E&P-Highlights: 5. Juni 2023

Hier finden Sie eine Zusammenfassung der neuesten E&P-Schlagzeilen in der Upstream-Öl- und Gasindustrie, einschließlich Bohrlöchern vor der Küste des Kongo, die mit der Produktion beginnen und der Genehmigung für die Erschließung eines Nordseefelds.

Von der Vergabe neuer Aufträge bis zum Kauf von Resoptima durch Halliburton finden Sie unten eine Zusammenstellung der neuesten Schlagzeilen im E&P-Bereich.

Jahrzehnte nach seiner ersten Entdeckung hat das Boatou-Feld vor der Küste des Kongo mit der Produktion begonnen, gab Perenco Congo am 5. Juni bekannt.

Ursprünglich wurde Boatou von Elf Congo entdeckt, das jedoch bis vor Kurzem unerschlossen blieb. Perenco Congo erhielt eine 20-jährige Betriebserlaubnis, die die Installation einer speziellen Plattform erforderte. Zwischen März und Mai haben Perenco und seine Partner vier neue Bohrlöcher mit einer durchschnittlichen Produktion von 4.500 Barrel pro Tag in Betrieb genommen.

Stéphane Barc, General Manager von Perenco Congo, sagte: „Die Suche nach maßgeschneiderten Lösungen für Randfelder und deren schnelle, effiziente und sichere Bereitstellung deutet auf eine vielversprechende Zukunft in der Republik Kongo hin.“

Perenco Congo betreibt die Genehmigung mit 75 % Anteil im Auftrag der Partner SNPC mit 15 %, AOGC mit 5 % und PetroCongo mit 5 %.

Aker BP gab am 5. Juni bekannt, dass Storting seine Entwicklungs- und Betriebspläne für Yggdrasil und Fenris sowie die zusätzliche Entwicklung von Valhall genehmigt hat. Karl Johnny Hersvik, CEO von Aker BP, schätzt, dass allein die Projekte Yggdrasil und Valhall PWP-Fenris fast 15 Milliarden US-Dollar an Investitionen darstellen.

Yggdrasil, das aus den Lizenzgruppen Hugin, Fulla und Munin besteht, liegt zwischen Alvheim und Oseberg in der Nordsee. Aker BP schätzt die Gesamtressourcen im Yggdrasil-Gebiet auf mehr als 700 Mio. Barrel. Das Entwicklungskonzept weist ein hohes Maß an Flexibilität auf und ist auf zukünftige Entdeckungen und Felder ausgelegt. Umfangreiche neue Infrastruktur ist geplant.

Das gesamte Yggdrasil-Gebiet wird von einem integrierten Betriebszentrum und Kontrollraum an Land in Stavanger aus ferngesteuert.

„Die Detailplanung ist in vollem Gange. Alle wichtigen Verträge wurden unterzeichnet und wir haben damit begonnen, Tausende von Bestellungen an Lieferanten im In- und Ausland aufzugeben. Wir sind auf dem besten Weg, planmäßig im Herbst mit dem Bau zu beginnen“, sagt SVP Yggdrasil Lars Høier sagte in einer Pressemitteilung.

Der Baubeginn des Kraftwerks Valhall PWP-Fenris im südlichen Teil der Nordsee liegt im Zeitplan vor dem Sommer. Die koordinierte Entwicklung umfasst eine neue zentral gelegene Produktions- und Bohrlochkopfplattform (PWP), die über eine Brücke mit dem Valhall Field Center verbunden ist, sowie eine unbemannte Anlage auf Fenris, die über Pipelines auf dem Meeresboden mit der PWP verbunden wird.

Die durch das Entwicklungsprojekt entstehenden neuen Reserven werden auf 230 Mio. boe geschätzt. Das Projekt gewährleistet außerdem eine Verlängerung der Lebensdauer von Valhall über 2028 hinaus und die weitere Produktion der bestehenden Valhall-Reserven, die auf 137 Mio. Barrel geschätzt werden.

DNO ASA berichtete am 5. Juni, dass die Bohrlochplattform-Produktionsanlagen vom Schooner Field vor der Küste Großbritanniens entfernt wurden, was den letzten großen Offshore-Betrieb im Rahmen des mehrjährigen Stilllegungsprogramms des Betreibers für die Nordsee darstellt.

Das Halbtauchkranschiff Thialf von Heerema Marine Contractors hob am 17. Mai das 1.200 Tonnen schwere Plattformdeck an Bord des Schiffes, und die Ummantelung wurde am 23. Mai entfernt, nachdem die Pfähle 3 m unter dem Meeresboden geschnitten worden waren. Das Deck und die Jacke wurden inzwischen zur Demontage und zum Recycling zum Hoondert Yard in den Niederlanden transportiert.

