltet ble produsert med vanninjeksjon i tillegg til trykkstøtte fra gasskappen og vannsonen i deler av feltet.
43492
28.02.2023
16.06.2024
GYDA
Utbygging
Gyda ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, mellom Ula og Ekofisk. Vanndybden er 65 meter. Gyda ble påvist i 1980, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1987. Feltet ble bygd ut med en kombinert bore-, bolig- og prosessinnretning med stålunderstell. Produksjonen startet i 1990. PUD for Gyda Sør ble godkjent i 1993.
43492
28.02.2023
16.06.2024
GYDA
Reservoar
Gyda produserte olje fra tre reservoarer i øvre jura sandstein i Ulaformasjonen. Reservoarene ligger på 4000 meters dyp.
43492
28.02.2023
16.06.2024
GYDA
Status
Gyda ble stengt ned i 2020, og innretningen ble fjernet i 2022.
43492
09.12.2023
16.06.2024
GYDA
Transport
Oljen ble transportert til Ekofisk via oljerørledningen fra Ula og videre via Norpipe til Teesside i Storbritannia. Gassen ble transportert i egen rørledning til Ekofisk for videre transport via Norpipe til Emden i Tyskland. Gasseksporten opphørte i 2016.
43492
28.02.2023
16.06.2024
HALTEN ØST
Utvinning
Utvinningsstrategien er trykkavlastning med naturlig trykkstøtte fra den underliggende vannsonen.
42148955
20.04.2023
16.06.2024
HALTEN ØST
Transport
Olje og kondensat skal fraktes fra Åsgard til markedet med tankskip. Gassen skal eksporteres gjennom Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø.
42148955
20.04.2023
16.06.2024
HALTEN ØST
Status
Halten Øst vil bygges ut i to faser. Produksjon fra første og andre fase er planlagt å starte henholdsvis i 2025 og 2029.
42148955
20.04.2023
16.06.2024
HALTEN ØST
Reservoar
Reservoarene inneholder hovedsakelig gass og kondensat i undre til øvre jura sandstein i Tilje-, Tofte-, Ile-, Garn- og Melkeformasjonene. De ligger på 2000 til 3000 meters dyp. Felles for alle reservoarene er at volumene er relativt små, men at de har utmerket kvalitet.
42148955
20.04.2023
16.06.2024
HALTEN ØST
Utbygging
Halten Øst ligger i Norskehavet, like øst for Åsgardfeltet, og består av seks funn: Natalia, Sigrid, Nona, Flyndretind, Gamma and Harepus. Funnene strekker seg over 65 kilometer fra Natalia i nord til Mikkel Sør i sør. Vanndybden er 200-300 meter. Funnene vil bli utviklet sammen, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i februar 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer fem havbunnsrammer tilknyttet eksisterende infrastruktur på Åsgardfeltet.
42148955
09.12.2023
16.06.2024
HANZ
Reservoar
Reservoaret inneholder olje med en mindre gasskappe og er i Draupneformasjonen av senjura alder på 2350 meters dyp. Det antas å være i dypmarin sandstein med gode reservoaregenskaper.
25307278
09.12.2023
16.06.2024
HANZ
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra en vanninjeksjonsbrønn med krysstrømning mellom vannsonen i Heimdalformasjonen og oljereservoaret i Draupneformasjonen.
25307278
13.05.2024
16.06.2024
HANZ
Transport
Brønnstrømmen er først prosessert på Ivar Aasen og så transportert til Edvard Grieg for sluttbehandling og eksport.
25307278
13.05.2024
16.06.2024
HANZ
Status
Feltet startet produksjon i april 2024.
25307278
13.05.2024
16.06.2024
HANZ
Utbygging
Hanz ligger i Nordsjøen, tolv kilometer nord for Ivar Aasen-feltet. Vanndybden er 115 meter. Hanz ble påvist i 1997, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent som en del av PUD for Ivar Aasen i 2013. Hanz er bygget ut med havbunnsrammer tilknyttet Ivar Aasen.
25307278
23.05.2024
16.06.2024
HEIDRUN
Status
Produksjonen fra Heidrun vedlikeholdes på et relativt høyt nivå med kontinuerlig vann- og gassinjeksjon, samt boring av nye produksjons- og injeksjonsbrønner. Flere metoder vurderes for å øke utvinningen av olje og gass, og forlenge levetiden på feltet. Alpha Horst-segmentet ble satt i produksjon i 2022.
43771
13.12.2023
16.06.2024
HEIDRUN
Utbygging
Heidrun ligger på Haltenbanken i Norskehavet, 30 kilometer nordøst for Åsgard. Vanndybden er 350 meter. Heidrun ble påvist i 1985, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1991. Feltet er bygd ut med verdens første flytende strekkstagplattform (TLP) i betong over en stor bunnramme med 56 brønnslisser. I tillegg er det seks havbunnsrammer i den sørlige og nordlige delen av feltet knyttet tilbake til Heidrun TLP. Produksjonen startet i 1995. Lagerskipet Heidrun B har vært forankret permanent ved Heidruninnretningen siden 2015. PUD for Heidrun Nordflanke ble godkjent i 2000. Mariafeltet mottar vann for injeksjon fra Heidrun. Dvalinfeltet har en dedikert gassprosessmodul på Heidrun.
43771
13.12.2023
16.06.2024
HEIDRUN
Reservoar
Heidrun produserer olje og gass fra undre og midtre jura sandstein i Åre-, Tilje- Ile- og Garnformasjonene. Reservoaret ligger på 2300 meters dyp og er svært forkastet og segmentert. Ile- og Garnformasjonene har god reservoarkvalitet, mens Åre- og Tiljeformasjonene er mer komplekse.
43771
28.02.2023
16.06.2024
HEIDRUN
Transport
Oljen lastes fra lagerskipet Heidrun B over til tankskip og sendes videre til markedet. Gassen eksporteres via Haltenpipe til terminalen på Tjeldbergodden og via Åsgard Transport Systemet (ÅTS) til terminalen på Kårstø. Gassen fra Dvalin eksporteres via Polarled til terminalen på Nyhamna.
43771
13.12.2023
16.06.2024
HEIDRUN
Utvinning
Trykket opprettholdes ved hjelp av vann- og gassinjeksjon i Ile- og Garnformasjonene. I de mer komplekse delene av reservoaret, i Åre- og Tiljeformasjonene, er hovedstrategien vanninjeksjon. Noen av segmentene produseres også med trykkavlastning.
43771
28.02.2023
16.06.2024
HEIMDAL
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43590
28.02.2023
16.06.2024
HEIMDAL
Utbygging
Heimdal ligger i den midtre delen av Nordsjøen. Vanndybden er 120 meter. Heimdal ble påvist i 1972, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1981. Feltet ble bygget ut med en integrert bore-, produksjons- og boliginnretning med stålunderstell. Produksjonen startet i 1985. Etter at Heimdal Gassenter som omfattet en ny stigerørsinnretning kom i drift, ble Heimdal også et knutepunkt for tørrgasstransport fra Oseberg, i tillegg til å prosessere produksjonen fra felt som Atla, Skirne, Vale, Valemon og Huldra.
43590
26.09.2023
16.06.2024
HEIMDAL
Transport
Gass fra Heimdal ble transportert gjennom Statpipe via Draupner og Ekofisk til kontinentet. Etter at Heimdal Gassenter ble opprettet, ble også en ny gassrørledning koblet til den eksisterende rørledningen fra Frigg til terminalen Shell-Esso Gas and Liquid (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia. Kondensat ble transportert via rørledning til Braefeltet i britisk sektor og videre til Cruden Bay i Storbritannia.
43590
09.12.2023
16.06.2024
HEIMDAL
Status
Feltets egen produksjon opphørte i 2020. Heimdal ble brukt som senter for gassprosessering for tilknyttede felt fram til midten av 2023. Disponering av innretningene skal være ferdigstilt innen slutten av 2028.
43590
09.12.2023
16.06.2024
HEIMDAL
Reservoar
Heimdal produserte gass og noe kondensat fra sandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen. Reservoaret ligger i et massivt turbidittsystem på 2100 meters dyp og har god kvalitet.
43590
28.02.2023
16.06.2024
HOD
Status
Hod B startet produksjonen i 2022. Produksjonen fra Hod Sadel-området fortsetter via brønner boret fra Valhall. Den opprinnelige Hodinnretningen venter på disponering innen 2026.
43485
09.12.2023
16.06.2024
HOD
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Gassløft har vært brukt i noen brønner for å øke produksjonen.
43485
28.02.2023
16.06.2024
HOD
Transport
Olje og gass transporteres i en felles rørledning til Valhall for videre behandling. Olje og flytende våtgass (NGL) fra Valhall transporteres via rørledning til Ekofisk-senteret og videre til Teesside i Storbritannia. Gass fra Valhall sendes via Norpipe til Emden i Tyskland.
43485
28.02.2023
16.06.2024
HOD
Reservoar
Hod produserer olje fra kritt av senkritt alder i Tor- og Hodformasjonene og fra kritt av tidligpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Krittet i Torformasjonen er finkornet og mykt. Betydelig oppsprekking lar olje og vann strømme lettere enn i den underliggende Hodformasjonen. Reservoaret ligger på 2700 meters dyp. Feltet består av tre strukturer: Hod vest, Hod øst og Hod sadel.
43485
28.02.2023
16.06.2024
HOD
Utbygging
Hod ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 13 kilometer sør for Valhall. Vanndybden er 72 meter. Hod ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1988. Feltet ble opprinnelig bygd ut med en ubemannet brønnhodeinnretning som ble fjernstyrt fra Valhall. Produksjonen startet i 1990. PUD for Hod Sadel-området ble godkjent i 1994. Produksjonen fra den originale Hodinnretningen opphørte i 2013. PUD for reutbygging av feltet ble godkjent i 2020. Utbyggingen består av en ubemannet brønnhodeinnretning (Hod B) tilknyttet Valhall feltsenter.
43485
28.02.2023
16.06.2024
HUGIN
Utvinning
Langfjellet, Frøy og Rind skal produseres med trykkstøtte ved vanninjeksjon. Frigg Gamma Delta skal produseres med trykkavlastning, og det planlegges reinjeksjon av produsert vann i vannsonen.
42002474
23.08.2023
16.06.2024
HUGIN
Status
Feltet er under utbygging. Hugin bygges ut samordnet med feltene Fulla og Munin i Yggdrasilområdet. Produksjonen er planlagt å starte i 2027. Nærliggende prospekter kan bli testet i en senere borekampanje og produsert gjennom gjenværende brønnslisser.
42002474
09.12.2023
16.06.2024
HUGIN
Reservoar
Reservoarene inneholder olje og gass i sandstein hovedsakelig av eocen alder i Friggformasjonen og av mellomjura alder i Huginformasjonen. De ligger på henholdsvis 1900 og 3500 meters dyp. Huginområdet er geologisk komplekst og forekomstene har varierende reservoar- og væskeegenskaper.
42002474
23.08.2023
16.06.2024
HUGIN
Utbygging
Hugin ligger i Yggdrasilområdet i midtre Nordsjøen, 20 kilometer øst for Friggfeltet. Vanndybden er 120 meter. Hugin består av tre funn; Frigg Gamma Delta, Rind og Langfjellet. Det første funnet ble gjort i 1986 da Frigg Gamma ble påvist. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Planen omfatter utbygging av Huginfunnene og gjenutbygging av det nedstengte Frøyfeltet. Utbyggingskonseptet inkluderer en prosessinnretning med boligkvarter, Hugin A, og en normalt ubemannet innretning på Frøy, Hugin B, samt havbunnsrammer tilknyttet Hugin A. Hugin A vil være feltsenteret for Yggdrasilområdet.
42002474
09.12.2023
16.06.2024
HUGIN
Transport
Gassen skal eksporteres gjennom rørledning fra Hugin A til Statpipe og terminalen på Kårstø. Oljen skal eksporteres gjennom rørledning fra Hugin A til Grane oljerør og videre til Stureterminalen.
42002474
23.08.2023
16.06.2024
HULDRA
Status
Huldra ble stengt ned i 2014, og innretningen ble fjernet i 2019.
97002
09.12.2023
16.06.2024
HULDRA
Utbygging
Huldra ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 16 kilometer vest for Veslefrikk-feltet. Vanndybden er 125 meter. Huldra ble påvist 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1999. Feltet ble bygd ut med en brønnhodeinnretning med et enkelt prosessanlegg, og ble fjernstyrt fra Veslefrikk B. Produksjonen startet i 2001.
97002
28.02.2023
16.06.2024
HULDRA
Transport
Våtgassen ble transportert til Heimdal og kondensatet til Veslefrikk for behandling og eksport.
97002
09.12.2023
16.06.2024
HULDRA
Reservoar
Huldra produserte gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret er i en rotert forkastningsblokk på 3500-3900 meters dyp, og hadde i starten høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Det er mange små forkastninger og to hovedsegmenter uten trykkommunikasjon i reservoaret.
97002
28.02.2023
16.06.2024
HULDRA
Utvinning
Huldra ble produsert med trykkavlastning og lavtrykksproduksjon etter 2007.
97002
28.02.2023
16.06.2024
HYME
Reservoar
Hyme produserer olje og gass fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje- og Ileformasjonene. Reservoaret ligger på 2150 meters dyp og har god kvalitet.
20474183
28.02.2023
16.06.2024
HYME
Utvinning
Feltet produseres med sjøvannsinjeksjon som trykkstøtte. Produksjonsbrønnen har gassløft.
20474183
28.02.2023
16.06.2024
HYME
Utbygging
Hyme ligger i den sørlige delen av Norskehavet, 19 kilometer nordøst for Njord. Vanndybden er 250 meter. Hyme ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med en produksjonsbrønn og en vanninjeksjonsbrønn. Hyme er koblet til Njord A-innretningen. Produksjonen startet i 2013 og opphørte midlertidig i 2016 da Njord A ble stengt og slept til land for oppgradering og modifisering. Hyme begynte å produsere igjen i april 2023.
20474183
13.12.2023
16.06.2024
HYME
Status
Produksjonen er lavere enn antatt, hovedsakelig på grunn av nedetid knyttet til prosessanlegget på Njord. Produksjonsstrategien er å optimalisere dreneringen ved å balansere vanninjeksjon versus trykkutvikling og vanngjennombrudd i produksjonsbrønnen.
20474183
13.12.2023
16.06.2024
HYME
Transport
Brønnstrømmen transporteres til og prosesseres på Njord A-innretningen. Njord-innretningene brukes til eksport av både olje og gass.
20474183
28.02.2023
16.06.2024
IDUN NORD
Transport
Gassen skal eksporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø. Olje og kondensat skal overføres fra Skarv til tankskip via en lastebøye.
42002477
09.12.2023
16.06.2024
IDUN NORD
Utbygging
Idun Nord ligger i den nordlige delen av Norskehavet, like øst for Skarvfeltet. Vanndybden er 380 meter. Idun Nord ble påvist i 2009 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med fire slisser tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) Skarv.
42002477
12.08.2023
16.06.2024
IDUN NORD
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002477
12.08.2023
16.06.2024
IDUN NORD
Reservoar
Reservoaret inneholder gass og kondensat i sandstein av mellomjura alder i Garn- og Notformasjonene. Det ligger på om lag 3500 meteres dyp og har god kvalitet.
42002477
09.12.2023
16.06.2024
IDUN NORD
Status
Idun Nord bygges ut sammen med Ørn og Alve Nord som en del av Skarv Satellittprosjektet (SSP). Etter planen skal produksjonen starte i 2027.
42002477
12.08.2023
16.06.2024
IRPA
Reservoar
Reservoaret inneholder gass i turbidittsandstein av senkritt alder i Springarformasjonen på 3200 meters dyp. Reservoaregenskapene er gode.
42002482
12.08.2023
16.06.2024
IRPA
Status
Feltet er under utbygging. Etter planen skal produksjonen starte i 2026.
42002482
12.08.2023
16.06.2024
IRPA
Utbygging
Irpa ligger i Vøringbassenget i Norskehavet, 80 kilometer vest for Aasta Hansteen-feltet. Vanndybden er 1330 meter. Irpa ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med fire brønnslisser tilknyttet Aasta Hansteen-innretningen.
42002482
09.12.2023
16.06.2024
IRPA
Transport
Gassen skal eksporteres via Polarled til terminalen på Nyhamna. Lettolje skal overføres fra Aasta Hansteen-innretningen til tankskip.
42002482
09.12.2023
16.06.2024
IRPA
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002482
12.08.2023
16.06.2024
ISLAY
Reservoar
Islay produserer gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 3700-3900 meters dyp.
21105675
09.12.2023
16.06.2024
ISLAY
Utbygging
Islay ligger på grensen mellom britisk og norsk sektor i den nordlige delen av Nordsjøen, 55 kilometer vest for Oseberg. Norsk andel av feltet er 5,51 prosent. Vanndybden er 120 meter. Islay ble påvist i 2008, og produksjonen startet i 2012. Feltet er bygd ut med en brønn som er koblet til Forvie-manifolden på britisk sokkel.
21105675
28.02.2023
16.06.2024
ISLAY
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
21105675
28.02.2023
16.06.2024
ISLAY
Status
Brønnen produserer syklisk med lave rater.
21105675
28.02.2023
16.06.2024
ISLAY
Transport
Produksjonen sendes via Forvie-Alwyn-rørledningen til det britiske Alwyn-feltet for separasjon. Gassen eksporteres via rørledningen Frigg UK (FUKA) til terminalen i Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia, mens væsken eksporteres til Sullom Voe-terminalen på Shetland.
21105675
28.02.2023
16.06.2024
IVAR AASEN
Transport
Olje og gass transporteres til Edvard Grieg-innretningen for endelig prosessering. Fra Edvard Grieg eksporteres oljen i rørledning til Grane Oljerør og videre til Stureterminalen. Gassen eksporteres i eget rør til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sektor.
23384520
28.02.2023
16.06.2024
IVAR AASEN
Utvinning
Ivar Aasen-reservoaret produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon mens West Cable-reservoaret produseres med trykkavlastning.
23384520
28.02.2023
16.06.2024
IVAR AASEN
Reservoar
Ivar Aasen produserer olje fra sandsteinsreservoarer. Feltet består av funnet 16/1-9 Ivar Aasen og et lite funn, 16/1-7 (West Cable). Reservoaret i Ivar Aasen-funnet består av fluvial sandstein av sentrias til mellomjura alder i Skagerrak- og Sleipnerformasjonene og grunnmarin sandstein i midtre jura Huginformasjonen. Reservoaret ligger på 2400 meters dyp. Det er segmentert og har moderat til god kvalitet. Deler av reservoaret har en overliggende gasskappe. Reservoaret i West Cable-funnet er i fluvial sandstein av mellomjura alder i Sleipnerformasjonen. Det ligger på 2950 meters dyp og har moderat kvalitet.
23384520
28.02.2023
16.06.2024
IVAR AASEN
Utbygging
Ivar Aasen ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 30 kilometer sør for Grane og Balder. Vanndybden er 110 meter. Ivar Aasen ble påvist i 2008, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2013. Utbyggingen omfatter en produksjons-, bore- og boliginnretning (PDQ) med stålunderstell og en separat oppjekkbar rigg for boring og komplettering. Produksjonen startet i 2016. Innretningen er tilrettelagt for tilkobling av en havbunnsramme som er planlagt for utbyggingen av Hanz, og for mulig utbygging av andre nærliggende funn. Førstetrinns prosessering skjer på Ivar Aasen, og de delvis prosesserte væskene transporteres til Edvard Grieg for endelig behandling og eksport. Fra 2023 er innretningen forsynt med kraft fra land.
23384520
13.12.2023
16.06.2024
IVAR AASEN
Status
Siden produksjonsoppstart har tilleggsbrønner til produksjon og injeksjon blitt boret. Produksjon fra Ivar Aasen er avtakende. Feltet Hanz og funnet 16/1-29 S Symra er under utvikling som tilknytning til Ivar Aasen.
