Нефтяное месторождение Хардинг - Harding oilfield - Wikipedia
| Нефтяное месторождение Хардинг | |
|---|---|
  | |
| Страна | объединенное Королевство |
| Область, край | Северное море |
| Блокировать | 9 / 23B |
| Координаты | 59 ° 15′N 1 ° 30'E / 59,250 ° с. Ш. 1,500 ° в.Координаты: 59 ° 15′N 1 ° 30'E / 59,250 ° с. Ш. 1,500 ° в. Д. |
| Оператор | TAQA |
| Партнеры | Maersk |
| История поля | |
| Открытие | 1987 |
| Начало производства | 1996 |
| Пиковый год | 1999 |
| Производство | |
| Текущая добыча нефти | 10000 баррелей в день (~ 5,0×105 т / год) |
| Год текущей добычи нефти | 2017 |
| Текущая добыча газа | 2.5×106 куб фут / сут (71×103 м3/ г) |
| Пик добычи (нефть) | 100000 баррелей в день (~ 5.0×106 т / год) |
| Производство формаций | эоцен формирование |
В Нефтяное месторождение Хардинг это маленький нефтяное месторождение управляется TAQA, в Северное море блок 9 / 23b, примерно в 200 милях (320 км) к северо-востоку от Абердин и на глубине 110 метров (360 футов).[1]
Открытие и развитие
Поле было открыто в 1987 году, когда масло был найден в эоцен на глубине 1850 метров (6070 футов). Первоначально он назывался Четвертый месторождение, но было переименовано в 1993 году в память о Дэвиде Хардинге, который был главным исполнительным директором британской компании BP Exploration во время оценки месторождения.[2] Обилие нафтеновая кислота в нефти, однако, сделали разработку непривлекательной в то время. Сырая нефть тяжелая и нафтеновая и обычно имеет более низкую стоимость по сравнению с другими нефтями Северного моря. Следовательно, было принято решение экспортировать его танкером, а не объединять в трубопровод. Таким образом, нефть с месторождения Хардинг хранится на море. В качестве опытно-конструкторского решения было выбрано производство сверхмощного стального самоподъемного устройства на основе собственной разработки компании Technip Геопродукция опирается на бетонную гравитационную базу, в которой было хранилище на 550 000 баррелей (87 000 м 2).3) масла.[3]
Резервуар
Поле Хардинга фактически состоит из пяти отдельных резервуары. Самым большим из них является центральное поле, в котором находится большая часть колодцы а также место обратной закачки газа. Есть также поля меньшего размера на севере, северо-востоке, юге и юго-востоке, все они названы так. Это привело к созданию уникальной системы именования колодцев в дополнение к традиционному использованию DTI номера скважин и номера слотов, которые идентифицируют скважину по конкретному месторождению, на котором она была пробурена, и по ее назначению.
В образования неконсолидированы, что делает колодцы вероятно образование песка. Чтобы этого не произошло, традиционные заканчивание обсаженных стволов не используются ни в одной из колодцев Хардинга. Вместо них во всех колодцах использовались песочные фильтры.
Производство
Harding в настоящее время (2017 г.) добывает около 10 тыс. Баррелей в сутки (1,6×103 м3/ г) нефти, из 15 скважин, и 2,5 миллиона кубических футов в день (71×103 м3/ г) газа, большая часть которого закачивается повторно. Все эксплуатационные скважины газовый лифт. Центральный резервуар поддерживается двумя закачка воды скважины и газовый инжектор. На южном и северном месторождениях имеется по одной водяной форсунке каждое, хотя форсунка на северном месторождении в настоящее время приостановлена.
Обработка скважинных флюидов осуществляется в 2-фазном (жидкость и газ) сепараторе 1-й ступени.[4] Отделенные жидкости поступают в трехфазный (нефть, газ и вода) сепаратор 2-й ступени. После измерения поток нефти направляется либо в резервуары для хранения нефти, а оттуда на танкер, либо на нефтепровод Harding Oil Pipeline. Пар из сепаратора 2-й ступени сжимается в компрессоре НД, смешивается с паром из сепаратора 1-й ступени и передается в газовую систему. Также имеется разделитель тестов для тестирования скважин. Масло поступает на вход сепаратора 1-й ступени, а пар - в газовую систему.[4]
Вся пластовая вода закачивается обратно. Кроме того, есть две водоносные скважины для обеспечения дополнительной закачиваемой воды при необходимости.
Без трубопровода основная часть производимой газ был повторно введен в шапку центрального резервуар, секвестируя ее для добычи после 2021 года, когда платформа будет преобразована в газодобывающую после снижения добычи нефти.
Газовый проект Harding Area
Коллектор Harding также содержит газ, который TAQA надеется разрабатывать в будущем. В 2006 г. компания BP объявила о планах по разработке газовых ресурсов в рамках газового проекта Harding Area. Сочетание факторов сделало эту оригинальную концепцию развития неконкурентоспособной; особенно низкие цены на газ и повышенные затраты на разработку. Проект перерабатывается, и TAQA обсуждает со своим партнером, Maersk Oil, чтобы изучить альтернативные варианты разработки газовых ресурсов в этом районе.
Рекомендации
- ^ Информация об активах веб-сайта ВР: http://www.bp.com/liveassets/bp_internet/globalbp/STAGING/global_assets/downloads/U/uk_asset_harding.pdf Портфель активов The Harding Field (pdf) /
- ^ «Названия месторождений нефти и газа в Северном море» (PDF).
- ^ Веб-сайт Offshore Technology: http://www.offshore-technology.com/projects/harding
- ^ а б Схема системы Harding Oil (2001)