Pole naftowe Lancaster
| Pole naftowe Lancaster | |
|---|---|
  | |
| Kraj | Zjednoczone Królestwo |
| Region | wody terytorialne Zjednoczonego Królestwa |
| Lokalizacja | na zachód od Szetlandów |
| Blok | 205/21a, 205/22a, 205/26b i 205/22b |
| Na morzu/na lądzie | na morzu |
| Współrzędne | Współrzędne : |
| Operator | Energia huraganu |
| Historia pola | |
| Odkrycie | 2009 |
| Początek rozwoju | listopad 2016 r |
| Rozpoczęcie produkcji | czerwiec 2019 r |
| Produkcja | |
| Bieżąca produkcja ropy | 13 300 baryłek dziennie (~ 6,63 × 10 5 t / rok) |
| Szacowany olej na miejscu | 3333 mln baryłek (~ 4,547 × 10 8 t) |
| Tworzenie formacji | Naturalnie spękana granitowa piwnica z epoki prekambru |
Pole naftowe Lancaster to przybrzeżne pole naftowe na szkockich wodach terytorialnych , 100 kilometrów (62 mil) na zachód od Szetlandów i 170 kilometrów (110 mil) na północ od kontynentalnej Szkocji , na głębokości około 155 metrów (509 stóp). Obejmuje bloki licencyjne 205/21a, 205/22a, 205/26b i 205/22b w licencji P1368 (Central), z których wszystkie są w całości własnością Hurricane Energy. Jest to pierwsze naturalnie spękane podziemne pole naftowe na szelfie kontynentalnym Zjednoczonego Królestwa, które osiągnęło produkcję.
Historia
Odwiert poszukiwawczy 205-21-1A został odwiercony w 1974 roku przez Royal Dutch Shell . Odkrył lekką ropę w naturalnie spękanej prekambru , ale został zatkany i porzucony. Był to pierwszy odwiert wykonany przez półzanurzalną platformę Ocean Voyager po zakończeniu budowy. Zadziwiający wyczyn zimą na zachód od Szetlandów.
W 2009 r. firma Hurricane Energy wykonała odwiert 205/21a-4 znacznie głębiej w naturalnie spękanej piwnicy i odkryła znaczną kolumnę lekkiej ropy naftowej o temperaturze API 38° i przepływie 1367 baryłek (217 m 3 ) ropy dziennie. Następnie w 2010 r. wykonano odwiert bocznicowy 205/21a-4Z, z którego wydobywano lekką ropę w ilości 2885 baryłek (459 m 3 ) ropy dziennie. Odwiert 205/21a-4 został zatkany i opuszczony. Odwiert 205/21a-4Z został zawieszony.
Odwiert 205/21a-6 został wykonany w 2014 roku. Obejmował on odcinek poziomy o długości jednego kilometra. Produkował naturalny przepływ 5300 baryłek (840 m 3 ) ropy dziennie. Ta wzrosła do 9800 baryłek (1560 m 3 ) dziennie z elektryczną pompą zanurzeniową („ESP”). Obie liczby były ograniczone możliwościami sprzętu powierzchniowego i stwierdzono, że odwiert może dostarczać 20 000 baryłek (3180 m 3 ) dziennie przy skromnym poborze 120 psi w warunkach produkcyjnych. Odwiert miał bardzo wysoki wskaźnik produktywności („PI”) wynoszący 160 stb/psi/d. Został zawieszony jako przyszły producent.
Odwiert 205/21a-7 został wywiercony w 2016 roku i wydobył 11 000 baryłek (1700 m 3 ) ropy dziennie z ESP . Następnie został zboczony jako 205/21a-7Z, aby objąć odcinek poziomy o długości jednego kilometra. Dało to naturalny przepływ 6520 baryłek (1037 m 3 ) ropy dziennie lub 15 375 baryłek (2 444 m 3 ) dziennie z elektrofiltrem, z których oba były ograniczone przez używany sprzęt testowy i bardzo wysoki PI wynoszący 147 stb/psi/d. To też zostało zawieszone jako przyszły producent.
