Tiefwasser ... in der Nordsee?

Die Ocean Greatwhite, bevor sie sich auf den Weg machte, um Blackrock und Lyon zu bohren. (Foto: Elaine Maslin)

Es war einmal vor vielen Jahren, als die Nordsee als neue Grenze der Tiefseeforschung galt. Einige mögen sich wundern, dass es immer noch so ist.

In den 1960er Jahren galt die Nordsee im Vergleich zu den flachen Gewässern des Golfs von Mexiko, in denen die Bohrer zum ersten Mal nass wurden, als Tiefseeprovinz. Heutzutage sind die Wassertiefen bei Betreibern, die Bohrungen in einer Wassertiefe von mehr als 3.600 Metern durchführen und die Produktion in Gewässern mit einer Wassertiefe von fast 3.000 Metern angesiedelt. In der britischen Nordsee gibt es nur wenige Entwicklungen, die tiefer als 500 Meter sind, wobei nur die Laggan Tormore-Entwicklung von Total - eine Unterwasser-Raffinesse an der Küste - nahe der 600-Meter-Marke liegt.

Es mag also einige überraschen, dass die Industrie seit geraumer Zeit in Wassertiefen von weit über 1.000 Metern bohrt und fast 2.000 Meter erreicht. Laut Angaben der Oil & Gas Authority (OGA) befinden sich die bislang 10 tiefsten Bohrlöcher auf dem britischen Festlandsockel (UKCS) in Gewässern mit einer Tiefe von mehr als 1.185 Metern (siehe Grafik).

Sie befinden sich alle an der Atlantikgrenze, im Rockall Trough oder im Färöer-Shetland-Trough westlich der Shetlandinseln. Bis heute bleibt jede einzelne Entdeckung, die in diesen Tiefen gemacht wurde, ungenutzt. Das Problem ist, dass sich diese Entdeckungen unter Umweltbedingungen - einschließlich des Wetters, der Wellen und Strömungen - auf einer anderen Ebene befinden als die nördliche Nordsee, und dass der Untergrund sowohl im Hinblick auf die Bildgebung als auch im Hinblick auf die Bildgebung schwer in den Griff zu bekommen ist durchbohren.

Neue Entwicklungen
Während sich die Umweltbedingungen wahrscheinlich nicht ändern werden, sind die Aussichten für neue Entwicklungen hier draußen groß. Equinor, der die Betreiberrolle von Rosebank , der mit geschätzten 300 Millionen Barrel (MMbbl) größten unentwickelten Entdeckung des UKCS, übernommen hat, plant, im Mai 2020 eine endgültige Investitionsentscheidung auf dem Feld zu treffen. Es hat lange gedauert - Chevron entdeckte Rosebank im Jahr 2004 in 1.110 Metern Wassertiefe.

Es gab auch eine Wiederbelebung der Explorationsaktivitäten in der Region - über 1.000 Meter Wassertiefe. Der Cambo-Bewertungsschacht von Siccar Point Energy in 1.110 Metern Wassertiefe bestätigte ein qualitativ hochwertiges Reservoir und eine anhaltende Strömung. Siccar Point plant jetzt eine schrittweise Entwicklung mit der ersten Phase, die mehr als 100 MMbbl zum Ziel hat.

Anfang dieses Jahres bohrte Siccar Point Energy erfolgreich Blackrock , das sich zwischen Cambo und Rosebank befindet, in einer Wassertiefe von 1.115 Metern mit dem Halbtauchboot Ocean Greatwhite von Diamond Offshore. Laut Edison, einem Investment-Research-Unternehmen, könnte Blackrock 200 MMbbl in ähnlichen Lagerstätten wie Cambo und Rosebank halten. Dann begab sich Siccar Point zum Prospekt von Lyon. Als Ihr Korrespondent diesen Artikel vervollständigt hat, hat Siccar Point die Bohrungen in Lyon in einer Wassertiefe von 1.452 Metern (und damit den fünften Platz in unserer UKCS-Brunnen-Rangliste für tiefstes Wasser) mit demselben Bohrgerät abgeschlossen. Die Ergebnisse dort waren nicht so positiv, als Siccar Point am 28. Juni ankündigte, dass der Brunnen keinen Sandstein in Reservoirqualität angetroffen hatte.

