Trollfeltet er et olje- og gassfelt på 750 km² i den nordlige delen av Nordsjøen, omtrent 65 km vest for Kollsnes i Hordaland, bestående av Troll Øst, Troll Vest gassprovins og Troll Vest oljeprovins. Det er det mest verdifulle feltet på norsk sokkel regnet i samlet utvinnbar energimengde av olje, gass, NGL og kondensat. Feltet strekker seg over fire blokker, og dets utvinnbare reserver er foreløpig anslått til omtrent 1 332 GSm³ gass og 232 MSm³ olje. Omtrent 60 % av gassreservene på norsk sokkel befinner seg på feltet, noe som gjør at Trollfeltet har større ressurser enn Ekofisk og Statfjord til sammen. Det er med god margin det største gassfunnet i Nordsjøen noensinne og regnes også som et av verdens største gassfelt.
Historie
Trollfeltet ble funnet i 1979, og utvinningstillatelse 054 ble tildelt Norske Shell dette året for blokk 31/2, selv om den ikke ble erklært drivverdig før i 1983. Samme året ble også blokkene 31/3, 31/5 og 31/6 erklært drivverdige og derfor konsesjonert ved særskilt tildeling under utvinningstillatelse 085, til selskapene Statoil, Norsk Hydro og Saga Petroleum. Krevende værforhold og dypt vann skapte bred skepsis knyttet til feltets utvinningspotensial, og store investeringer var nødvendig for å operere. I tillegg ble Trollfeltet gjenstand for et geopolitisk maktspill under den kalde krigen. USAs president Ronald Reagan ønsket at gass fra Trollfeltet skulle erstatte sovjetisk gass fra Sibir som en strategi for å redusere Sovjetunionens petroleumsinntekter, og å gjøre europeiske allierte mindre avhengig av sovjetisk energi.[3] Tidlige initiativtagere til Trollfeltet bestemte at utbyggingen av feltet skulle foregå i flere faser, som tok for seg feltets ulike områder og reserver. Det begynte med utvinning av gass fra Troll Øst i fase I, deretter olje fra Troll Vest i fase II og til slutt en ny runde med gassproduksjon i fase III, da det ble slått fast at man kunne hente gass også fra Troll Vest.
Fase I
Den 15. september1986 mottok Stortinget en plan for utbygging og drift (PUD) av Trollfeltet i tre faser. Nøyaktig tre måneder senere ble fundamentet for petroleumsutvinning lagt, da de autoriserte påbegynning av fase I som innebar gassutvinning i den østlige, største og mest ressursrike delen av feltet, kjent som Troll Øst. Norske Shell var operatør i utbyggingsfasen, og inngikk en avtale med entreprenørselskapet Norwegian Contractors i mars 1991 om å bygge en Condeep-plattform til prosjektet. I 1995 var produksjonsplattformen Troll A ferdigstilt. Statoil var operatør i driftsfasen, og startet produksjon og medfølgende eksport av naturgass i 1996. Et prosessanlegg på Kollsnes ble etablert som en del av PUD for fase I. Det ble godkjent utbygget i 1990 og iverksatt i 1996.
Fase II
Etter at fase I ble vedtatt, ble det avklart at det skulle gjennomføres videre undersøkelser om utbyggingsmuligheter i den oljerike vestlige delen av feltet, Troll Vest oljeprovins. Operatøren i denne provinsen ble Norsk Hydro Produksjon, som gjennomgikk studier i perioden 1987–88 og slo fast at det var gode muligheter for å utnytte oljelaget i området. Det ble utarbeidet en plan for utbygging og drift, som ble levert til Stortinget gjennom St.prp. nr. 77 (1991–92). Den 18. mai 1992 ble planen godkjent, og plattformen Troll B ble bygget på ordre fra selskapet. Oljeproduksjonen ble påbegynt den 19. september1995. Senere ble plattformen Troll C bygget som supplement i oljeproduksjonen, og den ble satt i drift i 1999.
Fase III
Geografi og provinsinndeling
Troll Øst
Troll Vest
Troll Vest gassprovins
Troll Vest oljeprovins
Petroleumsforekomster
De to områdene overlapper hverandre delvis, og regnes derfor i de fleste sammenhenger som samme felt. Da man oppdaget Trollfeltet ble det regnet som et gassfelt, men det ble senere oppdaget et tynt oljelag under gassen som idag utvinnes ved hjelp av avansert teknologi.
Troll Gass
Gassreservoarene i Trollfeltet befinner seg 1 400 m under havbunnen og er inndelt i Troll Øst og Troll Vest gassprovins. Foreløpig er det anslått at reservoaret tilsammen inneholder 1 332,11 GSm³ naturgass, som tilsvarer 15 000 TWh i omgjort energi. Beregninger viser at man vil kunne produsere gass i minst 70 år.[4] Totale gjenværende gassreservoarer var 1. januar 2005 på 1 128,61 mrd Sm³. I 2004 produserte feltet 26,36 mrd Sm³, tilsvarende en R/P ratio på 44, som indikerer at feltet kan produsere på dette nivået i 44 år fremover.
Troll Videreutvikling
Troll Olje
Oljereservoarene befinner seg i Troll Vest oljeprovins og opereres av Norsk Hydro. Av opprinnelig 231,69 MSm³ olje, har feltet gjenstående oljeforekomster på 50,61 MSm³.
