Aker BP (Norvège) attribue à Subsea7 un contrat EPCI d'un montant maximal de 300 millions de dollars pour les conduites sous-marines du champ Lyra

fr.wedoany.com Rapport : Le 2 novembre, l'entreprise norvégienne de pétrole et de gaz Aker BP a attribué à Subsea7 un contrat d'ingénierie sous-marine pour le champ Lyra en mer du Nord, d'une valeur comprise entre 150 et 300 millions de dollars. Subsea7 sera chargée de l'ingénierie, de l'approvisionnement, de la construction et de l'installation (EPCI) de la conduite de remontée de gaz, de la conduite de production de pétrole et des installations sous-marines associées. Le projet prévoit une première production de pétrole en 2028.

Le champ Lyra, anciennement nommé Kjøttkake, est situé dans le nord de la mer du Nord norvégienne, à environ 44 kilomètres de la plateforme de production offshore Gjøa. Le champ sera raccordé à la plateforme Gjøa via les infrastructures existantes du champ NOVA, selon un schéma de développement par raccordement sous-marin. Ce contrat couvre la conduite de remontée de gaz, la conduite de production et les installations sous-marines associées, la conduite de production devant adopter une structure de type tube dans tube.

Subsea7 lancera la gestion de projet et les travaux d'ingénierie depuis son bureau de Stavanger en Norvège, et la préfabrication des conduites sera réalisée sur le site de préfabrication de conduites de Vigra en Norvège. Les travaux offshore seront assurés par la flotte de Subsea7, les opérations correspondantes étant prévues entre 2026 et 2028.

Afin de respecter le calendrier de développement rapide du champ, Subsea7 a obtenu en décembre 2025 un engagement d'achat anticipé pour les équipements critiques à long cycle de fabrication. Ce contrat est conclu dans le cadre de la coopération au sein de l'alliance sous-marine d'Aker BP, qui réunit Aker BP, Subsea7 et OneSubsea.

Le schéma de développement du champ Lyra comprend 3 puits de production sous-marins, avec des ressources récupérables estimées à environ 37 millions de barils équivalent pétrole, la production totale du champ en pointe étant estimée à environ 20 000 barils équivalent pétrole par jour. Les partenaires du projet ont approuvé le schéma de développement fin octobre 2026 et prévoient une première production de pétrole au cours du premier semestre 2028. Aker BP détient une participation de 45 % dans le projet et assure l'exploitation pendant la phase de développement, DNO détenant 40 % ; le transfert de l'exploitation à DNO est prévu après la première production de pétrole.