Viele beobachteten Lyon genau. Im Erfolgsfall könnte es notwendig sein, einen neuen Gashub in der Region zu errichten, der die Erschließung bestehender kleinerer Entdeckungen, einschließlich Tobermory und Bunnehaven sowie Cragganmore, ermöglicht, sagt Edison, der eine geschätzte mittlere gewinnbare Ressource von 1,4 Billionen Kubikfuß ( Tcf) in Lyon - war es ein Erfolg? Andy Alexander, Chief Geophysicist und Subsurface Manager bei Siccar Point, erklärte auf der Devex-Konferenz in Aberdeen zu Beginn dieses Jahres: „Der Westen der Shetlandinseln ist ein Schlüsselbereich für die Erweiterung der Zukunft des Beckens. Wenn man sich den Westen der Shetlandinseln und die noch zu findenden Ressourcen ansieht, gibt es 6,3 Milliarden Boe, ein Drittel der Gesamtmenge, die noch auf dem UKCS zu finden ist. Wenn Sie den Rockall einbeziehen, sind es bis zu 50%. “

Andy Alexander, Siccar Point Energy, spricht bei Devex. (Quelle: Devex)

Wir waren schon mal hier
Die Erforschung der tiefsten Gewässer westlich der Shetlandinseln ist nicht so neu. BNOC bohrte 1980 in einer Wassertiefe von 1.373 Metern. Einige Gebiete waren jedoch für einige Zeit territorial umstritten, und das wurde erst 1999 gelöst, sagt Alexander. „Das ist erst 19 Jahre her, verglichen mit mehr als 50 Jahren, seit der Rest der Nordsee für Erkundungen geöffnet wurde. Verglichen mit der zentralen Nordsee oder der nördlichen Nordsee gibt es noch viel Raum zum Wachsen. “

Einige der technischen Herausforderungen werden gelöst. Brenda Wyllie, Managerin für Nord-Nordsee und westlich der Shetlandinseln bei der OGA, weist darauf hin, dass seit den 1990er Jahren westlich der Shetlandinseln in einer Wassertiefe von bis zu 500 Metern produziert wird, beispielsweise in Foinhaven und Schiehallion. Technologien für den 100-prozentigen Betrieb der Unterwasserinfrastruktur mit ferngesteuerten Unterwasserfahrzeugen (ROV) wurden für noch tiefere Gewässer in mehr als 1.000 Metern entwickelt. Auch die Bohrtechnologien und Techniken zur Erfassung seismischer Daten haben sich weiterentwickelt.

Untergrund-, Unterwasser- und Oberflächenherausforderungen
Trotzdem ist es kein leichtes Gebiet, in dem man arbeiten kann. Der Westen der Shetlandinseln ist Teil einer Reihe von Passivrandbecken aus Rissen und Vulkanen, die sich entlang des nordwesteuropäischen Atlantikrands erstrecken. Laut Matt Dack, leitender Geowissenschaftler bei CGG Multi-Client & New Ventures, war dieses Gebiet aufgrund der aufdringlichen und extrusiven Vulkane des Tertiärs schwer vorstellbar.

Auch die Wetter- und Meeresbedingungen spielen eine wichtige Rolle, insbesondere wenn es darum geht, Oberflächen- und Unterwasseranlagen für diese Teile zu entwerfen. Einige der Probleme für die Umwelt, in denen sich Rosebank befindet, wurden bereits 2013 von Peter Blake von Chevron skizziert (während die Ölpreise noch hoch waren).

Zu dieser Zeit arbeitete Chevron an einer schwimmenden Produktions-, Lager- und Abladeeinheit (FPSO) mit Unterwasserbrunnen, die durch Gaslift und Wasserinjektion sowie durch doppelte Produktionsflusslinien und chemische Injektionen zur Kontrolle von Wachs und Hydraten unterstützt wurden, um das Wasser abzuleiten Öl- und Gaskondensatbehälter bei Rosebank. Das Design bewegte sich in Richtung des größten für ein FPSO gebauten Turms, der mit 20 Festmacherleinen festgemacht war. "Was die Technologie angeht, geht es wirklich auf Hochtouren", sagte Blake im Jahr 2013. Ein Grund dafür sind die Wassertiefe und die Anzahl der Leitungen, die in den Turm gelangen, aber auch die Bedingungen, die das Aufeinandertreffen von Steigleitungen zu einem Problem machen.

Die Entwurfswellenhöhe für das Gebiet betrug 108 Fuß bei einem Überlebenswellengewicht von 140 Fuß.

