WikiDer > Бактонский газовый терминал

Bacton Gas Terminal
Бактонский газовый терминал
Газораспределительная станция возле Бактона - geograph.org.uk - 600792.jpg
Bacton Gas Terminal, с запада в 2007 году
Bacton Gas Terminal расположен в Норфолке.
Бактонский газовый терминал
Расположение в Норфолке
Общая информация
ТипГазовый терминал
Место расположенияБактон, NR12 0JE
Координаты52 ° 51′39 ″ с.ш. 1 ° 27′27 ″ в.д. / 52,8608 ° с. Ш. 1,4575 ° в. / 52.8608; 1.4575Координаты: 52 ° 51′39 ″ с.ш. 1 ° 27′27 ″ в.д. / 52,8608 ° с. Ш. 1,4575 ° в. / 52.8608; 1.4575
Текущие арендаторыEni, Национальная сеть, Shell UK, Perenco
Строительство началось1967
Завершенный1968
Торжественно открыт13 августа 1968 г.
Расходы10 миллионов фунтов стерлингов (Shell 1968), 5 миллионов фунтов стерлингов (Phillips 1969)
Высота410-470 футов (три радиомачты)
Технические детали
Площадь пола200 акров (0,81 км2)

В Бактонский газовый терминал представляет собой комплекс из шести газовые терминалы в пределах четырех участков, расположенных на Северное море побережье Северный Норфолк в Соединенном Королевстве. Сайты рядом Пастон и между Бактон и Mundesley; ближайший город North Walsham.

Другие основные газовые терминалы Великобритании, которые принимают газ с континентального шельфа Великобритании, находятся на Сент-Фергус, Абердиншир; Исингтон, Восточный райдинг Йоркшира; Theddlethorpe, Линкольншир; CATS Терминал, Тиссайд; и Рампсайд газовый терминал, Барроу, Камбрия.

История

Комплекс Bacton, который занимает площадь около 180 акров (73 га), был открыт в 1968 году. Он имеет фасад в 1 км (3200 футов) вдоль вершины утеса. Первоначально он был построен компаниями Shell-Esso, Phillips Petroleum-Arpet Group, Amoco-Газовый совет. Разрешение на строительство было дано 16 июня 1967 г. Энтони Гринвуд, барон Гринвуд из Россендейла. Добыча на месторождении Леман началась 13 августа 1968 г. (совместное предприятие Shell-Esso и объединенный совет Amoco-Gas), месторождение Hewett (Филипс Петролеум-Arpet Group) начала свою деятельность в июле 1969 года, а добыча на месторождении Indefatigable (совместное предприятие Shell-Esso и объединенный совет Amoco-Gas) началась в октябре 1971 года. Строительство завода Phillips-Arpet стоимостью 5 млн фунтов стерлингов началось в апреле 1968 года. Газ из Shell -Эссо часть месторождения Леман была доставлена ​​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 Italsider от Бактона до Национальная система передачи возле Регби. При первоначальном завершении строительства в 1968 году общая пропускная способность терминала составляла 3,955 млн. кубический фут (112 миллионов кубометры) в день в стандартные условия.[1] Газовый совет продвигал новый газ Северного моря как Высокоскоростной газ.

Операция

Комплекс Bacton состоит из шести газовых терминалов. Терминалы:

  • Ракушка
  • Eni
  • Perenco
  • National Grid - питание Национальной системы передачи (NTS)
  • Interconnector UK (в пределах сайта National Grid)
  • BBL (линия Бактон-Балгзанд) (в пределах площадки Shell)

Три терминала (Eni, Perenco и Shell) получают газ с морских месторождений южной части Северного моря (SNS) и некоторых центральных районов Северного моря (CNS). Первоначальная обработка газа, такая как удаление свободной воды, происходит на морских газовых установках. На терминалах газ и конденсат поступают в ловцы слизи (для разделения газа и углеводородных жидкостей и конденсированной воды), при необходимости газ сжимается, обезвоживается с использованием триэтиленгликольи охлаждают для достижения заданной точки росы по углеводородам. Кислый газ (сернистый) ранее был удален на объекте Eni компанией аминовая очистка газа, сейчас списан. Углеводородный конденсат стабилизируется и подается по трубопроводу Британское трубопроводное агентство по маршруту бывшей железной дороги Норт-Уолшем - Мандесли до Железнодорожный вокзал Норт-Уолшем а оттуда по железной дороге на нефтеперерабатывающий завод в Харвич-Эссекс. Очищенный газ с трех терминалов поступает на терминал Национальной энергосистемы, расположенный непосредственно к югу от приемных терминалов. Два терминала (Interconnector и BBL) принимают газ из газовых сетей континентальной Европы или поставляют его в них. Коллекторы на терминале National Grid смешивают газ и распределяют его по Национальная система передачи около 1000 psig (69 бар).

