Pole naftowe Dunlin
| Pole naftowe Dunlin | |
|---|---|
| Kraj | Zjednoczone Królestwo |
| Region | północne Morze Północne |
| Lokalizacja/bloki | 211/23a 211/24a |
| Na morzu/na lądzie | na morzu |
| Współrzędne | 61°16'30”N 01°35'51”E |
| Operatorzy | zobacz tekst |
| Właściciel | zobacz tekst |
| Historia pola | |
| Odkrycie | 1973 |
| Rozpoczęcie produkcji | 1978 |
| Produkcja | |
| Tworzenie formacji | Środkowa Jura |
Pole naftowe Dunlin znajduje się 195 km na północny wschód od Lerwick na Szetlandach w Szkocji , w bloku numer 211/23a i 211/24a . Pierwotnie był obsługiwany przez Shell , ale został sprzedany w 2008 roku i jest obecnie obsługiwany przez Fairfield Energy i partnerów MCX.
W ramach Fairfield początkowo platforma była obsługiwana w modelu posiadacza należności. Amec (obecnie Worley) był odpowiedzialnym wykonawcą, a Aker Solutions był kontraktem na projekt inżynieryjny i modernizacyjny. Fairfield stał się podmiotem odpowiedzialnym w kwietniu 2014 r.
Pole zostało pierwotnie odkryte w lipcu 1973 r. Na głębokości 151 metrów (495 stóp), około 12 km od linii środkowej Wielkiej Brytanii i Norwegii. Szacowane wydobycie to 363 miliony baryłek ropy. Zbiornik ropy znajduje się na głębokości 9000 stóp (2740 metrów).
Dunlin działa jako platforma hosta dla produkcji z pól podmorskich Osprey i Merlin.
Pole
Zbiornik składa się ze środkowego piaskowca jurajskiego na głębokości od 8700 do 9700 stóp (2652 do 2957 m). Zbiornik i jego płyny miały następujące cechy:
| Parametr | Wartość |
|---|---|
| Porowatość | 24% |
| Przepuszczalność | 100-1500 metrów sześciennych |
| Grawitacja API | 36°API |
| Stosunek oleju napędowego | 250 standardowych stóp sześciennych na baryłkę |
| Zawartość siarki | 0,4% |
| Rezerwy możliwe do odzyskania | 310 mln baryłek, 52,2 mln ton |
Produkcja
Złoże zostało zagospodarowane przez jedną zintegrowaną platformę wiertniczą, produkcyjną, magazynową i noclegową. Główne dane projektowe platformy Dunlin przedstawiały się następująco:
| Współrzędne | 61°16'30”N 01°35'51”E |
| Głębokość wody, metry | 151 |
| Podkonstrukcja produkcyjna | Holandia Maasvlakte |
| Projekt wierzchni | Ewbank & Partners / Halcrow Offshore |
| Masa burty, tony | 17 450 |
| Funkcjonować | Wiercenie, produkcja, magazynowanie, zakwaterowanie |
| Zakwaterowanie (załoga) | 183 |
| Typ | Ciężar betonu |
| Nogi | 4 |
| Komórki | 81 |
| Pojemność magazynowa, beczki | 800 000 |
| Dobrze sloty | 48 |
| Przerób ropy, baryłek dziennie (bpd) | 150 000 |
| Wtrysk wody, bpd | 111250 |
| Platforma zainstalowana | czerwiec 1977 |
| Rozpoczęcie produkcji | sierpień 1978 |
| Rozpoczęcie wtrysku wody | maj 1979 |
| Produkcja oleju do | Kormoran 35-kilometrowy 24-calowy rurociąg |
| Produkcja gazu do | Używany na pokładzie jako paliwo gazowe |
Produkcja ruszyła w sierpniu 1978 roku z platformy Dunlin Alpha. Platforma ta jest betonową konstrukcją grawitacyjną (GBS) typu ANDOC (Anglo Dutch Offshore Concrete) i została zainstalowana w czerwcu 1977 roku. Ma cztery nogi i może pomieścić 838 200 baryłek ropy. Całkowita waga podkonstrukcji wynosi 225 000 długich ton (229 000 ton) i jest zaprojektowana do udźwigu masy górnej 15 635 długich ton (15 886 ton). System magazynowania został wycofany z eksploatacji przez Shell w latach 2005-2007 przed sprzedażą firmie Fairfield Energy.
