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Statfjord
statfjord
Statfjord (Nordsee)
statfjord
Allgemeine Daten
LandNorwegen (85,47%)
Vereinigtes Königreich (14,53%)
RegionZentral Nordsee
Koordinaten61° 15′ N, 1° 51′ O
Blöcke)33/9 und 33/12
Öl/ GasÖl und Gas
On-/OffshoreOff-Shore
OperatorEquinor
KonzessionäreEquinor 44,3%
Vor Energie 21,4%
Geisterenergie 19,8%
Sonstige 14,4% (2020)
Geschichte
Entdeckung1974
Produktion starten24. November 1979
Spitzenjahr1992
Ölproduktion
Aktuelle Produktion830.000 Fässer pro Jahr (2019)
Anfangsreserven588 Millionen sm³
Aktuelle Reserven3,1 Mio. m³ (31.12.2019)
Gasproduktion
Aktuelle Produktion1,09 Mrd. Sm³ pro Jahr (2019)
Anfangsreserven81,3 Mrd. Sm³
Aktuelle Reserven4,1 Mrd. Sm³ (31.12.2019)
Plattformen/ Installationen
PlattformenStatfjord A
Statfjord B
Statfjord C
Wassertiefeca. 150 Meter
Statfjord A-Plattform

statfjord ist ein Ölfeld an der Grenze zwischen den norwegisch und britisch Sektoren der Nordsee. Die Wassertiefe im Gebiet beträgt 150 Meter. Es wurde 1974 entdeckt. Auf seinem Höhepunkt produzierte das Feld 600.000 Fässer Öl pro Tag.

Entdeckung

Die Stauseen liegen in einer Tiefe von 2500 bis 3000 Metern in einem langgestreckten Stausee. Die Stauseen befinden sich im Sandstein des JuraZeitraum, wie es auch bei der Brentveld. Das Feld umfasst eine Gesamtfläche von 580 km². Es wurde 1974 von einem Team von entdeckt Handy, Mobiltelefon, und 1987 nahm statoil über das Feld.[1]

Entwicklung

Das Feld erstreckt sich über die britisch-norwegische Grenze Kontinentalplatte. Dies war zuvor bei der Frigg-Feld. Es hat dort geschlossen Frigg-Vertrag diente als Beispiel für die Teilung bei Statfjord, wo der norwegische Anteil auf 84,093% und der britische auf 15,907% festgelegt wurde.

Es sind drei auf dem Feld Kondoep Produktionsplattformen, Statfjord A, Statfjord B und Statfjord C. Statfjord A liegt zentral auf dem Feld, wo die Produktion am 24. November 1979 begann.[1] Obwohl die frühere Entwicklung von kofisk eine große Errungenschaft war, steckte die norwegische Offshore-Industrie Mitte der 1970er Jahre noch in den Kinderschuhen und erforderte viel ausländisches Wissen. Das Projektmanagement für die A-Plattform wurde daher von den Briten ausgelagert Matthew Hall Engineering die es kaum fassen konnte.

Das war der Grund für Arve Johnsen von Statoil nach einer Alternative in Norwegen suchen, wobei aker und Kv .rner jeder schien unabhängig voneinander plausible Kandidaten. Auf Initiative von Statoil, Norwegische Erdölberater (NPC), einer Partnerschaft einer Reihe kleinerer Unternehmen, bei der sowohl Aker als auch Kværner mehr oder weniger gezwungen waren, auch Engineering-Kapazitäten bereitzustellen. Unmittelbar nach der Gründung beauftragte Mobil NPC mit der Entwicklung der B-Plattform, bestand jedoch nach der Matthew Hall-Erfahrung auf einem erfahrenen Partner, der Braun & Wurzel wurde. Das Gemeinschaftsunternehmen hieß Engineering Management Contractors (EMC). Die Partnerschaft hatte einen schwierigen Start mit zehn rivalisierenden norwegischen Unternehmen, die sich und den US-Auftragnehmer misstrauisch anstarrten, war aber letztendlich erfolgreich. Statfjord B liegt im südlichen Teil des Gebiets und die Produktion begann hier am 5. November 1982.[1]

