Skip to main content

Snøhvit-utvidelse avhengig av nye gassfunn

oktober 2, 2012, 09:00 CEST

Lisensen har ikke tatt stilling til om LNG- eller rørløsning vil være det beste konseptet for en eventuell framtidig kapasitetsøkning.

I løpet av det siste halvannet året har partnerne i Snøhvit-lisensen gjennomført studier for mulig utvidelse av kapasiteten for gasseksport fra Melkøya. En kapasitetsøkning vil gi muligheten for å fremskynde produksjon av økte reserver i Snøhvit-lisensen, samt eksisterende funn.

Bilde

Øystein Michelsen, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge i Statoil.

Det er gjort grundige studier av både et LNG tog II og et duggpunktsanlegg/rørløsning, og Snøhvit-lisensen har brukt mye ressurser på å finne løsninger som kunne gjøre en kapasitetsutvidelse lønnsom. Rørløsningen er studert i samarbeid med Gassco.

Muligheten for å produsere økte reserver i eksisterende tog har gjennom hele prosessen vært et alternativ i tillegg til de to konseptene for kapasitetsøkning. Ved nye gassfunn vil en kapasitetsøkning igjen kunne vurderes.

Snøhvit-lisensen vil bruke tiden framover til optimalisering og oppgradering av det eksisterende LNG-anlegget på Melkøya (Tog I), og til å videreutvikle Snøhvit gjennom fase 2 – 4 for Tog 1.  

- Det vil være store investeringer knyttet til fase 2 - 4, som blant annet innbefatter utbygging av Askeladd og en framtidig kompresjonsløsning, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge i Statoil.

Totalt er det planlagt installasjon av 5 nye brønnrammer og i alt 12 produksjonsbrønner.

Fakta om Snøhvit og Melkøya

* Snøhvit er den første petroleumsutbyggingen i Barentshavet. Store mengder naturgass føres gjennom en 143 kilometer lang rørledning til land og kjøles ned ved Europas første produksjonsanlegg for Liquified Natural Gas, Hammerfest LNG.

* Snøhvit er den første større utbyggingen på norsk sokkel der hele produksjonsanlegget er plassert på havbunnen, mellom 250 og 345 meter under havoverflaten.

* På LNG-fabrikken på Melkøya separeres brønnstrømmen, og naturgassen kjøles ned til minus 163 grader før den fraktes med skip til markedet.

* Partnere: Statoil (36,79 %) (operatør), Petoro (30), Total E&P Norge (18,40), GDF SUEZ E&P Norge (12) og RWE Dea Norge (2,81).