Солтүстік Теңіздегі "Бухан" мұнай кеніші

Кіріспе

Солтүстік теңіздің орталық бөлігіндегі мұнай кен орны

Бучан мұнай кен орны – Солтүстік теңіздің орталық бөлігіндегі шағын мұнай және аз көлемде газ қоры бар кен орны. Ол Оңтүстік Халибут бассейні деп аталатын аймақта, Шотландияның Абердин қаласынан солтүстік-шығысқа қарай шамамен 120 миль (193 км) қашықтықта орналасқан. Кен орны негізінен 21/1А лицензиялық блогында орналасқан, сондай-ақ 20/5А(E) блогына дейін кеңейеді. Бұл кен орны 1974 жылдың тамызында, аталған блоктарға рұқсат берілгеннен кейін екі жыл өткен соң ашылды. Оның аты Шотландияның солтүстік-шығысындағы Бучан аймағынан алынған, оның ірі қаласы Питерхед. Бучан бастапқыда коммерциялық және операциялық тұрғыдан өте тәуекелді кен орны деп есептелді және бес жылдың ішінде тоқтатылатыны күтілді. Кен орнының геологиялық құрылымы дамуының бастапқы кезеңінде елеулі қиындықтар туғызды, бірақ жаңа бұрғылау және өндіру технологияларын енгізу оның өндірілетін қорының артуына жағдай жасады. Бучанның Солтүстік теңізде маңызды рөл атқара беретіні және болашақтағы технологиялық жетістіктер осы кен орнынан өндіруді кем дегенде 2018 жылға дейін жалғастыруға мүмкіндік беретіні болжануда.

Барлау

Алғашқы лицензиялық блок иегері ретінде Transworld Petroleum (Ұлыбритания) Texaco компаниясымен бірге 1974 жылдың тамызында алғашқы ұңғыманы бұрғылаған. Келесі екі жылда аймақта тағы үш сынақ ұңғымасы бұрғыланды. Дегенмен, бұл аймақтан мұнай өндіру өте қиын болып шықты: сынақтардың нәтижесінде өте күрделі және жарықшақты кен орын анықталды, ал екі сынақ ұңғымасы жоғалып кетті. 1977 жылы BP кен орнының операторы болды. Бұхан бастапқыда "көлемі белгісіз шағын кен орын" деп сипатталған (Хилл 1979). Алғашқы бағалаулар бойынша мұнай қоры шамамен құрады. Бірақ кейбір бағалаулар, резервуардың мүмкіндіктеріне және қосымша капиталдық шығындарға байланысты, мұнайдың көлемі одан да көп болуы мүмкін екенін көрсетті. Кен орнынан мұнай өндірісі 1981 жылдың мамырында басталды және 1983 жылдың мамырында ең жоғары деңгейге жетті, ол кезде кен орны өндіріп тұрды. Бұхан кен орыны аумағында тағы да жаңа кен орындары табылды. Бұхан Солтүстік серік кен орыны негізгі кен орыннан кейін көп ұзамай ашылды. 1996 жылы ашылған Ханней кен орыны Бухан Альфа платформасына қосылған.

