Una nuova scoperta petrolifera nel Mare di Barents rafforza le prospettive di sviluppo dell’area di Johan Castberg, uno dei principali poli energetici controllati da Equinor nella regione artica norvegese. Equinor Energy AS e gli altri partner della licenza di produzione 532 stanno valutando la possibilità di collegare il giacimento individuato nel prospetto Skrugard North Tubåen direttamente alle infrastrutture del campo Johan Castberg. La scoperta, sebbene caratterizzata da volumi preliminari più contenuti rispetto alle dimensioni complessive del polo produttivo, assume un’importanza strategica perché si inserisce nel programma con cui Equinor intende aumentare sensibilmente le risorse disponibili attorno a Johan Castberg. La società punta infatti ad aggiungere tra 200 e 500 milioni di barili ai volumi dell’area, originariamente stimati tra 500 e 700 milioni di barili.
Equinor valuta il collegamento della scoperta a Johan Castberg
La soluzione allo studio è un tieback, cioè un collegamento sottomarino del nuovo ritrovamento agli impianti già presenti nel campo di Johan Castberg. Equinor Energy AS e i partner della production license 532 stanno considerando questa possibilità dopo i risultati ottenuti dal pozzo esplorativo 7220/5-EC-2 H. Il collegamento alle infrastrutture esistenti consentirebbe di inserire la scoperta nel più ampio sistema produttivo dell’area, evitando la realizzazione di un impianto completamente autonomo. Al momento, tuttavia, la società e i partner stanno ancora esaminando i dati raccolti durante la perforazione e non è stata annunciata una decisione definitiva sullo sviluppo. La scoperta arriva mentre Equinor sta portando avanti una strategia esplorativa di lungo periodo nel Mare di Barents. L’obiettivo dichiarato dalla compagnia è incrementare i volumi disponibili nell’area di Johan Castberg di ulteriori 200-500 milioni di barili, attraverso un’attività costante che prevede la perforazione di uno o due pozzi esplorativi ogni anno nella regione.
Il pozzo perforato 240 chilometri a nord-ovest di Hammerfest
Il pozzo wildcat 7220/5-EC-2 H è stato perforato dalla piattaforma semisommergibile Transocean Enabler, impiegata per le operazioni esplorative nel settore norvegese del Mare di Barents. Secondo quanto reso noto il 23 luglio dalla Norwegian Offshore Directorate, il pozzo si trova circa 6 chilometri a nord del pozzo di scoperta 7220/8-1 del campo Johan Castberg e a circa 240 chilometri a nord-ovest di Hammerfest, città della Norvegia settentrionale che rappresenta uno dei principali riferimenti logistici per le attività offshore nella regione. Nel punto in cui sono state condotte le operazioni, la profondità dell’acqua è di 361 metri. La posizione della scoperta, relativamente vicina al sistema di Johan Castberg, è uno degli elementi alla base della valutazione di un possibile collegamento sottomarino alle infrastrutture del campo.
Una colonna di petrolio di 30 metri nella formazione Tubåen
L’obiettivo principale del pozzo era rappresentato dalle rocce serbatoio del Giurassico inferiore presenti nella formazione Tubåen. La perforazione ha intercettato una colonna di petrolio di 30 metri, contenuta in arenarie caratterizzate da una qualità del serbatoio giudicata da buona a molto buona. Le rocce serbatoio individuate nella formazione Tubåen presentano uno spessore complessivo di 41 metri. L’intera formazione raggiunge invece, nel punto interessato dalla perforazione, uno spessore totale di 68 metri. Il contatto tra petrolio e acqua è stato individuato a una profondità di 1.474 metri sotto il livello del mare. Questi dati costituiscono la base tecnica per le prime valutazioni sulla consistenza del ritrovamento e sulle eventuali modalità con cui la scoperta potrà essere integrata nel sistema produttivo circostante. La presenza di arenarie con caratteristiche comprese tra buone e molto buone rappresenta un elemento significativo nella valutazione del giacimento, perché riguarda direttamente la capacità delle rocce di contenere e permettere il flusso degli idrocarburi. La reale produttività del reservoir dovrà però essere definita attraverso l’analisi completa delle informazioni acquisite.
