Öl- und Gasfeldprojekt Hibernia, Neufundland, Kanada

May 26, 2023

Hibernia liegt im Jeanne d'Arc-Becken, 315 km östlich von St. John's, Neufundland und Labrador, Kanada, in einer Wassertiefe von 80 m.

Jeanne d'Arc Basin, 315 km östlich von St. John's, Neufundland, Kanada

80m

1,2 Milliarden Barrel

1979

November 1997

Schwerkraft-Grundstruktur (GBS)

ExxonMobil Kanada

Hibernia liegt im Jeanne d'Arc-Becken, 315 km östlich von St. John's, Neufundland und Labrador, Kanada, in einer Wassertiefe von 80 m. Das Feld besteht hauptsächlich aus zwei frühen Kreidereservoirs, Hibernia und Avalon, die sich in durchschnittlichen Tiefen von 3.700 m bzw. 2.400 m befinden.

Hibernia-Öl ist ein leicht süßes Rohöl mit einer Dichte von 32°-34° API und einem Schwefelgehalt von 0,4 % bis 0,6 %. Das Feld enthält etwa drei Milliarden Barrel Öl vor Ort und die förderbaren Reserven werden auf etwa 1.200 Millionen Barrel geschätzt.

Das Hibernia-Feld wurde erstmals 1979 entdeckt. Die Entwicklung begann 1986 und der Bau begann 1991.

Das Feld begann im November 1997 mit der Produktion und bis 2009 betrug die gesamte Rohölproduktion 126.000 Barrel pro Tag (bpd). Das Feld erzeugte bis Ende 2009 667 Millionen Barrel.

Das Hibernia-Feld wird von ExxonMobil betrieben und gehört Norsk Hydro (5 %), Murphy Oil (6,5 %), Canada Hibernia Holding Corporation (8,5 %), Suncor (20 %), Equinor Canada (5 %), Chevron Canada Resources ( 26,875 %) und die Tochtergesellschaft von ExxonMobil Canada (33,125 %).

Im Februar 2010 unterzeichneten die Entwickler eine Vereinbarung mit der Regierung von Neufundland und Labrador für das Hibernia Southern Extension-Projekt. Die Vereinbarung gewährte der kanadischen Regierung über Nalcor Energy einen Anteil von 10 %.

Die Produktion im Hibernia-Feld wurde im August 2019 nach einer zweiten Ölkatastrophe innerhalb eines Monats kurzzeitig eingestellt. Die Wiederaufnahme erfolgte im Oktober 2019.

Es wurde beschlossen, das Hibernia-Feld mithilfe einer speziellen, auf der Schwerkraft basierenden Struktur zu erschließen, die stark genug ist, um einer Kollision mit einem Eisberg von einer Million Tonnen (die voraussichtlich alle 500 Jahre vorkommt) und einem direkten Treffer durch einen sechs Millionen Tonnen schweren Eisberg standzuhalten. Tonne Eisberg (erwartet nur einmal alle 10.000 Jahre).

Bis Januar 2007 wurden in Hibernia etwa 50 Entwicklungsbohrungen erfolgreich gebohrt. Zu diesem Zeitpunkt betrug die Gesamtinvestition in die Entwicklung 5,8 Milliarden US-Dollar.

Zu den Feldpartnern für die Hibernia Southern Extension gehörten damals ExxonMobil Canada (27,9 %), Chevron Canada (23,7 %), Suncor (19,2 %), Statoil (9,3 %), Nalcor Energy (10 %), Canada Hibernia Holding (5,6 %). %) und Murphy Oil (4,3 %). Die südliche Erweiterung von Hibernia wird mit Rückbindungen an die Hibernia-Plattform entwickelt und umfasst bis zu fünf auf der Plattform gebohrte Produktionsbrunnen und bis zu sechs Wasserinjektions-Unterseebrunnen. Das erste Öl aus der Bohrung Hibernia South Extension Unit KK wurde im Juni 2011 gefördert.

Hibernias neuartiges, 450.000 Tonnen schweres Tragwerk auf Schwerkraftbasis besteht aus einem 105,5 Meter langen Betonkasten, der aus hochfestem, mit Stahlstäben und vorgespannten Spanngliedern verstärktem Beton gebaut wurde. Der Senkkasten ist von einer Eiswand umgeben, die aus 16 Betonzähnen besteht.