23384520
13.12.2023
16.06.2024
JETTE
Reservoar
Jette produserte olje fra sandstein av senpaleocen alder i Heimdalformasjonen. Reservoaret ligger i et marint viftesystem på om lag 2200 meters dyp.
21613906
28.02.2023
16.06.2024
JETTE
Transport
Brønnstrømmen ble transportert til Jotun B og videre til Jotun A for prosessering og lasting.
21613906
28.02.2023
16.06.2024
JETTE
Status
Jette ble stengt ned i 2016, og havbunnsinnretningen ble fjernet i 2019.
21613906
09.12.2023
16.06.2024
JETTE
Utbygging
Jette ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, seks kilometer sør for Jotun. Vanndybden er 127 meter. Jette ble påvist i 2009, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet ble bygd ut med en bunnramme med to produksjonsbrønner koblet til Jotun A-innretningen. The produksjonen startet i 2013.
21613906
09.12.2023
16.06.2024
JETTE
Utvinning
Jette ble produsert med trykkstøtte fra naturlig vanndriv.
21613906
28.02.2023
16.06.2024
JOHAN CASTBERG
Utbygging
Johan Castberg ligger i Barentshavet, 100 kilometer nordvest for Snøhvit-feltet. Vanndybden er 370 meter. Johan Castberg består av de tre funnene Skrugard, Havis og Drivis, som ble påvist mellom 2011 og 2013. Funnene skal bygges ut sammen, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2018. Utbyggingskonseptet er et produksjons- og lagerskip (FPSO) knyttet til havbunnsrammer med 18 horisontale produksjonsbrønner og 12 injeksjonsbrønner.
32017325
09.12.2023
16.06.2024
JOHAN CASTBERG
Transport
Oljen skal overføres til skytteltankere og transportert til markedet.
32017325
28.02.2023
16.06.2024
JOHAN CASTBERG
Status
Feltet er under utbygging, og det skal etter planen komme i produksjon i 2024.
32017325
28.02.2023
16.06.2024
JOHAN CASTBERG
Reservoar
Reservoarene inneholder olje med gasskappe i tre separate sandsteinsforekomster av sentrias til mellomjura alder i Tubåen-, Nordmela- og Støformasjonene, og ligger på 1250-1900 meters dyp. Reservoarene i Tubåen- og Støformasjonen har generelt gode egenskaper; Nordmelaformasjonen er mer heterogen med flere laterale barrierer.
32017325
09.12.2023
16.06.2024
JOHAN CASTBERG
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkstøtte fra gass- og vanninjeksjon.
32017325
28.02.2023
16.06.2024
JOHAN SVERDRUP
Transport
Stabilisert olje eksporteres fra stigerørsinnretningen gjennom en ny oljeeksportrørledning som er koblet til underjordiske fjellhaller (kaverner) på Mongstadterminalen. Gassen eksporteres fra stigerørsinnretningen til terminalen på Kårstø gjennom en ny rørledning koblet til Statpipe.
26376286
28.02.2023
16.06.2024
JOHAN SVERDRUP
Utvinning
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte, samt gassløft i produksjonsbrønnene.
26376286
13.12.2023
16.06.2024
JOHAN SVERDRUP
Utbygging
Johan Sverdrup ligger på Utsirahøgda i den midtre delen av Nordsjøen, 65 kilometer nordøst for Sleipnerfeltene. Vanndybden er 115 meter. Johan Sverdrup ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) for fase I ble godkjent i 2015. Utbyggingsløsningen for første byggetrinn er et feltsenter med fire spesialiserte innretninger; boligkvarter, prosessanlegg, boreanlegg og stigerør. De fire innretningene har broforbindelser. Boreinnretningen har 48 brønnslisser og er tilrettelagt for at boring, brønnintervensjon og produksjon skal kunne utføres samtidig. Feltet drives med kraft fra land. I 2019 startet produksjonen fra fase I og PUD for fase II ble godkjent. Denne planen inkluderer en prosessinnretning og fem havbunnsrammer i tillegg til modifikasjoner på stigerørsinnretningen. Produksjonen fra fase II startet i 2022/2023.
26376286
13.12.2023
16.06.2024
JOHAN SVERDRUP
Reservoar
Hovedreservoaret inneholder olje i øvre jura intra-Draupne sandstein og ligger på 1900 meters dyp. Kvaliteten til hovedreservoaret er svært god, med meget høy permeabilitet. Resten av oljeressursene ligger i sandstein i øvre trias Statfjordgruppen og midtre til øvre jura Vestlandsgruppen, samt i spikulitter i øvre jura Vikinggruppen. Det er også påvist olje i Zechstein-karbonater i perm.
26376286
28.02.2023
16.06.2024
JOHAN SVERDRUP
Status
Johan Sverdrup står for om lag en tredjedel av norsk oljeproduksjon. Feltet produserer for tiden med høy regularitet på platå, nær dagens kapasitet for oljehåndtering. Oljehåndteringskapasiteten ble økt etter en kapasitetstest i mai 2023.
26376286
13.12.2023
16.06.2024
JOTUN
Transport
Jotun-skipet er en integrert del av Balder- og Ringhorne-innretningene, og det er fortsatt i bruk. Det mottar olje og gass fra Ringhorne og overskuddsgass fra Balder. Jotun prosesserer og eksporterer rikgassen via Statpipe til Kårstø-terminalen. Oljen eksporteres via produksjonsfartøyet på Jotun til tankskip på feltet.
43604
28.02.2023
16.06.2024
JOTUN
Utbygging
Jotun ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 25 kilometer nord for Balder. Vanndybden er 125 meter. Jotun ble påvist i 1994, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1997. Feltet ble bygd ut med Jotun A, et kombinert produksjons- og lagerskip (FPSO), og en brønnhodeinnretning, Jotun B. Jotun er integrert med Balder-feltet. The produksjonen startet i 1999.
43604
09.12.2023
16.06.2024
JOTUN
Reservoar
Jotun produserte olje fra sandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen. Reservoaret ligger på 2000 meters dyp i et marint viftesystem, og består av tre strukturer.
43604
28.02.2023
16.06.2024
JOTUN
Status
Jotun ble stengt ned i 2016, og Jotun B ble fjernet i 2020. Jotun FPSO oppgraderes og skal flyttes til Balder og Ringhorne Øst for videre bruk fra 2024.
43604
09.12.2023
16.06.2024
JOTUN
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra naturlig vanndriv og gassløft. Produsert vann ble injisert i Utsiraformasjonen.
43604
28.02.2023
16.06.2024
KNARR
Utbygging
Knarr ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 50 kilometer nordøst for Snorre. Vanndybden er 400 meter. Knarr ble påvist i 2008, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet består av to segmenter, Knarr Vest og Knarr Sentral. Utbyggingsløsningen var et produksjons- og lagerskip (FPSO) og to havbunnsrammer med seks produksjons- og injeksjonsbrønner. Produksjonen startet i 2015.
20460988
28.02.2023
16.06.2024
KNARR
Reservoar
Knarr produserte olje fra undre jura sandstein i Cookformasjonen. Reservoarene ligger på 3800 meters dyp og har moderat til god kvalitet.
20460988
28.02.2023
16.06.2024
KNARR
Transport
Oljen ble prosessert og lagret på Knarr-skipet og lastet derfra til tankskip for eksport. Gassen ble eksportert via Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) til St. Fergus i Storbritannia.
20460988
28.02.2023
16.06.2024
KNARR
Status
Knarr ble stengt ned i 2022 og skipet ble fjernet fra feltet. Disponering av havbunnsinnretningene skal være ferdigstilt innen 2028.
20460988
09.12.2023
16.06.2024
KNARR
Utvinning
Feltet ble produsert med vanninjeksjon som trykkstøtte.
20460988
28.02.2023
16.06.2024
KRISTIN
Reservoar
Kristin produserer gass og kondensat fra jura sandstein i Garn-, Ile- og Tofteformasjonene. Reservoarene ligger på 4600 meters dyp og hadde opprinnelig høyt trykk og høy temperatur (HTHT).
1854729
28.02.2023
16.06.2024
KRISTIN
Transport
Brønnstrømmen prosesseres på Kristin, og gassen transporteres i rørledning til Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til terminalen på Kårstø hvor NGL og kondensat skilles ut. Lettolje separeres på Kristin og overføres til Åsgård C-innretningen for lagring og eksport.
1854729
28.02.2023
16.06.2024
KRISTIN
Utbygging
Kristin ligger i Norskehavet, noen kilometer sørvest for Åsgard. Vanndybden er 370 meter. Kristin ble påvist i 1997, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2001. Feltet er bygd ut med fire havbunnsrammer med fire slisser hver, som er knyttet til en halvt nedsenkbar innretning for prosessering. Produksjonen startet i 2005. Endret PUD ble godkjent i 2007. Tyrihans og Maria er knyttet til Kristininnretningen. PUD for Kristin Sør, som inkluderer utbygging av Kristin Q-segmentet og Lavrans, ble godkjent i 2022.
1854729
28.02.2023
16.06.2024
KRISTIN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Lavtrykksproduksjon ble innført i 2014.
1854729
28.02.2023
16.06.2024
KRISTIN
Status
Kristin er i halefasen. Utbyggingen av Kristin Sør som inkluderer utbygging av Kristin Q segmentet og Lavransfeltet pågår og forventet oppstart er 2024.
1854729
28.02.2023
16.06.2024
KVITEBJØRN
Reservoar
Kvitebjørn produserer gass og kondensat fra midtre jura sandstein i Brentgruppen. Det er også reservoarer i undre jura Cookformasjonen og i øvre trias Statfjordgruppen. Reservoarene ligger på 4000 meters dyp, og hadde i begynnelsen høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Reservoarkvaliteten er god.
1036101
28.02.2023
16.06.2024
KVITEBJØRN
Status
Produksjonen på Kvitebjørn er avtakende. Nye produksjonsbrønner bores og flere er planlagt.
1036101
14.12.2023
16.06.2024
KVITEBJØRN
Transport
Rikgass transporteres i Kvitebjørn Gassrør til Kollsnesterminalen, mens kondensat fraktes i en rørledning tilknyttet Troll Oljerør II for videre transport til terminalen på Mongstad.
1036101
28.02.2023
16.06.2024
KVITEBJØRN
Utbygging
Kvitebjørn ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, 15 kilometer sørøst for Gullfaks. Vanndybden er 190 meter. Kvitebjørn ble påvist i 1994, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2000. Feltet er bygd ut med en integrert bolig-, bore- og prosessinnretning med stålunderstell. Produksjonen startet i 2004. Endret PUD som inkluderte flere forekomster og prospekter ble godkjent i 2006.
1036101
28.02.2023
16.06.2024
KVITEBJØRN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Prekompresjon av gass, som startet fra 2014, har gitt økt gassutvinning.
1036101
28.02.2023
16.06.2024
LILLE-FRIGG
Transport
Brønnstrømmen ble transportert direkte til Frigg for prosessering. Gassen ble transportert i rørledning til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia. Stabilisert kondensat ble transportert i Frostpipe til Oseberg og sendt videre til Stureterminalen.
43583
28.02.2023
16.06.2024
LILLE-FRIGG
Reservoar
Lille-Frigg produserte gass og kondensat fra sandstein av jura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 3650 meters dyp.
43583
28.02.2023
16.06.2024
LILLE-FRIGG
Utbygging
Lille-Frigg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 16 kilometer øst for Frigg. Vanndybden er 110 meter. Lille-Frigg ble påvist i 1975, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1991. Feltet ble bygd ut med en havbunnsinnretning med tre produksjonsbrønner knyttet til Frigg. Produksjonen startet i 1994.
43583
28.02.2023
16.06.2024
LILLE-FRIGG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43583
28.02.2023
16.06.2024
LILLE-FRIGG
Status
Lille-Frigg ble stengt ned i 1999, og innretningen ble fjernet i 2001. Den pågående utbyggingen av Fullafeltet inkluderer gjenutbygging av Lille-Frigg som havbunnstilknytning til produksjonsinnretningen på Huginfeltet.
43583
09.12.2023
16.06.2024
MARIA
Utvinning
Feltet produseres med vanninjeksjon som trykkstøtte. Gassløft brukes i brønnene.
26465170
28.02.2023
16.06.2024
MARIA
Reservoar
Maria produserer olje og gass fra massiv sandstein med skiferlag av mellomjura alder i Garnformasjonen. Reservoaret ligger på 3800 meters dyp.
26465170
28.02.2023
16.06.2024
MARIA
Status
Maria fase 2 skal øke utvinningen fra den midtre delen av Garnformasjonen som ikke er drenert av nåværende brønner. Boring av brønner i fase 2 er planlagt i 2024 med oppstart av produksjon i midten av 2025.
26465170
14.12.2023
16.06.2024
MARIA
Utbygging
Maria ligger på Haltenbanken i Norskehavet, 25 kilometer øst for Kristin. Vanndybden er 300 meter. Maria ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2015. Feltet er opprinnelig bygd ut med to havbunnsrammer, inkludert fem produksjons- og to injeksjonsbrønner tilknyttet Kristin. Gass til gassløft leveres fra Åsgard B-innretningen via Tyrihans D-rammen. Sulfatredusert vann til injeksjon leveres fra Heidrun. Produksjonen startet i 2017. Endret PUD for Maria fase 2, som inkluderer en ny havbunnsramme med fire brønner, ble godkjent i 2023.
26465170
14.12.2023
16.06.2024
MARIA
Transport
Brønnstrømmen sendes til Kristin-innretningen for prosessering og videre transport sammen med olje og gass fra Kristin- og Tyrihansfeltene. Stabilisert olje transporteres til Åsgard C og losses derfra til tankskip. Rikgassen sendes i Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø, der NGL og kondensat skilles ut.
26465170
14.12.2023
16.06.2024
MARTIN LINGE
Utbygging
Martin Linge ligger nær grensen til britisk sektor i den nordlige delen av Nordsjøen, 42 kilometer vest for Oseberg. Vanndybden er 115 meter. Martin Linge ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Utbyggingskonseptet er en fullt integrert fast produksjonsinnretning og en flytende lager- og lasteenhet (FSO) for oljelagring. Innretningen har kraftforsyning fra land. PUD-fritak for Herjafunnet og Hervorprospektet ble innvilget i 2017. Produksjonen startet i 2021.
21675447
13.12.2023
16.06.2024
MARTIN LINGE
Utvinning
Gassreservoaret produseres med trykkavlastning. Olje fra Friggreservoaret produseres med vanndriv fra vannsonen og gassløft. Noe produsert vann reinjiseres.
21675447
28.02.2023
16.06.2024
MARTIN LINGE
Reservoar
Martin Linge produserer hovedsakelig gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoarene er strukturelt komplekst med høyt trykk og høy temperatur (HTHT), og ligger på 3700-4400 meters dyp. I tillegg produseres olje fra Friggformasjonen av eocen alder. Friggreservoaret ligger på 1750 meters dyp og har god kvalitet.
21675447
13.12.2023
16.06.2024
MARTIN LINGE
Status
Det er samlet inn ny 4D-seismikk i juli 2023 som vil gi tilleggsinformasjon for oppdatering av reservoarmodellene, og estimater for tilstedeværende volumer og reserver. Den andre borekampanjen på Martin Linge forberedes, og er planlagt å starte tidlig i 2024.
21675447
13.12.2023
16.06.2024
MARTIN LINGE
Transport
Rikgassen transporteres til rørledningen Frigg UK (FUKA) og videre til terminalen Shell-Esso Gas and Liquid (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia. Olje og kondensat eksporteres via tankskip fra FSO-en.
21675447
28.02.2023
16.06.2024
MARULK
Transport
Brønnstrømmen sendes til Norne-skipet for prosessering. Gassen transporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø.
18212090
28.02.2023
16.06.2024
MARULK
Status
Produksjonen fra Marulk er avtakende. Den er begrenset av den kommersielle avtalen med Norne og gasshåndteringskapasiteten på Norneskipet. Marulk utnytter overskuddskapasitet når den er tilgjengelig på skipet.
18212090
14.12.2023
16.06.2024
MARULK
Reservoar
Marulk produserer gass fra sandstein av kritt alder i Lysing- og Langeformasjonene. Reservoarene ligger på 2800-2850 meters dyp. Begge reservoarene er i turbidittvifter og har moderat til god kvalitet.
18212090
14.12.2023
16.06.2024
MARULK
Utbygging
Marulk ligger i Norskehavet, 25 kilometer sørvest for Norne. Vanndybden er 370 meter. Marulk ble påvist i 1992, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2010. Feltet er bygd ut med en bunnramme som er koblet til produksjons- og lagerskipet (FPSO) på Norne. Produksjonen startet i 2012.
18212090
28.02.2023
16.06.2024
MARULK
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning
18212090
28.02.2023
16.06.2024
MIKKEL
Status
Produksjonen fra Mikkel er styrt av reservert kapasitet på Åsgard B. Feltet produserer for tiden på sitt fulle potensial med fire brønner i produksjon. Det er planlagt to brønnintervensjoner på Mikkel i 2024. Et prosjekt om senfaseproduksjon er påbegynt.
1630514
14.12.2023
16.06.2024
MIKKEL
Utbygging
Mikkel ligger i den østlige delen av Norskehavet, 30 kilometer nord for Draugen. Vanndybden er 220 meter. Mikkel ble påvist i 1987, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2001. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer koblet til Åsgard B-innretningen. Produksjonen startet i 2003.
1630514
28.02.2023
16.06.2024
MIKKEL
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
1630514
28.02.2023
16.06.2024
MIKKEL
Reservoar
Mikkel produserer gass og kondensat fra jura sandstein i Garn-, Ile- og Tofteformasjonene. Feltet består av seks strukturer som er adskilt av forkastninger, alle med god reservoarkvalitet. Det har en 300 meter tykk gasskondensatkolonne og en tynn underliggende oljesone. Reservoaret ligger på 2500 meters dyp.
1630514
28.02.2023
16.06.2024
MIKKEL
Transport
Brønnstrømmen fra Mikkel kombineres med brønnstrømmen fra Midgard-forekomsten og sendes til Åsgard B-innretningen for prosessering. Kondensat skilles fra gassen og stabiliseres før det skipes ut sammen med kondensat fra Åsgard. Kondensatet selges som olje. Rikgassen transporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø, hvor flytende våtgass (NGL) skilles ut. Tørrgassen transporteres fra Kårstø til kontinentet gjennom Europipe II-rørledningen.
1630514
28.02.2023
16.06.2024
MIME
Reservoar
Mime produserte olje fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på om lag 4200 meters dyp.
43792
28.02.2023
16.06.2024
MIME
Utbygging
Mime ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, seks kilometer nordøst for Cod. Vanndybden er 80 meter. Mime ble påvist i 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1992. Feltet ble bygget ut med en undervannsbrønn knyttet til Cod-innretningen. Produksjonen startet tidlig i 1993.
43792
28.02.2023
16.06.2024
MIME
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43792
28.02.2023
16.06.2024
MIME
Status
Mime ble stengt ned 1993, og innretningen ble fjernet i 1999.
43792
09.12.2023
16.06.2024
MIME
Transport
Brønnstrømmen fra Mime ble blandet med gass og kondensat fra Cod og transportert til Ekofisk-senteret. Oljen ble transportert videre til Teesside i Storbritannia, mens gassen ble benyttet på Ekofisk-senteret.
43792
28.02.2023
16.06.2024
MORVIN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
4966234
28.02.2023
16.06.2024
MORVIN
Transport
Brønnstrømmen fra Morvin transporteres i en 20 kilometer lang oppvarmet rørledning til Åsgård B-innretningen for prosessering. Kondensatet skilles fra gassen og stabiliseres før det fraktes med tankskip til land, sammen med kondensat fra Åsgardfeltet. Kondensatet selges som olje. Rikgassen transporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø for separering av NGL. Tørrgassen transporteres fra Kårstø til kontinentet gjennom Europipe II-rørledningen.
