Бактонский газовый терминал — это комплекс из шести газовых терминалов на четырех участках, расположенных на побережье Северного моря в Северном Норфолке в Соединенном Королевстве. Участки находятся недалеко от Пастона и между Бактоном и Мандесли ; ближайший город — Норт-Уолшем .
Другие основные газовые терминалы Великобритании, которые получают газ с континентального шельфа Великобритании, находятся в Сент-Фергусе, Абердиншир ; Изингтоне, Восточный райдинг Йоркшира ; Теддлторпе , Линкольншир; терминал CATS , Тиссайд; и газовый терминал Рэмпсайд , Барроу, Камбрия.
Комплекс Bacton, занимающий площадь около 180 акров (73 га), открылся в 1968 году. Он имеет фасад длиной 1 км (3200 футов) вдоль вершины скалы. Первоначально он был построен Shell-Esso, Phillips Petroleum-Arpet Group, Amoco- Gas Council . Разрешение на строительство было выдано 16 июня 1967 года Энтони Гринвудом, бароном Гринвудом из Россендейла . Месторождение Leman начало добычу 13 августа 1968 года (совместная добыча Shell-Esso и Amoco-Gas Council), месторождение Hewett ( Phillips Petroleum -Arpet Group) начало добычу в июле 1969 года, а месторождение Indefatigable (совместная добыча Shell-Esso и Amoco-Gas Council) начало добычу в октябре 1971 года. Строительство завода Phillips-Arpet стоимостью 5 миллионов фунтов стерлингов началось в апреле 1968 года. Газ с части месторождения Leman, принадлежащей Shell-Esso, поставлялся в Бактон по трубопроводу длиной 34 мили. Трубопровод диаметром 36 дюймов и длиной 140 миль (магистральный фидер № 2) стоимостью 17 миллионов фунтов стерлингов был построен Italsider из Бактона до Национальной системы передачи около Рагби . После первоначального завершения строительства в 1968 году общая пропускная способность терминала составляла 3955 миллионов кубических футов (112 миллионов кубических метров ) газа в день при стандартных условиях . [1] Газовый совет продавал новый североморский газ как высокоскоростной газ .
Компания A. Monk Ltd из Падгейте построила завод Shell в 1968 году. [2]
Комплекс Bacton состоит из шести газовых терминалов. Терминалы:
Три терминала (Eni, Perenco и Shell) получают газ с газовых месторождений южной части Северного моря (SNS) и некоторых центральных частей Северного моря (CNS). Первоначальная переработка газа, например, удаление свободной воды, происходит на морских газовых установках. На терминалах газ и конденсат поступают в ловушки для пробок (для разделения газа, углеводородных жидкостей и конденсированной воды), газ при необходимости сжимается, обезвоживается с помощью триэтиленгликоля и охлаждается до достижения заданной точки росы углеводородов. Ранее кислый газ (сернистый) удалялся на площадке Eni с помощью аминовой очистки газа , которая в настоящее время выведена из эксплуатации. Углеводородный конденсат стабилизируется и транспортируется по трубопроводу Британским трубопроводным агентством по маршруту бывшей железнодорожной линии Норт-Уолшем-Мандесли до железнодорожного терминала Норт-Уолшем , а оттуда по железной дороге на нефтеперерабатывающий завод в Харвич-Эссексе. Очищенный газ с трех терминалов поступает на терминал National Grid, расположенный непосредственно к югу от приемных терминалов. Два терминала (Interconnector и BBL) получают газ из газовых сетей континентальной Европы или доставляют его в них. Коллекторы в терминале National Grid смешивают газ и распределяют его по National Transmission System под давлением около 1000 фунтов на кв. дюйм (69 бар).
Первоначально морские приемные терминалы управлялись Royal Dutch Shell -Esso, Phillips Petroleum -Arpet Group и Amoco -Gas Council. Amoco и BP объявили о своем слиянии в 1998 году, чтобы сформировать BP Amoco, объединенная организация изменила свое название на BP в 2001 году. Perenco взяла на себя операции BP в сентябре 2003 года. Tullow начала работу в 2003 году, взяв на себя операции терминала Phillips Petroleum, ENI взяла на себя операции Tullow Oil в декабре 2008 года.