Морские приемные терминалы изначально принадлежали Роял Датч Шелл-Эссо, Филипс Петролеум-ГК Арпет и Amoco-Газовый совет. Amoco и BP объявили, что они объединились в 1998 году и образовали BP Amoco, объединенная организация сменила название на BP в 2001 году. Perenco принял на себя операции BP в сентябре 2003 года. Tullow начал операции в 2003 году, взяв на себя операции терминала Phillips Petroleum, ENI взял на себя Тюлевое масло операций в декабре 2008 года.

Видеонаблюдение и ограждение по периметру

Терминал оболочки

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 формально поставлял газ от установки Leman 49 / 26BT в Bacton. Терминал также получает газ из 34-дюймового трубопровода SEAL длиной 474 км (295 миль), по которому транспортируется газ из Шируотер и Газовые месторождения Элгин-Франклин в центральной части Северного моря. Трубопровод SEAL - самый длинный на Континентальный шельф Великобритании. Мощность завода Shell по переработке газа составляет 900 миллионов кубических футов (25 миллионов кубических футов).3) в день в стандартные условия и мощностью стабилизации конденсата 8000 баррелей в сутки (1270 м3/день). Точка росы газовых углеводородов достигается за счет охлаждения пропаном. Первоначально были предусмотрены грузовые автомобили для отгрузки конденсата.[2] В нем работает 46 человек, он начал свою деятельность в 1968 году. Трубопровод BBL Терминал был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года и расположен на территории терминала Shell. Терминал BBL управляется, но не принадлежит Shell.

Бактонский газовый терминал

Терминал Eni

Самый западный из терминалов принадлежит Eni Италии. Он получает газ от двух 30-дюймовых трубопроводов с месторождения Hewett (27,7 км и 32,8 км длиной) и 20-дюймового трубопровода длиной 62 км от морской установки Lancelot 48 / 17A (комплекс LAPS). По выведенному из эксплуатации 24-дюймовому трубопроводу ранее газ поставлялся с морской установки Thames 49 / 28A. Газ и жидкость из каждого трубопровода поступают и обрабатываются отдельно.[3] После разделения газа и конденсата в пробоотборниках и фильтрах-сепараторах судового типа каждый газовый поток измеряется фискально (для целей налогообложения). Два газовых потока месторождения Hewett объединяются, и давление увеличивается с помощью эдуктора. Газовый поток ранее обрабатывали амин для удаления соединений серы этот объект был выведен из эксплуатации в 2000 году, когда была остановлена ​​добыча из кислого пласта Hewett Upper Bunter. Газ смешивается с газом LAPS, а затем сжимается. Раньше его обезвоживали с использованием триэтилена. гликоль и прошел точка росы по углеводородам снижение за счет охлаждения пропаном. В конце концов, он был измерен (для продажи) и передан на завод Bacton NTS. Раньше на терминале были резервуары для хранения пентана и погрузочно-разгрузочная установка.[2] Терминал имеет два GE Газовые турбины корпуса 3 мощностью 11 МВт и одна газовая турбина GE 3,7 МВт корпуса 1, соединенные с тремя центробежные компрессоры. В 2011 году терминал Eni был разделен за счет 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 Perenco для осушения и контроля точки росы. Отделенный конденсат также отправляется на площадку Perenco. В конце 2013/2014 гг. Были удалены избыточные производственные мощности, и сейчас большая часть сайта Eni не используется.

Терминал Perenco

Этот терминал, расположенный между терминалами Shell и Eni, перерабатывает газ из трубопроводов с месторождений Leman, Indefatigable и Trent & Tyne. К ним относятся два 30-дюймовых (760 мм) трубопровода от морских установок Leman 49 / 27AP и Leman 49 / 27B (61,82 км и 64,9 км соответственно) и 24-дюймовый (610 мм) трубопровод от морской установки Trent 43/24. Перерабатывающий завод состоит из двух параллельных линий (завод А1 и завод А2), каждая с начальной производительностью 1 000 миллионов кубических футов (28 миллионов кубических футов).3) в день в стандартные условия и мощностью стабилизации конденсата 600 м3в сутки, стабилизированный конденсат хранится в резервуарах для хранения бензина[2] до того, как он был направлен на железнодорожный терминал North Walsham. Газ из трубоуловителя «Leman» обычно направляется в потоки 1, 2 и 3 установки контроля точки росы; Газ из трубчатого ловушки "Inde" направляется в потоки 4 и 5 установки контроля точки росы. Газ из пробоколовушки трубного типа Tyne and Trent может направляться на любую установку контроля точки росы. Также существует перекрестное соединение с терминалом Shell.

Терминал ENI был интегрирован в терминал Perenco в 2011 году, тем самым отводя газ и конденсат Hewett, LAPS и, в свое время, Thames, от пробкоуловителей и компрессора на терминале Eni на терминал Perenco перед установкой осушения и контроля точки росы.

