Norwegen Starke Position auf dem Schelf

Über 45 Jahre vor Ort, rund 100 Lizenzen: Wintershall Dea gehört zu den führenden Gas- und Ölunternehmen in Norwegen, einem der wichtigsten Energiepartner Europas.

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Dalsnuten Fjord Stavanger Aussicht
Dalsnuten Fjord Stavanger Aussicht
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Wintershall Dea/Thor Oliversen

Norwegen ist neben Russland der wichtigste Erdgas- und Erdöllieferant Europas. Wintershall Dea engagiert sich seit über 45 Jahren auf dem norwegischen Kontinentalschelf und gehört heute zu den führenden Gas- und Ölunternehmen. Bei zahlreichen der knapp 100 Lizenzen ist Wintershall Dea Betriebsführer, etwa bei den produzierenden Feldern Brage und Vega. Mit intelligenten technischen Lösungen wird das Portfolio weiter ausgebaut. So macht das Unternehmen mit Vorzeigeprojekten wie Dvalin oder Nova auf sich aufmerksam. Diese Felder werden als Unterwasseranbindung entwickelt (Subsea Tieback), das heißt, die Produktionsanlagen am Meeresgrund werden mit bestehenden Plattformen verbunden.

Quickfact Norwegen
Quickfact Norwegen
Wintershall Dea Karte Norwegen
Wintershall Dea Karte Norwegen
Wo wir in Norwegen aktiv sind

Die Explorations- und Produktionslizenzen des Unternehmens sind über alle Regionen des norwegischen Kontinentalschelfs verteilt: in der Nordsee, der Norwegischen See und der Barentssee. Die südlichste Lizenz liegt unterhalb von Stavanger, die nördlichste weit oberhalb von Hammerfest. Nova und Brage sind rund 120 Kilometer westlich der Stadt Bergen gelegen. Maria liegt weiter im Norden, etwa in Höhe von Trondheim, und Dvalin liegt noch nördlicher.

18,2
Milliarden Kubikmeter Gas werden insgesamt im Dvalin-Feld erwartet.
130
Mitarbeiter können auf der Produktionsplattform Brage arbeiten.
80
Mio. Barrel Öläquivalent lagern Berechnungen zufolge im Nova-Feld.
Wintershall Dea Offshore Plattform Dvalin
Wintershall Dea Offshore Plattform Dvalin
Die Plattform Heidrun, mit der das Dvalin-Feld über ein Subsea-Template angebunden wird.
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Wintershall Dea
Dvalin – Erfolg im zweiten Anlauf

In den 1980er-Jahren galt das Dvalin-Feld als nicht lohnenswert. Erst im neuen Jahrtausend suchte ein Konsortium unter Führung von Wintershall Dea (damals DEA Deutsche Erdoel AG) erfolgreich nach Erdgas. Explorationsbohrungen stießen 2010 und 2012 auf zwei gasführende Horizonte mit Mächtigkeiten von 150 beziehungsweise 140 Metern. Die Produktion soll 2020 beginnen. Dazu werden vier Förderbohrungen über ein sogenanntes, auf dem Meeresgrund installiertes Subsea-Template an die vorhandene Heidrun-Plattform angebunden.

Wintershall Dea Norwegen Nova
Wintershall Dea Norwegen Nova
Die mobile Bohrplattform West Mira wird insgesamt sechs Bohrungen im Nova-Feld durchführen. 
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Seadrill
Nova – Vorteil durch Technik

Bei ihrer Entdeckung 2012 hieß die Öl- und Gas-Lagerstätte noch Skarfjell. Später erhielt sie den Namen Nova. Das Feld ist nach Maria und neben Dvalin eine weitere eigenoperierte Fündigkeit in Norwegen, die Wintershall Dea entwickeln und in Produktion bringen will. Dabei beweist das Unternehmen einmal mehr seine Expertise für Unterwassertechnologie: Die Lagerstätte wird über eine Unterwasseranbindung mit dem nahegelegenen Feld Gjøa verbunden. Das spart Ressourcen und Kosten. Beginnen soll die Produktion 2021.

Wintershall Dea Offshore Plattform Brage
Wintershall Dea Offshore Plattform Brage
Das Feld Brage befindet sich nordwestlich von Norwegens zweitgrößter Stadt Bergen.
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Wintershall Dea/Morten Berentsen
Brage – erste eigene Förderplattform

Seit 1993 produziert die Plattform Brage im gleichnamigen Feld Erdöl. Wintershall Dea (damals Wintershall) wurde 2013 Betriebsführer. Die seitdem neu abgeteuften Bohrungen gehören zu den bislang effizientesten und erschließen neue Teile des Feldes. Auch sonst setzte sich das Unternehmen für seine erste eigenoperierte Plattform in Norwegen ehrgeizige Ziele, etwa eine deutlich längere Produktionsdauer. Mit Erfolg: Dank optimierter Produktionsprozesse und den effizienten Infill-Bohrungen kann die Förderung voraussichtlich bis mindestens 2030 weitergehen.

Wintershall Dea Norwegen Njord
Wintershall Dea Norwegen Njord
Die Plattform Njord A, die von 1997 bis 2016 Gas und Öl förderte.
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Equinor/Øyvind Nesvåg
Njord – Neustart für mehr Ertrag

Die gewinnbaren Öl- und Gasreserven im Njord-Feld werden auf 38 Millionen Barrel Öläquivalent geschätzt. Die Produktion begann 1997 und wurde 2016 unterbrochen, um Modernisierungsarbeiten an der eingesetzten schwimmenden Plattform vorzunehmen. Denn die Förderung aus dem Feld, an dem Equinor Betriebsführer und Wintershall Dea mit 50 Prozent beteiligt ist, soll erheblich ausgebaut werden. So sind im Rahmen des Projekts Njord Future zehn neue Produktionsbohrungen vorgesehen. Die Förderung soll 2020 wieder aufgenommen werden und bis 2040 andauern.

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