Petrobras запустила 3 новых сервисных платформы в бассейне Кампос
Petrobras наращивает усилия по стимулированию падающей добычи на зрелых месторождениях шельфового нефтегазоносного бассейна Кампос, запустив 3 новых сервисных платформы для ремонта старых платформ в регионе, где добывается более 85% бразильской нефти.
Платформы Cidade de Sao Joao da Barra, Cidade de Cabo Frio и Cidade de Araruama законтрактованы на 4 года и будут осуществлять техническое обслуживание проектов на морских платформах.
Обслуживание будет включать в себя чистку и ремонт резервуаров, замену труб и металлических конструкций, покраску платформ.
Техобслуживание обеспечит, что подразделения, работающие в бассейне Кампос, продолжат безопасную добычу нефти в течение многих лет после завершения первоначально определенных сроков проектов и максимально используют потенциал нефтеносных пластов, говорится в заявлении Petrobras.
По сообщению компании, платформы уже находятся на месте.
Платформа Cidade de Sao Joao de Barra обслуживает платформу PNA-1 на месторождении Наморадо (Namorado), а Cidade de Cabo Frio осуществляет работы на платформе PCH-2 на месторождении Черне (Cherne).
Платформа Cidade de Araruama проводит техническое обслуживание платформы PGP -1 на месторождении Гароупа (Garoupa).
Остановки на техническое обслуживание в бассейне Кампос, где некоторые платформы близки к завершению 30-летнего жизненного цикла, стали ключевой причиной стагнации в нефтедобыче Petrobras в последние 3 года. В 2013 г Petrobras добывала в среднем 1,93 млн барр/день при плановом показателе 2,02 млн барр/день.
Для увеличения добычи Petrobras построила в 201 3 г 9 платформ :
Р -58, типа FPSO, введена в эксплуатацию в марте 2014 г, установлена в 85 км от побережья Эспириту-Санту, на глубине 1400 метров , эта платформа имеет мощность переработки 180 тыс барр / сутки нефти и 6 млн м3 / сутки природного газа из подсолевых и надсолевых пластах.
Р -55, типа ППБУ, введена в эксплуатацию в конце 2013 г , на месторождении Ронкадор в бассейне Кампос, установлена на глубине около 1800 метров. Мощность переработки до 180 тыс барр / сутки нефти и 4 млн м3 / сутки газа.
Р -63, типа FPSO, введена в эксплуатацию в ноябре 2013 г Мощность переработки до 140 тыс барр / сутки нефти и 1 млн м3 / сутки газа. Р -63 составляет 1ю очередь добычи на Papa -Terra ( Campos Basin ), который также включает P- 61 и СС - 88
FPSO Cidade де Парати введен эксплуатацию в бассейне Сантос в июне 2013 г , установлен на глубинах 2120 метров, в 300 км от побережья . Мощность переработки до 120 тыс барр / сутки нефти и 5 млн м3 / сутки газа.
FPSO Cidade де Itajaí введен эксплуатацию в бассейне Сантос в феврале 2013 г , в надсолевом пласте бассейна Santos ( Baúna и Piracicaba Field) , в 210 км от побережья . Мощность переработки до 80 тыс барр / сутки нефти и 2 млн м3 / сутки газа.
FPSO Cidade де Сан-Паулу введен эксплуатацию в бассейне Сантос в январе 2013 г , в подсолевые пласты бассейна Santos ( Sapinhoá Field) .Мощность переработки до 120 тыс барр / сутки нефти и 5 млн м3 / сутки газа.
Р -61, типа TLWP ( морская нефтяная платформа, свободно закреплённая ко дну ), будет эксплуатироваться на Papa -Terra ( Campos Basin ) с Р -63 . Общая мощность переработки до 120 тыс барр / сутки нефти. По прогнозам - запуск в эксплуатацию - во 2й половине 2014 г.
Р -62, типа FPSO, будет установлена в 1й половине 2014 г, в 125 км от берега , в бассейне Кампос , на глубинах 1600 метров.Мощность переработки до 180 тыс барр / сутки нефти и 6 млн м3 / сутки газа
СС -88 TAD, тип - полупогружной вспомогательный блок , будет установлен рядом с P -61 , на Papa -Terra ( Campos Basin ), чтобы обеспечить питание, проживание , хранения бурового раствора.
В 2014 г ожидается рост добычи на 7,5%.
«Когда подсолевые залежи обнаружили действительно большой потенциал, Petrobras отвлеклась от зрелых активов в бассейне Кампос. Так что поддержанию уровня добычи в бассейне Кампос не уделялось достаточного внимания» - предполагает эксперт Wood Mackenzie Р.Монтгомери.
