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Jul 01, 2023

Alba Fase II, Progetto Nord Mare del Nord

Alba si trova nel blocco 16/26, 130 miglia a nord-est di Aberdeen. Il giacimento si trova in una profondità d'acqua di circa 138 Alba Fase II Mare del Nord Settentrionale, Regno Unito 16 / 26 138 milioni 400 milioni di barili

Alba si trova nel blocco 16/26, 130 miglia a nord-est di Aberdeen. Il campo si trova in una profondità d'acqua di circa 138

Fase Bianca II

Mare del Nord settentrionale, Regno Unito

16/26

138m

Riserve recuperabili di 400 milioni di barili

1984

Gennaio 1994

Piattaforma Alba Nord e Piattaforma Alba Sud

Chevron (21,17%)

ConocoPhillips (23,43%), Statoil (17%), BP (15,5%), Total (12,65%), Cieco (8%) ed Endeavour (2,25%)

Alba si trova nel blocco 16/26, 130 miglia a nord-est di Aberdeen. Il campo si trova in una profondità d'acqua di circa 138 m. Alba è stato scoperto dalla Chevron nel 1984 ed è entrato in funzione nel gennaio 1994. Il giacimento contiene una riserva totale stimata di petrolio in posto di circa un miliardo di barili e ha riserve recuperabili di circa 400 milioni di barili.

Nell'ottobre 2009 Chevron ha assegnato a Wood Group un contratto triennale di ingegneria e costruzione del valore di 45 milioni di sterline per i giacimenti del Mare del Nord. Wood Group fornirà i propri servizi per le piattaforme situate nei campi Alba, Captain ed Erskine. Il contratto prevede anche due opzioni per estendere i servizi di un anno.

Nel febbraio 2010 Wood Group ha vinto un altro contratto del valore di 12 milioni di sterline. In base al contratto fornirà servizi operativi e di manutenzione per i giacimenti della Chevron nel Mare del Nord.

I servizi saranno forniti per le piattaforme Alba, Captain ed Erskine per tre anni.

Nel maggio 2010 RBG si è aggiudicata un contratto per la fornitura di servizi di accesso tramite fune elettrica ai giacimenti Chevron nel Mare del Nord.

RGB effettuerà l'ispezione elettrica e la revisione delle piattaforme Alba, Captain ed Erskine per tre anni.

Gli sviluppi sul campo sono stati condotti in due fasi. Il primo prevedeva l'installazione di una piattaforma fissa in acciaio con produzione integrata, perforazione e alloggi.

Questa, la Piattaforma Alba Nord (ANP), è stata utilizzata per sviluppare il settore settentrionale del campo. Il petrolio viene esportato tramite l’unità di stoccaggio galleggiante di Alba (FSU), la prima di queste ad essere costruita appositamente per il settore britannico del Mare del Nord.

Sviluppo sul campo: fase II

La seconda fase del piano di sviluppo di Alba di Chevron prevedeva l'utilizzo di una seconda piattaforma meridionale di Alba per sviluppare la parte sud del giacimento. A quel tempo il limite tecnologico alla portata estesa di un pozzo era di 9.500 piedi.

Tuttavia, con il miglioramento delle tecniche di perforazione a portata estesa (ERD), è diventato chiaro che le crescenti "distanza di uscita" stavano diventando sufficienti per sfruttare le riserve all'estremità meridionale del bacino, utilizzando l'area esistente della piattaforma settentrionale di Alba.

Alba fase IIA

La Fase II è stata divisa in altre due fasi. La prima, la Fase IIA, ha aumentato la capacità produttiva da una velocità prevista di 75.000 bopd a 100.000 bopd. L'operazione è stata completata nell'ottobre del 1996 e da allora la piattaforma ha gestito ritmi di produzione costanti di circa 100.000 barili al giorno.

Fase IIB

La Fase IIB aveva lo scopo di aumentare la capacità lorda di gestione dei fluidi fino a un massimo di 390.000 bopd da 240.000 bopd. Nell’ambito di questa fase, è stato installato un impianto sottomarino di iniezione dell’acqua a 6 km di distanza per aumentare la pressione per i pozzi ERD previsti. Questo è stato perforato dall'impianto JW McLean, che è stato collegato alla piattaforma con una nuova tubazione di 6 km.

Tre nuovi moduli sono stati collegati alla piattaforma esistente per contenere le apparecchiature di elaborazione necessarie.

Il modulo di processo a nord del fronte ovest contiene il nuovo separatore di primo stadio, che opera in parallelo con i separatori esistenti.

Dispone inoltre di un nuovo pacchetto idrociclone con rivestimenti ad alta efficienza per trattare i fluidi provenienti dal nuovo separatore e di una pompa dell'acqua prodotta per recuperare il calore dal flusso di acqua prodotta per l'alimentazione dell'acqua di iniezione.

Dispone di un nuovo recipiente di depurazione/degasaggio per fornire fluidi migliorati di acqua prodotta in mare fino a un obiettivo di 30 parti per milione (ppm) di olio nell'acqua e di due nuove pompe di iniezione dell'acqua, ciascuna che fornisce 100.000 barili di acqua al giorno (bwpd) a una velocità Pressione di scarico 2.500 psi.

Il modulo di generazione di energia a sud della facciata est comprende un nuovo generatore principale supplementare, da 10 Mw, con relativa cabina di controllo e condotti di aspirazione dell'aria. Ospita inoltre la nuova unità di recupero del calore di scarto, il camino di scarico e il serbatoio giornaliero diesel, che serve sia il nuovo generatore che quello principale esistente.