Ula

OLJE- OG GASSFELT

I NORGE

KULTURMINNEPLAN

ULAOMRÅDET

Sverige

Norge

Ula

Storbritannia

Danmark

Ulaområdet omfatter feltene Ula, Tambar, Blane og Oselvar. Blane, som ligger på både norsk og britisk sokkel, var det andre feltet som ble bygget ut, etter at en rammeavtale om petroleumssamarbeid over grenselinjen ble signert av britiske og norske myn- digheter i 2005.

Ula

BP kjøpte seg inn i lisens 019 i 1976. Det ble gjort en avtale mellom Conoco/Pelican og BP om at BP, som ikke tidligere var engasjert på norsk sokkel, skulle erverve 2/3 av lisensene for blokkene 7/12 og 2/1 fra de førstnevnte selskapene, mot å bore to undersøkel- sesbrønner i blokkene uten utgifter for avhenderne og innenfor de frister departementet hadde satt. Conoco var operatør og planla og boret den første brønnen. Brønn 7/12-2 traff på olje i en dybde av 3.378 meter, bare 70 meter under det punktet Gulf hadde avsluttet en undersøkelsesbrønn i 1968. Gulf hadde avsluttet boringen et stykke nede i den 120 meter tykke lag-

serien av senjura skifer som senere viste seg å utgjøre kappebergarten over Ulareservoaret.

BP hadde en lisensandel på 70 prosent, og trådte naturlig inn i rollen som operatør og hovedansvarlig for den påfølgende Ulautbyggingen.

Reservoar og utvinningsstrategi

Hovedreservoaret er i sandsten av senjura alder,

Cod

Gass

Ula

Olje / gass

Olje / gass

Blane

Tambar

Olje / gass

Oselvar

Olje

Ekofisk

Ulafeltet, fra venstre boligplattformen QP, boreplattformen DP og prosessplattformen PP. Foto: BP Norge AS

avsatt i et grunnmarint miljø. Permeabiliteten er fra god til svært god, men avtar ut mot flankene.

Feltet produserte opprinnelig ved trykkavlast- ning, men etter noen år ble vanninjeksjon tatt i bruk for å øke utvinningen. Alternerende vanninjeksjon og gassinjeksjon (VAG) tok til i 1998. Ettersom til- gangen på gass ble større ved å prosessere produk- sjonen fra Tambar på Ula, har VAG-programmet blitt utvidet. All gass blir injisert tilbake i reservoaret for å øke oljeutvinningen.

Transport

Oljen blir transportert i Ula oljerørledning til Eko- fisksenteret, og videre gjennom Norpipe til Teesside. Gassrørledningen Ula gasstransport transporterte gass fra Ula til Ekofisk via Cod, men denne ble tatt ut av bruk i 1998.

Utbyggingsløsning

Ula er bygget ut med tre plattformer som er forbun- det med broer, boligplattformen QP, boreplattfor- men DP og prosessplattformen PP. Boreplattformen har åtte produksjonsbrønner og seks brønner for

vanninjeksjon. Produksjonsplattformen har utstyr for separasjon, kompresjon og vanninjeksjon.

Ula

Blokk Uvinningstillatelser Tildelt

7/12

019 og 019 B.

1965 og 1977

Utvinnbare reserver totalt

Gjenværende 31.12.2010

580,5 mill. fat olje 3,9 mrd. Sm³ gass 3,5 mill. tonn NGL 133,9 mill. fat olje

0,8 mill. tonn NGL

Funnår

Godkjent utbygget Produksjonsstart Operatør Driftsorganisasjon Hovedforsyningsbase

1976

30.05.1980

06.10.1986

BP Norge AS Stavanger Tananger

Rettighetshavere

BP Norge AS

Dong E&P Norge AS

80,00 %

20,00 %

Tambar

Tambarfeltet ble påvist i 1983 og ligger ca. 16 kilome- ter sørøst for Ulafeltet og ca. 12 kilometer nordvest for Gydafeltet. Havdypet er 68 meter. Feltet ligger nær delelinjen mot britisk sektor, men alle reservene ligger på norsk side.

Reservoar og utvinningsstrategi

Reservoaret ligger på mellom 4.100 og 4.200 meters dyp og inneholder sandsten tilhørende Ulaforma- sjonen av senjura alder, avsatt i et grunnmarint miljø.

Reservoaregenskapene er vekslende, og reservoaret er delt inn i soner etter kvaliteten på sanden.

Det er boret tre brønner som produserer ved trykkavlastning og avgrenset naturlig vanndriv.

Transport

Produksjonen av olje og gass blir transportert i rør- ledning til ▇▇▇ der oljen blir skilt ut og eksportert i rørledninger til Teesside via Ekofisk, mens gassen blir injisert i Ulareservoaret for å øke oljeutvinningen der.

Utbyggingsløsning

Tambar-plattformen er en enkel brønnhodeplattform i stål som er knyttet opp mot Ulafeltet. Plattformen er uten prosessanlegg. Det er ingen fast bemanning om bord og derfor fjernstyres plattformen fra Ula. Elektrisk strøm forsynes via kabel fra Ula.

