Oseberg Ölfeld

John Schultz Juni 25, 2016 O 10 0
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Oseberg ist ein Offshore-Ölfeld mit einer Gaskappe in der Nordsee auf die Stadt von Bergen 140 km nordwestlich an der Südwestküste von Norwegen. Das Feld, die 25 km lang ist um 7 km breit, wurde 1979 entdeckt, und ihre Entwicklung ist bekannt, dass einer der bedeutendsten Meilensteine ​​in Entstehung Norwegens unabhängige Öl- und Gasindustrie. Das Feld Oseberg wurde nach Osebergschiff, einer von Norwegens bedeutendsten archäologischen Funde benannt. Die alte Wikingerschiff aus dem frühen 9. Jahrhundert wurde in einem 1904 historischen Ausgrabung einer Grabhügel auf der Oseberg Farm entdeckt, südlich von Oslo.

Ein umfangreiches Unterwasser-Pipeline-Netz genannt Oseberg Transportsystem transportiert bis zu 765.000 bbl / d von der Oseberg-Bereich zu Sture Terminal in Norwegen. Die Meerestiefe in der Oseberg-Bereich beträgt 100 Meter. Das Oseberg Field Centre besteht aus drei Plattformen: Oseberg A, B und D, die miteinander durch Brücken miteinander verbunden sind, in den südlichen Teil des Feldes Oseberg und dem Oseberg C-Plattform, die 14 Kilometer nördlich von der Feldmitte befindet. Der Betreiber ist Statoil, in Partnerschaft mit Petoro, Total, ExxonMobil und ConocoPhillips. Das Feld erstreckt sich in Blöcken 30/6 und 30/9, Teile der Produktionslizenzen 053 und 079.

Exploration Geschichte

Die erste Explorationsbohrung auf der PL053-Lizenz, 30 / 6-1, wurde als Wildkatze gebohrt und am 19. Juni 1979 angebohrt Der Brunnen wurde eingesteckt und als Gasfund am 22. September verlassen. Anschließende Erweiterungsbohrungen bewiesen Öl zusätzlich zu dem Gas durch die Entdeckung gut gefunden und Oseberg wurde als ein Ölfeld produziert. Die erste Explorationsbohrung auf der PL079-Lizenz, 30 / 9-1 wurde als Wildkatze am Ende des Jahres 1982 gebohrt, aber die Würdigung behandelt, nachdem es aufgetreten Öl und Gas als Teil der gleichen Ansammlung bilden. Im Jahr 2006, gut 30/9-B-19 A nachgewiesene Reserven in der zugrunde liegenden Obertrias bis Jurassic Statfjord Bildung zu senken. Tests werden auch auf der darüberliegenden Oberkreide Kreide Gruppe Behälter durchgeführt, um die Fließeigenschaften zu bewerten.

Die vertikale Gassäule in der Alpha-Block war 380 m, während die zugrunde liegenden Ölsäule war ca. 215 m vor der Produktion begann.

Insgesamt 31 Explorations- und Erweiterungsbohrungen wurden auf der Oseberg-Struktur gebohrt worden, obwohl dies beinhaltet Nebengeleise und Wiedereintritte. Dieser Brunnen, nur drei bewiesen "trocken".

Entwicklungsgeschichte

Entwicklungsbohrungen begann 1985 mit einer Produktion auch von der B-Vorlage gebohrt. Bis Ende 2009 184 Erweiterungsbohrungen abgeschlossen war, bestehend aus einer Mischung von Produktionsbohrungen, Beobachtungsbrunnen, Wasserdüsen, Gasinjektoren und Stecklinge Injektoren. Die Produktion wurde von gekrümmten Bohrlöchern, bis 1992, als die erste Horizontalbohrung gebohrt wurde. Bis Juni 1997 hatten 28 Horizontalbohrungen abgeschlossen, darunter drei multilateralen. Horizontalbohrungen in der Nähe der Öl-Wasser-Kontakt wurde als Schlüssel zur Verlängerung der Hochebene Ölproduktionszeitraum und eine hohe Rückgewinnungsraten.

