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Jul 01, 2023

Alba Fase II, Proyecto Norte del Mar del Norte

Alba está ubicada en el bloque 16/26, 130 millas al noreste de Aberdeen. El campo se encuentra en una profundidad de agua de aproximadamente 138 Alba Fase II Norte del Mar del Norte, Reino Unido 16 / 26 138 m 400 millones de barriles

Alba está ubicada en el bloque 16/26, 130 millas al noreste de Aberdeen. El campo se encuentra a una profundidad de agua de aproximadamente 138

Blanco Fase II

Norte del Mar del Norte, Reino Unido

16 / 26

138m

400 millones de barriles de reservas recuperables

1984

enero de 1994

Plataforma Alba Norte y Plataforma Alba Sur

Chevrón (21,17%)

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

Alba está ubicada en el bloque 16/26, 130 millas al noreste de Aberdeen. El campo se encuentra a una profundidad de agua de aproximadamente 138 m. Alba fue descubierta por Chevron en 1984 y entró en funcionamiento en enero de 1994. El campo contiene unas reservas totales estimadas de petróleo en el lugar de aproximadamente mil millones de barriles y tiene reservas recuperables de alrededor de 400 millones de barriles.

Chevron adjudicó a Wood Group un contrato de ingeniería y construcción de tres años por valor de 45 millones de libras esterlinas en octubre de 2009 para los campos del Mar del Norte. Wood Group prestará sus servicios para las plataformas ubicadas en los campos Alba, Captain y Erskine. El contrato también tiene dos opciones para ampliar los servicios por un año.

En febrero de 2010, Wood Group ganó otro contrato por valor de 12 millones de libras esterlinas. Según el contrato, proporcionará servicios de operación y mantenimiento para los campos de Chevron en el Mar del Norte.

Los servicios se prestarán para las plataformas Alba, Captain y Erskine durante tres años.

RBG obtuvo un contrato en mayo de 2010 para proporcionar servicios de acceso eléctrico mediante cuerdas en los campos de Chevron en el Mar del Norte.

RGB realizará inspecciones eléctricas y revisiones de las plataformas Alba, Captain y Erskine durante tres años.

Los desarrollos de campo se llevaron a cabo en dos fases. El primero consistió en la instalación de una plataforma fija de acero con instalaciones integradas de producción, perforación y vivienda.

Esta, la Plataforma Alba Norte (ANP), fue utilizada para desarrollar el sector norte del campo. El petróleo se exporta a través de la unidad de almacenamiento flotante (FSU) de Alba, la primera de su tipo construida específicamente para el sector británico del Mar del Norte.

Desarrollo de campo: fase II

La segunda etapa del plan de desarrollo Alba de Chevron preveía el uso de una segunda Plataforma Alba Sur para desarrollar el sur del campo. En aquel momento, el límite tecnológico para el alcance extendido de un pozo era de 9.500 pies.

Sin embargo, a medida que mejoraron las técnicas de perforación de alcance extendido (ERD), quedó claro que las crecientes 'distancias de salida' se estaban volviendo suficientes para explotar las reservas en el extremo sur del yacimiento, utilizando el área existente de la Plataforma Norte de Alba.

Alba fase IIA

La Fase II se dividió en dos etapas más. La primera, la Fase IIA, aumentó la capacidad de producción de una tasa de diseño de 75.000 bopd a 100.000 bopd. Esto se completó en octubre de 1996 y desde entonces la plataforma ha manejado tasas de producción constantes de alrededor de 100.000 bopd.

Fase IIB

La Fase IIB tenía como objetivo aumentar la capacidad bruta de manejo de fluidos a un máximo de 390.000 bopd desde 240.000 bopd. Como parte de esta fase, se instaló una instalación de inyección de agua submarina a 6 km de distancia para aumentar la presión de los pozos ERD planificados. Esto fue perforado por la plataforma JW McLean, que estaba conectada a la plataforma con una nueva tubería de 6 km.

Se conectaron tres nuevos módulos a la plataforma existente para albergar el equipo de procesamiento necesario.

El módulo de proceso en el norte de la cara oeste contiene el nuevo separador de primera etapa, que opera en paralelo con los separadores existentes.

También tiene un nuevo paquete de hidrociclón con revestimientos de alta eficiencia para procesar fluidos del nuevo separador y una bomba de agua producida para recuperar calor de la corriente de agua producida para la alimentación de agua de inyección.

Tiene un nuevo recipiente de pulido/desgasificación para proporcionar fluidos de agua producidos mejorados al agua hasta un objetivo de 30 partes por millón (ppm) de petróleo en agua y dos nuevas bombas de inyección de agua, cada una de las cuales proporciona 100.000 barriles de agua por día (bwpd) a una Presión de descarga de 2500 psi.

El módulo de generación de energía en el sur de la cara este incluye un nuevo generador principal suplementario, de 10 Mw, con una cabina de control asociada y conductos de entrada de aire. También alberga la nueva unidad de recuperación de calor residual, la chimenea de escape y el tanque diario de diésel, que sirve tanto al nuevo generador como al generador principal existente.

Un módulo de tratamiento por inyección de agua, ubicado junto a la base de la torre desaireadora existente en el lado oeste de la plataforma, alberga un precalentador de agua de inyección, paquetes de vacío adicionales, una nueva unidad de filtración gruesa de agua de mar y un nuevo recipiente residencial desaireador.

Alba subsea

El colector del centro de perforación está ubicado aproximadamente a 6 km al suroeste de la Plataforma Norte de Alba, conectado por una línea de flujo y un umbilical de control electrohidráulico. El pozo de inyección de agua produce a través de un árbol pasante horizontal ABB Vetco Gray de 6 3/8 pulgadas, con control de estrangulamiento y medición de flujo en la plataforma.

Este está conectado a un colector del centro de perforación que tiene capacidad para hasta dos pozos submarinos de inyección de agua. La estructura liviana (50t) tiene la capacidad de expandirse para futuros requisitos de campo o albergar un receptor de cerdos. El cabezal de tubería de 12 pulgadas tiene dos derivaciones de 8 pulgadas y válvulas de aislamiento operables por ROV. Se vincula a las bocas de pozo mediante puentes flexibles.

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