NPC hätte sich sogar so entwickeln können, dass Statfjord C ohne Brown & Root vergeben wurde. Statfjord C liegt nördlich von Statfjord A und am 26. Juni 1985 floss das erste Öl hier hinauf.[1] Statfjord B und Statfjord C sind identisch. Zum Schluss noch zwei Satellitenfelder Statfjord st und Statfjord Nord mit der C-Plattform verbunden. Das Beton Plattformen wiegen ca. 250.000 Tonnen jeder und der über Wasser befindliche Teil mit den Produktionsanlagen und Mannschaftsunterkünften hat ein Gewicht von ca. 50.000 Tonnen. Das Gesamtgewicht ist aufgrund des Ballasts im Betonsockel höher, um die Plattform stabil zu halten.

PlattformLandSäulenGewicht OberseiteGesamtgewichtHöhe SockelGesamthöheBetonmengeSpeicherkapazitätPlatzierung
Statfjord A[2]Norwegen348.000 Tonnen648.000 Tonnen173 Meter254 Meter89.000 m³1,2 Millionen Barrel Mai 1977
Statfjord B[3]Vereinigtes Königreich450.100 Tonnen816.000 Tonnen175 Meter271 Meter135.000 m³1,9 Millionen Barrel August 1981
Statfjord C[4]Norwegen452.000 Tonnen643.700 Tonnen175 Meter290 Meter126.000 m³1,9 Millionen Barrel Juni 1984

Das geförderte Erdöl wird in den Plattformen zwischengelagert. Statfjord A kann 1,2 Millionen Barrel lagern und B und C sogar 1,9 Millionen Barrel.[1] Das Öl ist Shuttle-Tanker von den Plattformen abgeholt.[1] 2007 ging beim Umladen auf den Tanker etwas schief Navion Britannica.[5] Das Wetter war schlecht und etwa 21.000 Barrel Öl gelangten ins Meer, was es zur zweitgrößten Ölpest im norwegischen Teil der Nordsee machte.[5]

Bei der Gewinnung lag der Schwerpunkt zunächst auf Öl. Um den Druck im Feld aufrechtzuerhalten, müssen Wasser und Gas injiziert. In der letzten Phase, als ein Großteil des Öls gefördert wurde, wurde die Wassereinspritzung gestoppt und jetzt wird es gefördert Erdgas. Ab 2007 wird Gas über die Tampen Link-Pipeline, die durch die . geleitet wird FLAGS-Pipeline zum Gasterminal St. Fergus im Schottland.

Seit Produktionsstart bis 2020 gibt es NOK 1.600 Milliarden US-Dollar (etwa 180 Milliarden US-Dollar) an Öl und Gas, die aus dem Feld gefördert werden.[6] Es ist Norwegens größtes Feld mit Reserven von 9 Milliarden Barrel Öläquivalent.[6] Im Jahr 2020 hatten die Eigentümer Pläne, die Lebensdauer des Feldes bis 2040 zu verlängern. Die Stafjord A-Plattform wird erst 2027 statt 2022 stillgelegt und Statfjord B und C bleiben mindestens bis 2035 in Betrieb. Insgesamt 100 Bis 2030 werden neue Bohrungen gebohrt, um das aktuelle Produktionsniveau bis nach 2025 aufrechtzuerhalten.[6]

Eigentümer

Im Jahr 2020 werden die Eigentümer des Projekts Norweger sein Equinor mit 44,3% der Aktien, Vor Energie mit 21,4% Anteil, Spirit Energy (19,8%) und verschiedene andere Unternehmen mit den restlichen 14,4%.

Siehe auch

Externer Link

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