Терминал Shell, самый восточный из трех, получает газ и конденсат из двух морских трубопроводов. Это 30-дюймовый трубопровод длиной 55,7 км от морской установки Leman 49/26AP и 24-дюймовый трубопровод длиной 73 км от установки Clipper PT. Законсервированный 30-дюймовый трубопровод официально поставлял газ от установки Leman 49/26BT в Бактон. Терминал также получает газ из 34-дюймового трубопровода SEAL длиной 474 км (295 миль), который транспортирует газ с газовых месторождений Shearwater и Elgin-Franklin в центральной части Северного моря. Трубопровод SEAL является самым длинным на континентальном шельфе Великобритании . Мощность завода Shell по переработке газа составляет 900 миллионов кубических футов (25 миллионов м 3 ) в день при стандартных условиях , а мощность стабилизации конденсата — 8000 баррелей в день (1270 м 3 /день). Точка росы углеводородов газа достигается за счет охлаждения пропаном. Первоначально были предусмотрены возможности погрузки конденсата в грузовики. [3] На заводе работают 46 человек, и он начал работу в 1968 году. Терминал трубопровода BBL начал работу в декабре 2006 года и расположен на территории терминала Shell. Терминал BBL управляется, но не принадлежит Shell.
Самый западный из терминалов принадлежит итальянской компании Eni . Он получает газ из двух 30-дюймовых трубопроводов с месторождения Хьюитт (длиной 27,7 км и 32,8 км) и 62-километрового 20-дюймового трубопровода с морской установки Lancelot 48/17A (комплекс LAPS). Выведенный из эксплуатации 24-дюймовый трубопровод ранее поставлял газ с морской установки Thames 49/28A. Газ и жидкость из каждого трубопровода принимаются и обрабатываются отдельно. [4] После разделения газа и конденсата в пробкоуловителях и фильтрах-сепараторах судового типа каждый газовый поток фискально измеряется (в целях налогообложения). Два газовых потока месторождения Хьюитт объединяются и повышаются в давлении с помощью эжектора. Ранее газовый поток обрабатывался амином для удаления соединений серы, этот объект был выведен из эксплуатации в 2000 году, когда добыча из кислого резервуара Хьюитт Аппер Бантер была остановлена. Газ смешивается с газом LAPS, затем сжимается. Ранее он был обезвожен с использованием триэтиленгликоля и прошел снижение точки росы углеводородов путем охлаждения пропаном. Наконец, он был фискально измерен (для продажи) и передан на завод Bacton NTS. Ранее на терминале были резервуары для хранения пентана и станция загрузки грузовиков. [3] На терминале есть две газовые турбины GE 11MW Frame 3 и одна GE 3.7MW Frame 1, подключенные к трем центробежным компрессорам . В 2011 году терминал Eni был разделен путем отделения приемных и некоторых компрессионных установок от установки дегидратации и контроля точки росы, последняя была выведена из эксплуатации. Теперь после сжатия газ отправляется на площадку Perenco для дегидратации и контроля точки росы. Отделенный конденсат также отправляется на площадку Perenco. В конце 2013/2014 года избыточные перерабатывающие установки были демонтированы, и теперь большая часть площадки Eni не используется.
Этот терминал, расположенный между терминалом Shell и терминалом Eni, обрабатывает газ из трубопроводов с месторождений Leman , Indefatigable и Trent & Tyne. Они включают два 30-дюймовых (760 мм) трубопровода от морских установок Leman 49/27AP и Leman 49/27B (61,82 км и 64,9 км соответственно) и 24-дюймовый (610 мм) трубопровод от морской установки Trent 43/24. Перерабатывающий завод состоит из двух параллельных линий (завод A1 и завод A2), каждый с начальной производительностью переработки 1000 миллионов кубических футов (28 миллионов м 3 ) в день при стандартных условиях и производительностью стабилизации конденсата 600 м 3 /день, стабилизированный конденсат хранится в резервуарах для хранения бензина [3] перед подачей по трубопроводу на железнодорожный терминал North Walsham. Газ из пробкоуловителя трубчатого типа «Leman» обычно направляется на потоки 1, 2 и 3 установки контроля точки росы; газ из пробкоуловителя трубчатого типа «Inde» направляется на потоки 4 и 5 установки контроля точки росы. Газ из пробкоуловителя трубчатого типа «Tyne and Trent» может быть направлен на любую установку контроля точки росы. Также имеется перекрестное соединение с терминалом Shell и обратно.
Терминал ENI был интегрирован в терминал Perenco в 2011 году, что позволило перенаправить газ и конденсат Hewett, LAPS и одно время Thames из ловушки пробок и компрессора на терминале Eni на терминал Perenco выше по потоку от установки осушки и контроля точки росы.