Терминал National Grid

Подключения от морских приемных терминалов включают две 30-дюймовые линии от терминала Eni (в настоящее время не используются), две 30-дюймовые линии от терминала Perenco, четыре 24-дюймовые линии от терминала Shell и 36-дюймовую линию от терминала Трубопровод BBL. Газ с терминалов Perenco и Shell фильтруется, измеряется через диафрагмы, а поток регулируется по объему в коллекторную систему.[2] Предусмотрены устройства для нагрева газа с помощью горячей воды под давлением, если это необходимо, если давление поступающего газа необходимо значительно снизить. Внутри терминала National Grid есть четыре 36-дюймовых коллектора, а также один запасной, который может принимать поток от любой из входящих линий, тем самым смешивая газ.[2] 24-дюймовое обходное кольцо по периметру площадки позволяет полностью обойти терминал в аварийной ситуации. Смешанные газы одорированы (1 кг одоранта на 60 000 м3).3 газа)[4] и расход измеряется и затем распределяется по Национальная система передачи через пять исходящих фидеров:

  • Питатель № 2 в Брисли, Питерборо и Регби, 36 дюймов
  • Питатель № 3 в Рудэм-Хит, Кембридж и Хитчин, 36 дюймов
  • Питатель № 4 в Грейт Рибург, Кингс Линн и Алревас, 36 дюймов
  • Питатель № 5 в Йелвертон, Дисс, Челмсфорд и Хорндон-он-зе-Хилл, 36 дюймов
  • Питатель № 27 в Кингс Линн, 36 дюймов

С терминала Национальной сети газ также может быть отправлен или получен из Зебрюгге, Бельгия, через Соединитель, получено из Нидерландов по 36-дюймовой линии Balgzand Bacton Line Трубопровод BBL. Газ также распределяется по окрестностям через систему газораспределения низкого давления и направляется через 12-дюймовый трубопровод высокого давления в Электростанция Грейт-Ярмута

Соединительный терминал Великобритании

Компрессорная станция

Терминал Interconnector расположен внутри терминала National Grid. Он может импортировать или экспортировать газ из Зебрюгге, Бельгия, по трубопроводу протяженностью 235 км, работающему под давлением до 147 бар. Есть 30-дюймовая линия прямого доступа от трубопровода SEAL. Работает через четыре GE LM2500 газовые турбины и термодин центробежный компрессор на своей компрессорной станции, построенной Kværner Джон Браун (теперь называется Акер Солюшнз). Интерконнектор введен в эксплуатацию в 1998 году.

Терминал BBL

Терминал BBL (линия Бактон – Балгзанд) расположен на территории терминала Shell, он принимает газ с компрессорной станции в Анне Павловна в Нидерландах. Приемная установка Bacton принадлежит компании BBL, а завод находится в ведении Shell.[5] Газ поступает в Bacton примерно при температуре морского дна и давлении до 135 бар, но это значение зависит от количества трубопроводов. Роль Бактона - уменьшить давление на вход в Национальная система передачи. Таким образом, значительный Охлаждение Джоуля – Томсона может произойти до закачки газа в НТС. Таким образом, на заводе Bacton установлены четыре идентичных параллельных потока, каждый из которых оборудован нагревателем с водяной баней прямого нагрева на отводном потоке и предназначен для работы в трех режимах работы и одном резервном потоке в условиях максимального потока, чтобы контролировать температуру подачи и давление в системе. газ. В Трубопровод BBL протяженностью 235 км, введен в эксплуатацию в декабре 2006 года.

Интерконнектор к Зебрюгге в Бельгии

Газовые месторождения Shell

Leman

Месторождение Леман находится в 30 милях (48 км) к северо-востоку от Грейт-Ярмута. Это пласт песчаника Rotliegendes толщиной 800 футов (240 м) на глубине около 6000 футов (1830 м). Это около 18 миль (29 км) в длину и 5 миль (8 км) в ширину.[6] Он был обнаружен в августе 1966 года и имеет лицензию на использование Shell (Блок 49/26) и Perenco (Блок 49/27). Установка Leman 49 / 26A (AD1, AD2, AP & AK) начала добычу в августе 1968 года. Ее начальные извлекаемые запасы составляли 292 млрд м3.3.[7] Он подключен к терминалу Shell в Bacton. Leman 49 / 26B (BT & BH) и 49 / 26B (BP & BD) начали производство в ноябре 1970 года. Leman 49 / 26C (CD & CP) началось в феврале 1972 года. Leman 49 / 26D началось в августе 1974 года. Leman 49 / 26E началось в августе 1983 года. Строительство Leman 49 / 26F и 49 / 26G началось в сентябре 1987 года. Комплекс платформ Leman соединяется с Bacton через Leman 49 / 26A и находится непосредственно к востоку от комплекса Hewett. Выведенный из эксплуатации 36-дюймовый трубопровод раньше поставлял газ из Leman 49 / 26BT в Bacton. Поле названо в честь песчаной отмели Лемана, на которой оно расположено.[8] Промысловый газ подается в Бактон через комплекс Leman 49 / 26A (AK, AP, AD1 и AD2), где сооружения состоят из двух RB211 (приводное сжатие HP) и два Avon (привод сжатия НД) газовые турбины.

