ExxonMobil har startet boringen av den første produksjonsbrønnen i et nytt boreprogram på Jotunfeltet i Nordsjøen, 200 km vest for Stavanger. Tre produksjonsbrønner er planlagt boret fra Jotun B-plattformen.

Boreprogrammet estimert å koste 90 millioner dollar

I tiden som er gått siden produksjonsstart på Jotun i 1999, er ca. 75% av feltets reserver produsert. Dagsproduksjonen i 2005 var ca. 13.000 fat olje per dag i gjennomsnitt. To boreprogram er fullført på feltet, og det siste ble fullført i 2003. Det nye boreprogrammet, som etter planen vil fullføres tidlig i 2007, er totalt estimert å koste ca. 90 millioner dollar.

Alle de nye produksjonsbrønnene skal bores i Tau-strukturen

Jotunfeltet består av tre strukturer - Elli, Elli Sør og Tau.Tilgjengelig informasjon fra eksisterende brønner og nye seismiske data, bl.a. 4-D seismiske undersøkelser, er blitt integrert i en geomodell som er blitt oppskalert i en ny reservoar-simuleringsmodell. De nye brønnene blir boret i området som denne modellen viser har størst potensiale for å utvinne olje – dvs. reservoar-sandene som ligger over og øst for de eksisterende 4 oljeproduksjons-brønnene i Tau-strukturen.

Ledig produksjonskapasitet på Jotun utnyttes til å prosessere olje og gass fra Balder og Ringhorne

Jotun-produksjonen har falt de siste årene, og dette har ført til ledig produksjonskapasitet. For å utnytte denne kapasiteten ble Balder i 2003 knyttet opp mot Jotun via en gassrørledning. I 2004 ble en rørledning installert mellom Ringhorne- og Jotunfeltene, noe som gjorde det mulig å produsere deler av Ringhornefeltet mot Jotunskipet i tillegg til Balderskipet. I 2005 ble 39.000 fat med olje per dag sendt fra Ringhorne til Jotun der den ble ferdig prosessert, lagret og eksportert. I tillegg ble 25 millioner kubikkfot gass eksportert daglig fra Balder og Ringhorne til Jotun for gassalg.

ExxonMobil er operatør og har 45 % eierinteresse i feltet. Andre deltakere er Shell (45 %), Petoro (3 %) og Lundin (7 %).