Seismische Datenerfassungs

Die ersten Entdeckung und wurde unter Verwendung von 2D-seismischen Reflexionsdaten gelegen. Im Jahr 1982 wurde die erste seismische 3D-Datensatzes über Oseberg erworben, um mit fort Explorations- und Bestätigungsbohrungen unterstützen. In 1989 und 1991 Statoil erworbenen zwei Sätze von 3D-Daten über das Feld, mit den gleichen Parametern, wie einer Machbarkeitsstudie für eine volle 4D seismische Studie. Nach dem Erfolg der Pilotstudie wurden weitere Erhebungen im Jahr 1992, 1999, 2004 und 2007 schoss Diese Erhebungen werden verwendet, um Änderungen in der Gasölkontakt und der Wasser-Öl-Kontakt aktiv überwachen die Produktion weiter.

Herstellung

Oseberg A ist eine konkrete Basisplattform, Prozessanlagen und Unterkünfte Quartalen beinhaltet; Oseberg B sitzt oben auf einem Stahlmantel und hat Bohr-, Förder- und Injektionsanlagen; Oseberg D ist ein Stahl-Plattform mit Gasaufbereitung und Export Geräte, die an das Field Centre mit einer Brücke im Jahr 1999. Oseberg C verbunden war, ist ein integriertes Bohren, Unterkunft und Produktionsplattform mit einem Stahlmantel. Oseberg Vestflanke wurde mit einer Unterwasser-Vorlage zurück zu Oseberg B. Oseberg Delta gebunden werden mit einem Unterwasser-Vorlage zum Oseberg D. Produktion aus dem Gamma-Main-Struktur in der Statfjord Formation zurückgebunden entwickelt werden, entwickelt der Autor im Frühjahr 2008 mit zwei Brunnen aus dem Oseberg-Feld Center. Die Einrichtungen in der Feldmitte Prozess Öl und Gas aus den Bereichen Oseberg Ost, Oseberg Sør und Tune. Der Plan für die Entwicklung und Betrieb für den nördlichen Teil des Oseberg wurde am 19. Januar 1988 bestätigt Die PDO für Oseberg D wurde am 13. Dezember 1996 genehmigt, für Oseberg Vestflanke - am 19. Dezember 2003 und zum Oseberg Delta am 23. September 2005. Der Öl aus dem Feld durch den Druck durch die Gas- und Wasserinjektion und durch Wassergasinjektion hergestellt wird. Injektionsgas zur Druckhaltung eingesetzt wurde zuvor von Troll Øst und Oseberg Vest gebracht. Andere kleinere Teile des Feldes zu produzieren, durch Druckabbau.

Das Feld produziert seit dem 1. Dezember 1988 Plateau Ölproduktion von 81.000 Sm pro Tag im Jahr 1997. Aktuelle Produktion endete laut Statistik ist 3,788063 Mühle S m von Öl, 2,926727 Rechnung Sm von Gas, 0,462964 Mühle Tonnen von NGL.

Geologie

Ländereinstellung

Das Feld Oseberg ist einer aus einer Reihe von Kohlenwasserstoffansammlungen im Viking Graben. In diesem Teil der nördlichen Nordsee wurde von zwei Haupt rift Folgen betroffen; im permotriassischen und der Mitte des späten Jura. Dies führt zu komplexen Veränderungen der früheren syn-Rift-Sequenz Dicke über den späteren Riss Strukturen. In der Oseberg-Bereich, die großen Störungen während dieser beiden Phasen Sprung in entgegengesetzte Richtungen, und die Größe der früheren Becken gebildet sind in der Regel doppelt so groß wie das später. Die Ost-geneigt späten Jura Oseberg Struktur wird durch eine größere Westen geneigten permotriassischen Halb graben unterlagert.