Petrobras реализовала программу по увеличению эффективности бассейна Кампос в начале десятилетия.
Ко 2 кварталу 2012 г эффективность платформ в бассейне Кампос упала до 68%.
В апреле 201 4г эффективность бассейна Кампос достигла 81%, самого высокого уровня 46 месяцев, что эквивалентно увеличению добычи примерно на 43 тыс барр/сутки, заявила Petrobras на прошлой неделе.
Это всё ещё значительно ниже эффективности, превышающей 90%, уровня на который хочет выйти Petrobras.
Слабые показатели бассейна Кампос компенсируются устойчивым ростом добычи на подсолевых пластах, которая 11 мая 2014 г достигла рекордный 470 тыс барр/день, сообщила Petrobras.
Между тем проблемы с монтажом некоторых из девяти подготовленных в 2013 г платформ является одной из причин, по которой добыча Petrobras не оправдывает ожиданий, хотя генеральный директор компании Мария дас Грасас Фостер заявила, что планы по увеличению добычи на 7,5% остаются неизменными.
В I квартале нефтедобыча компании в Бразилии выросла всего на 1%.
«У Petrobras осталось много новых производственных мощностей с прошлого года, которые необходимо загрузить» - сказал Р.Монтгомери.
В конце прошлой недели компания объявила о расширении глубоководной разведки за пределы юго-восточного побережья Бразилии и выходе в северо-восточные районы - бассейн Сержипе-Алагоас (Sergipe-Alagoas Basin) и экваториальную зону (Equatorial Margin).
В 2013 г Petrobras заявила, что открыла новые залежи нефти в бассейне Сержипе-Алагоас, где лёгкая нефть плотностью 35-45о API была обнаружена в скважинах Фарфан (Farfan), Муриу (Muriu) и Мойа Бонита (Moita Bonita).
В настоящее время компания реализует план развития, утвержденный местными регуляторами, но добыча первой нефти ожидается не раньше 2018 г.
В апреле Petrobras начала бурение скважины Фарфан 2 на глубине 2917 м.
Ожидается, скважина будет завершена в июле 201 4г.
Первое крупное открытие в экваториальной зоне, которая простирается от штата Рио-Гранде-ду-Норти до устья Амазонки, Petrobras сделала в декабре.
На глубине 1731 м была пробурена скважина Питу, испытания которой, завершившиеся в 2014 г, привели к обнаружению пласта с лёгкой нефтью плотностью около 28о API.
Платформы Cidade de Sao Joao da Barra, Cidade de Cabo Frio и Cidade de Araruama законтрактованы на 4 года и будут осуществлять техническое обслуживание проектов на морских платформах.
Обслуживание будет включать в себя чистку и ремонт резервуаров, замену труб и металлических конструкций, покраску платформ.
Техобслуживание обеспечит, что подразделения, работающие в бассейне Кампос, продолжат безопасную добычу нефти в течение многих лет после завершения первоначально определенных сроков проектов и максимально используют потенциал нефтеносных пластов, говорится в заявлении Petrobras.
По сообщению компании, платформы уже находятся на месте.
Платформа Cidade de Sao Joao de Barra обслуживает платформу PNA-1 на месторождении Наморадо (Namorado), а Cidade de Cabo Frio осуществляет работы на платформе PCH-2 на месторождении Черне (Cherne).
Платформа Cidade de Araruama проводит техническое обслуживание платформы PGP -1 на месторождении Гароупа (Garoupa).
Остановки на техническое обслуживание в бассейне Кампос, где некоторые платформы близки к завершению 30-летнего жизненного цикла, стали ключевой причиной стагнации в нефтедобыче Petrobras в последние 3 года. В 2013 г Petrobras добывала в среднем 1,93 млн барр/день при плановом показателе 2,02 млн барр/день.
Для увеличения добычи Petrobras построила в 201 3 г 9 платформ :
Р -58, типа FPSO, введена в эксплуатацию в марте 2014 г, установлена в 85 км от побережья Эспириту-Санту, на глубине 1400 метров , эта платформа имеет мощность переработки 180 тыс барр / сутки нефти и 6 млн м3 / сутки природного газа из подсолевых и надсолевых пластах.
Р -55, типа ППБУ, введена в эксплуатацию в конце 2013 г , на месторождении Ронкадор в бассейне Кампос, установлена на глубине около 1800 метров. Мощность переработки до 180 тыс барр / сутки нефти и 4 млн м3 / сутки газа.
