Sonatrach и Eni начинают добычу на нефтяном месторождении HDLE/HDLS в Алжире

Москва, 8 ноя - ИА Neftegaz.RU. Sonatrach и Eni начали добычу на нефтяном месторождении HDLE/HDLS в бассейне Беркин с объемом 10 тыс. бнэ/сутки.
Об этом Sonatrach сообщила 7 ноября 2022 г.

Добыча на месторождении началась в октябре 2022 г., т.е. всего через 7 месяцев после его открытия разведочной скважиной (HDLE-1).
Скважина HDLE-1 была пробурена в марте 2022 г. в рамках концессии Zemlet el Arbi, где Sonatrach владеет 51%, Eni - 49%.
Обнаружена легкая нефть в триасовых песчаниках формации Таги, что подтверждает 26-метровую продуктивную толщу с превосходными петрофизическими характеристиками.
В ходе испытаний скважина дала дебит 7 тыс. барр./сутки нефти в сутки и 141,6 тыс. м³/сутки попутного нефтяного газа (ПНГ).
Чтобы подтвердить дополнительный потенциал структуры, распространяющейся на соседнюю концессию Sif Fatima II (Eni и Sonatrach по 50%), в апреле 2022 г. была пробурена скважина HDLS-1, также оказавшаяся успешной.
Эти скважины пробурены в рамках геологоразведочной кампании, включающей 5 скважин в бассейне Berkine North.

Оперативное начало добычи на месторождении HDLE/HDLS был обеспечен благодаря разработке в ускоренном режиме (Fast-Track).
Эту концепцию реализует Eni во многих странах присутствия компании.
За счет реализации плана ускоренного развития, предусматривающего в т.ч. бурение новых скважин в 2023 г., планируется увеличить производственную мощность до 17 тыс. бнэ/сутки.

Бассейн Беркин-Гадамес (Berkine-Ghadames) представляет собой внутрикратонный бассейн, образовавшийся во время панафриканского орогенеза.
Он занимает площадь около 350 тыс. км² и простирается на территорию Алжира, Ливии и Туниса, все 3 проводят разведку нефти в своих частях бассейна независимо.
Для Алжира бассейн Беркин является 1 из 3 нефтегазовых областей, к которым приурочено большинство месторождений страны.
В бассейне Беркин открыто более 30 нефтяных и нефтегазовых месторождений с большими запасами ПНГ, также в последнее время выявлены чисто газовые и газоконденсатные залежи.
В частности, к бассейну Беркин относятся такие крупные месторождения как Уруд (Ourhoud) Хасси Беркин (Hassi Berkine, HBNS), находящие в эксплуатации с 2002 и 1998 гг. соответственно.
Большинство новых месторождений бассейна Беркин мелкие, в разработку вводятся группами, в рамках объединенных проектов.

Для Eni, присутствующей в Алжире с 1981 г., бассейн Беркин представляет большой интерес.
После начала российской спецоперации на Украине, этот интерес у Eni резко вырос, поскольку Алжир стал для Италии основным источником для замещения российского газа.
Пользуясь исторически крепкими связями с Алжиром и Sonatrach, а также наличием резервов для роста прокачки газа по системе магистральных газопроводов (МГП) TransMed (Транссредиземноморский газопровод, газопровод Enrico Mattei) и напряженными отношениями между Алжиром и Испанией, Eni значительно активизировалась в стране, в т.ч. в бассейне Беркин.
В марте 2022 г. компания заключила новое соглашение о разделе продукции (СРП) Berkin-South, где Eni стала оператором с долей участия 49%.
В апреле было заключено рамочное соглашение с Алжиром для активизации совместных операций по разведке и добыче с целью увеличения экспорта газа в Европу.
В июле 2022 г. Eni подписала с Sonatrach, Oxy и TotalEnergies новое СРП для блоков 404 и 208 в бассейне Беркин (доля участия Eni - 12,25%).
Компания ожидает, что новое СРП создаст возможность для повышения стоимости значительных объемов ПНГ, который может в перспективе стать доступным для экспорта.
В октябре 2022 г. Sonatrach и Eni объявили о начале добычи газа на 2 месторождениях в бассейне Беркин в рамках контракта Berkin-South в объеме 1 млн м³/сутки с ожидаемым ростом до 2 млн м³/сутки к концу 2022 г.

Eni ожидает, что объем добычи на ее активах в Алжире в 2023 г. достигнет более 120 тыс. бнэ/сутки в 2023 г. по сравнению с 95 тыс. бнэ/сутки в 2021 г.
Помимо проектов в бассейне Беркин, этому будет способствовать приобретение активов BP в Алжире.
Участие Eni и ее программа Fast-Track у Алжира появляется возможность преодолеть тенденцию к сокращению экспорта газа, которая наблюдается на фоне выработки действующих месторождений и роста внутреннего роста спроса на газ.