DNO übernahm 2019 die Betriebsführung und die Arbeitsbeteiligung an den Schooner- und Ketch-Feldern im Vereinigten Königreich und dem Unterwasserfeld Oselvar in Norwegen. Die Stilllegung dieser drei End-of-Life-Felder war vom vorherigen Betreiber verschoben worden. DNO schloss die Verstopfung und Stilllegung der neun Ketch-Bohrlöcher und der drei Oselvar-Bohrlöcher im Jahr 2021 ab, gefolgt von den zwölf Schooner-Bohrlöchern im Jahr 2022. Die Produktionsanlagen in Ketch und Oselvar wurden letztes Jahr entfernt und demontiert. Es wird geschätzt, dass etwa 95 % der entfernten Materialien recycelt werden.

Bei Wartungsarbeiten an einem Knickarmkran auf der Hebron-Plattform mit einem hydraulischen Bolzenzieher kam es zu einem Beinahe-Unfall-Projektil und einem abgeworfenen Gegenstand auf der Plattform, gab das Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board (C-NLOPB) am 5. Juni bekannt.

Laut C-NLOPB berichtete Exxon Mobil Canada Properties, dass am 28. Mai während der Wartung des Knickarmkrans der hydraulische Bolzenzieher ausgefallen sei. Die Zugstange, die etwa 6,8 kg wog, wurde etwa 19 m über das Rohrdeck geschleudert, traf die Oberseite des Handlaufs des nordwestlichen Rohrdecks, fiel 21 m auf das darunter liegende Deck und landete auf einem Gehweg.

Laut C-NLOPB bestand bei dem Vorfall zwar die Möglichkeit eines Todesfalls, es gab jedoch keine Verletzten. Exxon Mobil stellte die Arbeiten in der Gegend sofort ein und leitete eine Untersuchung der Grundursache des Vorfalls ein. C-NLOPB überwacht die Untersuchung des Vorfalls durch Exxon Mobil.

Petrobras und TotalEnergies gaben am 31. Mai bekannt, dass sie Produktionsbeteiligungsverträge (PSC) für Blöcke vor der Küste Brasiliens unterzeichnet haben.

Die jüngste Vertragsunterzeichnung folgt auf die Ausschreibungsrunde für Dauerangebote im Dezember 2022. Zu den angebotenen Blöcken gehörten Aquamarin, nördlich von Brava und südwestlich von Sagittarius.

Agua Marinha ist ein 1.300 Quadratkilometer großer Pre-Salz-Explorationsblock im Campos-Becken südlich des Marlim-Sul-Feldes. Das Arbeitsprogramm umfasst das Bohren einer festen Explorationsbohrung während des Explorationszeitraums. Petrobras wird den Block mit einer Beteiligung von 30 % im Namen der Partner TotalEnergies mit 30 %, QatarEnergy mit 20 % und PPBL mit 20 % betreiben.

Petrobras betreibt und hält 100 % der Anteile am Norte de Brava-Block und erwarb in einem Konsortium mit Shell, das die restlichen 40 % hält, einen 60 %-Anteil an Sudoeste de Sagitário.

Woodside Energy gab am 30. Mai bekannt, dass es alle wichtigen Aufträge für die Stilllegung der Unterwasserinfrastruktur auf den Öl- und Gasfeldern Enfield, Griffin, Stybarrow und Echo Yodel vor der Küste Westaustraliens vergeben habe.

Die Stilllegungskampagne wird voraussichtlich im vierten Quartal 2023 beginnen, vorbehaltlich der behördlichen Genehmigungen. Diese Kampagne folgt den Stilllegungsaktivitäten, die seit dem ersten Quartal 2022 auf den Feldern Enfield und Balnaves durchgeführt werden.

Die neue Kampagne umfasst die Stilllegung der Turmverankerung auf den Feldern Enfield und Griffin sowie der abnehmbaren Turmverankerung auf dem Stybarrow Field.

Die Verträge umfassen die Entfernung und Entsorgung von Steigleitungen und abnehmbaren Turmverankerungen, Versorgungsleitungen, Strömungsleitungen und anderer Unterwasser-Infrastruktur. Die Arbeiten werden von TechnipFMC, Heerema, McDermott, Fugro, DOF und McMahon durchgeführt. Ein Vertrag für den Dauerstecker und

Transocean wurde ebenfalls mit der Aufgabe (P&A) von Bohrlöchern im Stybarrow-Feld beauftragt.

