de.wedoany.com-Bericht: Equinor hat gemeinsam mit seinen Partnern einen Öl- und Gasfund in der Skrugard-North-Tubåen-Prospektion in der Barentssee gemacht. Der Brunnen ist die 17. Bohrung in der Produktionslizenz 532, liegt 6 Kilometer nördlich des Entdeckungsbrunnens 7220/8-1 im Johan-Castberg-Feld und 240 Kilometer nordwestlich von Hammerfest. Die förderbaren Ressourcen werden auf 1,2 bis 1,7 Millionen Standardkubikmeter Öläquivalent geschätzt. Die Bohrung wurde mit der für raue Umgebungen ausgelegten Halbtaucher-Bohrinsel Transocean Enabler niedergebracht, Bohrlochbezeichnung 7220/5-EC-2 H. Equinor ist Betreiber, Partner sind Vår Energi und Petoro.
Saipem hat von Eni Côte d’Ivoire Ltd. einen Offshore-Bohrvertrag im Wert von 260 Millionen US-Dollar erhalten. Saipem wird den Bohrschiff Santorini vor der Küste der Elfenbeinküste einsetzen, um langfristige Entwicklungsbohraktivitäten durchzuführen, deren Beginn für Anfang 2027 erwartet wird. Die Santorini ist ein Bohrschiff der siebten Generation und kann in Wassertiefen von bis zu 12.000 Fuß eingesetzt werden. Laut Saipem umfasst der Vertrag Optionen für zusätzliche Arbeitsperioden sowie die Möglichkeit des Einsatzes dieser Plattform in Nachbarländern.
ADNOC hat die endgültige Investitionsentscheidung (FID) für das 6,2-Milliarden-US-Dollar schwere Offshore-Erdgasentwicklungsprojekt Umm Shaif Gas Cap getroffen. Umm Shaif ist das am längsten produzierende Offshore-Ölfeld des Landes und wurde 1962 in Betrieb genommen. ADNOC schätzt, dass das neue Entwicklungsprojekt über 600 Millionen Standardkubikfuß Gas pro Tag aus der Gaskappe fördern wird, die das Ölreservoir des Feldes überlagert, während gleichzeitig die Kondensatgewinnung maximiert wird. Der Projektumfang umfasst den Bau von mindestens zwei neuen Gasförder-Headplattformen (GP-1 und GP-2) und einer Gasinjektions-Headplattform; eine große neue Offshore-Anlage mit Nassgas-Kompressionsmodulen, die über eine neue Brücke mit der bestehenden Offshore-Gasentwicklungs-Habshan-Plattform verbunden wird; Trenn- und Aufbereitungsanlagen, Unterwasser-Infrastruktur, Gassammelsysteme sowie Brownfield-Umbauten an bestehenden Plattformen; Unterwasserpipelines und -kabel für die Öl- und Gassammlung, wobei das dehydrierte Reichgas über das bestehende Hauptgaspipeline-/Interfield-Pipelinesystem zur Insel Das transportiert wird; sowie neue Kondensat-Aufbereitungsanlagen auf der Insel Das und zugehörige Anschlüsse. ADNOC ist Betreiber und hält 60 % Anteil, Partner sind TotalEnergies (20 %), Eni (10 %) und die China National Petroleum Corporation (10 %).
Die Basra Oil Company hat Halliburton einen Vertrag für integrierte Ölfeldmanagement-Dienstleistungen sowie Engineering-, Beschaffungs- und Bauaufsicht für die Erschließung der Öl- und Gasfelder Bin Umar und Sindbad im Südirak erteilt. Halliburton wird seine Landmark-Softwaresuite einsetzen, um Untergrundbewertung, Bohrplanung, Produktionsbetrieb und Geschäftsplanung zu verbinden. Basra erwartet, dass das Bin-Umar-Feld in der ersten fünfjährigen Entwicklungsphase etwa 150.000 Barrel Öl pro Tag und 300 Millionen Standardkubikfuß Begleitgas pro Tag fördern wird.
Equinor hat mit Transocean eine Vereinbarung getroffen (vorbehaltlich der Genehmigung der Lizenzen), drei für den ganzjährigen Betrieb auf dem norwegischen Festlandssockel konzipierte Cat-D-Halbtaucher-Bohrinseln zu chartern, mit einem Vertragswert von 1 Milliarde US-Dollar. Equinor wird die Enabler (3 Jahre), Encourage (2 Jahre) und Endurance (2 Jahre) einsetzen. Das norwegische Unternehmen erklärte, die Beschaffung dieser Bohrinseln werde dazu beitragen, seinen Produktionsplan bis 2035 zu erreichen. Die Enabler und Encourage werden im ersten Quartal 2028 ihren Betrieb aufnehmen, die Endurance ist für das zweite Quartal 2027 geplant.
