Clair oljefält

Clair oljefält
Plats för Clair oljefält
Land	Skottland
Område	Skotskt territorialvatten
Plats	Väster om Shetland
Blockera	206/7; 206/8; 206/9; 206/12; 206/15
Till havs på land	offshore
Koordinater
Operatör	BP
Partners	BP ConocoPhillips Chevron Corporation Royal Dutch Shell Amerada Hess
Fältets historia
Upptäckt	1977 ( 1977 )
Start av utveckling	2001 ( 2001 )
Produktionsstart	2005 ( 2005 )
Produktion
Beräknad olja på plats	8 000 miljoner fat (~1,1 × 10 ^ 9 t)
Att producera formationer	Devonisk till karbon kontinental sandsten

Clair -oljefältet är ett oljefält till havs i skotskt territorialvatten 75 kilometer (47 mi) väster om Shetland på vattendjup på upp till 140 meter (460 fot). Fältet är det största oljefältet på den brittiska kontinentalsockeln med uppskattningsvis 8 miljarder fat olja på plats, enligt BP Plcs hemsida. Den sträcker sig över en yta på cirka 220 kvadratkilometer (85 sq mi), som täcker fem licensblock.

Historia

Clair-reservoaren upptäcktes 1977, med prospekteringsbrunn #206/8-1a som penetrerade en 568 meter (1 864 fot) oljekolonn i en tjock sekvens av kontinental sandsten från devon till karbon . På 1980-talet borrades tio utvärderingsbrunnar. Denna aktivitet visade att strukturen sträckte sig till ett område på cirka 400 kvadratkilometer (150 kvadratkilometer) med statisk olja på plats, även om den inte kunde bekräfta närvaron av ekonomiskt utvinningsbara reserver. Ytterligare två brunnar borrades 1991, två 1992 och en 1995. Två av dessa brunnar (206/8-8 och 206/8-9z) visade potentialen för kommersiella flödeshastigheter men producerades inte tillräckligt länge för att ge förtroende i långsiktig reservoarleverans.

1996 skedde ett genombrott i borrning och utökad brunntestning (EWT) av brunn #206/8-10z. EWT följdes av sidospårning av en förskjuten brunn in i trycksänkan skapad av EWT. 1996 års brunnstestresultat satte omfattningen för 1997 års borrprogram och väckte intresse för en första utvecklingsfas. Ytterligare två brunnar borrades 1997 för att utvärdera segmenten 'Graben' och '3A' för att minska osäkerheten i dessa områden som gränsar till kärnområdet.

I maj 1997 kom Clairs partner överens om att gemensamt utveckla fältet. BP utsågs till operatör och programsamordnare. En utvecklingsplan godkändes 2001, som representerade en investering på 650 miljoner pund av BP och dess fyra partners i projektet – ConocoPhilips, Chevron, Enterprise och Amerada Hess. Produktionsanläggningarna installerades 2004. Den första etappen av utvecklingen invigdes den 23 februari 2005.

Utveckling

Den första utvecklingsfasen är inriktad på segmenten "Core", "Graben" och "Horst" i reservoarens södra område, som har 1,75 miljarder fat (278 × 10 ^ ⁶ m ³ ), varav 250 miljoner fat (40 × 10 ^ ⁶ m ³ ) kan återvinnas. Utvecklingsplanen omfattar borrning av 15 producerande brunnar, åtta vatteninjektorer och en återinjektionsbrunn för borrskär. Platåproduktionen förväntas vara 60 000 bbl/d (9 500 m ³ /d) olja och 20 miljoner kubikfot per dag (570 × 10 ^ ³ m ³ /d) gas.

Noble Corporation och Woods dotterbolag Mustang Engineering , en del av Wood Group , vann kontraktet för frontlastning . De föreslog en enda stålmantel med ett integrerat toppdäck med bearbetningsfaciliteter, boende och en separat modulär borrigg. Stålmanteln för Clair är placerad över den befintliga 206/8-10z brunnen. Jackan är en fyrbent enkel stålkonstruktion med en höjd på cirka 165 meter (541 fot). Vid basen mäter jackan 45 gånger 50 meter (148 gånger 164 fot), har en höjd på 169 meter (554 fot) och en totalvikt på 8 800 ton. Både manteln och ovansidan är designade för tillverkning, transport och installation som enkla fullt integrerade hissar (max 10 500 ton) som kräver tillgång till de tyngsta lyftkapacitetsfartygen på installationsmarknaden. BP tilldelade kontraktet för tillverkningen av plattformsjackan till Aker Verdal .