TotalEnergies gab am 29. Mai bekannt, dass es die Produktionslizenz für seinen betriebenen Tiefwasserblock OML130 vor der Küste Nigerias um 20 Jahre verlängert hat.

Der OML130-Block umfasst das Akpo-Feld, dessen Produktion 2009 begann, und das Egina-Feld, dessen Produktion 2018 begann. Im Jahr 2022 betrug die Produktion durchschnittlich etwa 282.000 boe/d. Der Produktionsstart von Akpo West, einem Kurzzyklusprojekt, wird für Ende 2023 erwartet. Darüber hinaus enthält OML130 die Preowei-Entdeckung, die als Anbindung an das Egina FPSO entwickelt werden soll.

„Diese Verlängerung um 20 Jahre wird es uns ermöglichen, die FEED-Studien zum Preowei-Tieback-Projekt voranzutreiben“, sagte Henri-Max Ndong-Nzue, Senior Vice President für Africa E&P bei TotalEnergies, in einer Pressemitteilung.

TotalEnergies Upstream Nigeria Ltd. betreibt OML 130 mit einem Anteil von 24 % im Namen der Partner CNOOC mit 45 %, Sapetro mit 15 %, Prime 130 mit 16 % und der Nigerian National Petroleum Company Ltd. als Konzessionär des PSC. Africa Oil ist über seine 50-prozentige Beteiligung an Prime Oil & Gas Coöperatief effektiv mit 8 % an OML 130 beteiligt.

Valeura Energy Inc. gab am 1. Juni bekannt, dass zwei seiner Verträge im Zusammenhang mit dem Jasmine-Ölfeld in Thailand um fünf Jahre verlängert wurden. Valeuras Charter der Jasmine FPSO und ein Vertrag über Betriebs- und Wartungsdienstleistungen für das Schiff wurden bis Ende 2028 verlängert.

Shell Global Solutions International BV hat Worley einen dreijährigen Enterprise Framework Agreement (EFA) zuerkannt, gab Worley am 30. Mai bekannt.

Das EFA beinhaltet Optionen für zwei Verlängerungen um jeweils ein Jahr und folgt einer vorherigen Rahmenvereinbarung mit einer Laufzeit von fünf Jahren aus dem Jahr 2017. Im Rahmen des EFA wird Worley weltweit Engineering-, Beschaffungs- und integrierte Projektmanagementdienstleistungen für Shell-Projekte bereitstellen und alle Geschäftsbereiche von Shell abdecken. Die Projektausführungsteams werden Dienstleistungen mit Schwerpunkt auf Digitalisierung und Replikation erbringen.

Strohm gab am 5. Juni bekannt, dass es Verbundrohrlösungen für PRIOs Frade Field vor der Küste Brasiliens geliefert hat.

Laut Strohm markiert das Projekt den ersten Einsatz thermoplastischer Verbundrohre (TCP) für permanente Unterwassereinsätze in der Region.

Die Unterwasserentwicklung von Frade befindet sich im Tiefwasserbecken des nördlichen Campos-Beckens, wobei die Bohrlöcher an ein FPSO angeschlossen sind.

Strohm hat bereits zwei Sätze TCP-Jumper für den Gaslift-Service geliefert, einen 1.300 m langen und den zweiten 900 m langen Satz, beide auf Transport- und Installationsrollen geliefert. PRIO installierte beide Leitungen im zweiten Quartal 2023 in rund 1.200 m Wassertiefe.

Saipem gab am 30. Mai bekannt, dass DNV seine Integrated Acoustic Unit (IAU)-Technologie für die Überwachung von Unterwasserpipelines während der Verlegung qualifiziert hat.

Saipem hat das digitale IAU-Instrument entwickelt, das auf akustischer Technologie basiert und eine berührungslose Fernüberwachung der Integrität von Offshore-Pipelines während der Verlegungsarbeiten ermöglicht. Es kann Hindernisse, Rohrverformungen und Wassereinbrüche in einer Entfernung von bis zu mehreren Kilometern in Echtzeit lokalisieren. Es kann außerdem erkannte Anomalien klassifizieren und quantifizieren und die Daten an einen Bediener senden.

Das System wird beim Scarborough-Projekt von Woodside Energy vor der Küste Australiens eingesetzt. Saipem wird die Export-Hauptleitung der Pipeline installieren, die das Scarborough-Gasfeld mit der Onshore-Anlage verbinden wird, vorbehaltlich des Erhalts der entsprechenden behördlichen Genehmigungen.

Laut Saipem hat Saipem mehrere IAU-Prototypen an Bord seiner Castorone- und Saipem 7000-Schiffe eingesetzt, und eine jahrelange Feldtestkampagne hat ihre Leistung validiert.

