Au milieu des préoccupations croissantes en matière d’approvisionnement énergétique à travers l’Europe en raison de la crise ukrainienne, entraînant une volatilité accrue des prix du pétrole et du gaz, la société pétrolière et gazière norvégienne Aker BP a obtenu l’approbation du gouvernement norvégien pour augmenter la production de gaz à partir d’un champ situé dans la mer de Norvège.

Inaugurer une nouvelle phase de reprise à partir du Champ de Skarv, Aker BP, en tant qu’opérateur, et ses partenaires à Skarv – Equinor, Wintershall Dea et PGNiG – prennent des mesures pour augmenter la production de gaz et ont informé le gouvernement de ce plan. Dans une mise à jour lundi, la Norvège Ministère du Pétrole et de l’Energie informé que les partenaires de Skarv ont maintenant reçu l’autorisation de commencer à augmenter la production de gaz de certaines parties du champ en 2022.

Situé dans la partie nord de la mer de Norvège, à environ 200 km à l’ouest de Sandnessjøen, le champ de Skarv a été découvert en 1998 et le plan de développement et d’exploitation (PDO) a été approuvé en 2007, tandis que la production du champ a commencé en 2013. Développé avec un navire flottant de production, de stockage et de déchargement (FPSO), ce champ dispose d’une des plus grandes usines de traitement de gaz offshore au monde sur ce type d’installation, selon Aker BP.

Le FPSO de Skarv dispose d’une importante usine de traitement du gaz, où le gaz est traité avant d’être transporté vers l’usine de Kårstø dans un pipeline de 80 kilomètres de long relié au système de transport d’Åsgard (ÅTS), tandis que le pétrole du champ de Skarv est déchargé aux pétroliers.

Le ministère a confirmé que la stratégie de production approuvée pour le champ est de réinjecter du gaz dans certaines parties du réservoir dans une phase de six à sept ans afin que les ressources pétrolières du champ puissent également être utilisées. Sur la base de la déclaration du ministère, la production de pétrole de Skarv est en déclin, l’injection de gaz est donc importante pour la récupération du pétrole. Pour relancer la production de pétrole, Aker BP a réinjecté près de la moitié de la production de gaz naturel du champ dans le réservoir, mais l’acteur norvégien envisage désormais d’augmenter la production de gaz.

Le ministère norvégien du Pétrole et de l’Énergie a en outre révélé que les partenaires de Skarv avaient décidé le 8 mars 2022 de fixer le calendrier d’augmentation de la production de gaz sur les segments B et C de Skarv jusqu’en 2022. La décision a été prise après une évaluation complète de l’économie, de la gestion des ressources sur le terrain et l’utilisation des capacités sur le FPSO de Skarv, le système de transport d’Åsgard et à Kårstø.

Le ministère n’a fourni aucun détail sur ce que cette décision signifierait pour les futurs volumes de production du champ de Skarv.

L’ambition d’Aker BP pour la région de Skarv est d’augmenter significativement la production jusqu’en 2040 et l’entreprise a pris plusieurs mesures pour atteindre cet objectif. À cette fin, Aker BP a lancé la production à Ærfugl phase 1 en 2020 et phase 2 en 2021. L’acteur norvégien a déclaré que ces projets amènent à nouveau Skarv au plateau de production de plus de 170 000 barils par jour tout en réduisant les émissions de CO2 par baril produit à partir du FPSO de Skarv jusqu’à 30 % à partir de 2022.

À l’époque, Aker BP a également noté que le développement du champ d’Ærfugl prolonge la durée de vie du FPSO de Skarv de cinq années supplémentaires. La société norvégienne a également commencé la production à Gråsel dans la région de Skarv en mer de Norvège en juin 2021, en utilisant la capacité disponible sur le FPSO de Skarv.

En tant qu’opérateur, Aker BP détient une participation de 23,8 % dans Skarv, tandis que ses partenaires : Equinor, Wintershall Dea et PGNiG détiennent respectivement 36,2 %, 28,1 % et 11,9 %.

Dans le même ordre d’idées, le ministère norvégien du Pétrole et de l’Énergie a approuvé plus tôt ce mois-ci les demandes d’Equinor pour des permis de production révisés, permettant à l’acteur public de maintenir une production de gaz élevée à partir de trois champs pendant les mois d’été jusqu’à répondre à la demande de gaz en Europe.