Kontraktet för konstruktionen av plattformens toppsidor tilldelades AMEC . Det finns ytterligare bearbetningsanläggningar för elproduktion till havs , vatteninjektion, återinjektion av producerat vatten och sticklingar, bortskaffande av överskottsgas (export eller återinjektion) och återvinning av fakkelgas . Artificiell lyftning tillhandahålls för alla producerande brunnar med möjlighet till elektriska nedsänkbara pumpar (ESP) för framtida brunnsintervention. Verksamheten kommer att innehålla samtidiga borrningar och borrhålsinterventionsoperationer (SIMOPS). Topsidedäcket (inklusive flarebommen) väger 10 700 ton.

Brunnsvätskor behandlas först i två parallella separationståg. Efter uppvärmning separeras brunnsvätskorna i tre faser (olja, gas och producerat vatten) i de två parallella högtrycksseparatorerna (HP). Olja från HP-separatorerna värms upp ytterligare och passerar till de två parallella 3-fas lågtrycksseparatorerna (LP). Olja strömmar sedan till de två parallella elektrostatiska koalescerarna som ytterligare separerar vatten från oljeströmmarna. Oljan kyls och strömmar till oljeexportpumparna, sedan genom oljemätningssliden och till oljeexportledningen. Även om det finns två separationståg finns det bara ett gemensamt gaskompressionståg. Gas från LP-separatorerna komprimeras i ångåtervinningsenheten och blandas med gasen från HP-separatorerna. Den kombinerade strömmen komprimeras i LP-kompressorerna och sedan MP-kompressorerna (medeltryck). Gas dehydreras genom motströmskontakt med glykol i glykolkontaktorn. Den torra gasströmmen används som bränslegas på plattformen. Den återstående gasen komprimeras ytterligare i HP-kompressorn, den används som gaslyft på oljeproduktionsbrunnarna eller exporteras efter gasmätning via exportledningen. Producerat vatten från separationståget behandlas och strömmar till vatteninjektionsbrunnshuvudena.

Kontraktet att bygga boendemodulerna tilldelades Leirvik Module Technology. Bostadskontraktet innebär tillverkning av bostaden och bruksbyggnaden som väger 1000 ton. Kontraktet för tillverkningskontraktet för borrigg tilldelades Heerema Hartlepool. Omfattningen av tillverkningsarbetet omfattar tillverkning av en Derrick Equipment Set (DES) modul, med understruktur och glidbas och en Drilling Support Module (DSM). Arbetet omfattar utrustningsinstallation och utökad driftsättning och modulerna väger cirka 2000t respektive 2400t. Hela strukturen har en designlivslängd på 25 år.

En ytterligare utvecklingsfas, kallad 'Clair Ridge', syftar till att utveckla andra områden av fältet med ytterligare fasta plattformar. Fältet innehåller uppskattningsvis 8 miljarder fat olja, med uppskattningsvis 120 000 fat per dag produktion vid toppnivåer.

Den brittiska regeringen godkände utbyggnaden av Clair Ridge på 4,5 miljarder pund i oktober 2011 och produktionen är planerad att påbörjas 2016 och fortsätta till 2050. Projektet omfattar byggandet av en borr- och produktionsplattform kopplad till en plattform för bostäder och allmännyttiga tjänster, med rörledningar för att transportera den producerade oljan och gasen till Sullom Voe Terminal . BP och dess partners tilldelade AMEC kontraktet för konstruktion och projektledning för konstruktionen av huvudplattformen, där Kværner konstruerade plattformsjackorna och Hyundai Heavy Industries konstruerade ovansidan. Subsea 7 tillverkade och installerade rörledningarna, Alphastrut designade och levererade ett viktbesparande aluminiumgolv och takkabelinneslutningssystem, Gordon Engineering designade och tillverkade helikoptertankningssystemet och Bifab tillverkade flarebommen. Externa sprängväggar, brandväggar och sprängklassade HVAC-kanalsystem designades och tillverkades av MTE (Mech-Tool Engineering Limited)

I juni 2013 lämnade Clair Ridge-plattformsjackorna Kværners Verdal Yard i Norge och de installerades framgångsrikt i augusti 2013. Den första oljan tillkännagavs den 23 november 2018.

I mars 2013 meddelade BP att partnerskapet kommer att påbörja ett tvåårigt utvärderingsprogram för att utforska en tredje fas av Clairs fältutveckling. Ett kontrakt tilldelades Aker Solutions i november 2018 för ingenjörstjänster kopplade till detta projekt som nu är känt som Clair South.

Partners

Clair Partnership består av fyra partners med följande fasta ägarandelar:

• BP – 45,1 %
• ConocoPhillips – 7,5 %
• Chevron Corporation – 19,4 %
• Royal Dutch Shell – 28 % (inklusive 9,3 % ränta erhållen från Hess i en swap 2009)

I juli 2018 ökade BP sin andel till 45,1% genom att förvärva en 16,5% andel från ConocoPhillips.

Se även

• Oljefält som drivs av BP