Нефтяное месторождение Бучан в Северном море.

Введение

Нефтяное месторождение в центральной части Северного моря

Нефтяное месторождение Бучан – небольшое нефтяное месторождение с незначительными запасами газа, расположенное в центральной части Северного моря. Оно находится в районе, известном как Южно-Галибутовская впадина, примерно в 193 км (120 миль) к северо-востоку от Абердина, Шотландия, и в основном располагается в лицензионном блоке 21/1A, с выходом в блок 20/5A(E). Месторождение было открыто в августе 1974 года, спустя два года после выдачи лицензий на эти блоки. Оно получило название в честь Букана – области на северо-востоке Шотландии, главным городом которой является Питерхед. Изначально Бучан считался очень рискованным месторождением как в коммерческом, так и в операционном плане, и предполагалось, что его разработка продлится всего пять лет. Геологические особенности месторождения создавали значительные трудности на начальном этапе, однако развитие новых технологий бурения и добычи позволило постоянно увеличивать его извлекаемые запасы. Ожидается, что Бучан продолжит играть важную роль в освоении Северного моря, и дальнейшие технологические достижения позволят поддерживать добычу на этом месторождении как минимум до 2018 года.

Разведка

В качестве первоначального владельца лицензионного блока, Transworld Petroleum (UK) совместно с Texaco пробурили первую скважину на месторождении в августе 1974 года. В течение следующих двух лет в этом районе было пробурено еще три оценочных скважины. Однако, разработка этого месторождения оказалась очень сложной: результаты испытаний показали чрезвычайно сложную, трещиноватую структуру, и две из оценочных скважин были окончательно потеряны. В 1977 году BP получила долю в проекте и стала оператором месторождения. Месторождение Букан первоначально было описано как «небольшое месторождение с неопределенным потенциалом запасов» (Hill 1979). Первоначальные оценки запасов составляли приблизительно [вставить цифру] тонн нефти. Однако, некоторые оценки предполагали возможность добычи до [вставить цифру] тонн нефти, в зависимости от дополнительных капиталовложений и характеристик пласта. Добыча на месторождении началась в мае 1981 года и достигла пиковой мощности в мае 1983 года, когда месторождение давало [вставить цифру]. В районе месторождения Букан были обнаружены и другие месторождения. Северо-сателлитное месторождение Букан было открыто вскоре после основного месторождения. Близлежащее месторождение Ханней, открытое в 1996 году, подключено к платформе Buchan Alpha.

