Оценочная скважина на газоконденсатном месторождении Carmen в норвежском секторе Северного моря уточнила его запасы. По новым данным, извлекаемые ресурсы месторождения составляют от 21 до 107 млн баррелей нефтяного эквивалента. Однако большая часть углеводородов залегает в пласте Этив, качество коллектора в котором варьируется от умеренного до низкого.
Чтобы повысить коэффициент извлечения, партнёры по лицензии PL1148 рассматривают возможность применить гидроразрыв пласта (ГРП). Консорциум включает оператора Wellesley Petroleum (30%), DNO Norge (30%), Equinor Energy (30%) и Aker BP (10%). По мнению исполнительного председателя DNO Бижана Моссавар-Рахмани, технология ГРП, которая открыла новые нефтегазовые провинции в США, практически не применялась на норвежском шельфе, и отрасли следует активнее её осваивать.
Партнёры изучают варианты разработки месторождения. Основной сценарий предполагает его подключение к существующей инфраструктуре, в частности к платформе Квитебьорн, которая находится в 35 км от Carmen. DNO владеет 19%-й долей в проекте Квитебьорн.
Уточнение запасов Carmen укрепляет позиции DNO в регионе. Ранее компания приобрела доли в расположенных поблизости месторождениях Атлантис (19%) и Афродита (10%). Их также рассматривают как потенциальные сателлиты для подключения к платформе Квитебьорн.
Буровая установка Deepsea Yantai уже переместилась с месторождения Carmen на структуру Афродита для бурения новой оценочной скважины. На Афродите, как и на Carmen, для повышения добычи также могут применить технологию гидроразрыва пласта. Это отражает общую тенденцию в норвежском секторе Северного моря, где компании активнее используют новые технологии для вовлечения в разработку небольших месторождений.