Геология

Егістіктің орталық бөлігі шығыстан батысқа қарай шамамен 400 метр қалыңдықпен созылады. Бұл орталық бөлік Девон және төменгі карбон кезеңдеріне жататын Көне қызыл құмтастан тұрады (Эдвардс 1991). Бөліктің айналасын орта және соңғы юралық құмдар қоршап тұрады, олар өзендік және эолиялық шөгінділермен, сондай-ақ балшық тастармен араласады (Хилл 1979). Бұл құмдардың сапасы тік және көлденең бағытта әртүрлі (сурет 2). Орталық бөлікте мұнай бар деп саналады, ал айналадағы юралық құмдарда мұнайдың мөлшері айтарлықтай аз болады деп күтілуде (Вуд Маккензи 2002). Бұл кен орнының ең маңызды факторы – орталық бөліктің артық қысымы. Бұл артық қысым 2500 метрлік көтерілу нәтижесінде пайда болған, оның 1000 метрі төменгі креда кезеңіне сәйкес келеді (Хилл 1979). Бағалау ұңғымаларынан алынған қысым деректері 3200 фунт/квадрат дюйм (22 МПа) артық қысымды көрсетеді. Ең маңыздысы, қалыпты қысымнан осы артық қысымға өту аймағы төменгі кредалық қабаттардың өте жұқа қабаттарында байқалады, олардың кейбір бөліктерінің қалыңдығы 30 метрге жетеді. Бұл алғашқы нәтижелер кен орнының маргиналды болып табылатынын және одан мұнай алудың қиын болатынын көрсетті. Сондай-ақ, бұл деректер мұнай алудың төмен кеуектілік және өткізгіштік салдарынан шектеулі болатынын ұсынды. Дегенмен, барлық кен орындарында болғандай, өндіріс деректері бойынша қосымша зерттеулер жүргізілгенде геология туралы жаңа фактілер анықталды. Бұл жағдайда Бучан кен орны ескі жарылым сызығында орналасқандықтан айтарлықтай жарылған. Сондықтан, резервуарда көптеген жарықтар бар, олар оның кеуектілігі мен өткізгіштігін арттырады. Бұрғылау кезеңінде кен орнының геологиясындағы үш маңызды мәселені шешу қажет болды (Хилл 1979). Бастапқыда кен орнының геофизикалық деректерінде проблемалар болды. Жоғарыда айтылғандай, кен орны орналасқан жеріне байланысты қатты жарылған. Бұл сейсмикалық деректердің сапасын төмендетіп, нашар көрініс берді. Нәтижесінде, геофизика резервуардың ең терең бөлігін дәл анықтауға мүмкіндік бермеді; бастапқы тереңдік бағалаулары 133 метрге дейін қате болды. Резервуардың үстіндегі қабаттардың кеуектік қысымы да өте қауіпті, өйткені олар бірінен екіншісіне күрт өзгереді. Жоғары кредалық әктас қабаттарында қалыпты қысым байқалады, бірақ осы қалыпты қысым мен артық қысымды резервуар арасында төменгі кредалық тақталы тастың жұқа қабаты ғана бар. Бұл тақталы тастың кейбір бөліктерінің қалыңдығы 30 метрге жетеді, ол жоғарыдағы қабатты және артық қысымды резервуарды бөліп тұрады. Нәтижесінде, тақталы тастағы кеуектік қысым жоғарыда қалыпты жағдайға жақын, бірақ резервуармен байланысқа келгенде 3200 фунт/квадрат дюйм (22 МПа) жылдам өседі. Бұл жағдай бұрғылау кезінде тиісті балшық салмағын таңдау кезінде қиындықтар тудырды. Сонымен қатар, тақталы тастың қалыңдығы 30 метрден 200 метрге дейін өзгерді, сондықтан әртүрлі бөлімдерде кеуектік қысымды экстраполяциялау қиын болды (Хилл 1979). Резервуардағы бағалау ұңғымаларын бұрғылау кезінде екі ірі шығын аймағы анықталды. Бучан алаңының айналасында кездесетін жарылған аймақтар балшық ағысының толық немесе айтарлықтай жоғалуына әкелуі мүмкін, өйткені ол формацияға сіңіріледі. Екі жағдайда да, тұншықтығы геотехникалық деректерге байланысты бастапқыда қарастырылғаннан әлдеқайда аз тереңдікте резервуарға ену болды. Бірінші жағдайда, 21/1 2 ұңғымасында, едәуір балшық жоғалды және бұрғылауды басқа бағытта жүргізу үшін шұңқырдың маңызды бөлігі тасталуы керек болды. Екінші жағдайда, 21/1 4 ұңғымасында, мұндай мүмкіндік болмады және шұңқырдан бас тартуға тура келді. Сонымен қатар, резервуар матрицасының геологиялық құрамы кен орнының өнімін күтілгендей арттырмады. Бастапқыда толық өндіріс шыңына жететіні және орташа өндіріс жылдамдығы болады деп болжалды, бірақ бұл кен орнының шыңына ғана жетті, ал орташа көрсеткіш одан әлдеқайда төмен болды.

