Trois champs satellites d'Aker BP en Norvège mis en production un an plus tôt que prévu

fr.wedoany.com Rapport : Le 26 août, Aker BP, société norvégienne, a confirmé que le projet satellite Skarv, situé au nord de la mer de Norvège, avait commencé sa production. Les trois champs pétroliers et gaziers Alve Nord, Idun Nord et Ørn sont tous passés en phase de production, avec environ un an d'avance sur le calendrier du troisième trimestre 2027 prévu dans le plan de développement. Les trois champs représentent ensemble des ressources récupérables d'environ 120 millions de barils équivalent pétrole, principalement du gaz naturel.

Alve Nord, Idun Nord et Ørn adoptent chacun un schéma de développement sous-marin, chaque installation étant équipée d'un template de tête de puits sous-marin et de deux puits de production, reliés par des conduites sous-marines à l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement (FPSO) Skarv existante. Le champ pétrolier et gazier Skarv, mis en production en 2013, a déjà accueilli ces dernières années des ressources voisines telles qu'Ærfugl et Gråsel. Cette nouvelle tranche de production continue d'utiliser ses capacités de traitement, de stockage et d'exportation.

Le gaz produit par les champs satellites est acheminé via le système de transport Åsgard vers le terminal de Kårstø en Norvège. Le pétrole brut et le condensat, après traitement et stockage sur l'unité FPSO Skarv, sont exportés par des pétroliers navettes. Aker BP estime qu'en s'appuyant sur les installations existantes, l'intensité des émissions de CO2 supplémentaires du projet est d'environ 4,5 kilogrammes par baril équivalent pétrole.

Le plan de développement du projet a été soumis en décembre 2022 et approuvé par les autorités énergétiques norvégiennes en juin 2023. Dans la mise à jour du projet liée au budget national 2026, Aker BP a chiffré l'estimation des investissements à 23,2 milliards de couronnes norvégiennes, soit une augmentation d'environ 4,6 milliards de couronnes norvégiennes par rapport au moment de l'approbation du plan de développement. La société attribue environ 65 % de cette augmentation aux ajustements du projet visant à améliorer le taux de récupération estimé et à avancer la mise en production, le reste provenant des conditions de construction, des conditions du marché et de l'évolution de l'inflation.

Le projet est mis en œuvre selon le modèle d'alliance d'Aker BP, avec OneSubsea, Subsea7, Aker Solutions et Halliburton participant à la livraison des travaux, Saipem assurant une partie des opérations de forage, et environ 60 % des achats du projet provenant de fournisseurs norvégiens. Subsea7 est notamment responsable des conduites sous-marines et autres travaux ; les opérations offshore associées étaient initialement prévues de 2023 à 2025.

Aker BP est l'opérateur des trois champs pétroliers et gaziers, et les partenaires des différentes licences incluent Equinor, ORLEN Upstream Norway, Harbour Energy et JAPEX Norge. Avec la mise en production des trois champs satellites, le portefeuille de projets de raccordements sous-marins approuvé par Aker BP en 2022 est désormais entièrement en phase de production.