Бактонский газовый терминал

Бактонский газовый терминал
Бактонский газовый терминал
	Газовый терминал Бактон, с запада, 2007 г.
	Расположение в Норфолке
Общая информация
Тип	Газовый терминал
Расположение	Бактон , NR12 0JE
Координаты	52 ° 51'39 "N 1 ° 27'27" E / 52,8608 ° N 1,4575 ° E
Текущие арендаторы	Eni , National Grid , Shell UK , Perenco
Строительство началось	1967
Завершенный	1968
Открыт	13 августа 1968 г.
Расходы	10 миллионов фунтов стерлингов (Shell 1968), 5 миллионов фунтов стерлингов (Phillips 1969)
Высота	410-470 футов (две радиомачты связи)
Технические детали
Площадь пола	200 акров (0,81 км 2 )

Газовый терминал Бактон — это комплекс из шести газовых терминалов на четырех площадках, расположенных на побережье Северного моря в Северном Норфолке в Соединенном Королевстве. Участки находятся недалеко от Пастона и между Бактоном и Мандесли ; ближайший город — Норт-Уолшем .

Другие основные газовые терминалы Великобритании, которые принимают газ с континентального шельфа Великобритании, находятся в Сент-Фергюсе, Абердиншир ; Исингтон, Восточный райдинг Йоркшира ; Теддлторп , Линкольншир; Терминал CATS , Тиссайд; и газовый терминал Рэмпсайд , Барроу, Камбрия.

История

Комплекс Бактон, занимающий площадь около 180 акров (73 га), открылся в 1968 году. Его фасад составляет 1 км (3200 футов) вдоль вершины утеса. Первоначально его строили Shell-Esso, Phillips Petroleum-Arpet Group, Amoco- Gas Council . Разрешение на строительство было дано 16 июня 1967 года Энтони Гринвудом, бароном Гринвудом из Россендейла . Месторождение Леман начало добычу 13 августа 1968 года (совместное предприятие Shell-Esso и совместное предприятие Amoco-Gas Council), месторождение Хьюитт ( Phillips Petroleum -Arpet Group) начало эксплуатацию в июле 1969 года, а месторождение Indefatigable (совместное предприятие Shell-Esso и совместное предприятие Amoco- Gas Council) начало эксплуатацию в июле 1969 года. Gas Council) начал добычу в октябре 1971 года. Строительство завода Phillips-Arpet стоимостью 5 миллионов фунтов стерлингов началось в апреле 1968 года. Газ из части Shell-Esso месторождения Леман доставлялся в Бактон по трубопроводу длиной 34 мили. Трубопровод диаметром 36 дюймов и длиной 140 миль (питающая магистраль номер 2) стоимостью 17 миллионов фунтов стерлингов был построен компанией Italside от Бактона до Национальной системы передачи электроэнергии недалеко от Регби . На момент первоначального завершения строительства в 1968 году общая пропускная способность терминала составляла 3,955 млн. кубических футов (112 миллионов кубических метров ) в сутки при стандартных условиях . ^{[ 1 ]} Газовый совет позиционировал новый газ Северного моря как высокоскоростной газ .

Операция

Комплекс Бактон состоит из шести газовых терминалов. Терминалы:

Оболочка
Один
Перенко
Национальная энергосистема - питание Национальной системы электропередачи (НТС)
Interconnector UK (на сайте National Grid)
BBL (линия Бактон-Бальгзанд) (на территории Shell)

Три терминала (Eni, Perenco и Shell) принимают газ с газовых месторождений в южной части Северного моря (SNS) и некоторых морских газовых месторождениях в центральной части Северного моря (CNS). Первоначальная обработка газа, такая как удаление свободной воды, происходит на морских газовых установках. На терминалах газ и конденсат поступают в пробкоуловители (для разделения газа и углеводородных жидкостей и конденсированной воды), при необходимости газ сжимается, осушается триэтиленгликолем и охлаждается до заданной точки росы углеводородов. Сернистый газ (сернистый) ранее удалялся на предприятии Eni путем очистки газа амином , а сейчас предприятие выведено из эксплуатации. Углеводородный конденсат стабилизируется и транспортируется Британским трубопроводным агентством по маршруту бывшей железнодорожной линии Норт-Уолшем-Мандсли до железнодорожного терминала Норт-Уолшем , а оттуда по железной дороге на нефтеперерабатывающий завод в Харвич-Эссексе. Очищенный газ с трех терминалов поступает на терминал Национальной энергосистемы, расположенный непосредственно к югу от приемных терминалов. Два терминала (Интерконнектор и BBL) принимают газ из газовых сетей континентальной Европы или доставляют его в него. Коллекторы терминала National Grid смешивают газ и распределяют его по Национальная система передачи при давлении около 1000 фунтов на квадратный дюйм (69 бар).

Морские приемные терминалы первоначально принадлежали Royal Dutch Shell -Esso, Phillips Petroleum -Arpet Group и Amoco -Gas Council. Amoco и BP объявили о своем слиянии в 1998 году и образовали BP Amoco. Объединенная организация сменила название на BP в 2001 году. Perenco взяла на себя управление деятельностью BP в сентябре 2003 года. Tullow начал свою деятельность в 2003 году, взяв на себя управление терминалом Phillips Petroleum, ENI. взяла на себя управление Tullow Oil в декабре 2008 года.