System wczesnej produkcji
W 2016 roku firma Hurricane zobowiązała się do wdrożenia systemu wczesnej produkcji („EPS”) z wykorzystaniem pływającego magazynu produkcyjnego Aoka Mizu i rozładunku statku („FPSO”), wyczarterowanego od Bluewater Energy Services, na początkowy okres sześciu lat z opcją przedłużenia do dziesięciu lat. Zostanie to wykorzystane do generowania przychodów i oceny właściwości zbiornika w początkowym okresie testowym, który ma trwać od 6 do 12 miesięcy, a następnie przez pozostałą część okresu produkcji. Wyniki wstępnych testów będą stanowić podstawę decyzji dotyczących potencjalnego pełnego rozwoju pola. EPS wykorzystuje otwory 205/21a-7Z i 205/21a-6. Przychody ze sprzedaży ropy pomogą sfinansować dalsze działania na polu Lancaster i przyległych polach Halifax, Warwick i Lincoln.
Rezerwy, zasoby warunkowe i początkowe ilości na miejscu
Raport kompetentnych osób („CPR”) opublikowany przez RPS Energy w dniu 8 maja 2017 r. zawierał następujące szacunki dotyczące rezerw, zasobów warunkowych i początkowo dostępnych wolumenów ;
-
Rezerwy
- 1P: 28,1 miliona baryłek (4,5 miliona metrów sześciennych ) ekwiwalentu ropy naftowej
- 2P: 37,3 mln baryłek (5,9 mln m 3 )
- 3P: 49,3 mln baryłek (7,8 mln m 3 )
-
Zasoby warunkowe
- 1C: 129,1 mln bbl (21 mln m 3 ) ekwiwalentu ropy naftowej
- 2C: 486,1 mln baryłek (77 mln m 3 )
- 3C: 1116,7 mln baryłek (178 mln m 3 )
-
Początkowo w tomach miejscowych
- Niski szacunek: 1571 mln baryłek (250 mln m 3 ) ekwiwalentu ropy naftowej
- Najlepsze oszacowanie: 2326 mln baryłek (370 mln m 3 )
- Wysoki szacunek: 3333 mln bbl (530 mln m 3 )
Szacunki te zostaną ponownie ocenione w latach 2020 i 2021 z uwzględnieniem ustaleń z systemu wczesnej produkcji. W lipcu 2020 Hurricane ogłosił, że zasoby perspektywiczne mogą ulec istotnemu obniżeniu w wyniku doświadczeń z Systemem Wczesnej Produkcji. Oczekuje się, że zaktualizowany Raport osoby kompetentnej zostanie opublikowany przed końcem pierwszego kwartału 2021 r. Oczekuje się, że kolejna aktualizacja ze śródrocznymi wynikami finansowymi Hurricane zostanie wydana we wrześniu 2020 r.
Pierwszy olej
Aoka Mizu FPSO przybyła na pole Lancaster 17 marca 2019 r. Dwa dni później została pomyślnie podłączona do boi systemu cumowania wieży. 11 maja 2019 r. węglowodory zaczęły wpływać do systemu przetwarzania Aoka Mizu. Po 72-godzinnym teście produkcyjnym, podczas którego osiągnięto planowaną produkcję 20 000 baryłek (3200 m 3 ) ropy dziennie, 4 czerwca 2019 r. wydano komunikat prasowy informujący o pierwszej rafinerii. Hurricane Energy prognozuje, że produkcja przez pierwsze trzy miesiące wyniosłaby 9000 baryłek (1400 m 3 ) ropy dziennie i 13 000 baryłek (2100 m 3 ) dziennie przez następne trzy miesiące, co daje łączną średnią 11 000 baryłek (1700 m 3 ) ropy dziennie przez pierwsze sześć miesięcy, przy czym produkcja jest ograniczona działaniami testowymi.
Faza testowania
Ta faza obejmuje testowanie dwóch odwiertów produkcyjnych osobno i razem. Wyniki pierwszych testów przekroczyły oczekiwania. Wykazano znacznie wyższe prędkości przepływu i PI.
Z każdego z dwóch szybów produkcyjnych przepływało ponad 16 500 baryłek (2620 m 3 ) ropy dziennie bez potrzeby pomocy ESP . Naturalne prędkości przepływu były o 211% wyższe niż w poprzednich testach dla odwiertu 205/21a-6 io 153% wyższe niż w poprzednich testach dla 205/21a-7Z.
