Magnus oljefält
| Enquest Magnus oljefält | |
|---|---|
  | |
| Land | Skottland , Storbritannien |
| Område | Nordsjön |
| Blockera | 211/12 |
| Till havs på land | Offshore |
| Koordinater | Koordinater : |
| Operatör | EnQuest |
| Partners | EnQuest |
| Fältets historia | |
| Upptäckt | 1974 |
| Produktionsstart | 1983 |
| Produktion | |
| Nuvarande produktion av olja | 15 000–18 000 fat per dag (~–880 000 t/a) |
| Nuvarande produktion av gas | 100 × 10 6 cu ft/d (2,8 × 10 6 m 3 /d) |
| Beräknad olja på plats | 1 540 miljoner fat (~2,10 × 10 8 t) |
Magnus oljefält är ett stort oljefält i Storbritanniens zon i Nordsjön . Det ligger 160 kilometer (99 mi) nordost om Shetlandsöarna . Fältet ligger huvudsakligen i kvarter 211/12a. Resurser uppskattas till totalt 1,54 miljarder fat (245 × 10 6 m 3 ) olja, varav 869 miljoner fat (138,2 × 10 6 m 3 ) är utvinningsbara reserver.
Historia
Magnus oljefält upptäcktes i mars 1974 av BP . Upptäckten gjordes 2 709 meter (8 888 fot) under havsbotten i den yngre sanden i sen jura av den halvt nedsänkbara borriggen Sedco 703. På samma sätt som flera andra fält i området fick fältet sitt namn efter vikingahelgonet Magnus av Orkneyöarna . Det tillkännagavs den 24 januari 2017 att BP kommer att sälja en andel på 25 % av fältet och överlåta operatörsskapet till EnQuest .
Tillverkningen av Magnus-strukturen började 1973 på Highland Fabricators gård i Nigg Bay i Cromarty Firth. Manteln på Magnus-plattformen, den huvudsakliga oljeexportledningen till Ninian Central Platform och Northern Leg Gas Pipeline till Brent A installerades 1974.
I maj 1996 startade produktionen på Södra Magnusfältet. Den första oljan från fältet uppnåddes i augusti 1983.
Projektet för förbättrad oljeutvinning föreslogs 2000. Det genomfördes 2003.
Reserver
Magnusfältets reserver beräknas innehålla 1,54 miljarder fat (245 × 10 6 m 3 ) olja, varav 869 miljoner fat (138,2 × 10 6 m 3 ) är utvinningsbara reserver.
Teknisk beskrivning
Fältet är utvecklat av en enda central kombinerad borr- och produktionsplattform . Magnus-jackan är den största stålkonstruktionen i ett stycke i Nordsjön. Den designades, tillverkades och installerades av John Brown Offshore . Det ursprungliga systemet inkluderade också sju undervattensproducerande brunnar som senare omvandlades till vatteninjektion.
Toppsidorna till Magnus designades av Matthew Hall Engineering som även ansvarade för inköp, projektledning, byggledning, offshore installationstjänster och idrifttagningshjälp. De tilldelades kontraktet i december 1978. Till en början fanns det anläggningar för 17 oljeproduktionsbrunnar, fem vatteninjektionsbrunnar och nio reservplatser. Produktionskapaciteten var 140 000 fat olja per dag och 2,5 miljoner standardkubikmeter gas per dag. Det finns två produktionståg vardera med två separeringssteg med det första steget med ett tryck på 28 barg . Naturgasvätskor extraherades från gasströmmen med hjälp av ett turboexpander-/återkompressorsystem. Elproduktionen drevs av tre 27 MW GE Frame 5 gasturbiner. Alla gaskompressorer drevs av elmotorer, inte av gasturbiner. Boendet ovanpå var för 200 personer. Det fanns 19 topside-moduler och topsides vikt var 31 000 ton.
Den producerade oljan transporteras med en 91 kilometer (57 mi) lång 24-tums (610 mm) rörledning till Ninian Central-plattformen och vidare till Sullom Voe-terminalen . Producerad naturgas från Magnus, tillsammans med gas från Thistle- och Murchisonfälten, transporteras med en 79 kilometer (49 mi) lång 20-tums (510 mm) rörledning till Brent A och vidare genom FLAGS till St Fergus i Aberdeenshire .
Förbättrad oljeåtervinningsprojekt
För att öka den utvinningsbara oljan från fältet och förlänga fältets livslängd genomfördes ett projekt för förbättrad oljeutvinning (EOR). EOR-projektet involverade import av gas från de två västra Shetlandsfälten Foinaven och Schiehallion till Sullom Voe-terminalen där flytande petroleumgas tillsätts naturgas. Denna gasström transporteras sedan med en annan rörledning till Magnus-plattformen där den återinjiceras i Magnus-reservoaren för att underlätta tryckstöd och ökad oljeutvinning. Det förväntas öka de utvinningsbara oljereserverna med 50 miljoner fat (7,9 × 10 6 m 3 ) och förlänga fältets livslängd till efter 2015. Projektet kostade cirka 320 miljoner pund.