Р -63, типа FPSO, введена в эксплуатацию в ноябре 2013 г Мощность переработки до 140 тыс барр / сутки нефти и 1 млн м3 / сутки газа. Р -63 составляет 1ю очередь добычи на Papa -Terra ( Campos Basin ), который также включает P- 61 и СС - 88
FPSO Cidade де Парати введен эксплуатацию в бассейне Сантос в июне 2013 г , установлен на глубинах 2120 метров, в 300 км от побережья . Мощность переработки до 120 тыс барр / сутки нефти и 5 млн м3 / сутки газа.
FPSO Cidade де Itajaí введен эксплуатацию в бассейне Сантос в феврале 2013 г , в надсолевом пласте бассейна Santos ( Baúna и Piracicaba Field) , в 210 км от побережья . Мощность переработки до 80 тыс барр / сутки нефти и 2 млн м3 / сутки газа.
FPSO Cidade де Сан-Паулу введен эксплуатацию в бассейне Сантос в январе 2013 г , в подсолевые пласты бассейна Santos ( Sapinhoá Field) .Мощность переработки до 120 тыс барр / сутки нефти и 5 млн м3 / сутки газа.
Р -61, типа TLWP ( морская нефтяная платформа, свободно закреплённая ко дну ), будет эксплуатироваться на Papa -Terra ( Campos Basin ) с Р -63 . Общая мощность переработки до 120 тыс барр / сутки нефти. По прогнозам - запуск в эксплуатацию - во 2й половине 2014 г.
Р -62, типа FPSO, будет установлена в 1й половине 2014 г, в 125 км от берега , в бассейне Кампос , на глубинах 1600 метров.Мощность переработки до 180 тыс барр / сутки нефти и 6 млн м3 / сутки газа
СС -88 TAD, тип - полупогружной вспомогательный блок , будет установлен рядом с P -61 , на Papa -Terra ( Campos Basin ), чтобы обеспечить питание, проживание , хранения бурового раствора.
В 2014 г ожидается рост добычи на 7,5%.
«Когда подсолевые залежи обнаружили действительно большой потенциал, Petrobras отвлеклась от зрелых активов в бассейне Кампос. Так что поддержанию уровня добычи в бассейне Кампос не уделялось достаточного внимания» - предполагает эксперт Wood Mackenzie Р.Монтгомери.
Petrobras реализовала программу по увеличению эффективности бассейна Кампос в начале десятилетия.
Ко 2 кварталу 2012 г эффективность платформ в бассейне Кампос упала до 68%.
В апреле 201 4г эффективность бассейна Кампос достигла 81%, самого высокого уровня 46 месяцев, что эквивалентно увеличению добычи примерно на 43 тыс барр/сутки, заявила Petrobras на прошлой неделе.
Это всё ещё значительно ниже эффективности, превышающей 90%, уровня на который хочет выйти Petrobras.
Слабые показатели бассейна Кампос компенсируются устойчивым ростом добычи на подсолевых пластах, которая 11 мая 2014 г достигла рекордный 470 тыс барр/день, сообщила Petrobras.
Между тем проблемы с монтажом некоторых из девяти подготовленных в 2013 г платформ является одной из причин, по которой добыча Petrobras не оправдывает ожиданий, хотя генеральный директор компании Мария дас Грасас Фостер заявила, что планы по увеличению добычи на 7,5% остаются неизменными.
В I квартале нефтедобыча компании в Бразилии выросла всего на 1%.
«У Petrobras осталось много новых производственных мощностей с прошлого года, которые необходимо загрузить» - сказал Р.Монтгомери.
В конце прошлой недели компания объявила о расширении глубоководной разведки за пределы юго-восточного побережья Бразилии и выходе в северо-восточные районы - бассейн Сержипе-Алагоас (Sergipe-Alagoas Basin) и экваториальную зону (Equatorial Margin).
В 2013 г Petrobras заявила, что открыла новые залежи нефти в бассейне Сержипе-Алагоас, где лёгкая нефть плотностью 35-45о API была обнаружена в скважинах Фарфан (Farfan), Муриу (Muriu) и Мойа Бонита (Moita Bonita).
В настоящее время компания реализует план развития, утвержденный местными регуляторами, но добыча первой нефти ожидается не раньше 2018 г.
В апреле Petrobras начала бурение скважины Фарфан 2 на глубине 2917 м.
Ожидается, скважина будет завершена в июле 201 4г.
Первое крупное открытие в экваториальной зоне, которая простирается от штата Рио-Гранде-ду-Норти до устья Амазонки, Petrobras сделала в декабре.
На глубине 1731 м была пробурена скважина Питу, испытания которой, завершившиеся в 2014 г, привели к обнаружению пласта с лёгкой нефтью плотностью около 28о API.