В середине 1990-х годов были выведены из эксплуатации установки осушки гликоля нескольких установок на месторождениях Инд и Леман. Это позволило превратить установки в обычные необслуживаемые установки (NUI), снизив затраты на персонал и риски для персонала.

Неутомимый и неутомимый SW

Поле Indefatigable находится в 60 милях (100 км) к северо-востоку от Грейт-Ярмута. Это пласт песчаника Rotliegendes толщиной 200–300 футов (60–90 м) на глубине 8000–9000 футов (2440–2740 м).[6] Лицензия предоставлена ​​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. Первоначальные извлекаемые запасы месторождения составляли 125 миллиардов кубометров.3.[7] Установка Inde 49 / 24J (JD & 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. Amoco (теперь Perenco) Установка Inde 49 / 23A, затем по соединительной линии к установке Leman 49 / 27B и оттуда в Bacton. Добыча на месторождении Inde 49/24 была прекращена 5 июля 2005 года. К июлю 2011 года месторождения Juliet, Kilo, Lima, Mike и November были удалены.[9] Неутомимый SW был открыт в июне 1967 года, а производство началось в октябре 1989 года.[10] Он назван в честь HMSНеутомимый Королевский флот Первой мировой войны линейный крейсер.

Корвет

Корвет (Блок 49 / 24А) соединяется 20-дюймовым трубопроводом с комплексом Леман 49 / 26А. Управляется Shell и в равной степени принадлежит Shell и Esso. Открыт в январе 1996 года, производство началось в январе 1999 года. Он назван в честь корвет корабль.

Бригантина

Бригантина (Блок 49/19) принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Бригантина А была открыта 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 and Leman A. Он назван в честь бригантина корабль. Каравелла Производство 49/20 осуществляется по трубопроводу «Бригантина - Корвет». Трилистник 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 (меньшего размера) 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. . Шон Ист был открыт в июне 1983 года, а производство началось в ноябре 1994 года.[11]

Машинка для стрижки

Клипер (48/19) является частью месторождения Sole Pit. Он был открыт в марте 1968 года. Производство началось в октябре 1990 года. Он принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Комплекс Clipper был разработан как узловая платформа Clipper P (PW, PT, PM, PC, PR, PH) для полей Galleon, Barque, Skiff и Carrack. Он назван в честь машинка для стрижки тип корабля

Барк

Barque PB и Barque PL (48/13 и 48/14) являются частью комплекса Sole Pit. Он был открыт в 1971 году. Производство началось в октябре 1990 года. Он принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Это самый дальний к северу от месторождений, связанных с Бактоном, и к северу от многих газовых месторождений, связанных с Линкольнширом. По трубопроводу в Бэктон через комплекс Клиппер. Он назван в честь барк дизайн корабля.

Галеон

Galleon PG и Galleon PN (48/20) являются частью комплекса Sole Pit. Производство началось в октябре 1994 года и было открыто в сентябре 1969 года. Оно принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. По трубопроводу в Бэктон через комплекс Клиппер. Он назван в честь галеон тип корабля.

Крупным планом

Каррак и резак

Carrack QA и Carrack West (49/9, 49/14 и 49/15) расположены примерно в 120 км к северо-востоку от терминала Bacton. Производство началось в 2003 году. Он принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Резак QC экспортирует газ через Carrack QA. По трубопроводу в Бэтон через комплекс Клиппер.

Буревестник

Управляется Shell, но принадлежит 28% 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. Открыт в сентябре 1988 г., производство началось в сентябре 2000 г. Подключается к Bacton через трубопровод SEAL (Линия района Shearwater Elgin). Газопровод SEAL протяженностью 474 км также соединяется с газовым месторождением Элгин-Франклин.

Дэви Ист

Производство началось в 2008 году. Подключается к Bacton через месторождение Indefatigable.[12]

Поля Туллоу и Эни

Hewett

На месторождении Hewett (блоки 48/29, 48/30, 52/4 и 52/5) есть несколько резервуаров на относительно небольших глубинах: 3 000–4200 футов (910–1280 м). Структура представляет собой антиклиналь с северо-запада на юго-восток, примерно 18 миль (29 км) в длину и три мили (4,8 км) в ширину.[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 компании принадлежит Eni UK, а оставшиеся 10,69% принадлежат Perenco. Он был открыт в октябре 1966 года, а добыча началась в июле 1969 года. Его первоначальные извлекаемые запасы составляли 97 миллиардов кубометров.3.[7] На месторождении Хьюитт добывался газ из четырех подводных резервуаров: пермского песчаника Ротлигендес, пермского магнезиального известняка Цехштайн и нижнетриасовых сланцев нижнего и верхнего Бантера. Пласт Верхний Бантер состоял из высокосернистого газа. Это потребовало установки оборудования для очистки высокосернистого газа на Бактоне, до того как добыча на Верхнем Бантере была приостановлена ​​в 2000 году. У Hewett есть два 30-дюймовых трубопровода до Бактона (27,7 км и 32,8 км). Это набор полей, ближайший к Бактону, в 25 милях (40 км) к востоку от Грейт-Ярмут. Он принадлежал Phillips Petroleum, которая стала ConocoPhillips, а затем в значительной степени принадлежала и управлялась Tullow Oil до того, как была куплена Eni UK.

