Oseberg ( noruego : Osebergfeltet ) es un campo petrolero en alta mar con un casquete de gas en el Mar del Norte ubicado a 140 km (87 millas) al noroeste de la ciudad de Bergen en la costa suroeste de Noruega . [1] El campo, que tiene 25 km de largo por 7 km de ancho, [2] fue descubierto en 1979 y se sabe que su desarrollo es uno de los hitos importantes en el surgimiento de la industria independiente de petróleo y gas de Noruega . [3] [4] El campo de Oseberg recibió su nombre del barco de Oseberg., uno de los descubrimientos arqueológicos más importantes de Noruega. El antiguo barco vikingo de principios del siglo IX fue descubierto en 1904 en una excavación histórica de un túmulo en la granja Oseberg, al sur de Oslo . [5]
Oseberg | |
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País | Noruega |
Offshore / onshore | Costa afuera |
Coordenadas | 60 ° 29′30.7104 ″ N 2 ° 49′38.3304 ″ E / 60.491864000 ° N 2.827314000 ° ECoordenadas : 60 ° 29′30.7104 ″ N 2 ° 49′38.3304 ″ E / 60.491864000 ° N 2.827314000 ° E |
Operadores | Equinor |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1979 |
Inicio de la producción | 1988 |
Producción | |
Producción actual de petróleo | 14,121 m 3 / d (88,820 bbl / d) |
Produciendo formaciones | Formación Statfjord del Triásico Superior al Jurásico Inferior; Formaciones Jurásico Medio, Oseberg, Rannoch, Etive, Ness y Tarbert |
Una extensa red de oleoductos submarinos llamada Oseberg Transport System (OTS) transporta hasta 765.000 bbl / d (121.600 m 3 / d) desde el área de Oseberg hasta la terminal Sture en Noruega. [6] La profundidad del mar en el área de Oseberg es de 100 metros. El Centro de campo Oseberg consta de tres plataformas : Oseberg A, B y D, conectadas entre sí por puentes, en la parte sur del campo Oseberg y la plataforma Oseberg C, que se encuentra a 14 kilómetros al norte del centro de campo. El operador es Equinor , en asociación con Petoro , Total , ExxonMobil y ConocoPhillips . [3] El campo se extiende a los bloques 30/6 y 30/9, partes de las licencias de producción (PL) 053 y 079. [3]
Historia de la exploración
El primer pozo de exploración en la licencia PL053, 30 / 6-1, fue perforado como un gato salvaje y perforado el 19 de junio de 1979. El pozo fue taponado y abandonado como un descubrimiento de gas el 22 de septiembre. Los pozos de evaluación posteriores demostraron petróleo además del gas encontrado por el pozo de descubrimiento y Oseberg se produjo como un campo petrolífero. El primer pozo de exploración de la licencia PL079, 30 / 9-1, se perforó como un gato montés a fines de 1982, pero se trató como una tasación después de encontrar petróleo y gas que se considera que forman parte de la misma acumulación. [3] En 2006, las reservas probadas del pozo 30/9-B-19 A en la formación Statfjord subyacente del Triásico Superior al Jurásico Inferior . [7] También se están realizando pruebas en el yacimiento suprayacente del Grupo de tiza del Cretácico Superior para evaluar las características del flujo. [3]
La columna de gas vertical en el bloque Alpha era de 380 m, mientras que la columna de petróleo subyacente era de unos 215 m antes de que comenzara la producción. [2]
Se han perforado un total de 31 pozos de exploración y evaluación en la estructura de Oseberg, aunque esto incluye desvíos y reentradas. De estos pozos, solo tres resultaron "secos". [3]
Historia de desarrollo
La perforación de desarrollo comenzó en 1985 con un pozo de producción perforado a partir de la plantilla B. A fines de 2009 se habían completado 184 pozos de desarrollo, que consistían en una mezcla de pozos de producción, pozos de observación, inyectores de agua , inyectores de gas e inyectores de recortes. [3] La producción fue de pozos desviados hasta 1992, cuando se perforó el primer pozo horizontal. Para junio de 1997, se habían completado 28 pozos horizontales, incluidos tres multilaterales. La perforación horizontal cerca del contacto petróleo-agua se consideró clave para prolongar el período de producción de petróleo de la meseta y lograr altas tasas de recuperación . [2]
Adquisición de datos sísmicos
El pozo de descubrimiento inicial se ubicó utilizando datos de reflexión sísmica 2D . En 1982, se adquirió el primer conjunto de datos sísmicos 3D sobre Oseberg, para ayudar con la exploración continua y la perforación de evaluación. En 1989 y 1991, Statoil adquirió dos conjuntos de datos 3D sobre el campo, utilizando los mismos parámetros, como un estudio de viabilidad para un estudio sísmico 4D completo. Tras el éxito del estudio piloto, se realizaron estudios adicionales en 1992, 1999, 2004 y 2007. Estos estudios se utilizan para monitorear activamente los cambios en el contacto gas-petróleo y el contacto agua-aceite a medida que continúa la producción. [8]