Терминал Шелл

Терминал Shell, самый восточный из трех, принимает газ и конденсат из двух морских трубопроводов. Это 30-дюймовый трубопровод длиной 55,7 км от морской установки Leman 49/26AP и 24-дюймовый трубопровод длиной 73 км от установки Clipper PT. Законсервированный 30-дюймовый трубопровод официально доставлял газ с установки Leman 49/26BT в Бактон. Терминал также получает газ из 34-дюймового трубопровода SEAL длиной 474 километра (295 миль), который транспортирует газ с газовых месторождений Шируотер и Элгин-Франклин в центральной части Северного моря. Трубопровод SEAL является самым длинным на континентальном шельфе Великобритании . Завод Shell имеет мощность по переработке газа в 900 миллионов кубических футов (25 миллионов м3). ³) в сутки при стандартных условиях и производительностью стабилизации конденсата 8000 баррелей в сутки (1270 м ³/день). Точка росы углеводородного газа достигается за счет охлаждения пропаном. Первоначально были предусмотрены устройства для погрузки конденсата в грузовики. ^{[ 2 ]} В компании работает 46 человек, и она начала свою деятельность в 1968 году. Терминал BBL Pipeline был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года и расположен на территории терминала Shell. Терминал BBL управляется, но не принадлежит компании Shell.

Терминал Эни

Самый западный из терминалов принадлежит компании Eni итальянской . Он принимает газ из двух 30-дюймовых трубопроводов с месторождения Хьюитт (длиной 27,7 км и 32,8 км) и 20-дюймового трубопровода длиной 62 км от морской установки «Ланселот 48/17А» (комплекс LAPS). Выведенный из эксплуатации 24-дюймовый трубопровод ранее доставлял газ с морской установки Thames 49/28A. Газ и жидкость из каждого трубопровода принимаются и перерабатываются отдельно. ^{[ 3 ]} После разделения газа и конденсата в емкостных пробкоуловителях и фильтрах-сепараторах каждый поток газа подлежит финансовому учету (в целях налогообложения). Два потока газа месторождения Hewett объединяются, и их давление увеличивается через эдуктор. Газовый поток ранее обрабатывался амином для удаления соединений серы. Это предприятие было выведено из эксплуатации в 2000 году, когда была остановлена добыча из высокосернистого резервуара Hewett Upper Bunter. Газ смешивается с газом LAPS, а затем сжимается. Раньше его обезвоживали с использованием триэтиленгликоля , а точку росы по углеводородам снижали путем охлаждения пропаном. Наконец, он был финансово учтен (для продажи) и передан на завод Bacton NTS. Раньше на терминале были резервуары для хранения пентана и площадка для погрузки грузовых автомобилей. ^{[ 2 ]} Терминал оснащен двумя газовыми турбинами GE Frame 3 мощностью 11 МВт и одной газовой турбиной GE 3,7 МВт Frame 1, соединенными с тремя центробежными компрессорами . В 2011 году терминал Eni был разделен путем отделения приемной и некоторых компрессорных установок от установки обезвоживания и контроля точки росы, последняя была выведена из эксплуатации. Теперь после сжатия газ отправляется на площадку Перенко для осушки и контроля точки росы. Отделенный конденсат также отправляется на площадку Перенко. В конце 2013–2014 годов избыточные перерабатывающие мощности были удалены, и сейчас большая часть территории Eni не используется.

Терминал Перенко

Этот терминал, расположенный между терминалом Shell и терминалом Eni, перерабатывает газ из трубопроводов месторождений Leman , Indefatigable и Trent & Tyne. К ним относятся два трубопровода диаметром 30 дюймов (760 мм) от морских установок Leman 49/27AP и Leman 49/27B (61,82 км и 64,9 км соответственно) и трубопровод диаметром 24 дюйма (610 мм) от морской установки Trent 43/24. Перерабатывающий завод состоит из двух параллельных линий (завод А1 и завод А2), каждая с первоначальной мощностью переработки 1 000 миллионов кубических футов (28 миллионов м3). ³) в сутки при стандартных условиях и производительности стабилизации конденсата 600 м3. ³/сутки, стабилизированный конденсат хранится в резервуарах для хранения бензина ^{[ 2 ]} перед отправкой по трубопроводу на железнодорожный терминал Норт-Уолшем. Газ из трубчатого пробкоуловителя «Леман» обычно направляется в потоки 1, 2 и 3 установки контроля точки росы; Газ из пробкоуловителя трубчатого типа «Инде» направляется в потоки 4 и 5 установки контроля точки росы. Газ из пробкоуловителя трубчатого типа «Тайн и Трент» может быть направлен на любую установку контроля точки росы. Также имеется перекрестное соединение с терминалом Shell.

Терминал ENI был интегрирован в терминал Perenco в 2011 году, тем самым перенаправляя газ и конденсат Hewett, LAPS и одно время Thames от пробкоуловителей и компрессоров на терминале Eni на терминал Perenco, расположенный выше установки осушки и контроля точки росы.

Национальный сетевой терминал

Соединения от морских приемных терминалов включают две 30-дюймовые линии от терминала Eni (сейчас неиспользуемые), две 30-дюймовые линии от терминала Perenco, четыре 24-дюймовые линии от терминала Shell и 36-дюймовую линию от трубопровода BBL. . Газ с терминалов Perenco и Shell фильтруется, измеряется через диафрагмы, а поток регулируется по объему в систему коллекторов. ^{[ 2 ]} Предусмотрены средства для нагрева газа горячей водой под давлением, если это необходимо, если давление поступающего газа необходимо значительно снизить. На терминале National Grid есть четыре 36-дюймовых коллектора, а также один запасной, который может принимать поток из любой из входящих линий, смешивая таким образом газ. ^{[ 2 ]} 24-дюймовая кольцевая магистраль обхода по периметру объекта позволяет полностью обойти терминал в чрезвычайной ситуации. Смешанные газы одорируются (1 кг одоранта на 60 000 м3). ³ газа) ^{[ 4 ]} расход измеряется и затем передается в национальную систему передачи через пять исходящих фидеров:

Фидер № 2 в Брисли, Питерборо и Регби, 36 дюймов.
Фидер № 3 в Роудхэм-Хит, Кембридж и Хитчин, 36 дюймов.
Фидер № 4 в Грейт-Райбург, Кингс-Линн и Алревас, 36 дюймов.
Фидер № 5 в Йелвертон, Дисс, Челмсфорд и Хорндон-он-те-Хилл, 36 дюймов.
Фидер № 27 до Кингс-Линн, 36 дюймов.