Соединения с морскими приемными терминалами включают две 30-дюймовые линии с терминала Eni (ныне неиспользуемые), две 30-дюймовые линии с терминала Perenco, четыре 24-дюймовые линии с терминала Shell и 36-дюймовую линию с трубопровода BBL . Газ с терминалов Perenco и Shell фильтруется, измеряется через диафрагмы, а поток регулируется по объему в системе коллекторов. [3] Предусмотрены возможности для нагрева газа горячей водой под давлением, если это необходимо, если давление входящего газа должно быть значительно снижено. На территории Национального газового терминала имеется четыре 36-дюймовых коллектора, плюс один запасной, который может принимать поток с любой из входящих линий, таким образом смешивая газ. [3] 24-дюймовый обходной кольцевой трубопровод по периметру площадки позволяет полностью обойти терминал в чрезвычайной ситуации. Смешанные газы одорируются (1 кг одоранта на 60 000 м3 газа ) [5] , расход измеряется и затем распределяется в Национальную систему передачи через пять исходящих фидеров:
Из Национального газового терминала газ также может быть отправлен или получен из Зебрюгге, Бельгия, через Interconnector , полученный из Нидерландов через 36-дюймовый трубопровод Balgzand Bacton Line BBL . Газ также распределяется по местной территории через систему распределения газа низкого давления и отправляется по 12-дюймовому трубопроводу высокого давления на электростанцию Great Yarmouth.
Терминал Interconnector расположен в терминале National Grid. Он может импортировать газ из Зебрюгге, Бельгия, или экспортировать его в него по 235-километровому трубопроводу, работающему под давлением до 147 бар. От трубопровода SEAL идет 30-дюймовая линия прямого доступа. Он работает через четыре газовые турбины GE LM2500 и центробежный компрессор Thermodyn на своей компрессорной станции, которая была построена Kværner John Brown (теперь называется McDermott). Interconnector был введен в эксплуатацию в 1998 году.
Терминал BBL (линия Bacton–Balgzand) расположен на территории терминала Shell, он получает газ с компрессорной станции в Анна-Пауловне в Нидерландах. Приемная установка Bacton принадлежит компании BBL Company, а эксплуатируется Shell. [6] Газ поступает в Bacton примерно при температуре морского дна и давлении до 135 бар, но которое варьируется в зависимости от количества линейного пакета. Роль Bacton заключается в снижении давления для входа в Национальную систему передачи . Таким образом, может произойти значительное охлаждение Джоуля-Томсона перед закачкой газа в NTS. Поэтому в Bacton установлены четыре идентичных параллельных потока, каждый из которых оснащен нагревателем с водяной баней прямого нагрева на слипстриме и спроектирован для работы в качестве трех рабочих и одного резервного при максимальных условиях потока, чтобы контролировать температуру подачи и давление газа. Трубопровод BBL имеет длину 235 км и был введен в эксплуатацию в декабре 2006 года.
Месторождение Leman находится в 30 милях (48 км) к северо-востоку от Грейт-Ярмута. Это песчаниковый резервуар Rotliegendes толщиной 800 футов (240 м) на глубине около 6000 футов (1830 м). Его длина составляет около 18 миль (29 км), а ширина — 5 миль (8 км). [7] Оно было открыто в августе 1966 года, лицензировано Shell (Блок 49/26) и Perenco (Блок 49/27). Установка Leman 49/26A (AD1, AD2, AP и AK) начала добычу в августе 1968 года. Ее начальные извлекаемые запасы составляли 292 млрд м 3 . [8] Оно соединено с терминалом Shell в Бактоне. Leman 49/26B (BT и BH) и 49/26B (BP и BD) начали добычу в ноябре 1970 года. Leman 49/26C (CD и CP) начали в феврале 1972 года. Leman 49/26D начали в августе 1974 года. Leman 49/26E начали в августе 1983 года. Leman 49/26F и 49/26G начали в сентябре 1987 года. Комплекс платформ Leman соединяется с Bacton через Leman 49/26A и находится прямо к востоку от комплекса Hewett. Выведенный из эксплуатации 36-дюймовый трубопровод ранее поставлял газ из Leman 49/26BT в Bacton. Месторождение названо в честь песчаной отмели Leman Sandbank, на которой оно расположено. [9] Газ с месторождения подается в Бактон через комплекс Leman 49/26A (AK, AP, AD1 и AD2), где установки состоят из двух газовых турбин RB211 (приводящих в действие компрессор высокого давления) и двух Avon (приводящих в действие компрессор низкого давления).
В середине 1990-х годов несколько установок осушки гликолем на месторождениях Инде и Леман были выведены из эксплуатации. Это позволило установкам стать обычно необслуживаемыми установками (NUI), что снизило расходы на персонал и риски для персонала.
