Harding Oilfield
| Harding Oilfield | |
|---|---|
  Расположение Harding Oilfield | |
| Страна | Великобритания |
| Область | Северное море |
| Блокировать | 9/23B |
| Координаты | 59 ° 15′N 1 ° 30′E / 59,250 ° с.ш. 1500 ° E |
| Оператор | Падать |
| Партнеры | Общая энергия |
| Полевая история | |
| Открытие | 1987 |
| Начало производства | 1996 |
| Пик год | 1999 |
| Производство | |
| Текущее производство нефти | 10000 баррелей в день (~ 5,0 × 10 5 т/а) |
| Год текущего добычи нефти | 2017 |
| Текущее производство газа | 2.5 × 10 6 с Ft/D (71 × 10 3 м 3 /D) |
| Пик производства (нефть) | 100 000 баррелей в день (~ 5,0 × 10 6 т/а) |
| Производство образования | эоцена Формирование |
Нефтяное поле Хардинг представляет собой небольшое нефтяное поле , управляемое Taqa , в северном море 9/23B, примерно в 200 милях (320 км) к северо-востоку от Абердина и на 110 метрах (360 футов) воды. [ 1 ]
Открытие и развитие
[ редактировать ]Поле было обнаружено в 1987 году, когда нефть было обнаружено в эоцене на глубине 1850 метров (6070 футов). Первоначально он был назван Forth Field, но был переименован в 1993 году в память о Дэвиде Хардинге, который был исполнительным директором британских операций BP Exploration во время полевой оценки. [ 2 ] Однако изобилие нафтеновой кислоты в масле сделало развитие непривлекательным в то время. Сырая нефть тяжелая и нафтеновая и, как правило, имеет более низкое значение по сравнению с другими маслами в Северном море. Следовательно, было принято решение экспортировать его танкером, а не совместно с ним в трубопроводе. Таким образом, масло с поля хардинга хранится в оффшор. Выбранное решение для разработки представляло собой производственный производственный блок с тяжелым стальным разъемом на основе запатентованной конструкции с помощью геопродукции Technip , покоящего 3 ) масла. [ 3 ]
Резервуар
[ редактировать ]Поле Harding на самом деле состоит из пяти отдельных резервуаров . Самым большим является центральное поле, разметив большинство скважин , а также место повторного инъекции газа. Существуют также меньшие поля на севере, северо-востоке, юге и юго-востоке, все названные как таковые. Это привело к уникальной системе именования скважины в дополнение к традиционному использованию номеров скважин DTI и номеров слотов, что идентифицирует скважину по конкретному полю, в котором она была пробурена и его цели.
Формирования , неконсолидируются, что делает скважины которые могут производить песок. Чтобы предотвратить это, традиционные заполнения отверстий в положении не используются ни на одном из сквозных скважин. Вместо этого все скважины использовали песчаные зеленые.
Производство
[ редактировать ]Хардинг в настоящее время (2017) производит около 10 тысяч баррелей в день (1,6 × 10 3 м 3 /d) нефти, из 15 скважин и 2,5 миллиона кубических футов в день (71 × 10 3 м 3 /d) газа, большинство из которых переосмысливается. Все производственные скважины сняты . Центральный резервуар поддерживается двумя скважинами впрыска воды и газовым инжектором. Южные и северные поля имеют поддержку по одному водяному инжектору, хотя в настоящее время инжектор на северном поле приостановлен.
Жидкости скважины обрабатываются в двухфазном (жидкости и газовой) 1-й стадии сепаратора. [ 4 ] Отделенные жидкости поступают к 3-фазовому (нефтяному, газу и воде) 2-й стадии сепаратора. После измерения масляного потока либо направляется на резервуары для хранения масла, а затем на резервуар или на трубопровод из твердого масла. Пары от сепаратора 2 -й стадии сжимают в компрессоре LP и смешивают с паром из сепаратора 1 -й ступени и переносятся в газовую систему. Существует также испытательный сепаратор для тестирования. Нефть течет на вход 1 -й этапа сепаратора и пара к газовой системе. [ 4 ]
Вся производимая вода переиздана. Кроме того, есть две скважины водоносного горизонта, чтобы обеспечить дополнительную инъекционную воду, если это необходимо.
Без трубопровода основная часть полученного газа была вновь введена в крышку центрального резервуара , секвестрируя его для производства после 2021 года, когда платформа преобразуется в производителя газа после снижения добычи нефти.
Газовый проект
[ редактировать ]Хардинг -водохранилище также содержит газ, который Така надеется разработать на какой -то будущей стадии. BP объявила о планах в 2006 году по разработке газовых ресурсов через проект Harding Area Gas. Сочетание факторов сделало эту оригинальную концепцию разработки неконкурентоспособной; Особенно низкие цены на газ и увеличение затрат на разработку. Проект перерабатывается, и в 2018 году Taqa проводил обсуждение со своим тогдашним партнером Maersk Oil , чтобы исследовать альтернативные варианты разработки для газовых ресурсов в этом районе.
Ссылки
[ редактировать ]- ^ BP Информация о активе веб -сайта: http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/staging/global_assets/downloads/u/uk_asset_harding.pdf asset portfoli
- ^ «Нефтяные и газовые названия в Северном море» (PDF) .
- ^ Оффшорный технологический веб-сайт: http://www.offshore-technology.com/projects/harding
- ^ Jump up to: а беременный Схема Harding Oil System (2001)