Бэктон газовый терминал представляет собой комплекс из шести газовых терминалов в четырех точек , расположенных на Северном море , побережье Северного Норфолка в Соединенном Королевстве. Участки находятся вблизи Пастона и между Бактоном и Mundesley ; ближайший город - Норт-Уолшем .
Бактонский газовый терминал | |
---|---|
Расположение в Норфолке | |
Основная информация | |
Тип | Газовый терминал |
Место расположения | Бактон , NR12 0JE |
Координаты | 52 ° 51′39 ″ с.ш., 1 ° 27′27 ″ в.д. / 52,8608 ° с. Ш. 1,4575 ° в.Координаты : 52 ° 51′39 ″ с.ш., 1 ° 27′27 ″ в.д. / 52,8608 ° с. Ш. 1,4575 ° в. |
Текущие арендаторы | Eni , National Grid , Shell UK , Perenco |
Строительство началось | 1967 |
Завершенный | 1968 г. |
Торжественно открыт | 13 августа 1968 г. |
Расходы | 10 миллионов фунтов стерлингов (Shell 1968), 5 миллионов фунтов стерлингов (Phillips 1969) |
Высота | 410-470 футов (три радиомачты) |
Технические подробности | |
Площадь пола | 200 акров (0,81 км 2 ) |
Другие основные газовые терминалы Великобритании, которые принимают газ с континентального шельфа Великобритании, находятся в Сент-Фергусе, Абердиншир ; Исингтон, Восточный райдинг Йоркшира ; Теддлторп , Линкольншир; CATS Terminal , Тиссайд; и газовый терминал Rampside , Барроу, Камбрия.
История
Комплекс Bacton, занимающий площадь около 180 акров (73 га), был открыт в 1968 году. Он имеет протяженность 1 км (3200 футов) вдоль вершины утеса. Первоначально он был построен компаниями Shell-Esso, Phillips Petroleum-Arpet Group, Amoco- Gas Council . Разрешение на строительство было дано 16 июня 1967 года Энтони Гринвудом, бароном Гринвудом из Россендейла . Добыча на месторождении Леман началась 13 августа 1968 года (совместное предприятие Shell-Esso и объединенный совет Amoco-Gas), месторождение Hewett ( Phillips Petroleum -Arpet Group) начало работу в июле 1969 года, а месторождение Indefatigable (совместное предприятие Shell-Esso и совместное предприятие Amoco- Gas Council) начал добычу в октябре 1971 года. Строительство завода Phillips-Arpet стоимостью 5 миллионов фунтов стерлингов началось в апреле 1968 года. Газ с участка Shell-Esso месторождения Leman доставлялся в Bacton по трубопроводу протяженностью 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 Национальной системы передачи данных около Регби . При первоначальном завершении строительства в 1968 году общая пропускная способность терминала составляла 3955 миллионов кубических футов (112 миллионов кубических метров ) в сутки при стандартных условиях . [1] Газовый совет продвигал новый газ Северного моря как высокоскоростной газ .
Операция
Комплекс Bacton состоит из шести газовых терминалов. Терминалы:
- Оболочка
- 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 газовых 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 пробкоуловители (для разделения газа и углеводородных жидкостей и конденсированной воды), при необходимости газ сжимается, обезвоживается с использованием триэтиленгликоля и охлаждается для достижения заданной точки росы по углеводородам. Кислый газ (сернистый) ранее удалялся на объекте Eni путем очистки газа амином , в настоящее время выведен из эксплуатации. Углеводородный конденсат стабилизируется и подается по трубопроводу Британским трубопроводным агентством по маршруту бывшей железнодорожной линии Норт-Уолшем - Мандесли до железнодорожного терминала Норт-Уолшем и 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 Национальной энергосистемы смешивают газ и распределяют его в Национальную транспортную систему под давлением около 1000 фунтов на кв. Дюйм (69 бар).
Морские приемные терминалы первоначально находились в ведении 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 приняла на себя операции BP в сентябре 2003 года. Tullow начал свою деятельность в 2003 году, взяв на себя управление терминалом Phillips Petroleum, ENI. приняла на себя операции Tullow Oil в декабре 2008 года.
