حقل ستونز
ملف:مسقط حقل ستونز.jpg
البلد	الولايات المتحدة
المنطقة	منطقة واكر ردج، خليج المكسيك
البلوك	بلوك رقم 508
المشغـِّل	شل
تاريخ الحقل
الاكتشاف	2005
بدء التطوير	2013
بدء الانتاج	2016
الانتاج
احتياطي النفط المقدر تحت الأرض	250 مليون برميل نفط مكافئ قابلة للاسترداد، 2 مليون برميل نفط مكافئ في المسقط مليون برميل (~{{خطأ في التعبير: علامة ترقيم غير متعهد عليها "م"|(250 مليون برميل نفط مكافئ قابلة للاسترداد، 2 مليون برميل نفط مكافئ في المسقط*22٬496٬660٫5/164٫9)|2  طن)

حقل ستونز Stones Field، هوحقل للنفط والغاز الطبيعي يقع في بلوك رقم 508 على عمق 2.896 متر تحت سطح البحر، في منطقة واكر ردج، خليج المكسيك، على بعد 320 كم تقريباً من جنوب غرب نيوأورلينز، لويزيانا، الولايات المتحدة. وتملكه وتشغله شركة شل.

ويعتبر حقل ستونز أكبر مشروع للنفط والغاز بالمياه العميقة في العالم، ويحتوي على أكثر من مليوني برميل نفط مكافئ. بدأ الإنتاج في سبتمبر 2016. ويضم الحقل أعمق وحدة طافية لتخزين وتفريغ النفط.

الاكتشاف والتطوير

يقع الحقل بالقرب من مناطق تطوير سانت مالو، كاسكاد وتشينوك في خليج المكسيك، واكتشف عام 2005. تم حفر البئر ستونز-2 عام 2005 على عمق 8.705 متر. أكد حفر البئر الاستكشافي ستونز-3 على وجود رمال متعددة حاملة للزيت.

اتخذت شل قرار الاستثمار في مشروع تطوير حقل ستونز في مايو2013. كان من المتسقط حتى يصل تطوير الفترة الأولى لذروة الإنتاج بقدرة 50.000 ب.ن.م/يومياً بنهاية 2017 من أكثر من 250.000 ب.ن.م. من الاحتياطيات القابلة للاسترداد.

في مايو2013 فازت إف إم سي للتكنولوجيا بتوريد المعدات الغاطسة لدعم تطوير حقل ستونز. يتضمن العقد تسليم ثمانية أشجار بحرية، متشعب غاطس، الجزء العلوي وأجهزة التحكم الغاطسة ومعدات أخرى متعلقة.

بدأت شل وإس بي إم أوفشور أعمال التطوير لوحدة التخزين الطافية للحقل في عام 2011. وقامت شل بالتعاقد مع إس بي إم أوفشور لتوريد وتأجير السفينة الطافية تورتيلا للمشروع في يوليومن العام نفسه. وحدة التخزين الطافية تورتيلا هي أول سفينة يتم نشرها ضمن اتفاقية إطار العمل المؤسسي الذي تم توقيعه في مارس 2012، لتسليم وحدة تخزين وإنتاج طافية متوسطة وصغيرة الحجم على أساس الإيجار والتشغيل.

حصلت تك‌نيپ على عقد إضافي من شل في أكتوبر 2015 لتطوير البنية التحتية التحت بحرية لحقل ستونز. يتضمن العقد هندسة خط الأنابيب الثاني والمحطات، تصنيع خط الأنابيب والمواسير، وهجريب نظام الإنتاج التحت بحري.

التطوير والاستكشافات في الفترة الثالثة السفلى

تشير الفترة الثالثة السفلى إلى منطقة المياه فائقة العمق في خليج المكسيك. أصبحت شل من رواد المنطقة الثالثة، بعد أول إنتاج لها من تطوير مشروع پريديدوعام 2010.

يمتد تطوير حقل ستونز إلى استكشاف المياه العميقة وجهود التطوير التي بذلتها شل في خليج المكسيك. حققت الشركة تقدماً كبيراً ف يتطوير مارس-ب بعد نشر منصة أوليمپوس.

الحفر في المياه بالغة العمق

Depth of knowledge: the challenges of ultra-deepwater drilling Shell’s bold move in the GOM is indicative of an industry-wide move away from traditional moored platforms linked to mature pipeline infrastructure in favour of FPSOs, especially for the increasing number of ultra-deepwater projects, where wells are drilled in water at least 1.5km (4,500ft) deep.

The new generation of FPSOs are designed handle a relative lack of infrastructure, a complex seabed and unique reservoir properties, but technology must continue to evolve if it is keep pace with the challenge of re-injecting water or gas into ultra high pressure high temperature (HPHT) reservoirs.

"Lower Tertiary reservoirs typically lay 8,000-10,000m below sea level, with the extreme depths resulting in pressures of up to and in excess of 1,400 bar (20,000 psi) and very high temperatures, both being at the limit of what the industry is capable of dealing with today," states SBM Offshore. "The reservoirs are typically found under very thick salt or tar sediment layers, and may have uneven porosity and permeability, so presenting multiple exploration and field development challenges.