Zusätzlich gibt es eine Stromscherung durch die Wassersäule in mehrere Richtungen (mit denen die installierten Steigleitungen und Strömungslinien leben müssten) und sogar Strom (1 Meter pro Sekunde) am Boden. Blake sagte, dass Wellenhöhen in mehr als 3 Metern zu mehr als 50% der Zeit westlich der Shetlandinseln verlaufen (im Vergleich zum Golf von Mexiko sind es fast 90% der Zeit weniger als 2 Meter). Unter diesen Bedingungen wäre auch ein mehrjähriges Installationsfenster erforderlich gewesen - Blake schätzte vier Jahre -, bei denen die Wetterfenster begrenzt sind.

Diese Probleme treiben die Kosten in die Höhe. Laut Wood Mackenzie liegen Rosebank und Cambo bei 40-50 US-Dollar pro Barrel. "Das ist ziemlich hoch", sagt Kevin Swann, Research Analyst bei Wood Mackenzie. „Für alle in den letzten drei Jahren genehmigten Projekte liegt sie weltweit unter 35 USD / Barrel. In der Nordsee lagen einige der Infill-Entwicklungen unter 30 USD / Barrel. Es gibt eine Prämie westlich der Shetlandinseln. “

Equinors Anbaufläche zeigt Rosebank. (Quelle: Equinor)

Zugang zur Infrastruktur
Eines der großen Probleme ist der Gasexport, sagt Swann. „Dies ist etwas, was Unternehmen zu prüfen und zu erarbeiten versucht haben. Bestehende Entwicklungen, Foinhaven und Schiehallion (jetzt Quad 204) exportieren über das West of Shetland Pipeline System (WASP), das nur über begrenzte Kapazitäten verfügt. Wenn Sie Dinge wie Cambo und Rosebank bekommen, brauchen Sie eine Exportlösung für das Gas. Du kannst es nicht für immer aufflammen lassen. Es ist also eine Herausforderung, das Gas auf den Markt zu bringen. “

Die OGA hat einen Gebietsentwicklungsplan, um das Problem anzugehen, und zwar für Entdeckungen, von denen bereits bekannt ist, von denen jedoch nur wenige Details verfügbar waren.

Noch weiter unten gibt es eine weitere große Herausforderung. Die aktuellen Explorationsarbeiten konzentrieren sich auf das Gebiet der Färöer-Shetland-Mulde, während sich die Vorbohrarbeiten auf die Rockall-Mulde konzentrierten - einschließlich staatlich finanzierter seismischer Datenerfassung und grenzüberschreitender Lizenzrunden im Wert von 40 Mio. GBP (48,6 Mio. USD). Aber das ist eine Geschichte für einen anderen Tag.

Pläne für Cambo schmieden
Cambo liegt 125 Kilometer nordwestlich der Shetlandinseln, 30 Kilometer südwestlich von Rosebank und 50 Kilometer nördlich von Schiehallion. Siccar Point wurde 2002 entdeckt und erwarb die Feldlizenz bei der Übernahme von OMV (UK) im Januar 2017. Shell UK trat im Mai 2018 als Partner bei.

Siccar Point sagte, das Feld habe anfangs 800 MMbbl Vorratstanköl mit einem geschätzten Wiedergewinnungsfaktor von 30-35%. Das Entwicklungskonzept wird sich auf einen zweiphasigen Ansatz mit Phase 1 konzentrieren, der auf ca. 150 MMboe abzielt.

Baker Hughes, ein Unternehmen von GE, wurde als exklusiver Zulieferer ausgewählt, um die Beurteilung und die frühen Produktionsphasen des Projekts zu unterstützen und die gesamte Feldentwicklung abzudecken. Die Installation von Unterwasser-Produktionsanlagen und flexiblen Rohren erfolgt in Zusammenarbeit mit Ocean Installer für die frühe Entwicklungsphase.

Crondall Energy hat einen Rahmenvertrag abgeschlossen, um die Identifizierung und Bewertung von FPSO-Optionen für die Entwicklung und die technische Sicherung des Unterwasserkonzepts vor dem Front-End-Engineering (FEED) zu unterstützen.

Wood Mackenzie hat angekündigt, dass das Feld mit einem neuen gemieteten FPSO, fünf Unterwasser-Produktionsbohrungen und zwei Injektoren erschlossen werden soll.