セーブル・オフショア・エネルギー・プロジェクト（SOEP）は、ノバスコシア州ハリファックスに拠点を置くコンソーシアムで、カナダ東部のノバスコシア大陸棚端にあるセーブル島付近で天然ガスの探査・生産を行っていました。SOEPは2018年まで、1日あたり4億～5億立方フィート（14,000,000 m 3）の天然ガスと2万バレル（3,200 m 3）の天然ガス液を生産していました。 [1]
第一段階は1999年に完了し、テボー、ノース・トライアンフ、ベンチャー天然ガス田が開発されました。
歴史
1979年、掘削リグGulftideが成功し、Venture ガス田が発見されました。当時、ガス田の開発コストが法外であることが判明しました。原因は北大西洋の異常気象と天然ガス価格の低下でした。1995年、掘削技術の向上と天然ガス価格の上昇によりガス経済が回復し、SOEP が出現しました。1月にゴールドボロ ガス プラントの起工式が行われました。11月、ギャラクシー IIリグがテボー ガス田で最初の生産井を掘削しました。テボー プラットフォームと坑口は 1999 年 8 月に設置されました。9月、セーブル アイランドのガス田と 225 km (140 マイル) 離れたゴールドボロ ガス プラントを結ぶ海底パイプラインが完成しました。11月、分留プラントとガス プラントの建設が完了し、1 か月後に沖合で最初の天然ガスが回収されました。最初のガスは 2000 年 1 月に市場に出荷されました。
地質学
ベンチャーガス田は、1979年にベンチャーD-23井が掘削された際に発見され、スコシア棚のサブル島東端から数マイル沖合、水深12～20メートルに位置しています。[2] ：55 構造トラップは、北側が断層で区切られた東西方向に伸びる背斜で構成され、深さ4～6kmの複数の上部ジュラ紀～下部白亜紀の砂岩貯留層（厚さ1600メートル）にガスが存在します。 [2] ：55、61、63
フィールド
SOEPの油田は2段階に分けて開発され、開発費用は推定油田寿命25年とされています。テボー油田、ノース・トライアンフ油田、ベンチャー油田は第1段階として開発され、1999年に完了しました。
最初のフェーズ II プラットフォームである Alma は 2003 年後半に稼働を開始し、2 番目のフィールドである South Venture の生産は 2004 年後半に開始されました。
設備
オフショア
- テボー処理施設
- ベンチャープラットフォーム
- ノース・トライアンフ・プラットフォーム
- アルマ施設
- サウスベンチャープラットフォーム
陸上
コンソーシアムパートナー
- エクソンモービル・カナダ・プロパティーズ・リミテッド
- シェルカナダリミテッド
- インペリアル・オイル
- モスバッハー・オペレーティング・リミテッド
- Cona Resources Ltd. 2020年1月14日アーカイブ、Wayback Machine
参照
- マリタイムズ＆ノースイーストパイプライン ガス供給のためのパイプラインインフラ
参考文献
- ^ Simon Mauger、Dana Bozbiciu (2011). 「ガス供給コストの変化が生産量の急増につながる仕組み」(PDF) . 2011年12月22日時点のオリジナル(PDF)からアーカイブ。 2011年5月10日閲覧。
- ^ ab Drummond, KJ, 1992, 「ベンチャーの地質学、地圧ガス田、ノバスコシア沖合」、1978-1988年の10年間の巨大石油・ガス田、AAPG 54、ハルバウティ、MT、編、タルサ：アメリカ石油地質学者協会、ISBN 978-0-89181-333-0
外部リンク
- SOEPホームページ
- SOEP に関する情報 (offshore-technology.com)
- カナダ - ノバスコシア沖合石油委員会
北緯43°57′0″ 西経59°54′57″ / 北緯43.95000° 西経59.91583° / 43.95000; -59.91583
