Elektrifizierungsplan für den Großraum Buchan

Am Dienstag (11. Februar) wurde ein Projekt zur Schaffung eines neuen Drehkreuzes für die Stromerzeugung im 21. Jahrhundert in der britischen Nordsee vorgestellt, das eine Konvergenz der Bemühungen zur Erschließung von Randfeldern und zur Dekarbonisierung der Offshore-Kohlenwasserstoffindustrie widerspiegelt.

Der Plan für die Greater Buchan Area sah mehrere Felder über vielen Stauseen vor, die einem halben Dutzend Unternehmen gehörten, die unter einer Entwicklung zusammengefasst waren und mit Strom von Land oder nahe gelegenen Windturbinen elektrifiziert werden konnten. Die Elektrifizierung würde den Bedarf an emissionsintensiven Gasturbinen vor der Küste beseitigen und die Wartung vereinfachen.

David Larcombe, technischer und kaufmännischer Leiter von Jersey Oil & Gas (JOG), der das Projekt Outer Moray leitet, sagte, dass sich JOG in der Phase der Auswahl des Konzepts befände und die Partner erst im nächsten Jahr Fortschritte beim Front-End-Engineering und -Design machen wollten Öl für 2025 geplant.

Das Buchan-Feld wurde 1981 erstmals mit der schwimmenden Anlage Buchan Alpha in Betrieb genommen, die rund 36 Jahre in Betrieb war.

Das Halbtauchboot der Plattform wurde 2017 geschlossen, da die Anlage einen Sicherheitsnachweis nicht erfüllte, sagte Larcombe, der über das Projekt auf der Subsea Expo in Aberdeen sprach. Das bedeutet, dass in Buchan und auf den umliegenden Feldern immer noch Öl übrig ist.

Larcombe sagt, dass Buchan allein noch 82 MMboe enthält und dass das Gebiet 300 MMbbl enthält. Die Eigenschaften der verschiedenen Stauseen machten es jedoch schwierig, Unterwasser-Raffhalter an einer entfernt gelegenen Infrastruktur anzubringen, sagte Larcombe.

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Buchan Alpha kommt 2017 zur Entsorgung in Lerwick an / Bildnachweis: Repsol Sinopec

Standalone-Anlage vom Ufer aus mit Strom versorgt

"Die Vision ist es, eine Hub-Entwicklung mit einer eigenständigen Einrichtung zu schaffen", sagte er. Für die Stromversorgung hält Larcombe JOG die Stromversorgung von Land für die rentabelste Option.

„Es ist nicht neu, aber die Kosten sind erheblich und könnten ein Hindernis sein. Mit einem kollaborativen Ansatz und einer Kapitalaufteilung könnte es eingerichtet und auf andere Anlagen in der zentralen Nordsee verteilt werden “, sagte er.

Ein Gebietsplan, der verschiedene Betreiber zusammenbrachte, wurde von der britischen Aufsichtsbehörde Oil & Gas Authority (OGA) gefördert, die in ihrer 31-Tonnen-Zusatzrunde ein Paket von Lizenzen anbot.

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Siehe auch : JOG beteiligt sich von Equinor an Verbier Discovery

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JOG hat diese Lizenz letztes Jahr in Zusammenarbeit mit einer Reihe anderer Unternehmen erworben. Im Jahr 2018 wurden über das Gebiet 3D-seismische Daten erfasst, und die Verarbeitung wird fortgesetzt.

Die Herausforderung besteht darin, dass die Felder unterschiedliche Eigentümer haben, von denen jeder seine eigenen wirtschaftlichen Hürden und Treiber hat.

"Im Moment diskutieren wir mit jedem einzelnen, um die Entwicklung zu erleichtern", sagte Larcombe. „Es befindet sich in der Phase der Konzeptauswahl. Wir versuchen, Konventionen in Frage zu stellen “, fügte er hinzu.

„Wir beginnen mit einem leeren Blatt und hinterfragen die Designs, die uns seit so vielen Jahren so gute Dienste leisten.“

Andere betrachten auch die Elektrifizierung

Im vergangenen Monat hat JOG zugestimmt, die 70% -Beteiligung von Equinor an der Verbier-Ölentdeckung (wieder) zu erwerben, die auch mit dem Projekt im Großraum Buchan verbunden sein wird. Nach Abschluss der Konzeptauswahl hat JOG angekündigt, das Projekt auszulagern, um den Plan voranzutreiben.

Die Veranstaltung wurde auch von Laurent Parra von Total gehört, der sagte, dass Total auch die Elektrifizierung des Elgin / Franklin-Hubs in Betracht ziehe.

In einer anderen Sitzung stellte Jeremy Summers von Atkins eine Studie vor, die er zur Elektrifizierung von Feldern in der zentralen Nordsee durchgeführt hatte.

Es wurden verschiedene Optionen in Betracht gezogen, und das rentabelste wurde als 200 km langes HGÜ-Kabel vom Ufer aus angesehen, um die Offshore-Anlagen zu entkarbonisieren.

Dies würde jedoch auch den Bau einer 3.000 Tonnen schweren Transformatorstation auf der Oberseite der Küste bedeuten, damit der Gleichstrom in Wechselstrom umgewandelt und auf die Leistungsanforderungen der Plattformen reduziert werden kann.