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 официально поставлял газ от установки Leman 49 / 26BT в Bacton. Терминал также получает газ по 34-дюймовому трубопроводу SEAL, протяженностью 474 км (295 миль), по которому транспортируется газ с газовых месторождений Шируотер и Элгин-Франклин в центральной части Северного моря. Трубопровод SEAL - самый длинный на континентальном шельфе Великобритании . Мощность завода Shell по переработке газа составляет 900 миллионов кубических футов (25 миллионов м 3 ) в сутки при стандартных условиях, а мощность по стабилизации конденсата - 8 000 баррелей в сутки (1270 м 3 / сутки). Точка росы газовых углеводородов достигается за счет охлаждения пропаном. Изначально были предусмотрены грузовые автомобили для отгрузки конденсата. [2] В нем работает 46 человек, он начал 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 Shell.
Терминал Eni
Самый западный из терминалов принадлежит итальянской компании Eni . Он получает газ от двух 30-дюймовых трубопроводов с месторождения Hewett (27,7 км и 32,8 км) и 20-дюймового трубопровода длиной 62 км от морской установки Lancelot 48 / 17A (комплекс LAPS). Выведенный из эксплуатации 24-дюймовый трубопровод ранее поставлял газ с морской установки Thames 49 / 28A. Газ и жидкость из каждого трубопровода поступают и обрабатываются отдельно. [3] После разделения газа и конденсата в пробоотборных аппаратах и фильтрах-сепараторах судового типа каждый поток газа измеряется в налоговых целях (для целей налогообложения). Два газовых потока месторождения Hewett объединяются, и давление увеличивается с помощью эдуктора. Газовый поток ранее обрабатывался амином для удаления соединений серы, этот объект был выведен из эксплуатации в 2000 году, когда была остановлена добыча из высокосернистого пласта Hewett Upper Bunter. Газ смешивается с газом LAPS, а затем сжимается. Ранее она была обезвоженной с помощью триэтиленгликоля гликоля и прошел углеводородную точку росы снижение пути охлаждения с пропаном. В конце концов, он был измерен (для продажи) и передан на завод Bacton NTS. Раньше на терминале были резервуары для хранения пентана и погрузочная станция для грузовиков. [2] Терминал имеет две газовые турбины GE 11MW Frame 3 и одну GE 3.7MW Frame 1, подключенные к трем центробежным компрессорам . 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 в настоящее время 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 м 3 ) в день при стандартных условиях и производительностью по стабилизации конденсата 600 м 3 / день, стабилизированный конденсат. хранится в резервуарах для хранения бензина [2] перед транспортировкой на железнодорожный терминал Норт-Уолшем. 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 быть направлен 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, газ и конденсат 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 трубопровода 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 горячей водой 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 байпасное кольцо по периметру площадки позволяет полностью обойти терминал в аварийной ситуации. Смешанные газы одорируются (1 кг одоранта на 60 000 м 3 газа) [4], а расход измеряется и затем распределяется в Национальную транспортную систему через пять исходящих фидеров:
- Питатель № 2 в Брисли, Питерборо и Регби, 36 дюймов
- Питатель № 3 в Рудхэм-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
Из терминала газа Национальной Сетки также может быть отправлено, или получил от, Зебрюгга, Бельгии через Interconnector , полученный из Нидерландов через 36-дюймовый Balgzand Бэктон линия в BBL трубопровод . Газ также распределяется по окрестностям через систему газораспределения низкого давления и направляется по 12-дюймовому трубопроводу высокого давления на электростанцию Грейт-Ярмута.
Соединительный терминал Великобритании
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. Он работает с помощью четырех газовых турбин GE LM2500 и центробежного компрессора Thermodyn на своей компрессорной станции, построенной Квэрнером Джоном Брауном (теперь она называется Aker Solutions ). 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 оно варьируется в зависимости от количества трубопровода. Роль Bacton состоит в том, чтобы снизить давление на вход в Национальную передающую систему . Таким образом, перед закачкой газа в NTS может произойти значительное охлаждение Джоуля – Томсона . Таким образом, на заводе Bacton установлены четыре идентичных параллельных потока, каждый из которых оснащен 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. BBL трубопровода длиной 235 км и был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года.
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 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 начальные извлекаемые запасы составляли 292 млрд м 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 был запущен в августе 1983 года. Leman 49 / 26F и 49 / 26G были начаты 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 Leman, на которой оно расположено. [8] Промысловый газ подается в Bacton через комплекс Leman 49 / 26A (AK, AP, AD1 и AD2), где сооружения состоят из двух газовых турбин RB211 (привод сжатия высокого давления) и двух газовых турбин Avon (привод сжатия низкого давления).