Геология

Центральный хрящ месторождения имеет толщину около 400 метров и ориентирован с востока на запад. Этот центральный горст сложен песчаниками Старого Красного Свода девонского и нижнекаменноугольного периодов (Эдвардс, 1991). Горст окружен песками среднего и позднего юрского периода, представляющими собой перемежающиеся флювиальные и эоловые отложения с прослоями алевритов (Хилл, 1979). Качество этих песков, однако, варьируется как по вертикали, так и по простиранию (рис. 2). Считается, что центральный горст содержит нефть, в то время как окружающие юрские пески, как ожидается, содержат значительно меньше, приблизительно нефти (Wood Mackenzie, 2002). Наиболее важным фактором для этого месторождения является аномально высокое пластовое давление в центральном горсте. Это давление возникло в результате, предположительно, поднятия на 2500 м, из которых 1000 м пришлось на нижний меловый период (Хилл, 1979). Данные о давлении, полученные из разведочных скважин, показывают аномально высокое давление в 3200 фунтов на квадратный дюйм (22 МПа). Важно отметить, что переходная зона от нормального давления к этому аномально высокому давлению происходит в пределах очень тонких слоев нижнего мелового периода, толщина которых в некоторых местах составляет всего 30 м. Эти первоначальные данные указывали на то, что месторождение будет малопродуктивным и его разработка будет затруднена. Также было предположено, что добыча будет ограничена из-за низкой пористости и проницаемости. Однако, как и на любом месторождении, дальнейшие исследования данных о добыче позволили выявить новые геологические особенности. В данном случае, месторождение Букан достаточно трещиновато из-за его расположения в зоне старого разлома. Следовательно, в коллекторе имеется множество трещин, которые увеличивают его пористость и проницаемость. Три другие основные геологические проблемы, которые необходимо было решить в процессе бурения (Хилл, 1979), также были выявлены. Изначально возникали проблемы с геофизическими данными по месторождению. Как уже упоминалось, месторождение сильно трещиновато, что снизило качество сейсмических данных и привело к нечетким отражениям. В результате геофизические методы не позволили точно определить верхнюю границу коллектора; первоначальные оценки глубины отличались на целых 133 м. Давление в пластах, залегающих над коллектором, также представляет опасность, поскольку значительно варьируется. В верхних слоях мелового известняка наблюдается нормальное давление, но между этим нормальным давлением в известняке и перенапряженным коллектором находится лишь тонкий слой сланцев нижнего мелового периода. В некоторых местах этот сланцевый слой имеет толщину всего 30 м, отделяя вышележащий пласт от перенапряженного коллектора. В результате давление в порах сланца у верхней границы близко к нормальному, но быстро возрастает до 3200 psi (22 МПа) по мере приближения к коллектору. Эта ситуация создавала трудности при выборе оптимального веса бурового раствора во время бурения. Кроме того, толщина сланцевого слоя варьировалась от 30 до 200 м, что затрудняло экстраполяцию данных о давлении в различных участках (Хилл, 1979). В процессе бурения разведочных скважин в коллекторе было обнаружено две основные зоны поглощения бурового раствора. Трещиноватые зоны, подобные тем, что встречаются в районе месторождения Букан, могут привести к полной или значительной потере всего объема бурового раствора, который поглощается горными породами. В обоих случаях проникновение в коллектор произошло на значительно меньшей глубине, чем предполагалось изначально, из-за неточных геотехнических данных. В первом случае, в скважине 21/12, произошли значительные потери бурового раствора, и значительный участок скважины пришлось забросить, чтобы изменить траекторию бурения. В втором случае, в скважине 21/14, такой возможности не было, и скважину пришлось окончательно забросить. Кроме того, геологическое строение матрицы коллектора не способствовало добыче нефти в той степени, на которую рассчитывали. Первоначально предполагалось, что максимальная добыча составит и будет поддерживаться на уровне средней суточной добычи Однако, фактическая максимальная добыча составила , а средняя суточная добыча оказалась значительно ниже.

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.

Бурение

BP пришлось прибегнуть к сложным мерам для преодоления геологических трудностей месторождения. Эти проблемы были настолько серьезными, что два ведущих инженера проекта опубликовали статью о них в Обществе инженеров-нефтяников. Они столкнулись с проблемами в сроках реализации проекта, с оперативным бурением скважины и с этапом заканчивания (Pinchbeck 1979). Недостаток адекватных геофизических данных о пласте требовал принятия серьезных мер предосторожности. Конструкция скважины предусматривала множество резервных решений, чтобы гарантировать, что в случае случайного вскрытия кровли пласта обсадные колонны выдержат избыточное давление. Также существовала проблема столкновения с другими поглощающими зонами, подобными тем, с которыми столкнулись разведочные скважины, которая была решена благодаря строгому контролю бурения и его расположения, а также тщательному анализу различных геологических факторов. Это обеспечивало бурение скважин подходящего диаметра через поглощающие зоны и избежание переуплотненных сланцев путем тщательного мониторинга порового давления. Всего для добычи было пробурено девять скважин (семь центральных и две спутниковые).

