Tardy BHP ordnete die Sanierung von drei Öl- und Gasfeldern an

Die Offshore-Regulierungsbehörde NOPSEMA hatte genug von den „begrenzten Maßnahmen“ von BHP und ordnete die Stilllegung von drei Feldern an, was die Sanierungsrechnung für die Woodside-Aktionäre noch weiter ausweitete.

BHP muss drei Offshore-Felder säubern, nachdem jahrelang „begrenzte Maßnahmen“ ergriffen wurden und die Ausrüstung auf den Meeresboden gesunken ist. Dies erhöht die Stilllegungslast, die Woodside übernehmen wird, wenn es die Öl- und Gasressourcen des Bergmanns übernimmt.

Die Offshore-Umwelt- und Sicherheitsbehörde NOPSEMA wies BHP an, die Griffin- und Stybarrow-Felder vor WA sowie das Minerva-Feld im Otway Basin in Victoria vollständig stillzulegen.

Die heute veröffentlichten Anweisungen sehen vor, dass alle Arbeiten innerhalb von fünf Jahren oder weniger durchgeführt werden müssen, und es können Geldstrafen erhoben werden, wenn der Zeitplan nicht eingehalten wird.

Im Griffin-Feld, 68 km nordöstlich von Exmouth BHP, müssen Bohrlochköpfe und Weihnachtsbäume aus 15 Bohrlöchern sowie zahlreichen Infield-Pipelines und Versorgungsleitungen, einer auf dem Meeresboden liegenden Steigturmverankerung und einer 60 km langen betonbeschichteten Pipeline zum Ufer entfernt werden.

Das Griffin-Feld produzierte von 1994 bis 2009 167 Millionen Barrel Öl und 62 Milliarden Kubikfuß Gas. Zwei Monate nach Produktionsende trennte BHP das Ölförderschiff Griffin Venture von der schwimmenden Turmverankerung, die an den Meeresboden gekettet ist.

Im Jahr 2013 sank das RTM „unerwartet auf den Meeresboden und steht nun aufrecht, wobei seine Unterseite auf dem Meeresboden ruht und seine Oberseite 40 Meter unter der Oberfläche liegt“, so BHP.

BHP verstopfte die Griffin-Brunnen erst 2017, acht Jahre nach Produktionsende, um sie dauerhaft sicher zu machen, und entfernte 2018 Bojen mittlerer Tiefe, die flexible Pipelines und Versorgungsleitungen stützten.

Die Gesetzgebung verlangt von Offshore-Öl- und -Gasproduzenten, die gesamte von ihnen installierte Infrastruktur zu entfernen, es sei denn, laut BHP akzeptiert NOPSEMA „Alternativen zur vollständigen Entfernung, bei denen der Titelinhaber nachweisen kann, dass sein Vorschlag gleiche oder bessere Umweltergebnisse liefern wird“.

BHP wird wahrscheinlich versuchen, die Genehmigung zu erhalten, die Gasexportpipeline auf dem Meeresboden zu belassen, muss jedoch nachweisen, dass es das in der Pipeline angesammelte Quecksilber ausreichend entfernt hat.

Die Kosten für die Sanierung von Griffin, die bis Ende 2025 abgeschlossen sein soll, werden von den Eigentümern BHP (45 Prozent), ExxonMobil (35 Prozent) und Inpex (20 Prozent) getragen.

BHP und Woodside werden sich die Kosten für die Stilllegung des nahe gelegenen Stybarrow-Ölfelds zu gleichen Teilen teilen.

Zwölf Jahre lang wurde die Ölförderung in Stybarrow im Jahr 2015 eingestellt, und erneut wurden Geräte auf dem Meeresboden versenkt, bevor BHP sie entfernte: dieses Mal Ankerbojen und die Turmverankerung im Jahr 2016.

In Stybarrow müssen noch 10 Bohrlöcher verschlossen und aufgegeben werden, ein möglicherweise kostspieliger Vorgang in einer Wassertiefe von mehr als 800 m auf dem, als es gebaut wurde, dem tiefsten Offshore-Ölfeld Australiens.

Die Bohrlochköpfe dieser zehn und weiterer sieben verstopfter Bohrlöcher müssen entfernt werden, ebenso wie zahlreiche Pipelines, Versorgungsleitungen und die versunkenen Ankertürme und Bojen.

BHP muss außerdem vier Bohrlöcher im Minerva-Feld vor der viktorianischen Küste verschließen, die von 2005 bis 2019 Gas gefördert haben. BHP muss außerdem Unterwasserstrukturen, Versorgungsleitungen und eine Gaspipeline zur Küste entfernen. Cooper Energy besitzt 10 Prozent von Minerva.

In allen drei Anweisungen von NOPSEMA an BHP hieß es, dass das Unternehmen „angesichts der bisher begrenzten Maßnahmen“ seine Aufsicht über die drei Bereiche verstärken werde.

Sollte Woodside den Kauf der Erdölanlagen von BHP abschließen, wird es alle Kosten für die Sanierung von Stybarrow tragen, 90 Prozent der Minerva-Rechnung und 45 Prozent bei Griffin.

Woodside übernimmt außerdem 50 Prozent der Haftung für die Sanierung der von ExxonMobil betriebenen Bass-Strait-Anlagen, wo NOPSEMA im Mai die Verstopfung von 180 Bohrlöchern und die Demontage von zehn Plattformen anordnete.

Das in Perth ansässige Unternehmen wird außerdem sein Engagement bei der Stilllegung des riesigen North West Shelf-Projekts verdoppeln.

Im Februar ordnete NOPSEMA Woodside an, sein Enfield-Ölfeld in der gleichen Gegend wie Griffin und Stybarrow stillzulegen. NOPSEMA erwägt rechtliche Schritte gegen Woodside wegen nicht ordnungsgemäßer Wartung der Verankerungsausrüstung für den Steigturm in Enfield, die nun nicht mehr sicher zur Stilllegung an Land geschleppt werden kann.

NOPSEMA hat heute außerdem eine Anweisung veröffentlicht, dass Cooper Energy die Basker-, Manta- und Gummy-Felder vor Victoria stilllegen muss, was die Verstopfung und Aufgabe von sieben Bohrlöchern bis 2026 erforderlich machen wird.

Hauptbild: Schwimmendes Produktions-, Lager- und Entladeschiff von Griffin Venture. Quelle: BHP-Präsentation.