Petróleo

Equinor e parceiros investem em petróleo e gás no Mar do Norte

Equinor

Equinor e parceiros DNO Norge, Petoro e Wellesley Petroleum descobriram gás e petróleo na licença de produção 923. Os recursos recuperáveis ​​são estimados entre 7 e 11 milhões de metros cúbicos padrão de óleo equivalente, correspondendo a 44-69 milhões de barris de óleo equivalente.

“É inspirador ver como a criatividade, perseverança e novas ferramentas digitais resultam em descobertas que formam a base para uma importante criação de valor, atividades futuras e produção de acordo com as ambições climáticas da Equinor”, ​​disse Nick Ashton, vice-presidente sênior da Equinor para exploração na Noruega .

A descoberta de Røver North se soma a uma série de descobertas na área de Troll / Fram nos últimos anos. Tudo começou com Echino, que deu várias respostas no outono de 2019, e continuou com Swisher no verão de 2020.

O equivalente de óleo recuperável dessas três descobertas já pode ser avaliado em relação à produção total de campos como Valemon, Gudrun e Gina Krog. E a exploração continua. Equinor e os parceiros amadureceram várias perspectivas vizinhas. Os prospectos Blasto e Apodida na licença de produção 090 serão perfurados após Røver Nord.

A primeira descoberta este ano foi feita em uma das áreas mais maduras da plataforma continental norueguesa. Depois de mais de cinquenta anos de perfuração de exploração, ainda existem muitas peças desconhecidas no quebra-cabeça geológico. Para cada poço de exploração que é perfurado, uma nova peça é colocada no lugar.

Geólogos, geofísicos e outros funcionários da subsuperfície ganham uma nova visão e compreensão que mais tarde formam a base para novas oportunidades de exploração. Isso é feito em paralelo com o uso cada vez maior de novas ferramentas digitais. Além disso, os prospectos perfurados hoje enfrentam requisitos cada vez mais rígidos para emissões de CO 2  por barril produzido.

“A descoberta é uma consequência direta de um trabalho profundo de subsuperfície na área de Troll / Fram ao longo de muitos anos e mostra a importância de não desistir, mas começar de novo, olhando para velhas questões de novos ângulos. A exploração cria, assim, grandes valores para a sociedade, ao mesmo tempo que os recursos podem ser realizados de acordo com os requisitos de  emissão de CO 2 ao longo da cadeia de valor, da descoberta ao consumo ”, afirma Ashton.

O poço de exploração 31 / 1-2 S e o poço de avaliação 31 / 1-2 A na licença de produção 923 foram perfurados cerca de 10 quilômetros a noroeste do campo Troll, 18 quilômetros a sudoeste do campo Fram e 130 quilômetros a noroeste de Bergen.

O principal objetivo de exploração para o poço de exploração 31 / 1-2 S era provar petróleo no grupo Brent do período Jurássico Médio e na formação Cook do período Jurássico Inferior. O objetivo de 31 / 1-2 A foi delinear a descoberta feita no Grupo Brent no poço 31 / 1-2 S.

Ambos os poços provaram hidrocarbonetos em dois intervalos no Grupo Brent. O poço 31 / 1-2 S encontrou uma coluna de gás de cerca de 145 metros no Grupo Brent (formações Etive e Oseberg) e uma coluna de óleo de 24 metros onde o contato óleo / água não foi encontrado. Um total de 50 metros de reservatório efetivo de arenito com boa qualidade de reservatório foi encontrado neste intervalo. Além disso, 6 metros de arenito contendo óleo com qualidade moderada a pobre do reservatório foram atingidos na parte superior do Grupo Dunlin.

O poço de avaliação 31 / 1-2 A atingiu arenitos com qualidade de reservatório de boa a moderada na formação Etive e parte superior da formação Oseberg. A parte inferior da formação Oseberg continha arenito com reservatório de qualidade moderada a ruim. Um total estimado de 41 metros de reservatório efetivo de arenito foi encontrado nas duas formações. O poço provou 12 metros de óleo na formação Etive, onde o contato óleo / água não foi encontrado, e uma coluna de óleo de 17 metros na formação Oseberg.

A formação de Cook provou ser preenchida com água em ambos os poços, mas com reservatório de qualidade moderada a boa. Os poços não foram testados de formação, mas uma extensa aquisição de dados e amostragem ocorreram.

Os licenciados consideram a descoberta comercial e irão explorar soluções de desenvolvimento para a infraestrutura existente.

Os poços são o 1º  e o  poços exploratórios com licença de produção 923. A licença foi concedida pelo Governo em 2018 através da ronda de licenciamento “Awards in Pre-defined Areas 2017” (APA).

O poço 31 / 1-2 S foi perfurado a uma profundidade vertical de 3.439,5 metros abaixo do nível do mar e a uma profundidade medida de 3.555 metros. O poço foi terminado na formação Amundsen do período Jurássico Inferior. O poço 31 / 1-2 A foi perfurado a uma profundidade vertical de 3452 metros abaixo do nível do mar e uma profundidade medida de 3876 metros. O poço foi concluído na formação Cook. A profundidade da água no local é de 349 metros. O poço foi permanentemente tampado e abandonado. Os poços foram perfurados pela plataforma de perfuração West Hercules, que agora perfurará o poço de exploração 31 / 2-22 S com licença de produção 090 no norte do Mar do Norte.

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