Allerede i den første boresesongen etter åpningen av områdene nord for 62. breddegrad ble det funnet hydrokarboner både i Norskehavet og Barentshavet. I 1981 fant Statoil Midgardfeltet, ca. 200 kilometer ut fra kysten av Nord-Trøndelag. Samme år fant Statoil Askeladdfeltet, ca. 140 kilometer fra kysten av Vest-Finnmark. Men ingen av disse feltene var store nok til å forsvare en forsert utbygging.
Ressursgrunnlaget i området ved Askeladdfeltet ble betydelig utvidet da man først fant Albatrossfeltet og i 1984, Snøhvitfeltet. Sammen med de tilliggende feltene inneholder Snøhvitfeltet gassmengder på størrelse med Friggfeltet. I første omgang fremsto kostnadene ved en utbygging så store at det ikke ble regnet som økonomisk forsvarlig.
Gjennombruddet for oljeaktiviteten nord for 62. breddegrad kom med funnene av Draugenfeltet i 1984 og Heidrunfeltet i 1985. Ingen av de to feltene var på størrelse med gigantene nord i Nordsjøen, men med utvinnbare oljereserver på henholdsvis 147 Sm3 og 180 millioner Sm3 var de begge like fullt betydelig felt. Heidrunfeltet inneholdt også en god del gass (42 milliarder Sm3).
Da Shell startet produksjon på Draugenfeltet i oktober 1993, var det første gang man produserte olje fra Norskehavet. Feltet lå på 250 meter og produserte fra en fast havbunnsinnretning hvor understellet var bygd av betong. Heidrunfeltet som lå på 350 meter, produserte fra en flytende plattform da feltet startet produksjonen i oktober 1995. Gassen fra Heidrunfeltet ble fraktet i en 253 kilometer lang rørledning til Tjeldbergodden, hvor Statoil brukte gassen i en etanolfabrikk.
De geologiske formasjonene hvor oljen i Norskehavet ble funnet var i likhet med mange av feltene nord i Nordsjøen kildebergarter fra juratiden. Sandstenslagene cirka 1600 meter under havoverflaten, hvor Draugen befinner seg, er fra en noe yngre periode av jura enn Heidrun. Heidrun befinner seg cirka 2300 meter under havoverflaten. Mot slutten av 1990-tallet ble det satt i gang oljeproduksjon også fra feltene Njord og Norne i Norskehavet.
Utfordringen knyttet til utvinning av den første gassen som ble funnet i Norskehavet var dels de store avstandene til markedene, og dels at feltene var relativt små. Dermed var det stor usikkerhet knyttet til lønnsomheten. Et vendepunkt ble beslutningen om å bygge ut Åsgardfeltet i 1996. Åsgardfeltet er egentlig fellesbenevnelse på flere mindre felt, hvor også Midgardfeltet inngikk. Feltet hadde også en del olje. Til sammen dreide det seg om gass på rundt 200 milliarder Sm3, noe mer enn Friggfeltet.
I år 2000 var en 707 kilometer lang rørledning fra Åsgardfeltet til Kårstø klar (Åsgard Transport). Derfra kunne gassen fra Norskehavet fraktes inn i gassrørnettverket i Nordsjøen som var blitt gradvis utvidet. Med en hovedrørledning på plass kunne gass fra flere av feltene som først var bygd ut som oljefelt kobles til gjennom et lokalt nettverk av rørledninger. Dette gjaldt blant annet Nornefeltet.
I Norskehavet finner vi også den dypeste feltutbyggingen på norsk sokkel. Aasta Hansteen-feltet ligger på 1300 meters dyp i Vøringområdet i Norskehavet, rundt 300 kilometer vest av Sandnessjøen. Feltet omfatter opprinnelig de tre funnene Luva, Haklang og Snefrid Sør som ble funnet i 1997 og 1998. Utbyggingen gjorde det også mulig å bygge den 482 kilometer lange gassrørledningen Polarled til Nyhamna i Møre og Romsdal.
Da plan for utbygging og drift ble godkjent i 2013, ble navnet endret til Aasta Hansteen etter kvinnesaksforkjemperen. Feltet er bygget ut med verdens største Spar-plattform, en flytende produksjonsplattform som brukes på store dyp. Skroget er vertikalt sylindrisk og forankret til havbunnen. Dette er også den første Spar-plattformen på norsk sokkel.
Aasta Hansteen er et gassfelt med anslåtte reserver før oppstart på 55,6 milliarder standard kubikkmeter (Sm3) gass og 0,6 millioner Sm3 kondensat. Gass fra Aasta Hansteen transporteres i Polarled-rørledningen til Nyhamna-terminalen for videre eksport til Storbritannia. Produsert kondensat lastes på tankskip og fraktes til markedet.
Equinor startet produksjon fra Aasta Hansteen-feltet 16. desember 2018. Samtidig åpnet rørledningen Polarled.
Utbyggingskostnadene er beregnet til 37,4 milliarder kroner (2018) mot 34,5 (2018-)kroner da utbyggingen ble godkjent av Stortinget i 2013.
I driftsfasen blir feltet operert fra Harstad, basetjenester leveres fra Sandnessjøen og helikoptertrafikken går fra Brønnøysund
Sleipner ble dessuten regnet som et pionerprosjekt i og med at CO2-forekomster i gassen som ble produsert ble skilt ut og pumpet ned i den såkalte Utsiraformasjonen, før gassen ble sendt videre. Utsiraformasjonen var et geologisk lag på rundt 1000 meters dybde som inneholdt vann. Gassen fra Sleipnerfeltet inneholdt uvanlig mye CO2. Statoil var derfor avhengig av å fjerne CO2 for å få solgt gassen.
I og med at Norge fra og med 1991 innførte en avgift på utslipp av CO2 måtte Statoil ha betalt en avgift for å slippe ut gassen. Ved å pumpe den ned i undergrunnen slapp Statoil å betale denne avgiften. På den måten ble rensingen kommersielt lønnsom.
Kommentarer
Kommentarer til artikkelen blir synlig for alle. Ikke skriv inn sensitive opplysninger, for eksempel helseopplysninger. Fagansvarlig eller redaktør svarer når de kan. Det kan ta tid før du får svar.
Du må være logget inn for å kommentere.