Газовое месторождение Indefatigable находится в 60 милях (100 км) к северо-востоку от Грейт-Ярмута. Это песчаниковый резервуар Rotliegendes толщиной 200–300 футов (60–90 м) на глубине 8000–9000 футов (2440–2740 м). [7] Лицензия на него принадлежит Shell (блоки 49/24 и 49/19) и Perenco (блоки 49/23 и 49/18). Месторождение было открыто в июне 1966 года, а добыча началась в сентябре 1971 года. Его начальные извлекаемые запасы составляли 125 млрд м 3 . [8] Установка Inde 49/24J (JD & JP) была запущена в сентябре 1971 года, Inde 49/24K — в марте 1973 года, Inde 49/24L — в октябре 1978 года, а платформа Inde 49/24M — в октябре 1985 года. Добыча газа осуществлялась через установку Amoco (теперь Perenco) Inde 49/23A, затем через совместную линию к установке Leman 49/27B и оттуда в Bacton. Месторождение Inde 49/24 прекратило добычу 5 июля 2005 года. Juliet, Kilo, Lima, Mike и November были удалены к июлю 2011 года. [10] Indefatigable SW была обнаружена в июне 1967 года, а добыча началась в октябре 1989 года. [11] Она названа в честь линейного крейсера Королевского флота HMS Indefatigable времен Первой мировой войны .
Corvette (Блок 49/24A) соединяется с комплексом Leman 49/26A через 20-дюймовый трубопровод. Управляется Shell и принадлежит в равных долях Shell и Esso. Открыто в январе 1996 года, добыча началась в январе 1999 года. Названо в честь корабля- корвета .
Brigantine (Блок 49/19) принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Brigantine A была открыта в 1986 году; B была открыта в 1997 году; и C была открыта в 1998 году. Все три месторождения начали добычу в октябре 2001 года с платформ 49/19BR и 49/19BG. Газ подается на терминал Bacton через комплекс Corvette и Leman A. Он назван в честь судна -бригантины . Добыча Caravel 49/20 осуществляется по трубопроводу Brigantine-Corvette. Добыча Shamrock осуществляется по трубопроводу Caravel 49/20
Sean (блоки 49/24, 49/25 и 49/30) состоят из платформ Sean P (PD и PP) и (меньшей) Sean RD. Месторождение Sean North было открыто в мае 1969 года, а Sean South — в январе 1970 года, а добыча началась в октябре 1986 года. Оно принадлежит в равных долях Shell, Esso Exploration & Production UK Ltd, Union Texas и Britoil (BP), но управляется Shell. Sean East было открыто в июне 1983 года, добыча началась в ноябре 1994 года. [12]
Clipper (48/19) является частью месторождения Sole Pit. Оно было открыто в марте 1968 года. Добыча началась в октябре 1990 года. Оно принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Комплекс Clipper был разработан как узловая платформа Clipper P (PW, PT, PM, PC, PR, PH) для месторождений Galleon, Barque, Skiff и Carrack. Он назван в честь типа судна clipper
Barque PB и Barque PL (48/13 и 48/14) являются частью комплекса Sole Pit. Он был открыт в 1971 году. Добыча началась в октябре 1990 года. Он принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Он находится дальше всего к северу от месторождений, связанных с Bacton, будучи севернее многих газовых месторождений, связанных с Lincolnshire. Подается по трубопроводу в Bacton через комплекс Clipper. Он назван в честь конструкции барка .
Galleon PG и Galleon PN (48/20) являются частью комплекса Sole Pit. Добыча началась в октябре 1994 года и была обнаружена в сентябре 1969 года. Он принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Подается по трубопроводу в Bacton через комплекс Clipper. Он назван в честь типа судна галеон .
Carrack QA и Carrack West (49/9, 49/14 и 49/15) расположены примерно в 120 км к северо-востоку от терминала Bacton. Добыча началась в 2003 году. Принадлежит Shell и Esso и управляется Shell. Cutter QC экспортирует газ через Carrack QA. Подается в Bacton через комплекс Clipper.
Управляется Shell, но 28% принадлежит Shell UK Ltd, 28% Esso Exploration & Production UK Ltd, 28% ARCO British Ltd, 12% Superior Oil (UK) Ltd и 4% Canadian Superior Oil UK Ltd. Открыто в сентябре 1988 года, добыча началась в сентябре 2000 года. Соединяется с Bacton через трубопровод SEAL (Shearwater Elgin Area Line). 474-километровый трубопровод SEAL также соединяется с газовым месторождением Elgin-Franklin.