4966234
14.12.2023
16.06.2024
MORVIN
Utbygging
Morvin ligger i Norskehavet, 15 kilometer vest for Åsgard. Vanndybden er 360 meter. Morvin ble påvist i 2001, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2008. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer med fire slisser hver, tilknyttet Åsgard B-innretningen. Produksjonen startet i 2010.
4966234
28.02.2023
16.06.2024
MORVIN
Reservoar
Morvin produserer gass og olje fra jura sandstein i Tilje-, Tofte-, Ile-, Garn- og Spekkformasjonene. Reservoarene ligger i en rotert og skråstilt forkastningsblokk på 4500-4700 meters dyp. De har høyt trykk og høy temperatur (HTHT). Garnformasjonen er relativt homogen, mens Ileformasjonen er mer heterogen. Spekkformasjonen har gode reservoaregenskaper.
4966234
28.02.2023
16.06.2024
MORVIN
Status
Boring av nye brønner er utfordrende. Det fokuseres derfor på å opprettholde produksjon fra eksisterende brønner, blant annet ved gjennomføring av brønnintervensjon. I 2023 ble det gjennomført to kveilerørsintervensjoner på eksisterende brønner.
4966234
14.12.2023
16.06.2024
MUNIN
Transport
Gassen skal eksporteres i en ny rørledning fra Hugin A via Statpipe til terminalen på Kårstø. Oljen skal transporteres til Hugin A-innretningen for videre prosessering og transport.
42002476
23.08.2023
16.06.2024
MUNIN
Utbygging
Munin ligger i Yggdrasilområdet i midtre Nordsjøen, 35 kilometer sør for Osebergfeltet. Vanndybden er 110 meter. Feltet består av flere funn og strekker seg over 200 kvadratkilometer. Det første funnet ble påvist i 1997 med brønn 30/11-5. Siden den gang er ytterligere ti funn gjort. Funnbrønnen for Munin er 30/11-8 S, boret i 2011. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet omfatter havbunnstilknytning av forekomstene til en ubemannet prosessinnretning i den nordlige delen av Yggdrasilområdet som tilknyttes prosessinnretningen Hugin A i det sørlige Yggdrasilområdet.
42002476
14.12.2023
16.06.2024
MUNIN
Reservoar
Reservoarene inneholder gass og olje hovedsakelig i sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen på 3200-3650 meters dyp. Muninområdet er geologisk komplekst og forekomstene har varierende reservoar- og væskeegenskaper.
42002476
23.08.2023
16.06.2024
MUNIN
Utvinning
Forekomstene skal produseres med forskjellige utvinningsstrategier. De største oljeforekomstene skal produseres med vanninjeksjon, mens gassforekomster og mindre oljeforekomster skal produseres med trykkavlastning. Gassløft skal brukes i oljebrønner.
42002476
23.08.2023
16.06.2024
MUNIN
Status
Feltet er under utbygging. Munin bygges ut samordnet med feltene Hugin og Fulla i Yggdrasilområdet. Produksjonen er planlagt å starte i 2027. Det er også planer om å bore flere uprøvde strukturer som kan produseres gjennom tilgjengelige brønnslisser, eller fra nye havbunnsrammer.
42002476
14.12.2023
16.06.2024
MURCHISON
Status
Murchison ble stengt ned i 2014, og innretningen ble fjernet i 2017.
43665
09.12.2023
16.06.2024
MURCHISON
Transport
Brønnstrømmen ble sendt gjennom Brent rørledningssystemet til Sullom Voe på Shetlandsøyene i Storbritannia.
43665
28.02.2023
16.06.2024
MURCHISON
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
43665
28.02.2023
16.06.2024
MURCHISON
Reservoar
Murchison produserte olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen.
43665
28.02.2023
16.06.2024
MURCHISON
Utbygging
Murchison ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, på grensen mellom norsk og britisk sektor. Den norske delen av feltet utgjorde 22,2 prosent. Murchison ble påvist i 1975, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1976. Feltet ble bygd ut på britisk sektor med en kombinert bore-, bolig- og produksjonsinnretning. Britiske og norske rettighetshavere og myndigheter inngikk en avtale om felles utnyttelse av ressursene på Murchison i 1979. Produksjonen startet i 1980.
43665
28.02.2023
16.06.2024
NJORD
Transport
Produsert olje transporteres i rørledning til lagerskipet Njord Bravo og videre med tankskip til markedet. Gass fra feltet eksporteres gjennom en 40 kilometer lang rørledning koblet til Åsgard Transport System (ÅTS) og videre til terminalen på Kårstø.
43751
28.02.2023
16.06.2024
NJORD
Utbygging
Njord ligger i Norskehavet, 30 kilometer vest for Draugen. Vanndybden er 330 meter. Njord ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1995. Feltet er bygd ut med en flytende stålinnretning med bore- og prosessanlegg, Njord A, og lagerskipet Njord Bravo. Produksjonen startet i 1997 og opphørte midlertidig i 2016 da Njord A ble stengt og slept til land for oppgradering og modifisering. Endret PUD for oppgraderingen ble godkjent i 2017. Njord begynte å produsere igjen i slutten av 2022. Feltene Hyme, Fenja og Bauge er tilknyttet Njord.
43751
14.12.2023
16.06.2024
NJORD
Status
Boring av nye brønner startet i august 2023. Njord er planlagt å forsynes delvis med kraft fra land via innretningen på Draugen om noen år.
43751
14.12.2023
16.06.2024
NJORD
Utvinning
Den opprinnelige utvinningsstrategien var gassinjeksjon som trykkstøtte i deler av reservoaret og trykkavlastning i resten. Etter at gasseksporten begynte i 2007, ble bare små gassvolumer injisert. På grunn av det komplekse reservoaret med mange forkastninger, har feltet en relativt lav utvinningsgrad.
43751
28.02.2023
16.06.2024
NJORD
Reservoar
Njord produserer olje fra sandstein av jura alder i Tilje- og Ileformasjonene. Feltet har et komplisert forkastningsmønster med bare delvis kommunikasjon mellom segmentene. Reservoarkvaliteten varierer i ulike soner. Reservoaret ligger på 2850 meters dyp.
43751
28.02.2023
16.06.2024
NORDØST FRIGG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43568
28.02.2023
16.06.2024
NORDØST FRIGG
Utbygging
Nordøst Frigg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen. Nordøst Frigg ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1980. Vanndybden er 110 meter. Feltet ble bygd ut med en havbunnsramme med seks brønner, og det ble fjernstyrt fra et kontrolltårn på Frigg. Kontrolltårnet bestod av et dekk og en 126 meter høy stålstruktur som stod på et betongfundament. Produksjonen startet i 1983.
43568
28.02.2023
16.06.2024
NORDØST FRIGG
Status
Nordøst Frigg ble stengt ned i 1993, og innretningen ble fjernet i 1996. Utbyggingen av Yggdrasilområdet kan gi mulighet for en fremtidig gjenutbygging av feltet.
43568
09.12.2023
16.06.2024
NORDØST FRIGG
Reservoar
Nordøst Frigg produserte gass fra sandstein av eocen alder i Friggformasjonen. Reservoaret ligger på 1950 meters dyp. Det har trykkommunikasjon med reservoaret på Frigg via vannsonen.
43568
28.02.2023
16.06.2024
NORDØST FRIGG
Transport
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Frigg (TCP2) for videre prosessering før eksport gjennom rørledningen Frigg Norwegian Pipeline til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
43568
28.02.2023
16.06.2024
NORNE
Utbygging
Norne ligger i Norskehavet, 80 kilometer nord for Heidrun. Vanndybden er 380 meter. Norne ble påvist i 1992, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1995. Feltet er bygd ut med et produksjons- og lagerskip (FPSO) som er koblet til sju havbunnsrammer. Produksjonen startet i 1997. Endret PUD for flere nærliggende forekomster rundt Norne og Urd ble godkjent i 2008. Feltene Alve, Urd, Skuld og Marulk er knyttet til Norneskipet.
43778
28.02.2023
16.06.2024
NORNE
Utvinning
Oljen produseres med vanninjeksjon som drivmekanisme. Gassinjeksjonen opphørte i 2005, og all gass eksporteres.
43778
28.02.2023
16.06.2024
NORNE
Status
Produksjon fra Norne er avtakende. Produksjonsutfordringer er knyttet til reservoar forsuring, økende vanngjennombrudd, scale problemer og brønnintegritet på grunn av aldrende fasiliteter. Hovedaktivitetene er identifisering av nye boremål og optimalisering av vanninjeksjonsstrategi.
Tilknytning til skipet av feltet Verdande og funnet 6507/3-8 Andvare pågår.
43778
14.12.2023
16.06.2024
NORNE
Transport
Oljen eksporteres med tankskip. Siden 2001 er gassen blitt eksportert i en egen rørledning til Åsgard og via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø.
43778
28.02.2023
16.06.2024
NORNE
Reservoar
Norne produserer olje og gass fra jura sandstein. Oljen finnes i hovedsak i Ile- og Tofteformasjonene, og gassen i Notformasjonen. Reservoaret ligger på 2500 meters dyp, og det har god kvalitet.
43778
28.02.2023
16.06.2024
NOVA
Status
Produksjonen fra feltet er i henhold til reservert prosesskapasitet på Gjøa-innretningen. Hovedfokuset er å optimalisere trykkstøtte til produksjonsbrønnene.
33197696
14.12.2023
16.06.2024
NOVA
Transport
Brønnstrømmen transporteres til Gjøa for prosessering og eksport. Oljen transporteres videre gjennom Troll Oljerør II til Mongstad, og gassen eksporteres via rørledningen Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) til St. Fergus i Storbritannia.
33197696
28.02.2023
16.06.2024
NOVA
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon, samt gassløft.
33197696
28.02.2023
16.06.2024
NOVA
Reservoar
Reservoaret inneholder olje med gasskappe i sandstein av senjura alder i Heatherformasjonen i Vikinggruppen, og ligger på 2500 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
33197696
28.02.2023
16.06.2024
NOVA
Utbygging
Nova ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 20 kilometer sørvest for Gjøa. Vanndybden er 370 meter. Nova ble påvist i 2012, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2018. Utbyggingsløsningen består av to havbunnsrammer med fire brønnslisser, én med tre brønner for oljeproduksjon og én med tre brønner for vanninjeksjon, knyttet til Gjøa-innretningen. Produksjonen startet i 2022.
33197696
14.12.2023
16.06.2024
ODA
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
29412516
28.02.2023
16.06.2024
ODA
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Ula for behandling. Oljen eksporteres til Ekofisk og videre i Norpipe oljerørledning til terminalen på Teesside i Storbritannia. Gassen selges til Ula for injeksjon i reservoaret for å øke oljeutvinningen fra feltet.
29412516
28.02.2023
16.06.2024
ODA
Status
Boring av produksjonsbrønnene har vist at reservoaret er både mer komplekst og mindre enn antatt. Dermed er de estimerte utvinnbare volumene blitt redusert. I 2023 har produksjonen vært avtagende som følge av økende vannkutt.
29412516
14.12.2023
16.06.2024
ODA
Reservoar
Oda produserer olje fra sandstein av senjura alder. Hovedreservoaret er i Ulaformasjonen og ligger på 2900 meters dyp. Reservoaret har en høy helning og kvaliteten er god.
29412516
28.02.2023
16.06.2024
ODA
Utbygging
Oda ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 14 kilometer øst for Ula. Vanndybden er 65 meter. Oda ble påvist i 2011, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med to produksjonsbrønner og en injeksjonsbrønn knyttet til Ula. Produksjonen startet i 2019.
29412516
28.02.2023
16.06.2024
ODIN
Utbygging
Odin ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, åtte kilometer nordøst for Frigg. Vanndybden er 100 meter. Odin ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1980. Utbyggingsløsningen var en innretning med forenklet bore- og prosessutstyr og et boligkvarter. Produksjonen startet i 1984.
43610
28.02.2023
16.06.2024
ODIN
Status
Odin ble stengt ned i 1994, og innretningen ble fjernet i 1997. Utbyggingen av Yggdrasilområdet kan gi mulighet for en fremtidig gjenutbygging av feltet.

43610
09.12.2023
16.06.2024
ODIN
Reservoar
Odin produserte gass fra sandstein av eocen alder i Friggformasjonen. Reservoaret ligger på om lag 2000 meters dyp. Det har trykkommunikasjon med Frigg-reservoaret via vannsonen.
43610
28.02.2023
16.06.2024
ODIN
Transport
Gassen ble sendt i rørledning til Frigg (TCP2) for videre prosessering før eksport gjennom rørledningen Frigg Norwegian Pipeline til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
43610
28.02.2023
16.06.2024
ODIN
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning. Reservoaret hadde et begrenset vanndriv sammenlignet med de øvrige feltene i Friggområdet.
43610
28.02.2023
16.06.2024
ORMEN LANGE
Utbygging
Ormen Lange ligger i den sørlige delen av Norskehavet, 120 kilometer vest-nordvest for prosessanlegget på Nyhamna. Vanndybden varierer fra 800 til over 1100 meter. Ormen Lange ble påvist i 1997, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2004. Dypt vann og forholdene på havbunnen gjorde utbyggingen vanskelig, og utvikling av ny teknologi var nødvendig. Feltet ble bygd ut i flere faser. Utbyggingsløsningen består av fire havbunnsrammer, hver med åtte brønnslisser. Det er totalt 24 produksjonsbrønner. Feltet kom i produksjon i 2007 fra to havbunnsrammer sentralt på feltet. I 2009 og 2011 ble det installert to bunnrammer i henholdsvis den sørlige og nordlige delen av feltet. I 2022 ble en endret PUD for undervanns gasskompresjon godkjent.
2762452
28.02.2023
16.06.2024
ORMEN LANGE
Status
Produksjonen fra feltet er avtakende, og hovedfokus er å øke utvinningen fra feltet. Installering av undervanns gasskompresjon pågår.
2762452
14.12.2023
16.06.2024
ORMEN LANGE
Reservoar
Ormen Lange produserer veldig tørr gass og mindre mengder kondensat fra sandstein av paleocen alder i Eggaformasjonen. Reservoaret ligger på 2700-2900 meters dyp under havoverflaten og har svært god kvalitet.
2762452
28.02.2023
16.06.2024
ORMEN LANGE
Transport
Brønnstrømmen transporteres i to flerfaserørledninger til terminalen på Nyhamna for prosessering. Gassen eksporteres via Langeledrørledningen og Sleipner til Easington i Storbritannia. Kondensatet eksporters med tankskip fra Nyhamna.
2762452
14.12.2023
16.06.2024
ORMEN LANGE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
2762452
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG
Utbygging
Oseberg ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 100 meter. Oseberg ble påvist i 1979, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1984. Feltet er bygd ut i flere faser, og det kom i produksjon i 1988. Oseberg feltsenter i sør bestod opprinnelig av prosess- og boliginnretningen Oseberg A og bore- og vanninjeksjonsinnretningen Oseberg B. PUD for Oseberg C ble godkjent i 1988, den inkluderte en integrert produksjons-, bore- og boliginnretning (PDQ) i den nordlige delen av feltet. PUD for gassfasen ble godkjent i 1996, den inkluderte gassprosesseringsinnretningen Oseberg D. PUD for Oseberg Vestflanken ble godkjent i 2003, den omfattet en bunnramme knyttet til Oseberg B. I 2005 ble PUD for Oseberg Delta godkjent, den inkluderte en bunnramme knyttet til Oseberg D. PUD for Oseberg Delta II, som inkluderte to havbunnsrammer tilknyttet Oseberg feltsenter, ble godkjent i 2013. PUD for Oseberg Vestflanken II ble godkjent i 2016. Den inkluderte en ubemannet brønnhodeinnretning, Oseberg H, og nye brønner fra eksisterende G4-rammen på Vestflanken. PUD for Oseberg feltsenter lavtrykk gassproduksjon og kraft fra land ble godkjent i 2022. Feltene Oseberg Øst, Oseberg Sør og Tune er tilknyttet feltsenteret på Oseberg.
43625
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG
Utvinning
Oseberg produseres med trykkavlastning, samt trykkvedlikehold med injeksjon av gass og vann i noen strukturer. Massiv gassinjeksjon høyt oppe på strukturen i hovedfeltet gir svært god fortrengning av oljen, og det er nå dannet en stor gasskappe. Tidligere ble injeksjonsgass importert fra Troll Øst. Gassnedblåsning har gradvis begynt i store deler av feltet mens det fortsatt injiseres i andre deler av feltet.
43625
14.12.2023
16.06.2024
OSEBERG
Transport
Oljen transporteres via Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Gassen transporteres via rørledningen Oseberg Gasstransport (OGT) og det nye Heimdalomløpet på havbunnen til Statpipe-systemet, og videre til kontinentet samt gjennom Vesterled til Storbritannia.
43625
14.12.2023
16.06.2024
OSEBERG
Status
Strategien for hovedreservoarene på Oseberg er å balansere oljeproduksjonen med økende gassuttak. For å øke utvinningen fra den nordlige delen av feltet er innløpstrykket til Oseberg C-innretningen redusert. Nye produksjonsbrønner bores kontinuerlig for å øke oljeutvinningen. Gassnedblåsning fra Oseberg Delta-strukturen startet i 2022. De første dedikerte gassproduksjonsbrønner ble boret i 2023.
43625
14.12.2023
16.06.2024
OSEBERG
Reservoar
Oseberg produserer olje og gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Hovedreservoarene er i Oseberg- og Tarbertformasjonene, men det er også produksjon fra Etive- og Nessformasjonene. Reservoarene ligger på 2300-2700 meters dyp og har stort sett god kvalitet. Feltet er delt inn i flere strukturer. Satellittstrukturene vest for hovedstrukturen produserer også fra Statfjordgruppen og Cookformasjonen.
43625
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG SØR
Reservoar
Oseberg Sør produserer olje og gass fra flere forekomster i sandstein av jura alder. Hovedreservoarene er i Tarbert- og Heatherformasjonene. Reservoarene ligger på 2200-2800 meters dyp, og er av moderat kvalitet.
43645
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG SØR
Status
Videre modning av nye boremål er et fokusområde, men utfordringen er et begrenset antall ledige brønnslisser. Flere prosjekter evalueres for å øke utvinning fra Oseberg Sør.
43645
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG SØR
Transport
Oljen transporteres i rørledning fra Oseberg Sør-innretningen til Oseberg feltsenter, der den blir behandlet. Den transporteres videre via Oseberg transportsystem (OTS) til Stureterminalen. Gassen transporteres via Omega Nord-forekomsten til Oseberg feltsenter for behandling og videre til markedet via Oseberg Gas Transport (OGT) til enten Statpipe eller Vesterled.
43645
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG SØR
Utbygging
Oseberg Sør ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, like sør for Oseberg. Vanndybden er 100 meter. Oseberg Sør ble påvist i 1984, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1997. Feltet er bygd ut med en integrert stålinnretning med boligkvarter, boremodul og førstetrinnsseparasjon av olje og gass. Sluttbehandling av olje og gass foregår på Oseberg feltsenter. Produksjonen startet i 2000. Senere ble flere forekomster på feltet bygd ut med havbunnsrammer knyttet til Oseberg Sør-innretningen: PUD for Oseberg Sør J-strukturen ble godkjent i 2003, PUD-fritak for G-sentral strukturen ble innvilget i 2008 og PUD for Stjerne-forekomsten ble godkjent i 2011. PUD for Oseberg feltsenter lavtrykk gassproduksjon og kraft fra land til Oseberg Sør-innretningen ble godkjent i 2022.