В середине 1990-х годов были выведены из эксплуатации установки осушки гликоля на нескольких установках на месторождениях Инд и Леман. Это позволило сооружениям стать обычно необслуживаемыми установками (NUI), снижая затраты на укомплектование персоналом и риски для персонала.
Неутомимый и неутомимый SW
Поле Indefatigable находится в 60 милях (100 км) к северо-востоку от Грейт-Ярмута. Это пласт из песчаника Ротлигендес 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. Начальные извлекаемые запасы месторождения составляли 125 миллиардов м 3 . [7] Установка Inde 49 / 24J (JD & JP) началась в сентябре 1971 года, Inde 49 / 24K - в марте 1973, Inde 49 / 24L - в октябре 1978 года, а платформа Inde 49 / 24M - в октябре 1985 года. Добыча газа был через установку Amoco (теперь Perenco) Inde 49 / 23A, затем через соединительную линию к установке Leman 49 / 27B и оттуда в Bacton. 49/24 поле Inde прекратил производство по 5 июля 2005 года Джульетты, Кило, Лима, Майк и ноябре были сняты в июле 2011 года [9] Неутомимый SW был открыт в июне 1967 года , а производство началось в октябре 1989 года [10] It назван в честь линейного крейсера Королевского флота HMS Indefatigable времен Первой мировой войны .
Корвет
Корвет (Блок 49 / 24А) соединяется 20-дюймовым трубопроводом с комплексом Леман 49 / 26А. Управляется Shell и в равной степени принадлежит Shell и Esso. Обнаружен в январе 1996 года, производство началось в январе 1999 года. Он назван в честь корабля- корвета .
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 корабля- бригантины . Производство « Каравеллы 49/20» осуществляется по трубопроводу «Бригантина - Корвет». Производство трилистника 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 обнаружен 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. Назван в честь типа корабля « Клипер ».
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 Бэтон через комплекс Клиппер. Он назван в честь барковой конструкции 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 Бэтон через комплекс Клиппер. Он назван в честь корабля типа галеон .
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. Cutter 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. Обнаружен в сентябре 1988 г., добыча началась в сентябре 2000 г. Подключается к Бактону через трубопровод SEAL ( линия Shearwater Elgin Area ). Трубопровод SEAL протяженностью 474 км также соединяется с газовым месторождением Элгин-Франклин.
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 3 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 м 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, прежде чем 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-Ярмута . 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
[12]
Leman
Блок 49/27 месторождения Леман лицензирован и эксплуатируется Perenco UK Ltd, первоначально принадлежащим Газовому совету Amoco. Он был открыт в августе 1966 года, а добыча началась в августе 1968 года. Первоначальные извлекаемые запасы месторождения составляли 292 миллиарда м 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. Начальные извлекаемые запасы месторождения составляли 125 миллиардов м 3 . [7] В его состав входят следующие установки, платформы и комплекс: Неустойчивая 49 / 23А (AT, AC, AQ); 49 / 23С (CD, CP); 49 / 23D (включая месторождение Бэрд ); 49 / 23E ( Бессемер ) и подводная установка NWBell (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). Он находится в ведении англо-французской Perenco UK Ltd .
Галахад и Мордред
Galahad & Mordred (48 / 12BA) находится под управлением 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 года, а добыча началась в ноябре 1995 года.
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. Самое северное месторождение газа Артура 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.
Дэви Ист
Производство началось в 2008 году. Соединяется с газовым терминалом Perenco в Бактоне через месторождение Неустойчивое. [13]
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 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 трубопроводу Eagles Transmission System (ETS). Месторождение находится в формации пермских песчаников Леман и каменноугольных отложений Кеч. Месторождение управляется Engie 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. до терминала Perenco Bacton по трубопроводу Eagles. Имеет две газовые турбины Solar Mars для компрессора.
