Ален (Белінда)

У Вікіпедії є статті про інші значення цього терміна: Ален.

Ален — газоконденсатне родовище у Екваторіальній Гвінеї. Розташоване за 32 км від східного узбережжя острова Біоко в затоці Біафра (частина Гвінейської затоки). Відноситься до нафтогазоносного басейну Дуала (перше відкриття в цьому басейні у зоні Екваторіальної Гвінеї).

Ален

Розвідка

Родовище, яке на етапі розвідки мало назву Белінда, виявили у 2005 році в офшорному ліцензійному блоці О з бурового судна , котре спорудило розвідувальну свердловину О-1. Закладена в районі з глибиною моря 76 метрів, вона мала довжину 3158 метрів та показала на тестуванні дебіт на рівні 1225 барелів конденсату та 0,7 млн м³ газу на добу. Поклади вуглеводнів виявились пов'язаними із турбідітовими пісковиками епохи міоцену.

У 2007-му за допомогою судна провели заходи з оціночного буріння. Спершу в 7,3 км від О-1 спорудили свердловину О-3, яка підтвердила здійснене раніше відкриття. Того ж року судно пробурило оціночну свердловину I-4, розташовану в ліцензійному блоці I південно-західніше відкриття Белінда. Остання містилася за 11,2 км від О-1 у районі зі значно більшою глибиною моря — 678 метрів. При довжині у 2963 метри вона перетнула міоценовий резервуар з гарними характеристиками та показала на тестуванні результат у 1634 барелів конденсату та 0,8 млн м³ газу на добу. Таким чином підтвердилось продовження родовищу у блок І, хоча основна його частина все-таки лежить в межах блоку О.

Родовище Карла

Осінню 2011 здійснили поглиблення свердловини Alen 1-G1, запроектованої як газонагнітальна, з метою перевірки припущень щодо продуктивності підстилаючих Ален горизонтів. Внаслідок цього на структурі Карла виявили суттєві запаси вуглеводнів (переважно рідких — за попередньою оцінкою на частку газу відносять лише 20 % обчислених ресурсів).

Розробка

Затверджений у 2011 році план розробки передбачав використання шести свердловин. Враховуючи поширення родовища в районі з великим перепадом глибин, для виконання бурових робіт найняли напівзанурене судно , призначене для глибоководного буріння, та самопідіймальну установку . Три із зазначених свердловин відносяться до видобувних, а ще три до газонагнітальних. Така схема пояснюється тим, що на першому етапі розробки планується вилучення максимальної кількості конденсату за допомогою сайклінг-процесу.

Свердловини під'єднані до платформи для розміщення фонтанних арматур, яка в свою чергу з'єднана містком з процесинговою платформою. Остання встановлена в районі з глибиною моря 85 метрів та важить 15 тисяч тон. Розміщене на ній обладнання з підготовки розраховане на обробку 40 тисяч барелів конденсату та 12,4 млн м³ газу на добу. Споруда проектувалась з розрахунку на перетворення в майбутньому на хаб для розробки інших можливих родовищ, тому її потужність може бути доведена до 21,2 млн м³ газу на добу.

Отриманий продукт постачається на плавучу установку родовищ Асенг, встановлену за 24 км на південь. На другому етапі, після завершення сайклінг-схеми, заплановане підключення платформи до експортного газопроводу, що не потребуватиме суттєвих змін в облаштуванні родовища завдяки різеру (трубопровід, що з'єднує підводні устя свердловин з платформою) діаметром 600 мм.

Видобуток стартував у 2013 році з показником 37 тисяч барелів конденсату на добу.

Запаси

У відповідності до затвердженого в 2011 році плану розробки з Ален планується вилучити 88 млн барелів конденсату та 26,3 млрд м³ газу.

Учасники проекту

Розробка обох ліцензійних блоків О та І здійснюється під операторством компанії Noble (відома зокрема завдяки розробці середземноморських родовищ Левіафан, Тамар та інших). При цьому частки участі на середину 2010-х років розподіляються наступним чином:

- блок О — Noble 45 %, державна компанія Екваторіальної Гвінеї GEPetrol 30 % та англо-швейцарська корпорація Glencore 25 %;

- блок І — зазначені вище Noble 38 %, GEPetrol 5 %, Glencore 23,75 %, а також компанія з емірату Абу-Дабі Atlas Petroleum 27,55 % та шведська Osborne Resources (PA Resources Group) 5,7 %.

Примітки

1. Alen Gas and Condensate Field, Bioko Island, Equatorial Guinea - Offshore Technology. Offshore Technology (брит.). Архів оригіналу за 5 січня 2018. Процитовано 4 січня 2018.
2. Recent Discoveries Offshore Douala Basin* Tiziana Luzzi-Arbouille1, Eric Schmid1 and Theodhora Piperi (PDF). Архів оригіналу (PDF) за 26 серпня 2016.
3. BJ Services Wins Work in Equatorial Guinea. www.rigzone.com. Архів оригіналу за 8 січня 2018. Процитовано 8 січня 2018.
4. Noble Energy Makes Discovery on Block I Offshore Equatorial Guinea. www.rigzone.com. Архів оригіналу за 5 січня 2018. Процитовано 4 січня 2018.
5. Noble Energy Announces Block I Well Results in Equatorial Guinea (англ.). Архів оригіналу за 5 січня 2018. Процитовано 4 січня 2018.
6. Petroleum Exploration History. www.equatorialoil.com. Архів оригіналу за 22 грудня 2017. Процитовано 4 січня 2018.
7. Equatorial Guinea okays Alen condensate project. www.ogj.com. Архів оригіналу за 4 січня 2018. Процитовано 4 січня 2018.