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Jul 01, 2023

Alba Phase II, Projet Nord de la Mer du Nord

Alba est située dans le bloc 16/26, à 130 miles au nord-est d'Aberdeen. Le champ se trouve dans une profondeur d'eau d'environ 138 Alba Phase II Mer du Nord Nord, Royaume-Uni 16 / 26 138 m 400 millions de barils

Alba est située dans le bloc 16/26, à 130 miles au nord-est d'Aberdeen. Le champ se trouve à une profondeur d'eau d'environ 138

Blanc Phase II

Mer du Nord Nord, Royaume-Uni

16 / 26

138m

400 millions de barils de réserves récupérables

1984

janvier 1994

Plateforme Alba Nord et Plateforme Alba Sud

Chevrons (21,17%)

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

Alba est située dans le bloc 16/26, à 130 miles au nord-est d'Aberdeen. Le champ se trouve à une profondeur d'eau d'environ 138 m. Alba a été découvert par Chevron en 1984 et est entré en service en janvier 1994. Le champ contient des réserves totales de pétrole en place estimées à environ un milliard de barils et des réserves récupérables d'environ 400 millions de barils.

Chevron a attribué à Wood Group un contrat d'ingénierie et de construction de trois ans d'une valeur de 45 millions de livres sterling en octobre 2009 pour les champs de la mer du Nord. Wood Group fournira ses services pour les plateformes situées sur les champs Alba, Captain et Erskine. Le contrat prévoit également deux options pour prolonger les services d'un an.

En février 2010, Wood Group a remporté un autre contrat d'une valeur de 12 millions de livres sterling. Dans le cadre de ce contrat, elle fournira des services d'exploitation et de maintenance pour les champs de Chevron en mer du Nord.

Les services seront fournis pour les plateformes Alba, Captain et Erskine pendant trois ans.

RBG a remporté un contrat en mai 2010 pour fournir des services d'accès par cordes électriques aux champs de Chevron en mer du Nord.

RGB effectuera l'inspection électrique et la révision des plates-formes Alba, Captain et Erskine pendant trois ans.

Les développements sur le terrain ont été réalisés en deux phases. Le premier impliquait l’installation d’une plate-forme fixe en acier avec des locaux intégrés de production, de forage et d’habitation.

Celle-ci, l'Alba Northern Platform (ANP), a été utilisée pour développer le secteur nord du champ. Le pétrole est exporté via l’unité flottante de stockage (FSU) d’Alba – la première d’entre elles spécialement construite pour le secteur britannique de la mer du Nord.

Développement sur le terrain : phase II

La deuxième étape du plan de développement Alba de Chevron prévoyait l'utilisation d'une deuxième plateforme Alba Southern pour développer le sud du champ. À cette époque, la limite technologique à la portée étendue d’un puits était de 9 500 pieds.

Cependant, à mesure que les techniques de forage à portée étendue (ERD) se sont améliorées, il est devenu clair que les « distances de sortie » croissantes devenaient suffisantes pour exploiter les réserves à l'extrémité sud du réservoir, en utilisant la zone existante de la plate-forme nord d'Alba.

Alba phase IIA

La phase II a été divisée en deux autres étapes. La première, la Phase IIA, a augmenté la capacité de production d'un taux nominal de 75 000 b/j à 100 000 b/j. Les travaux ont été achevés en octobre 1996 et depuis lors, la plate-forme a géré des taux de production constants d'environ 100 000 b/j.

Phase IIB

La phase IIB visait à augmenter la capacité brute de traitement des fluides à un maximum de 390 000 b/j contre 240 000 b/j. Dans le cadre de cette phase, une installation d'injection d'eau sous-marine a été installée à 6 km pour augmenter la pression des puits ERD prévus. Celui-ci a été foré par la plate-forme JW McLean, qui a été reliée à la plate-forme par un nouveau pipeline de 6 km.

Trois nouveaux modules ont été rattachés à la plateforme existante pour accueillir l'équipement de traitement nécessaire.

Le module de traitement situé au nord de la face ouest contient le nouveau séparateur de premier étage, qui fonctionne en parallèle avec les séparateurs existants.

Il dispose également d'un nouvel ensemble hydrocyclone avec des revêtements à haute efficacité pour traiter les fluides du nouveau séparateur, et d'une pompe à eau produite pour récupérer la chaleur du flux d'eau produit pour l'alimentation en eau d'injection.

Il dispose d'un nouveau navire de polissage/dégazage pour fournir des fluides d'eau à la mer produits améliorés jusqu'à un objectif de 30 parties par million (ppm) de pétrole dans l'eau et de deux nouvelles pompes d'injection d'eau, chacune fournissant 100 000 barils d'eau par jour (bwpj) à un Pression de décharge de 2 500 psi.

Le module de production d'électricité situé au sud de la face est comprend un nouveau générateur principal supplémentaire, évalué à 10 Mw, avec une cabine de commande et des conduits d'entrée d'air associés. Il abrite également la nouvelle unité de récupération de chaleur résiduelle, la cheminée d'échappement et le réservoir journalier de diesel, qui alimentent à la fois le nouveau générateur et le générateur principal existant.