Producción
Oseberg A es una plataforma de base de hormigón que incluye equipamiento de proceso y alojamiento; Oseberg B se asienta sobre una camisa de acero y tiene instalaciones de perforación, producción e inyección; Oseberg D es una plataforma de acero con equipos de procesamiento y exportación de gas que se conectó al Centro de campo por un puente en 1999. Oseberg C es una plataforma integrada de perforación, alojamiento y producción con una camisa de acero. [9] Oseberg Vestflanke se desarrolló con una plantilla submarina ligada a Oseberg B. Oseberg Delta se desarrollará con una plantilla submarina ligada a Oseberg D. La producción de la estructura Gamma Main en la Formación Statfjord comenzó en la primavera de 2008 con dos pozos del Oseberg Field Center. Las instalaciones del centro de campo procesan petróleo y gas de los campos Oseberg Øst , Oseberg Sør y Tune. El Plan de Desarrollo y Operación (DOP) para la parte norte de Oseberg se confirmó el 19 de enero de 1988. La DOP para Oseberg D fue aprobada el 13 de diciembre de 1996, para Oseberg Vestflanke - el 19 de diciembre de 2003 y para el Delta de Oseberg el 23 de septiembre de 2005 El petróleo del campo se produce mediante el mantenimiento de la presión mediante inyección de gas y agua y mediante inyección de agua y gas (WAG). El gas de inyección utilizado para el mantenimiento de la presión se traía anteriormente de Troll Øst (TOGI) y Oseberg Vest . Otras partes más pequeñas del campo se producen por disminución de la presión.
El campo ha estado produciendo desde el 1 de diciembre de 1988. La producción de petróleo de meseta de 81.000 Sm 3 por día terminó en 1997. [1] La producción actual (total de 2009 a septiembre) según las estadísticas es 3.788063 mill S m 3 de aceite, 2.926727 bill Sm 3 de gas, 0,462964 millones de toneladas de LGN . [3] [10]
Geología
Entorno regional
El campo Oseberg es uno de una serie de acumulaciones de hidrocarburos dentro del Viking Graben . Esta parte del norte del Mar del Norte se ha visto afectada por dos episodios principales de ruptura ; en el Permo - Triásico y el Jurásico medio-tardío. Esto conduce a variaciones complejas del espesor de la secuencia de sin-rift anterior a través de las estructuras de rift posteriores. En el área de Oseberg, las principales fallas formadas durante estas dos fases se sumergen en direcciones opuestas y el tamaño de las cuencas anteriores suele duplicar el tamaño de las últimas. La estructura de Oseberg del Jurásico Tardío inclinada hacia el este está sustentada por un medio graben Permo-Triásico de mayor escala inclinado hacia el oeste . [11]
Embalses
Los principales embalses son areniscas de las formaciones Oseberg, Rannoch, Etive, Ness y Tarbert del Jurásico Medio del Grupo Brent. Estos son los depósitos de los sistemas delta progradantes , con una disminución general hacia arriba a medida que el delta llenó el espacio de alojamiento disponible. La formación Oseberg representa los depósitos de una serie de deltas ricos en arena que avanzaron hacia el oeste desde la costa noruega. El resto del grupo son los depósitos del masivo sistema del delta del Brent prograding hacia el norte, que ocupó toda la parte sur del área del graben vikingo. [12] Hay una transición progresiva en el ambiente deposicional desde abanicos subacuáticos , a través del deltas del abanico y la superficie de la costa hasta la llanura delta. [13] La formación Tarbert más alta puede representar depósitos de llanura delta reelaborados al inicio de la transgresión marina mostrada por las arcillas superpuestas del grupo vikingo. [14] Los embalses del Grupo Brent, que se encuentran a profundidades entre 2300 y 2700 m, generalmente tienen excelentes propiedades con porosidades alrededor del 20-30% y permeabilidades que van hasta varios grados de oscuridad . [15]
La formación Statfjord, que es de la edad de Ryazanian a Sinemurian, está separada del Grupo Brent por el Grupo Dunlin, que es una secuencia sin reservorio. Esto significa que normalmente no hay comunicación entre la formación Statfjord y los embalses del Grupo Brent. La formación Statfjord consta de areniscas masivas. El límite inferior se toma en la transición de las lutitas continentales rojas de la formación Lunde a las areniscas suprayacentes. La parte superior de la unidad, que se compone de areniscas calcáreas, muestra una transición relativamente brusca a la oscuridad esquistos y limolitas del grupo Dunlin recubre. El ambiente depositacional cambia de la llanura aluvial y los depósitos de arroyos trenzados que componen la mayor parte de la formación a areniscas gruesas con rezagos y canalizaciones de guijarros, que se cree que indican un ambiente costero. La presencia de glauconitas y fósiles marinos en las areniscas más altas indican deposición en un ambiente marino poco profundo. [dieciséis]
