Norwegen Starke Position auf dem Schelf
Mehr als 50 Jahre vor Ort, rund 100 Lizenzen: Wintershall Dea gehört zu den führenden Gas- und Ölunternehmen in Norwegen, einem der wichtigsten Energiepartner Europas.
Die norwegische TV-Serie "Lykkeland" beschäftigt sich mit den Anfängen der norwegischen Ölindustrie.
Norwegen ist der wichtigste Erdgas- und Erdöllieferant Europas. Wintershall Dea engagiert sich seit mehr als 50 Jahren auf dem Norwegischen Kontinentalschelf und gehört heute zu den führenden Gas- und Ölunternehmen. Das Unternehmen hält rund 100 Lizenzen auf dem Schelf und ist bei circa einem Drittel davon Betriebsführer - etwa bei den vier produzierenden Feldern Dvalin, Maria, Nova und Vega. Die Nutzung intelligenter technischer Lösungen stärkt das Portfolio. So wurden in der Vergangenheit Felder beispielsweise als Unterwasseranbindung entwickelt (Subsea Tieback). Das heißt, die Produktionsanlagen am Meeresgrund werden mit bestehenden Plattformen verbunden.
Wo wir in Norwegen aktiv sind
Die eigenoperierten und partnergeführten Explorations- und Produktionslizenzen des Unternehmens sind über alle Regionen des Norwegischen Kontinentalschelfs verteilt: in der Nordsee, der Norwegischen See und der Barentssee. Die eigenoperierten Felder Nova und Vega sind rund 125 Kilometer westlich der Stadt Bergen gelegen. Maria liegt weiter im Norden, etwa in Höhe von Trondheim, und Dvalin liegt noch nördlicher.
671
MILLIONEN BARREL ÖL RESERVEN (2P) WEIST DAS UNTERNEHMEN IN NORWEGEN VOR.
400
Meter Wassertiefe hat das Dvalin-Feld.
Die Plattform Heidrun, an die das Dvalin-Feld über ein Subsea-Template angebunden wird.
Dvalin
Im Jahr 2010 hat Wintershall Dea das Gasfeld Dvalin entdeckt und im Juli 2023 vollständig in Produktion gebracht. Heute ist es einer unserer weltweit größten Produzenten und eine ergiebige Quelle für die Versorgung Europas mit Erdgas. Um die Produktion aus dem Feld zu ermöglichen, werden vier Produktionsbohrungen über ein auf dem Meeresboden installiertes Unterwasser-Template mit der bestehenden Heidrun-Plattform verbunden. Das nahe gelegene Gasfeld Dvalin North, das sich derzeit in der Entwicklung befindet und voraussichtlich Ende 2026 in Betrieb gehen wird, wird an Dvalin angeschlossen. Dvalin wird voraussichtlich bis Ende der 2030er Jahre produzieren.
Maria Phase 2 includes the installation of a new six-slot template and four new wells.
Maria – Komplexe Unterwasseranbindung
Maria ist das erste Feld, das Wintershall Dea in Norwegen als Betriebsführer über die gesamte Entwicklungsstrecke geführt hat – vom Fund bis zur Produktion. Das Feld wurde 2010 in einer von Öl- und Gasinfrastruktur umgebenen Region der Norwegischen See entdeckt und 2017 als Unterwasseranbindung an mehrere nahegelegenen Felder in die Produktion überführt. Im Jahr 2022 beschloss Wintershall Dea, das Feld im Rahmen von Maria Phase 2 für eine noch längere Lebensdauer weiterzuentwickeln. Maria wird von vier nahegelegenen Feldern unterstützt und versorgt, was es zu einem der fortschrittlichsten Unterwasser-Anbindungssysteme der Welt macht.
Das Nova-Feld ist durch zwei Unterwassertemplates mit der Gjoa-Plattform verbunden.
Nova – Vorteil durch Technik
Die 2012 entdeckte Öl- und Gaslagerstätte Nova ist ein weiteres Feld, das Wintershall Dea von der Entdeckung bis zur Produktion gebracht hat. Nova ist im Sommer 2022 in Produktion gegangen und stärkt Wintershall Dea’s Position als Experte für Unterwasserentwicklungen. Die Lagerstätte ist über eine Unterwasseranbindung mit der nahegelegenen Plattform Gjøa verbunden. Das spart Ressourcen und Kosten, verlängert die wirtschaftliche Lebensdauer der Gjøa-Infrastruktur und schafft künftige Anbindungsmöglichkeiten. Da Gjøa mit Wasserkraft vom norwegischen Festland versorgt wird, ist Nova ein Feld mit geringer Kohlenstoffintensität und trägt zur Emissionsreduktion von Wintershall Dea bei.
Das Vega-Feld besteht aus drei Unterwasser-Templates: Vega North, Vega Central und Vega South.
Vega – Unser erstes Unterwasserfeld
Wintershall Dea startete ihre Unterwasseraktivitäten in Norwegen im Jahr 2015, als wir die Betriebsführerschaft für das Feld Vega von Equinor übernahmen. Seitdem hat das Unternehmen mehrere neue Unterwasserfelder entwickelt, aber Vega ist und bleibt eines der größten und wichtigsten globalen Assets. Das Öl-, Gas- und Kondensatfeld wurde über drei Unterwasser-Templates erschlossen, die mit der Gjøa-Plattform im Herzen eines unserer Kerngebiete in der nördlichen Nordsee verbunden sind.
Die Plattform Njord A, die von 1997 bis 2016 Gas und Öl förderte.
Njord – Neustart für mehr Ertrag
Die Produktion im Njord-Feld in der Norwegischen See begann 1997 und wurde 2016 unterbrochen, um Modernisierungsarbeiten an der eingesetzten schwimmenden Plattform vorzunehmen. Im Jahr 2022 hat das Feld die Produktion wieder aufgenommen, wodurch ein neuer Öl- und Gasknotenpunkt entstanden ist und erhebliche zusätzliche Mengen geliefert werden. Insgesamt werden im Rahmen des Projekts Njord Future zehn neue Produktionsbohrungen in das Feld eingebracht. Njord beherbergt drei Anbindungen: Hyme, Bauge und Fenja. Letztere hat 2023 die Produktion aufgenommen. Wintershall Dea hält einen Anteil von 50 Prozent an dem Njord-Feld, Equinor ist der Betriebsführer.