43645
13.12.2023
16.06.2024
OSEBERG SØR
Utvinning
Feltet produseres hovedsakelig med vann- og gassinjeksjon. Det er også vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) i deler av feltet. Vann til injeksjon blir produsert fra Utsiraformasjonen. Noen av strukturene produseres med trykkavlastning.
43645
09.12.2023
16.06.2024
OSEBERG ØST
Utbygging
Oseberg Øst ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 15 kilometer øst for Oseberg. Vanndybden er 160 meter. Oseberg Øst ble påvist i 1981, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Feltet er bygd ut med en integrert fast innretning med boligkvarter, boremodul og førstetrinnsseparasjon av olje, vann og gass. Produksjonen startet i 1999. PUD-fritak for Beta Øst-segmentet ble innvilget i 2004.
43639
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG ØST
Utvinning
Feltet produseres med delvis trykkstøtte fra både vann- og gassinjeksjon. Vann for injeksjon er produsert fra Utsiraformasjonen.
43639
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG ØST
Status
Produksjonen på Oseberg Øst er i sen halefase, og hovedutfordringen er å maksimere oljeutvinningen innen feltets levetid. For å øke produksjonen fokuseres det på dreneringsstrategi, inkludert injeksjonsoptimalisering og brønnintervensjoner. Det er også viktig å maksimere gassraten ettersom produsert gass brukes for kraftgenerering på innretningen.
43639
09.12.2023
16.06.2024
OSEBERG ØST
Reservoar
Oseberg Øst produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Feltet består av to strukturer som er skilt av en forseglende forkastning. Strukturene inneholder flere oljeførende lag med varierende reservoaregenskaper. Reservoaret ligger på 2700-3100 meters dyp.
43639
28.02.2023
16.06.2024
OSEBERG ØST
Transport
Oljen transporteres i rørledning til Oseberg-feltsenter for videre behandling og transport via Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Gassen brukes hovedsakelig til injeksjon, gassløft og brensel.
43639
28.02.2023
16.06.2024
OSELVAR
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
5506919
28.02.2023
16.06.2024
OSELVAR
Utbygging
Oselvar ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 20 kilometer sørvest for Ula. Vanndybden er 70 meter. Oselvar ble påvist i 1991, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2009. Utbyggingskonseptet var en bunnramme med tre horisontale produksjonsbrønner koblet til Ula. Produksjonen startet i 2012.
5506919
28.02.2023
16.06.2024
OSELVAR
Reservoar
Oselvar produserte olje og gass fra sandstein av paleocen alder i Fortiesformasjonen. Reservoaret ligger på 2900-3250 meters dyp.
5506919
09.12.2023
16.06.2024
OSELVAR
Status
Oselvar ble stengt ned i 2018 og havbunnsrammen ble fjernet i 2022.
5506919
09.12.2023
16.06.2024
OSELVAR
Transport
Brønnstrømmen gikk i rørledning til Ula for prosessering. Gassen ble brukt som injeksjonsgass i Ula for å øke utvinningen, mens oljen ble transportert i rørledning til Ekofisk for videre eksport.
5506919
28.02.2023
16.06.2024
REV
Utbygging
Rev ligger nær grensen til Storbritannia i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, fire kilometer sør for Varg. Vanndybden er 90-110 meter. Rev ble påvist i 2001, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Feltet er bygd ut med et havbunnsramme med tre produksjonsbrønner knyttet til Armadafeltet på britisk kontinentalsokkel. Produksjonen startet i 2009.
4467554
28.02.2023
16.06.2024
REV
Status
De estimerte volumene ble redusert sammenlignet med PUD-estimatene. Feltet har produsert med korte produksjonsperioder og lange perioder med trykkoppbygging siden 2013. Endringer i den periodiske produksjonen har resultert i lengre produksjonsprognose for Rev.
4467554
28.02.2023
16.06.2024
REV
Transport
Brønnstrømmen går gjennom en ti kilometer lang rørledning til Armadafeltet på britisk sektor og videre til terminalen på Teesside for sluttbehandling. Kondensatet selges som stabilisert råolje.
4467554
28.02.2023
16.06.2024
REV
Reservoar
Rev produserer gass og noe kondensat fra Intra Heather sandstein av senjura alder. Reservoaret er en enkel struktur som består av to segmenter. Det omgir en saltstruktur på 3000 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god. Målinger har vist at reservoaret er i trykkommunikasjon med Varg-reservoaret.
4467554
28.02.2023
16.06.2024
REV
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
4467554
28.02.2023
16.06.2024
RINGHORNE ØST
Utvinning
Feltet produseres med naturlig vanndriv fra en regional vannsone på nord- og østsiden av strukturen. Brønnene har gassløft for å optimalisere produksjonen, og dette vil bli utvidet som følge av økende produksjon av vann.
3505505
28.02.2023
16.06.2024
RINGHORNE ØST
Reservoar
Ringhorne Øst produserer olje med assosiert gass fra sandstein av jura alder i Statfjordgruppen. Reservoaret ligger på 1940 meters dyp, og har svært god kvalitet.
3505505
28.02.2023
16.06.2024
RINGHORNE ØST
Utbygging
Ringhorne Øst ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, seks kilometers nordøst for Balder. Vanndybden er 130 meter. Ringhorne Øst ble påvist i 2003, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med fire produksjonsbrønner boret fra Ringhorne brønnhodeinnretningen. Produksjonen startet i 2006.
3505505
28.02.2023
16.06.2024
RINGHORNE ØST
Transport
Produksjonen går fra Ringhorne brønnhodeinnretningen til produksjons- og lagerskipet (FPSO) Balder for prosessering, lagring og eksport. Oljen fraktes med tankskip. Eventuell overskuddsgass kan sendes til Jotun FPSO for eksport via Statpipe til terminalen på Kårstø.
3505505
28.02.2023
16.06.2024
RINGHORNE ØST
Status
Produksjonen er i halefasen. En ny tilleggsbrønn er planlagt boret. Endret PUD for Balder og Ringhorne som ble godkjent 2020 vil også påvirke Ringhorne Øst. Feltets levetid vil bli forlenget, og produksjonen vil økes som følge av økt kapasitet i området. Jotunskipet er for tiden på et verft for vedlikehold og oppgradering. Etter planen skal det være tilbake på feltet i 2024. Frem til da, injiseres overskuddsgass i Balder og Ringhorne Øst feltene.
3505505
24.02.2024
16.06.2024
SIGYN
Status
Feltet er i sen halefase. En tilleggsbrønn ble satt i produksjon på Sigyn Øst i 2022 og den eksisterende produsenten ble konvertert til gassinjektor. Produksjonen er begrenset av brønnytelse og tilgjengelige rørledninger. For tiden er det kun produksjon fra Sigyn Øst. Produksjon fra Sigyn Vest er begrenset fordi rørledningene brukes til gassinjeksjon og oljeproduksjon fra Sigyn Øst.
1630100
09.12.2023
16.06.2024
SIGYN
Utbygging
Sigyn ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, tolv kilometer sørøst for Sleipner Øst. Vanndybden er 70 meter. Sigyn ble påvist i 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2001. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med fire slisser koblet til Sleipner A-innretningen. Produksjonen startet i 2002.
1630100
28.02.2023
16.06.2024
SIGYN
Reservoar
Sigyn produserer gass og kondensat. Feltet omfatter to separate forekomster: Sigyn Vest og Sigyn Øst. Sigyn Vest inneholder rikgass og kondensat, og Sigyn Øst inneholder lettolje. Begge reservoarene er i sandstein av trias alder i Skagerrakformasjonen på 2700 meters dyp.
1630100
28.02.2023
16.06.2024
SIGYN
Transport
Brønnstrømmen sendes gjennom to rørledninger til Sleipner A-innretningen. Salgsgass eksporteres fra Sleipner A via Gassled (område D). Ustabil olje eksporteres i rørledning til terminalen på Kårstø for endelig prosessering.
1630100
28.02.2023
16.06.2024
SIGYN
Utvinning
Sigyn Øst produseres med trykkstøtte fra gassinjeksjon mens Sigyn Vest produseres med trykkavlastning.
1630100
28.02.2023
16.06.2024
SINDRE
Reservoar
Sindre inneholder olje i sandstein av sentrias til tidligjura alder i Lundeformasjonen, Statfjordgruppen og Dunlingruppen. Hovedreservoaret ligger på 3100 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god, men forseglende forkastninger reduserer kommunikasjon i reservoaret. Det er også identifisert reservoar i midtre jura sandstein i Brentgruppen.
29401178
28.02.2023
16.06.2024
SINDRE
Status
Sindre har i lengre tid vært nedstengt på grunn av lavt reservoartrykk. I 2023 har det har vært perioder med begrenset produksjon etter at trykket har bygget seg opp. Syklisk produksjon er planlagt framover. En ny brønn er planlagt boret i 2023/2024 i området mellom Sindre- og Gimlefeltene. Sindre og Gimle har nylig blitt slått sammen til en unit ved navn Brime.
29401178
14.12.2023
16.06.2024
SINDRE
Utbygging
Sindre ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, tre kilometer nordøst for Gullfaks. Vanndybden er 250 meter. Sindre ble påvist og fikk innvilget fritak fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2017. Utbyggingskonseptet er en produksjonsbrønn boret fra Gullfaks C-innretningen. Produksjonen startet i 2017.
29401178
28.02.2023
16.06.2024
SINDRE
Transport
Brønnstrømmen fra Sindre og Gimle prosesseres på Gullfaks C-innretningen og transporteres videre sammen med olje og gass fra Gullfaks.
29401178
28.02.2023
16.06.2024
SINDRE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning, men raskt reservoartrykkfall kan gjøre det nødvendig med trykkstøtte.
29401178
28.02.2023
16.06.2024
SKARV
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra gassinjeksjon og gassløft.
4704482
28.02.2023
16.06.2024
SKARV
Utbygging
Skarv ligger i den nordlige delen av Norskehavet, 35 kilometer sørvest for Norne. Vanndybden er 350-450 meter. Skarv ble påvist i 1998, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Forekomstene Skarv, Idun, Ærfugl og Gråsel er bygd ut samtidig. Utbyggingskonseptet er et produksjons- og lagerskip (FPSO) knyttet til fem havbunnsrammer med 15 brønner. Produksjonen startet i 2013.
4704482
28.02.2023
16.06.2024
SKARV
Transport
Oljen overføres til tankskip via en lastebøye, mens gassen transporteres til terminalen på Kårstø i en 80 kilometer lang rørledning som er koblet til Åsgard Transport System (ÅTS).
4704482
28.02.2023
16.06.2024
SKARV
Status
Oljeproduksjon fra Skarv er avtagende, og gassinjeksjon er viktig for oljeutvinningen. Gassnedblåsning i deler av reservoaret ble påbegynt i 2022, og vil evalueres kontinuerlig. Arbeid pågår for å evaluere potensialet i tilleggsbrønner og prospekter i området.
4704482
28.02.2023
16.06.2024
SKARV
Reservoar
Skarv produserer gass og olje fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Tilje-, Ile- og Garnformasjonene. Garnformasjonen har god reservoarkvalitet, mens Tiljeformasjonen har relativt dårlig kvalitet. Reservoarene er inndelt i flere forkastningssegmenter og ligger på 3300-3700 meters dyp. Snadd-forekomstene består av gass i sandstein av kritt alder i Lysingformasjonen.
4704482
28.02.2023
16.06.2024
SKIRNE
Transport
Brønnstrømmen fra Skirne ble transportert i rørledning til Heimdal-innretningen for behandling. Gassen ble transportert fra Heimdal i Vesterled-rørledning til St. Fergus-terminalen i Storbritannia. Gassen ble tidligere transportert med Statpipe til kontinentet. Kondensatet ble transportert til Brae-feltet på britisk sektor og videre i Forties-rørledningssystemet til Cruden Bay i Storbritannia.
2138816
16.08.2023
16.06.2024
SKIRNE
Reservoar
Forekomstene Skirne og Byggve produserte gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Skirne ligger på 2370 meters dyp, og Byggve på 2900 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
2138816
16.08.2023
16.06.2024
SKIRNE
Status
Skirne ble nedstengt i juni 2023 og disponeringsaktiviteter pågår.
2138816
16.08.2023
16.06.2024
SKIRNE
Utbygging
Skirne, inkludert forekomsten Byggve, ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 20 kilometer øst for Heimdal. Vanndybden er 120 meter. Skirne ble påvist i 1990, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2002. Feltet var bygd ut med to havbunnsrammer som var knyttet til Heimdalinnretningen. Produksjonen startet i 2004. Atla ble koblet til Skirne i 2012.
2138816
16.08.2023
16.06.2024
SKIRNE
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
2138816
16.08.2023
16.06.2024
SKOGUL
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og naturlig trykkstøtte fra vannsonen.
31164600
28.02.2023
16.06.2024
SKOGUL
Status
Selv om oljeproduksjonen avtar kontinuerlig på grunn av økende vanngjennombrudd, har produksjonen vært høyere enn forventet.
31164600
28.02.2023
16.06.2024
SKOGUL
Reservoar
Reservoaret inneholder olje med en mindre gasskappe i sandstein av eocen alder i Odinformasjonen. Det ligger på 2100 meters dyp og har meget gode egenskaper.
31164600
09.12.2023
16.06.2024
SKOGUL
Utbygging
Skogul ligger i Nordsjøen, 30 kilometer nordøst for Alvheim. Vanndybden er 110 meter. Skogul ble påvist i 2010, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2018. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med to brønnslisser, med en togrens produksjonsbrønn knyttet til Alvheim produksjons- og lagringsskip (FPSO) via Viljefeltet. Produksjonen startet i 2020.
31164600
28.02.2023
16.06.2024
SKOGUL
Transport
Brønnstrømmen fra Skogul transporteres i rørledning via Vilje til Alvheimskipet.
31164600
28.02.2023
16.06.2024
SKULD
Reservoar
Skuld produserer olje fra sandstein av tidlig- til mellomjura alder i Åre-, Tofte- og Ileformasjonene. Feltet består av forekomstene Fossekall og Dompap. Reservoarene har en liten gasskappe, og ligger på 2400-2600 meters dyp. Reservoarkvaliteten er moderat til god.
21350124
28.02.2023
16.06.2024
SKULD
Status
Hovedfokus for Skuld er å identifisere nye boremål, samt forebygge scale dannelse. Produksjonen har vært innestengt siden april 2023 og kommer til å starte igjen i 2024, etter at oppvarmingssystemet for rørledning til Norneskipet er reparert.
21350124
14.12.2023
16.06.2024
SKULD
Utvinning
Skuld produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon. I tillegg er noen av brønnene utstyrt med gassløft for å kunne produsere ved lavt reservoartrykk og høyt vannkutt.
21350124
28.02.2023
16.06.2024
SKULD
Transport
Brønnstrømmen sendes til Norneskipet. Oljen overføres til tankskip via en lastebøye, sammen med oljen fra Norne. Gassen transporteres i rørledning fra Norneskipet til Åsgard, og derfra via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø.
21350124
28.02.2023
16.06.2024
SKULD
Utbygging
Skuld ligger i Norskehavet, 20 kilometer nord for Norne. Vanndybden er 340 meter. Skuld ble påvist i 2008, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet er bygd ut med tre havbunnsrammer tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) på Norne. Produksjonen startet i 2013.
21350124
28.02.2023
16.06.2024
SLEIPNER VEST
Reservoar
Sleipner Vest produserer gass og kondensat hovedsakelig fra sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen. Mindre hydrokarbonvolumer finnes lokalt i Sleipnerformasjonen. Reservoaret ligger på 3450 meters dyp og er svært segmentert. Forkastningene på feltet er normalt ikke forseglet, og kommunikasjonen mellom sandavsetningene er god.
43457
28.02.2023
16.06.2024
SLEIPNER VEST
Utbygging
Sleipner Vest ligger i den midtre delen av Nordsjøen, 12 kilometer vest for Sleipner Øst-feltet. Vanndybden er 110 meter. Sleipner Vest ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1992. Feltet er bygd ut med to innretninger; Sleipner B, en normalt ubemannet brønnhodeinnretning som fjernstyres fra Sleipner A-innretningen på Sleipner Øst, og Sleipner T, en gassbehandlingsinnretning som har broforbindelse til Sleipner A. Produksjonen startet i 1996.
43457
14.12.2023
16.06.2024
SLEIPNER VEST
Transport
Brønnstrømmen sendes til Sleipner A-innretningen for prosessering. Salgsgass eksporteres fra Sleipner A via Gassled (område D) til markedet. Ustabilt kondensat transporteres i rørledning til terminalen på Kårstø.
43457
28.02.2023
16.06.2024
SLEIPNER VEST
Status
Produksjonen for Sleipner Vest er i midten av halefasen. Boremål evalueres for en borekampanje planlagt i 2024/2025. Som et tiltak for økt produksjon fra feltet er innløpstrykket på Sleipner T redusert, og skal reduseres ytterligere framover.
43457
14.12.2023
16.06.2024
SLEIPNER VEST
Utvinning
Sleipner Vest produseres med trykkavlastning. CO2 fjernes fra gassen og injiseres for lagring i Utsiraformasjonen.
43457
14.12.2023
16.06.2024
SLEIPNER ØST
Utbygging
Sleipner Øst ligger i den midtre delen av Nordsjøen. Vanndybden er 80 meter. Sleipner Øst ble påvist i 1981, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1986. Feltet er bygd ut med Sleipner A, en integrert prosess-, bore- og boliginnretning med understell av betong. Utbyggingen omfatter også Sleipner R stigerørsinnretning, som knytter Sleipner A til rørledningene for gasstransport, og Sleipner T-innretningen for prosess og fjerning av CO2. Produksjonen startet i 1993. PUD for Loke Heimdal og Loke Trias ble godkjent henholdsvis i 1991 og 1995. Det ble da installert to havbunnsrammer, en for produksjon fra den nordlige delen av Sleipner Øst og en for produksjon av Loke-forekomsten. Alpha Nord-segmentet ble bygd ut i 2004 med en havbunnsramme som er knyttet til Sleipner T. Utgardfeltet er tilknyttet Sleipner T for prosessering og fjerning av CO2. Via en egen injeksjonsbrønn på Sleipner A injiseres CO2-en i Utsiraformasjonen. Feltene Sigyn, Gungne, Gudrun og Gina Krog er koblet opp mot Sleipner A.
43478
28.02.2023
16.06.2024
SLEIPNER ØST
Reservoar
Sleipner Øst produserer gass og kondensat. Reservoarene i Sleipner Øst og Loke er i turbidittsandstein av paleocen alder i Tyformasjonen, grunnmarin sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen og kontinental sandstein av trias alder i Skagerrakformasjonen. I tillegg er det påvist gass i Heimdalformasjonen, som ligger over Tyformasjonen. Reservoarkvaliteten i Tyformasjonen er god, mens Skagerrakformasjonen har generell dårligere kvalitet enn Ty- og Huginformasjonene. Reservoarene er på 2300 meters dyp.
43478
28.02.2023
16.06.2024
SLEIPNER ØST
Utvinning
Reservoaret i Huginformasjonen produseres med trykkavlastning. Fram til 2005 ble reservoaret i Tyformasjonen produsert med resirkulering av tørrgass. Produksjonen fra Tyreservoaret stanset i 2012. Brønnene produseres med redusert innløpstrykk for å optimalisere produksjonen.
43478
28.02.2023
16.06.2024
SLEIPNER ØST
Transport
Salgsgass eksporteres fra Sleipner A-innretningen via Gassled (område D) til markedet. Ustabilt kondensat transporteres i rørledning til terminalen på Kårstø.
43478
28.02.2023
16.06.2024
SLEIPNER ØST
Status
Sleipner Øst er i sen haleproduksjon. Hovedfokus er å øke reserver og redusere produksjonsnedgangen. Det er forventet at Sleipner Øst fortsatt er i drift for tilknyttede felt etter at egen produksjon er opphørt. Innretningene i Sleipnerområdet blir delvis operert med kraft fra land fra 2024.