Из терминала Национальной энергосистемы газ также может быть отправлен или получен из Зебрюгге, Бельгия, через соединительный соединитель , а получен из Нидерландов по 36-дюймовому трубопроводу Balgzand Bacton Line BBL . Газ также распределяется по территории через систему газораспределения низкого давления и отправляется по 12-дюймовому трубопроводу высокого давления на электростанцию Грейт-Ярмут.

Интерконнектор для Великобритании

Терминал Interconnector расположен на территории терминала National Grid. Он может импортировать газ из Зебрюгге (Бельгия) или экспортировать его в него по трубопроводу длиной 235 км, работающему под давлением до 147 бар. Имеется 30-дюймовая линия прямого доступа к трубопроводу SEAL. Он работает с помощью четырех газовых турбин GE LM2500 и центробежного компрессора Thermodyn на компрессорной станции, построенной компанией Kværner John Brown (теперь называемой McDermott). Интерконнектор введен в эксплуатацию в 1998 году.

Терминал ББЛ

Терминал BBL (линия Бактон-Бальгзанд) расположен на территории терминала Shell, он принимает газ с компрессорной станции в Анне-Пауловне в Нидерландах. Приемный завод в Бактоне принадлежит компании BBL, а оператором завода является Shell. ^{[ 5 ]} Газ поступает в Бактон примерно при температуре морского дна и давлении до 135 бар, но оно варьируется в зависимости от количества трубопроводной упаковки. Роль Бактона состоит в том, чтобы уменьшить давление на вход в Национальную систему передачи электроэнергии . Таким образом, значительное охлаждение Джоуля-Томсона перед впрыском газа в NTS может произойти . Поэтому в Бактоне установлены четыре идентичных параллельных потока, каждый из которых оснащен нагревателем с водяной баней прямого нагрева на отводном потоке и предназначен для работы в качестве трех рабочих и одного резервного при условиях максимального расхода, чтобы контролировать температуру подачи и давление в потоке. газ. Трубопровод BBL длиной 235 км был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года.

Газовые месторождения Shell

Леман

Месторождение Леман находится в 30 милях (48 км) к северо-востоку от Грейт-Ярмута. Это резервуар из песчаника Ротлигендес толщиной 800 футов (240 м) на глубине около 6000 футов (1830 м). Его длина составляет около 18 миль (29 км), а ширина — 5 миль (8 км). ^{[ 6 ]} Он был обнаружен в августе 1966 года, лицензия на него принадлежит Shell (Блок 49/26) и Perenco (Блок 49/27). Установка Leman 49/26A (AD1, AD2, AP & AK) начала добычу в августе 1968 года. Ее первоначальные извлекаемые запасы составляли 292 млрд м3. ³. ^{[ 7 ]} Он подключен к терминалу Shell в Бактоне. Производство Leman 49/26B (BT и BH) и 49/26B (BP и BD) началось в ноябре 1970 года. Производство Leman 49/26C (CD и CP) началось в феврале 1972 года. Производство Leman 49/26D началось в августе 1974 года. Leman 49/ 26E стартовал в августе 1983 года. Начались Leman 49/26F и 49/26G. в сентябре 1987 года. Комплекс платформ Лемана соединяется с Бактоном через Леман 49/26А и находится прямо к востоку от комплекса Хьюитт. Выведенный из эксплуатации 36-дюймовый трубопровод ранее доставлял газ из Leman 49/26BT в Бактон. Месторождение названо в честь песчаной отмели Леман, на которой оно расположено. ^{[ 8 ]} Промысловый газ подается в Bacton через комплекс Leman 49/26A (AK, AP, AD1 и AD2), где установки состоят из двух газовых турбин RB211 (сжатие высокого давления) и двух газовых турбин Avon (сжатие низкого давления).

В середине 1990-х годов были выведены из эксплуатации установки осушки гликоля на нескольких установках месторождений Инде и Леман. Это позволило установкам стать обычно необслуживаемыми установками (NUI), что снизило затраты на персонал и риски для персонала.

Неутомимый и неутомимый SW

Газовое месторождение Indefatigable находится в 60 милях (100 км) к северо-востоку от Грейт-Ярмута. Это резервуар из песчаника Ротлигендес толщиной 200–300 футов (60–90 м) на глубине 8 000–9 000 футов (2 440–2 740 м). ^{[ 6 ]} Лицензия на него принадлежит Shell (блоки 49/24 и 49/19) и Perenco (блоки 49/23 и 49/18). Месторождение было открыто в июне 1966 года, а добыча началась в сентябре 1971 года. Его начальные извлекаемые запасы составили 125 млрд м3. ³. ^{[ 7 ]} Установка Inde 49/24J (JD и JP) началась в сентябре 1971 года, Inde 49/24K - в марте 1973 года, Inde 49/24L - в октябре 1978 года, а платформа Inde 49/24M - в октябре 1985 года. Добыча газа осуществлялась через Установка Amoco (ныне Perenco) Inde 49/23A, затем по соединительной линии до Лемана. Установка 49/27B, а затем в Бактон. Добыча на месторождении Inde 49/24 была прекращена 5 июля 2005 года. К июлю 2011 года были удалены месторождения Juliet, Kilo, Lima, Mike и October. ^{[ 9 ]} Indefatigable SW был обнаружен в июне 1967 года, а производство началось в октябре 1989 года. ^{[ 10 ]} Он назван в честь HMS Indefatigable Королевского флота времен Первой мировой войны линейного крейсера .

Корвет

Корвет (Блок 49/24А) соединяется 20-дюймовым трубопроводом с комплексом Леман 49/26А. Управляется Shell и принадлежит в равных долях Shell и Esso. Обнаружен в январе 1996 года, производство началось в январе 1999 года. Назван в честь корабля- корвета .