Estructura
La trampa es un grupo de tres bloques de fallas inclinadas hacia el este asociados con fallas normales hacia el oeste formadas por grietas durante el Jurásico Tardío en el lado este del Viking Graben. Los tres bloques de fallas principales se conocen como Alfa, Gamma y Alfa Norte. El límite este de los bloques de falla de Oseberg con la plataforma Horda está formado por la falla principal de Brage. [15] La caída estructural es un promedio de 6 a 10 grados. [2]
Sello
El sello superior está formado por arcillas del grupo vikingo del Jurásico Superior o del Cretácico Inferior Cromer Knoll. [17] También hay evidencia en el área de Oseberg de algún elemento de sello de falla. [18]
Fuentes
El petróleo en Oseberg proviene de la formación Draupne del Jurásico Superior, equivalente a la formación de Kimmeridge Clay . Se han identificado aceites generados en al menos dos "cocinas" diferentes dentro del área de Oseberg. Es probable que el gas provenga de la formación Draupne demasiado madura en la parte más profunda de estas cocinas. [17]
Reservas
Las reservas recuperables iniciales del campo Oseberg se estiman en 366,4 millones de Sm 3 de petróleo, 107.000 millones de Sm 3 de gas y 9,3 millones de toneladas de LGN. Al 31 de diciembre de 2008, las reservas recuperables restantes se estimaron en 21,1 millones de Sm 3 de petróleo, 85,6 mil millones de Sm 3 de gas y 3,5 millones de toneladas de LGN. [3]
Ver también
- Sture terminal
- Sistema de transporte de Oseberg
- Campo de aceite de grano
- Oleoducto de grano
- Petróleo del Mar del Norte
- Economía de Noruega
- Campo petrolero Ekofisk
Referencias
- ↑ a b Erlandsen, SM (2000). "Experiencia de producción de pozos inteligentes en el campo Oseberg" . 2000 Conferencia técnica y exposición anual de la SPE: Dallas TX, 1 a 4 de octubre de 2000 . Consultado el 5 de diciembre de 2009 .
- ^ a b c d Sognesand, S. (1997). "Gestión de yacimientos del campo Oseberg durante ocho años de producción" . Europa offshore: cambio continuo: aprender del siglo XXI: Aberdeen, 9-12 de septiembre de 1997 . Consultado el 5 de diciembre de 2009 .
- ^ a b c d e f g h i OLJEDIREKTORATET Dirección de Petróleo de Noruega. Oseberg
- ^ Fagerberg, Jan; Mowery, David C .; Verspagen, Bart (2009). Innovación, dependencia del camino y política. El caso noruego . Prensa de la Universidad de Oxford. pag. 195 . ISBN 978-0-19-955155-2.
- ^ Dr. Friedrich Schneider (septiembre-octubre de 1999). "Automatización central para la plataforma Oseberg Sør" (PDF) . Contratista de perforación . Consultado el 16 de diciembre de 2009 .
- ^ Oleoductos en Noruega y actividades downstream
- ^ Norsk Hydro ASA (27 de noviembre de 2006). "Aceite encontrado en la bodega de Oseberg" . Archivado desde el original el 21 de agosto de 2008 . Consultado el 5 de diciembre de 2009 .
- ^ Sandø, IA; Munkvold OP .; Elde R. (2009). "Datos geofísicos 4D" . Revista GEO ExPro . Consultado el 5 de diciembre de 2009 .
- ^ Sitio web de Statoil. Área de Oseberg
- ^ "Los diez campos petroleros de mayor producción" . Oil Patch Asia. Archivado desde el original el 2 de enero de 2014 . Consultado el 7 de enero de 2014 .
- ^ Færseth, RB; Ravnås R. (1998). "Evolución del bloque de fallas de Oseberg en el contexto del marco estructural del norte del Mar del Norte". Geología marina y petrolera . 15 (5): 467–490. doi : 10.1016 / S0264-8172 (97) 00046-9 .
- ^ Johannessen, EP; Nøttvedt A. (2008). "11: Noruega rodeada de llanuras costeras y deltas" . En Ramberg IB, Bryhni I. y Nøttvedt A. (ed.). La construcción de una tierra - Geología de Noruega . NGF. págs. 356–383. ISBN 978-82-92394-42-7.
- ^ Graue, E .; Helland-Hansen W .; Johnsen J .; Lømo L .; Nøtttvedt A .; Rønning K .; Ryseth A .; Steel R. (1987). "Avance y retroceso del sistema del delta del Brent, Mar del Norte noruego". En Brooks J. y Glennie K. (ed.). Geología del petróleo del noroeste de Europa . Graham y Trotman. págs. 915–937.
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enlaces externos
- Sitio web de Equinor
- Mapa del campo Oseberg de OLJEDIREKTORATET Dirección de Petróleo de Noruega
- Oseberg en datos y mapa interactivo