Месторождение Хьюитт (блоки 48/29, 48/30, 52/4 и 52/5) имеет несколько резервуаров на относительно небольших глубинах: 3000-4200 футов (910-1280 м). Структура представляет собой антиклиналь с северо-запада на юго-восток длиной около 18 миль (29 км) и шириной три мили (4,8 км). [7] Оно эксплуатируется Eni UK и включает в себя комплексы: Dawn, Big Dotty и Deborah, а также Delilah, Della и Little Dotty. 89,31% принадлежит Eni UK, а оставшиеся 10,69% принадлежат Perenco. Оно было открыто в октябре 1966 года, а добыча началась в июле 1969 года. Его начальные извлекаемые запасы составляли 97 млрд м 3 . [8] Месторождение Хьюитт добывало газ из четырех подводных резервуаров: пермский песчаник Ротлигендес, пермский цехштейнский магнезиальный известняк, а также нижнетриасовый сланец Нижний Бантер и песчаник Верхний Бантер. Формация Верхний Бантер содержала кислый (с высоким содержанием серы) газ. Это потребовало создания установок по очистке кислого газа в Бактоне, прежде чем добыча из Верхнего Бантера была приостановлена в 2000 году. У Хьюитта есть два 30-дюймовых трубопровода в Бактон (27,7 км и 32,8 км). Это набор месторождений, ближайших к Бактону, находящихся в 25 милях (40 км) к востоку от Грейт-Ярмута . Им управляла компания Phillips Petroleum, которая стала ConocoPhillips, а затем в значительной степени владела и управляла Tullow Oil, прежде чем была куплена Eni UK.
Расположено к востоку от комплекса Темзы и пока не является разрабатываемым месторождением.
[13]
Блок 49/27 месторождения Leman лицензирован и эксплуатируется Perenco UK Ltd, первоначально Gas Council-Amoco. Он был открыт в августе 1966 года, а добыча началась в августе 1968 года. Начальные извлекаемые запасы составляли 292 млрд м3 . Он включает в себя следующие установки, платформы и комплексы: Leman 49/27A (AD, AP, AC, AQ, AX); 49/27B (BD, BP, BT); 49/27C (CD, CP); 49/27D (DD, DP); 49/27E (ED, EP); 49/27F (FD, FP); 49/27G; 49/27H; и 49/27J. Газ направляется в Bacton по двум 30-дюймовым трубопроводам из Leman 49/27A и Leman 49/27B.
Блоки 49/23 и 49/18 месторождения Indefatigable лицензированы и эксплуатируются Perenco, первоначально Gas Council-Amoco. Месторождение было открыто в июне 1966 года, а добыча началась в сентябре 1971 года. Его начальные извлекаемые запасы составляли 125 миллиардов м 3 . [8] Оно включает в себя следующие установки, платформы и комплекс: Indefatigable 49/23A (AT, AC, AQ); 49/23C (CD, CP); 49/23D (включая месторождение Baird ); 49/23E ( Bessemer ) и подводная установка NWBell (49/23-9); Inde 49/18A; и 49/18B. Выведенное из эксплуатации месторождение Shell Indefatigable 49/24 ранее добывало газ через комплекс Inde 49/23A. Газ из Indefatigable 49/24AT направляется в Бактон через комплекс Leman 49/27B.
Комплекс Lancelot (48/17A) соединен с терминалом Eni Bacton через трубопровод LAPS (Lancelot Area Pipeline System). Он находится в ведении англо-французской Perenco UK Ltd.
Galahad & Mordred (48/12BA) эксплуатируется Perenco UK Limited. 72,23% принадлежит Perenco Gas UK Ltd, 15% Chieftain Exploration UK Ltd, 10% Premier Pict Petroleum Ltd и 3% Chieftain International North Sea Ltd. Месторождение открыто в декабре 1975 года, добыча началась в ноябре 1995 года.
Guinevere (48/17B) эксплуатируется Perenco UK Limited. 49,5% принадлежит Perenco Gas UK Ltd, 25,5% Perenco UK Limited и 25% Nobel Energy Inc. Открыто в мае 1988 года, добыча началась в июне 1993 года. Соединено с заводом Eni в Бактоне через платформу Lancelot 48/17A. Расположено к западу от (центрального) месторождения Lancelot.
Excaliber EA (48/17A) принадлежит и управляется Perenco, добыча осуществляется через Lancelot 48/17A. Самое северное артурское газовое месторождение в комплексе Lancelot.
Davy (49/30A) и Bessemer (49/23E) были разработаны Amoco в 1995 году. Обе установки являются моноподами. Обе производят газ для Inde 49/23A.
