"Gå til hovedinnhold"

Yttergryta: Fra funn til felt i en fei

mai 23, 2008, 13:32 CEST
– Vi er stolte av å ha kommet fram til en godkjenning av Yttergryta på så kort tid. sier Hege Marie Norheim, direktør for Reserve og forretningsutvikling i Undersøkelse og produksjon Norge.

– Yttergryta er et godt eksempel på hvordan gjenbruk av undergrunnskunnskap, kjent teknologi og eksisterende infrastruktur skal brukes til å maksimere potensialet på norsk sokkel, sier Norheim.

Tidlig start på utbygging
– Dette har gått veldig fort, påpeker prosjektleder Helge W. Albertsen.

Allerede før letebrønnen ble boret sto første del av undervannsanlegget plassert på havbunnen. Årsaken er at Yttergryta-prospektet hadde høy funnsannsynlighet, og det var viktig å komme raskt i produksjon. Gassen fra feltet inneholder svært lite CO2 og vil bidra til å opprettholde produksjonsstrøm til Åsgard B-plattformen.

Standard løsning
Både trykk og temperatur er omtrent likt i hele området, og teknologien som brukes er en velkjent standardløsning. Derfor kunne utbyggingen starte før funnet var bekreftet.

– Dersom det ikke hadde blitt funn i Yttergryta ville utstyret kunne brukes i et annet prosjekt i samme området, forklarer Albertsen.

Brukes som blandegass
Yttergryta bygges ut med et enkelt undervannsanlegg på havbunnen og rørledning til Åsgard B-plattformen.

Planlagt oppstart er andre kvartal 2009, og driftstiden vil være mellom tre og fem år. Daglig produksjonskapasitet vil være 3,5 millioner standard kubikkmeter, men kommer til å styres av behovet på Åsgard B. Gassen fra Yttergryta skal brukes til å blande ut gassen fra Smørbukk, som har høyere CO2-innhold.

Kostnadene for utbyggingen vil være om lag 1,2 milliarder kroner inklusive boreutgifter.


Yttergryta
• Gassfelt om lag 33 kilometer øst for Åsgard B i Norskehavet
• Bygges ut med et undervannsanlegg og én produksjonsbrønn på om lag 2.400 meter
• Letebrønnen på Yttergryta ble boret i juni 2007. Plan for utbygging og drift (PUD) ble overlevert myndighetene 18. januar 2008. Nå er planen godkjent
• Utvinnbare reserver er 1,75 milliarder standard kubikkmeter gass med svært lavt CO2-innhold, noe kondensat i tillegg
• Rettighetshavere: StatoilHydro (operatør) 45,75 prosent, ENI 9,80 prosent, Total 24,50 prosent, Petoro 19,95 prosent