Тайн Юг и Тайн Север
Самый дальний к северу от газовых месторождений Бактон, Тайн (Блок 44/18) находится примерно на той же северной широте, что и Тиссайд. Принадлежит 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 производительность составила 200 миллионов кубических футов (5,7 миллиона м 3 ) в сутки при стандартных условиях . 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. Назван в честь реки 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 установку Thames 49 / 28A и подводные установки, добывающие все через Темзу: Yare C (49/28), Gawain (49 / 29A), Bure O (49 / 28-8), Bure West (49 / 28- 18) и Турн (49/28) принадлежат Tullow / Eni. Установка Thames состояла из трех платформ: устьевой AW, приемной 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 года; Буре в мае 1983 г .; и Wensum в октябре 1985 года. Они принадлежали Tullow Oil как комплекс Thames. Подключен к терминалу Tullow / Eni Bacton через трубопровод Темзы. [17] Куплено Tullow у компании Agip (Италия) в 2003 году. Поля были названы в честь реки Темзы, реки Яр , Буре , Венсум в Норфолке и Дебен в Саффолке.
В комплексе Thames был один Solar Mars и одна газовая турбина Ruston Tornado и TB5 в качестве компрессора.
Артур
Артур (53/2) расположен между комплексами Hewett (на западе) и Thames (на востоке). Связан с Бактоном через комплекс Темзы. Производство началось в январе 2005 года. Ранее принадлежало Tullow и управлялось Esso. Назван в честь короля Артура . Списан в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.
Хорн и Рен
Хорн и Рен (53/3) находились к югу от комплекса Темзы и производили оттуда. Производство началось в июне 2005 года. Куплено Tullow у BP в 2004 году, затем 50% 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. Назван в честь реки 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 соединялся, и дальше к востоку от газовых месторождений Бактона. Куплен Tullow у ChevronTexaco (ChevTex, с мая 2005 года известен как Chevron ) в 2004 году. Назван в честь реки Оруэлл в Саффолке . 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. Расположенный на северо-востоке области Темзы, совершенно отдельно (на восток) других Артуре -named полей. 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. Назван в честь Тристана из легенды о короле Артуре .
Газохранилище Бэрд и Дебора
Объект Rough в настоящее время является единственным истощенным резервуаром морского газового месторождения 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
Месторождение Бэрд компании Perenco находится 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 по хранению газа в Бэрд должен был быть построен Centrica Storage и Perenco (UK) Ltd. Centrica приобрела 70% -ную долю в проекте у Perenco в феврале 2009 года. Компании создали совместное предприятие на 70/30% под названием Bacton Storage Company для работы. объект по завершении строительства. [18]
Проект предусматривал транспортировку газа из Национальной системы передачи (NTS) через наземный терминал Perenco в Бактоне, а затем по морскому трубопроводу для закачки и хранения в резервуаре Baird. Закачка газа будет происходить летом и будет реверсирована зимой, забирая газ из резервуара для обработки в Bacton и доставки в NTS.
Наземные объекты включены три газотурбинных компрессоры, управляемые газовая дегидратация завод, нагреватели приема, моно этиленгликоль завод (МЭГ) для хранения и регенерации, дополнительные газовых системы коммерческого учета и стек вентиляционной. Эти объекты будут построены на терминале Perenco в Бактоне. Разрешение на строительство было дано районным советом Северного Норфолка 27 июля 2010 года.
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 составит 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 года об исключении вмешательства на рынке с целью стимулирования дополнительных мощностей по хранению газа в Соединенное Королевство.
Проект газохранилища Дебора
Месторождение Eni ’s Deborah 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 мониторинговые 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 газовых магистралей. Будет предоставлен 41-километровый силовой и оптоволоконный контрольный и коммуникационный кабель 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 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 приостановлен.
