Projekt obszaru wschodniego koryta
Współrzędne : Projekt Eastern Trough Area , powszechnie znany jako ETAP, to sieć dziewięciu mniejszych pól naftowych i gazowych w środkowej części Morza Północnego, obejmująca obszar o średnicy do 35 km. Istnieje w sumie dziewięć różnych złóż, sześć obsługiwanych przez BP , a kolejne trzy obsługiwane przez Shell , i razem stanowią bogatą mieszankę geologii, chemii, technologii i umów kapitałowych.
Rozwój
Kompleks ETAP został zatwierdzony do rozwoju w 1995 r., A pierwsze węglowodory wydobyto w 1998 r. Pierwotny rozwój obejmował Marnock, Mungo, Monan i Machar z BP oraz Heron, Egret, Skua z Shell . W 2002 roku BP uruchomiło Mirren i Madoes. Przy tych dziewięciu polach, całkowite rezerwy ETAP wynoszą około 490 milionów baryłek (78 000 000 m 3 ) ropy naftowej , 35 milionów baryłek (5 600 000 m 3 ) kondensatu gazu ziemnego i 2 miliardy stóp sześciennych (57 000 000 m 3 ) gazu ziemnego .
Pojedynczy centralny zakład przetwarzania (CPF) znajduje się nad polem Marnock i służy jako centrum całej produkcji i operacji związanych z aktywami, w tym całym przetwarzaniem i eksportem oraz bazą wypadową do Mungo NUI . CPF składa się z oddzielnych platform operacyjnych i mieszkalnych, połączonych dwoma 60-metrowymi mostami. Platforma Processing, Drilling and Riser (PdR) zawiera zakład przetwórczy i linie eksportowe, obszar pionu do przyjmowania płynów produkcyjnych z innych pól ETAP oraz głowice odwiertów Marnock. Platforma Quarters and Utilities (QU) zapewnia zakwaterowanie dla maksymalnie 117 pracowników obsługujących tę platformę lub podróżujących dalej do Mungo NUI. To podzielenie zakwaterowania i operacji na dwie platformy dodaje dodatkowy element bezpieczeństwa, co było przedmiotem szczególnej troski projektantów, którzy pojawili się zaledwie kilka lat po raporcie Cullena o katastrofie Piper Alpha .
Ciecze są eksportowane do Kinneil w Grangemouth przez system rurociągów czterdziestych . Gaz jest eksportowany przez Central Area Transmission System do Teesside .
Oprócz Mungo, które ma głowice odwiertów powierzchniowych na NUI, wszystkie inne pola wykorzystują podwodne połączenia.
Dziesiąte pole, Fidditch, jest obecnie opracowywane przez BP. (która została teraz wstrzymana z powodu światowego pogorszenia koniunktury gospodarczej)
pola ETAP
Marnock
Pole Marnock znajduje się w bloku UKCS 22/24 i nosi imię Saint Marnock . Jest to pole kondensatu gazowego o wysokim ciśnieniu i wysokiej temperaturze z początkowym ciśnieniem w zbiorniku 9000 psi. Szacunkowe zasoby wydobywalne to 600 miliardów scf i 50 milionów baryłek (7 900 000 m 3 ) kondensatu. Marnock produkuje bezpośrednio do powierzchniowych głowic odwiertów na CPF. Jest obsługiwany przez BP we współpracy z firmami Shell , Esso i AGIP . Udziały w złożu Marnock przedstawiają się następująco: BP = 73%, Esso = 13,5%, Shell = 13,5%.
Mungo
Pole Mungo znajduje się w bloku UKCS 23/16 i nosi imię Świętego Munga . Jest to pole naftowe z korkiem gazu ziemnego. zbiornikiem wykorzystuje się zatłaczanie wody i gazu , co wymagało wybudowania małej normalnie bezobsługowej instalacji do obsługi tych obiektów. NUI jest powiązany z CPF. Pole jest obsługiwane przez BP we współpracy z Nippon Oil , Murphy Oil i Total SA
Udziały w Mungo to: BP = 82,35%, Zennor = 12,65%, JX Nippon = 5%
Monan
Pole Monan znajduje się w bloku UKCS 22/20 i nosi imię św. Monana . Jest to małe złoże ropy naftowej i gazu ziemnego turbidytu, wydobywane w wyniku naturalnego wyczerpywania się przy użyciu kolektorów podmorskich. Jego płyny produkcyjne są podawane do rurociągów łączących Mungo z CPF. Pole jest obsługiwane przez BP we współpracy z Nippon Oil , Murphy Oil i Total SA
Udziały w Monan to BP = 83,25%, Zennor = 12,65%, JX Nippon = 5%
Machar
Machar znajduje się w bloku UKCS 23/26 imienia Świętego Machar . Jest to pole naftowe w zbiorniku kredy znajdującym się na szczycie dużego wysadu solnego . Pierwotnie pół tuzina odwiertów było wydobywanych w warunkach naturalnego wyczerpywania się zasobów, ale wprowadzane są modyfikacje w celu uwzględnienia możliwości podnoszenia gazu . Boisko jest wyłącznie BP .
Mirren i Madoes
Te dwa były późniejszymi dodatkami do kompleksu ETAP. Pole Mirren znajduje się w bloku UKCS 22/25 i nosi imię Saint Mirren . Jest to złoże ropy naftowej z korkiem gazowym w paleoceńskiej . Pole Madoes znajduje się w bloku UKCS 22/23 i nosi imię Saint Madoes. Jest to lekkie pole naftowe znajdujące się w eoceńskiej skale. Oba są podmorskimi powiązaniami z CPF, z możliwością podnoszenia gazu w przyszłości, aby wspomóc produkcję. Oba są obsługiwane przez BP wraz z Nippon Oil , Shell , Esso i AGIP .
Udziały w złożu Mirren przedstawiają się następująco: BP = 44,7%, ESSO = 21%, JX Nippon = 13,3%, Shell = 21%. Udziały w złożu Madoes przedstawiają się następująco: ARCO = 31,7%, BP = 6,5%, Esso = 25%, JX Nippon = 12%, Shell = 25%
Czapla, czapla i wydrzyk
Te pola to studnie produkujące ropę naftową o wysokiej temperaturze i wysokim ciśnieniu. Czapla znajduje się w bloku UKCS 22/30a i posiada zbiornik triasowy. Wydrzyk jest przedłużeniem Marnock Field. Są podwodnymi powiązaniami z CPF. Wszystkie trzy złoża są obsługiwane przez Shell we współpracy z Esso .
Katastrofa helikoptera
W dniu 18 lutego 2009 r. Helikopter Super Puma wpadł do morza, zbliżając się do jednej z instalacji ETAP. Wszystkich 18 pasażerów i załogi zostało uratowanych. Bernard Looney, prezes BP North Sea z siedzibą w Aberdeen, przypisuje swojemu Project Jigsaw bezpieczne, szybkie i skuteczne odzyskanie 16 pasażerów i 2 członków załogi. Projekt Jigsaw wykorzystuje lokalizatory na wszystkich helikopterach, jednostkach rezerwowych i szybkich jednostkach ratowniczych, podłączonych do skomputeryzowanego systemu znajdującego się w Aberdeen. W ten sposób lokalizacja wszystkich jednostek ratowniczych i czas ich reakcji są zawsze znane personelowi centrum kontroli BP. Ponadto wszyscy pracownicy są wyposażeni w osobiste lokalizatory na rękę (WWPLB), które automatycznie aktywują się po zanurzeniu w wodzie.