„Unser Ehrgeiz für den norwegischen Festlandssockel ist es, bis 2035 1,3 Millionen Barrel Öläquivalent pro Tag zu produzieren, wobei etwa 70 % der Produktion aus neuen Brunnen stammen wird“, sagte Rune Nedregaard, Senior Vice President Drilling bei Equinor.
Eni hat bekannt gegeben, dass das Sabratha-Kompressionsprojekt erfolgreich die Öl- und Gasproduktion aufgenommen hat. Das Offshore-Projekt zielt darauf ab, die Erdgasproduktion des Bahr-Essalam-Feldes, etwa 100 Kilometer vor der libyschen Küste, aufrechtzuerhalten und zu steigern. Zur Produktionssteigerung wurde auf der Sabratha-Plattform ein 1.600 Tonnen schweres Kompressionsmodul mit neuen Kompressoren installiert, wodurch sich die Gesamtkompressionskapazität auf etwa 440 Millionen Standardkubikfuß pro Tag erhöht. Da sich das Bahr-Essalam-Feld bereits in der natürlichen Rückgangsphase befindet, wird das neue Modul voraussichtlich die jährliche Gasproduktion um etwa 800 Millionen Kubikmeter erhöhen, zusätzlich zu begleitendem Kondensat. Eni entwickelt das Sabratha-Kompressionsprojekt gemeinsam mit Mellitah Oil & Gas, einem Joint Venture mit der libyschen National Oil Corporation.
Der Quartalsbericht von Santos für das zweite Quartal 2026 informiert über die Fortschritte seiner Barossa- und Pikka-Entwicklungsprojekte. Im Barossa-Gasfeld, 280 Kilometer nordnordwestlich von Darwin auf See gelegen, erreichte die Produktion 97 % der geplanten Kapazität, und gegen Ende des Quartals wurden zwei Projektladungen im Abstand von acht Tagen verschifft.
Das Unternehmen berichtete weiterhin, dass sich das Pikka-Projekt Phase 1 auf dem Weg zur stabilen Produktion befindet. Die ersten Produktionsbrunnen wurden in Betrieb genommen und fördern derzeit etwa 23.000 Barrel Gesamtproduktion pro Tag. Weitere Produktionsbrunnen sowie ein Wassereinspritzsystem, das den Lagerstättendruck aufrechterhalten soll, werden voraussichtlich in den kommenden Wochen in Betrieb genommen. Das Projekt bleibt auf Kurs, im dritten Quartal 2026 eine stabile Gesamtproduktion von etwa 80.000 Barrel pro Tag zu erreichen, wobei die ersten Verkaufserlöse im August erwartet werden.
Saipem hat bekannt gegeben, dass mit dem Saipem 7000, einem der größten Kranschiffe der Welt, die Offshore-Installationsarbeiten für die Produktionsplattform des Erdgasentwicklungsprojekts Neptun Deep abgeschlossen wurden. Laut dem Unternehmen befindet sich das Projekt in den rumänischen Gewässern des Schwarzen Meeres und ist das derzeit größte Offshore-Erdgasprojekt in der EU. Die Plattform ist vollständig automatisiert und für den Fernbetrieb ausgelegt; das aufbereitete Gas wird über eine 160 Kilometer lange Unterwasserpipeline transportiert, die mit der Saipem-Flotte verlegt wird.
Saipem erhielt den Auftrag im Jahr 2023; der Umfang umfasst Engineering, Beschaffung, Bau und Installation der Gasproduktionsplattform, Unterwasserarbeiten für die Felder Domino und Pelican sowie die Verlegung einer 160 Kilometer langen, 30 Zoll großen Unterwasser-Erdgaspipeline und eines Glasfaserkabels, die die Plattform mit der rumänischen Küste verbinden. Der Betreiber OMV Petrom erwartet die erste Gasproduktion im Jahr 2027 und schätzt, dass Neptun Deep über etwa 100 Milliarden Kubikmeter förderbares Erdgas verfügt. Neptun Deep wird von OMV Petrom (50 %) in Zusammenarbeit mit Romgaz (50 %) betrieben.
