Aker BP готовится приступить к добыче на месторождении Hanz в Северном море

Объем извлекаемых запасов оценивается в 19,65 млн бнэ. NOD Осло, 28 фев - ИА Neftegaz.RU. Норвежские власти одобрили Aker BP старт добычи на месторождении Hanz в Северном море.
Об этом Норвежский оффшорный директорат (Norwegian Offshore Directorate, NOD) сообщил 27 февраля 2024 г.

По данным NOD, решение по разработке предусматривает повторное использование подводных установок с месторождения Jette, добыча на котором была остановлена в 2016 г.
Старт добычи запланирован на 1^й кв. 2024г.

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);
• 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 19,65 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%).

По данным оператора, предполагаемые инвестиционные затраты на разработку Hanz выросли до 4,2 млрд норвежских крон (около 398,8 млн. долл. США по текущему курсу).
По словам помощника директора по лицензиям NOD Т. Мерха, развитие Hanz с использованием существующей инфраструктуры и альтернативного метода поддержания давления способствует рациональному использованию ресурсов.
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 оператор 6 месторождений на норвежском континентальном шельфе (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.

В 2024 г. Aker BP совместно с Equinor пробурила 2 разведочные скважины в Северном море на блоке 30/12:

скважина 30/12-3 S обнаружила нефтяную залежь в формации Tarbert интервалом 3,5 в песчаниках со средним коллекторским качеством, извлекаемые запасы составляют от 0,15 до 0,55 млн см3 н.э;
скважина 30/12-3 A оказалась сухой.

Также компания получила разрешение на проведение разведочного бурения в Северном море на участке недр Alvheim Deep.
Бурение разведочной скважины 24/6-5 будет осуществляться с помощью самоподъемной буровой установки (СПБУ) Noble Integrator.


Напомним, ранее 3 разрешения, выданные норвежским правительством на разработку новых нефтегазовых месторождений в Северном море, были признаны недействительными.
В их числе месторождения Tyrving и Yggdrasil компании Aker BP.
Однако глава норвежского Минэнерго Т. Осланд с решением был не согласен и заявил, что будет рассмотрена возможность подачи апелляционной жалобы.
Сама Aker BP отказалась комментировать вердикт, но отметила, что он не окончательный.
Представитель компании сообщил, что проекты по разработке месторождений продолжаются в соответствии с выданными разрешениями.