Идентификация установки
Морская установка на континентальном шельфе Великобритании может состоять из одной интегрированной платформы или двух или более платформ, соединенных мостом . 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 определяют Квадрант и Блок, где расположена установка, например, 49/26 находится в Квадранте 49 Блок 26. [6] Первая буква - это последовательная буква (A, B, C, D и т. Д.), Идентифицирующая каждую установку в пределах поле. Вторая и последующие буквы могут обозначать функцию платформы, например, комплекс Leman 49 / 26A включает четыре соединенных мостом платформы 49 / 26AP (добыча), 49 / 26AD1 (бурение 1), 49 / 26AD2 (бурение 2) и 49 / 26AK (сжатие). Общие обозначения:
Буквы) | Платформенная функция |
---|---|
А | Размещение |
C | Сжатие |
D | Бурение (см. Примечание) |
FTP | Платформа полевого терминала |
ЧАС | Размещение в отеле |
K | Сжатие |
M | Коллектор, главный |
п | Производство, переработка |
Q | Жилые помещения |
р | Стояк, Ресепшн |
Т | Терминал |
Икс | Разное, например, сжатие низкого давления, прием. |
Примечание. Под бурением понимается первоначальная функция 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 года 11 газовиков погибли в результате выгрузки из канавы G-ASWI в Северном море на вертолете из Уэссекса . 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 построен в 1960-х годах, он находился в 100 метрах от моря. К 2019 году береговая эрозия сократила его до 10 метров (33 футов). В июле 2019 года была начата реализация проекта по депонированию почти двух миллионов кубометров песка, образующему 6-километровую искусственную дюну. Схема стоимостью 20 миллионов фунтов стерлингов защитит деревни Бэтон и Уолкотт, а также газовый терминал. Предполагается, что морские сооружения, разработанные голландской инженерной компанией Royal HaskoningDHV , будут защищать территорию 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 под названием Zandmotor в Нидерландах. 14,5 миллионов фунтов стерлингов из стоимости схемы будут покрыты операторами газового терминала Bacton, 5 миллионов фунтов стерлингов внесет Агентство по охране окружающей среды, а 0,5 миллиона фунтов - окружной совет Северного Норфолка . [23]
Смотрите также
- Национальная система передачи
- Газовый терминал Easington
- Газовый терминал Сен-Фергус
- Рампсайд Газовый терминал
- Газовый терминал Теддлторп
- CATS Gas Terminal
Рекомендации
- ^ Кэссиди, Ричард (1979). Газ: природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 52.
- ^ а б в г д Уилсон, Д. Скотт (1974). Наследие Северного моря: история природного газа Великобритании . Бритиш Газ. С. 27–30.
- ^ Hewett Бэктон Терминал архивации 22 сентября 2010, в Wayback Machine
- ^ Кэссиди, Ричард (1979). Газ: природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 39.
- ^ «Компания BBL» .
- ^ а б в Тирацу, EN (1972). Природный газ . Биконсфилд: Сайнтифик Пресс Лтд. С. 209.
- ^ а б в г Кэссиди, Ричард (1979). Газ: природная энергия . Лондон: Фредерик Мюллер Лимитед. п. 54.
- ^ Shell Леман архивации 6 января 2011, в Wayback Machine
- ^ "Неустанный вывод из эксплуатации Shell" (PDF) .
- ↑ Shell Indefatigable. Архивировано 6 января 2011 г. в Wayback Machine.
- ↑ Shell Sean. Архивировано 6 января 2011 года в Wayback Machine.
- ^ «Карта инфраструктуры Perenco в южной части Северного моря» (PDF) . Архивировано из оригинального (PDF) 14 сентября 2016 года.
- ^ Perenco fields [ постоянная мертвая ссылка ]
- ↑ Лебедь в Центрике
- ^ «Лебедь в Энджи» . Архивировано из оригинала на 2017-05-09 . Проверено 3 мая 2017 .
- ^ «Диаграмма Лебедя» (PDF) . Архивировано из оригинального (PDF) 28 декабря 2016 года . Проверено 3 мая 2017 .
- ^ Tullow - Темза
- ^ «Проект Бэрд технологии углеводородов» .
- ^ «Решение Centrica по Бэрду» .
- ^ "Эни Дебора Газ Хранилище" .
- ^ "Лицензия DECC для Деборы" .
- ^ Shell оштрафована на 1 млн фунтов стерлингов плюс 240000 фунтов стерлингов затрат
- ^ Морелль, Ребекка (18 июля 2019 г.). «Обширный песчаный план для защиты побережья Норфолка» . BBC News . Проверено 18 июля 2019 .
Внешние ссылки
- Тюлевое масло
- Интерконнектор (Великобритания) Лтд.
- Газовые месторождения Perenco в Северном море
- Демонтаж терминала Eni
- Компания BBL
Новостные предметы
- Действия в чрезвычайных ситуациях в январе 2011 г.
- Протестующие арестованы в апреле 2008 г.
- Полицейская охрана в январе 2007 г.
- Интерконнектор запускается в декабре 2006 г.
- Артур Филд стартует в январе 2005 года.
- Новая компания BBL образована в июле 2004 г.
- Поле Каррак в феврале 2003 г.
- Крушение вертолета в июле 2002 г.