43478
14.12.2023
16.06.2024
SNORRE
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon, gassinjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon (VAG). Fra 2019 reinjiseres all gass for å øke oljeutvinningen.
43718
28.02.2023
16.06.2024
SNORRE
Status
Flere tiltak for å øke oljeutvinning fra feltet vurderes. Mulige tredjepartstilknytninger kan føre til videreutvikling av Snorre. Tiltak for ytterligere utslippsreduksjon er under vurdering.
43718
14.12.2023
16.06.2024
SNORRE
Utbygging
Snorre ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 300-350 meter. Snorre ble påvist i 1979, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1988. Feltet er bygd ut med innretningene Snorre A i sør, og Snorre B i nord og to havbunnssystemer knyttet til Snorre A (SPS og SEP). Snorre A er en flytende bore-, produksjons- og boligplattform som er forankret til havbunnen med strekkstag. På Snorre A er det også en egen prosessmodul for full stabilisering av brønnstrømmen fra Vigdis. Produksjonen fra Snorre A startet i 1992. Havbunnsproduksjonssystemet SPS ble installert i 1992 og inkluderer en ramme med 20 brønnslisser for produksjons- og injeksjonsbrønner. PUD for Snorre B-innretningen, som er en halvt nedsenkbar integrert bore-, prosess- og boliginnretning, ble godkjent i 1998. Snorre B ble satt i produksjon i 2001. Endret PUD for Snorre Expansion Project (SEP) ble godkjent i 2018. Utbyggingen inkluderer seks havbunnsrammer, hver med fire brønner knyttet til Snorre A. Produksjonen startet i 2020. En endret PUD for utbygging av Hywind Tampen vindpark ble godkjent i 2020. Vindparken inkluderer 11 flytende turbiner og startet forsyning av innretningene på feltene Snorre og Gullfaks med kraft i 2022/2023. Disse feltene er de første i verden som forsynes med kraft fra en flytende vindpark.
43718
14.12.2023
16.06.2024
SNORRE
Transport
Olje og gass blir separert på Snorre A-innretningen. Oljen stabiliseres i Vigdis prosessmodulen på Snorre A og eksporteres via Vigdis rørledningen til Gullfaks A. Oljen lagres og lastes til tankskip på Gullfaks. All gassen fra Snorre og Vigdis reinjiseres i Snorre. Endelig prosessert olje fra Snorre B transporteres i rørledning til Statfjord B for lagring og lasting til tankskip.
43718
28.02.2023
16.06.2024
SNORRE
Reservoar
Snorre produserer olje fra sandstein av trias og tidligjura alder i Alke- og Lundeformasjonene og Statfjordgruppen. Feltet består av flere store forkastningsblokker. Reservoarene ligger på 2000-2700 meters dyp og har en kompleks struktur med både kanaler og strømningsbarrierer.
43718
14.12.2023
16.06.2024
SNØHVIT
Reservoar
Snøhvit produserer gass med noe kondensat fra sandstein av tidlig- og mellomjura alder i Nordmela- og Støformasjonene. Reservoarene ligger på 2300 meters dyp og har moderat til god kvalitet.
2053062
14.12.2023
16.06.2024
SNØHVIT
Transport
Brønnstrømmen, som inneholder naturgass, CO2, flytende våtgass (NGL) og kondensat, transporteres gjennom en 160 kilometer lang rørledning til prosessanlegget for flytende naturgass (LNG) på Melkøya ved Hammerfest. CO2 blir skilt ut og sendt tilbake til feltet i et rør for injeksjon i vannsonen (Støreservoaret). LNG, flytende petroleumsgass (LPG) og kondensat sendes med skip til markedet.
2053062
28.02.2023
16.06.2024
SNØHVIT
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
2053062
28.02.2023
16.06.2024
SNØHVIT
Utbygging
Snøhvit ligger i den sentrale delen av Hammerfestbassenget i det sørlige Barentshavet. Vanndybden er 310-340 meter. Snøhvit ble påvist i 1984, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2002. Snøhvit er det første feltet som ble bygd ut i Barentshavet. Feltet omfatter Snøhvit-, Albatross- og Askeladd-strukturene, og det ble bygd ut i flere faser. Utbyggingen inkluderer flere havbunnsrammer. To brønnslisser brukes til CO2-injeksjon. Produksjonen startet i 2007. PUD-fritak for Snøhvit Nord ble innvilget i 2015. Endret PUD for Snøhvit som inkluderer gasskompresjon på land og full elektrifisering ble godkjent i 2023.
2053062
14.12.2023
16.06.2024
SNØHVIT
Status
Produksjonen fra Snøhvit er på platå. Siden produksjonsoppstart har nye produksjonsbrønner blitt boret på de ulike strukturene. Arbeid pågår for å forberede kompresjon på land og elektrifisering for en betydelig reduksjon av CO2-utslippet fra anlegget på Melkøya.
2053062
14.12.2023
16.06.2024
SOLVEIG
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
34833011
28.02.2023
16.06.2024
SOLVEIG
Reservoar
Solveig produserer olje fra sandstein og konglomerat av trias og antagelig devon alder. Hovedreservoaret ble formet i små bassenger langs sørvestflanken av Utsirahøgda Sør. Reservoaret inneholder olje med en mindre gasskappe på 1900 meters dyp og er av varierende kvalitet.
34833011
28.02.2023
16.06.2024
SOLVEIG
Transport
Brønnstrømmen transporteres via Edvard Grieg og videre med rørledning til Stureterminalen. Gassen blir eksportert via SAGE-infrastruktur til St. Fergus-terminalen i Storbritannia.
34833011
28.02.2023
16.06.2024
SOLVEIG
Status
Utbygging av fase 2, som inkluderer installering av to nye havbunnsrammer, pågår.
34833011
14.12.2023
16.06.2024
SOLVEIG
Utbygging
Solveig ligger i Nordsjøen, 15 kilometer sør for Edvard Grieg. Vanndybden er 100 meter. Solveig ble påvist i 2013, og senere avgrenset i 2014, 2015 og 2018. Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2019. Solveig er bygd ut med fem enkeltbrønner tilknyttet Edvard Grieg-feltet. Produksjonen startet i 2021. Fritak fra PUD for fase 2 ble innvilget i 2023.
34833011
14.12.2023
16.06.2024
STATFJORD
Utvinning
Statfjord produserte opprinnelig med trykkstøtte fra alternerende vann- og gassinjeksjon (VAG), vanninjeksjon og delvis gassinjeksjon. Statfjord Senfase innebærer at all injeksjon nå er stanset. For å frigjøre oppløst gass fra gjenværende olje, ble trykkavlastning av reservoarene påbegynt i 2007.
43658
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD
Utbygging
Statfjord ligger i Tampenområdet i den nordlige delen av Nordsjøen på grensen mellom norsk og britisk sektor. Norsk andel av feltet er 85,47 prosent. Vanndybden er 150 meter. Statfjord ble påvist i 1974, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1976. Feltet er bygd ut med tre fullt integrerte betonginnretninger: Statfjord A, Statfjord B og Statfjord C. Statfjord A, som er plassert sentralt på feltet, kom i produksjon i 1979. Statfjord B i den sørlige delen av feltet kom i produksjon i 1982, mens Statfjord C i den nordlige delen kom i produksjon i 1985. Satellittfeltene Statfjord Øst, Statfjord Nord og Sygna har en egen innløpsseparator på Statfjord C. PUD for Statfjord Senfase ble godkjent i 2005.
43658
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD
Status
Arbeid pågår for å forlenge levetiden for Statfjordfeltet. Det er planer om å forlenge innretningenes levetid og å bore mange nye brønner i årene som kommer. Satellittfeltene tilknyttet Statfjord og nærliggende funn vil dra nytte av denne forlengelsen.
43658
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD
Reservoar
Statfjord produserer olje og assosiert gass fra sandstein av jura alder i Brent- og Statfjordgruppene og Cookformasjonen. Brent- og Statfjordgruppene har svært god reservoarkvalitet. Reservoarene ligger på 2500-3000 meters dyp i en stor forkastningsblokk med fall mot vest og i mange mindre forkastningsblokker langs den østlige flanken.
43658
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD
Transport
Stabilisert olje blir lagret i lagringsceller på hver innretning. Olje lastes på tankskip fra ett av de to oljelastingssystemene på feltet. Siden 2007 har gassen blitt eksportert gjennom Tampen Link, som går via rørledningen Far North Liquids and Gas System (FLAGS) til Storbritannia. De britiske rettighetshaverne sender sin del av gassen gjennom FLAGS-rørledningen fra Statfjord B til St. Fergus i Storbritannia.
43658
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD NORD
Utbygging
Statfjord Nord ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, 17 kilometer nord for Statfjord. Vanndybden er 250-290 meter. Statfjord Nord ble påvist i 1977, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1990. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer for produksjon og en for vanninjeksjon som er knyttet til Statfjord C-innretningen. Produksjonen startet i 1995.
43679
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD NORD
Reservoar
Statfjord Nord produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen og av senjura alder i Muninformasjonen. Reservoarene ligger på 2600 meters dyp, og de har god kvalitet.
43679
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD NORD
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
43679
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD NORD
Transport
Brønnstrømmen går i to rørledninger til Statfjord C-innretningen for prosessering, lagring og eksport. Statfjord Nord, Statfjord Øst og Sygna har felles prosessmodul på Statfjord C. Oljen lastes til tankskip, og gassen ekporteres via Tampen Link og Far North Liquids and Gas System (FLAGS) rørledning til Storbritannia.
43679
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD NORD
Status
Levetidsforlengelsen av Statfjord C-innretningen gir mulighet for flere brønner på feltet. En brønn ble boret i 2022 og en ny er planlagt for 2024.
43679
14.12.2023
16.06.2024
STATFJORD ØST
Transport
Brønnstrømmen går i to rørledninger til Statfjord C-innretningen for prosessering, lagring og eksport. Statfjord Øst, Statfjord Nord og Sygna har en felles prosessmodul på Statfjord C. Oljen lastes på tankskip, og gassen eksporteres gjennom Tampen Link og Far North Liquids and Gas System (FLAGS) rørledning til Storbritannia.
43672
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD ØST
Utvinning
Feltet ble opprinnelig produsert med vanninjeksjon, men produseres nå med trykkavlastning.
43672
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD ØST
Utbygging
Statfjord Øst ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, sju kilometer nordøst for Statfjord. Vanndybden er 150-190 meter. Statfjord Øst ble påvist i 1976, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1990. Feltet er bygd ut med to havbunnsrammer for produksjon og en for vanninjeksjon, som er knyttet til Statfjord C-innretningen. I tillegg er det boret to produksjonsbrønner fra Statfjord C. Produksjonen startet i 1994.
43672
28.02.2023
16.06.2024
STATFJORD ØST
Status
Produksjonen fra feltet påvirkes av trykkfall på grunn av trykkavlastning på Statfjordfeltet. Levetidsforlengelsen av Statfjord C-innretningen gir nye muligheter for Statfjord Øst. Hovedaktiviteten på feltet er relatert til et gassløftprosjekt, som innebærer implementering av gassløft for produsentene brønner i de to havbunnsrammene, samt boring av fem nye brønner. Den første nye brønnen ble satt i produksjon i august 2023.
43672
14.12.2023
16.06.2024
STATFJORD ØST
Reservoar
Statfjord Øst produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret har god kvalitet og ligger på 2400 meters dyp.
43672
28.02.2023
16.06.2024
SVALIN
Utbygging
Svalin ligger i den midtre delen av Nordsjøen, seks kilometer sørvest for Grane. Vanndybden er 120 meter. Svalin ble påvist i 1992, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012. Feltet består av to separate strukturer; Svalin C og Svalin M. Svalin C er bygd ut med en havbunnsramme knyttet til Grane-innretningen og Svalin M er bygd med en flergrensbrønn boret fra Grane. Produksjonen startet i 2014.
22507971
28.02.2023
16.06.2024
SVALIN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og trykkstøtte fra den regionale vannsonen.
22507971
28.02.2023
16.06.2024
SVALIN
Transport
Brønnstrømmen blir prosessert på Grane. Oljen transporteres i rørledning til Stureterminalen for lagring og eksport, mens gassen injiseres i Grane-reservoaret eller brukes som brensel på Grane-innretningen.
22507971
28.02.2023
16.06.2024
SVALIN
Reservoar
Svalin produserer olje med assosiert gass fra massiv sandstein av paleocen til tidlig eocen alder i Heimdal- og Balderformasjonene. Reservoarene ligger i marine vifteavsetninger på 1750 meters dyp, og har svært god kvalitet.
22507971
28.02.2023
16.06.2024
SVALIN
Status
Produksjonen har vært lavere enn antatt ved PUD, og avtar på grunn av økende vannkutt. Planer for videre utvikling av feltet inkluderer mulige tilleggsbrønner og leteaktivitet.
22507971
14.12.2023
16.06.2024
SYGNA
Status
Produksjonen fra Sygna er stabil, og strategien er å holde reservoartrykket konstant ved å injisere vann.
104718
28.02.2023
16.06.2024
SYGNA
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon.
104718
28.02.2023
16.06.2024
SYGNA
Utbygging
Sygna ligger i Tampen-området i den nodlige delen av Nordsjøen, like nordøst for Statfjord Nord. Vanndybden er 300 meter. Sygna ble påvist i 1996, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1999. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med fire brønnslisser, koblet til Statfjord C-innretningen. Tre produsjonsbrønner er blitt boret fra havbunnsrammen. Det er boret en langtrekkende vanninjeksjonsbrønn fra Statfjord Nord-rammen. Produksjonen startet i 2000.
104718
28.02.2023
16.06.2024
SYGNA
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Statfjord C-innretningen for prosessering, lagring og eksport. Sygna, Statfjord Nord og Statfjord Øst har en felles prosessmodul på Statfjord C. Oljen er lastet til tankskip og gassen er eksportert via Tampen Link og Far North Liquid and Gas System (FLAGS) rørledning til Storbritannia.
104718
28.02.2023
16.06.2024
SYGNA
Reservoar
Sygna produserer olje fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 2650 meters dyp, og det har god kvalitet.
104718
28.02.2023
16.06.2024
SYMRA
Transport
Brønnstrømmen skal transporteres i rørledning via Ivar Aasen til Edvard Grieg-innretningen for endelig prosessering og videre transport.
42002480
12.08.2023
16.06.2024
SYMRA
Status
Feltet er under utbygging, og etter planen skal produksjonen starte i 2027.
42002480
12.08.2023
16.06.2024
SYMRA
Reservoar
Reservoarene inneholder olje i Zechsteingruppen av perm alder og i underliggende grunnfjellsbergarter. I tillegg er olje påvist i intra-Heather sandstein av mellomjura alder. Reservoarene ligger på 1800 meters dyp, og reservoaregenskapene er varierte.
42002480
12.09.2023
16.06.2024
SYMRA
Utbygging
Symra ligger i midtre Nordsjøen, fem kilometer nordøst for Ivar Aasen-feltet. Symra består av flere segmenter. Vanndybden er 110 meter. Symra ble påvist i 2018 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med fire brønner tilknyttet Ivar Aasen-innretningen.
42002480
16.08.2023
16.06.2024
SYMRA
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning. Behovet for trykkstøtte ved vanninjeksjon vurderes også.
42002480
12.08.2023
16.06.2024
TAMBAR
Utbygging
Tambar ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 16 kilometer sørøst for Ula. Vanndybden er 70 meter. Tambar ble påvist i 1983, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2000. Feltet er bygd ut med en fjernstyrt brønnhodeinnretning tilknyttet Ula. Produksjonen startet i 2001.
1028599
28.02.2023
16.06.2024
TAMBAR
Status
Produksjonen er avtakende grunnet redusert reservoartrykk og økende vannkutt.
1028599
28.02.2023
16.06.2024
TAMBAR
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning, med naturlig gassekspansjon kombinert med trykkstøtte fra vannsonen. Gassløft brukes for å øke produksjonen.
1028599
28.02.2023
16.06.2024
TAMBAR
Reservoar
Tambar produserer olje fra grunnmarin sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på 4100-4200 meters dyp, og det har stort sett meget god kvalitet.
1028599
09.12.2023
16.06.2024
TAMBAR
Transport
Oljen transporteres til Ula-innretningen via en rørledning. Etter prosessering på Ula eksporteres oljen i rørledningssystemet via Ekofisk til Teesside i Storbritannia, mens gassen injiseres i Ula-reservoaret for å øke oljeutvinningen.
1028599
28.02.2023
16.06.2024
TAMBAR ØST
Status
Produksjonen fra Tambar Øst ble midlertidig stanset i 2019 for trykkoppbygging. Feltet startet igjen å produsere i oktober 2023.
4999528
14.12.2023
16.06.2024
TAMBAR ØST
Transport
Oljen transporteres fra Tambar til Ula-innretningen. Etter prosessering på Ula eksporteres oljen i eksisterende rørledningssystem via Ekofisk til Teesside i Storbritannia. Gassen injiseres i Ula-reservoaret for å øke oljeutvinningen.
4999528
28.02.2023
16.06.2024
TAMBAR ØST
Utbygging
Tambar Øst ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, to kilometer øst for Tambar. Vanndybden er 70 meter. Tambar Øst ble påvist i 2007. Samme år fikk feltet innvilget fritak fra plan for utbygging og drift (PUD), og det ble satt i produksjon. Feltet er bygd ut med en produksjonsbrønn boret fra Tambar-innretningen.
4999528
28.02.2023
16.06.2024
TAMBAR ØST
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og begrenset driv fra vannsonen.
4999528
28.02.2023
16.06.2024
TAMBAR ØST
Reservoar
Tambar Øst produserer olje og noe gass fra grunnmarin sandstein av senjura alder i Farsundformasjonen. Reservoaret ligger på 4050-4200 meters dyp og er av varierende kvalitet.
4999528
28.02.2023
16.06.2024
TOMMELITEN A
Utbygging
Tommeliten A er et felt i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 25 kilometer sørvest for Ekofiskfeltet. Feltet ligger på grensen til britisk sektor, og den norske delen utgjør 99,57 prosent. Vanndybden er 75 meter. Tommeliten A ble påvist i 1977 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2022. Feltet er bygget ut med to havbunnsrammer knyttet opp mot Ekofisksenteret.
40867462
21.10.2023
16.06.2024
TOMMELITEN A
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
40867462
21.10.2023
16.06.2024
TOMMELITEN A
Reservoar
Reservoaret inneholder gasskondensat og flyktig olje i kritt av paleocen og senkritt alder i henholdsvis Ekofisk- og Torformasjonen, og ligger på om lag 3000 meters dyp. Reservoarkvaliteten varierer i begge formasjonene og er påvirket av forkastninger og oppsprekkinger.
40867462
09.12.2023
16.06.2024
TOMMELITEN A
Status
Feltet startet produksjon i oktober 2023.
40867462
21.10.2023
16.06.2024
TOMMELITEN A
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Ekofisksenteret for prosessering. Olje og gass sendes videre via eksportrørledninger fra prosessanlegget på Ekofisk til Teesside i Storbritannia og Emden i Tyskland.
40867462
21.10.2023
16.06.2024
TOMMELITEN GAMMA
Utbygging
Tommeliten Gamma ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, tolv kilometer vest for Edda i Ekofisk-området. Vanndybden er 75 meter. Tommeliten Gamma ble påvist i 1978, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1986. Feltet ble bygd ut med en havbunnsramme og seks produksjonsbrønner. Produksjonen startet i 1988.
43444
28.02.2023
16.06.2024
TOMMELITEN GAMMA
Reservoar
Tommeliten Gamma produserte gass og kondensat fra oppsprukket kritt av senkritt alder i Torformasjonen og tidligpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Reservoaret ligger på 3500 meters dyp.