Tambar

Blokker Uvinningstillatelser Tildelt

1/3 og 2/1

019 B og 065

1977 og 1981

Utvinnbare reserver totalt

Gjenværende 31.12.2010

55,9 mill. fat olje 2,0 mrd. Sm³ gass 0,3 mill. tonn NGL 2,5 mill. fat olje

2,0 mrd. Sm³ gass

Funnår

Godkjent utbygget Produksjonsstart Operatør Driftsorganisasjon Hovedforsyningsbase

1983

03.04.2000

15.07.2001

BP Norge AS Stavanger Tananger

Rettighetshavere

BP Norge AS

Dong E&P Norge AS

55,00 %

45,00 %

Tambarplattformen. Foto: BP Norge AS

Tambar Øst

Reservoar og utvinningsstrategi

Reservoaret i Tambar Øst ligger på 4.050-4.200 meters dyp og er i sandsten av senjura alder, avsatt i et grunnmarint miljø. Reservoarkvaliteten er veks- lende. Feltet produserer ved trykkavlasting og avgrenset naturlig vanndriv.

Transport

Produksjonen blir ført til Ula via Tambar. Etter proses- sering på Ula blir oljen eksportert i eksisterende rørledningssystem til Teesside via Ekofisk. Gassen blir injisert i Ulareservoaret for å øke oljeutvinningen der.

Utbyggingsløsning

Tambar Øst er bygget ut med en produksjonsbrønn som er boret fra Tambar.

▇▇▇▇▇

▇▇▇▇▇ er et oljefelt som ligger på grenselinjen mellom britisk og norsk sektor. Den norske delen av feltet er 18 %, den britiske er 82 %. Blane ligger ved Ulafeltet, på norsk side i blokk 1/2, og på britisk side i blokk 30-03a. Utvinningstillatelse 143 BS dekker feltet. Blane ble funnet i 1992 ved boring av brønnen 1/2-1. Samme året bekreftet brønnen 30/3a-1 funnet på britisk sektor. Den 1. juli 2005 ble utbyggingsplanene godkjent av britiske og norske myndigheter. Produksjonen fra Blane startet opp i september 2007. Talisman Energy Norge AS er operatør for den norske utvinningstillatelsen 143 BS, og Talisman Energy (UK) Limited er operatør for den britiske utvinningstillatelsen P.111.

Reservoar og utvinningsstrategi

Reservoaret er i marine sandstensbergarter av pale- ocen alder.

Produsert vann fra Blane, Ula og Tambar blandes på Ula og benyttes som injeksjonsvann for trykkved- likehold på Blane. Gassløft kan også bli aktuelt etter oppgradering av gassprosesskapasiteten på Ula.

Transport

Brønnstrømmen går i rør til Ula for prosessering og måling. Oljen blir eksportert i rørledning til Tees-

Blane

Blokker Utvinningstillatelse Tildelt

30-03a (UK) og 1/2

143 BS

2003

Norsk andel av reservene: Utvinnbare reserver totalt

Gjenværende 31.12.2010 Funnår

Godkjent utbygget

Produksjonsstart Operatør

5,6 mill. fat olje 0,1 mill. Sm3 gass 3,1 mill. fat olje 0,1 mill. Sm3 gass 1989

01.07.2005

12.09.2007

Talisman Energy

Rettighetshavere Talisman North Sea Limited Talisman Energy Norge AS

25,00 %

18,00 %

JX Nippon Exploration (UK) Ltd. 13,99 %

Eni UK Limited 13,90 %

Roc Oil (GB) Limited 12,50 % Dana Petroleum (BVUK) Ltd. 12,50 % Eni ULX Limited 4,11 %

side, mens gassen blir solgt til Ula for injeksjon i Ulareservoaret.

Utbyggingsløsning

Feltet er bygd ut med et havbunnsanlegg knyttet opp mot Ulafeltet. Installasjonene er plassert på britisk kontinentalsokkel. Det er tre undervannsbrønner.

Blane havbunnsinstallasjoner på bristisk sokkel, med rørledninger til Ulafeltet. Illustrasjon: Talisman Energy Norge AS

Oselvar

Regjeringen godkjente plan for utbygging og drift (PUD) av Oselvar den 19. juni 2009. Oselvar er et olje- og gassfelt som ble påvist i 1991. Det ligger 21 kilometer sørvest for Ulafeltet på 70 meters hav- dyp. Reservoaret ligger på 2.900-3.250 meters dyp. Feltet opereres av Dong Norge og skal bygges ut med en havbunnsløsning med fire brønnslisser som skal knyttes til Ulafeltet, der brønnstrømmen skal prosesseres. Oljen skal gå videre til Ekofisk, mens Ula skal behandle og kjøpe gassen for injeksjon på eget felt. Gassen fra Oselvar er en del av planen for videreutvikling av injeksjon av vekselvis vann og gass (X-WAG) og har potensial til å doble produk- sjonen fra Ula de neste ti årene.

Med godkjenningen av Oselvar er Ula etab- lert som et områdesenter for flere felt i den sør- lige Nordsjøen. Oselvar er et godt eksempel på at utbygging av mindre forekomster i nærheten av eksisterende felt kan gi god lønnsomhet. Prosjektet

Oselvar Utvinningstillatelse Tildelt

Utvinnbare reserver

Funnår

Godkjent utbygget Produksjonsstart Operatør

274 og 274CS

2002 og 2008

25,1 mill. fat olje 4,5 mrd. Sm³ gass 1991

19.06.2009

2012 (planlagt) Dong E&P Norge AS

Rettighetshavere

Dong E&P Norge AS 55,0 % Bayerngas Produksjon Norge AS 30,0 % Altinex Oil Norway 15,0 %

bidrar også til å forlenge levetiden til Ulafeltet ved å utnytte kapasiteten der. Ulas levetid var opprinnelig satt til ti år, men lykkes fremtidsplanene for Ula, kan feltet utvide levetiden frem til 2040. Produksjonen fra Oselvar skal etter planen starte i november 2011.

Skjematisk fremstilling av utbyggingskonseptet. Illustrasjon: Dong E&P Norge AS