Le stime preliminari: fino a 10,5 milioni di barili equivalenti
Le prime stime collocano le risorse recuperabili della scoperta tra 1,2 e 1,7 milioni di metri cubi standard di petrolio equivalente. Convertito in barili equivalenti, il volume corrisponde a circa 7,6-10,5 milioni di boe, milioni di barili di petrolio equivalente. Si tratta di valutazioni preliminari, formulate sulla base dei dati disponibili dopo la perforazione. Il pozzo non è stato sottoposto a un test di formazione, operazione che avrebbe permesso di verificare direttamente il comportamento produttivo del reservoir attraverso prove di flusso. Durante le attività sono stati comunque raccolti dati e campioni, che saranno utilizzati per approfondire le caratteristiche geologiche e petrofisiche della scoperta. Le informazioni acquisite saranno centrali per stabilire con maggiore precisione i volumi recuperabili e valutare la sostenibilità tecnica di un eventuale sviluppo collegato a Johan Castberg.
Perforazione conclusa nella formazione Fruholmen
Il pozzo è stato perforato fino a una profondità verticale di 1.521 metri sotto il livello del mare. Le operazioni sono state terminate nella formazione Fruholmen, appartenente al Triassico superiore. Il raggiungimento della formazione Fruholmen ha consentito di completare il programma geologico previsto per il pozzo e di raccogliere informazioni sulle diverse successioni rocciose attraversate. Il principale risultato esplorativo rimane però quello ottenuto nella formazione Tubåen, dove è stata individuata la colonna petrolifera. L’assenza di un test di formazione non impedisce di procedere con le valutazioni preliminari, ma rende necessario un esame approfondito dei dati e dei campioni raccolti prima di definire le successive fasi operative.
Johan Castberg al centro dei piani esplorativi nel Mare di Barents
La scoperta di Skrugard North Tubåen si inserisce nella strategia di Equinor per espandere la base di risorse attorno a Johan Castberg. L’area dispone di volumi originariamente stimati tra 500 e 700 milioni di barili, ma la compagnia punta a individuare ulteriori risorse comprese tra 200 e 500 milioni di barili. Per raggiungere questo obiettivo, Equinor prevede di mantenere un’attività esplorativa regolare, con la perforazione di uno o due pozzi all’anno nella regione. Il ritrovamento appena annunciato rappresenta quindi uno dei tasselli del programma di crescita, fondato sulla ricerca di giacimenti situati a distanze compatibili con un possibile collegamento alle infrastrutture già sviluppate. La vicinanza del pozzo 7220/5-EC-2 H al campo Johan Castberg potrebbe risultare determinante nella valutazione economica della scoperta. Anche volumi inferiori rispetto a quelli di un grande giacimento autonomo possono assumere rilevanza quando possono essere inseriti in un sistema produttivo già operativo o pianificato.
Equinor operatore con Vår Energi e Petoro
Equinor è l’operatore della licenza di produzione 532. Gli altri partner coinvolti sono Vår Energi e Petoro, società che partecipano alla valutazione della scoperta e delle possibili opzioni di sviluppo. La decisione sull’eventuale collegamento a Johan Castberg dipenderà dall’analisi dei dati geologici, dalla conferma delle risorse recuperabili e dalle verifiche tecniche ed economiche sul tieback. La scoperta amplia comunque il potenziale dell’area e conferma la centralità del Mare di Barents nei programmi esplorativi di Equinor. Il risultato del pozzo Skrugard North Tubåen non modifica da solo la scala complessiva del polo di Johan Castberg, ma offre una nuova opportunità da integrare nel piano più ampio con cui la società punta ad aggiungere fino a 500 milioni di barili alle risorse già individuate nella regione.
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