Разработка

Первоначальный срок эксплуатации этого месторождения составлял пять лет с добычей нефти, поэтому для максимизации прибыли разработка должна была продвигаться очень быстро, а все капитальные затраты – быть сведенными к минимуму (Mieras 1983). По этой причине большая часть работ выполнялась параллельно, чтобы скважины, трубопроводы и морской погрузочный буй были завершены вовремя. Поскольку бурение было полностью завершено и затем законсервировано предыдущей осенью, когда буровая установка была готова к эксплуатации, она почти сразу же смогла достичь полной проектной производительности пласта. Наибольшая задержка была связана с переоборудованием полупогружной буровой установки Drillmaster в производственную, которое завершилось на 20 месяцев позже и оказалось на 40% дороже первоначальной сметы (Mieras 1983). Эти модернизации были необходимы после того, как аналогичная установка, Alexander L. Keilland, рухнула, что привело к гибели 100 человек. Надстройки для Buchan Alpha были спроектированы компанией Matthew Hall Engineering, которая также отвечала за закупки, управление проектом, управление строительством и услуги по шельфовой установке. Контракт был заключен в октябре 1977 года. Первоначально были предусмотрены мощности для восьми добывающих скважин. Производственная мощность составляла 70 000 баррелей нефти в сутки и 600 000 стандартных кубических метров газа в сутки. Существовала одна технологическая линия с тремя ступенями сепарации, при этом первая ступень работала под давлением 10 бар. Электроэнергия вырабатывалась четырьмя дизельными двигателями мощностью 2 МВт. На надстройке было предусмотрено размещение для 80 человек. Добыча на месторождении Бучан началась в мае 1981 года, а экспорт нефти – в июне 1981 года. Первоначально нефть отгружалась с платформы на танкер. Однако в 1986 году был построен трубопровод, соединяющийся с трубопроводной системой Forties, а затем с заливом Cruden Bay. Этот трубопровод увеличил объем извлекаемых запасов. Пик добычи пришелся на 1983 год, но в конце 1984 года производство стало снижаться, и установка прошла масштабную программу технического обслуживания, а также было добавлено оборудование для поддержания пластового давления. В отличие от большинства установок для поддержания пластового давления, установка которых вызывает длительные задержки в производстве, необходимость в поддержании пластового давления была предвидена, и работы были выполнены с помощью спуско-подъемных операций (Pinchbeck 1979). Ввод в эксплуатацию системы поддержания пластового давления позволил поддерживать добычу на определенном уровне в течение нескольких лет, прежде чем в 1989 году начался медленный и устойчивый спад. Любой остаточный газ сжигается. Однако запасы месторождения постоянно переоценивались: с осторожной оценки в 50 миллионов баррелей нефти в 1979 году до 134 миллионов баррелей в 2002 году. Это объяснялось углублением знаний о месторождении, а также совершенствованием методов добычи. BP оставалась основным оператором месторождения совместно с Texaco, которой был выделен блок 20/5(a). Это продолжалось до августа 1996 года, когда месторождение было продано вместе с месторождениями Beatrice Oil Field и Clyde Oil Field компании Talisman Energy, канадской нефтяной компании, специализирующейся на месторождениях, находящихся на стадии истощения. По состоянию на 2002 год считалось, что на месторождении все еще имеется дополнительный объем извлекаемой нефти. Благодаря достижениям в технологиях и лучшему пониманию месторождения, предполагаемый окончательный объем извлекаемых запасов составляет нефти.

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.

Будущее

Talisman специализируется на извлечении значительных объемов запасов из зрелых месторождений, используя передовые методы бурения для повышения добычи и освоения дополнительных запасов на месторождении. Один из таких методов, испытываемый с 2001 года, – это программа бурения с пониженным давлением и с использованием бурильных труб, которая к тому времени еще не применялась с плавучих установок для хранения и отгрузки нефти (FSPO) (CCNMathews 2001). Это позволит выполнить боковой отвод от существующей скважины и увеличить добычу. Действительно, это увеличило добычу на , подняв среднесуточную до . Месторождение Бучан играет ключевую роль в долгосрочной стратегии Talisman, поскольку компания надеется продолжать добычу на этом месторождении и после ожидаемой даты закрытия в 2015 году. Этот постоянный успех с применением новых технологий вселяет надежду, что Talisman сможет извлечь значительно большую часть от общих извлекаемых запасов. Последние данные от HSE свидетельствуют о том, что добыча на месторождении Бучан будет прекращена в сентябре 2017 года, несмотря на обширные обследования механической конструкции буровой платформы Buchan Alpha, которые не выявили признаков усталости металла или ослабления конструкции. Теоретически, платформа могла бы функционировать еще много лет, но крайне маловероятно, что это будет разрешено.