Studzienka 205/21a-6 wykazała PI 205 stb/psi/d (29,3% powyżej poprzednich testów), a studzienka 205/21a-7Z wykazała PI 190 stb/psi/d (28,1% powyżej poprzednich testów).
Produkcja od pierwszej ropy do końca 2019 r. wynosiła średnio 13 300 baryłek (2110 m 3 ) ropy dziennie, co było o 20,9% wyższe niż prognozowano, kiedy ogłoszono pierwszą ropę. Oczekiwano, że produkcja w 2020 r. wyniesie 17 000 baryłek (2700 m 3 ) ropy dziennie, planowana jako 20 000 baryłek (3 200 m 3 ) dziennie przy 85% dyspozycyjności, z uwzględnieniem przestojów operacyjnych i przestojów z powodu potencjalnych powiązań i/lub usuwanie wąskich gardeł. Zostało to poddane przeglądowi na podstawie wyników trwającej fazy testów.
Poziome sekcje dwóch odwiertów są oddalone od siebie o kilkaset metrów, a naturalna sieć szczelin jest taka, że zachowują się one jak jeden odwiert. W dwóch odwiertach przetestowano różne kombinacje natężeń przepływu, w tym okresy, w których jeden lub oba odwierty były zamknięte.
W miarę kontynuowania wydobycia pobór wody w odwiercie 7Z stale wzrastał. Chociaż poziomy odcinek tego odwiertu ma setki metrów długości, obecny okres wydobycia, który znajduje się w pobliżu pięty odwiertu, zbiega się ze szczeliną zawierającą to, co obecnie uważa się za stojącą wodę. W rezultacie Hurricane zdecydował się zamknąć odwiert 7Z i samodzielnie przetestować odwiert 6. Hurricane rozważa opcje przeniesienia okresu produkcji studni 7Z poza strefę stojącej wody, ale jest mało prawdopodobne, aby jakikolwiek taki projekt, który wymagałby platformy wiertniczej, miał miejsce w 2020 r. W wyniku tych problemów Hurricane wycofał się wytyczne produkcyjne na 2020 r.
W lipcu 2020 r. Hurricane ogłosił, że w obu odwiertach uruchomiono ESP i wznowiono produkcję z odwiertu 7Z, zapewniając łączną produkcję około 15 000 bopd.
Hurricane Energy nadal testuje i analizuje właściwości złoża i spodziewa się zaktualizować swoją ocenę pola Lancaster w 2020 r. Może to znacznie zmniejszyć zasoby perspektywiczne. Następnie oczekuje się, że w pierwszym kwartale 2021 r. zostanie opublikowany zaktualizowany Raport osoby kompetentnej.
Przyszłe działania
Urząd ds. Ropy i Gazu zażądał, aby Hurricane Energy wykonało co najmniej jeden dodatkowy odwiert pododwiertowy przed 22 grudnia 2021 r. w celu dalszego ustalenia wielkości pola Lancaster. Ponadto rozważano wykonanie kolejnego otworu produkcyjnego. Gdyby tak się stało, byłoby to powiązane z Aoka Mizu FPSO . W wyniku pandemii COVID-19 termin ten został wydłużony o rok.
Trwają prace projektowe mające na celu połączenie FPSO Aoka Mizu z rurociągiem West of Shetland Pipeline („WOSP”). Umożliwi to transport nadwyżek gazu ziemnego do terminalu Sullom Voe na Szetlandach w Szkocji w celu przetworzenia, a nie spalania w pochodniach.
Przewiduje się, że zdolność produkcyjna Aoka Mizu wzrośnie do 35 000 baryłek (5600 m 3 ) ropy dziennie w 2022 r., planowana jako 40 000 baryłek (6 400 m 3 ) dziennie przy 87,5% sprawności. Część tej zdolności jest obecnie przeznaczona do wykorzystania na sąsiednim polu naftowym Lincoln, w którym Hurricane Energy ma 50% udziałów, w oczekiwaniu na pełne zagospodarowanie tego aktywa.
Ostateczna decyzja dotycząca inwestycji w pełne zagospodarowanie pola Lancaster Field zależy od wyniku fazy testowej systemu wczesnej produkcji. Może to obejmować farm-out lub może być podjęte przez samą firmę Hurricane Energy.