Equinor und Partner erschließen Irpa-Gasfeldes in der Nordischen See – mehr Gas für Europa und UK

Tiefes Wasser und niedrige Temperaturen auf dem Meeresboden erfordern den Einsatz neuer Technologien für Pipelines, so eine pipe-in-pipe-Lösung©Illustration: Kjell Morten Aas / Equinor ASA

22. November 2022. Equinor Energy AS als Betreiber und seine Partner Wintershall DEA, Petoro und Shell werden das Irpa-Feld in der Norwegischen See erschließen. Die Investitionskosten belaufen sich nach Angaben von Equinor auf etwa 14,8 Milliarden NOK. Die Partner gehen davon aus, fast 20 Milliarden Kubikmeter Gas aus dem Feld fördern zu können. Im vierten Quartal 2026 soll die Produktion beginnen. Das Feld soll bis 2039 Gas liefern. Am 22. November übergaben die Akteure Norwegens Energieminister Terje Aasland den entsprechenden Entwicklungs- und Betriebsplan (PDO). Das geförderte Gas soll nach Europa und in das Vereinigte Königreich geliefert werden.

Die Irpa-Entdeckung, früher bekannt als Asterix, wurde 2009 nachgewiesen und befindet sich in tiefem Wasser in der Norwegischen See, 340 Kilometer westlich von Bodø. Die erwarteten förderbaren Gasressourcen können den Verbrauch von fast 2,4 Millionen britischen Haushalten über einen Zeitraum von sieben Jahren decken.

Das Gas werde schrittweise über das Gasfeld Aasta Hansteen in die bestehende Infrastruktur eingespeist und über die Pipeline Polarled zur Gasaufbereitungsanlage Nyhamna transportiert. Von dort soll das Gas über das Langeled-Pipelinesystem zu Kunden in Großbritannien und Kontinentaleuropa transportiert werden. Die Entwicklung des Irpa-Feldes werde die Aktivität und stabile Gaslieferungen von Aasta Hansteen, die planmäßig 2032 eingestellt werden sollten, nun bis 2039 verlängern.

„Während der Projektlaufzeit wird es auch lokale und regionale Lieferungen geben, obwohl das Irpa-Projekt weitgehend von internationalen Spezialanbietern abhängig ist, die in Wassertiefen von 1.350 Metern operieren können“, sagt Hogne Pedersen, Projektleiter von Irpa.

Das Gas des Irpa-Feldes wird schrittweise über das Gasfeld Aasta Hansteen in die bestehende Infrastruktur eingespeist©Equinor

„Die Entwicklung von Irpa war eine Herausforderung. Tiefes Wasser und niedrige Temperaturen auf dem Meeresboden haben die Qualifizierung innovativer neuer Technologien für Pipelines erforderlich gemacht, aber die gute Unterstützung in der Partnerschaft und die gestiegene Nachfrage nach Gas haben eine Investitionsentscheidung ermöglicht“, sagt Hogne Pedersen, Projektleiter von Irpa. Das Irpa-Projekt sei weitgehend von internationalen Spezialanbietern abhängig ist, die in Wassertiefen von 1.350 Metern operieren können. Allerdings kämen auch lokale Zulieferer zum Zug.

Die Entdeckung wird mit drei Bohrlöchern und einer 80 Kilometer langen Pipeline zur Plattform Aasta Hansteen erschlossen. Als einzige geplante Tiefseeentwicklung in Norwegen werde die technische Lösung zur Entwicklung neuer Kompetenzen in der Branche beitragen, teilt Equinor mit.

Fakten über Irpa

  • Entdeckung: Irpa (früher Asterix (6705/10-1)) ist ein Gasfeld im Vøring-Becken im Nordmeer, etwa 80 Kilometer westlich der Plattform Aasta Hansteen und 340 km westlich von Bodø.
  • Der Fund wurde 2009 nachgewiesen und enthält 19,3 Milliarden Standard-Kubikmeter Gas und 0,4 Millionen Standardkubikmeter Kondensat in förderbaren Reserven, ca. 124 Millionen boe insgesamt
  • Partner sind Equinor Energy AS (Betreiber) 51 %, Wintershall DEA (19 %), Petoro (20 %), Shell (10 %).
  • Die Irpa-Entdeckung wird mit drei Bohrlöchern und einer 80 km langen Tieback-Pipeline nach Aasta Hansteen erschlossen.
  • Die Wassertiefe beträgt 1350 Meter.
  • 294.000 geschätzte Offshore-Arbeitsstunden während der Entwicklung und Modifikationen.

Da der Entwicklungsplan für Irpa noch vor dem Jahreswechsel vorgelegt wurde, können die Unternehmen noch von den günstigen vorübergehenden Steuerregelungen profitieren, die das norwegische Parlament Storting nach der Corona-Krise im Jahr 2020 verabschiedet hat. Wie norwegische Medien berichten, wird erwartet, dass die Industrie dementsprechend noch vor dem Jahreswechsel weitere Entwicklungspläne vorlegen wird, um diese Frist einzuhalten. Im August reichte Aker BP den Plan für Trell und Trine mit Investitionen in Höhe von fast sechs Milliarden NOK ein. Am 18. November übergab Wintershall Dea den Entwicklungsplan für die zweite Phase des Maria-Felds mit einer Investitionsschätzung von vier Milliarden NOK. Die ursprüngliche Erschließung des Wisting-Feldes in der Barentssee wurde auf 2026 verschoben.

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