Kontrakt for økt utvinning på Johan Sverdrup

17. januar 2018 07:47 CET | Sist endret 8. februar 2018 11:36 CET

Statoil tildeler en kontrakt til Alcatel Submarine Networks for Permanent reservoar monitorering (PRM) på Johan Sverdrup-feltet. PRM er en sentral forutsetning for å levere på ambisjonen om en utvinningsgrad på 70 prosent, og har en viktig rolle i selskapets planer for digital teknologi på feltet.

– Johan Sverdrup vil utgjøre en betydelig andel av norsk oljeproduksjon fremover og har en levetid på over 50 år. Derfor jobber vi nå systematisk med å maksimere verdiskapingen fra feltet og sikre høyest mulig utvinningsgrad. PRM er et viktig verktøy for å levere på ambisjonen om 70% utvinningsgrad for Johan Sverdrup, sier Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup.

380 kilometer med fiberoptiske seismiske kabler og mer enn 6500 akustiske sensorer skal grøftes ned på havbunnen.

PRM-systemet vil dekke et område på mer enn 120 kvadratkilometer, som er et av de største områdene dekket av et fiberoptisk PRM-system.

For første gang på norsk sokkel skal PRM installeres og optimalisere produksjonen allerede fra starten av feltets levetid.

Planen er at de seismiske kablene skal installeres på havbunnen ved Johan Sverdrup feltet i løpet av 2019. 

Portrett av Kjetel Digre
Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
Eli Eikje, leder for Petroleumsteknologi for Johan Sverdrup.

Fiberoptisk monitorering – et verktøy for digitalisering og økt utvinning

PRM innebærer at seismiske sensorer installeres permanent på havbunnen, som vil gi hyppigere og bedre seismiske bilder av endringer i reservoaret. Systemet på Johan Sverdrup vil anvende fiberoptisk teknologi som vil kunne kontinuerlig observere endringer av undergrunnen.

Både mengden men ikke minst kvaliteten på informasjonen generert fra dette systemet blir derfor sentral i Statoils planer for bruk av digital teknologi på Johan Sverdrup-feltet. 

– Denne type data har et stort potensiale i forhold til visualisering, modellering og etter hvert også prediktive analyser, sier Eli Eikje, leder for Petroleumsteknologi for Johan Sverdrup.

– Dette vil kunne gi oss økt presisjon i brønnplasseringer, hjelpe oss å "styre" produksjon og injeksjon, men også til en viss grad bidra med informasjon om tilstanden på brønner og undervannsutstyr. Slikt er viktig for et felt som har en levetid på 50 år, fortsetter Eikje.

Med en ambisjon om 70% utvinningsgrad vil Johan Sverdrup kunne bli et av offshorefeltene i verden med høyest utvinningsgrad. Tall fra Oljedirektoratet viser at gjennomsnittlig utvinningsgrad på norsk sokkel er på 46 %.

– Norsk sokkel er i verdenstoppen på økt utvinning. Vi bygger Johan Sverdrup basert på erfaringer fra kjemper som Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Snorre og Troll. Og med PRM vil vi også legge mye av grunnlaget for ytterligere tiltak for økt utvinning framover som tilleggsbrønner, vann- og gass-injeksjon, men også innenfor digitalisering, sier Digre.

Rammeavtalen med Alcatel Submarine Networks inneholder også muligheter for framtidig samarbeid rundt utvikling av teknologier og løsninger for å få mest ut av PRM systemet.

Rammeavtalen inkluderer også en opsjon for å utvide seismikkdekning til å inkludere den sørligste delen av Johan Sverdrup feltet.

Plan for Utvikling og Drift (PUD) for Johan Sverdrup stiller krav til installasjon og bruk av PRM.

Statoil har tidligere tatt i bruk PRM på Snorre- og Grane-feltene.

For mer informasjon:
Eskil Eriksen, pressetalsmann
+47 958 82 534

Fakta om Johan Sverdrup

  • Johan Sverdrup er et av de fem største oljefeltene på norsk sokkel.
  • Med antatte utvinnbare ressurser på mellom 2.0 – 3.0 milliarder fat oljeekvivalenter, blir det et av de viktigste industriprosjektene i Norge de neste 50 årene.
  • Johan Sverdrup blir bygget ut i flere faser. Konseptvalg for andre fase ble gjort i 2017 og består av en ekstra prosessplattform (P2), modifiseringer av stigerørsplattformen og havbunnsbrønner. Plan for Utvikling og Drift (PUD) for andre fase skal innleveres før september 2018.
  • Første fase skal etter planen starte opp sent i 2019, med en produksjonskapasitet anslått til 440.000 fat olje per dag.
  • Andre fase ventes å starte opp i 2022, med full feltproduksjon anslått til 660.000 fat olje per dag. Platåproduksjonen på Johan Sverdrup vil tilsvare 25 % av all norsk petroleumsproduksjon.
  • PARTNERE: Statoil: 40,0267 % (operatør), Lundin Norway: 22,6 %, Petoro: 17,36 %, AkerBP: 11,5733 % og Maersk Oil: 8,44 %
Fra venstre: Morten Eriksrud, Managing director, ASN, Eric Bouvart, Director oil & gas – Sales & marketing, ASN, Geir Bjaanes, head of subsea power and pipelines – Johan Sverdrup, and Sølve Grude, head of procurement – Johan Sverdrup. (Foto: Håkon F. Nordang, Statoil.)

Relaterte sider og nedlastinger