Der Golf von Mexiko Weg

Die Peregrino WHP-C-Plattform auf Kiewits Hof in Ingleside, Texas. Es soll Ende dieses Jahres in Brasilien eintreffen und Ende 2020 den Betrieb aufnehmen. (Foto: Oscar Ayala / Equinor)

Die Standardisierung der Ausrüstung, die Entscheidung für Unterwasserlösungen und die Fokussierung auf effiziente Bohrmethoden spart 1,3 Milliarden US-Dollar bei dem von Equinor betriebenen Schwerölprojekt Peregrino, Phase 2, vor der brasilianischen Küste. Die Oberseiten der Bohrlochbohrinsel sollen später in diesem Jahr den Kiewit-Hof in Ingleside, Texas, verlassen.

Die Peregrino-Phase 2 in 120 Metern Wassertiefe erweitert das Peregrino-Gebiet um 273 Millionen Barrel förderbarer Reserven und soll Ende 2020 das erste Öl fördern. Das Peregrino-Feld, das ursprünglich als Chinook bekannt war, als es im Jahr 2004 entdeckt wurde, hat eine geschätzte Menge 2,3 Milliarden Barrel Öl sind vorhanden und produzieren seit 2011 14º API-Öl für die schwimmende Produktions-, Lager- und Abladeeinheit (FPSO) von Peregrino.

Zwei feste Bohrlochplattformen und der FPSO bedienen derzeit das Feld. In Phase 2 wird eine dritte Plattform mit festem Bohrlochkopf, WHP-C, installiert, die an das FPSO gebunden wird. Es wird eine Reihe von 15 Förder- und sieben Injektionsbohrlöchern im Südwesten des Feldes bohren, die mit den vorhandenen WHP-A- oder WHP-B-Einheiten nicht zugänglich sind.

Das WHP-C umfasst Komponenten, die in Texas, den Niederlanden und Norwegen entwickelt und hergestellt und in Brasilien vor Ort zusammengebracht wurden. Während ein Großteil der Oberseiten an Land zusammengefügt wird, wird ein Teil davon vor der Abfahrt nach Brasilien zerlegt. Der Haupttragrahmen soll Kiewit im Spätherbst auf einem Lastkahn verlassen, während die Bohrmodule im November auf einem Schwertransportschiff abfahren sollen.

Die Peregrino-Phase 2 eröffnet die südwestliche Erweiterung des Peregrino-Feldes und ermöglicht die Gewinnung von zusätzlichen 273 Millionen Barrel. Die WHP-C-Plattform, die eine Reihe von Produktions- und Injektionsbohrlöchern bohrt, sendet den Produktionsstrom an den Peregrino FPSO und erhält aufbereitetes Wasser zur Injektion. (Bild: Equinor)

„Derzeit testen wir die verschiedenen Ausrüstungsteile und Systeme“, sagte Frode Haldorsen, Facility Manager von Equinor für Peregrino Phase 2, Ende Juni. "Alles funktioniert wie geplant."

Die Heerema Fabrication Group in den Niederlanden stellt die achtbeinige Jacke her. Leirvik in Norwegen fertigt die 120-Personen-Wohnräume. Cameron und Nymo in Norwegen stellten die Bohranlagen zur Verfügung. Das WHP-C umfasst auch Versorgungsunternehmen und ein Helideck sowie eine eigenständige Stromerzeugung, mit der Strom nach WHP-A exportiert werden kann.

Phase 2 umfasst horizontale Förderbohrungen mit elektrischen Untertauchpumpen (ESP) für künstlichen Auftrieb. Drei mehrphasige Export-Druckerhöhungspumpen werden installiert, um Öl, Gas und Wasser zu pumpen, die von Exportpipelines zum Peregrino FPSO mit einer Produktionskapazität von 100.000 b / d transportiert werden. Das produzierte Wasser wird abgetrennt und an WHP- C für die Reinjektion.

Laut Haldorsen nutzt Equinor die Lehren aus dem ursprünglichen Peregrino-Projekt sowie die Erkenntnisse darüber, wie Projekte im Golf von Mexiko und in anderen Regionen durchgeführt werden.

"Wir nehmen die Erkenntnisse von Peregrino und von diesem Hof und wie sie hier im Golf von Mexiko konstruieren und ausführen und mischen sie zusammen", sagt er. "Es ist ein wichtiger Faktor, wie wir die Kosten für das Projekt senken konnten."

