¿Aguas profundas ... en el Mar del Norte?

El Ocean Greatwhite, antes de partir para perforar Blackrock y Lyon. (Foto: Elaine Maslin)

Érase una vez, hace muchos años, el Mar del Norte era visto como una nueva frontera de exploración en aguas profundas. Algunos pueden sorprenderse de que todavía lo sea.

En la década de 1960, en comparación con las aguas poco profundas del Golfo de México, donde los perforadores se mojaron por primera vez, el Mar del Norte fue visto como una provincia de aguas profundas. En estos días, con operadores que perforan más allá de los 3.600 metros de profundidad del agua , y la producción establecida en aguas cercanas a los 3.000 metros de profundidad, las profundidades del agua ahora se dan más por sentadas. Pocos desarrollos van más allá de los 500 metros en el Mar del Norte del Reino Unido, con solo el desarrollo Laggan Tormore de Total, un amarre submarino a la costa, cerca de la marca de los 600 metros.

Por lo tanto, puede sorprender a algunos que la industria ha estado perforando en profundidades de agua muy por encima de los 1,000 metros, y llegando a cerca de 2,000 metros, durante bastante tiempo. De hecho, los 10 pozos más profundos perforados en la plataforma continental del Reino Unido (UKCS) hasta la fecha, según datos de la Autoridad de Petróleo y Gas (OGA), se encuentran en aguas de más de 1,185 metros (ver gráfico).

Todos están en la frontera atlántica, en Rockall Trough o en Faroes-Shetland Trough, al oeste de Shetland. Hasta la fecha, cada descubrimiento realizado a estas profundidades permanece sin explotar. El problema es que estos descubrimientos están en condiciones ambientales, incluido el clima, las olas y las corrientes, que están en otro nivel, incluso en el norte del Mar del Norte, y el subsuelo ha resultado difícil de manejar, tanto en términos de imágenes como de perforando a través de él.

Nuevos desarrollos
Si bien es poco probable que las condiciones ambientales cambien, las perspectivas de nuevos desarrollos aquí son. Equinor, que se hizo cargo de la operación de Rosebank , el mayor descubrimiento no desarrollado del UKCS, con un estimado de 300 millones de barriles (MMbbl), dice que planea llegar a una decisión final de inversión en el campo en mayo de 2020. Ha tardado mucho en llegar - Chevron descubrió Rosebank, en una profundidad de agua de 1.110 metros, en 2004.

También ha habido un resurgimiento en la actividad de exploración en el área, por encima de los 1,000 metros de profundidad del agua. El pozo de evaluación Cambo de Siccar Point Energy, en una profundidad de agua de 1.110 metros, confirmó un depósito de alta calidad y un flujo sostenido. Siccar Point ahora está planeando un desarrollo por fases con la primera fase dirigida a más de 100 MMbbl.

A principios de este año, Siccar Point Energy perforó con éxito Blackrock , que se encuentra entre Cambo y Rosebank, en una profundidad de agua de 1.115 metros utilizando el semisumergible Ocean Greatwhite de Diamond Offshore. La firma de investigación de inversiones Edison dice que Blackrock podría tener 200 MMbbl en depósitos similares a Cambo y Rosebank. Entonces Siccar Point pasó a la perspectiva de Lyon. Cuando su corresponsal completa este artículo, Siccar Point había completado la perforación en Lyon, a 1.452 metros de profundidad (colocándolo en el quinto lugar en nuestra clasificación de pozos UKCS de aguas más profundas), utilizando el mismo equipo. Los resultados no fueron tan positivos, y Siccar Point anunció el 28 de junio que el pozo no había encontrado arenisca de calidad de yacimiento.

Muchos observaban de cerca a Lyon. Si tiene éxito, podría ser lo que se necesita para crear un nuevo centro de gas en la región, permitiendo que se desarrollen descubrimientos más pequeños existentes, incluidos Tobermory y Bunnehaven, más Cragganmore, dice Edison, que había estimado un recurso recuperable medio de 1,4 billones de pies cúbicos ( Tcf) en Lyon, si hubiera sido un éxito. Andy Alexander, Geofísico Jefe y Gerente del Subsuelo en Siccar Point, dijo en la conferencia Devex en Aberdeen a principios de este año, “West of Shetland es un área clave para extender el futuro de la cuenca. Si observa el oeste de Shetland y aún no ha encontrado recursos, hay 6.300 millones de boe, un tercio del total aún por encontrar en el UKCS. Si incluye el Rockall es hasta el 50% ".

Andy Alexander, Siccar Point Energy, hablando en Devex. (Fuente: Devex)

Hemos estado aquí antes
La exploración en las aguas más profundas al oeste de Shetland no es tan nueva. BNOC perforó en 1.373 metros de profundidad en 1980. Pero algunas áreas estuvieron bajo una disputa territorial por algún tiempo y eso solo se resolvió en 1999, dice Alexander. “Eso fue hace solo 19 años, en comparación con más de 50 años desde que el resto del Mar del Norte se abrió a la exploración. En comparación con el centro del Mar del Norte o el norte del Mar del Norte, todavía hay mucho espacio para crecer ".

Algunos de los desafíos técnicos se están resolviendo. Brenda Wyllie, Gerente de Área del Norte del Mar del Norte y Oeste de Shetland, en el OGA, señala que ha habido producción al oeste de Shetland desde la década de 1990, como Foinhaven y Schiehallion, en una profundidad de agua de hasta 500 metros. Se han desarrollado tecnologías para operar la infraestructura submarina al 100% con vehículos submarinos (ROV) operados a distancia y para aguas aún más profundas, en más de 1,000 metros. Las tecnologías de perforación también han evolucionado, al igual que las técnicas de adquisición de datos sísmicos.