Da det i begynnelsen ble tildelt blokker til gassutvinning, ble det slått fast at oljen i området ikke var utvinnbar med tradisjonelle vertikale oljebrønner. Utviklingen av ny brønnteknologi gjorde siden at man kunne benytte produksjonsbrønner med horisontale brønnbaner nede i reservoaret, og ta ut oljen ved hjelp av denne teknikken. Et foreløpig anslag over de utvinnbare oljereservoarene i området tilsier at utvinningsgraden ligger på omtrent 36 %.[5] Reservoarsanden i provinsen er særdeles løs, og man var i begynnelsen redde for at borehullene skulle kollapse i det 300 meter dype havet. Oljen blir derfor fraktet fra brønnrammer på havbunnen til produksjonsplattformen.[6]
Installasjoner
Troll A
Trollfeltet ble offisielt åpnet på nasjonaldagen 17. mai 1995 med gassplattformenTroll A. Byggingen ble tildelt entreprenørselskapet Norwegian Contractors i mars 1991 for Norske Shell, som var operatør i utbyggingsfasen, og blir regnet som et av de største ingeniøroppdragene gjennom tidene. Det er også den største menneskeskapte konstruksjonen som er flyttet på jordens overflate noensinne.[7] Kontrakten for bygging og utrusting av plattformen beløp seg til 4,15 milliarder 1991-kroner. Gassproduksjonen startet den 9. februar1996. Gassen utvinnes fra 40 gassbrønner. Det var opprinnelig planer om å installere et komplett prosessanlegg til havs, men planen ble forkastet siden understellet ikke ville tåle vekten. Derfor ilandføres den gjennom ulike rørledninger til Kollsnes prosessanlegg i Øygarden, hvor den blir prosessert.
Den ble bygget ved verftetAker Stord og designet av Aker Engineering. Det er en bunnfast brønnhode- og kompresjonsinstallasjon med et understell bestående av armert betong, og drives av elektrisk kraft fra fastlandet,[8] nærmere bestemt med en HVDC-teknologi utviklet av ABB. Denne strømforsyningen går gjennom tre eksisterende strømkabler. Innretningen har en samlet tørrvekt på 656 000 tonn og en høyde på 472 m fra betongskjørtet til toppen av flammebommen, hvorav 369 m er under vann. Understellet og dekket ble bygget hver for seg; dekket ble påsatt mens understellet var delvis nedsenket. Plattformen ble tauet i omtrent 200 km fra Vats i Rogaland og ut til feltet. Tauingen tok syv dager.
Teknisk Ukeblad kåret Troll A til «århundrets ingeniørbragd 1900–2000».[9] Beregnet levetid for plattformen er over 70 år. Det er den siste betongplattformen som ble bygget i betongepoken i norsk oljehistorie (1973–1996).[10]
Separasjonsanlegg på havbunnen. Driften startet i 2001.
Troll Oseberg gassinjeksjon (TOGI)
Havbunnsramme for eksport av gass til Osebergfeltet.
Geologi
Petroleumen i Trollfeltet finnes i sandsteinsavsetninger fra slutten av juratiden.
Nedre del av reservoaret består av finkornede eller vekslende sandige og siltige sedimenter som tilhører Heather- og Fensfjordformasjonen. Øvre del av reservoaret består av middels til grov sandstein som tilhører Sognefjordformasjonen. Denne sandsteinen ble avsatt i det såkalte Sognefjorddeltaet.
I likhet med flere andre felt på norsk sokkel, ligger det i Trollfeltet en oljesone i flere sandlag under gassen. Denne oljesonen er tynn, og bare i Troll Vest oljeprovins ble den funnet tykk nok til å være drivverdig ved hjelp av horisontale brønner. På det meste er oljelaget 14 meter tykt, og under oljen er det store vannmengder.
Seismiske undersøkelser
Eierskap
Den norske stat innehar største deltakerandel av gass og olje som produseres på Trollfeltet. Gjennom utvinningstillatelsene 054 og 085 står den med en eierandel på 56 % via selskapet Petoro (SDØE). Dette vil utgjøre grunnstammen av inntekter til den norske stat fra petroleumsvirksomheten de nærmeste tiårene. Øvrige produksjonsandeler eies av Equinor (20,8 %), Norsk Hydro (9,78 %) og Shell (8,1 %). Minste andeler har Total og ConocoPhillips med henholdsvis 3,69 % og 1,6 %.
Operatørskap
Lisensperioden til Equinor og Norsk Hydro løper til 2030. De to utvinningstillatelsene (054 og 085) er unitisert gjennom lisensgruppen Troll Unit for å sikre samordnet ressursutvikling, og består av de ulike eierne (deltakerne) på det samordnede Trollfeltet.
Referanser
^«Troll». Faktasider Oljedirektoratet. Besøkt 26. februar 2020.
^«Troll». norskpetroleum.no. Besøkt 26. februar 2020.
^NSC (November 1982). «East-West Economic Realtions & Poland-Related Sanctions (NSC-NSDD-66)». NSC. Besøkt 07.05.2017. «An agreement that countries participating in the agreement will not commit to any incremental deliveries of Soviet gas beyond the amounts contracted for from the first strand of the Siberian pipeline; not commit themselvs to significant incremental deliveries through already pipeline capacity; and participate in the accelerated development of Western energy resources, principally Norwegian gas.»