PGS meldete den Gewinn eines Umfrageauftrags und einer Finanzierung für zwei Multi-Client-Umfragen.

Am 1. Juni teilte PGS mit, dass ein großes internationales Energieunternehmen ihm einen 3D-Explorationsakquisitionsauftrag im Mittelmeerraum erteilt habe und dass die Ramform Hyperion Ende des dritten Quartals 2023 für die Untersuchung mobilisiert werde. Das Programm habe eine Laufzeit von etwa 70 Tagen.

Am 31. Mai gab PGS bekannt, dass es sich eine Vorfinanzierung der Industrie für eine große, mehrjährige Multi-Client-Umfrage im Norwegischen Meer gesichert hat. Der Ramform Hyperion wird die erste Phase der Vermessung durchführen, die Ende Juni beginnt und etwa 75 Tage dauert. Die zweite Phase der Umfrage ist für 2024 geplant und erfordert etwa 70 Tage für die Erfassung.

Am 30. Mai gab PGS bekannt, dass sein Joint Venture mit TGS und SLB eine Vorfinanzierung für den Ausbau der Multi-Client-3D-Abdeckung im Sarawak-Becken vor der Küste Malaysias gesichert hat. Die Untersuchung wird 6.800 Quadratkilometer umfassen. Der Erwerb des Ramform Sovereign soll im Juni 2023 beginnen und die Arbeiten im August abschließen. Dies ist die zweite Phase eines mehrjährigen Vertrags, den Petronas ursprünglich im Jahr 2020 vergeben hatte, um über einen Zeitraum von fünf Jahren bis zu 105.000 Quadratkilometer an Multi-Client-3D-Daten im Becken zu erfassen und zu verarbeiten. Die erste Phase des Sarawak-Programms wurde 2021 erworben und umfasste 8.400 Quadratkilometer.

Aker Solutions gab am 2. Juni eine Vereinbarung mit Aker BP bekannt, um eine Rahmenvereinbarung für die Bereitstellung von Unterwasserproduktionssystemen bis Ende 2028 zu verlängern. Eine Vereinbarung vom Juni 2016 war acht Jahre gültig.

Die Vereinbarung kann die Unterstützung von Aker BP bei Machbarkeitsstudien und Konzeptentwicklungen, FEED, Unterwasser-Entwicklungsprojekten und Dienstleistungen während der Projektausführung umfassen.

Odfjell Drilling gab am 31. Mai bekannt, dass die Bohrinsel Deepsea Yantai einen Einzelbohrauftrag für Arbeiten in PL 891 im Norwegischen Meer erhalten hat. Der Vertrag mit ConocoPhillips Skandinavia AS beinhaltet Optionen für zwei weitere Bohrungen.

Der feste Arbeitsumfang wird voraussichtlich 72 Tage dauern und im dritten Quartal 2024 beginnen.

Die Expro Group gab am 5. Juni bekannt, dass sie von TotalEnergies EP Uganda einen fünfjährigen Bohrlochinterventions- und Integritätsvertrag im Wert von mehr als 30 Millionen US-Dollar für das Tilenga-Projekt mit mehreren Bohrlöchern erhalten hat.

Die Arbeiten beginnen im zweiten Quartal 2023, wobei Expro zunächst die Bohraktivitäten unterstützt, gefolgt von der Produktionsoptimierung, der Integrität und der Unterstützung bei der Bohrlochüberarbeitung. Expro hat vier Bohrlochinterventionseinheiten entwickelt, um eine einzige Betriebslösung für Slickline- und Flechtleitungen in einer verrohrten Bohrlochumgebung über die gesamte Lebensdauer des Bohrlochs bereitzustellen. Die Lösung ist darauf ausgelegt, den Anlagen-Fußabdruck und die entsprechenden CO2-Emissionen zu reduzieren und gleichzeitig die Effizienz zu verbessern.

Das Tilenga-Projekt umfasst sechs Felder, wobei mehr als 400 Bohrlöcher auf mehreren Bohrinseln geplant sind. Die Bohrungen werden in diesem Jahr beginnen und fünf Jahre dauern.

Halliburton Co. gab am 5. Juni die Übernahme von Resoptima AS bekannt, einem norwegischen Technologieunternehmen, das sich auf datengesteuertes Reservoirmanagement spezialisiert hat. Halliburton sagte, dass die Übernahme die Integration der Reservoirmodellierung und prädiktiven Analyse von Resoptima in die Halliburton Landmark DecisionSpace 365-Suite ermöglichen wird.

