Pole naftowe Magnusa
| Pole naftowe Enquest Magnus | |
|---|---|
  | |
| Kraj | Szkocja , Wielka Brytania |
| Region | morze Północne |
| Blok | 211/12 |
| Na morzu/na lądzie | na morzu |
| Współrzędne | Współrzędne : |
| Operator | EnQuest |
| Wzmacniacz | EnQuest |
| Historia pola | |
| Odkrycie | 1974 |
| Rozpoczęcie produkcji | 1983 |
| Produkcja | |
| Bieżąca produkcja ropy | 15 000-18 000 baryłek dziennie (~-880 000 t / rok) |
| Bieżąca produkcja gazu | 100 × 10 6 stóp sześciennych / dzień (2,8 × 10 6 m 3 / dzień) |
| Szacowany olej na miejscu | 1540 milionów baryłek (~ 2,10 × 10 8 t) |
Pole naftowe Magnus to duże pole naftowe w brytyjskiej strefie Morza Północnego . Znajduje się 160 kilometrów (99 mil) na północny wschód od Szetlandów . Złoże zlokalizowane jest głównie w bloku 211/12a. Zasoby szacuje się na 1,54 miliarda baryłek (245 × 10 6 m 3 ) ropy, z czego 869 milionów baryłek (138,2 × 10 6 m 3 ) to rezerwy wydobywalne.
Historia
Pole naftowe Magnus zostało odkryte w marcu 1974 roku przez firmę BP . Odkrycia dokonano na głębokości 2709 metrów (8888 stóp) pod dnem morskim, w młodszych piaskach późnej jury, za pomocą półzanurzalnej platformy wiertniczej Sedco 703. Podobnie jak kilka innych pól w okolicy, pole zostało nazwane na cześć świętego Wikingów – Magnusa z Orkadów . 24 stycznia 2017 roku ogłoszono, że BP sprzeda 25% udziałów w złożu i przekaże operatorstwo firmie EnQuest .
Produkcja konstrukcji Magnus rozpoczęła się w 1973 roku w stoczni Highland Fabricators w Nigg Bay w Cromarty Firth. Płaszcz platformy Magnus, główny rurociąg eksportujący ropę do platformy centralnej Ninian oraz rurociąg gazowy Northern Leg do Brent A zostały zainstalowane do 1974 roku.
W maju 1996 r. rozpoczęto produkcję na polu South Magnus. Pierwszą ropę ze złoża uzyskano w sierpniu 1983 r.
Projekt ulepszonego wydobycia ropy został zaproponowany w 2000 roku. Został wdrożony w 2003 roku.
Rezerwy
Szacuje się, że zasoby pola Magnus zawierają 1,54 miliarda baryłek (245 × 10 6 m 3 ) ropy, z czego 869 milionów baryłek (138,2 × 10 6 m 3 ) to zasoby możliwe do wydobycia.
Opis techniczny
Pole jest zagospodarowane przez jedną centralną, połączoną platformę wiertniczo-wydobywczą . Płaszcz Magnus to największa jednoczęściowa konstrukcja stalowa na Morzu Północnym. Został zaprojektowany, wyprodukowany i zainstalowany przez firmę John Brown Offshore . Oryginalny system obejmował również siedem podmorskich studni wydobywczych, które później zostały przystosowane do zatłaczania wody.
Stropy dla Magnusa zostały zaprojektowane przez firmę Matthew Hall Engineering, która była również odpowiedzialna za zaopatrzenie, zarządzanie projektami, zarządzanie budową, usługi instalacyjne na morzu i pomoc w uruchomieniu. Kontrakt otrzymali w grudniu 1978 roku. Początkowo istniało zaplecze dla 17 szybów wydobywczych ropy naftowej, pięciu studni zatłaczania wody i dziewięciu wolnych miejsc. Zdolność produkcyjna wynosiła 140 000 baryłek ropy dziennie i 2,5 miliona standardowych metrów sześciennych gazu dziennie. Istnieją dwa ciągi produkcyjne, każdy z dwoma stopniami separacji, przy czym pierwszy stopień pracuje pod ciśnieniem 28 barów . Ciecze gazu ziemnego ekstrahowano ze strumienia gazu za pomocą układu turborozprężarka/rekompresor. Wytwarzanie energii elektrycznej było napędzane trzema turbinami gazowymi GE Frame 5 o mocy 27 MW. Wszystkie sprężarki gazu były napędzane silnikami elektrycznymi, a nie turbinami gazowymi. Górne miejsce noclegowe było dla 200 osób. Było 19 modułów górnych, a waga górnych części wynosiła 31 000 ton.
Wydobyta ropa jest transportowana 91-kilometrowym (57 mil) rurociągiem o długości 24 cali (610 mm) na platformę Ninian Central i dalej do terminalu Sullom Voe . Wydobyty gaz ziemny z Magnus, wraz z gazem ze złóż Thistle i Murchison, jest transportowany 79-kilometrowym (49 mil) rurociągiem o długości 20 cali (510 mm) do Brent A i dalej przez FLAGS do St Fergus w Aberdeenshire .
Ulepszony projekt odzyskiwania ropy naftowej
Aby zwiększyć odzysk ropy ze złoża i wydłużyć jego żywotność, wdrożono projekt ulepszonego wydobycia ropy naftowej (EOR). Projekt EOR obejmował import gazu z dwóch złóż Foinaven i Schiehallion na zachód od Szetlandów do terminalu Sullom Voe, gdzie skroplony gaz ropopochodny jest dodawany do gazu ziemnego. Ten strumień gazu jest następnie transportowany innym rurociągiem na platformę Magnus, gdzie jest ponownie wtryskiwany do zbiornika Magnus w celu wsparcia ciśnienia i zwiększenia wydobycia ropy. Oczekuje się, że zwiększy wydobywalne rezerwy ropy o 50 milionów baryłek (7,9 × 10 6 m 3 ) i przedłużyć żywotność pola poza rok 2015. Projekt kosztował około 320 milionów funtów.