de.wedoany.com-Bericht: BP hat im Tiefseeprojekt Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) im Kaspischen Meer vor Aserbaidschan die ersten kommerziellen Mengen an nicht-assoziiertem Erdgas gefördert. Der Betreiber verlängert die Produktion des 30 Jahre alten Ölfeldes durch den Bau einer Erdgasdrehscheibe.
Wie BP am 1. Juni mitteilte, hat die erste Bohrung vom West Chirag-Plattform aus die Erschließung der geschätzten förderbaren Erdgasreserven des ACG-Projekts von 4 Billionen Kubikfuß (potenziell bis zu 6 Billionen Kubikfuß) eingeleitet. Die Bohrung lieferte gleichzeitig die für die Kartierung der gesamten Erdgasförderung des Feldes erforderlichen geologischen und Durchflussdaten.
Gio Cristofoli, Regionalpräsident von BP für Aserbaidschan, Georgien und die Türkei, erklärte, dass ACG nach fast 30 Jahren Ölförderung ein neues Kapitel aufschlage und weiterhin Werte für das Land und die Investoren schaffen werde. Er fügte hinzu, dass ACG durch die gleichzeitige Erschließung von Erdgas und Öl als integrierter Öl- und Gas-Asset positioniert sei, der die regionale Industrie anführen und Aserbaidschans Bemühungen um eine verstärkte Energieversorgung Europas sowie die Energiewende unterstützen könne.
Die im vergangenen Jahr niedergebrachte erste Produktionsbohrung förderte die ersten kommerziellen Gasmengen. Die Bohrung zielte auf zwei vorrangige Lagerstätten – die flachere Qirmaki Upper Sand-Schicht und die tiefere Qirmaki Lower Sand-Schicht – die beide unterhalb der ölführenden Schichten liegen. BP gab an, dass die Bohrung Erdgasvorkommen in der Qirmaki Upper Sand-Schicht bestätigte und in der Qirmaki Lower Sand-Schicht auf Hochdruck-Erdgas stieß, das den anfänglichen Schwerpunkt der Bohrloch- und Lagerstättentests bilden wird.
Das geförderte Erdgas und Kondensat werden über das integrierte Öl- und Gasentwicklungssystem durch die bestehende ACG-Infrastruktur zum Sangachal-Terminal transportiert, um die Offshore-Anlagen effizient zu nutzen.
BP betreibt ACG gemeinsam mit den Joint-Venture-Partnern SOCAR aus Aserbaidschan, MOL aus Ungarn, INPEX aus Japan, ExxonMobil, TPAO aus der Türkei und ONGC Videsh aus Indien. BP erklärte, dass die Produktionsteilungsvereinbarung (PSA) für ACG im September 2024 geändert wurde, um die Exploration, Bewertung, Erschließung und Produktion von nicht-assoziierten Gasvorkommen in mehreren geologischen Schichten oberhalb und unterhalb der ölführenden Schichten des Feldes zu ermöglichen. Dieser Nachtrag gilt bis zum Ende der bestehenden ACG-PSA im Jahr 2049.
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