Ausgleichsbehälter

Die wichtigsten Lagerstätten sind Sandsteine ​​aus dem Mitteljura Oseberg, Rannoch, Etive, Ness und Tarbert Formationen der Brent-Gruppe. Dies sind die Einlagen von progradierende Delta-Systeme mit einer Gesamt shallowing nach oben, wie das Delta füllte die verfügbaren Aufnahmeraum. Das Oseberg Bildung stellt die Ablagerungen aus einer Reihe von Sandreichen Deltas, die in westlicher Richtung von der norwegischen Küste vorgeschoben. Der Rest der Gruppe sind die Einlagen der massiven Norden progradierenden Brent Delta-System, das den gesamten südlichen Teil des Viking Graben Gebiet besetzt. Es gibt einen schrittweisen Übergang in den Ablagerungsraum vom Unterwasserfans, durch Lüfterdeltas und shoreface, um Deltaebene. Die oberste Tarbert Bildung kann überarbeitet Deltaebene Einlagen zu Beginn der Meeres Übertretung von den darüberliegenden Tonsteine ​​des Viking-Gruppe gezeigt, darstellen. Die Brent-Gruppe Stauseen, die in einer Tiefe von 2300-2700 m liegen, haben in der Regel hervorragende Eigenschaften Porositäten rund 20-30% und Durchlässigkeit im Bereich von bis zu mehreren Darcys.

Die Statfjord Bildung, die von den Ryazanian Sinemurium Alter ist von der Brent-Gruppe von der Alpenstrandläufer-Gruppe, die ein nicht-Reservoir Sequenz getrennt. Dies bedeutet, dass es in der Regel keine Kommunikation zwischen dem Statfjord Bildung und der Brent-Gruppe Stauseen. Die Statfjord Formation besteht aus massiven Sandsteinen. Die untere Grenze wird bei dem Übergang von rot kontinentalen Chiefer des Lunde Bildung zu den darüber liegenden Sandsteinen gemacht. Die Oberseite des Gerätes, die von Kalksandsteinen besteht, zeigt eine relativ scharfen Übergang zu den dunklen Schiefer und Silt der darüber liegenden Alpenstrandläufer-Gruppe. Die Ablagerungsraum ändert sich von Schwemmland und geflochtenen Strom Einlagen, aus denen sich der Großteil der Bildung von groben Sandsteine ​​mit Kiesel Lags und Kanalisierung, dachte, um anzuzeigen, eine Küstenumwelt. Die Anwesenheit von Glaukonit und Meeresfossilien in den obersten Sandsteine ​​zeigen Abscheidung in einer seichten Meeresumwelt.

Struktur

Die Falle ist eine Gruppe von drei östlichsten Tauch gekippt Fehlerblöcke mit westlicher einfallende Abschiebungen von rifting während der späten Jura an der Ostseite des Viking Graben gebildet verbunden. Die drei Hauptfehlerblöcke als Alpha, Gamma und Alpha Norden bekannt. Die östliche Grenze der Oseberg Fehlerblöcke mit der Horde-Plattform wird von der Haupt Brage Fehler gebildet. Die strukturelle dip ist ein Durchschnitt von 6-10 Grad.

Dichtung

Die obere Dichtung durch Oberjura Viking-Gruppe oder Unterkreide Cromer Knoll Tonsteinen gebildet. Es gibt auch Hinweise in der Oseberg-Bereich aus irgendeinem Element der Fehlerdichtung.

Quellen

Das Öl in Oseberg wird aus dem oberen Jura Draupne Bildung, das entspricht dem Kimmeridge Tonformation bezogen. Öle in mindestens zwei verschiedenen 'Küche' generiert haben innerhalb des Oseberg-Bereich identifiziert. Das Gas wird wahrscheinlich von Über reife Draupne Bildung im tiefsten Teil dieser Küchen stammen.

Reserves

Initial förderbare Reserven für das Feld Oseberg als 366.400.000 Sm Öl, 107,0 Milliarden Sm Gas und 9,3 Millionen Tonnen NGL geschätzt. Da zum 31. Dezember 2008 verbleibenden förderbaren Reserven wurden bei 21,1 Mio. Sm Öl, 85,6 Milliarden Sm Gas und 3,5 Millionen Tonnen NGL geschätzt.

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