Асенг (Беніта)

Родовище, що на етапі розвідки носило назву Беніта, виявили у 2007 році в офшорному ліцензійному блоці І, де заклали розвідувальну свердловину І-1. Споруджена буровим судном Songa Saturn в районі з глибиною моря 886 метрів, вона мала довжину 3218 метрів та виявила газоконденсатний інтервал товщиною 41,5 метра в турбідітових пісковиках епохи міоцену. На тестуванні звідси отримали 1038 барелів конденсату та 0,97 млн м³ газу на добу.[1]

За кілька місяців те ж судно пробурило оціночну свердловину І-2, яка виявила під газоконденсатним покладом нафтовий.[2] В 2008-му інше бурове судно Sedco 700 спорудило ще одну оціночну свердловину І-5, яка виявила у відкладеннях міоцену нафтовий інтервал товщиною 13 метрів, а також встановила водо-нафтовий контакт. При цьому на тестуванні отримали результат у 6250 барелів нафти на добу (плюс 0,15 млн м³ газу).[3]

План розробки затвердили у 2009 році. На першому етапі запланували максимально вилучити рідкі вуглеводні, для чого отриманий із продукції родовища газ закачуватиметься назад з метою підтримки пластового тиску. Враховуючи глибини у місці розташування родовища, була замовлена плавуча установка з видобутку, зберігання та відвантаження (FPSO) Aseng. Її конструкція передбачає можливість обслуговування п'яти видобувних свердловин, а також трьох газо- та двох водонагнітальних. Судно встановили на якір у районі з глибиною моря 945 метрів. Воно здатне обробляти 80 тисяч барелів рідких вуглеводнів та 4,9 млн м³ газу та закачувати 150 тисяч барелів води на добу. Обсяг зберігання продукції становить 1,5 млн барелів.

Необхідні для запуску родовища в експлуатацію бурові роботи виконало судно Atwood Hunter, при цьому з метою підвищення нафтовіддачі у видобувних свердловинах запланували горизонтальні ділянки. У відповідності до схеми введення родовища в експлуатацію приклали 30 км підводних трубопроводів.

Видобуток на родовищі стартував в останньому кварталі 2011-го з показником 50 тисяч барелів рідких вуглеводнів на добу.[4] Станом на весну 2016-го з нього видобули вже 75 млн барелів.[5]

Також можливо відзначити, що з 2013 року на установку Aseng за допомогою трубопроводу довжиною 24 км подається конденсат із розташованого північніше родовища Ален.

За час розробки Асенг з нього очікують вилучити 120 млн барелів рідких вуглеводнів, в тому числі 40 млн барелів нафти. По завершенні першого етапу планується перейти до вилучення ресурсів газу в обсязі 15,5 млрд м³.[4]

Розробка ліцензійного блоку І здійснюється консорціумом у складі компанії Noble (38 %, оператор), компанії з емірату Абу-Дабі Atlas Petroleum (27,55 %), англо-швейцарської корпорації Glencore (23,75 %), шведської Osborne Resources (PA Resources Group, 5,7 %) та державної компанії Екваторіальної Гвінеї GEPetrol (5 %).[6]