Газированный

Расположен к востоку от комплекса Темзы и еще не является добывающим месторождением.

Газовые месторождения Perenco[13]

Leman

Блок 49/27 месторождения Леман лицензирован и эксплуатируется Perenco UK Ltd, первоначально газовым советом-Amoco. Он был открыт в августе 1966 года, а добыча началась в августе 1968 года. Первоначальные извлекаемые запасы месторождения составляли 292 миллиарда кубометров.3. В его состав входят следующие установки, платформы и комплексы: Leman 49 / 27A (AD, AP, AC, AQ, AX); 49 / 27Б (БД, БП, БТ); 49 / 27C (CD, CP); 49 / 27D (DD, DP); 49 / 27E (ED, EP); 49 / 27F (FD, FP); 49 / 27G; 49 / 27H; и 49 / 27J. Газ направляется в Bacton по двум 30-дюймовым трубопроводам от Leman 49 / 27A и Leman 49 / 27B.

Неутомимый

Блоки 49/23 и 49/18 месторождения Indefatigable лицензированы и эксплуатируются Perenco, первоначально Gas Council-Amoco. Месторождение было открыто в июне 1966 года, а добыча началась в сентябре 1971 года. Первоначальные извлекаемые запасы месторождения составляли 125 миллиардов кубометров.3.[7] В его состав входят следующие установки, площадки и комплекс: Неустойчивая 49 / 23А (AT, AC, AQ); 49 / 23С (CD, CP); 49 / 23D (включая Бэрд поле); 49 / 23E (Бессемер) и подводная установка N.W. Белл (49 / 23-9); Inde 49 / 18A; и 49 / 18B. На выведенном из эксплуатации месторождении Shell Indefatigable 49/24 ранее добыча газа осуществлялась с помощью комплекса Inde 49 / 23A. Газ от Indefatigable 49 / 24AT направляется в Bacton через комплекс Leman 49 / 27B.

Ланселот

Комплекс Lancelot (48 / 17A) соединен с терминалом Eni Bacton через трубопровод LAPS (трубопроводная система района Lancelot). Управляется англо-французской Perenco UK Ltd.

Галахад и Мордред

Galahad & Mordred (48 / 12BA) управляется Perenco UK Limited. 72,23% принадлежит Perenco Gas UK Ltd, 15% - Chieftain Exploration UK Ltd, 10% - Premier Pict Petroleum Ltd и 3% - Chieftain International North Sea Ltd. Открыта в декабре 1975 г., а добыча началась в ноябре 1995 г.

Гвиневра

Guinevere (48 / 17B) находится под управлением Perenco UK Limited. Она принадлежит 49,5% Perenco Gas UK Ltd, 25,5% Perenco UK Limited и 25% Nobel Energy Inc. Открыта в мае 1988 г., а производство началось в июне 1993 г. Подключается к заводу Eni в Бактоне через платформу Lancelot 48 / 17A. Расположен к западу от (центрального) месторождения Ланселот.

Экскалибур

Excaliber EA (48 / 17A) принадлежит и управляется Perenco, производство осуществляется через Lancelot 48 / 17A. Самый северный Артур месторождение газа в комплексе Ланселот.

Дэви, Бессемер, Бофорт и Браун

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

Газовые месторождения ENGIE E&P

Лебедь

Газовое месторождение Cygnus (44/11 и 44/12) было открыто в 1988 году. Газ добывается с помощью платформ Cygnus Alpha и Cygnus Bravo.[14][15] Впервые газ поступил в Великобританию 13 декабря 2016 года. В 2017 году он стал крупнейшим газовым месторождением Великобритании, обеспечивая 5% природного газа в Великобритании, чего достаточно для 1,5 миллиона домов. Платформы были построены в Хартлпуле и Файфе, каждая весила 4400 тонн. Газ транспортируется на терминал Perenco по 550-километровому газопроводу на Система передачи Eagles (ETS). Месторождение находится в формациях пермских песчаников Леман и каменноугольных отложений Кеч. Поле управляется Энджи E&P UK Limited (бывшая GDF Suez), 48% которой принадлежит Centrica.[16]

Газовые месторождения Иона

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 открыт в марте 1991 года, а добыча началась в ноябре 1996 года. Он соединяется с терминалом Perenco Bacton через трубопровод Eagles. Имеет два Солнечная Газовые турбины Mars для компрессора.