Frode Haldorsen (links), Facility Manager von Equinor für Peregrino Phase 2, und John Erling Nordbø, Construction & Completion Manager für Peregrino Phase 2. (Foto: Roar Lindefjeld / Equinor)

Wie ursprünglich geplant, soll Peregrino Phase 2 4,3 Milliarden US-Dollar kosten. Aber durch die Anwendung von Strategien, die die Umsetzung von Projekten nach dem „Golf von Mexiko-Prinzip“ beinhalten, einschließlich der Standardisierung von Ausrüstung, die Verwendung von Anbindungskonzepten für bestehende Peregrino-Anlagen und Unterwasserlösungen, die weniger Veränderungen an der Oberseite verursachen, sowie effiziente Bohrmethoden und neue Verträge für Bohr- und Bohrarbeiten Das brasilianische Management-Team konnte 1,3 Milliarden US-Dollar aus dem Projekt herausschneiden, was im Februar 2016 zu einer Sanktion des Projekts führte.

Haldorsen sagt, dass die Fähigkeit, sich „an die Werft anzupassen“ und die lokalen Arbeitsprozesse zu verstehen, für den Erfolg eines großen Projekts erforderlich ist. „Ob wir nach Osten oder Westen gehen, das müssen wir wissen. Wie geht der Golf von Mexiko vor? Und so können Sie Erfolg haben “, sagt er.

Ein Zeichen des Erfolgs ist die Gewichtskontrolle. Durch die Vermeidung von Gewichtszunahmen konnte das Projekt Offshore-Aufzüge an Land verlagern, um die Anzahl der erforderlichen Offshore-Aufzüge zu minimieren, teilte das Unternehmen mit.

„Wenn wir den Offshore-Bereich reduzieren, reduzieren wir die Offshore-Arbeit sowie das Potenzial für Dinge, die einen HSE-Auslöser darstellen könnten“, sagt Haldorsen.

Infolgedessen werden zwei der Bohrmodule nicht als Offshore-Hebebühnen, sondern an Land in der Anlage in Kiewit auf die Oberseiten gehoben. Onshore-Aufzüge werden ein 377-Tonnen-Modul und ein 228-Tonnen-Modul an den Oberseiten platzieren.

„Wir haben versucht, das zu maximieren, was wir hier bei Kiewit tun können“, sagt Haldorsen.

Die Oberseite selbst ist 95 Meter lang, 57 Meter breit und 49 Meter hoch. Der Haupttragrahmen für die WHP-C-Aufsätze wiegt 10.500 Tonnen, während das Bruttobetriebsgewicht der fertigen Aufsätze 23.000 Tonnen beträgt.

Es ist immer wichtig, das Gewicht der Oberseiten vor dem Aufsteigen zu bewahren, bemerkt er.

„Ein Maßstab für viele Projekte ist, dass das Gewicht immer weiter steigt. Sie müssen mehr Stahl kaufen und diesen Stahl herstellen und bewegen “, sagt er.

Die Kontrolle des Gewichts sei eine Methode, um die Kosten niedrig zu halten.

„Wir befinden uns in der letzten Phase unseres Zeitplans und die gute Nachricht ist, dass wir auf dem Weg zu Meilensteinen und dem Budget sind“, sagte er. Ein Schwerpunkt auf Gesundheit, Sicherheit und Umwelt (HSE) war ein Eckpfeiler der Entwicklung. Bis Ende Juni betrug der Job in Kiewit 3,5 Millionen Mannstunden, ohne dass es zu Zeitverlusten kam. Ein weiterer Schwerpunkt lag auf dem Einsatz neuer und bewährter Technologien und der Anpassung digitaler Lösungen, um die Betriebs- und Wartungskosten nach Inbetriebnahme des Geräts niedrig zu halten. Aus diesem Grund haben die Designer überlegt, wie die Anzahl der für Operationen erforderlichen Personen verringert werden kann, ohne die HSE zu beeinträchtigen.

Um die Wartungskosten niedrig zu halten, muss unter anderem eine hochwertige Lackierung zum Schutz des Stahls und zur Verringerung der erforderlichen Neuanwendungen von Lacken verwendet werden, da Peregrino sich in einer sehr korrosiven Umgebung befindet, so Haldorsen. Der Lackexperte wurde konsultiert, um die richtigen Spezifikationen für den Lack sicherzustellen Arbeit und dass es in Übereinstimmung mit diesen Spezifikationen durchgeführt wurde.

TechnipFMC Brazil gewann den Auftrag für die Planung, Beschaffung, den Bau und die Installation von Unterwasserleitungen (SURF). Schlumberger Brazil hat den Auftrag zum Bohren (Total Well Delivery). Gran Energia (Brasilien) kümmert sich um den Anschluss und die Lieferung des Schwimmers.

Obwohl die Plattform in Texas, Norwegen und den Niederlanden gebaut wurde, schafft das Projekt auch Arbeitsplätze in Brasilien. Im operativen Geschäft schafft WHP-C rund 200 langfristige Offshore-Arbeitsplätze.

Das Peregrino-Ölfeld befindet sich in den Lizenzen BM-C-7 und BM-C-47 im Campos-Becken. Equinor betreibt das Feld im Auftrag von Partner Sinochem mit 60%.