43444
28.02.2023
16.06.2024
TOMMELITEN GAMMA
Status
Tommeliten Gamma ble stengt ned i 1998, og havbunnsrammen ble fjernet i 2001. Feltet evalueres for en gjenutbygging i sammenheng med andre nedstengte felt i området.
43444
09.12.2023
16.06.2024
TOMMELITEN GAMMA
Transport
Brønnstrømmen ble sendt i rørledning til Edda for førstetrinnsseparasjon. Deretter ble den transportert til Ekofisk-senteret og videre gjennom Norpipe til Emden i Tyskland og Teesside i Storbritannia. Deler av gassen ble brukt til gassløft på Edda.
43444
28.02.2023
16.06.2024
TOMMELITEN GAMMA
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43444
28.02.2023
16.06.2024
TOR
Reservoar
Reservoaret inneholder olje og gass i oppsprukket kritt av senkritt alder i Torformasjonen og av tildigpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Det er vesentlige gjenværende ressurser i begge formasjonene. Reservoaret ligger på 3200 meters dyp.
43520
28.02.2023
16.06.2024
TOR
Utbygging
Tor ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 13 kilometer nordøst for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Tor ble påvist i 1970, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1973. Produksjonen fra Torfeltet startet i 1978 og ble avsluttet i 2015. En PUD for reutbygging av Tor ble godkjent i 2019. Utbyggingen omfatter to havbunnsrammer med åtte horisontale produksjonsbrønner knyttet til Ekofisk-senteret. Produksjonen startet igjen i 2020.
43520
14.12.2023
16.06.2024
TOR
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
43520
28.02.2023
16.06.2024
TOR
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til prosessanlegget på Ekofisk-sentret og videre til Teesside i Storbritannia og Emden i Tyskland.
43520
28.02.2023
16.06.2024
TOR
Status
Brønnintervensjoner er blitt gjennomført i 2022/2023 for å opprettholde og forbedre produksjonen. Den opprinnelige innretningen skal fjernes innen 2024.
43520
14.12.2023
16.06.2024
TORDIS
Transport
Brønnstrømmen fra Tordis transporteres i to rørledninger til Gullfaks C-innretningen for prosessering. Oljen eksporteres med tankskip, mens gassen eksporteres via Gassled A til terminalen på Kårstø.
43725
14.12.2023
16.06.2024
TORDIS
Reservoar
Tordis produserer olje fra jura sandstein. Reservoarene i Tordis er i midtre jura Brentgruppen og undre jura Statfjordgruppen. Strukturene Tordis Øst og Sørøst inkluderer også redistribuert sediment fra Brentgruppen i øvre jura Draupneformasjonen. Borgreservoaret er i sandstein i øvre jura intra-Draupneformasjonen. Tordis Statfjord-reservoaret er i undre jura Statfjordgruppen. Reservoarene ligger på 2000-2500 meters dyp, og reservoarkvaliteten er god til svært god.
43725
14.12.2023
16.06.2024
TORDIS
Status
Produksjonen opprettholdes ved hjelp av trykkstøtte og brønnintervensjoner. Forbedret effektivitet av vanninjeksjon har bidratt til økt produksjon i 2023. 4D-seismikk innsamlet i 2021 brukes til reservoarstyring og til å identifisere flere boremål. Boring av en ny produksjonsbrønn planlegges.
43725
14.12.2023
16.06.2024
TORDIS
Utbygging
Tordis ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, mellom Statfjord og Gullfaks. Vanndybden er 150-220 meter. Tordis ble påvist i 1987, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1991. Feltet er bygd ut med en sentral havbunnsmanifold som er tilknyttet Gullfaks C-innretningen, som også leverer injeksjonsvann. Til manifolden er det knyttet sju separate satellittbrønner og to havbunnsrammer, hver med fire brønnslisser. Produksjonen startet i 1994. Tordis omfatter tre strukturer: Tordis, Borg og Tordis Statfjord. Tordisstrukturen inkluderer flere mindre strukturer. PUD for Tordis Øst ble godkjent i 1995, og for Borg i 1999. Endret PUD for Tordis havbunnsseparasjon (Tordis IOR) ble godkjent i 2005.
43725
14.12.2023
16.06.2024
TORDIS
Utvinning
Tordis produseres med trykkstøtte fra vanninjeksjon og naturlig vanndriv.
43725
28.02.2023
16.06.2024
TRESTAKK
Utvinning
Feltet produseres med gassinjeksjon.
29396445
28.02.2023
16.06.2024
TRESTAKK
Status
Produksjonen fra feltet har vært lavere enn forventet på grunn av dårligere reservoaregenskaper enn antatt, samt lavere gassinjeksjonsvolum. I midten av 2023 ble det implementert en ny gassinjeksjonsstrategi som har ført til mer stabile produksjonsrater. Nye tilleggsbrønner evalueres.
29396445
14.12.2023
16.06.2024
TRESTAKK
Transport
Brønnstrømmen transporteres til Åsgard A-innretningen for prosessering. Olje og kondensat lagres midlertidig på Åsgard A, og fraktes til markedet med tankskip. Gassen eksporteres gjennom Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø.
29396445
28.02.2023
16.06.2024
TRESTAKK
Utbygging
Trestakk ligger i den midtre delen av Norskehavet, 20 kilometer sør for Åsgard. Vanndybden er 300 meter. Trestakk ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet omfatter en havbunnsramme med fire brønnslisser og en satellittbrønn, koblet til Åsgard A-innretningen for prosessering og gassinjeksjon. Produksjon startet i 2019.
29396445
28.02.2023
16.06.2024
TRESTAKK
Reservoar
Trestakk produserer olje fra grunnmarin sandstein av mellomjura alder i Garnformasjonen. Reservoaret ligger på 3900 meters dyp og har moderat kvalitet.
29396445
28.02.2023
16.06.2024
TROLL
Utvinning
Gassen i Troll Øst produseres med trykkavlastning gjennom 39 brønner boret fra Troll A. Oljen i Troll Vest produseres fra lange horisontale brønner som er boret i den tynne oljesonen, like over olje/vann-kontakten. Utvinningsstrategien er hovedsakelig basert på trykkavlastning, men dette er forbundet med samtidig ekspansjon av både gasskappen over oljesonen og den underliggende vannsonen. En del av gassen injiseres også tilbake i reservoaret. Produsert vann ble injisert i den nordlige delen av oljeprovinsen Troll Vest fra 2000 til 2016.
46437
28.02.2023
16.06.2024
TROLL
Transport
Gassen fra Troll Øst og Troll Vest transporteres via tre flerfaserørledninger til gassbehandlingsanlegget på Kollsnes. Kondensatet skilles fra gassen og transporteres i rørledning til terminalen på Mongstad. Tørrgassen transporteres gjennom Zeepipe II A og II B til Zeebrugge i Belgia. Oljen fra Troll B og Troll C transporteres i henholdsvis Troll Oljerør I og II til Mongstad.
46437
28.02.2023
16.06.2024
TROLL
Status
Så langt er det blitt boret mer enn to millioner meter i reservoaret. I 2023 ble boring av oljeproduksjonsbrønner på feltet avsluttet, imidlertid vil behovet for fremtidige oljeproduksjonsbrønner bli vurdert regelmessig. En ny gasskompresjonsmodul på Troll C kom i drift i 2020 for å øke prosesskapasitet og gassproduksjon. Produksjonen fra første steget for Troll fase III startet i 2021. Utbyggingen består av åtte nye gassproduksjonsbrønner på Troll Vest, og en rørledning til Troll A-innretningen.
46437
14.12.2023
16.06.2024
TROLL
Reservoar
Troll inneholder svært store gassressurser, og er også et av de største oljeproduserende felt på norsk sokkel. Feltet har to hovedstrukturer: Troll Øst og Troll Vest. Omtrent to tredjedeler av de utvinnbare gassreservene befinner seg i Troll Øst. Gass- og oljereservoarene i Troll Øst- og Troll Vest-strukturene består hovedsakelig av grunnmarin sandstein av senjura alder i Sognefjordformasjonen. En del av reservoaret er også i midtre jura Fensfjordformasjonen, som ligger under Sognefjordformasjonen. Feltet består av tre relativt store, roterte forkastningsblokker. Den østlige forkastningsblokken utgjør Troll Øst. Reservoardybden på Troll Øst er 1330 meter. Det er påvist trykkommunikasjon mellom Troll Øst og Troll Vest. Tidligere er oljekolonnen i Troll Øst kartlagt til 0-4 meters tykkelse. I 2007 påviste en brønn en oljekolonne på mellom seks og ni meter i Fensfjordformasjonen i den nordlige delen av Troll Øst. Troll Vest oljeprovins hadde opprinnelig en mellom 22 og 26 meter tykk oljekolonne under en liten gasskappe på 1360 meters dyp. I Troll Vest gassprovins har det opprinnelig vært en oljekolonne på mellom 12 og 14 meter under en gasskolonne på inntil 200 meter. Oljekolonnen er nå redusert til en tykkelse på mellom en til fem meter. Like under oljekolonnen i Troll Vest er det et vesentlig volum restolje.
46437
28.02.2023
16.06.2024
TROLL
Utbygging
Troll ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 300-330 meter. Troll ble påvist i 1979, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1986. Planen ble oppdatert i 1990 for at gassprosesseringen skulle flyttes til Kollsnes-terminalen. Feltet ble satt i produksjon i 1995. Troll er bygd ut i faser, med utvinning av gass fra Troll Øst i fase I og olje fra Troll Vest i fase II. Troll fase I er bygd ut med Troll A, som er en bunnfast brønnhode- og kompresjonsinnretning med understell i betong. Troll A får kraft fra land. Kompresjonskapasiteten for gass ble bygd ut på Troll A i 2004/2005 og igjen i 2015. Troll fase II er bygd ut med Troll B, som er en flytende bolig- og produksjonsinnretning i betong, og Troll C, som er en halvt nedsenkbar bolig- og produksjonsinnretning i stål. Oljen i Troll Vest produseres fra flere havbunnsrammer knyttet til Troll B og Troll C med rørledninger. Produksjonen fra Troll C-innretningen startet i 1999. Troll C blir også brukt til produksjon fra Framfeltet. Flere endrede PUD ble godkjent i forbindelse med installering av flere havbunnsrammer på Troll Vest. En PUD for Troll fase III (gassproduksjon fra Troll Vest) ble godkjent i 2018. Endret PUD for kraft fra land til Troll Vest ble godkjent i 2021.
46437
14.12.2023
16.06.2024
TROLL BRENT B
Utbygging
Troll Brent B ligger nær Troll i den nordlige delen av Nordsjøen. Vanndybden er 340 meter. Troll Brent B ble påvist i 2005, og feltet fikk fritak fra plan for utbygging og drift (PUD) i 2017. Det planlagte utbyggingskonseptet var en flergrens produksjonsbrønn boret fra O-bunnrammen koblet til Troll C.
29398828
28.02.2023
16.06.2024
TROLL BRENT B
Status
I forbindelse med boring av produksjonsbrønnen, ble oljereservene kraftig redusert i forhold til det som var antatt opprinnelig. Det ble derfor besluttet at det ikke var økonomisk forsvarlig å sette Troll Brent B i produksjon. Brønnen ble plugget, men brønnslissen er tilgjengelig for boring av eventuelle nye boremål på Troll Vest.
29398828
28.02.2023
16.06.2024
TROLL BRENT B
Reservoar
Reservoaret inneholder olje i sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen, og ligger stratigrafisk under produserende reservoarer på Troll. Reservoaret ligger på 1900 meters dyp.
29398828
28.02.2023
16.06.2024
TROLL BRENT B
Transport
Det har ikke vært produksjon fra feltet.
29398828
28.02.2023
16.06.2024
TROLL BRENT B
Utvinning
Planen var å produsere med trykkavlastning.
29398828
28.02.2023
16.06.2024
TRYM
Utbygging
Trym ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, tre kilometer fra grensen til dansk sektor. Vanndybden er 65 meter. Trym ble påvist i 1990, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2010. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med to horisontale produksjonsbrønner knyttet til Harald-innretningen på dansk sektor. Produksjonen startet i 2011.
18081500
28.02.2023
16.06.2024
TRYM
Reservoar
Trym produserer gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Sandnesformasjonen. Reservoaret ligger på 3400 meters dyp og har god kvalitet.
18081500
28.02.2023
16.06.2024
TRYM
Utvinning
Trym produseres med trykkavlastning. I 2017 ble det startet et lavtrykksprosjekt som etter planen skal gi økt produksjonsrate og dermed høyere totalproduksjonen.
18081500
28.02.2023
16.06.2024
TRYM
Transport
Brønnstrømmen blir prosessert på Harald-innretningen for videre eksport gjennom det danske rørledningssystemet via Tyra-feltet.
18081500
28.02.2023
16.06.2024
TRYM
Status
Produksjonen fra Trym har vært midlertidig stanset siden september 2019 på grunn av et stort reutviklingsprosjekt på Tyrafeltet på dansk sektor. Produksjonen fra Trym ventes å starte igjen i 2024 når Tyraprosjektet er ferdigstilt.
18081500
28.02.2023
16.06.2024
TUNE
Utbygging
Tune is a field in the northern part of the North Sea, ten kilometres west of the Oseberg field. The water depth is 95 metres. Tune was discovered in 1995, and the plan for development and operation (PDO) was approved in 1999. The field has been developed with a subsea template and a satellite well tied to the Oseberg Field Centre. The production started in 2002. A PDO exemption was granted for the development of the northern part of the field in 2004 and for the southern part of the field in 2005.
853376
14.12.2023
16.06.2024
TUNE
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning. Lavtrykksproduksjon er satt i gang.
853376
28.02.2023
16.06.2024
TUNE
Transport
Brønnstrømmen fra Tune transporteres i rørledninger til Oseberg feltsenter, der kondensatet blir skilt ut og sendt til Stureterminalen gjennom Oseberg Transport System (OTS). Gassen fra Tune injiseres i Oseberg, mens rettighetshaverne kan eksportere tilsvarende mengde salgsgass fra Oseberg.
853376
28.02.2023
16.06.2024
TUNE
Status
Feltet er i halefasen og produserer syklisk. Hovedutfordringer er aldrende infrastruktur og lavt reservoartrykk. Tune har ikke produsert siden midten av 2022 på grunn av manglende brønnintegritet.
853376
14.12.2023
16.06.2024
TUNE
Reservoar
Tune produserer gass og noe kondensat hovedsakelig fra sandstein av mellomjura alder i Tarbertformasjonen (Brentgruppen). Reservoaret er inndelt i flere skråstilte forkastningsblokker og ligger på 3400 meters dyp. Det er også et reservoar i den underliggende Statfjordformasjonen.
853376
28.02.2023
16.06.2024
TYRIHANS
Transport
Brønnstrømmen sendes til Kristin-innretningen for prosessering. Gassen transporteres fra Kristin gjennom Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø, mens olje og kondensat sendes gjennom rørledning til lagerskipet Åsgard C for eksport med tankskip.
3960848
28.02.2023
16.06.2024
TYRIHANS
Status
Det arbeides med optimalisering av gassproduksjon ved å konvertere gassinjeksjonsbrønner og oljeproduksjonsbrønner til gassprodusenter. Samtidig evalueres det flere brønner i Ileformasjonen for å utvide oljeproduksjon.
3960848
14.12.2023
16.06.2024
TYRIHANS
Utvinning
Tyrihans ble tidligere produsert med trykkstøtte fra vann- og gassinjeksjon. Hovedstrategien er nå trykkavlastning og utvidelse av gasskappen.
3960848
28.02.2023
16.06.2024
TYRIHANS
Reservoar
Tyrihans produserer olje og gass fra to forekomster; Tyrihans Sør og Tyrihans Nord. Tyrihans Sør har en oljekolonne med gasskappe rik på kondensat. Tyrihans Nord inneholder gass og kondensat med en tynn oljesone. Hovedreservoaret i begge forekomstene er i Garnformasjonen av mellomjura alder og ligger på 3500 meters dyp. Reservoarene er homogent, og kvaliteten er god. Det produseres også olje fra Ileformasjonen i midtre jura.
3960848
14.12.2023
16.06.2024
TYRIHANS
Utbygging
Tyrihans ligger i Norskehavet, 25 kilometer sørøst for Åsgard. Vanndybden i området er 270 meter. Tyrihans ble påvist i 1983, og plan for uybygging og drift (PUD) ble godkjent i 2006. Feltet er bygd ut med fem havbunnsrammer tilknyttet Kristin-innretningen, fire er til produksjon og gassinjeksjon og én til sjøvannsinjeksjon. Gass til injeksjon og gassløft leveres fra Åsgard B-innretningen. Produksjonen startet i 2009.
3960848
14.12.2023
16.06.2024
TYRVING
Reservoar
Reservoarene inneholder olje i sandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen på 2140 og 2180 meters dyp. Reservoaregenskapene er utmerkede.
42002471
09.06.2023
16.06.2024
TYRVING
Utvinning
Utvinningsstrategien er trykkavlastning med naturlig trykkstøtte fra den underliggende vannsonen.
42002471
09.06.2023
16.06.2024
TYRVING
Utbygging
Tyrving ligger i midtre Nordsjøen, 20 kilometer øst for Alvheim. Tyrving består av to funn, Trell og Trine, som ligger fem kilometer fra hverandre. Vanndybden er 120 meter. Funnene vil bli utviklet sammen, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer to flergrensbrønner, én i hvert funn, tilknyttet Alvheim FPSO.
42002471
09.06.2023
16.06.2024
TYRVING
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Alvheim, der oljen overføres til tankskip via en lastebøye. Gassen transporteres via rørledning fra Alvheim til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sokkel.
42002471
09.06.2023
16.06.2024
TYRVING
Status
Feltet er under utbygging, og etter planen skal produksjonen starte i 2025. Dersom det påvises lønnsomme ressurser i Trell Nord-prospektet, kan det bli en tredje brønn.
42002471
13.06.2023
16.06.2024
ULA
Utvinning
Olje ble opprinnelig utvunnet med trykkavlastning, men etter noen år ble vanninjeksjon tatt i bruk for å øke utvinningen. Vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) begynte i 1998. VAG-programmet har blitt utvidet med gass fra tilknyttede Tambar, Blane og Oda feltene. Gassløft brukes i noen av brønnene.
43800
28.02.2023
16.06.2024
ULA
Reservoar
Ula produserer olje hovedsakelig fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på 3345 meters dyp og består av tre enheter. Det produseres delvis også fra underliggende trias-reservoar på 3450 meters dyp. Dette reservoaret er en tett sandstein med lav effektiv permeabilitet.
43800
28.02.2023
16.06.2024
ULA
Transport
Oljen transporteres i rørledning via Ekofisk til Teesside i Storbritannia. All gass blir reinjisert i reservoaret for å øke oljeutvinningen.
43800
28.02.2023
16.06.2024
ULA
Status
Dagens ressursestimat på Ula er tredoblet sammenlignet med det opprinnelige PUD-estimatet. Produksjonen fra Ula er avhengig av tiltak for økt oljeutvinning (EOR, Enhanced Oil Recovery). Den positive effekten av VAG har ført til boring av flere VAG-brønner. Gasstilførsel for VAG er for tiden en utfordring og produksjonen er derfor avtakende.
43800
28.02.2023
16.06.2024
ULA
Utbygging
Ula ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen. Vanndybden er 70 meter. Ula ble påvist i 1976, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1980. Utbyggingen består av tre innretninger for produksjon, boring og innkvartering som er knyttet sammen med broer. Produksjonen startet i 1986. Gasskapasiteten på Ula ble oppgradert i 2008 med en ny gassprosess- og -injeksjonsmodul (UGU) som doblet kapasiteten. PUD-fritak for trias-reservoaret ble innvilget i 2015. Ula prosesserer for feltene Tambar, Blane og Oda.