Бригантина

Бригантина (блок 49/19) принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Бригантина А начала была обнаружена в 1986 году; B был открыт в 1997 году; и C был открыт в 1998 году. Все три месторождения начали добычу в октябре 2001 года с помощью платформ 49/19BR и 49/19BG. Газ подается на терминал Bacton через комплекс Corvette и Leman A. Назван в честь корабля -бригантины . Производство Caravel 49/20 осуществляется по трубопроводу от Бригантины до Корвета. Shamrock Производство осуществляется через Caravel 49/20.

Шон

Sean (блоки 49/24, 49/25 и 49/30) состоят из платформ Sean P (PD и PP) и (меньших размеров) Sean RD. Месторождение Шон Норт было открыто в мае 1969 года, а Шон Саут - в январе 1970 года, а добыча началась в октябре 1986 года. Оно в равных долях принадлежит Shell, Esso Exploration & Production UK Ltd, Union Texas и Britoil (BP), но управляется Shell. . Sean East был открыт в июне 1983 года, добыча началась в ноябре 1994 года. ^{[ 11 ]}

Клипер

Клипер (48/19) является частью поля Sole Pit. Он был обнаружен в марте 1968 года. Добыча началась в октябре 1990 года. Он принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Комплекс Clipper разработан как узловая платформа Clipper P (PW, PT, PM, PC, PR, PH) для месторождений Галеон, Барк, Скиф и Каррак. Назван в честь клипера типа корабля- .

Барк

Barque PB и Barque PL (48/13 и 48/14) входят в состав комплекса Sole Pit. Он был обнаружен в 1971 году. Добыча началась в октябре 1990 года. Он принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Это самый дальний север от месторождений, связанных с Бактоном, и севернее многих газовых месторождений, связанных с Линкольнширом. Передано в Бактон через комплекс Клипер. Он назван в честь барка конструкции корабля- .

Галеон

Galleon PG и Galleon PN (48/20) входят в состав комплекса Sole Pit. Добыча началась в октябре 1994 года и была обнаружена в сентябре 1969 года. Она принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Передано в Бактон через комплекс Клипер. Назван в честь галеон корабля типа .

Каррак и Каттер

Carrack QA и Carrack West (49/9, 49/14 и 49/15) расположены примерно в 120 км к северо-востоку от терминала Бактон. Производство началось в 2003 году. Оно принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Cutter QC экспортирует газ через Carrack QA. Передано в Бактон через комплекс Клипер.

буревестник

Управляется Shell, но на 28% принадлежит Shell UK Ltd, 28% - Esso Exploration & Production UK Ltd, 28% - ARCO British Ltd, 12% - Superior Oil (UK) Ltd и 4% - Canadian Superior Oil UK Ltd. Обнаружен в сентябре 1988 года, добыча началась в сентябре 2000 года. Соединяется с Бактоном через трубопровод SEAL ( линия Shearwater Elgin Area ). Трубопровод SEAL протяженностью 474 км также соединяется с газовым месторождением Элгин-Франклин.

Месторождения Таллоу и Эни

Хьюитт

Месторождение Хьюитт (блоки 48/29, 48/30, 52/4 и 52/5) имеет несколько резервуаров на относительно небольших глубинах: 3000–4200 футов (910–1280 м). Структура представляет собой антиклиналь с северо-запада на юго-восток длиной около 18 миль (29 км) и шириной три мили (4,8 км). ^{[ 6 ]} Он управляется Eni UK и включает в себя комплексы: Dawn, Big Dotty и Deborah, а также Delilah, Della и Little Dotty. 89,31% акций принадлежит Eni UK, а Perenco принадлежат оставшиеся 10,69%. Оно было открыто в октябре 1966 г., добыча началась в июле 1969 г. Его первоначальные извлекаемые запасы составляли 97 млрд м3. ³. ^{[ 7 ]} На месторождении Хьюитт добывался газ из четырех подводных резервуаров: пермского песчаника Ротлигендес, пермского магнезиального известняка Цехштейна, а также нижнетриасового сланца Нижнего Бантера и песчаника Верхнего Бантера. Формация Аппер-Бантер содержала кислый (высокосернистый) газ. Это потребовало установки установок по очистке высокосернистого газа в Бактоне до того, как добыча из Аппер-Бантера была приостановлена в 2000 году. У Hewett есть два 30-дюймовых трубопровода до Бактона (27,7 км и 32,8 км). Это ряд полей, ближайших к Бактону, в 25 милях (40 км) к востоку от Грейт-Ярмута . Компания управлялась компанией Phillips Petroleum, которая впоследствии стала ConocoPhillips, а затем в значительной степени принадлежала и управлялась Tullow Oil, а затем была куплена Eni UK.

шипучий

Расположено к востоку от комплекса Темзы и еще не является продуктивным месторождением.

Газовые месторождения Перенко

^{[ 12 ]}

Леман

Блок 49/27 месторождения Леман лицензирован и эксплуатируется компанией Perenco UK Ltd, первоначально принадлежавшей Gas Council-Amoco. Оно было открыто в августе 1966 г., добыча началась в августе 1968 г. Его первоначальные извлекаемые запасы составляли 292 млрд м3. ³. В его состав входят следующие установки, платформы и комплексы: Леман 49/27А (AD, AP, AC, AQ, AX); 49/27Б (БД, БП, БТ); 49/27С (КД, КП); 49/27Д (ДД, ДП); 49/27Э (ЭД, ЕР); 49/27Ф (ФД, ФП); 49/27Г; 49/27Ч; и 49/27Дж. Газ поступает в Бактон по двум 30-дюймовым трубопроводам от Leman 49/27A и Leman 49/27B.

