Месторождение открыто в 2010 г. и включает 2 лицензии на добычу и состоит из 2 месторождений, называемых Avaldsnes в PL501 (2010 г, Lundin Petroleum - оператор) и Aldous Major South в PL265 (2011 г, Equinor - оператор).
Когда выяснилось, что эти 2 месторождения составляют единое месторождение, оно было названо Йохан Свердруп в честь основателя норвежского парламентаризма.
Avaldsnes было открыто скважиной 16 / 2-6 и включает в себя Aldous Major South и Aldous Major North.
Aldous Major South открыто в августе 2011 г. скважиной 16 / 2-8, которая была пробурена до глубины 2083 м, где обнаружена нефтяная колонна интервалом 65 м.
Aldous Major North - это небольшое месторождение, открытое скважиной 16 / 2-9S, которая была пробурена до глубины 2047 м в сентябре 2011 г. Lundin Petroleum пробурила скважину, чтобы подтвердить расширение месторождения южного месторождения на север.
Продуктивными отложениями являются песчаные коллекторы нижнего мела / юры с высоким уровнем пористости и проницаемости.
Запасы месторождения составляют 1,9 - 3,0 млрд баррелей (300 - 480 млн т) нефти.
Это одно из 5 крупнейших нефтяных месторождений на норвежском континентальном шельфе (NCS).
Это один из самых важных промышленных проектов в Норвегии в течение следующих 50 лет.
На пике добыча будет составлять 25% всей норвежской добычи нефти.
Глубина моря - 110 - 120 метров.
Нефтеносные пласты месторождения расположены на глубине 1900 метров.
Нефть сорта Johan Sverdrup: плотность - 27,2 - 28,0 оAPI (891-887,1 кг/м3), серы - 0,82%.
Газовый фактор откровенно невелик.
План развития и эксплуатации (PDO) был утвержден в 2015 г.
1 этап проекта включает строительство и ввод в эксплуатацию:
- 4 морских платформ (МП), соединенных мостиками,
- 3 подводных добычных комплекса,
- промысловые нефтепроводы для сбора добываемой нефти,
- 8 эксплуатационных скважин.
Магистральный нефтепровод (МНП) был проложен в непосредственной близости от райзерного блока в 2018 году.
Протяженность - 283 км - до нефтетерминала Монгстад неподалеку от г. Берген.
Диаметр труб - Ø 36 дюймов.
1 этап был завершен 5 октября 2019 г. с прогнозным уровнем добычи нефти до 470 тыс баррелей/сутки.
Официально ввод в промышленную эксплуатацию месторождения случился 7 января 2020 г. в присутствии премьер - министра Норвегии Э. Солберг.
2 этап разработки:
- 1 технологическая МП,
- подземное оборудование к объектам.
Выход на полку добычи - 660 тыс барр/сутки в 2023 г.
Экология:
- электроснабжение для месторождения обеспечено наземной гидроэлектростанции (ГЭС), что сократит общие выбросы парникового газа на 80-90 % по сравнению со стандартной процедурой разработки, включающей обычно используемые на норвежском шельфе газовые турбины,
- энергоэффективным решениям уделяется первоочередное внимание в целях сокращения общего энергопотребления.
Декарбонизация:
Участники проекта: Equinor - оператор с долей участия 42,6267%, Lundin Petroleum - 20%, Total - 8,44%, Petoro - 17,36%, Aker BP - 11,5733%.
- Средний выброс CO2 составляет 0,67 кг/баррель.
- Экономия выбросов оценивается в 460 тыс т/год CO2.
Участники проекта: Equinor - оператор с долей участия 42,6267%, Lundin Petroleum - 20%, Total - 8,44%, Petoro - 17,36%, Aker BP - 11,5733%.
