De marginal a mayor

(Foto: OKEA)

No es su campo marginal típico, centrado en una estructura de hormigón basada en la gravedad (GBS) que una vez presumió de registros de producción, pero Draugen en el Mar de Noruega se había convertido en "inmaterial" para Shell. Cuando entregó petróleo por primera vez en 1993, los noruegos esperaban el botín en 1.400 millones de barriles (bbl) de petróleo en el lugar. Hoy, ese número se ha reducido a menos de 17 millones de bbl, menos los satélites. Cuando Shell vendió el campo al nuevo artista independiente con sede en Trondheim, OKEA, en 2018, el emprendedor en serie y CEO, Eric Hagene, decidió convertir las reservas del cuadro y un descubrimiento cercano menor en el centro de producción Draugen. Hasta ahora, el plan está funcionando.

A diferencia de Hagene, un geólogo capacitado y fundador de las compañías petroleras Det Norske y Aker BP, los inversores no estaban tan entusiasmados con el descubrimiento marginal, Hasselmus o esas reservas dentro del campo. No lograron hacer un anuncio planeado de $ 100 millones espectacular, aunque ayudaron a recaudar $ 35 millones.

Por menos del precio de un desarrollo de campo de vía rápida Equinor de hace cinco años, OKEA, propiedad del holding de Hagene y del equipo de energía tailandés Bangchak, compró Gjøa cerca de la plataforma Sleipner y lo que quedaba del área de Draugen (completa con producción infraestructura para mayor producción).

La edad de Draugen se notaba. Unos 190 metros de tuberías corroídas en el interior del carbono con fugas del tamaño de un orificio tuvieron que ser reemplazadas por longitudes de acero "inoxidable" (hecho en un récord de siete días). Dos árboles submarinos necesitaban ser cambiados, y la aplicación de mantenimiento predictivo en la infraestructura de campos petroleros en expansión, descubrió la compañía, significaba que una variedad de plantas necesitaba más monitoreo e integración del contratista. Los funcionarios de seguridad agregaron que las vibraciones en la parte superior, especialmente en alta mar, necesitarían vigilancia constante.

De hecho, el Draugen de OKEA, a diferencia de Shell, es un trabajo de volteo masivo, una renovación importante y una toma de cualquier reserva de área que haga del GBS como centro. "Creemos que serán 25 años más con OKEA", dice un jovial Hagene. Para él, ponerse a trabajar significa no usar su corbata de lazo característica.

“Era un campo de mil millones de barriles. Tomaremos los últimos 100,000 barriles ”, dice con confianza. Por qué no intentarlo. Shell, después de todo, se entiende que tiene los costos de desmantelamiento en al menos el GBS. Entonces, durante los próximos ocho a "25 años", eso libera a OKEA para producir lo que esté al alcance de la plataforma. Con el precio de los créditos de emisiones de carbono disparándose, incluso podría ganar dinero en créditos de emisiones si la plataforma se electrifica desde la costa, aunque eso no es un hecho. Recientemente apareció en los periódicos noruegos una lista de campos programados para una próxima ronda de "electrificación" desde la costa, y Draugen no estaba en ella.

Sin pérdida. La start-up OKEA todavía está ganando 22,000 bbl por día (bpd) en el Draugen agotado y ha ganado 500 millones de NOK ($ 54.6 millones) en el primer semestre de 2019. Para obtener el premio, la captura de petróleo del área migrada y atrapada, un varias cosas tendrán que estar en su lugar.

El objetivo: una imagen sísmica de la sección superior del campo Draugen (Imagen: OKEA)

Desarrollo
Los cambios de árboles y tuberías fueron parte de la preparación de Draugen a largo plazo, dice Hagene. El campo también recibió una actualización de seguridad y automatización (SAS) que incluyó una renovación del sistema de control digitalizado.

Para proporcionar la recuperación buscada, Draugen, que una vez batió un récord con un pozo que produjo 72,000 bpd, tendrá que ejecutarse a bajo costo, o como un campo marginal. Para comenzar el camino hacia la ganancia, el Deepsea Nordcapp semisumergible Odfjell Drilling en octubre de 2019 comenzó a perforar una serie de pozos: dos este año, con al menos tres más planeados para 2020.

El primer pozo, Infill O, fue perforado piloto hacia una esperada capa de petróleo del ático de 2,5 m en octubre, pero en cambio hizo contacto con la parte principal de 5 m del reservorio Rogn. El pozo fue perforado con un "diseño delgado y altamente rentable, y la sección del pozo superior fue perforada por lotes con un pozo en el descubrimiento de Skumnisse (en curso a partir de este escrito), o bien 6407 / 9-12. Le tomó solo cinco días saber qué había hecho Infill O, pero el jurado aún está en Skumnisse.

La sísmica de agosto precedió a la fusión de estos, los primeros pozos operados por OKEA como compañía. Se entiende que 4D sísmica también se había ordenado para Infill O y Skumnisse. "Estamos seguros de que hay petróleo allí, pero tiene un metro de espesor o cinco metros de espesor", dice el vicepresidente de relaciones con los inversores y comunicaciones de OKEA, Staale Myhre. Acurrucado en una sala de reuniones de la oficina de Trondheim, suena tan seguro como su jefe. “A lo que apuntamos es a 24.3 millones de bbl (incluyendo 4.3 millones de bbl de perforación de relleno). Skumnisse revelar 20 millones de bbl sería un excelente comienzo para una campaña de perforación Draugen que se extenderá hasta fines de 2020.