Неутомимый

Блоки 49/23 и 49/18 месторождения Индефатигебл лицензированы и эксплуатируются компанией Perenco, первоначально газовым советом-Amoco. Месторождение было открыто в июне 1966 года, а добыча началась в сентябре 1971 года. Его начальные извлекаемые запасы составили 125 млрд м3. ³. ^{[ 7 ]} В его состав входят следующие установки, платформы и комплекс: Indefatigable 49/23А (AT, AC, AQ); 49/23С (КД, КП); 49/23D (включая месторождение Бэрд ); 49/23E ( «Бессемер» ) и подводная установка NWBell (49/23-9); Инди 49/18А; и 49/18Б. Выведенное из эксплуатации месторождение Shell Indefatigable 49/24 ранее добывало газ с помощью комплекса Inde 49/23A. Газ с Indefatigable 49/24AT направляется в Бактон через комплекс Leman 49/27B.

Ланселот

Комплекс «Ланселот» (48/17А) соединен с терминалом Eni Bacton трубопроводом LAPS (Lancelot Area Pipeline System). Им управляет англо-французская компания Perenco UK Ltd.

Галахад и Мордред

Galahad & Mordred (48/12BA) находится под управлением Perenco UK Limited. 72,23% акций принадлежат Perenco Gas UK Ltd, 15% — Chieftain Exploration UK Ltd, 10% — Premier Pict Petroleum Ltd и 3% — Chieftain International North Sea Ltd. Обнаружено в декабре 1975 года, добыча началась в ноябре 1995 года.

Гвиневра

Guinevere (48/17B) находится под управлением Perenco UK Limited. 49,5% акций принадлежат Perenco Gas UK Ltd, 25,5% Perenco UK Limited и 25% Nobel Energy Inc. Открыта в мае 1988 года, производство началось в июне 1993 года. Соединяется с заводом Eni в Бактоне через платформу Lancelot 48/17A. Расположен к западу от (центрального) поля Ланселота.

Экскалибур

Excaliber EA (48/17A) принадлежит и управляется Perenco, производство осуществляется через Lancelot 48/17A. Самое северное месторождение газа Артурианской эпохи в комплексе Ланселот.

Дэви, Бессемер, Бофорт и Браун

Davy (49/30A) и Bessemer (49/23E) были разработаны компанией Amoco в 1995 году. Оба являются моноподами. Оба производят газ для Inde 49/23A.

Дэви Ист

Добыча началась в 2008 году. Соединяется с газовым терминалом Perenco в Бактоне через месторождение Indefatigable. ^{[ 13 ]}

ENGIE Разведка и Добыча газовых месторождений

Лебедь

Газовое месторождение Лебедь (44/11 и 44/12) было открыто в 1988 году. Добыча газа осуществляется с помощью платформ Лебедь Альфа и Лебедь Браво. ^{[ 14 ]}^{[ 15 ]} Впервые газ поступил в Великобританию 13 декабря 2016 года. В 2017 году оно стало крупнейшим газовым месторождением Великобритании, обеспечивающим 5% природного газа Великобритании, чего достаточно для 1,5 миллиона домов. Платформы были построены в Хартлпуле и Файфе, каждая весом 4400 тонн. Газ транспортируется на терминал Перенко по трубопроводу протяженностью 550 км по системе электропередачи Eagles (ETS). Месторождение находится в пермской формации песчаника Леман и каменноугольной формации Кетч. Месторождение эксплуатируется компанией Engie E&P UK Limited (бывшая GDF Suez), 48% которой принадлежит Centrica. ^{[ 16 ]}

газовые месторождения Ионы

Трент

Трент (Блок 43/24) принадлежит Iona UK Developments Co. Ранее он принадлежал и управлялся ARCO (Atlantic Richfield Company), а затем Perenco UK Ltd. Он был обнаружен в марте 1991 года, а добыча началась в ноябре 1996 года. Он соединяет до терминала Perenco Bacton по трубопроводу Eagles. Имеет две газовые турбины Solar Mars для компрессора.

Тайн Саут и Тайн Норт

Самый северный от газовых месторождений Бактон, Тайн (блок 44/18) находится примерно на той же широте, что и Тиссайд. Принадлежит Iona UK Developments Co. Им управляла ARCO, а затем Perenco. Обнаружен в январе 1992 г. и ноябре 1996 г. Соединяется с Бактоном через трубопроводы Interfield и Eagles.

Выведенные из эксплуатации газовые месторождения

Эсмонд, Форбс и Гордон

Коллектор месторождений Эсмонд (43/8а), Форбс (43/13а) и Гордон (43/20а) находится в песчанике Бантер нижнего триаса и был открыт скважиной 43/13-1 в 1969 году компанией Hamilton Brothers Oil and Gas. Первый газ был добыт в июле 1985 года на четырех установках, эксплуатируемых BHP Petroleum Ltd. Пиковая добыча составила 200 миллионов кубических футов (5,7 миллиона кубических футов). ³) в день при стандартных условиях . Газ экспортировался по трубопроводу диаметром 24 дюйма (610 мм) на терминал Амоко (ныне Перенко) в Бактоне. Эти месторождения и их платформы были выведены из эксплуатации в 1995 году. В 1995 году система экспортных трубопроводов (Esmond Transmission System, ETS) была переименована в EAGLES (Система эвакуации газа и жидкости Восточной Англии), а операторство перешло к ARCO (тогда BP, позже Perenco, теперь Iona) для добычи на месторождениях Трент и Тайн.

Велланд Северо-Запад и Велланд Юг

Welland (53/4) первоначально эксплуатировалась Arco, ExxonMobil и, наконец, Perenco; 34% принадлежало Tullow Exploration Ltd, 55% - Esso и 11% - Consort EU Ltd. Welland NW был открыт в январе 1984 года, а Welland S - в июне. 1984. Производство началось в сентябре 1990 года. Расположен к юго-востоку от комплекса Темзы, к которому он был подключен к Бактону. Назван в честь реки Уэлланд . К 2005 году Welland оказался нерентабельным, был выведен из эксплуатации и вывезен в 2010 году.

