Både Duva (tidligere Cara) og Gjøa P1 skal knyttes til det eksisterende Gjøa-feltet. Til sammen tilfører de 120 millioner fat olje til produksjonen.
Både Duva (tidligere Cara) og Gjøa P1 skal knyttes til det eksisterende Gjøa-feltet. Til sammen tilfører de 120 millioner fat olje til produksjonen. (Illustrasjon: Neptune)

Duva og Gjøa

Oljeselskapet er knapt ett år gammelt. Nå har det levert planer for å hente opp 120 millioner fat olje og gass

Duva og Gjøa P1 er klare ett år før planen.

Neptune investerer for 10 milliarder kroner i to ulike utbygginger. Det skjer kun ett år etter at Neptune Energy startet opp og overtok eiendelene til Engie Norge. Dette blir dermed selskapets første innleverte utbyggingsplaner.  

De to prosjektene er dessuten klare et helt år før planen. 

Det er funnet Cara, som nå har fått navnet Duva, og Gjøa P1, som nå skal bygges ut, med en total produksjon på 120 millioner fat olje og gass.

Torsdag ble planene for begge overlevert olje- og energiminister Kjell-Børge Freiberg.  

Cara blir Duva

Cara-funnet, like nordøst for Gjøa-feltet, var ett av de største funnene på norsk sokkel i 2016. Siden har det vokst. Nå er det estimert at det inneholder 88 millioner fat olje. 

Duva-feltet, som det nå heter, skal bygges ut med en havbunnsramme knyttet opp mot eksisterende infrastruktur på Gjøa-feltet. Det skal bores tre produksjonsbrønner på feltet, to til olje og én til gass. 

Også utbyggingen av Gjøa P1 vil bestå av en ny havbunnsramme knyttet opp mot eksisterende infrastruktur på feltet.

Brønnstrømmen fra begge utbyggingene vil føres videre til Gjøa-plattformen for prosessering og eksport. Gjøa ble funnet i 1989, men kom først i produksjon i 2010. Feltet er bygget ut med fem havbunnsrammer knyttet til den halvt nedsenkbare Gjøa-plattformen. P1 er et segment i den nordre delen av feltet. 

De delene av P1-segmentet som nå er funnet økonomisk lønnsomme for en utbygging, var beskrevet i den opprinnelige utbyggingsplanen for feltet som mulige, fremtidige tilleggsressurser, men hadde den gang ikke en definert dreneringsstrategi. 

Utbyggingene vil i stor grad foregå parallelt, og det vil søkes å oppnå synergier på tvers av prosjektene for å få til kostnadseffektive løsninger. Prosjektene bidrar til forlenget levetid for Gjøa-plattformen.

De to feltene inneholder til sammen 120 millioner fat olje og gass, og den daglige produksjonen fra de to utbyggingene vil på platå ligge på 54.000 fat. 

– Ideelle kandidater til å sette raskt i gang

– Oppstarten for Duva og P1 kommer ett år tidligere enn det som egentlig var planen. Og dette er ideelle kandidater til å settes raskt i gang, sa prosjektleder i Neptune Energy, Erik Opedal, under overleveringen. 

Årsaken til det, er at feltene skal bygges ut som tie-backs til eksisterende infrastruktur – Gjøa-feltet, som også er operert av Neptune. 

– Og så bruker vi hyllevare i så stor grad som mulig. Vi skal ikke lage noe spesielt i noen av utbyggingene, påpekte han. 

Det er to utbygginger, men selskapet har et integrert prosjektteam, som også gir dem store besparelser. 

Prosjektene skal være klare, og produksjonen skal etter planen starte i slutten av 2020 og begynnelsen av 2021. 

Neptune er også operatør på Fenja-utbyggingen, etter at de overtok VNG Norge, som skal bygges ut på samme måte. Selskapet har dermed tre utbygginger som er noenlunde like. 

– Vi ser ingen grunn til at det trenger å ta så lang tid

– Dette er veldig spennende for oss. Det er artig å kunne legge frem to utbyggingsplaner allerede etter ett år som selskap på norsk sokkel, sier Odin Estensen, administrerende direktør i Neptune Energy, til Teknisk Ukeblad.

Han forklarer at de mener det å få til raske og effektive beslutningsprosesser er viktig.

– Vi ser ingen grunn til at det trenger å ta så lang tid som en del prosesser tradisjonelt har tatt. Så vi har gått inn i denne prosessen og prøvd å korte ned på beslutningsfasen. Selvfølgelig skal vi fortsatt gjøre de nødvendige avsjekkene underveis, men vi mener det er en del å hente i prosessen fra et funn materialiserer seg til du får et felt i drift, poengterer han.

Blant tiltakene for å korte ned på planprosessen er det å ha forhåndsdefinerte samarbeidsallianser med leverandører og en mer standardisert tilnærming til beslutningene som skal tas.   

– Ta de tre prosjektene som vi nå har på rekke og rad. Vi har nå først Fenja, og de to som vi leverte planer for i dag, som er veldig like. Da har vi tiltro til det arbeidet vi har gjort, og da trenger vi ikke gå så langt inn i hver verifikasjon, før vi er klare til å ta neste steg, forklarer Estensen.  

Nordsjøen og Norskehavet

Dette er en strategi selskapet planlegger å fortsette med. Så langt har de ingen nye prosjekter som er kommet langt nok, men han påpeker at dette også er tanker som er med i utvelgelsen av prospekter i en letefase.

– Da ser vi jo på hvordan et funn eventuelt vil kunne kobles sammen med eksisterende løsninger i området. Vi ser etter områder hvor vi kan ha en hub, som Gjøa, eller hvor det finnes muligheter for å bygge opp et nytt kjerneområde. Og da vil vi ha muligheten til å benytte samme metodikk i utbyggingene, understreker Neptune-direktøren.

Oljeselskapet har konkrete områder de ser på med interesse fremover, men Estensen vil ikke gå inn på hvor, annet enn at de foreløpig ikke ser på Barentshavet.

Feltnære funn

Olje- og energiminister Freiberg mener utbyggingsplanene viser at norsk sokkel fortsatt er konkurransedyktig, men også at det er viktig med feltnære funn. 

– Det er et selvstendig poeng å få ut alle ressursene vi kan i et område hvor det alt er aktivitet. Verdien er stor i de fleste sammenhenger, siden man alt har tatt kostnadene ved å bygge infrastruktur. Derfor er denne pud-en viktig. Og når vi nå har Nova-feltet under utbygging som også skal knyttes opp til Gjøa, så understreker det bare poenget, sier han til Teknisk Ukeblad. 

Kommentarer (5)

Kommentarer (5)

Eksklusivt for digitale abonnenter

På forsiden nå