Тайн Юг и Тайн Север

Самый северный от газовых месторождений Бактон, Тайн (Блок 44/18) находится примерно на той же северной широте, что и Тиссайд. Принадлежала Iona UK Developments Co. Им руководили ARCO, а затем Perenco. Обнаружен в январе 1992 г. и ноябре 1996 г. Подключается к Бактону через трубопровод Interfield и трубопровод Eagles.

Списанные газовые месторождения

Эсмонд, Форбс и Гордон

Коллектор месторождений Эсмонд (43 / 8a), Форбс (43 / 13a) и Гордон (43 / 20a) находится в нижнетриасовом песчанике Бантер и был обнаружен 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 в стандартные условия. Газ экспортировался по трубопроводу диаметром 24 дюйма (610 мм) на терминал Amoco (ныне Perenco) в Бактоне. Эти месторождения и их платформы были выведены из эксплуатации в 1995 году. В 1995 году экспортная трубопроводная система (Esmond Transmission System, ETS) была переименована в EAGLES (East Anglia Gas and Liquid Evacuation System), а операторская деятельность была передана ARCO (затем BP, позже Perenco, теперь Иона) для добычи на месторождениях Трент и Тайн.

Welland NW и Welland S

Welland (53/4) первоначально находился под управлением Arco, ExxonMobil и, наконец, Perenco и принадлежал 34% 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. Расположено к юго-востоку от комплекса Thames, с которым оно было связано с Bacton. Названный в честь Река Велланд. К 2005 году Welland оказался неэкономичным, а в 2010 году его сняли с эксплуатации и сняли с производства.

Камелот N и Камелот C&S

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

Темза, Яр, Буре, Турн, Венсум и Дебен

Они находились в ведении Perenco, контролируемого из комплекса Thames, ранее принадлежавшего Arco British Limited, а затем ExxonMobil. Месторождение включало в себя установку Thames 49 / 28A и подводные установки, добывающие через Темзу: Яре C (49/28), Гавейн (49 / 29A), Буре О (49/28-8), Буре Вест (49 / 28-18) и Турн (49/28) принадлежит Tullow / Eni. Установка Thames состояла из трех платформ: устьевого AW, приемного AR и технологической платформы AP. В 2014 году было объявлено о прекращении подачи всей оставшейся продукции в комплекс Темзы, и начался вывод из эксплуатации.

43% принадлежит 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. ; Яре в мае 1969 г .; Буре в мае 1983 г .; и Wensum в октябре 1985 года. Ими управляла компания Tullow Oil как комплекс Thames. Подключен к терминалу Tullow / Eni Bacton через трубопровод Темзы.[17] Куплено у Аджип (Италии) Tullow в 2003 году.Поля были названы в честь реки Темзы, Яре, Буре, Wensum Норфолка и Дебен Саффолка.

В комплексе Темзы был один Солнечная Марс и один Растон Газовые турбины Торнадо и ТБ5 для его компрессора.

Артур

Артур (53/2) расположен между комплексами Хьюетт (на западе) и Темзы (на востоке). Связан с Бактоном через комплекс Темзы. Производство началось в январе 2005 года. Ранее принадлежало Tullow и управлялось Esso. Названный в честь король Артур. Списан в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Хорн и Рен

Хорн и Рен (53/3) находились к югу от комплекса Темзы и производили к нему продукцию. Производство началось в июне 2005 года. Куплено Tullow у BP в 2004 году 50% было продано Centrica. Эксплуатировался до 2004 года компанией Shell. Списан в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Wissey

Wissey (53/4) находился к юго-западу от комплекса Темзы, прямо к югу от газового месторождения Welland. Названный в честь Река Висси в Норфолке. Списан в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Оруэлл

Orwell (49 / 26A) принадлежала Tullow Oil Ltd. Она находилась в ведении ARCO, а позже - Perenco. Он был открыт в феврале 1990 года, а добыча началась в августе 1993 года. К востоку от комплекса Темзы, с которым он связан, и дальше к востоку от газовых месторождений Бактон. Куплен Tullow у ChevronTexaco (ChevTex, с мая 2005 г. известен как Шеврон) в 2004 году. Назван в честь Река Оруэлл в Саффолк. Списан в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Гавейн

Gawain (49 / 29A) находился под управлением Perenco UK Limited. Он принадлежал Perenco Gas UK Ltd на 50% и Tullow Oil Ltd на 50%. Открыт в декабре 1988 г., производство началось в октябре 1995 г. Он был связан с Бактоном через комплекс Темзы. Расположен к северо-востоку от поля Темзы, полностью отделен (к востоку) от другого Артур-именованные поля. Списан в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.

Тристан

Тристан (49/29) принадлежал и управляется Perenco Gas UK Ltd. Открыт в мае 1976 года, а добыча началась в ноябре 1992 года. Он был связан с Бактоном через платформы Welland и Thames, платформа Welland была удалена в 2010 году и расположена к востоку от комплекса Темзы. Названный в честь Тристан из Артур легенда.

