Die Öl- und Gasproduktion aus Tiefseefeldern vor der brasilianischen Küste steigt weiter an. Die Firma Petrobras bleibt der Hauptproduzent, seit Juli 2003 ist noch die Firma Shell Brasil aktiv. Petrobras will von 2004 bis 2015 sichere Reserven von 12,5 Mrd boe erschließen. 56 % davon liegen in Wassertiefen von 300 bis 1500 m, 23 % in mehr als 1500 m. 84 % der Reserven enthalten Öl und Kondensat und 74 % der flüssigen Reserven haben ein API-Gewicht von weniger als 31 Grad. Petrobras will die heimische Ölproduktion von 1,54 Mio b/d (2003) bis 2007 auf 2,22 Mio b/d steigern. Nachdem in dem Artikel auf die technischen Herausforderungen eingegangen wurde, wird über die wichtigsten Offshore-Felder berichtet. Es handelt sich um das Albacorafeld mit 455 km2, 230 bis 950 m Wassertiefe, 147000 boe/d Förderspitze 1998, 57 Förder- und 8 Injektionsbohrlöchern; das Alabcora-Lestefeld: 800 bis 2000 m Wassertiefe, 16 Förder- und 15 Injektionsbohrlöcher, 145000 bo/d Produktionsspitze 2006, Förderbeginn 2005; Es handelt sich um das Albacorafeld mit 455 km2, 230 bis 950 m Wassertiefe, 174000 boe/d Förderspitze 1998, 57 Förder- und 8 Injektionsbohrlöchern; das Alabcora-Lestefeld: 800 bis 2000 m Wassertiefe, 16 Förder- und 15 Injektionsbohrlöcher, 145000 bo/d Produktionsspitze 2006, Förderbeginn 2005; Barracudafeld: 600 bis 1100 m Wassertiefe, 233 km2, 20 Produktions- und 14 Injektionsbohrlöcher, 150000 b/d Produktionsspitze 2006; Caratingafeld: 850 bis 1350 Wassertiefe, 260 km2, 20 Förder- und 8 Injektionsbohrlöcher, Produktionsspitze 125000 bo/d 2006; Espedartefeld: 8 Förder- und 5 Injektionsbohrlöcher, 40000 bo/d Produktionsspitze 2005; Roncadorfeld: 111 km2, 1500 bis 1900 m Wassertiefe, API-Gewicht 28 bis 31 Grad, 481000 bo/d Förderspitze 2011, 20 Förder- und 10 Injektionsbohrlöcher; Marlimfeld: 586315 bo/d Produktionsspitze 2002, 83 Förder- und 46 Injektionsbohrlöcher; Marlim-Leste-Feld: 1251 m Wassertiefe, 15 Förder- und 9 Injektionsbohrlöcher, Förderbeginn 2007, Produktionsspitze 153000 bo/d 2008; Marlim-Sul-Feld: 600 km2, 850 bis 2400 m Wassertiefe, 57 Förder- und 42 Injektionsbohrlöcher, 419000 boe/d Förderspitze 2010; Juabartefeld: 1323 m Wassertiefe, 27 Grad API, 21 Förder- und 6 Injektionsbohrlöcher, Produktionsbeginn 2008; Cachalotefeld: 1478 m Wassertiefe, 19 Grad API; Bijupira-Salemafeld: 450 bis 800 m Wassertiefe, 28 bis 31 Grad API, Produktionsspitze 80000 bo/d mit 35 MMscfd Gas, ein Joint Venture von Petrobras und Shell. Caratingafeld: 850 bis 1350 Wassertiefe, 260 km2, 20 Förder- und 8 Injektionsbohrlöcher, Produktionsspitze 125000 bo/d 2006; Espedartefeld: 8 Förder- und 5 Injektionsbohrlöcher, 40000 bo/d Produktionsspitze 2005; Roncadorfeld: 111 km2, 1500 bis 1900 m Wassertiefe, API-Gewicht 28 bis 31 Grad, 481000 bo/d Förderspitze 2011, 20 Förder- und 10 Injektionsbohrlöcher; Marlimfeld: 586315 bo/d Produktionsspitze 2002, 83 Förder- und 46 Injektionsbohrlöcher; Marlim-Leste-Feld: 1251 m Wassertiefe, 15 Förder- und 9 Injektionsbohrlöcher, Förderbeginn 2007, Produktionsspitze 153000 bo/d 2008; Marlim-Sul-Feld: 600 km2, 850 bis 2400 m Wassertiefe, 57 Förder- und 42 Injektionsbohrlöcher, 149000 boe/d Förderspitze 2010; Juabartefeld: 1323 m Wassertiefe, 27 Grad API, 21 Förder- und 6 Injektionsbohrlöcher, Produktionsbeginn 2008; Cachalotefeld: 1478 m Wassertiefe, 19 Grad API; Bijupira-Salemafeld: 450 bis 800 m Wassertiefe, 28 bis 31 Grad API, Produktionsspitze 80000 bo/d mit 35 MMscfd Gas, ein Joint Venture von Petrobras und Shell. Alle Felder liegen 77 bis 295 km von der Küste entfernt.


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    Titel :

    Deepwater production off Brazil continues steady increase


    Weitere Titelangaben:

    Die Erdöl- und Erdgasfelder im Tiefseebereich vor der Küste Brasiliens


    Beteiligte:

    Erschienen in:

    Oil and Gas Journal ; 102 , 30 ; 37-43


    Erscheinungsdatum :

    2004


    Format / Umfang :

    7 Seiten, 9 Bilder



    Medientyp :

    Aufsatz (Zeitschrift)


    Format :

    Print


    Sprache :

    Englisch




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