Projet Utsira High, Mer du Nord, Norvège

Le projet Utsira High, situé dans la mer du Nord norvégienne, devrait démarrer sa production entre 2026 et 2027.

Développement de champs pétroliers offshore

Mer du Nord, Norvège

Aker BP, Equinor, Sval Energi, OMV et Wintershall Dea

Aker BP

93 Mboe

16 milliards de couronnes norvégiennes (1,49 milliard de dollars)

2026-2027

Le projet Utsira High impliquera le développement de deux projets de raccordement sous-marins distincts dans la partie centrale de la mer du Nord, au large de la Norvège.

Aker BP développera le projet avec ses partenaires Equinor, Sval Energi, OMV et Wintershall Dea, avec un investissement estimé à 16 milliards de couronnes norvégiennes (1,49 milliard de dollars). Le projet sera exploité par Aker BP.

Le projet Troldhaugen dans la région d'Edvard Grieg avait déjà été proposé pour être développé dans le cadre du projet Utsira High. Aker BP a soumis les plans de développement et d'exploitation des projets Symra et Troldhaugen ainsi que le plan de développement de Solveig Phase 2 au ministère norvégien du Pétrole et de l'Énergie (MPE) en décembre 2022.

Cependant, l’entreprise a abandonné ses projets pour le projet Troldhaugen en mars 2023 en raison d’un manque de viabilité financière. La décision a été prise suite à une réduction du volume récupérable attendu basée sur la performance d'un test de puits prolongé.

Les plans de développement de Symra et Solveig Phase 2 ont été approuvés par le MPE en juin 2023.

Les activités de forage pour les deux développements devraient démarrer au troisième trimestre (T3) 2025. La production de Solveig Phase 2 et Symra devrait commencer au premier trimestre (T1) de 2026 et 2027, respectivement.

Symra, anciennement connu sous le nom de Lille Prinsen, se trouve à une profondeur d'eau de 110 m au sein des licences de production (PL) 167, 167B et 167C. Situé à 5 km au nord-est du champ Ivar Aasen, Symra est opéré par Aker BP avec une participation de 50 %. Equinor détient une participation de 30 % dans le projet, tandis que Sval Energi détient les 20 % restants.

Solveig Phase 2 est une extension du champ Solveig, situé dans le PL 359, à environ 15 km au sud du champ Edvard Grieg. Aker BP exploite Solveig Phase 2 avec une participation de 65 %, tandis qu'OMV et Wintershall Dea en détiennent respectivement 20 % et 15 %.

Symra a été découvert par le puits 16/1-29 S en 2003 et a été prouvé par le puits 16/1-29 ST2 en 2018 dans des roches réservoirs du groupe Zechstein de l'ère Permienne, de la Formation Heimdal de l'ère Paléocène et de la Formation Grid de l'Éocène. ère.

Les forages d'appréciation/délimitation de 2019 ont révélé des ressources dans les réservoirs du Jurassique/Crétacé.

La phase 2 de Solveig ciblera le réservoir Synrift de l'ère du Dévonien supérieur (formation équivalente à Buchan) avec des puits supplémentaires dans le segment B. Le développement comprendra également les segments A et D du champ Solveig, ainsi que le réservoir Outer Wedge de la fin du Dévonien supérieur. Groupe Permien Rotliegendes dans le segment D.

On estime que les deux développements contiennent des ressources récupérables de 93 millions de barils métriques d’équivalent pétrole (Mmboe). On estime que Symra détient des ressources récupérables attendues de 7,4 millions de mètres cubes standard d’équivalent pétrole (46,55 millions de barils de pétrole).

Le développement offshore norvégien proposé impliquera deux raccordements sous-marins aux plates-formes de production Ivar Aasen et Edvard Grieg, situées dans la zone et exploitées par Aker BP.

Symra et Solveig Phase 2 devraient être développés en utilisant la capacité de traitement existante des plates-formes Ivar Aasen et Edvard Grieg.

Le développement du champ Symra comprendra quatre puits de production via une structure/modèle intégré à quatre emplacements et un centre de forage. Le système sous-marin comprendra des pipelines pour le pétrole, un gazoduc, une injection d'eau et un ombilical.

Le champ Symra sera relié à la plateforme de production d'Ivar Aasen pour un traitement partiel. Le pétrole et le gaz du champ subiront un traitement final sur la plateforme Edvard Grieg.

Le développement de Solveig Phase 2 comprendra deux centres de forage, dont un seul satellite et un centre de forage sur gabarit, deux producteurs multilatéraux et un puits d'injection d'eau.