The central horst of the field is approximately 400 meters thick on an east to west orientation. This central horst is made up of
Old Red Sandstone from the Devonian and Lower Carboniferous periods (Edwards 1991). The horst is surrounded by Middle to Late Jurassic sands which are fluvial and aeolian interbedded with siltstones (Hill 1979). The quality of these sands though varies both vertically and laterally (fig 2). The central horst is thought to contain oil while the surrounding Jurassic sands are expected to contain significantly less, approximately oil (Wood Mackenzie 2002). The most important factor of this field is the overpressure of the central horst. This overpressure has been created by what is thought to be an uplift of 2500 m, of which 1000 m occurred during the Lower Cretaceous Period (Hill 1979). The pressure data that was collected from the appraisal wells show that there is an overpressure of 3,200 lbf/in² (22 MPa). More importantly the transition zone from normal pressure to this overpressure happens over some extremely thin Lower Cretaceous layers, which in parts are only 30 m thick. These initial findings suggested that this would be a marginal field which would be difficult to extract from. This data also suggested that extraction would be limited due to a low porosity and permeability. However, as with all fields, as more was investigated from production data, new facts about the geology were revealed. In this case, the Buchan field is fairly fractured due to its location on an old fault line. Therefore, there are numerous fissures in the reservoir which increase its porosity and permeability. Three other major problems of the field’s geology would have to be overcome during the drilling stage (Hill 1979). Initially there were problems with the geophysical data of the field. As mentioned, the field is highly fractured due to its location. This lowered the quality of the seismic data, giving poor reflections. As a result, geophysics could not be used to accurately define the top depth of the reservoir; initial depth estimates were out by as much as 133 m.

The pore pressures of the layers over the reservoir are also very dangerous, as they vary greatly from one to the next. There is normal pressure in the Upper Cretaceous limestone layers, but between this normal pressure in the limestone and the over pressured reservoir there is only a small layer of Lower Cretaceous shale. In parts this shale is only 30 m thick separating the above layer and the over pressured reservoir. As a result pore pressure in the shale at the top is close to normal but rapidly approaches 3200 psi (22 MPa) as it comes in contact with the reservoir. This circumstance was to prove difficult when selecting the appropriate mud weights during drilling. Furthermore the Shale layer did not have even layer depth throughout varying from 30 to 200 m so making it difficult to extrapolate pore pressure in different sections (Hill 1979). During the drilling of appraisal wells in the reservoir two major loss zones were discovered. Fractured zones such as those encountered around the Buchan field can lead to a complete or serious loss of the entire mud stream as it is absorbed by the formation. Both cases involved the penetration of the reservoir at a much shallower depth than originally considered due to vague geotechnical data. The first case, in well 21/1 2, resulted in considerable mud losses and a significant section of the hole had to be abandoned so the drilling could take a different path. This option was not available in the second case, in well 21/1 4, and the hole had to be abandoned eventually. Furthermore, the geological makeup of the matrix of the reservoir did not contribute to the production of the field to the extent that was hoped. It was initially assumed that full production would peak at and have an average production rate of However, the field only reached a peak of and the field average was significantly lower than that.

Бұрғылау

BP кен орнының геологиялық қиындықтарын жеңу үшін күрделі шаралар қолдануға тура келді. Бұл мәселелер соншалықты маңызды болды ki, жобаның екі аға инженері олар туралы Мұнай инженерлері қоғамында мақала жариялады. Олар жобаның уақытын, ұңғыманы бұрғылау кезеңін және аяқтау сатысын (Pinchbeck 1979) қиындықтармен кездестірді. Қойма туралы жеткілікті геофизикалық деректердің болмауы қатаң сақтық шараларын талап етті. Ұңғыманың конструкциясы резервуардың жоғарғы қабатына кездейсоқ еніп кеткен жағдайда, құбыр тізбектері артық қысымды қабылдай алатындай етіп жасалды. Бағалау ұңғымаларындағыдай, басқа да шығынға ұшырау аймақтарына кездесу мәселесі болды, ол бұрғылауды және оның орналасуын қатаң бақылаумен, сондай-ақ әртүрлі геологиялық факторларды мұқият талдау арқылы шешілді. Бұл шығынға ұшырау аймақтары арқылы дұрыс өлшемдегі ұңғымалар бұрғылануын және кеуекті қысымды мұқият бақылау арқылы артық қысымды шлангтардың болдырмауын қамтамасыз етті. Барлығы өндіріс үшін тоғыз ұңғыма бұрғыланды (жеті орталық және екі спутниктік ұңғыма).

