Wintershall skal bruke 15-20 milliarder på å knytte Maria opp mot Kristin og andre fasiliteter i strøket.

Wintershall etablerte seg i Norge i 2006, og er dermed en forholdsvis ny aktør på norsk sokkel. Siden den gang har selskapet hatt rollen som operatør i en rekke lovende funn, der Skarfjell, Asha og Maria fremstår som hovedfunnene.

LES OGSÅ: Skarfjell kan inneholde 145 millioner fat

Et funn i seg selv er ikke lønnsomt før man har produksjonen i gang, og Wintershall har brukt store deler av fjoråret på å velge utbyggingsløsning for Maria-feltet. Dette blir en svenneprøve for selskapet, da det er første gang de er operatør for en utbygging på norsk sokkel.

Ifølge utviklingssjef for Maria -prosjektet, Hugo Dijkgraaf, skal selskapet bruke mellom 15 og 20 milliarder kroner på utbyggingsløsningen.

Engineering-sjef for Maria-prosjektet, Kjetil Kiste, var på plass på Feltutviklingskonferansen i Bergen, der han presentere utbyggingsløsningen for Maria-feltet på Haltenbanken, et prosjekt som ifølge operatøren er enkelt, men likevel svært komplekst.

140 millioner utvinnbare fat
– Funnet ligger på 300-320 meters vanndyp, i midtre jura i Garn-formasjonen. Slik vi ser for oss konseptene i dag ser vi for oss rundt 140 millioner utvinnbare fat og også 22-23 millioner standard kubikkmeter gass, fordelt på 25 års drift, forteller Kiste.

Selskapet brukte store deler av fjoråret på å komme frem til et utbyggingskonsept, og valget stod til slutt mellom en subsea tie-in til eksisterende infrastruktur og en egen FPSO .

Knyttes til Kristin, Heidrun og Tyrihans

– I konseptutviklingen som er gjort i Maria har vi boret et par brønner til for å undersøke hvilke reserver som ligger der, og basert på resultatene har vi gjort en del studier på hvilke alternativer som er aktuelle for en utbygging. Vi har sett på en stand-alone, altså en selvstendig utbygging hvor vi produserer oljen og gassen fra Maria på en FPSO. I denne sammenhengen så vi også på andre felt som kunne tilknyttes FPSOen for å øke reservegrunnlaget for en slik utbygging.

Maria-feltet ligger mellom en rekke ulike infrastrukturer, og Wintershall landet til slutt på et alternativ med subsea-utbygging med havbunnsrammer som knyttes til fasiliteter i området. Og her er det ikke bare snakk om én tilknytning, men om å utnytte godene fra både Kristin, Tyrihans og Heidrun .

– Den løsningen vi har kommet frem til er to havbunnsrammer med linjer som går ut til andre plattformer. Det ser enkelt ut, men er relativt komplekst. Det innebærer et stort rørledningsprosjekt, et omfattende kommersielt prosjekt og et omfattende koordineringsprosjekt, og det må i tillegg gjøres modifikasjoner på de plattformene vi skal knytte oss til, forklarer Kiste.

LES OGSÅ: Wintershall tar over Brage-plattformen

Han forteller at Kristin blir navet i prosjektet, da det er der olje- og gassproduksjonen skal skje, via en rundt 24 kilometer lang rørledning til plattformen. Kristin skal også styre og kontrollere brønnene, samt dekke kjemikalie- og elektriske behov på feltet ved hjelp av en umbilical (navlestreng) mellom Kristin-plattformen og Maria-systemet. Kristin-plattformen skal også levere DEH (Direct Electrical Heating).


Kristin blir navet i Maria-produksjonen. (Foto: Marit Hommedal/Statoil)

Fire produksjonsbrønner
– Maria-feltet vil ha totalt fire produksjonsbrønner, og disse brønnene krever gassløft. Gassløft-systemet hentes fra Tyrihans sør for Maria, og vi skal knytte oss til Tyrihans D-rammen med en egen struktur med en 20-25 kilometer lang rørledning som går fra subsea-anlegget på Maria. Gassen som kommer ned til Tyrihans skal leveres gjennom det eksisterende systemet som er koblet opp mot Åsgard B. Åsgard B har gassinjeksjonssystemer mot Tyrihans i dag, og dette gassinjeksjonssystemet skal etterhvert endres til gassløft, og denne gassløften skal også da leveres til Maria, så det blir en multifunksjonell rørledning der.

I tillegg til de fire produksjonsbrønnene skal de to havbunnsrammene også være utstyrt med vanninjeksjonsbrønner. Vanninjeksjonen leveres fra Heidrun-plattformen, som ligger drøyt 45 kilometer unna Maria, noe som krever nok en rørledning.


Heidrun skal levere sulfatredusert vann til Maria. (Foto. Statoil)

– Heidrun kan levere såkalt SRP-vann, altså sulfatredusert vann, noe som passer veldig godt da det er det Maria trenger. Det har med scaling og oppbygging av salter i reservoar og injeksjonssystemer å gjøre. Maria vil kreve omtrent 10 000 kubikkmeter vann daglig, noe som innebærer modifikasjoner og tilleggsutstyr på Kristin-plattformen.

