"Gå til hovedinnhold"

Vega-planen er klar

desember 15, 2006, 12:30 CET

UNDER HAVOVERFLATEN: Feltene Vega Nord, Vega Sentral og Vega Sør skal knyttes opp mot olje- og gassinstallasjonen Gjøa.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Fredag leverte Hydro som operatør inn planen for utbygging og drift (PUD) for feltene Vega og Vega Sør til Olje- og energidepartementet. Planen utgjør en viktig videreutvikling av Hydros aktivitet i dette området av Nordsjøen, der selskapet allerede produserer fra feltene Troll, Fram og Fram Øst, sier direktør Lars Christian Alsvik i Hydro.

Vega skal etter planen bygges ut på havbunnen 80 kilometer vest for Florø i Sogn og Fjordane, i blokkene 35/8 og 35/11 i Nordsjøen. Havdypet i området er på omkring 380 meter.

Utbyggingen omfatter tre brønnrammer på havbunnen. I lisens PL 248 (Vega) skal to brønnrammer knyttes til strukturene Vega Nord og Vega Sentral. Den siste brønnrammen skal håndtere brønnstrømmen fra Vega Sør (PL 090C).

Utbyggingen innebærer investeringer til en verdi av 6 milliarder kroner i undervannsanlegg, rørledninger og produksjonsbrønner.

I tillegg skal Vega-partnerne bidra med et kontantbidrag på 1,9 milliarder kroner til Gjøa-prosjektet. Beløpet er en forskuddsbetaling av kostnader i forbindelse med at brønnstrømmen fra Vega skal behandles i prosessanlegget på Gjøa-plattformen.

Gjensidige fordeler
Gass- og kondensatfeltet Vega ble påvist gjennom funnene Camilla (1980), Belinda (1982) og Fram B (1987). Feltene ble lenge vurdert som ikke kommersielt drivverdige. Hydro overtok som operatør i 1999 og har satset mye på å finne fram til en utbyggingsløsning som er lønnsom for rettighetshaverne i de to lisensene.

– Når vi nå har funnet fram til en lønnsom utbyggingsplan for dette prosjektet, er det delvis fordi gassprisen er høy og delvis fordi den tekniske utviklingen gjør at det nå er gjennomførbart også for mindre forekomster å føre brønnstrømmen av gass, kondensat og vann over lengre avstander fram til et prosessanlegg, sier Lars Christian Alsvik, leder for sektoren Utvikling Norge i Hydro.

– I arbeidet med planen har flere utbyggingsløsninger blitt vurdert, men partnerne endte opp med en løsning hvor gass og kondensat fra Vega sendes gjennom en rørledning med en samlet lengde på 51 kilometer til Gjøa-feltet. Den koordinerte utbyggingen av Vega-feltene og Gjøa-feltet gir gode samordningsgevinster for partnerskapene i de to feltene, sier Alsvik.

Planen for utbygging og drift av Gjøa-feltet ble levert samtidig med Vega-planen.

Hydro produserer allerede olje og gass fra feltene Fram og Frem Øst i det samme området. I tillegg har selskapet påvist hydrokarboner i funnene Aurora og Astero-funnet. Det er nylig boret en ny brønn i Astero og ulike utbyggingsløsninger vurderes for funnet. Hydro har også påvist gass i Peon nord for Vega.

– Vi har flere interessante og krevende oppgaver foran oss i dette området. I tillegg til de funn vi har gjort, planlegger vi å bore en undersøkelsesbrønn i prospektet H-Nord i 2007, sier Lars Christian Alsvik.

Utbyggingsplanen for Vega omfatter også en eventuell utvidelse med tilknytning av Aurora-feltet (PL195).

Oppstart i 2010
Produksjonen fra Vega starter etter planen i oktober 2010. De totale utvinnbare reservene på feltene er på omkring 18 milliarder standard kubikkmeter gass og 26 millioner fat kondensat.

Produksjonen vil på det høyeste være på omkring 7 millioner kubikkmeter gass og 25.000 fat kondensat per døgn.

Fra hver av de tre brønnrammene på havbunnen skal det bores to produksjonsbrønner. Hver brønnramme vil ha plass til ytterligere to brønner, hvis det senere blir behov for flere produksjonsbrønner eller innfasing av ressurser i nærheten.

Gassen fra Vega vil bli eksportert via Gjøa-feltet gjennom en ny gassrørledning som skal knyttes til den britiske FLAGS-rørledningen til St. Fergus i Skottland.

Kondensatet vil bli transportert til Mongstad-raffineriet gjennom en ny oljerørledning fra Gjøa som skal kobles til rørledningen Troll Oljerør II.

Rettighetshavere på Vega-feltene:

 

PL 248

PL 090 C

 

Vega

Vega Sør

Hydro (operatør)

40 %

25 %

Revus Energy

 

25 %

Statoil

20 %

20 %

Idemitsu Petroleum Norge

 

15 %

Gaz de France Norge

 

15 %

Petoro

40 %