Добыча началась в 2008 году. Соединяется с газовым терминалом Perenco в Бактоне через месторождение Индефатигейбл. [14]
Газовое месторождение Cygnus (44/11 и 44/12) было открыто в 1988 году. Газ добывается с помощью платформ Cygnus Alpha и Cygnus Bravo. [15] [16] Газ впервые поступил в Великобританию 13 декабря 2016 года. В 2017 году оно стало крупнейшим газовым месторождением Великобритании, обеспечивая 5% природного газа Великобритании, что достаточно для 1,5 миллиона домов. Платформы были построены в Хартлпуле и Файфе, каждая весом 4400 тонн. Газ транспортируется на терминал Perenco по 550-километровому трубопроводу на системе передачи Eagles (ETS). Месторождение находится в пермской формации Леманского песчаника и каменноугольной формации Кеч. Месторождение эксплуатируется компанией Engie E&P UK Limited (бывшая GDF Suez), 48% которой принадлежит Centrica. [17]
Trent (Блок 43/24) принадлежит Iona UK Developments Co. Ранее им владела и управляла ARCO (Atlantic Richfield Company), а затем Perenco UK Ltd. Он был открыт в марте 1991 года, а добыча началась в ноябре 1996 года. Он соединен с терминалом Perenco Bacton через трубопровод Eagles. Имеет две газовые турбины Solar Mars для компрессора.
Самый северный газовый промысел Бактона, Тайн (блок 44/18), находится примерно на той же широте севернее, что и Тиссайд. Принадлежит Iona UK Developments Co. Им управляла ARCO, а затем Perenco. Открыто в январе 1992 года и ноябре 1996 года. Соединяется с Бактоном через трубопровод Interfield и трубопровод Eagles.
Месторождения Esmond (43/8a), Forbes (43/13a) и Gordon (43/20a) находятся в нижнетриасовом песчанике Бантер и были обнаружены скважиной 43/13-1 в 1969 году компанией Hamilton Brothers Oil and Gas. Первый газ был добыт в июле 1985 года на четырех установках, эксплуатируемых BHP Petroleum Ltd. Пиковый уровень добычи составил 200 миллионов кубических футов (5,7 миллиона м 3 ) в день при стандартных условиях . Газ экспортировался по трубопроводу диаметром 24 дюйма (610 мм) на терминал Amoco (теперь Perenco) в Бактоне. Эти месторождения и их платформы были выведены из эксплуатации в 1995 году. В 1995 году экспортная трубопроводная система (система передачи Esmond, ETS) была переименована в EAGLES (система эвакуации газа и жидкости Восточной Англии), а операторство перешло к ARCO (тогда BP, позже Perenco, сейчас Iona) для добычи на месторождениях Трент и Тайн.
Welland (53/4) изначально эксплуатировался Arco, ExxonMobil и, наконец, Perenco, а 34% принадлежало Tullow Exploration Ltd, 55% — Esso и 11% — Consort EU Ltd. Welland NW был открыт в январе 1984 года, а Welland S — в июне 1984 года. Добыча началась в сентябре 1990 года. Расположен к юго-востоку от комплекса Темзы, с которым он был соединен с Bacton. Назван в честь реки Welland . Welland оказался нерентабельным к 2005 году и был выведен из эксплуатации и удален в 2010 году.
Camelot (53/1 и 53/2) эксплуатировался Petrofac и принадлежал ERT. Camelot N был открыт в ноябре 1967 года, а Camelot C & S — в июне 1987 года. Добыча началась в октябре 1989 года. Соединен с Bacton через комплекс Leman 49/27A. Месторождение выведено из эксплуатации в 2011 году, платформы Camelot CA и CB были демонтированы в 2012 году.
Они эксплуатировались Perenco, контролируемой из комплекса Thames , ранее эксплуатируемого Arco British Limited, а затем ExxonMobil. Месторождение включало установку Thames 49/28A и подводные установки, все из которых добывали через Thames: Yare C (49/28), Gawain (49/29A), Bure O (49/28-8), Bure West (49/28-18) и Thurne (49/28), принадлежащие Tullow/Eni. Установка Thames включала три платформы, устье скважины AW, приемную AR и технологическую платформу AP. Прекращение всей оставшейся добычи, подаваемой в комплекс Thames, было объявлено в 2014 году, и начался вывод из эксплуатации.
43% принадлежит Tullow Exploration Ltd, 23% — AGIP (UK) Ltd, 23% — Superior Oil (UK) Ltd и 10% — Centrica Resources Ltd. Добыча на всех месторождениях началась в октябре 1986 года. Месторождение Темза было открыто в декабре 1973 года; Яре — в мае 1969 года; Буре — в мае 1983 года; и Венсум — в октябре 1985 года. Они управлялись Tullow Oil как комплекс Темзы. Соединены с терминалом Туллоу/Эни Бактон через трубопровод Темзы. [18] Куплены у Agip (Италия) компанией Tullow в 2003 году. Месторождения были названы в честь реки Темзы: Яре , Буре , Венсум в Норфолке и Дебен в Саффолке.
Комплекс Thames имел одну Solar Mars, одну Ruston Tornado и газовые турбины TB5 для компрессора.