Strukturell wird die 1,4 m dicke Eiswand von einem System aus X- und V-Wänden getragen, die die Lasten auf die innere Verbindungswand übertragen. Die X- und V-Wände haben eine Dicke, die zwischen 0,7 m und 0,9 m variiert, und die Verbindungswand hat eine Dicke von 0,9 m. Die Wände bilden den Eisgürtel.

Der Senkkasten ist unten und oben durch horizontale Platten abgeschlossen und die Bodenplatte hat einen Durchmesser von 108 m. Die obere Deckplatte liegt ca. 5 m über dem Meeresspiegel.

Lagertanks für 1,3 Millionen Barrel Rohöl wurden in die Schwerkraftstruktur verlegt. Von der Bodenplatte aus verlaufen vier Schächte durch das GBS, um die Anlagen auf der Oberseite zu unterstützen, einschließlich der Versorgungs-, Steig- und zwei Bohrschächte. Jeder Schacht hat einen Durchmesser von 17 m und eine Gesamthöhe von 111 m.

Der Versorgungsschacht verfügt über die für den Betrieb des GBS-Systems erforderliche mechanische Ausstattung. Es umfasst Rohrleitungen, Heizung, Klimaanlage und elektrische Steuerungen.

Die beiden Bohrschächte verfügen jeweils über 32 Bohrschlitze zur Aufnahme der Bohrungen, die bis in die Öllagerstätten in Tiefen von mehr als 3.700 m unter dem Meeresspiegel reichen sollen.

Die Oberseiten haben eine geplante Kapazität von 23.900 m³ pro Tag (150.000 bpd), basierend auf der Schätzung von 98 Millionen Kubikmetern (615 Millionen Barrel). Die Anlagen auf der Oberseite bestehen aus fünf Supermodulen (Verarbeitung, Bohrlochkopf, Schlamm, Versorgungseinrichtungen und Unterkunft für 185 Personen) sowie sieben auf der Oberseite montierten Strukturen (Hubschrauberdeck, Fackelausleger, Rohrgestell, Haupt- und Hilfsrettungsbootstationen und zwei Bohrmodule). ).

Das Bohrlochkopfmodul für Hibernia wurde bei Bull Arm hergestellt, während die restlichen Komponenten auf Baustellen auf der ganzen Welt hergestellt wurden, darunter zwei in Italien und die restlichen zwei in Südkorea. Vier der oben montierten Strukturen (Fackelausleger, Helideck, Haupt- und Hilfsrettungsbootstationen) wurden ebenfalls bei Bull Arm hergestellt.

Die anderen drei oben montierten Strukturen (Komponenten der beiden Bohrinseln und des Rohrgestells) wurden in Neufundland und New Brunswick hergestellt, wobei einige der Komponenten in Alberta gebaut wurden.

Die 37.000 Tonnen schwere integrierte Topside-Anlage wurde mit Lastkähnen zum Tiefwasserstandort Hibernia transportiert und über den teilweise untergetauchten GBS-Schächten positioniert, um die fertige 600.000 Tonnen schwere Produktionsplattform zu bilden.

Anschließend wurde es an seinen endgültigen Standort geschleppt und mit 450.000 Tonnen festem Ballast gesichert.

Das im GBS gelagerte Öl wird über ein Offshore-Ladesystem (OLS) exportiert, das aus Unterwasserpipelines, einer unterirdischen Boje und flexiblen Ladeschläuchen besteht und einen speziell gebauten Shuttletanker versorgt.

Zu den anderen Infrastrukturen, die die Feldproduktion unterstützen, gehören Plattformunterstützungseinrichtungen, eine Landbasisanlage, eine Lageranlage des Asco Warehouse Complex, ein Umschlagterminal und ein ferngesteuertes Fahrzeug.

Im April 2011 erhielt FMC Technologies den Auftrag zur Lieferung von Unterwasserausrüstung für das Hibernia Southern Extension-Projekt. Die Auslieferung soll im dritten Quartal 2013 beginnen.

Im Mai 2011 erhielt Technip den Auftrag für die Entwicklung, Herstellung und Installation einer flexiblen Flussleitung und einer Stahlwannen-Versorgungsleitung für das Hibernia Southern Extension-Projekt.

Im September 1990 vergab HMDC den Auftrag für die Konstruktion der Schwerkraftbasisstruktur (GBS) an Newfoundland Offshore Development Constructors (Nodeco). Der detaillierte Entwurf wurde an Doris Development Canada (DDC) vergeben.

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