Тор нефтяное поле
Нефтяное месторождение TOR представляет собой сырую нефть и связанное с этим газовое поле в норвежском секторе Центрального Северного моря . Производство нефти и газа началось в 1978 году, и пиковые нефти и газ были достигнуты в 1979 году. Поле было закрыто в 2015 году, и после завершения новых скважин снова началось в 2020 году.
Поле
[ редактировать ]Характеристики полевого резервуара TOR следующие. [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ]
| Имя поля | Тор |
| Резервуар | Поздний меловый и ранний палеоцен |
| Блокировать | 2/4 и 2/5 |
| Глубина водохранилища, метры | 3,200 |
| Соотношение газового масла , SCF/BBL | 1,500 |
| API Gravity | 43° |
| Сера | 0.1% |
| Давление, псиа | 7,135 |
| Обнаруженный | Ноябрь 1970 |
| Оригинальные восстанавливаемые резервы | 150-260 ммбрс нефть, 560-900 BCF GAS |
| Теперь в резерве (2023) | 4,3 ммм 3 OE масло, 0,4 мммм 3 OE GAS, 0,3 мммм 3 Вы NGL |
Owners and operator
[edit]The current (2024) owners of the Tor field are:[1]
| Company | Interest, % |
|---|---|
| TotalEnergies EP Norge AS | 48.19879 |
| ConocoPhillips Skandinavia AS | 30.65799 |
| Vår Energi ASA | 10.81656 |
| Sval Energi AS | 6.63922 |
| Petoro AS | 3.68744 |
The field is operated by ConocoPhillips Skandinavia AS.[1]
Infrastructure
[edit]The field has been developed with an offshore platform facility, designated Tor E.[1] [2] [4]
| Parameter | Value |
|---|---|
| Block | 2/4 |
| Latitude | 56.642072°N |
| Longitude | 3.326958°E |
| Water depth, metres | 70 |
| Type | Fixed steel |
| Platform design | Kvaerner Engineering |
| Topsides design | Worley Engineering |
| Function | Drilling, production, accommodation |
| Bridge | To flare tower |
| Substructure, tonnes | 5,275 |
| Topsides, tonnes | 6,448 |
| Legs | 8 |
| Piles | 8 |
| Well slots | 18 |
| Accommodation | 58, in 1982 this was replaced by 96 berth accommodation |
| Installed in field | June 1975 |
| Design throughput | 101,600 bopd, 89 MMscfd gas |
| Processing | 3-phase (oil/gas/water) separator operating at 500 psig, gas dehydration by glycol |
| Export | 7.5 mile, 14-inch gas pipeline and 12-inch oil pipeline to the Ekofisk R |
Production
[edit]Production started in July 1978. The production profile was as follows. Units are million standard cubic metres oil equivalent.[1]
| Year | Oil MMSm3 oe | NGL MMSm3 oe | Gas MMSm3 oe |
|---|---|---|---|
| 1978 | 1.207351 | 0 | 0.340779 |
| 1979 | 4.526296 | 0.139954 | 1.156825 |
| 1980 | 3.589572 | 0.277508 | 1.287604 |
| 1981 | 1.883789 | 0.229188 | 1.177126 |
| 1982 | 1.53073 | 0.272185 | 1.341813 |
| 1983 | 0.967933 | 0.254676 | 1.08709 |
| 1984 | 0.86721 | 0.217469 | 0.935608 |
| 1985 | 0.824205 | 0.201494 | 0.779392 |
| 1986 | 0.624547 | 0.116754 | 0.463587 |
| 1987 | 0.477363 | 0.088523 | 0.343058 |
| 1988 | 0.482864 | 0.095564 | 0.31813 |
| 1989 | 0.510003 | 0.08923 | 0.312373 |
| 1990 | 0.472642 | 0.068414 | 0.241651 |
| 1991 | 0.346273 | 0.037771 | 0.161191 |
| 1992 | 0.362346 | 0.031401 | 0.144108 |
| 1993 | 0.345858 | 0.022479 | 0.094797 |
| 1994 | 0.338599 | 0.019134 | 0.074034 |
| 1995 | 0.338633 | 0.017823 | 0.067366 |
| 1996 | 0.359242 | 0.01719 | 0.062885 |
| 1997 | 0.34683 | 0.017306 | 0.057085 |
| 1998 | 0.230711 | 0.010977 | 0.036404 |
| 1999 | 0.221491 | 0.010784 | 0.037131 |
| 2000 | 0.255572 | 0.010677 | 0.040556 |
| 2001 | 0.256831 | 0.00988 | 0.034708 |
| 2002 | 0.213535 | 0.00818 | 0.024964 |
| 2003 | 0.162892 | 0.00666 | 0.017144 |
| 2004 | 0.197161 | 0.008346 | 0.021414 |
| 2005 | 0.180349 | 0.007957 | 0.019744 |
| 2006 | 0.164293 | 0.008513 | 0.023813 |
| 2007 | 0.314827 | 0.015891 | 0.053809 |
| 2008 | 0.307169 | 0.012521 | 0.032965 |
| 2009 | 0.291949 | 0.010127 | 0.024138 |
| 2010 | 0.237053 | 0.007082 | 0.013999 |
| 2011 | 0.219272 | 0.004878 | 0.008242 |
| 2012 | 0.22339 | 0.005151 | 0.007459 |
| 2013 | 0.198807 | 0.004522 | 0.008314 |
| 2014 | 0.196979 | 0.004482 | 0.008718 |
| 2015 | 0.180988 | 0.003551 | 0.006555 |
| 2016 | 0 | 0 | 0 |
| 2017 | 0 | 0 | 0 |
| 2018 | 0 | 0 | 0 |
| 2019 | 0 | 0 | 0 |
| 2020 | 0.017476 | 0.000875 | 0.001435 |
| 2021 | 0.804716 | 0.036559 | 0.073409 |
| 2022 | 0.719511 | 0.035468 | 0.088719 |
| 2023 | 0.583491 | 0.035511 | 0.117698 |
Developments
[edit]Oil was initially produced by pressure reduction. From 1992, water flood was introduced.[2]
Export from Tor was initially routed by two pipelines to Ekofisk R. Subsequently, in 1998, fluids were routed to Ekofisk 2/4 J.[2]
In 1989, a gas-lift module was added, this allowed eight wells to use gas lift, compared to only three wells formerly.[2]
In 2019, two subsea templates with eight horizontal production wells were tied back to Ekofisk centre.[1]
The remaining recoverable reserves in 2023 were 4.3 MMSm3 oe oil, 0.4 MMSm3 oe Gas, 0.3 MMSm3 oe NGL.[1]
See also
[edit]- Tyne, Trent and Tors gas fields
- Формирование TOR
- Экофиск нефтяное поле
- Нефтяное место
- Тресковая нефтяная газ и конденсат
- Эльдфиск нефтяное место
- Один Газовый поле
- Embla Oil and Gas Field
Ссылки
[ редактировать ]- ^ Jump up to: а беременный в дюймовый и фон глин Норвежская нефть. «Поле, норвежская нефть» . Получено 12 июля 2024 года .
- ^ Jump up to: а беременный в дюймовый и Норск Олхемузеум. «Нефтяные и газовые месторождения в Норвегии Тор Филд, Норск Олхемузеум» (PDF) . Получено 12 июля 2024 года .
- ^ Оспар. «Инвентаризация OSPAR оффшорных установок - 2021» . Получено 12 июля 2024 года .
- ^ Jump up to: а беременный Oilfield Publications Limited (1985). Гид Платформы Северного моря . ЛЕДБЕРИ: Oilfield Publications Limited. С. 184–6.