Артур (53/2) расположен между комплексами Хьюитт (на западе) и Темза (на востоке). Соединен с Бэктоном через комплекс Темза. Производство началось в январе 2005 года. Ранее принадлежал Туллоу и управлялся Esso. Назван в честь короля Артура . Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Темза.
Horne and Wren (53/3) находился к югу от комплекса Thames и вел добычу на нем. Добыча началась в июне 2005 года. Куплен Tullow у BP в 2004 году, затем 50% продано Centrica . Эксплуатировался до 2004 года Shell. Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Thames.
Wissey (53/4) находился к юго-западу от комплекса Thames, прямо к югу от газового месторождения Welland. Назван в честь реки Wissey в Норфолке. Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Thames.
Orwell (49/26A) принадлежала Tullow Oil Ltd. Им управляла ARCO, а позже — Perenco. Оно было открыто в феврале 1990 года, добыча началась в августе 1993 года. К востоку от комплекса Thames, с которым оно соединялось, и дальше всего к востоку от газовых месторождений Bacton. Куплено Tullow у ChevronTexaco (ChevTex, с мая 2005 года известно как Chevron ) в 2004 году. Названо в честь реки Orwell в Саффолке . Выведено из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Thames.
Gawain (49/29A) эксплуатировался Perenco UK Limited. Он принадлежал Perenco Gas UK Ltd 50% и Tullow Oil Ltd 50%. Открыт в декабре 1988 года, добыча началась в октябре 1995 года. Он был связан с Bacton через комплекс Thames. Расположен к северо-востоку от месторождения Thames, полностью отделен (к востоку) от других месторождений, названных Arthurian . Выведен из эксплуатации в рамках вывода из эксплуатации месторождения Thames.
Tristan (49/29) принадлежала и управлялась Perenco Gas UK Ltd. Открыта в мае 1976 года, добыча началась в ноябре 1992 года. Она была связана с Bacton через платформы Welland и Thames, платформа Welland была демонтирована в 2010 году, и расположена к востоку от комплекса Thames. Названа в честь Тристана из легенды об Артуре .
До закрытия для новых закачек в 2017 году объект Rough был единственным истощенным газовым месторождением Великобритании, которое использовалось для хранения и извлечения газа. Было разработано несколько проектов по использованию других истощенных газовых месторождений, но ни один из них не оказался экономически жизнеспособным. Два примера, связанных с Bacton, — это проекты газохранилищ Baird и Deborah.
Месторождение Baird компании Perenco расположено в блоке 49/23, в 86 км от побережья Норфолка. Оно расположено рядом с месторождением Indefatigable компании Perenco, через которое она экспортирует газ по Inde 49/23D.
Проект газохранилища Baird должен был быть построен компаниями Centrica Storage и Perenco (UK) Ltd. Centrica приобрела 70% акций проекта у Perenco в феврале 2009 года. Компании создали совместное предприятие с долевым участием 70/30% под названием Bacton Storage Company для эксплуатации объекта после его завершения. [19]
Проект включал транспортировку газа из Национальной системы передачи (NTS) через береговой терминал Perenco в Бактоне, а затем по трубопроводу в море для закачки и хранения в резервуаре Бэрд. Закачка газа будет осуществляться летом и реверсироваться зимой, извлекая газ из резервуара для переработки в Бактоне и доставки в NTS.
Береговые сооружения включали три компрессора с газовыми турбинами, установку осушки газа, приемные нагреватели, установку хранения и регенерации моноэтиленгликоля (МЭГ), дополнительные системы учета газа и вентиляционную трубу. Эти сооружения будут построены на терминале Perenco в Бактоне. Разрешение на строительство было выдано Советом округа Северный Норфолк 27 июля 2010 года.
Морские сооружения представляли собой одну четырехопорную обычно необслуживаемую установку (NUI). Установка имела бы 18 скважинных слотов с 14 эксплуатационными скважинами. NUI была бы соединена с Bacton двунаправленным трубопроводом длиной 100 км и диаметром 38 дюймов. 4,5-дюймовая линия MEG должна была проходить параллельно, доставляя MEG из Bacton в NUI.
Месторождение будет иметь емкость хранения 81 миллиард кубических футов (2,3 миллиарда кубических метров), что сделает его вторым по величине хранилищем газа в Великобритании. Проектный срок службы хранилища составит 50 лет.
Ожидалось, что проект будет завершен в 2013 году, но был приостановлен в 2012 году, и строительные работы не велись. 23 сентября 2013 года Centrica объявила [20] , что не будет продолжать проект Baird в свете слабой экономики проектов по хранению газа и заявления правительства от 4 сентября 2013 года об исключении вмешательства в рынок для стимулирования дополнительных мощностей по хранению газа в Великобритании.