Desafíos subsuperficiales, submarinos y superficiales
Aún así, no es un área fácil para trabajar. El área oeste de Shetland forma parte de una serie de cuencas de margen pasivo de grietas y volcanes que se extienden a lo largo del margen atlántico del noroeste de Europa. Matt Dack, geocientífico sénior, CGG Multi-Client & New Ventures, dice que Matt Dack, geocientífico senior de CGG Multi-Client & New Ventures, dice que esta área ha sido difícil de visualizar debido a la intrusiva y extrusiva volcánica terciaria

El clima y las condiciones de los océanos también influyen significativamente, especialmente cuando se trata de diseñar instalaciones de superficie y submarinas para estas partes. Algunos de los problemas para el medio ambiente en el que se encuentra Rosebank fueron descritos por Peter Blake de Chevron, en 2013 (mientras los precios del petróleo aún eran altos).

En ese momento, Chevron estaba trabajando en un desarrollo de unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) con pozos submarinos, con el apoyo de la elevación de gas y la inyección de agua, así como líneas de flujo de producción dual e inyección química para controlar la cera y los hidratos, para aprovechar depósitos de condensados de petróleo y gas en Rosebank. El diseño se estaba moviendo hacia lo que habría sido la torreta más grande construida para cualquier FPSO, amarrada con 20 líneas de amarre. "Realmente está empujando el límite en lo que respecta a la tecnología", dijo Blake en 2013. Parte de la razón es la profundidad del agua y la cantidad de líneas que ingresan a la torreta, pero también las condiciones, lo que hace que el elevador choque una preocupación.

La altura de ola de diseño para el área fue de 108 pies, con un peso de ola de supervivencia de 140 pies.

Además, hay cizalladura de corriente, a través de la columna de agua, en múltiples direcciones (con las que tendrían que vivir los elevadores y las líneas de flujo instalados), e incluso corriente (1 metro por segundo) en la parte inferior. Blake dijo que las alturas de las olas corren a más de 3 metros más del 50% del tiempo, al oeste de Shetland (en comparación con el Golfo de México que ve menos de 2 metros casi el 90% del tiempo). También habría sido necesaria una ventana de instalación de varios años en estas condiciones, Blake estimaba cuatro años, donde las ventanas climáticas son limitadas.

Estos problemas elevan los costos. Según el Wood Mackenzie, los gustos de Rosebank y Cambo tienen un precio de $ 40-50 / bbl. "Eso es bastante alto", dice Kevin Swann, analista de investigación de Wood Mackenzie. “A nivel mundial, para todos los proyectos sancionados en los últimos tres años, está por debajo de $ 35 / bbl. En el Mar del Norte, algunos de los desarrollos de relleno han estado por debajo de $ 30 / bbl. Hay una prima al oeste de Shetland ".

La superficie de Equinor, que muestra Rosebank. (Fuente: Equinor)

Acceso a la infraestructura
Uno de los grandes problemas es la exportación de gas, dice Swann. “Esto es algo que las compañías han estado tratando de ver y resolver. Los desarrollos existentes, Foinhaven y Schiehallion (ahora Quad 204) exportan a través del Sistema de Oleoductos West of Shetland (WASP), que tiene una capacidad limitada. Cuando obtiene cosas como Cambo y Rosebank, necesita una solución de exportación para el gas. No puedes encenderlo para siempre. Entonces, es un desafío, cómo llevar el gas al mercado ”.

La OGA tiene un plan de desarrollo de área para tratar de abordar el problema y eso es para descubrimientos ya conocidos, pero pocos detalles estaban disponibles.

Aún más adelante, hay otro gran desafío. Los bits de exploración actuales se están centrando en el área de Canal de Faroes-Shetland, mientras que el trabajo previo a la perforación se ha centrado en el Canal de Rockall, incluyendo £ 40 millones ($ 48.6 millones) de adquisición de datos sísmicos financiados por el gobierno y rondas de licencias centradas en la frontera. Pero esa es una historia para otro día.

Haciendo planes para Cambo
Cambo está a 125 kilómetros al noroeste de las Islas Shetland, a 30 kilómetros al suroeste de Rosebank y a 50 kilómetros al norte de Schiehallion. Descubierto en 2002, Siccar Point adquirió la licencia de campo en su adquisición de OMV (Reino Unido) en enero de 2017. Shell UK se unió como socio en mayo de 2018.

Siccar Point ha dicho que el campo tiene inicialmente un depósito de aceite de 800 MMbbl con un factor de recuperación estimado del 30-35%. El concepto de desarrollo se centrará en un enfoque de dos fases con una fase 1 dirigida a alrededor de 150 MMboe.

Baker Hughes, una compañía de GE, fue seleccionada como el proveedor exclusivo para apoyar las fases de evaluación y producción temprana del proyecto, con la capacidad de extenderse al desarrollo completo del campo. La instalación de equipos de producción submarina y tuberías flexibles se asociará con Ocean Installer, para la fase de desarrollo inicial.

Crondall Energy obtuvo un contrato de acuerdo marco para proporcionar identificación de soporte y evaluación de las opciones de FPSO para el desarrollo y el aseguramiento técnico del diseño de ingeniería previo al front-end (FEED) del diseño submarino.

Wood Mackenzie ha dicho que espera que el campo se desarrolle con un nuevo FPSO arrendado, cinco pozos de producción submarina y dos inyectores.