Газохранилище Бэрд и Дебора

В Грубый объект в настоящее время является единственным истощенным газовым резервуаром на шельфе Великобритании, который используется для хранения и извлечения газа. Было разработано несколько проектов по использованию других истощенных газовых месторождений, но ни один из них не оказался экономически жизнеспособным. Два примера, связанные с Bacton, - это проекты газохранилища Baird и Deborah.

Проект газохранилища Бэрд

PerencoМесторождение Бэрд расположено в Блоке 49/23, в 86 км от побережья Норфолка. Он расположен рядом с месторождением Indefatigable компании Perenco, через которое компания экспортирует газ через Inde 49 / 23D.

Проект газохранилища Бэрд должен был быть построен Centrica Storage и Perenco (UK) Ltd. Centrica приобрела 70% доли в проекте у Perenco в феврале 2009 года. Компании создали совместное предприятие Bacton Storage Company с долей участия 70/30% для эксплуатации объекта после завершения строительства.[18]

Проект предусматривал транспортировку газа из Национальная система передачи (NTS) через наземный терминал Perenco в Бактоне, а затем по морскому трубопроводу для закачки и хранения в резервуаре Бэрд. Закачка газа будет происходить летом и будет реверсирована зимой, забирая газ из резервуара для обработки на Бактоне и доставки в НТС.

Береговые сооружения включали три газотурбинных компрессора, установку осушки газа, приемные подогреватели, моноэтиленгликоль (МЭГ) установка для хранения и регенерации, дополнительные системы учета газа и вентиляционная труба. Эти объекты будут построены на терминале Perenco в Бактоне. Разрешение на строительство было предоставлено Окружной совет Северного Норфолка 27 июля 2010 г.

Морские сооружения представляли собой единую четырехопорную обычно необслуживаемую установку (NUI). Установка будет иметь 18 слотов и до 14 эксплуатационных скважин. NUI будет подключен к Bacton через двунаправленный трубопровод диаметром 38 дюймов длиной 100 км. 4,5-дюймовая линия MEG должна была работать параллельно, доставляя MEG из Bacton в NUI.

Вместимость месторождения составит 81 миллиард кубических футов (2,3 миллиарда кубических метров), что сделает его вторым по величине хранилищем газа в Великобритании. Расчетный срок службы объекта составляет 50 лет.

Ожидается, что проект будет завершен в 2013 году, но был приостановлен в 2012 году, так как строительные работы не велись. 23 сентября 2013 года Centrica объявила[19] что они не будут продолжать проект Бэрд в свете слабой экономики проектов по хранению газа и заявления правительства от 4 сентября 2013 г. об исключении вмешательства на рынке с целью стимулирования дополнительных мощностей по хранению газа в Великобритании.

Проект газохранилища Дебора

EniМесторождение Дебора находится в блоках 48/28, 48/29, 48/30 и 52/03 примерно в 40 км от побережья Норфолка. Он находится рядом с месторождением Hewett, через которое он добывает газ с 1970 года.

Проект разработан Eni Hewett Limited. Как и в случае с проектом Baird, газ закачивался в морской резервуар в летние месяцы, забирался зимой и обрабатывался на суше в Bacton для доставки в NTS.[20]

Береговые сооружения будут включать новые приемные сооружения для трубопроводов, две компрессорные станции для четырех новых компрессоров, водоочистные сооружения, хранилище гликоля и две вентиляционные трубы. Разрешение на проектирование наземных объектов было выдано окружным советом Северного Норфолка 24 ноября 2010 года.

Морские сооружения будут представлять собой две платформы NUI на расстоянии около 2 км друг от друга, расположенные над водохранилищем Дебора. Всего будет 33 нагнетательные / отводящие скважины плюс две контрольные скважины, расположенные между двумя платформами. Каждая платформа будет связана с Bacton одним из двух двунаправленных трубопроводов диаметром 32 дюйма длиной 41 км. Две платформы соединит 32-дюймовый трубопровод длиной 2 км. Гликолевый трубопровод протяженностью 41 км будет соединен с одной из газопроводов. Будет предоставлен 41-километровый силовой и оптоволоконный контрольный кабель для контроля и связи от Бактона до одной из платформ и 2-километровый кабель между платформами.

Месторождение Дебора должно было иметь емкость 4,6 млрд кубометров. Расчетный срок эксплуатации объекта должен был составлять 40 лет. Лицензия на хранение газа выдана Департамент энергетики и изменения климата (DECC) 22 октября 2010 г.[21] Пуск был запланирован на апрель 2015 года. Осенью 2013 года проект был законсервирован.

