Нефтяное месторождение Шихаллион

Нефтяное месторождение Шихаллион
Нефтяное месторождение Шихаллион
	Судно Шихаллион 2004 г.
	Расположение нефтяного месторождения Шихаллион
Страна	Шотландия , Великобритания
Область	Северное море
Оффшор/оншор	оффшорный
Координаты	60 ° 20' с.ш. 4 ° 20' з.д. / 60,333 ° с.ш. 4,333 ° з.д.
Оператор	БП
Партнеры	BP, Shell , Amerada Hess , Murphy Oil , Statoil , OMV
История поля
Открытие	1993
Начало производства	1998

— Нефтяное месторождение Шихаллион глубоководное морское нефтяное месторождение примерно в 175 километрах (110 миль) к западу от Шетландских островов в северной части Атлантического океана . Месторождение Шихаллион и прилегающее к нему месторождение Лоял разрабатывались совместно компанией BP по поручению партнеров по месторождению Шиехаллион; BP, Shell , Amerada Hess , Murphy Oil , Statoil и OMV , а также лояльные партнеры на местах; БП и Шелл.

Месторождение Шихаллион вместе с месторождениями Фойнавен , Клер , Ланкастер и Солан образует пограничную зону, обычно называемую западом Шетландских островов .

Разработка месторождения

Месторождение Шихаллион было открыто в 1993 году полупогружным буровым судном Ocean Alliance при бурении третьей разведочной скважины на блоке 204 (скважина 204–3). Месторождение расположено на блоках 204/20 и 204/25 континентального шельфа Соединенного Королевства на глубине от 350 до 450 метров (от 1150 до 1480 футов). Извлекаемые запасы нефти Шихаллиона оцениваются в пределах от 450 до 600 миллионов баррелей (72 × 10 ^ ⁶ и 95 × 10 ^ ⁶ м ³). ^{[ 1 ]}^{[ 2 ]} Шихаллион назван в честь горы в высокогорье.

В 1994 и 1995 годах была проведена оценка месторождений Шихаллион и Лоял, кульминацией которой стало успешное расширенное испытание скважины, которое продемонстрировало дебиты скважин до 20 000 баррелей в день (3 200 м3). ³/д). Совместная разработка месторождений Шихаллион и Лойал была санкционирована в апреле 1996 года, а добыча нефти началась 29 июля 1998 года. ^{[ 1 ]}

Контракт на проектирование и строительство судна Schiehallion FPSO был заключен с Atlantic Frontier Alliance , специальным консорциумом-подрядчиком, состоящим из Harland and Wolff , SBM Offshore и Brown and Root . ^{[ 3 ]} Судно было спроектировано как простая баржа длиной 245 метров (804 фута), аналогично танкеру Suezmax . Контракт был заключен в июне 1995 года. Судно было построено на верфи Harland and Wolff в Белфасте и передано оператору BP 31 декабря 1997 года. Дедвейт судна составляет 154 000 тонн (152 000 длинных тонн; 170 000 коротких тонн). ), мощность переработки 200 000 баррелей в сутки (32 000 м ³/сутки) и вместимостью 900 000 баррелей (140 000 м3). ³). ^{[ 2 ]}

Описание процесса

Нефть и газ добываются из подводных скважин через манифольды и жесткие выкидные линии в место под судном. Отсюда гибкие райзеры переносят поток продукции на судно Schiehallion FPSO. Всего имеется 42 подводные скважины в пяти кластерах с пиковыми дебитами около 190 000 баррелей в сутки (30 000 м3). ³/д). ^{[ 1 ]}

Скважинный флюид из добывающих вертлюгов направлялся в две параллельные линии добычи нефти. ^{[ 4 ]} Жидкость сначала направлялась в горизонтальный резервуар для улавливания пробок , который позволял удерживать пробки жидкости, образующиеся в выкидных линиях, и подавать их вперед с постоянной контролируемой скоростью. Нефть из пробкоуловителя нагревалась и направлялась в горизонтальный трехфазный (нефть, газ и пластовая вода ) сепаратор первой ступени. Газ из пробкоуловителя также направлялся в сепаратор первой ступени, но без подогрева. Отделенная нефть из сепаратора первой ступени дополнительно нагревалась, а затем направлялась в горизонтальный трехфазный сепаратор второй ступени. Отсюда нефть затем перекачивалась в электростатический коагулятор, где из нефтяного потока удалялась попутная вода. Нефть из коалесцера охлаждалась и перекачивалась в резервуары для хранения нефти. Газ из сепаратора первой ступени направляется на компрессор высокого давления (ВД), а газ из сепаратора второй ступени направляется на компрессор низкого давления (НД). ^{[ 5 ]} Пластовая вода из сепаратора первой ступени поступает в гидроциклоны , где нефть удаляется перед сбросом за борт. Смешанная пластовая вода из сепаратора второй ступени и коалесцера перекачивается обратно на вход сепаратора первой ступени. Для испытания скважин также предусмотрен тестовый сепаратор. Нефть направляется в один из сепараторов второй ступени, а отделенный газ - в линии сжатия низкого давления (НД) или высокого давления (ВД). ^{[ 4 ]} Пар из сепараторов второй ступени линии A и линии B сжимался в общем компрессоре низкого давления и смешивался с паром из сепараторов первой ступени. В газовом компрессоре первой ступени ВД и газовом компрессоре второй ступени ВД было еще две ступени сжатия. Газ охлаждался в доохладителе второй ступени ВД и осушался противоточным контактом с гликолем в гликолевом контакторе. Отсюда боковой поток газа отводился в качестве топливного газа для электрогенераторов и для использования в качестве бланкетного, продувочного и пилотного газа. Оставшийся газ компримировался в газокомпрессоре третьей ступени ВД, после охлаждения газ использовался для газлифта для подводных скважин. Некоторая часть газа дополнительно сжималась в компрессоре для закачки газа высокого давления и закачивалась обратно в пласт через газонагнетательную скважину или экспортировалась по трубопроводу. Имелись также мощности по импорту газа для использования в качестве топливного газа после подогрева и снижения давления. ^{[ 5 ]}