Месторождение Deborah компании Eni находится в блоках 48/28, 48/29, 48/30 и 52/03 примерно в 40 км от побережья Норфолка. Оно примыкает к месторождению Hewett, через которое компания добывает газ с 1970 года.
Проект был разработан компанией Eni Hewett Limited. Как и в случае с проектом Baird, газ должен был закачиваться в морской резервуар в летние месяцы и извлекаться в зимние месяцы и обрабатываться на берегу в Бактоне для поставки в NTS. [21]
Береговые сооружения будут включать новые приемные сооружения для трубопроводов, два компрессорных цеха для четырех новых компрессоров, водоочистные сооружения, хранилище гликоля и две вентиляционные трубы. Разрешение на планирование береговых сооружений было выдано Советом округа Северный Норфолк 24 ноября 2010 года.
Морские сооружения будут представлять собой две платформы NUI, расположенные примерно в 2 км друг от друга над резервуаром Дебора. Всего будет 33 скважины для нагнетания/отбора, а также две контрольные скважины, распределенные между двумя платформами. Каждая платформа будет соединена с Бактоном одним из двух двунаправленных трубопроводов длиной 41 км и диаметром 32 дюйма. Трубопровод длиной 2 км и диаметром 32 дюйма будет соединять две платформы. 41-километровый гликолевый трубопровод будет соединен с одной из газовых линий. Будут предоставлены 41-километровый силовой и оптоволоконный кабель управления, мониторинга и связи от Бактона до одной из платформ и 2-километровые кабели между платформами.
Месторождение Дебора должно было иметь емкость хранения 4,6 млрд кубометров. Проектный срок службы объекта должен был составлять 40 лет. Лицензия на хранение газа была выдана Министерством энергетики и изменения климата (DECC) 22 октября 2010 года. [22] Запуск был запланирован на апрель 2015 года. Проект был законсервирован осенью 2013 года.
Морская установка на континентальном шельфе Великобритании может включать одну интегрированную платформу или две или более платформ, соединенных мостом . Установки идентифицируются по большому черному на желтом знаку на установке. На нем может быть указано имя первоначального или текущего владельца или оператора, название месторождения и набор цифр и букв, например, Shell/Esso Leman 49/26A. Цифры идентифицируют квадрант и блок, где расположена установка, например, 49/26 находится в квадранте 49, блоке 26. [23] Первая буква — это последовательная буква (A, B, C, D и т. д.), идентифицирующая каждую установку в пределах месторождения. Вторая и последующие буквы могут обозначать функцию платформы, например, комплекс Leman 49/26A состоит из четырех связанных мостом платформ 49/26AP (добыча), 49/26AD1 (бурение 1), 49/26AD2 (бурение 2) и 49/26AK (компрессия). Распространенные обозначения:
Примечание: Бурение относится к изначальной функции платформы для поддержки операций по бурению скважин. Ни одна установка в Южном Северном море не имеет постоянных буровых установок.
На некоторых установках буквы просто обеспечивают уникальный двухбуквенный идентификатор, например, Tethys TN, Viscount VO.
13 августа 1981 года 11 газовиков погибли в результате аварийной посадки вертолета G-ASWI в Северном море в Уэссексе . В 6 часов вечера 28 февраля 2008 года на терминале Shell в Великобритании произошел взрыв и пожар, за что Shell была оштрафована на 1 миллион фунтов стерлингов. [24]
Когда терминал был впервые построен в 1960-х годах, он находился в 100 метрах (330 футов) от моря. К 2019 году прибрежная эрозия сократила это расстояние до 10 метров (33 фута). В июле 2019 года началась реализация проекта по размещению почти двух миллионов кубических метров песка вдоль 6-километрового (3,7 мили) участка пляжа. Проект стоимостью 20 миллионов фунтов стерлингов защитит деревни Бэктон и Уолкотт , а также газовый терминал. Ожидается, что морские защитные сооружения, спроектированные голландской инжиниринговой компанией Royal HaskoningDHV , будут защищать объект в течение 15–20 лет. Улучшенный пляж будет иметь высоту 7 метров (23 фута) и простираться до 250 метров (820 футов) в море. Проект был вдохновлен экспериментом в Нидерландах под названием Zandmotor. 14,5 млн фунтов стерлингов из стоимости проекта будут покрыты операторами газового терминала Бэктон, 5 млн фунтов стерлингов внесет Агентство по охране окружающей среды и 0,5 млн фунтов стерлингов — Окружной совет Северного Норфолка . [25] В октябре 2021 года BBC сообщила, что в море образовалась песчаная коса, а песок у основания скалы образовал уступ с перепадом высот 3 м: коса смягчала энергию волн, и эрозия скал остановилась, а улучшения также были отмечены в соседнем Уолкотте . [26]
