Mero Field: Ultra-Deepwater-Herausforderungen

Pioneiro de Libra FPSO (Foto: Odebrecht)

Eine Reihe von Spitzentechnologien, darunter spezialisierte Bohrgeräte, maßgeschneiderte Unterwassersysteme und speziell für die Lagerung und Abladung von Lagern (FPSO) entwickelte Floating-Produktionsanlagen (FPSO), helfen dem brasilianischen nationalen Betreiber Petrobras und seinen Partnern, die komplexen Herausforderungen zu meistern, die mit der Entwicklung von Ultra-Deepwater-Pre verbunden sind -Salz spielt.

Am 2. Oktober schloss das Konsortium, das das Mero-Feld entwickelte, den ersten erweiterten Well-Test (EWT) beim großen Vorsalzspiel mit dem Pioneiro de Libra FPSO ab, der gemeinsam von Teekay Offshore und dem brasilianischen Ocyan gehört. Das ultra tiefe Mero-Feld, früher als "Libra Northwest" bekannt, befindet sich im nordwestlichen Abschnitt des riesigen Libra-Blocks, etwa 180 Kilometer südlich von Rio de Janeiro, im Santos-Becken. Das erste Öl wurde im November vergangenen Jahres produziert. Das Mero-Feld enthält ungefähr 3,3 Milliarden Boe in hochwertigen - 29º API-Carbonat-Reservoiren. Der Single-Well-Test erreichte auf seinem Höhepunkt eine Rekord-Flussrate von fast 58.000 Boe pro Tag, ein beeindruckendes Ergebnis in extrem tiefen Gewässern. Jetzt ist Petrobras dabei, eine weitere Gasinjektionsbohrung an die FPSO anzuschließen, die näher an der Ölförderbohrung liegt, um einen neuen erweiterten Bohrlochtest an derselben Stelle zu starten, um die Geschwindigkeit zu analysieren, mit der der Gasdurchbruch stattfinden wird.

Die im Rahmen des EWT angewandten Technologien waren von grundlegender Bedeutung für die Beschaffung hochwertiger Daten und die Verringerung der Unsicherheiten in Bezug auf das Reservoir. Dies dürfte den beschleunigten Einsatz der vier endgültigen Produktionssysteme bei Mero in den kommenden Jahren ermöglichen. Mit jedem System können pro Tag bis zu 180.000 Barrel Öl gefördert werden. Darüber hinaus werden diese Technologien dazu beitragen, künftige Projekte in Brasilien sicherer und effizienter zu entwickeln.

Kürzlich unterzeichnete Aker Solutions einen Vertrag mit Petrobras, um ein integriertes Unterwasserproduktionssystem und zugehörige Dienstleistungen für das Mero 1-Projekt innerhalb der Mero-Feldentwicklung bereitzustellen. Das Unterwasserproduktionssystem besteht aus 12 vertikalen Unterwasserbäumen, die speziell für Brasiliens Vorsalz entwickelt wurden, vier Unterwasser-Verteilereinheiten (SDU), drei oberen Master-Kontrollstationen für den Mero 1 Guanabara FPSO und einer Vielzahl von Ersatzteilen. Eine SDU ist ein Verteilungszentrum für die Umbilicals an mehreren Bäumen und wurde entwickelt, um die spezifischen Eigenschaften der im Reservoir vorhandenen Kohlenwasserstoffe zu handhaben. Der Auftrag umfasst auch Installations- und Inbetriebnahmeservices. Die weitläufige Produktionsstätte von Aker Solutions in São José dos Pinhais im Bundesstaat Paraná und die Unterwasser-Service-Basis in Rio das Ostras in Rio de Janeiro haben bereits mit den Arbeiten begonnen. Die Lieferungen sind für 2020 geplant, die Installationen zwischen 2020 und 2023.

Beispiel eines Unterwasserproduktionssystems von Aker Solutions (Bild: Aker Solutions)

Das Unterwasserproduktionssystem wird an die erste vollständige FPSO von Mero angeschlossen, die als Guanabara FPSO bekannt ist. Das FPSO soll 2021 in Betrieb gehen und kann bis zu 180.000 Barrel Öl pro Tag und 12 Millionen Kubikmeter Gas pro Tag verarbeiten. Im Mero-Feldgebiet wurden zehn Gutachten gebohrt, um die Wirtschaftlichkeit des Feldes zu bestimmen, zwei weitere sollen 2018 gebohrt werden. Die Bohrlöcher entdeckten Ölsäulen mit einer Dicke von 410 Metern. Die hohen Flussraten und Drücke, das signifikante Vorhandensein von Gas in Verbindung mit Öl sowie der hohe CO2-Gehalt in der Region haben die Entwicklung von Lösungen der neuesten Generation zur Erleichterung der Produktion erforderlich gemacht. Daher haben Petrobras und seine Partner neue Technologien entwickelt, die in diesen Umgebungen eingesetzt werden können, mit Wassertiefen von 1.700 bis 2.400 Metern und einer Gesamttiefe von 6.000 Metern.

Zu den wegweisenden Lösungen gehörte die Installation der ersten FPSO, die ausschließlich EWTs gewidmet war. Diese Innovation, die in der Lage ist, das erzeugte Gas wieder einzuspritzen, bringt bessere Ergebnisse für das Konsortium und die Umwelt, da es die kontinuierliche Verbrennung von Gas verhindert, so dass die CO2-Emissionen in die Atmosphäre minimiert werden und die Herstellung von Bohrlöchern ermöglicht wird maximales Potenzial. Während der EWT ohne Einschränkungen zu produzieren, wurde die Erfassung dynamischer Daten aus dem Reservoir effizienter und gründlicher. Mit dem Einsatz des EWT wurde die erste Vorab-Einführung von flexiblen Leitungen mit Schwimmern in ultratiefen Gewässern durchgeführt. Bei dieser Methode wurde der Beginn der Bohrlochproduktion um 43 Tage vorweggenommen, verglichen mit einem Szenario ohne Vorabversion der Linien.

Petrobras ist der Betreiber des Konsortiums, das die Region Libra mit einem Anteil von 40 Prozent entwickelt. Weitere Partner sind Shell (20 Prozent), Total (20 Prozent), CNPC (10 Prozent) und CNOOC (10 Prozent). Der Produktionsaufteilungsvertrag wird von der Pre-Sal Petróleo SA (PPSA) verwaltet.

(Bild: Petrobras)