Aker BP приступила к добыче на месторождении Hanz в Северном море.

Об этом сообщает пресс-служба норвежской компании. Тезисы гендиректора Aker BP К. Херсвика:

• это еще один прекрасный пример того, чего мы можем достичь, работая в одной команде с нашими поставщиками для достижения общей цели и с общими стимулами;
• кроме того, инновационные решения с повторным использованием инфраструктуры и использованием скважин с межпластовыми перетоками способствовали снижению затрат и снижению выбросов;
• разработка месторождения Hanz важна для развития участка недр Ivar Aasen;
• старт работ на Hanz поможет поддерживать высокий уровень добычи на морской платформе Ivar Aasen.

Добыча на шельфовом месторождении Hanz началась после того, как в феврале 2024 г. Норвежский оффшорный директорат (Norwegian Offshore Directorate, NOD) выдал соответствующее разрешение.

Сообщалось, что разработка Hanz предусматривает повторное использование подводных установок с месторождения Jette, добыча на котором была остановлена в 2016 г.

Это 1^й случай повторного использования производственного оборудования при разработке нового месторождения на норвежском континентальном шельфе (NCS).

Aker BP отмечает, что стратегия добычи нефти и природного газа была изменена и теперь включает использование скважин с межпластовыми перетоками для закачки воды.

По данным оператора, это позволяет существенно снизить энергопотребление, уменьшить использование химикатов и снизить количество оборудования на морском дне. Нефтегазовое месторождение Hanz:

• расположено в центральной части Северного моря, в 12 км к северу от месторождения Ivar Aasen на глубине 115 м;
• открыто в 1997 г.;
• план разработки и эксплуатации (PDO) был утвержден еще в 2013 г.;
• оценочное бурение проведено в 2018 г. (оценочные скважины 25/10-16 S, A и C);
• залежи углеводородов Hanz:
• находятся в пределах формации Draupne позднеюрского возраста,
• запасы нефти преобладают,
• также отмечается наличие газовой шапки;
• окончательно инвестиционное решение (FID) по проекту принято в декабре 2021 г.,
• на тот момент общий объем инвестиций оценивался в 3,3 млрд норвежских крон (около 313,7 млн долл. США),
• в настоящее время общий объем инвестиций оценивается почти в 5 млрд норвежских крон (453,2 млн долл. США);
• месторождение будет разрабатываться с использованием подводных добычных комплексов, с привязкой к морской платформе Ivar Aasen, расположенной примерно в 12 км к югу;
• объем извлекаемых запасов (в основном нефти) составляет около 20 млн бнэ;
• разработка месторождения будет осуществляться в рамках лицензии на добычу PL028B:
• выдана 15 декабря 1999 г.,
• действительна до 31 декабря 2036 г.,
• оператором лицензии является Aker BP с долей участия 35%, а ее партнерами - Equinor (50%) и Sval Energi (15%);
• предполагается, что добытая нефть будет транспортироваться на платформу Edvard Grieg для обработки и дальнейшего экспорта по 212-киллометровому нефтепроводу Grane Oil, который соединен с терминалом Equinor Sture (Стуре) в муниципалитете Эйгарде, в 50 км к северо-западу от Бергена, Норвегия.

Aker BP является оператором 6 месторождений на NCS: Alvheim, Ivar Aasen, Skarv, Edvard Grieg, Ula и Valhall, а также является партнером Equinor по проекту разработки месторождения Johan Sverdrup в Северном море с долей участия 31,5%.

В компании считают, что NCS обладает значительными объемами углеводородов, но также отмечают, что открытия меньше, а породы-коллекторы сложнее.

По итогам Awards in predefined areas 2023 (APA-2023) Aker BP получила 27 лицензий на добычу, включая 17 операторских.

Автор: А. Гончаренко