Даму

Бұл кен орнының бастапқы пайдалану мерзімі мұнай өндірумен бес жыл болды, сондықтан пайданы барынша арттыру үшін даму өте тез жүргізілуі керек және барлық күрделі шығындар барынша азайтылуы керек (Mieras 1983). Осы себепті көптеген жұмыстар параллель түрде жүргізілді, сондықтан ұңғымалар, құбырлар және оффшорлық жүк тиеу буялары уақытында аяқталды. Бұрғылау жұмыстары толық аяқталып, алдыңғы күзде тоқтатылды, сондықтан қондырғы іске қосылған кезде ол бірден толық резервуарлық өндіріс қуатына жетуге жақын болды. Ең үлкен кешіктіру жартылай су астындағы бұрғылау қондырғысын, Drillmaster-ды өндірістік қондырғыға ауыстырудан болды, ол 20 айға кешіктіріліп, бастапқыда жоспарланғаннан 40% қымбатқа түсті (Mieras 1983). Бұл ретроспективті жаңартулар ұқсас платформа Александр Л. Килланд құлап, 100 адамның өмірін қиғаннан кейін қажет болды. Buchan Alpha-ның жоғарғы бөліктерін Мэтью Холл Инжиниринг жобалады, ол сондай-ақ сатып алу, жобаны басқару, құрылыс менеджменті және оффшорлық қондырғы қызметтеріне жауапты болды. Олар 1977 жылдың қазан айында келісім-шарт алды. Бастапқыда сегіз мұнай өндіру ұңғымасына арналған жабдықтар болды. Өндірістік қуаты күніне 70 000 баррель мұнай және күніне 600 000 стандартты куб метр газды құрады. Бір ғана үш сатылы өндіріс желісі болды, бірінші саты 10 бар қысыммен жұмыс істеді. Электр энергиясын өндіруге 2 МВт-ты құрайтын төрт дизельді қозғалтқыш қолданылды. Жоғарғы қабатта 80 адамға арналған тұрғын үй болды. Бучан мұнай кен орнының өндірісі 1981 жылдың мамырында іске қосылды, ал мұнай экспорты 1981 жылдың маусым айында басталды. Бастапқыда мұнай платформадан танкерге түсірілді. Алайда 1986 жылы құбыр желісі салынды, ол Forties құбыр жүйесімен және одан кейін Cruden Bay-ге жалғасады. Бұл құбыр желісі өндірілетін қорларға қосымша мүмкіндіктер берді. Өндіріс 1983 жылы күніне орташа есеппен 70 000 баррельге жетті, бірақ 1984 жылдың соңында өндіріс төмендеді, ал қондырғы газ көтеру қондырғыларын қоса алғанда, күрделі техникалық қызмет көрсету бағдарламасына ұшырады. Газ лифтілерін орнату өндірісте ұзақ уақытқа созылуды тудыратын газ лифтілерін орнатудан айырмашылығы, газ лифтісін орнату қажеттілігі алдын ала болжанып, оны сым арқылы іске асыруға мүмкіндік берілді (Pinchbeck 1979). Газ көтерудің қосылуы 1989 жылы баяу және тұрақты төмендеуге дейін өндірісті бірнеше жыл бойы жеткізуге мүмкіндік берді. Қалған газ жағылады. Алайда 1979 жылы 50 миллион баррель мұнай бар деген болжамға қарағанда, 2002 жылы бұл кен орнының қоры 134 миллион баррельге дейін өсті. Бұл кен орнын жақсырақ білуімен және қазбалау әдістерін жетілдірумен байланысты. BP 20/5(a) блогы берілген Texaco компаниясымен бірге кен орнының негізгі операторы болды. Бұл 1996 жылдың тамызына дейін жалғасты, сонда кен орны Беатрис мұнай кен орнымен және Клайд мұнай кен орнымен бірге тастау сатылатын шараға жақын кен орындарына маманданған канадалық мұнай компаниясы Talisman Energy-ге сатылды. 2002 жылы кен орнында әлі де қалдық мұнай бар деп есептелді. Технологияның жетістігі мен кен орнын жақсырақ түсінудің арқасында өндірілетін қорлардың соңғы мөлшері мұнай деп есептеледі.

