Knarr
Das Feld Knarr (ehemals Jordbær, zu Deutsch Erdbeere) liegt in der nördlichen Nordsee, 112 Kilometer vor der norwegischen Küste und ca. 45 Kilometer nordöstlich des Snorre-Felds.
Förderstart aus dem Feld Knarr war im März 2015. Das Feld wird über sogenannte Subsea Templates, die auf dem Meeresboden installiert sind, entwickelt. Die Unterwasseranlagen werden an ein geleastes FPSO-Schiff angeschlossen.
Das neugebaute FPSO-Schiff Petrojarl Knarr besitzt eine Verarbeitungskapazität von 63.000 Barrel Öl pro Tag. Ein Drehgelenk im Turm (swivel) ermöglicht es dem FPSO-Schiff sich, angepasst an die jeweilige Wetterlage in der Nordsee, problemlos um 360 Grad zu drehen. Das Schiff 256,4 Meter lang und 48 Meter breit und besitzt eine Tragfähigkeit von 135.000 dwt.
Das geförderte Öl wird vom FPSO auf Tanker verladen und abtransportiert. Das Erdölbegleitgas wird über eine eigens hierfür bestimmte Pipeline zum FLAGS-System (Far North Liquids and Associated Gas System) transportiert, in das auch das Erdgas aus dem Feld Gjøa eingespeist wird.
Der Hauptfund im Lizenzgebiet Knarr aus dem Jahr 2008 wurde in einem beschleunigten Verfahren behandelt, so dass nur zwei Jahre später bei den norwegischen Behörden ein Feldesentwicklungs- und Betriebskonzept eingereicht werden konnte. Die Fündigkeit im Gebiet Knarr West wurde Ende 2011 entdeckt.
Knarr im Überblick
| Betriebsführer | Norske Shell: 45% |
| Partner | Idemitsu Petroleum Norge: 25% Wintershall Norge: 20% DEA Norge AS: 10 % |
| Lizenzen | PL373 S |
| Geographie | Knarr liegt im nördlichen Teil der Nordsee, ca. 50 km nordöstlich vom Feld Snorre und rund 120 km westlich vom Feld Florø entfernt. |
| Geologie | Das Ölfeld Knarr befindet sich im nördlichen Teil des Tampen Gebietes und wurde 2008 (damals unter dem Namen Jordbær) entdeckt. Das Öl befindet sich in Sandsteinen des Unteren Jura in einer Tiefe von 3,800-3,900 mTVDSS. Rotierte Störungsblöcke, typisch für den norwegischen Kontinentalschelf, bilden die Fallen für die Kohlenwasserstoffe. Das Feld Knarr besteht aus vier einzelnen Segmenten. Durch das Vorkommen von Porosität erhaltenden Chlorit Mineralen weisen die Sandsteine trotz ihrer Versenkungstiefe außergewöhnliche Reservoireigenschaften auf. |
| Konzessionsfläche | 329,695 km2 |
| Geschätzte Gesamtreserven | 13 Millionen Kubikmeter Öläquivalente |
| Geplante Gesamtproduktion | 11,5 Millionen Kubikmeter Öl 1404 Tausend Kubikmeter NGL/LPG 338 Millionen Kubikmeter Gas |
| Produktionsstart | März 2015 |