Undervannstilknytning for utbygging av offshorefelt

Equinor Energy AS, Petoro AS og TotalEnergies EP Norge AS samarbeider om å implementere et hurtigspor for undervannstilknytning (subsea tieback) til det nylig påviste offshore hydrokarbonfunnet Grimsnes i utvinningstillatelse PL 190. Prosjektet håndterer reservoarmodning til havs ved å utnytte standardiserte brunnrammer for å lede produksjonen fra modne Nordsjø-felt inn i eksisterende prosessinfrastruktur.

Partnerskapsroller og feltkontekst
Equinor Energy AS er operatør med en eierandel på 50 prosent, sammen med partnerne Petoro AS (40 prosent) og TotalEnergies EP Norge AS (10 prosent). Dette fellesforetaket har som mål å motvirke naturlig produksjonsfall på norsk kontinentalsokkel, der Norge dekker om lag 20 prosent av Europas oljebehov og 30 prosent av gassbehovet.

Gjennomføring av tilknytninger for marginale funn krever tett teknisk samordning mellom partnerne for å balansere investeringsrisiko (CAPEX), allokere undervannsutstyr og sikre felles kapasitet på eksisterende vertsplattformer.

Teknisk løsning og undervannsarkitektur
Undersøkelsesbrønn 30/8-7 S, boret av den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen på 96 meters vanndyp, påviste utvinnbare ressurser anslått til mellom 19 og 50 millioner fat oljeekvivalenter (3 til 8 millioner standardkubikkmeter).

For å hente ut disse volumene installerer partnerskapet en standard fire-slissers brønnramme med to eller tre produksjonsbrønner. Den tekniske arkitekturen er basert på standardiserte, repeterbare utstyrskonfigurasjoner fremfor skreddersydde feltløsninger. Standardiserte ventiltrær (x-mas trees), manifoldkomponenter og rørledningsgrensesnitt sikrer at utstyr med lang leveringstid som anskaffes før formell sanksjonering, kan omdisponeres til andre prosjekter dersom driftsparametere endres.

Integrasjon mot vertsfelt og prosessflyt
Grimsnes-brønnrammen skal kobles direkte til undervannsinstallasjonen Stjerne, som ligger rundt 15 kilometer sørvest for vertsplattformen. Produksjonsstrømmen vil gå gjennom eksisterende rørledningsnett til den integrerte bore-, bolig- og produksjonsplattformen Oseberg Sør.

Etter separasjon og primærbehandling på Oseberg Sør føres råoljen inn i Oseberg Transportsystem via Oseberg feltsenter og rørledning videre til Sture-terminalen på land. Å utnytte operative vertsplattformer reduserer intervensjonskostnader under vann og forhindrer unødvendige investeringer i nytt overflateutstyr.

Prosjektgjennomføring og driftsmessige gevinster
Fellesutbyggingen endrer tradisjonelle offshore ingeniørfaser ved at utbyggingskonsepter etableres før boring, og utstyrsanskaffelser settes i gang før endelig investeringsbeslutning foreligger.

«Vi planlegger en rask tilknytning av funnet til eksisterende undervannsanlegg for å produsere volumene over Oseberg Sør-plattformen. Ved å utnytte allerede nedbetalt infrastruktur oppnår vi god ressursutnyttelse og konkurransedyktige fat,» uttalte Frode Skarstein, direktør for Utforskning og produksjon vest i Equinor.

«Målet vårt er å halvere både kostnadene og tiden fra funn til produksjon gjennom enklere og raskere prosesser, mer standardisering, repeterbare løsninger og mer utstrakt bruk av industristandarder,» uttalte Gunnar Nakken, direktør for prosjekt og undervann på norsk sokkel.

Standardisering av undervannsproduksjonssystemer tar sikte på en 50 prosent reduksjon i ledetid fra funn til første produksjon, med planlagt oppstart innen tre år.

Redigert av Evgeny Churilov, Induportals Media – Tilpasset av AI.

www.equinor.com