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Jul 01, 2023

Alba Fase II, Projeto Norte do Mar do Norte

Alba está localizada no bloco 16/26, 130 milhas a nordeste de Aberdeen. O campo encontra-se em uma profundidade de água de aproximadamente 138 Alba Fase II Mar do Norte Norte, Reino Unido 16/26 138m 400 milhões de barris

Alba está localizada no bloco 16/26, 130 milhas a nordeste de Aberdeen. O campo encontra-se em uma profundidade de água de aproximadamente 138

Branco Fase II

Mar do Norte Norte, Reino Unido

16/26

138m

Reservas recuperáveis ​​de 400 milhões de barris

1984

Janeiro de 1994

Plataforma Alba Norte e Plataforma Alba Sul

Chevron (21,17%)

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

Alba está localizada no bloco 16/26, 130 milhas a nordeste de Aberdeen. O campo encontra-se em uma profundidade de água de aproximadamente 138m. Alba foi descoberto pela Chevron em 1984 e entrou em operação em janeiro de 1994. O campo contém um total estimado de reservas de petróleo no local de aproximadamente um bilhão de barris e tem reservas recuperáveis ​​de cerca de 400 milhões de barris.

A Chevron concedeu ao Wood Group um contrato de engenharia e construção de três anos no valor de £45 milhões em Outubro de 2009 para os campos do Mar do Norte. O Wood Group prestará seus serviços para as plataformas localizadas nos campos de Alba, Captain e Erskine. O contrato também traz duas opções de prorrogação dos serviços por um ano.

Em fevereiro de 2010, o Wood Group ganhou outro contrato no valor de £ 12 milhões. Nos termos do contrato, fornecerá serviços de operação e manutenção para os campos da Chevron no Mar do Norte.

Os serviços serão prestados para as plataformas Alba, Captain e Erskine durante três anos.

A RBG ganhou um contrato em maio de 2010 para fornecer serviços de acesso por corda elétrica nos campos da Chevron no Mar do Norte.

A RGB realizará inspeção elétrica e revisão das plataformas Alba, Captain e Erskine durante três anos.

Os desenvolvimentos de campo foram realizados em duas fases. A primeira envolveu a instalação de uma plataforma fixa de aço com produção integrada, perfuração e alojamentos.

Esta, a Plataforma Alba Norte (ANP), foi utilizada para desenvolver o setor norte do campo. O petróleo é exportado através da unidade flutuante de armazenamento de Alba (FSU) – a primeira delas construída especificamente para o setor britânico do Mar do Norte.

Desenvolvimento de campo: fase II

A segunda fase do plano de desenvolvimento de Alba da Chevron previa a utilização de uma segunda Plataforma Alba Sul para desenvolver o sul do campo. Naquela época, o limite tecnológico para o alcance estendido de um poço era de 9.500 pés.

No entanto, à medida que as técnicas de perfuração de longo alcance (ERD) melhoraram, tornou-se claro que as crescentes “distâncias de saída” estavam a tornar-se suficientes para explorar as reservas na extremidade sul do reservatório, utilizando a área existente da Plataforma Alba Norte.

Alba fase IIA

A Fase II foi dividida em mais duas etapas. A primeira, Fase IIA, aumentou a capacidade de produção de uma taxa projetada de 75.000 bopd para 100.000 bopd. Isto foi concluído em outubro de 1996 e, desde então, a plataforma tem gerenciado taxas de produção consistentes de cerca de 100.000 bopd.

Fase IIB

A Fase IIB pretendia aumentar a capacidade bruta de movimentação de fluidos de 240.000 bopd para um máximo de 390.000 bopd. Como parte desta fase, uma instalação submarina de injeção de água foi instalada a 6 km de distância para aumentar a pressão dos poços ERD planejados. Este foi perfurado pela sonda JW McLean, que foi conectada à plataforma com um novo gasoduto de 6 km.

Três novos módulos foram anexados à plataforma existente para acomodar o equipamento de processamento necessário.

O módulo de processo ao norte da face oeste contém o novo separador de primeiro estágio, que opera em paralelo com os separadores existentes.

Ele também possui um novo pacote de hidrociclone com revestimentos de alta eficiência para processar fluidos do novo separador e uma bomba de água produzida para recuperar calor do fluxo de água produzida para alimentação de água de injeção.

Possui um novo recipiente de polimento/desgaseificação para fornecer fluidos melhorados de água produzida ao mar até uma meta de 30 partes por milhão (ppm) de óleo na água e duas novas bombas de injeção de água, cada uma fornecendo 100.000 barris de água por dia (bwpd) a uma taxa Pressão de descarga de 2.500psi.

O módulo de geração de energia na face sul da face leste inclui um novo gerador principal suplementar, com potência nominal de 10Mw, com cabine de controle associada e dutos de entrada de ar. Abriga também a nova unidade de recuperação de calor residual, a chaminé de exaustão e o tanque diurno de diesel, que atende tanto o novo gerador quanto o gerador principal existente.