Идентификация установки

Офшор установка на Континентальный шельф Великобритании может состоять из одного интегрированного Платформа или два или более соединенных мостом платформы. Установки обозначаются большим черным на желтом знаке на установке. Это может содержать имя первоначального или текущего владельца или оператора, имя поля и набор цифр и букв, например Shell / Esso Leman 49 / 26A. Цифры обозначают квадрант и блок, в котором расположена установка, например 49/26 находится в квадранте 49 Блок 26.[6] Первая буква - это последовательная буква (A, B, C, D и т. Д.), Обозначающая каждую установку в поле. Вторая и последующие буквы могут обозначать функцию платформы, например Комплекс Leman 49 / 26A состоит из четырех мостовых платформ 49 / 26AP (добыча), 49 / 26AD1 (бурение 1), 49 / 26AD2 (бурение 2) и 49 / 26AK (сжатие). Общие обозначения:

Буквы)Функция платформы
АПроживание
CСжатие
DБурение (см. Примечание)
FTPПлатформа полевого терминала
ЧАСРазмещение в отеле
KСжатие
MКоллектор, главный
пПроизводство, переработка
QЖилые помещения
рСтояк, приемная
ТТерминал
ИксРазное, например как компрессия низкого давления, прием.

Примечание. Бурение относится к первоначальной функции платформы для поддержки операций по бурению скважин. Ни одна из установок в южной части Северного моря не имеет постоянных буровых сооружений.

На некоторых установках буквы просто обозначают уникальную двухбуквенную идентификацию, например, Tethys TN, Viscount VO.

Несчастные случаи и происшествия

13 августа 1981 г. 11 газовиков погибли в G-ASWI в Северном море, в Уэссекс вертолет. В 18:00 28 февраля 2008 года на терминале Shell UK произошел взрыв и пожар, за что Shell была оштрафована на 1 миллион фунтов стерлингов.[22]

Береговая эрозия

Когда терминал был впервые построен в 1960-х годах, он находился в 100 метрах от моря. К 2019 г. береговая эрозия уменьшил это до 10 метров (33 футов). В июле 2019 года была начата реализация проекта по депонированию почти двух миллионов кубических метров песка, образующих 6-километровую искусственную дюну. Схема стоимостью 20 миллионов фунтов стерлингов защитит деревни Бактон и Уолкотт а также газовый терминал. Морская оборона, спроектированная голландской инженерной компанией. Роял ХасконингDHV, как ожидается, будут защищать объект от 15 до 20 лет. Дюна будет иметь высоту 7 метров (23 фута) и простираться до 250 метров (820 футов) в сторону моря. Схема, в которой вместо бетона используется песок, была вдохновлена ​​экспериментом в Нидерландах под названием Zandmotor. 14,5 миллионов фунтов стерлингов из стоимости схемы будут покрыты операторами газового терминала Bacton, из которых 5 миллионов фунтов стерлингов внесены Агентство окружающей среды и 0,5 миллиона фунтов стерлингов от Окружной совет Северного Норфолка.[23]

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ Кэссиди, Ричард (1979). Газ: природная энергия. Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 52.
  2. ^ а б c d е Уилсон, Д. Скотт (1974). Наследие Северного моря: история природного газа Великобритании. Бритиш Газ. С. 27–30.
  3. ^ Hewett Bacton Terminal В архиве 22 сентября 2010 г. Wayback Machine
  4. ^ Кэссиди, Ричард (1979). Газ: природная энергия. Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 39.
  5. ^ "Компания BBL".
  6. ^ а б c Тирацу, Э. (1972). Натуральный газ. Биконсфилд: Scientific Press Ltd. стр. 209.
  7. ^ а б c d Кэссиди, Ричард (1979). Газ: природная энергия. Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 54.
  8. ^ Shell Leman В архиве 6 января 2011 г. Wayback Machine
  9. ^ «Неустанный вывод из эксплуатации Shell» (PDF).
  10. ^ Shell Indefatigable В архиве 6 января 2011 г. Wayback Machine
  11. ^ Шелл Шон В архиве 6 января 2011 г. Wayback Machine
  12. ^ Перенко Поля[постоянная мертвая ссылка]
  13. ^ «Карта инфраструктуры Perenco на юге Северного моря» (PDF). Архивировано из оригинал (PDF) on 2016-09-14.
  14. ^ Лебедь в Центрике
  15. ^ "Cygnus at ENGIE". Архивировано из оригинал на 2017-05-09. Получено 2017-05-03.
  16. ^ "Диаграмма Лебедя" (PDF). Архивировано из оригинал (PDF) на 2016-12-28. Получено 2017-05-03.
  17. ^ Тюльлоу - Темза
  18. ^ «Проект Бэрд технологий углеводородов».
  19. ^ "Решение Centrica по Бэрду".
  20. ^ "Эни Дебора Газ Хранилище".
  21. ^ "Лицензия DECC для Деборы".
  22. ^ Shell оштрафована на 1 млн фунтов стерлингов плюс 240 000 фунтов стерлингов
  23. ^ Морелль, Ребекка (18 июля 2019 г.). «Обширный песчаный план для защиты побережья Норфолка». Новости BBC. Получено 18 июля 2019.

внешняя ссылка

Забор по периметру и инфраструктура

Заголовки новостей