– Når det det gjelder gassen vår, er det relativt små mengder gass. Denne vil produseres på Kristin, før den leveres til Kårstø gjennom Åsgard Transport, som allerede er tilknyttet plattformen. Når det gjelder oljen så skal den inn i den eksisterende produksjonen som skjer på Kristin. Oljen herfra overføres per i dag til Åsgard C FSU . Det er en diskusjon rundt lisensen der der om hva slags konsept det skal være der ute, men i hvert fall så vil vi ha oljelagring og oljelasting på en FSU/FSO og shuttletanker-lasting på feltet når det er behov for det, sier Kiste.


Grovskisse av Maria-utbyggingen.

Enkelt, men komplekst
Kiste forteller at Maria-prosjektet er relativt enkelt, men at det bygger på en rekke komplekse løsninger som i tillegg gjøres under krevende forhold på havbunnen.

– Vi har lett olje og lite vanngjennombrudd. Systemet for subsea-produksjon er relativt enkelt på den måten at det bare krever to brønnrammer med 4 slots. Vi prøver å standarisere i den grad det er mulig, det er høyproduserende brønner med høy produktivitet og høy injektivitet. Hver ramme har 2 produksjonsbrønner med gassløft og en reserveslot som kan brukes til det ene og det andre avhengig av hva vi ser behov for.

– Når det gjelder rørledninger og umbilicals er det snakk om lange rørledninger men det er forsåvidt relativt enkelt likevel. 14 tommers brønnstrøm, 6 tommers gassløft og 12 tommers vanninjeksjonslinjer. Og så har vi denne umbilicalen som skal levere alle disse servicene til subseasystemet. I tillegg skal vi selvsagt ha risere som skal kobles opp mot de flytende installasjonene vi har valgt å benytte.

Dette var altså den «relativt enkle» delen av utbyggingsplanene i sjefsingeniørens øyne, mens han er mer bekymret for bunnforholdene.

– Den komplekse delen av prosjektet er blant annet at det ligger i et område der det ikke er så lett å legge rør, og det å strømme oljen fra Maria og bort til Kristin er utfordrende. Havbunnen har veldig mye pløyemerker etter isfjell som betyr at det må gjøres modifikasjoner på havbunnen, som steindumping, noe som igjen har konsekvenser for stabiliteten på flowen. Det er også sånn at vi trenger ny gassløft, både for å supportere selve trykkregimet i brønnene, men også for å stabilisere strømningsregimet og unngå slugging. Men vi har funnet gode løsninger som vi mener skal operere godt, understreker Kiste.

Når man veier fordeler og ulemper med prosjektet opp mot hverandre, mener Kiste at de kommer godt ut av situasjonen.

– Når vi ser på hvilke utfordringer og fordeler vi har mener vi jo selv at vi har valgt et veldig kosteffektivt konsept der vi har vurdert mange løsninger. Vi ser jo det at selv om det er et komplekst og teknisk utfordrende totalløp så er det relativt små modifikasjoner på hver enkelt platttform. Det er kapasitet ledig på Kristin, det er laste- og lagringskapasitet, det er mulig å gjøre mindre modifikasjoner på Åsgard B for å levere den ekstra løftegassen og det er mulig å bygge ut kapasiteten på SRP-vannet på Heidrun.

– Det er mange avtaler og mye kommersielt arbeid, men til syvende og sist er det et system som kan gjøres.

Han tror Maria-utbyggingen vil ha positive ringvirkninger for nærliggende fasiliteter.

– Så vidt vi er kjent med i dag, har Kristin-feltet en forventet levetid på rundt 20-30 år, og vi tror vi vil kunne drive økonomisk ti år etter at det er avsluttet, så det er et vesentlig tiltak for å opprettholde produksjonen på Kristin-plattformen. De fleste andre installasjoner her har en levetid som er innenfor det Maria-konseptet vil kreve.


Wintershall satser på å starte produksjonen allerede i 2018.

Første olje i 2018
Kiste er optimistisk til utviklingen videre, og håper produksjonsstarten kan skje drøyt åtte år etter funnet.

– Vi gjorde dette funnet i 2010, og har en forventning om at vi har første olje i 2018, altså åtte år fra funn til produksjon. Det vil vi være veldig stolte av hvis det går.

LES OGSÅ: Forventer produksjonsøkning på norsk sokkel

Wintershall er godt på vei i prosessen, og har per i dag tatt et konseptvalg, kjørt mesteparten av feedene, og forventer å ha en PUD (Plan for utvikling og drift) innsendt til myndighetene iløpet av året.

– Vi forventer at denne godkjennes tidlig neste år, slik at vi virkelig kan sette i gang med store aktiviteter på både subsea- og topside-modifikasjoner. Vi forventer en kontraktsinngåelse på de store kontraktene litt før vi sender inn PUD til myndighetene sånn at vi da er godt i gang med engineering-aktivitetene når den leveres. Dette uten at vi gjør de store investeringene før PUDen er godkjent, sier Kiste.

Forrige artikkelUtsetter Barentshav-brønn
Neste artikkelSlik kvitter Statoil seg med ansatte

LEGG IGJEN EN KOMMENTAR