43800
28.02.2023
16.06.2024
URD
Utvinning
Feltet produseres med vanninjeksjon og gassløft.
2834734
28.02.2023
16.06.2024
URD
Transport
Brønnstrømmen prosesseres på Norne-skipet, og oljen overføres til tankskip via en lastebøye, sammen med oljen fra Norne. Gassen sendes fra Norne til Åsgard og eksporteres deretter via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø.
2834734
28.02.2023
16.06.2024
URD
Utbygging
Urd ligger i Norskehavet, fem kilometer nordøst for Norne. Vanndybden er 380 meter. Urd ble påvist i 2000, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2004. Feltet består av tre forekomster: Svale, Svale Nord og Stær. Urd er bygd ut med havbunnsrammer tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) på Norne. Produksjonen startet fra Svale i 2005, fra Stær i 2006 og fra Svale Nord i 2016.
2834734
28.02.2023
16.06.2024
URD
Reservoar
Urd produserer olje fra sandstein av tidlig- til mellomjura alder i Åre-, Tilje- og Ileformasjonene. Feltet er strukturelt kompleks og segmentert. Reservoarene ligger på 1800-2300 meters dyp og har moderat til god kvalitet.
2834734
28.02.2023
16.06.2024
URD
Status
Produksjon fra Urd er påvirket av dårlig trykkstøtte, økende vanngjennombrudd, strømningsutfordringer (slugging og problemer med sandkontroll) samt tekniske problemer. Et sidesteg fra en eksisterende produksjonsbrønn ble boret i 2023.
2834734
14.12.2023
16.06.2024
UTGARD
Transport
Brønnstrømmen fra Utgard prosesseres på Sleipner T-innretningen. Salgsgass eksporteres via Gassled (område D). Ustabil olje transporteres i rørledning via Sleipner A-innretningen til terminalen på Kårstø for videre prosessering og eksport.
28975098
28.02.2023
16.06.2024
UTGARD
Status
Produksjonen har avtatt på grunn av tidlig vanngjennombrudd. For tiden er kunbrønnen i Østsegmentet i produksjon, mens brønnen på Vestsegmentet er stengt på grunn av høy vannproduksjon. Sidesteg fra begge brønnene er planlagt boret i 2023/2024 for å øke utvinningen fra feltet.
28975098
14.12.2023
16.06.2024
UTGARD
Utvinning
Utgard produseres med trykkavlastning.
28975098
28.02.2023
16.06.2024
UTGARD
Reservoar
Utgard produserer gass med høyt CO2-innhold og noe kondensat hovedsakelig fra sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen. Mindre hydrokarbonvolumer finnes også i Sleipnerformasjonen. Feltet består av to hovedsegmenter, Vest- og Østsegment, som er i trykkommunikasjon via vannsonen. Hovedreservoarene ligger på 3700 meters dyp.
28975098
14.12.2023
16.06.2024
UTGARD
Utbygging
Utgard ligger på grensen mellom norsk og britisk sektor i den sentrale delen av norsk sektor i Nordsjøen, 20 kilometer vest for Sleipner-området. Norsk andel av feltet er 62 prosent. Vanndybden er 110-120 meter. Utgard ble påvist i 1982, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2017. Utbyggingskonseptet er en havbunnsramme med fire brønnslisser, med to brønner knyttet til Sleipner T-innretningen for prosessering og reduksjon av CO2-innholdet i gassen. Havbunnsrammen er plassert på norsk sektor. Produksjonen startet i 2019.
28975098
28.02.2023
16.06.2024
VALE
Transport
Brønnstrømmen fra Vale ble transportert til Heimdal for prosessering og eksport. Gassen ble eksportert via rørledningen Vesterled til St Fergus i Storbritannia. Kondensat ble transportert via rørledning til Brae-feltet på britisk sektor og videre til Cruden Bay.
1578893
29.09.2023
16.06.2024
VALE
Reservoar
Vale produserte gass og kondensat fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoaret ligger på 3700 meters dyp og har lav permeabilitet.
1578893
29.09.2023
16.06.2024
VALE
Utbygging
Vale ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 16 kilometer nord for Heimdal. Vanndybden er 115 meter. Vale ble påvist i 1991, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2001. Feltet var bygd ut med en havbunnsramme med en horisontal produksjonsbrønn med enkelt sidesteg koblet til Heimdal-innretningen. Produksjonen startet i 2002.
1578893
29.09.2023
16.06.2024
VALE
Status
Vale ble stengt ned i september 2023. Disponering av innretningen skal være ferdigstilt innen slutten av 2028.
1578893
09.12.2023
16.06.2024
VALE
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning
1578893
29.09.2023
16.06.2024
VALEMON
Utvinning
Valemon produseres med trykkavlastning
20460969
28.02.2023
16.06.2024
VALEMON
Reservoar
Valemon produserer gass og kondensat fra sandstein av tidligjura alder i Cookformasjonen og av mellomjura alder i Brentgruppen. Forekomsten har en kompleks struktur med mange forkastninger. Reservoarene ligger på 3900-4200 meters dyp og har høyt trykk og høy temperatur (HTHT).
20460969
28.02.2023
16.06.2024
VALEMON
Utbygging
Valemon ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, like vest for Kvitebjørn. Vanndybden er 135 meter. Valemon ble påvist i 1985, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet er bygd ut med en fast produksjonsinnretning med forenklet separasjonsprosess. Innretningen fjernstyres fra et driftssenter på land. Produksjonen startet i 2015.
20460969
28.02.2023
16.06.2024
VALEMON
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Kvitebjørn-innretningen for prosessering. Rikgass transporteres i Kvitebjørn Gassrør til Kollsnesterminalen, mens kondensat fraktes i en rørledning tilknyttet Troll Oljerør II for videre transport til terminalen på Mongstad. Fram til midten av 2023 ble gassen eksportert til Heimdal.
20460969
14.12.2023
16.06.2024
VALEMON
Status
Basert på produksjonserfaring, og på grunn av raskt trykkfall i reservoarene, har de utvinnbare volumene blitt betydelig redusert i forhold til PUD-estimatene. Den andre borekampanjen med fire nye brønner startet i 2021, og den siste brønnen ble satt i produksjon i 2023. Produksjonsbidraget fra de nye brønnene er under forventning. Gasseksport fra Valemon ble omrutet til Kollsnesterminalen via Kvitebjørn etter at Heimdalinnretningen ble stengt ned i 2023.
20460969
14.12.2023
16.06.2024
VALHALL
Utbygging
Valhall ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen. Vanndybden er 70 meter. Valhall ble påvist i 1975, og opprinnelig plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1977. Feltet ble opprinnelig bygd ut med tre innretninger for bolig (QP), boring (DP), og prosess og kompresjon (PCP). Produksjon startet i 1982. PUD-er for Valhall brønnhodeinnretning (WP) og Valhall vanninjeksjonsinnretning (IP) ble godkjent i henholdsvis 1995 og i 2000. Innretningene er bundet sammen med broer. PUD-er for to brønnhodeinnretninger på nord- og sørflankene ble godkjent i 2001. Myndighetene godkjente PUD for Valhall videreutvikling i 2007. Den omfattet en bolig- og prosessinnretning (PH) som erstattet aldrende innretninger på feltet. PH-innretningen forsynes med kraft fra land. PUD for Valhall Flanke Vest som inkluderte en normalt ubemannet brønnhodeinnretning ble godkjent i 2018, og produksjonen startet i 2019. Endret PUD for en ny produksjons- og brønnhodeinnretning (PWP) ble godkjent i juni 2023.
43548
14.12.2023
16.06.2024
VALHALL
Reservoar
Valhall produserer olje fra kritt av senkritt alder i Hod- og Torformasjonene. Reservoaret ligger på 2400 meters dyp. Krittet i Torformasjonen er finkornet og har god reservoarkvalitet. Oppsprekking gjør at olje og vann strømmer lettere enn i den underliggende Hodformasjonen.
43548
28.02.2023
16.06.2024
VALHALL
Utvinning
Feltet ble opprinnelig produsert med trykkavlastning og kompaksjonsdriv. Vanninjeksjon sentralt på feltet begynte i 2004. Som følge av trykkavlastning og effekt av vannsvekkelse har krittet blitt sammenpresset, og dermed har havbunnen sunket inn. Gassløft brukes for å optimalisere produksjonen i de fleste produksjonsbrønnene.
43548
28.02.2023
16.06.2024
VALHALL
Transport
Olje og flytende våtgass (NGL) blir transportert i rørledning til Ekofisk for videre transport til Teesside i Storbritannia. Gassen sendes i rørledning til Norpipe og derfra til Emden i Tyskland.
43548
28.02.2023
16.06.2024
VALHALL
Status
Valhall har produsert mer enn én milliard fat oljeekvivalenter, noe som er tre ganger mer enn det opprinnelige PUD-estimatet. Ny kompletteringsteknologi for å øke utvinning fra det tette krittreservoaret implementeres i en ny produksjonsbrønn boret på den nordlige flanken av Valhall. Boringen av nye brønner fortsetter i overskuelig framtid. Innretningene QP, PCP og DP skal være fjernet innen slutten av 2026. Oppstart av produksjon fra den nye innretningen (PWP) er planlagt for 2027.
43548
14.12.2023
16.06.2024
VARG
Transport
Oljen ble losset fra produksjonsskipet til tankskip. All gass ble reinjisert inntil gasseksporten startet i 2014. Det er lagt en gassrørledning mellom Varg og Rev for eksport til Storbritannia via rørledningen Central Area Transmission System (CATS).
43451
28.02.2023
16.06.2024
VARG
Status
Myndighetene godkjente avslutningsplanen for feltet i 2001. Planen var da å produsere til sommeren 2002, men tiltak som ble gjennomført på feltet forlenget levetiden. En ny avslutningsplan ble levert i 2015. Varg ble stengt ned i 2016, og innretningen ble fjernet i 2018.
43451
09.12.2023
16.06.2024
VARG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkstøtte fra vann- og gassinjeksjon. De mindre strukturene ble produsert med trykkavlastning. Alle brønnene ble produsert med gassløft.
43451
28.02.2023
16.06.2024
VARG
Reservoar
Varg produserte olje hovedsakelig fra sandstein av senjura alder i Ulaformasjonen. Reservoaret ligger på 2700 meters dyp. Strukturen er segmentert og omfatter flere isolerte delstrukturer med varierende reservoaregenskaper.
43451
28.02.2023
16.06.2024
VARG
Utbygging
Varg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, sør for Sleipner Øst. Vanndybden er 84 meter. Varg ble påvist i 1984, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Feltet ble bygd ut med produksjonsskipet "Petrojarl Varg", som hadde et integrert oljelager og var knyttet til brønnhodeinnretningen Varg A. Produksjonen startet i 1998.
43451
28.02.2023
16.06.2024
VEGA
Reservoar
Vega produserer gass og kondensat fra grunnmarin sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen. Vega Sør har i tillegg en oljesone som ligger over gass/kondensat-forekomsten. Reservoarene ligger på 3500 meters dyp, og kvaliteten varierer fra dårlig til middels.
4467595
28.02.2023
16.06.2024
VEGA
Status
Produksjonen fra Vega er begrenset av kapasitetsrettigheter for gassproduksjon på Gjøainnretningen.
4467595
28.02.2023
16.06.2024
VEGA
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
4467595
28.02.2023
16.06.2024
VEGA
Transport
Brønnstrømmen transporteres til Gjøa for prosessering. Fra Gjøa blir olje og kondensat transportert til Troll Oljerør II for videre transport til terminalen på Mongstad. Rikgassen blir eksportert til Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) på den britiske kontinentalsokkelen for videre transport til St. Fergus i Storbritannia.
4467595
28.02.2023
16.06.2024
VEGA
Utbygging
Vega ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 30 kilometer vest for Gjøa. Vanndybden er 370 meter. Vega ble påvist i 1981. Feltet består av tre separate forekomster: Vega Nord, Vega Sentral og Vega Sør. Plan for utbygging og drift (PUD) for Vega Nord og Vega Sentral ble godkjent i 2007. I 2011 ble feltet unitisert med Vega Sør. Feltet er bygd ut med tre havbunnsrammer med fire slisser, en på hver struktur, som er knyttet til prosessanlegget på Gjøa-innretningen. Totalt er det blitt boret ni produksjonsbrønner. Produksjonen startet i 2010.
4467595
28.02.2023
16.06.2024
VERDANDE
Utbygging
Verdande ligger i Norskehavet, 10 kilometer nord for Nornefeltet. Vanndybden er 380 meter. Verdande ble påvist i 2017 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med tre produksjonsbrønner tilknyttet produksjons- og lagringsskipet Norne (FPSO).
42002481
12.08.2023
16.06.2024
VERDANDE
Transport
Gassen skal eksporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø. Olje og kondensat skal overføres fra Norne FPSO til tankskip.
42002481
09.12.2023
16.06.2024
VERDANDE
Status
Feltet er under utbygging. Etter planen skal produksjonen starte i 2025.
42002481
12.08.2023
16.06.2024
VERDANDE
Reservoar
Reservoaret inneholder olje og gass i sandstein av tidligkritt alder i Langeformasjonen. Det ligger på om lag 3000 meters dyp og har god kvalitet.
42002481
09.12.2023
16.06.2024
VERDANDE
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002481
23.08.2023
16.06.2024
VESLEFRIKK
Reservoar
Veslefrikk produserte olje og noe gass fra sandstein av jura alder i Statfjord-, Dunlin- og Brentgruppene. Hovedreservoaret var i Brentgruppen. Reservoarene ligger på 2800-3200 meters dyp.
43618
28.02.2023
16.06.2024
VESLEFRIKK
Utbygging
Veslefrikk ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, 30 kilometer nord for Oseberg. Vanndybden er 185 meter. Veslefrikk ble påvist i 1981, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1987. Feltet var bygd ut med to innretninger, Veslefrikk A og Veslefrikk B. Veslefrikk A er en fast brønnhodeinnretning i stål med broforbindelse til Veslefrikk B. Veslefrikk B er en halvt nedsenkbar innretning med prosessanlegg og boligkvarter. Produksjonen startet i 1989. PUD-er for Statfjord-reservoaret samt reservoarene i Øvre Brent og I-segmentet ble godkjent i 1994. Flere PUD-fritak ble innvilget for utbygging av funn i Veslefrikkområde mellom 1994 og 2002.
43618
09.12.2023
16.06.2024
VESLEFRIKK
Status
Veslefrikk ble stengt ned i 2022, og Veslefrikk B ble fjernet fra feltet. Disponeringarbeidet skal være ferdigstilt innen slutten av 2027.
43618
09.12.2023
16.06.2024
VESLEFRIKK
Utvinning
Veslefrikk ble tidligere produsert med trykkstøtte fra vann- alternerende gassinjeksjon (VAG) i Brent- og Dunlin-reservoarene og ved gassirkulering i Statfjord-reservoaret. Feltet ble i senere år produsert med trykkavlastning til det ble nedstengt.
43618
28.02.2023
16.06.2024
VESLEFRIKK
Transport
Oljen ble eksportert via Oseberg Transport System (OTS) til Stureterminalen. Eksportgassen ble transportert gjennom Statpipe til terminalen på Kårstø.
43618
28.02.2023
16.06.2024
VEST EKOFISK
Status
Vest Ekofisk ble stengt ned i 1998, og innretningen ble fjernet i 2012. Feltet evalueres for en gjenutbygging i sammenheng med andre nedstengte felt i området.
43513
09.12.2023
16.06.2024
VEST EKOFISK
Reservoar
Vest Ekofisk produserte olje og gass fra oppsprukket kritt av senkritt alder i Torformasjonen og av tidligpaleocen alder i Ekofiskformasjonen. Reservoaret ligger på 3200 meters dyp på en saltdom.
43513
28.02.2023
16.06.2024
VEST EKOFISK
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43513
28.02.2023
16.06.2024
VEST EKOFISK
Utbygging
Vest Ekofisk ligger i den sørlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, fem kilometer vest for Ekofisk. Vanndybden er 70 meter. Vest Ekofisk ble påvist i 1970, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1973. Feltet ble bygd ut med en kombinert bore-, produksjons- og boligplattform. Produksjonen startet i 1977. Fra 1994 ble Vest Ekofisk 2/4 D-innretningen fjernstyrt fra Ekofisk 2/4 T.
43513
28.02.2023
16.06.2024
VEST EKOFISK
Transport
Brønnstrømmen ble transportert i rørledning til Ekofisk-senteret for videre eksport til Emden i Tyskland og Teesside i Storbritannia.
43513
28.02.2023
16.06.2024
VIGDIS
Reservoar
Vigdis produserer olje fra sandstein i flere strukturer. Reservoarene i Vigdis Brent og Lomre er i Brentgruppen av mellomjura alder, mens reservoarene i Vigdis Øst-Nordøst er i Statfjordgruppen av sentrias og tidligjura alder. Borg Nordvest-reservoaret er i intra-Draupne sandstein av senjura alder. Reservoarene ligger på 2200-2600 meters dyp og har stort sett god kvalitet.
43732
14.12.2023
16.06.2024
VIGDIS
Status
Strategien på Vigdis er å opprettholde trykkstøtte med vanninjeksjon, og samtidig maksimere produksjonskapasiteten og regulariteten. En havbunnsløftepumpe ble installert i 2020 for å øke produksjonsraten og utvinningen. Nye tilleggsbrønner er planlagt framover, og 4D-seismikk som ble samlet inn i 2021 kan resultere i flere nye boremål. Produksjonsoppstart fra Lomrereservoaret er ventet i 2024.
43732
14.12.2023
16.06.2024
VIGDIS
Utbygging
Vigdis ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen, mellom feltene Snorre, Statfjord og Gullfaks. Vanndybden er 280 meter. Vigdis ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1994. Vigdis består av fire strukturer; Vigdis Brent, Borg Nordvest, Vigdis Øst-Nordøst og Lomre. Vigdis Brent-strukturen inkluderer flere mindre strukturer. Feltet er bygd ut med sju havbunnsrammer og to satellittbrønner som er koblet til Snorre A-innretningen. Produksjon startet i 1997. Oljen fra Vigdis blir prosessert i en egen modul på Snorre A. Vann til injeksjon kommer fra Snorre A og Statfjord C. PUD for videre utbygging av Vigdis ("Vigdis Extension"), som inkluderer funnet 34/7-23 S og tilstøtende forekomster, ble godkjent i 2002. PUD for Vigdis Nordøst ble godkjent i 2011. PUD-fritak for Lomre ble innvilget i 2022.
43732
14.12.2023
16.06.2024
VIGDIS
Transport
Brønnstrømmen fra Vigdis transporteres til Snorre A via to strømningsrør. Stabilisert olje transporteres i rørledning fra Snorre A til Gullfaks A for lagring og eksport. All produsert gass fra Vigdis blir injisert i Snorrereservoaret.
43732
28.02.2023
16.06.2024
VIGDIS
Utvinning
Feltet produseres ved trykkstøtte med vanninjeksjon. Noen av reservoarene påvirkes av trykkavlastningen på Statfjord.
43732
28.02.2023
16.06.2024
VILJE
Utbygging
Vilje ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, 20 kilometer nordøst for Alvheim. Vanndybden i området er 120 meter. Vilje ble påvist i 2003, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet er bygd ut med tre horisontale havbunnsbrønner som er knyttet til produksjons- og lagerskipet (FPSO) på Alvheim. Produksjonen startet i 2008. Skogul-feltet er tilknyttet Alvheim FPSO via havbunnsrammen på Vilje.
3392471
28.02.2023
16.06.2024
VILJE
Reservoar
Vilje produserer olje fra turbidittsandstein av paleocen alder i Heimdalformasjonen. Reservoaret har gode egenskaper og ligger i et viftesystem på 2150 meters dyp.