"Lower Tertiary fields also typically carry a low gas to oil ratio, making these reservoirs relatively low energy. This, along with the poor reservoir properties, may lead to an estimated oil recovery factor of only 10% using conventional techniques, or double this amount using state-of-the-art enhanced oil recovery (EOR) methods, compared to industry best practice of 60% or more."

Curtis Lohr, Shell’s project manager in charge of the Stones development, describes the specific challenges associated with the company’s groundbreaking development in the US GOM.

"For the gas pipeline, the ultra-deepwater results in high tensions pulling on the FPSO buoy," he told Rigzone. "On the seafloor, there is an escarpment, so when I talk about 9,500ft of water that’s where the wells are located but the top of the escarpment just north of the Stones development is in 7,500ft of water. So you’ve got this 2,000ft rise that the gas pipeline has to traverse across.

"On top of that, if you look at the details, there are seafloor furrows, which are basically large bumps on the seafloor where the pipelines are being laid, so those are pretty challenging … The gas pipeline will be fitted with VIV [vortex induced vibration] suppression to make sure we don’t have any fatigue issues. And then, obviously, we have to design the wall thickness of the pipeline to span those seafloor furrows."

Despite the expense and risk – Stones is over 60% deeper than Macondo, the infamous BP well that ruptured in 2010 – large multinationals have little choice but to go deeper in search of the world’s remaining reserves. Shell, for example, is already field operator for seven producing FPSOs globally including the Parque das Conchas (BC-10) project in Brazil, in partnership with Petrobras and ONGC.

According to Reuters, ultra-deep projects accounted for around half of the world’s new discoveries in the first half of 2012. Data from analysts at IHS shows the average ultra-deep exploration well adds 140 million boe to reserves, making them 11.5 times more effective than an onshore rig.

"We definitely see Stones as an enabler for future growth," Lohr said. "There are other potential developments that look a lot like Stones. So if we unlock Stones, I think we can unlock a lot of other developments in the Gulf of Mexico as well."

الوحدة الطافية لتخزين وتفريغ النفط

سيبدأ التطوير ببئري إنتاج تحت سطح البحر مرتبطان بالسفينة توريتلا (وحدة طافية لتخزين وتفريغ النفط)، يليهما ستة آبار إنتاج إضافية. الوحدة الطافية لتخزين وتفريغ النفط هوتصميم تقليدي من الجيل الثاني ذوقدرة معالجة إنتاج تصل إلى 60.00 برميل نفط يومياً ومعالجة وتصدير 15 مليون متر مكعب من الغاز يومياً. لا توجد مرافق حقن مياه محددة. ستكون السفينة تورتيلا، قياس سويس‌ماكس قادرة على تخزين 800.000 برميل من النفط الخام ويصل الوزن الإجمالي للجزء العلوي إلىسبعة آلاف طن.

اختير تصميم الوحدة الطافية لتخزين وتفريغ النفط لإنتاج الغاز والنفط بكفاءة وأمان من حقل ستونز. تنقل الناقلات النفط من تورتيلا إلى المصافي الأمريكية، بينما يُنقل الغاز عن طريق خط الأنابيب.

يستخدم حقل ستونز نوع خاص من الأنابيب المرنة، يُعهد برافع الأمواج الفولاذي البطيئ، لحمل النفط والغاز إلى تورتيلا للمعالجة. رافعات الأمواج الفولاذية البطيئة الرائدة من شل، والتي لدهيا قدرة طفوإضافية مما خلق منعطفاً مقوساً في الأنابيب بين قاع البحر والسطح. يساعد هذا المنطف في امتصاص حركة وحدة التخزين الطافية ويعزز أداء الإنتاج في الأعماق القصوى.

كما تتميز وحدة الإنتاج والتخزين الطافية ببرج يتلاءم مع العوامة القابلة للفصل والتي تحمل خطوط الإرساء والرافعات من نظام البئر. يسمح تصميم البرج والعوامة للسفينة بالانعكاس مع الرياح خلال الظروف الجوية العادية. إذا اقتربت العاصفة أوالإعصار الشديد، تكون السفينة قادرة على الانفصال عن العوامة والإبحار إلى مياه أكثر أماناً. يمثل مشروع ستونز أول استخدام لعوامة قابلة للانفصال بواسطة رافعات الأمواج الفولاذية البطيئة لفتح موارد النفط في المياه العميقة.

تمتلك شل عشرات الوحدات الطافية للتخزين والإنتاج حول العالم لكن تورتيلا هي أول وحدة طافية للإنتاج والتخزين تستخدم في خليج المكسيك.

المقاولون

• شل: المقاول الرئيسي ومالك المشروع.
• إف إم سي للتكنولوجيا: لتوريد ثمان أشجار غاطسة، متشعب غاطس، ومعدات التحكم بالجزء العلوي والغاطس والآلات ذات العلاقة.
• إس بي إم أوفشور: توريد وتأجير الوحدة الطافية لتخزين وتفريغ النفط.
• تك‌نيپ: هندسة خط الأنابيب الثاني والمحطات اللازمة، تصنيع خط الأنابيب والمحطات وحمل وهجريب نظام الإنتاج الغاطس.

مرئيات

المصادر