Bream -FEED til Sevan

Premier Oil Norway AS er i rute med Bream-utbyggingen, og har nå tildelt Sevan Marine FEED (Front End Engineering Design) –kontrakten for FPSO-en (Floating Production, Storage and Offloading vessel) til Sevan Marine.

Dermed er det bekreftet at operatøren vil holde seg til planen og gå for en Sevan ”bøtte,” en sylinderformet flyter for den kommende utbyggingen av Bream-feltet i Nordsjøen.

– Vi er både stolte og glade over å ha blitt tildelt denne kontrakten, sier Carl Lieungh, konsernsjef i Sevan. Han mener dette demonstrerer at Premier fremdeles har tro på Sevans teknologi.

Bygger ut for NOK 10 milliarder + Sevan-flyter

Operatør Premier Oil (50 prosent) og partnerne i de allerede utiliserte lisensene PL 406 og PL 407 , Tullow Oil Norge (20 prosent) og Kufpec Norway (30 prosent), går dermed videre med utbyggingsprosjektet, og holder timeplanen som tar sikte på å levere en Plan for utbygging og drift (PUD) til Olje- og energidepartementet (OED) i januar 2015.

Planen vil omfatte utbyggingen av det 54 millioner fat store Bream -oljefunnet i blokk 17/12 i Egersundbassenget i Nordsjøen, samt de to nærliggende prospektene Mackerel og Herring . De to sistnevnte forventes å inneholde tekniske reserver på ytterligere 20 millioner fat. Volumet av assosiert gass fra feltet er for lite til å være kommersielt.

Fra båt til bøtte
Operatøren har tidligere konsekvensutredet en utbyggingsløsning for feltet med en ship-shaped FPSO (Floating Production, Storage and Offloading vessel), nærmere bestemt Glitne -FPSO-en ”Petrojarl 1,” men har kommet fram til at den løsningen ikke blir kostnadssvarende. Det nye referansekonseptet i forslaget til konsekvensutredning, nå ute på høring, er derfor en leid Sevan FPSO, en bøtteformet flyter av samme type som Goliat , dog mye mindre.

Flyteren vil være en integrert produksjons- og lagerenhet med boligkvarter. Den prosesserte oljen vil lagres i FPSO-en, og eksporteres med shutteltankere.

Tung på subsea

Mye av de NOK 9-10 milliarder i Capex forbundet med utbyggingen skal brukes på subseainstallasjonene. Utbyggingen er planlagt med fire produksjonsbrønner og en vanninjeksjonsbrønn sentralt ved Bream FPSO (Breamsenteret), alle innenfor dennes sikkerhetssone.

Brønnene vil bli knyttet opp mot en havbunnsmanifold ca. 50 meter fra brønnrammene. Havbunnsmanifolden blir knyttet opp til FPSO-en via fire fleksible, dynamiske stigerør og to dynamiske kontrollkabler.

Ytterligere én vanninjeksjonsbrønn vil bli lokalisert som en vanninjeksjonssatellitt ca 3 km sør for feltsenteret kalt Bream Sør. Denne knyttes opp med en 10’’ rørledning og en kontrollkabel fra havbunnsmanifolden ved Breamsenteret.

Innenfor PL406, ca 16 km mot sørøst, finnes Mackerel-funnet (brønn 18/10-1), og et nærliggende prospekt Herring. Dette prospektet planlegges foreløpig boret i forbindelse med produksjonsboringen på Bream. Dersom det gjøres et drivverdig funn, vurderes også en avgrensningsbrønn på Mackerel fra samme borelokalitet.

Kort oppsummert har operatøren utredet en samtidig utvikling av disse to felt med en bunnramme med fire brønner, en produksjons- og en vanninjeksjonsbrønn for hver felt. Både produksjons- og vanninjeksjonsbrønnene vil bli knyttet opp mot havbunnsmanifolden ved Bream-senteret ca 18 km mot nordvest.

Åtte brønner
Produksjonsprofilen for utbyggingen er basert på totalt fem produksjonsbrønner og tre vanninjeksjonsbrønner i Bream-området.

En av injeksjonsbrønnene vil tilrettelegges for samtidig vann- og gassinjeksjon, og ved Herring er det forventet en produksjons- og en injeksjonsbrønn på et senere tidspunkt.

Boringen vil starte tidligst sommeren 2016. Ifølge forslaget til konsekvensutredning er både semier og jackuper aktuelle for produksjonsboringen, siden havdypet bare er mellom 94 – 124 meter.

Kraftgenerering på feltet
Operatøren har utredet kraft fra land, men dette er ikke økonomisk løselig på en marginal utbygging av denne typen.

Ifølge utredningen er den mest økonomiske og gunstige løsningen med hensyn til driftskostnader en tri-fuel løsning (gass, diesel og råolje fra eget reservoar), men det være en kompliserende faktor med hensyn til oppfyllingen av prosjektets BAT-mål (Best Available Technology) og oppfylling av myndighetskrav.

Den mest aktuelle løsningen vurderes derfor å være en dual-fuel løsning med lav-NOx brennkammer som kan kombinere bruk av egenprodusert gass og import av diesel. Videre vil eksosvarme bli brukt for å øke effektiviteten i anlegget med tanke på varmegjenvinning. Endelig kraftgenereringspakke vil bli valgt etter BAT -prinsippet, med de beste utslippsreduserende teknologier som er kvalifisert for offshorebruk, dette er tatt i hensyn til prosjektets størrelse og levetid.

Total prislapp: NOK 20 milliarder

Den kombinerte utbygging av Bream-området er foreløpig beregnet til å ligge i på rundt NOK 9-10 milliarder i Capex, eksklusiv FPSO-en som er planlagt levert ved en leiekontrakt. Samlede driftskostnader er foreløpig beregnet til 10 milliarder NOK (antatt 7 år driftstid), inklusive leie av FPSO. Kostnadene er angitt i 2014-NOK.

Det vil bli etablert en driftsorganisasjon for Bream-området tilknyttet Premier Oil Norges hovedkontor i Stavanger, mens den tekniske driften av Bream-området planlegges og settes til en driftskontraktør som vil besørge offshorebemanningen.

Onstream 2018

I timeplanen Bream-partnerne nå jobber utfra, skal konsekvensutredning (KU) for PUD/PAD (plan for anlegg og drift, rørledninger) ut på høring i oktober til desember i år, fulgt av innlevering av PUD/PAD i januar 2015.

Videre satser man på godkjenning i Stortinget i vårsesjonen 2015, hvilket medfører at boring og komplettering (inkl Herring-prosjektet) utføres i perioden juli 2016 til oktober 2017.

Engineering for prosjektet startet allerede i april, og hele engineering- og fabrikasjonsfasen er planlagt skal være fullført i september 2017.

Legging av rørledninger og kabler skjer i perioden april – juli 2017, mens installering og tilkoplinger av FPSO skjer i mai – juni 2018. Produksjonsstart er satt til juli 2018.