3392471
28.02.2023
16.06.2024
VILJE
Status
De nåværende utvinningsestimatene er betydelig høyere enn ved PUD. Imidlertid avtar produksjonen fra feltet jevnlig, fordi brønnstrømmen innholder stadig mer vann.
3392471
28.02.2023
16.06.2024
VILJE
Utvinning
Feltet produseres med naturlig vanndriv fra den regionale underliggende vannsonen i Heimdalformasjonen.
3392471
28.02.2023
16.06.2024
VILJE
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Alvheim-skipet, der oljen overføres til tankskip via en lastebøye. Gassen transporteres via rørledning fra Alvheim til rørledningssystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) på britisk sokkel.
3392471
28.02.2023
16.06.2024
VISUND
Utvinning
Visund produseres hovedsakelig med trykkavlastning og delvis med trykkstøtte fra vanninjeksjon. Tidligere har også gass blitt injisert i noen av segmentene, men økt gasseksport siden 2015 har redusert tilgjengeligheten av injeksjonsgass. Gassinjeksjon opphørte i 2021.
43745
28.02.2023
16.06.2024
VISUND
Transport
Oljen transporteres i rør til Gullfaks A-innretningen. Der blir den lagret før den blir eksportert med tankskip. Gassen eksporteres via Kvitebjørn gassrør og videre til Kollsnes-terminalen, der flytende våtgass (NGL) skilles ut og tørrgassen eksporteres videre til markedet.
43745
28.02.2023
16.06.2024
VISUND
Utbygging
Visund ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, nordøst for Gullfaks. Vanndybden er 335 meter. Visund ble påvist i 1986, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Feltet er bygd ut med en halvt nedsenkbar integrert bolig-, bore- og prosessinnretning (Visund A) og en havbunnsinnretning i den nordlige delen av feltet. Produksjonen startet i 1999. PUD for gassfasen ble godkjent i 2002, og gasseksporten startet fra 2005. PUD-fritak for forekomstene Rhea og Titan øst på Visund ble innvilget i 2013. Havbunnsrammen nord på Visund ble erstattet i 2013 på grunn av problemer med den opprinnelige rammen. PUD-fritak for enda en havbunnsramme nord på Visund ble innvilget i 2017.
43745
28.02.2023
16.06.2024
VISUND
Status
Strategien for Visundfeltet er å holde reservoartrykket innenfor boregrensene og optimalisere oljeutvinningen, samtidig som gasseksporten økes. Oljeproduksjonen har vært lavere enn ventet i 2023 på grunn av tekniske problemer i noen av de eksisterende brønnene samt forsinkelser i boring av nye brønner. Nye produksjonsbrønner bores kontinuerlig, samtidig med at nye letemål utforskes.
43745
14.12.2023
16.06.2024
VISUND
Reservoar
Visund produserer olje og gass fra sandstein av sentrias og tidligjura alder i Lundeformasjonen og Statfjordgruppen, og av mellomjura alder i Brentgruppen. Reservoarene er i flere skråstilte forkastningsblokker med ulike trykk- og væskesystemer. Reservoarene ligger på 2900-3000 meters dyp. Reservoarkvaliteten er stort sett god i hovedreservoarene.
43745
28.02.2023
16.06.2024
VISUND SØR
Status
Produksjonen startet opp igjen i september 2023 etter en midlertiding innestengning på grunn av lavt reservoartrykk og høy vannproduksjon. En ny brønn ble boret i 2023 og produserer fra Statfjordreservoaret. Det er gjort oppstartsforsøk for å få innestengte brønner tilbake i produksjon.
20461008
14.12.2023
16.06.2024
VISUND SØR
Utbygging
Visund Sør ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, ti kilometer kilometer nordøst for Gullfaks C-innretningen. Vanndybden er 290 meter. Visund Sør ble påvist i 2008, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2011. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme knyttet til Gullfaks C. Produksjon startet i 2012.
20461008
28.02.2023
16.06.2024
VISUND SØR
Transport
Brønnstrømmen transporteres til Gullfaks C-innretningen for prosessering og eksport.
20461008
28.02.2023
16.06.2024
VISUND SØR
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
20461008
28.02.2023
16.06.2024
VISUND SØR
Reservoar
Visund Sør produserer olje og gass fra sandstein av mellomjura alder i Brentgruppen og sentrias alder i Statfjordgruppen. Reservoarene ligger på 2800-2900 meters dyp.
20461008
14.12.2023
16.06.2024
VOLUND
Utvinning
Feltet blir produsert med betydelig trykkstøtte fra vannsonen og med injeksjon av produsert vann levert fra Alvheim-skipet.
4380167
28.02.2023
16.06.2024
VOLUND
Reservoar
Volund produserer olje fra sandstein av paleocen alder i Hermodformasjonen. Forekomsten er en unik injektitt-felle. Sanden ble remobilisert i tidlig eocen og injisert i den overliggende Balderformasjonen. Reservoaret ligger på 2000 meters dyp og har svært god kvalitet.
4380167
28.02.2023
16.06.2024
VOLUND
Utbygging
Volund ligger i Nordsjøen, ti kilometer sør for Alvheim. Vanndybden er 120 meter. Volund ble påvist i 1994, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2007. Feltet er bygd ut med en havbunnsramme med fire horisontale produksjonsbrønner og én injeksjonsbrønn. Bunnrammen er koblet opp til produksjons- og lagerskipet (FPSO) Alvheim. Produksjon startet i 2009. Senere ble enda en havbunnsramme installert.
4380167
28.02.2023
16.06.2024
VOLUND
Status
De nåværende utvinningsestimatene er betydelig høyere enn ved PUD, blant annet på grunn av tilleggsbrønner. Imidlertid avtar produksjonen fra feltet som følge av økende vanngjennombrudd.
4380167
28.02.2023
16.06.2024
VOLUND
Transport
Brønnstrømmen transporteres i rørledning til Alvheimskipet. Oljen overføres til tankskip via en lastebøye, og assosiert gass sendes til rørsystemet Scottish Area Gas Evacuation (SAGE) og videre til St. Fergus i Storbritannia.
4380167
28.02.2023
16.06.2024
VOLVE
Status
Volve ble stengt ned i 2016, og innretningen ble fjernet i 2018.
3420717
09.12.2023
16.06.2024
VOLVE
Transport
Oljen ble eksportert via tankskip, og rikgassen ble sendt til Sleipner A-innretningen for videre eksport.
3420717
28.02.2023
16.06.2024
VOLVE
Reservoar
Volve produserte olje fra sandstein av mellomjura alder i Huginformasjonen. Reservoaret ligger på 2700-3100 meters dyp. Den vestlige delen av strukturen er sterkt forkastet, og det er usikkert om det er kommunikasjon over forkastningene.
3420717
28.02.2023
16.06.2024
VOLVE
Utvinning
Feltet ble produsert med vanninjeksjon som trykkstøtte.
3420717
28.02.2023
16.06.2024
VOLVE
Utbygging
Volve ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, fem kilometer nord for Sleipner Øst. Vanndybden er 80 meter. Volve ble påvist i 1993, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2005. Feltet var bygd ut med en oppjekkbar prosess- og boreinnretning, og skipet "Navion Saga" ble brukt til å lagre stabilisert olje. Produksjonen startet i 2008.
3420717
28.02.2023
16.06.2024
YME
Transport
Oljen transporteres med tankskip og gassen reinjiseres.
43807
28.02.2023
16.06.2024
YME
Utvinning
Feltet produseres med trykkstøtte fra delvis vanninjeksjon og vann- alternerende gassinjeksjon (VAG). Noen av brønnene er utstyrt med gassløft.
43807
14.12.2023
16.06.2024
YME
Utbygging
Yme ligger i den sørøstlige delen av norsk sektor i Nordsjøen, 130 kilometer nordøst for Ula. Vanndybden er 100 meter. Feltet består av to separate hovedstrukturer, Gamma og Beta, som ligger tolv kilometer fra hverandre. Yme ble påvist i 1987, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1995. Yme ble opprinnelig bygd ut med en oppjekkbar bore- og produksjonsinnretning på Gammastrukturen og et lagerskip. Betastrukturen ble bygd ut med en havbunnsramme. Produksjonen startet i 1996 og opphørte i 2001, da feltet ikke lenger ble vurdert som lønnsomt å drive. PUD for ny utbygging ble godkjent i 2007. Utbyggingskonseptet var en ny flyttbar offshore produksjonsenhet (MOPU). På grunn av strukturelle mangler på innretningen, og omfattende gjenstående arbeid med å ferdigstille innretningen, ble det besluttet å fjerne den fra Ymefeltet i 2013. Fjerning av innretningen ble ferdigstilt i 2016. Endret PUD for en ny utbygging av Yme ble godkjent i 2018. Planen omfatter en oppjekkbar rigg med bore- og produksjonsanlegg installert på Gammastruktur og en ny havbunnsramme på Betastruktur, samt gjenbruk av utstyr som står igjen på feltet. Produksjonen startet igjen i 2021.
43807
14.12.2023
16.06.2024
YME
Reservoar
Yme inneholder olje i to separate hovedstrukturer, Gamma og Beta. De har til sammen seks forekomster. Reservoarene er i sandstein av mellomjura alder i Sandnesformasjonen, og ligger på 3150 meters dyp. De er heterogene med variable egenskaper.
43807
28.02.2023
16.06.2024
YME
Status
Første syklusen med VAG ble gjennomført i midten av 2023. Produksjonen har vært lavere enn ventet i 2023 på grunn av forsinkelser i boring og komplettering av brønnene, lavere produksjonseffektivitet og høyere vannkutt i noen brønner.
43807
14.12.2023
16.06.2024
YTTERGRYTA
Reservoar
Yttergryta produserte gass fra sandstein av mellomjura alder i Fangstgruppen. Reservoaret ligger på 2400-2500 meters dyp.
4973114
28.02.2023
16.06.2024
YTTERGRYTA
Status
Yttergryta ble stengt ned i 2012. Innretningen på Yttergryta er koblet fra Midgard X-rammen og skal disponeres samtidig med innretningene på Åsgard.
4973114
09.12.2023
16.06.2024
YTTERGRYTA
Utbygging
Yttergryta ligger i Norskehavet, 33 kilometer øst for Åsgard B-innretningen. Vanndybden er 300 meter. Yttergryta ble påvist i 2007, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2008. Feltet ble bygd ut med en havbunnsinnretning knyttet til Åsgard B-innretningen via Midgard X-havbunnsramme. Produksjonen startet i 2009.
4973114
28.02.2023
16.06.2024
YTTERGRYTA
Transport
Gassen ble transportert til havbunnsrammen Midgard X, og videre til Åsgard B-innretningen for prosessering.
4973114
09.12.2023
16.06.2024
YTTERGRYTA
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlasting.
4973114
28.02.2023
16.06.2024
ÆRFUGL NORD
Reservoar
Reservoaret inneholder gass og kondensat i sandstein av senkritt alder i Lysingformasjonen. Det ligger på 2800 meters dyp og har god kvalitet.
38542241
14.12.2023
16.06.2024
ÆRFUGL NORD
Transport
Brønnstrømmen transporteres til Skarv-skipet for behandling. Kondensatet overføres til tankskip via en lastebøye, mens gassen transporteres til terminalen på Kårstø i en 80 kilometer lang rørledning som er koblet til Åsgard Transport System (ÅTS).
38542241
28.02.2023
16.06.2024
ÆRFUGL NORD
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning.
38542241
28.02.2023
16.06.2024
ÆRFUGL NORD
Utbygging
Ærfugl Nord ligger i den nordlige delen av Norskehavet, like vest for Skarv. Vanndybden er 350-450 meter. Ærfugl Nord ble påvist i 2012, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2018. Utbyggingen inkluderer en produksjonsbrønn tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) Skarv. Produksjonen startet i 2021.
38542241
14.12.2023
16.06.2024
ÆRFUGL NORD
Status
Produksjonen har vært noe høyere enn ventet i 2023 grunnet høyere brønnproduktivitet og oppetid på Skarvskipet.
38542241
14.12.2023
16.06.2024
ØRN
Utbygging
Ørn ligger i den nordlige delen av Norskehavet, 20 kilometer nordvest for Skarvfeltet. Vanndybden er 380 meter. Ørn ble påvist i 2019 og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i juni 2023. Utbyggingskonseptet inkluderer en havbunnsramme med fire slisser tilknyttet produksjons- og lagerskipet (FPSO) Skarv.
42002484
12.08.2023
16.06.2024
ØRN
Reservoar
Reservoaret inneholder gass og kondensat i sandstein av mellomjura alder i Garn- og Notformasjonene. Det ligger på om lag 4100 meters dyp og har god kvalitet.
42002484
08.12.2023
16.06.2024
ØRN
Status
Ørn bygges ut sammen med Idun Nord og Alve Nord som en del av Skarv Satellittprosjektet (SSP). Etter planen skal produksjonen starte i 2027.
42002484
12.08.2023
16.06.2024
ØRN
Utvinning
Feltet skal produseres med trykkavlastning.
42002484
12.08.2023
16.06.2024
ØRN
Transport
Gassen skal eksporteres via Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø. Olje og kondensat skal overføres fra Skarv FPSO til tankskip via en lastebøye.
42002484
08.12.2023
16.06.2024
ØST FRIGG
Utvinning
Feltet ble produsert med trykkavlastning.
43576
28.02.2023
16.06.2024
ØST FRIGG
Utbygging
Øst Frigg ligger i den sentrale delen av Nordsjøen, fire kilometer øst for Frigg. Vanndybden er 100 meter. Øst Frigg ble påvist i 1973, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1984. Feltet ble bygd ut med to havbunnsrammer og en sentral manifoldstasjon tilknyttet Frigg. Produksjonen startet i 1988.
43576
28.02.2023
16.06.2024
ØST FRIGG
Transport
Gassen ble transportert i en rørledning fra manifolden til Frigg (TCP2) for prosessering og videre i rørledning til terminalen Shell-Esso Gas and Liquids (SEGAL) i St. Fergus i Storbritannia.
43576
28.02.2023
16.06.2024
ØST FRIGG
Status
Øst Frigg ble stengt ned i 1997, og havbunnsrammene ble fjernet i 2001. Den pågående utbyggingen av Fullafeltet inkluderer også en mulig gjenutbygging av Øst Frigg. Det ble boret avgrensningsbrønner på Øst Frigg-feltet i 2022 og 2023.
43576
09.12.2023
16.06.2024
ØST FRIGG
Reservoar
Øst Frigg produserte gass fra sandstein av eocen alder i Friggformasjonen. Reservoaret ligger på 1900 meters dyp og har svært god kvalitet. Feltet inneholder to adskilte strukturer som er en del av det samme trykksystemet som Frigg.
43576
28.02.2023
16.06.2024
ÅSGARD
Reservoar
Åsgard produserer gass og betydelige mengder kondensat hovedsakelig fra sandstein av jura alder som ligger så dypt som 4850 meter. Reservoarkvaliteten varierer mellom formasjonene, og det er store forskjeller i reservoaregenskapene mellom de fire forekomstene. Smørbukk er i en rotert forkastningsblokk og inneholder gass, kondensat og olje i Åre-, Tilje-, Tofte-, Ile- og Garnformasjonene. Smørbukk Sør inneholder olje, gass og kondensat i Tilje-, Ile- og Garnformasjonene. Gassforekomstene i Midgard er delt i fire strukturelle segmenter med hovedreservoar i Ile- og Garnformasjonene. Blåbjørn inneholder olje i øvre kritt sandstein i Lysingformasjonen. Reservoaret ligger over Smørbukk Sør på 3100 meter dyp.
43765
14.12.2023
16.06.2024
ÅSGARD
Transport
Olje og kondensat lagres midlertidig på Åsgard A før det fraktes til land med tankskip. Gassen eksporteres gjennom Åsgard Transport System (ÅTS) til terminalen på Kårstø. Kondensat fra Åsgard selges som olje.
43765
28.02.2023
16.06.2024
ÅSGARD
Status
Arbeid pågår for å øke utvinningen fra feltet, med fokus på å redusere innløpstrykket på innretningene og identifisere nye boremål. Utfordringene for Åsgard er å unngå minimumsrate i rørledningene, samt depleterte reservoar som begrenser borevinduet. Havbunnsgasskompresjon har fremskyndet og forlenget gassproduksjonen på Åsgard. Fase II i utbygging av havbunnskompresjon pågår. Nye tilknytninger til Åsgard, som Blåbjørn og Smørbukk Nord, kan forlenge innretningenes levetid.
43765
14.12.2023
16.06.2024
ÅSGARD
Utvinning
Smørbukk og Smørbukk Sør produseres hovedsakelig med trykkavlastning og noe trykkstøtte fra gassinjeksjon. Midgard og Blåbjørn produseres med trykkavlastning.
43765
14.12.2023
16.06.2024
ÅSGARD
Utbygging
Åsgard ligger i den sentrale delen av Norskehavet. Vanndybden er 240-300 meter. Åsgard ble påvist i 1981, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 1996. Utbyggingen omfatter forekomstene Smørbukk, Smørbukk Sør, Midgard og Blåbjørn. Feltet er bygd ut med havbunnsbrønner som er tilknyttet produksjons- og lagerskipet Åsgard A (FPSO). Utbyggingen inkluderer også den flytende, halvt nedsenkbare innretningen Åsgard B, som behandler gass og kondensat. Gassenteret er koblet til kondensatlagerskipet Åsgard C. Feltet kom i produksjon i 1999. Endret PUD for en havbunnsramme på Smørbukk Sør ble godkjent i 2004. PUD for havbunns gasskompresjon på Midgard ble godkjent i 2012, og anlegget kom i drift i 2016. PUD-fritak for Blåbjørn og Smørbukk Nord ble innvilget i 2023. Åsgard-innretningene er en viktig del av infrastrukturen i Norskehavet. Feltene Mikkel og Morvin er tilknyttet Åsgard B for prosessering, og Tyrihans får gass til gassløft fra Åsgard B. Trestakkfeltet er tilknyttet Åsgard A.
43765
14.12.2023
16.06.2024
AASTA HANSTEEN
Utvinning
Feltet produseres med trykkavlastning og naturlig vanndriv.
23395946
28.02.2023
16.06.2024
AASTA HANSTEEN
Utbygging
Aasta Hansteen ligger i den nordlige delen av Norskehavet, 120 kilometer nordvest for Norne. Vanndybden er 1270 meter. Aasta Hansteen ble påvist i 1997, og plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2013. Feltet inkluderte opprinnelig tre separate forekomster; Luva, Haklang og Snefrid Sør. En ny forekomst ble påvist i 2015, Snefrid Nord. Feltet er bygd ut med en SPAR-innretning (Single Point Anchor Reservoir), en flytende innretning med et vertikalt sylindrisk skrog som er forankret til havbunnen. Utbyggingen omfatter i tillegg to havbunnsrammer med fire brønnslisser i hver og to brønnrammer med én brønnslisse i hver (satellitter). Brønnrammene er tilknyttet innretningen med rørledninger og stigerør. PUD-fritak for utbygging av Snefrid Nord-forekomsten ble innvilget i 2017. Produksjonen startet i 2018.
23395946
14.12.2023
16.06.2024
AASTA HANSTEEN
Transport
Gass fra Aasta Hansteen transporteres i Polarled til terminalen på Nyhamna. Lettolje lastes på tankskip og fraktes til markedet.
23395946
28.02.2023
16.06.2024
AASTA HANSTEEN
Reservoar
Hovedreservoarene inneholder gass i sandstein av senkritt alder i Niseformasjonen på 3000 meters dyp. Reservoarkvaliteten er god.
23395946
28.02.2023
16.06.2024
AASTA HANSTEEN
Status
Produksjonen nærmer seg slutten av platåfasen. Det planlegges å produsere Aasta Hansteen med lavtrykksproduksjon i fremtiden. Irpafeltet er under utbygging som en havbunnstilknytning til Aasta Hansteen.
23395946
14.12.2023
16.06.2024