Камелот Н и Камелот C&S

Камелот (53/1 и 53/2) находился в ведении Petrofac и принадлежал ERT. Камелот N обнаружен в ноябре 1967 года, а Камелот C&S обнаружен в июне 1987 года. Производство началось в октябре 1989 года. Подключен к Бактону через комплекс Леман 49/27А. Месторождение выведено из эксплуатации в 2011 году, платформы Camelot CA и CB сняты в 2012 году.

Темза, Яр, Буре, Турн, Венсум и Дебен

Они управлялись компанией Perenco, контролируемой из комплекса в Темзе , ранее принадлежавшего Arco British Limited, а затем ExxonMobil. Месторождение включало установку Thames 49/28A и подводные установки, добывающие продукцию через Темзу: Yare C (49/28), Gawain (49/29A), Bure O (49/28-8), Bure West (49/28-8). 18) и Терн (49/28), принадлежащие Tullow/Eni. Установка Thames состояла из трех платформ: устьевой AW, приемной AR и технологической AP. В 2014 году было объявлено о прекращении подачи всей оставшейся продукции на комплекс в Темзе, и начался вывод из эксплуатации.

43% принадлежало Tullow Exploration Ltd, 23% - AGIP (UK) Ltd, 23% - Superior Oil (UK) Ltd и 10% - Centrica Resources Ltd. Добыча на всех месторождениях началась в октябре 1986 года. Темза была открыта в декабре 1973 года. ; Яр в мае 1969 года; Буре в мае 1983 года; и Венсум в октябре 1985 года. Они находились в ведении Tullow Oil как комплекс на Темзе. Подключен к терминалу Tullow/Eni Bacton через трубопровод Темзы. ^{[ 17 ]} Куплены у Agip (Италия) компанией Tullow в 2003 году. Поля были названы в честь реки Темзы, Яра , Буре , Венсума в Норфолке и Дебена в Саффолке.

Комплекс на Темзе имел один Solar Mars, один Ruston Tornado и газовые турбины TB5 для компрессора.

Артур

Артур (53/2) расположен между комплексами Хьюитт (на западе) и Темзы (на востоке). Связан с Бактоном через комплекс Темзы. Производство началось в январе 2005 года. Ранее оно принадлежало Tullow и управлялось Esso. Назван в честь короля Артура . Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Хорн и Рен

Хорн и Рен (53/3) находились к югу от комплекса Темзы и приближались к нему. Производство началось в июне 2005 года. Куплено Tullow у BP в 2004 году, затем 50% продано Centrica . До 2004 года эксплуатировался компанией Shell. Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Уисси

Уисси (53/4) находился к юго-западу от комплекса Темзы, прямо к югу от газового месторождения Уэлланд. Назван в честь реки Уисси в Норфолке. Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Оруэлл

Оруэлл (49/26А) принадлежал Tullow Oil Ltd. Им управляла ARCO, а позже - Perenco. Он был обнаружен в феврале 1990 года, а добыча началась в августе 1993 года. К востоку от комплекса Темзы, к которому он подключен, и дальше всего к востоку от газовых месторождений Бактон. Куплен Tullow у ChevronTexaco (ChevTex, с мая 2005 года известен как Chevron ) в 2004 году. Назван в честь реки Оруэлл в Саффолке . Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Работа

Гавейн (49/29А) находился под управлением Perenco UK Limited. Он принадлежал Perenco Gas UK Ltd на 50% и Tullow Oil Ltd на 50%. Обнаружен в декабре 1988 года, добыча началась в октябре 1995 года. Он был связан с Бактоном через комплекс на Темзе. Расположено к северо-востоку от поля Темзы, полностью отделено (к востоку) от других полей, названных в эпоху Артура . Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Тристан

Тристан (49/29) принадлежал и управлялся компанией Perenco Gas UK Ltd. Обнаружен в мае 1976 года, добыча началась в ноябре 1992 года. Он был соединен с Бактоном через платформы Велланд и Темза, платформа Велланд была демонтирована в 2010 году и расположена к востоку от комплекса Темзы. Назван в честь Тристана из легенды о короле Артуре .

Газохранилище Бэрд и Дебора

До закрытия для новых закачек в 2017 году объект Раф был единственным истощенным резервуаром морского газового месторождения Великобритании, который использовался для хранения и добычи газа. Было разработано несколько проектов по использованию других истощенных газовых месторождений, но ни один из них не оказался экономически жизнеспособным. Двумя примерами, связанными с Бактоном, являются проекты по хранению газа в Бэрде и Деборе.

Проект хранения газа в Бэрде

Месторождение Бэйрд компании Perenco расположено на блоке 49/23, в 86 км от побережья Норфолка. Оно расположено рядом с месторождением Indefatigable компании Perenco, через которое компания экспортирует газ по трубопроводу Inde 49/23D.

Проект хранения газа в Бэрде должен был быть построен компаниями Centrica Storage и Perenco (UK) Ltd. Centrica приобрела 70% акций проекта у Perenco в феврале 2009 года. Компании сформировали совместное предприятие с долей 70/30% под названием Bacton Storage Company для эксплуатации объект после завершения. ^{[ 18 ]}

Проект включал транспортировку газа из Национальной системы транспортировки (НТС) через береговой терминал Перенко в Бактоне, а затем по морскому трубопроводу для закачки и хранения в резервуаре Бэрд. Закачка газа будет производиться летом и будет отменена зимой, забирая газ из резервуара для переработки в Бактоне и доставки в НТС.

Береговые объекты включали три газотурбинных компрессора, установку осушки газа, приемные подогреватели, установку хранения и регенерации моноэтиленгликоля (МЭГ), дополнительные системы коммерческого учета газа и вентиляционную трубу. Эти объекты будут построены на терминале Perenco в Бактоне. Разрешение на строительство было дано Окружным советом Северного Норфолка 27 июля 2010 года.