Ese segundo pozo de evaluación es del descubrimiento, Skumnisse, que "se parece mucho a Draugen", según Hagene. Se entiende que se planea una nueva tubería de Skumnisse a un sistema de producción Draugen renovado. Como parte de su impulso de digitalización, y en un esfuerzo por elevar la moral de trabajadores e inversores por igual, OKEA está "transmitiendo" los registros del pozo Skumnisse desde el Deepsea Nordkapp. "¿Qué daño puede hacer?", Pregunta Hagene con una sonrisa.

Los datos sin procesar del equipo de perforación no moverán los mercados, pero los socios y las partes interesadas, como ConocoPhillips, con sus propios intereses de área, se beneficiarán al saber si la migración de petróleo en Skumnisse ha derivado más allá del área de perforación de relleno.

Informes audaces: el progreso del pozo de transmisión en vivo de OKEA en Draugen (Imagen: OKEA)

DEFENSOR
Mientras tanto, el otro descubrimiento de Shell del área Draugen, Hasselmus, parece que se dirige hacia el desarrollo.

Hagene solo habla indirectamente sobre esa parte de Draugen. Habla de tecnología y llama a su OKEA, una empresa de tecnología. Una vez desarrollado, un concepto para el campo se mostrará a las autoridades noruegas para fin de año antes de una decisión final de inversión (FID) programada para mediados de 2020. Sin embargo, desarrollar este descubrimiento de Shell "inmaterial" parece algo seguro, ya que, a mediados de 2021, el primer gas en Hasselmus ya se había registrado.

Después de eso, la única actividad planificada del área de Draugen debería haber sido una evaluación de Relleno 0, ahora entendida como cancelada. Si bien se elabora un concepto para el descubrimiento de Hasselmus de 15 años de edad, se planifica "reducción de costos y reducción de costos" para el GBS de Draugen y la infraestructura de área, que es considerable después de una construcción de Shell en 2001.

La manera OKEA
En su camino a los barriles Skumnisse y Hasselmus, Hagene dice que apoyará cualquier innovación que la cadena de suministro ofrezca y que ayude a ganar más. Él dice que incluso apoyará la competencia entre los innovadores, especialmente en su amado Trondheim, hogar de las escuelas de ingeniería de Noruega.

"No pedimos las soluciones por adelantado", dice, y agrega: "Esa es la gran diferencia entre nosotros y algunos de los demás". En cambio, permite que los proveedores "entreguen como prefieran, no solo en la etapa inicial de inversión de capital". "- pero a lo largo de las operaciones. OKEA ha estado desarrollando la idea central de Draugen "desde abril de 2018", y ya se dice que la planificación se adapta a las nuevas soluciones de la cadena de suministro. Hay una sensación de que OKEA se quedará durante toda la vida útil del campo, por lo que hay tiempo para acercarse a través de portales de proveedores o en Trondheim o Kristiansund.

“Hemos recogido licencias alrededor de Draugen. Los vemos como vínculos con Draugen. [Otros] nunca lo vieron así ”, dice Hagene, un guiño a sus rivales más majestuosos.

Eric Hagene Serial Entrepreneur y CEO, OKEA (Foto: William Stoichevski)

Lado de la oferta
Él sabe, sin embargo, que los pozos del área de Draugen necesitan entre 6,000 bpd y 7,000 bpd min. para mantenerse en producción.

En Gjøa, OKEA y su socio Neptune Energy están planeando una Fase 1 de reurbanización con una nueva plantilla submarina. En Grevling, el patrón OKEA se vuelve claro, ya que este campo Shell fue declarado "marginal" cuando el petróleo costaba $ 70 por barril. Ahora, Okea parece estar planeando utilizar un productor flotante o flotante vinculado a la plataforma Sleipner. La “puerta de decisión” para Grevling es marzo de 2020. Ya se están ordenando nuevos árboles. Los proveedores nominados incluyen Gusto MSC; Kanfa (partes superiores), Siemens (telecomunicaciones); Cameron (risers); Axess (ascensor de jardín). Por ahora, los patios de fabricación solo han sido invitados a licitar: "no hay discusiones" todavía en curso con esos patios, aunque tendrán que usar dichos vendedores.

Pero primero, la Skumnisse tendrá que revelar sus secretos, en vivo a través del registro de pozo en tiempo real en el sitio web de OKEA. Se esperan resultados procesados para finales de 2019. Por ahora, Draugen y Gjoa se combinan para producir 9.648 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) y 8.135 boped. Con el petróleo Brent por encima de $ 60, el 44.56% propietario y operador OKEA parece estar bien equipado para las caídas de precios en Draugen, que todavía le proporciona a la compañía más del 50% de su producción total.

"$ 60 está bastante bien, creo", nos asegura Hagene. El lo sabría. Fundó el independiente Det Norske (ahora Aker BP), en la década de 1990, cuando el petróleo del Mar del Norte cayó por debajo de $ 20 y Noruega estaba produciendo un millón de barriles a través de solo seis grandes campos. Un descenso en la producción de los años 90 obligó al gobierno a incentivar la cadena de suministro y las pequeñas compañías petroleras para 2006. Eso allanó el camino para las primeras indies de Noruega.

El indie de Hagene tiene la intención de transformar a Draugen de gigante reducido a un centro de 100.000 bbl. Los resultados de los primeros pozos operados por OKEA, 6407 / 9-11 y 6407 / 9-12 en el Mar de Noruega, podrían decir mucho sobre si lograrán esa visión. También lo hará el Hasselmus FID.