Wyposażenie górne obejmowało możliwość wiercenia, produkcji, pomiaru i eksportu ropy. Ma również możliwość ponownego wstrzykiwania wody w celu utrzymania ciśnienia w zbiorniku, przewidywanego (111 250 bps dziennie). Szczytowa produkcja wyniosła 115 000 baryłek dziennie w 1979 roku; i było to około 3500 - 4000 baryłek dziennie w 2015 r. przed ogłoszeniem zamknięcia (wydobycie zakończono 15 czerwca 2015 r.) Wydobycie ropy odbywa się rurociągiem do Cormorant Alpha , a następnie rurociągiem Brent System do Sullom Voe na Szetlandach . Powiązany gaz zasila wytwarzanie energii elektrycznej . Spalono trochę gazu .
Profil wydobycia ropy dla Dunlin (w tysiącach baryłek rocznie) we wczesnym okresie eksploatacji przedstawia wykres:
Podwodne pola satelitarne
Osprey został opracowany przez firmę Shell w latach 1989/90 i wykorzystuje dwa centra wiertnicze, jedno do produkcji (z 8 drzewami podwodnymi) i jedno do wtryskiwania wody (z 4 drzewami podwodnymi). Centra wiertnicze są połączone z platformą za pomocą dwóch wiązek linii przepływowych typu back-to-back, zawierających 2 8-calowe linie produkcyjne i 10-calową linię wtrysku wody. Drzewa podwodne i kolektory zostały dostarczone przez firmę Cameron Oil Tools (obecnie OneSubsea). Podwodny system sterowania dostarczyła firma Kvaerner FSSL (obecnie Aker Solutions).
Złoże Merlin zostało odkryte w 1998 roku i początkowo było eksploatowane jako niskokosztowe pole CRINE (Cost Reduction In the New Era), wykorzystując odkrycie dobrze uzupełnione jako producent podwodny. Centrum wiertnicze Merlin było stopniowo rozbudowywane do 3 podmorskich odwiertów produkcyjnych i jednego wtryskiwacza wody. Linie przepływowe firmy Merlin obejmują 8-calowe linie wtrysku wody i linie produkcyjne. Są one podłączone do systemu pionów Osprey w Dunlin. Podmorskie elementy sterujące Merlin łączą się poprzez kolektor łączący przylegający do Dunlin z systemem pępowinowym Osprey. Merlin i Osprey w 2002 roku.
Osprey i Merlin produkują z tej samej geologii sekwencji Brent, co główne pole Dunlin.
Infrastruktura rurociągów
Fairfield zainstalował 4-calową linię importu gazu opałowego z platformy Thistle w 2012 r., Aby dostarczać paliwo do elektrowni platformy. Na polu brakowało gazu (niewystarczająca ilość gazu towarzyszącego wytwarzanego jako produkt uboczny produkcji ropy naftowej) pod Shell. próba złagodzenia tej sytuacji Firma Shell zainstalowała w 2002 r. kabel importujący energię 33 kVa między Dunlin i Brent C. Pola sekwencyjne Brent opierają się na wtrysku wody w celu utrzymania produkcji, a Dunlin miał zainstalowaną instalację wtrysku wody zdolną do dostarczania 250 000 bwpd dostarczanych przez 5 zasilanych elektrycznie wody pompy wtryskowe.
Dunlin działa jako węzeł rurociągu w systemie Brent i zapewnia punkt połączenia dla 16-calowej linii eksportowej ze złóż Thistle and Don obsługiwanych przez Enquest oraz 16-calowej linii ze złoża Murchison (to ostatnie jest w trakcie likwidacji przez Canadian Natural Resources Międzynarodowe - CNRI - czerwiec 2015)
Likwidacja
W maju 2015 r. firma Fairfield Energy ogłosiła plany wycofania z eksploatacji swojej platformy Dunlin Alpha na Morzu Północnym . Oczekuje się, że proces likwidacji, który wymaga zezwoleń organów regulacyjnych, będzie kosztował około 400 milionów funtów. Dunlin został przytoczony jako przykład wpływu decyzji o likwidacji na otaczającą infrastrukturę, zgodnie z raportem Wood MER (maksymalizacja ożywienia gospodarczego) z 2014 r. - „Efekt domina”. Enquest będzie musiał zapewnić „obejście” rurociągu, aby umożliwić dalszy eksport z kompleksu pól Thistle przez 16-calową linię eksportową do 24-calowej linii biegnącej od Dunlin do Cormorant Alpha.
Likwidacja złoża Murchison i kompleksu Dunlin powoduje usunięcie dwóch „spedytorów” z systemu Brent, co skutkuje wzrostem kosztów eksploatacji rurociągów dla pozostałych użytkowników.