Морские объекты представляли собой единую четырехопорную установку, обычно необслуживаемую (NUI). Установка будет иметь 18 скважин и до 14 эксплуатационных скважин. NUI будет соединен с Бактоном двунаправленным трубопроводом длиной 100 км и диаметром 38 дюймов. Параллельно должна была работать 4,5-дюймовая линия MEG, доставляющая MEG из Бактона в NUI.

Месторождение будет иметь емкость хранения 81 миллиард кубических футов (2,3 миллиарда кубических метров), что сделает его вторым по величине хранилищем газа в Великобритании. Проектный срок эксплуатации объекта составит 50 лет.

Ожидалось, что проект будет завершен в 2013 году, но в 2012 году он был приостановлен из-за отсутствия строительных работ. 23 сентября 2013 года Centrica объявила ^{[ 19 ]} что они не будут продолжать реализацию проекта Бэрд в свете слабой экономической ситуации в проектах хранения газа и заявления правительства от 4 сентября 2013 года, исключающего вмешательство на рынок с целью стимулирования дополнительных мощностей по хранению газа в Великобритании.

Проект газохранилища Дебора

Месторождение Дебора компании Eni расположено на блоках 48/28, 48/29, 48/30 и 52/03 примерно в 40 км от побережья Норфолка. Оно примыкает к месторождению Хьюитт, на котором добывается газ с 1970 года.

Проект разработала компания Eni Hewett Limited. Как и в случае с проектом Бэрд, газ должен был закачиваться в морской резервуар в летние месяцы, забираться зимой и обрабатываться на берегу в Бактоне для доставки в НТС. ^{[ 20 ]}

Береговые объекты будут включать в себя новые приемные сооружения для трубопроводов, две компрессорные станции для четырех новых компрессоров, водоочистные сооружения, хранилище гликоля и две вентиляционные трубы. Разрешение на строительство береговых объектов было дано Окружным советом Северного Норфолка 24 ноября 2010 года.

Морские объекты будут представлять собой две платформы NUI, расположенные на расстоянии примерно 2 км друг от друга над водохранилищем Дебора. Всего между двумя платформами будет расположено 33 нагнетательные/отборные скважины плюс две наблюдательные скважины. Каждая платформа будет соединена с Бактоном одним из двух двунаправленных трубопроводов длиной 41 км и диаметром 32 дюйма. Две платформы соединит 32-дюймовый трубопровод длиной 2 км. К одной из газопроводов будет подсоединен трубопровод гликоля длиной 41 км. Будет проложен 41-километровый оптоволоконный кабель контроля и связи от Бактона до одной из платформ, а также 2-километровые кабели между платформами.

Месторождение Дебора должно было иметь емкость хранения 4,6 миллиарда кубических метров. Проектный срок эксплуатации объекта должен был составлять 40 лет. Лицензия на хранение газа была выдана Министерством энергетики и изменения климата (DECC) 22 октября 2010 года. ^{[ 21 ]} Пуск был запланирован на апрель 2015 года. Осенью 2013 года проект был законсервирован.

Идентификация установки

Морская установка на континентальном шельфе Великобритании может состоять из одной интегрированной платформы соединенных мостами или двух или более платформ, . Установки обозначаются большим черно-желтым знаком на установке. Здесь может содержаться имя первоначального или нынешнего владельца или оператора, название поля и набор цифр и букв, например Shell/Esso Leman 49/26A. Числа обозначают квадрант и блок, в котором расположена установка, например, 49/26 находится в квадранте 49, блок 26. ^{[ 22 ]} Первая буква представляет собой последовательную букву (A, B, C, D и т. д.), идентифицирующую каждую установку на поле. Вторая и последующие буквы могут обозначать функцию платформы, например, комплекс «Леман 49/26А» состоит из четырех мостовых платформ 49/26АП (Добыча), 49/26АД1 (Бурение 1), 49/26АД2 (Бурение 2) и 49/. 26АК (Сжатие). Общие обозначения:

Письмо(а)	Функция платформы
А	Размещение
С	Сжатие
Д	Сверление (см. примечание)
FTP	Платформа полевого терминала
ЧАС	Размещение в отеле
К	Сжатие
М	Коллектор, главный
П	Производство, Переработка
вопрос	Жилые помещения
Р	Стояк, Ресепшн
Т	Терминал
Х	Разное, например, сжатие низкого давления, прием.

Примечание. Под бурением подразумевается первоначальная функция платформы по поддержке операций по бурению скважин. Ни одна установка в южной части Северного моря не имеет постоянных буровых установок.

В некоторых случаях буквы просто обозначают уникальный двухбуквенный идентификатор, например Tethys TN, Viscount VO.

Аварии и происшествия

13 августа 1981 года 11 газовиков погибли при затоплении судна G-ASWI в Северном море на вертолете Wessex . 28 февраля 2008 года в 18:00 произошел взрыв и пожар на терминале Shell в Великобритании, за что Shell была оштрафована на 1 миллион фунтов стерлингов. ^{[ 23 ]}

Береговая эрозия

Когда терминал был впервые построен в 1960-х годах, он находился в 100 метрах (330 футов) от моря. К 2019 году береговая эрозия сократила эту высоту до 10 метров (33 фута). В июле 2019 года началась реализация проекта по укладке почти двух миллионов кубических метров песка вдоль 6-километрового (3,7 миль) участка пляжа. Схема стоимостью 20 миллионов фунтов стерлингов защитит деревни Бактон и Уолкотт, а также газовый терминал. Ожидается, что морская оборона, разработанная голландской инжиниринговой компанией Royal HaskoningDHV , будет защищать объект в течение 15–20 лет. Улучшенный пляж будет иметь высоту 7 метров (23 фута) и простираться до моря на 250 метров (820 футов). Схема была вдохновлена экспериментом в Нидерландах под названием Zandmotor. 14,5 миллионов фунтов стерлингов из стоимости проекта будут покрыты операторами газовых терминалов в Бактоне, при этом 5 миллионов фунтов стерлингов внесет Агентство по охране окружающей среды , а 0,5 миллиона фунтов стерлингов — Окружной совет Северного Норфолка . ^{[ 24 ]} В октябре 2021 года BBC сообщила, что на море образовалась песчаная коса, а песок у подножия скалы образовал уступ с перепадом 3 м: коса разрушала энергию волн, и эрозия скал остановилась, также были отмечены улучшения. в соседнем Уолкотте . ^{[ 25 ]}