Нефть экспортируется в основном на терминал Саллом-Воу Loch динамично позиционируемым челночным танкером Rannoch , доставленным в августе 1998 года и эксплуатируемым компанией BP Shipping. ^{[ 6 ]}

Добытый природный газ частично используется для питания судна. Остальная часть газа экспортируется по трубопроводу West of Shetland на терминал Саллом-Во . Часть экспортируемого газа используется в качестве топлива на компания Fortum электростанции Саллом-Во, которой управляет . Оставшаяся часть обогащается сжиженным нефтяным газом и экспортируется на платформу Магнус для повышения нефтеотдачи на месторождении Магнус . ^{[ 1 ]}

Реконструкция производства

После более чем десятилетней работы в суровых условиях Северной Атлантики Schiehallion FPSO оказался в плохом состоянии и требовал значительного технического обслуживания и ремонта, которые можно было проводить только в летний сезон из-за неблагоприятной погоды в регионе. Увеличение добычи воды повлияло на состав добываемых флюидов, а система обработки FPSO стала сильно ограничена из-за большого объема воды. Как следствие, в начале 2013 года добыча была приостановлена, чтобы подготовиться к реконструкции большого участка месторождения Шихаллион стоимостью 3 миллиарда фунтов стерлингов. FPSO (Glen Lyon), новая инфраструктура морского дна и подводные технологии будут играть важную роль в реконструкции этих месторождений, равно как и использование новой схемы повышения нефтеотдачи. Реконструкция, которая будет введена в эксплуатацию в 2016 году, позволит продлить производство на хабе после 2035 года. С начала добычи в 1998 году на месторождениях Шихаллион и Лойал было добыто около 400 миллионов баррелей нефти, и, по оценкам, в наличии еще 450 миллионов баррелей ресурсов, что больше, чем первоначально предполагалось. Schiehallion FPSO был продан третьей стороне и в конечном итоге отправлен на верфь Аланг в Индии, которая известна небезопасной утилизацией судов и материалов, связанных с нефтегазовой промышленностью. ^{[ 7 ]}

Глен Лайон начал производство 15 мая 2017 года. ^{[ 8 ]}

См. также

Список месторождений нефти и газа Северного моря

Ссылки

^ Jump up to: ^а ^б ^с ^д «Поле Шихаллиона» (PDF) . БП . Проверено 19 декабря 2009 г.
^ Jump up to: ^а ^б «Нефтяное месторождение Шихоллион, Великобритания» . Технология углеводородов . Чистые ресурсы Интернешнл . Проверено 16 февраля 2008 г.
^ МакГрегор, Дж. (2001). «Опыт британской верфи на оффшорном рынке 1990-х годов» (PDF) . Королевский институт военно-морских архитекторов. п. 10 . Проверено 19 декабря 2009 г.
^ Jump up to: ^а ^б Технологическая схема добычи нефти, без даты
^ Jump up to: ^а ^б Технологическая схема процесса сжатия и осушки газа, без даты.
^ «Шаттл-танкер Лох-Раннох» . БП . Проверено 19 декабря 2009 г.
^ "Во все тяжкие" .
^ Бекман, Джереми (8 августа 2013 г.). «BP стремится максимизировать добычу на месторождениях Шетландских островов» . Оффшорный журнал . Проверено 25 октября 2013 г.

Внешние ссылки

Месторождение Шихаллион (веб-сайт BP)

[bp-1] Jump up to: ^а ^б ^с ^д «Поле Шихаллиона» (PDF) . БП . Проверено 19 декабря 2009 г.

[hydrocarbons-2] Jump up to: ^а ^б «Нефтяное месторождение Шихоллион, Великобритания» . Технология углеводородов . Чистые ресурсы Интернешнл . Проверено 16 февраля 2008 г.

[macgregor-3] МакГрегор, Дж. (2001). «Опыт британской верфи на оффшорном рынке 1990-х годов» (PDF) . Королевский институт военно-морских архитекторов. п. 10 . Проверено 19 декабря 2009 г.

[:0-4] Jump up to: ^а ^б Технологическая схема добычи нефти, без даты

[:1-5] Jump up to: ^а ^б Технологическая схема процесса сжатия и осушки газа, без даты.

[bp2-6] «Шаттл-танкер Лох-Раннох» . БП . Проверено 19 декабря 2009 г.

[7] "Во все тяжкие" .

[8] Бекман, Джереми (8 августа 2013 г.). «BP стремится максимизировать добычу на месторождениях Шетландских островов» . Оффшорный журнал . Проверено 25 октября 2013 г.

[ 1 ]

[ 2 ]

[ 3 ]

[ 4 ]

[ 5 ]

[ 6 ]

[ 7 ]

[ 8 ]