The initial lifetime of this field was five years with a production of oil, so to maximize profit the development had to proceed very quickly and all capital costs be kept to a minimum (Mieras 1983). For this reason a lot of the development was done in parallel so that the wells, pipelines, and offshore loading buoy were all completed in time. Since the drilling had been fully completed and then capped the previous autumn, when the rig was available to come on line it was almost able to reach full reservoir production capacity immediately. The biggest delay came from the conversion of a semi submersible drilling rig, Drillmaster, to a production rig, which ended up 20 months late and 40% costlier than first envisioned (Mieras 1983). These retrospective upgrades were necessary after a similar rig, Alexander L. Keilland, collapsed and killed 100 people. The topsides for Buchan Alpha were designed by Matthew Hall Engineering which was also responsible for procurement, project management, construction management and offshore installation services. They were awarded the contract in October 1977. Initially there were facilities for eight oil production wells. The production capacity was 70,000 barrels of oil per day and 600,000 standard cubic metres of gas per day. There was a single production train of three stages of separation with the first stage operating at a pressure of 10 barg. Electricity generation was powered by four 2 MW diesel engines. The topside accommodation was for 80 people. Production of the Buchan Oil field came on line in May 1981, and oil export initiated in June 1981. Initially oil was offloaded from the platform to a tanker. However in 1986 a pipeline was built which connects with the Forties pipeline system and then to Cruden Bay. This pipeline added a further to the recoverable reserves. Production peaked soon in 1983 with an average of , but in late 1984 production was declining, and the rig underwent a major maintenance programme along with an addition of gas lift facilities. Unlike most fitting of gas lifts causing long delays in production, the need for a gas lift had been anticipated and so was able to be completed via wireline intervention (Pinchbeck 1979). The addition of the gas lift allowed production to reach for several years before beginning a slow steady decline in 1989. Any remaining gas is flared. Reserves for the field, though, were continually upgraded from the cautious prediction of 50 million barrels of oil in 1979 to 134 mbo in 2002. This was put down to increased knowledge of the field as well as improvement in extraction methods. BP continued to be the principal operator of the field alongside Texaco, which had been awarded the 20/5(a) block. This continued until August 1996 when the field was sold along with the Beatrice Oil Field and Clyde oil field fields to Talisman Energy, a Canadian oil company that specialises in fields that are nearing their abandonment stage. As of 2002 the field was thought to still have a further of recoverable oil. Due to advancements in technology and better understanding of the field, the final size of the recoverable reserves is thought to be oil.

Болашақ

Talisman компаниясы өндірісті жақсарту және қосымша қорларды пайдалану үшін озық бұрғылау әдістерін қолдану арқылы ескі кен орындарынан айтарлықтай мөлшерде қорларды өндіруге маманданған. Мұндай әдістердің бірі – 2001 жылдан бастап сынақтан өткізіліп жатқан, теңгерімсіз бұрғылау және орамды құбырларды бұрғылау бағдарламасы. Бұл әдіс FSPO (CCNMathews 2001) платформасынан бұрын қолданылмаған. Бұл жоба ағымдағы ұңғыны бұрып, өндірісті арттыруға бағытталған. Нәтижесінде өндіріс артты, күндізгі орташа көрсеткіш көтерілді. Buchan кен орны Talisman компаниясының ұзақ мерзімді стратегиясының маңызды бөлігі болып табылады, себебі компания 2015 жылғы күтілетін жабылу мерзімінен кейін де осы кен орнынан өндіріс жүргізуді жоспарлап отыр. Жаңа технологияларды табысты қолдану компанияға орналасқан жалпы қордың үлкен бөлігін өндіруге мүмкіндік береді деген үміт тудырды. HSE-нің соңғы мәліметтері бойынша, Buchan кен орны 2017 жылдың қыркүйегінде өндірісті тоқтатады. Бұл, Buchan Alpha бұрғылау платформасының механикалық құрылымын жан-жақты тексеру кезінде металлдың шаршауы немесе конструкциялық әлсіздік белгілері табылмағанмен, техникалық тұрғыдан алғанда, платформа тағы бірнеше жыл жұмыс істей алады. Алайда, мұндай мүмкіндікке рұқсат берілмейді.