См. также

Ссылки

^ Кэссиди, Ричард (1979). Газ: Природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 52.
^ Jump up to: ^а ^б ^с ^д ^и Уилсон, Д. Скотт (1974). Наследие Северного моря: история британского природного газа . Британский газ. стр. 27–30.
↑ Терминал Hewett Bacton. Архивировано 22 сентября 2010 г., в Wayback Machine.
^ Кэссиди, Ричард (1979). Газ: Природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 39.
^ «Компания ББЛ» .
^ Jump up to: ^а ^б ^с Тирацу, EN (1972). Природный газ . Биконсфилд: Scientific Press Ltd. п. 209.
^ Jump up to: ^а ^б ^с ^д Кэссиди, Ричард (1979). Газ: Природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 54.
↑ Shell Leman. Архивировано 6 января 2011 г., в Wayback Machine.
^ «Вывод из эксплуатации Shell Indefatigable» (PDF) .
^ Shell Indefatigable. Архивировано 6 января 2011 г., в Wayback Machine.
↑ Shell Sean. Архивировано 6 января 2011 г., в Wayback Machine.
^ «Карта инфраструктуры юга Северного моря Перенко» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 14 сентября 2016 г.
^ Поля Перенко ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}
^ Лебедь в Центрике
^ «Сигнус в ЭНЖИ» . Архивировано из оригинала 9 мая 2017 г. Проверено 3 мая 2017 г.
^ «Диаграмма Лебедя» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 28 декабря 2016 г. Проверено 3 мая 2017 г.
^ Таллоу - Темза
^ «Проект Бэрда по технологиям углеводородов» .
^ «Решение Centrica по Бэрду» .
^ «Газовое хранилище Эни Дебора» .
^ «Лицензия DECC для Деборы» .
^ «Блоки континентального шельфа Великобритании» . ^{[ нужна проверка ]}
↑ Shell оштрафована на 1 миллион фунтов стерлингов плюс расходы в размере 240 000 фунтов стерлингов.
^ Морель, Ребекка (18 июля 2019 г.). «Обширный песчаный план для защиты побережья Норфолка» . Новости Би-би-си . Проверено 18 июля 2019 г.
^ Морель, Ребекка (23 октября 2021 г.). «Норфолкский песок: сработал ли колоссальный эксперимент?» . Новости Би-би-си . Проверено 25 октября 2021 г.

Внешние ссылки

Новости

[1] Кэссиди, Ричард (1979). Газ: Природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 52.

[:1-2] Jump up to: ^а ^б ^с ^д ^и Уилсон, Д. Скотт (1974). Наследие Северного моря: история британского природного газа . Британский газ. стр. 27–30.

[3] Терминал Hewett Bacton. Архивировано 22 сентября 2010 г., в Wayback Machine.

[4] Кэссиди, Ричард (1979). Газ: Природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 39.

[5] «Компания ББЛ» .

[:2-6] Jump up to: ^а ^б ^с Тирацу, EN (1972). Природный газ . Биконсфилд: Scientific Press Ltd. п. 209.

[:0-7] Jump up to: ^а ^б ^с ^д Кэссиди, Ричард (1979). Газ: Природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 54.

[8] Shell Leman. Архивировано 6 января 2011 г., в Wayback Machine.

[9] «Вывод из эксплуатации Shell Indefatigable» (PDF) .

[10] Shell Indefatigable. Архивировано 6 января 2011 г., в Wayback Machine.

[11] Shell Sean. Архивировано 6 января 2011 г., в Wayback Machine.

[12] «Карта инфраструктуры юга Северного моря Перенко» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 14 сентября 2016 г.

[13] Поля Перенко ^{[ постоянная мертвая ссылка ]}

[14] Лебедь в Центрике

[15] «Сигнус в ЭНЖИ» . Архивировано из оригинала 9 мая 2017 г. Проверено 3 мая 2017 г.

[16] «Диаграмма Лебедя» (PDF) . Архивировано из оригинала (PDF) 28 декабря 2016 г. Проверено 3 мая 2017 г.

[17] Таллоу - Темза

[18] «Проект Бэрда по технологиям углеводородов» .

[19] «Решение Centrica по Бэрду» .

[20] «Газовое хранилище Эни Дебора» .

[21] «Лицензия DECC для Деборы» .

[22] «Блоки континентального шельфа Великобритании» . ^{[ нужна проверка ]}

[23] Shell оштрафована на 1 миллион фунтов стерлингов плюс расходы в размере 240 000 фунтов стерлингов.

[24] Морель, Ребекка (18 июля 2019 г.). «Обширный песчаный план для защиты побережья Норфолка» . Новости Би-би-си . Проверено 18 июля 2019 г.

[BBC-25] Морель, Ребекка (23 октября 2021 г.). «Норфолкский песок: сработал ли колоссальный эксперимент?» . Новости Би-би-си . Проверено 25 октября 2021 г.

[ 1 ]

[ 2 ]

[ 3 ]

[ 4 ]

[ 5 ]

[ 6 ]

[ 7 ]

[ 8 ]

[ 9 ]

[ 10 ]

[ 11 ]

[ 12 ]

[ 13 ]

[ 14 ]

[ 15 ]

[ 16 ]

[ 17 ]

[ 18 ]

[ 19 ]

[ 20 ]

[ 21 ]

[ 22 ]

[ 23 ]

[ 24 ]

[ 25 ]