Resoptima wird auf mehr als 130 aktiven Feldern auf der ganzen Welt eingesetzt und bietet Technologielösungen, die das Verständnis von Lagerstätten verbessern, um die Ölförderung, das Ressourcenmanagement und die Risikominderung zu verbessern.

Die 2013 eingeführte und unter Mitwirkung von Dutzenden von Kunden entwickelte Software von Resoptima trägt dazu bei, die Erholungsfaktoren von Lagerstätten zu erhöhen und Kosteneinsparungen bei Lagerstätten-Interventionsprojekten zu erzielen, indem sie kostspielige Fehler wie leistungsschwache Bohrungen und unnötige Injektionsmengen verhindert. Atila Mellilo, der ehemalige CEO von Resoptima, wird dem Führungsteam von Halliburton Landmark beitreten.

Die Lösungen DecisionSpace365 und Resoptima bieten offene Architekturen und Interoperabilität mit Software von Drittanbietern. Das kombinierte Portfolio wird diese Merkmale beibehalten und die Fähigkeit bestehender und zukünftiger Kunden verbessern, aus früheren Investitionen Kapital zu schlagen.

Ein Ocean Bottom Node (OBN)-Handhabungssystem der nächsten Generation nutzt ein schwebendes autonomes Unterwasserfahrzeug, um die präzise Platzierung von OBNs zu beschleunigen.

PXGEO hat MantaRay auf Basis der Sabertooth-Plattform von Saab in Zusammenarbeit mit Saab entwickelt, das in Wassertiefen von 4 m bis 3.000 m betrieben werden kann. MantaRay verfügt über ein vollständig elektrisches Design und erfordert keine Versorgungsleitungen oder Halteseile.

Tony Bowman, CEO von PXGEO, sagte, man gehe davon aus, dass die erste Flotte von MantaRays bis Ende des Jahres in vollem Betrieb sein werde.

Halliburton Co. gab am 31. Mai bekannt, dass Equinor Halliburton Landmark DecisionSpace Geosciences als Standard-Toolbox für Geowissenschaften und OpenWorks mit Open Subsurface Data Universe als Unternehmensdatenbank zur Interpretation seiner Untergrunddaten ausgewählt hat.

Dadurch wird die One Subsurface-Community von Equinor über ein standardisiertes Toolkit für den Untergrund verfügen, das es ihr ermöglicht, Geowissenschaftler nahtlos in verschiedene Projekte einzubinden. Die Lösung konsolidiert alle Interpretationsdaten in OpenWorks, um geologische Interpretationen im großen Maßstab und einen reibungslosen Übergang zur Cloud zu ermöglichen. Equinor und Halliburton werden gemeinsam die Explorationsworkflows von DecisionSpace Geosciences entwickeln.

Ikon Science gab am 5. Juni bekannt, dass es im Rahmen von RokDoc 2023.3 ein 4D-Inversionstechnologie-Tool eingeführt und die cloudnative Wissensmanagementlösung Curate 2023.3 für den Untergrund veröffentlicht hat.

Ikon sagte, dass seine Zeitraffer-Ji-Fi-App umfassende 4D-Fluidverfolgungsfunktionen für Produktions- und Injektionsszenarien bietet und in den meisten Kohlenwasserstoffproduktionskampagnen sowie bei der Nutzung und Speicherung von Kohlenstoffabscheidungen anwendbar ist.

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Jennifer Pallanich ist leitende Redakteurin für Technologie bei Hart Energy. Sie berichtet seit mehr als zwei Jahrzehnten über die Technologie, die die Exploration, Entwicklung und Produktion von Ölfeldern vorantreibt.

16.05.2023 – Ein Jahr nach der Integration von Technologie- und Ingenieurfunktionen fördert das EMTEC des Supermajors die Zusammenarbeit und verbessert die Problemlösung.

25.05.2023 – Die neue Abfallmanagementtechnologie des Greentech-Unternehmens Envorem bietet nachhaltige und kostengünstige Schlammlösungen.

18.04.2023 – Optimale Bohrlochabstände und die Lösung von Bohrlochproblemen hängen von vollständigen Daten, umfassender Zusammenarbeit – und Glasfaser ab.

19.05.2023 – Experten, darunter Lorenzo Simonelli, Chairman und CEO von Baker Hughes, forderten während des AWS Energy Symposiums eine verstärkte Zusammenarbeit und mehr Investitionen in digitale Technologie.

15.05.2023 – Erfahren Sie von Ryan Nascimento von Space Perspective, wie ABS und Space Perspective zusammenarbeiten, um die Raumfahrt zu revolutionieren und den Markt für Verbraucher zu öffnen, die Offshore-Technologie und Wasserstoffenergie nutzen.

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