Campo petrolífero Brae - Brae oilfield

Campo de petróleo Brae
Localização do campo de petróleo Brae
País	Escócia , Reino Unido
Região	mar do Norte
Localização / bloco	16 / 7a
Costa fechada Costa aberta	no mar
Coordenadas	58 ° 42′N 1 ° 18′E / 58,7 ° N 1,3 ° E / 58,7; 1,3 Coordenadas : 58,7 ° N 1,3 ° E58 ° 42′N 1 ° 18′E /  / 58,7; 1,3
Operador	TAQA
Sócios	BP , Centrica , GDF Suez , Nippon Oil , TAQA
Histórico de campo
Descoberta	1975 (setor norte) 1976 (setor central) 1977 (setor sul)
Início de produção	1983 (Sul) 1988 (Norte) 1989 (Central)

O campo Brae é um campo de petróleo escocês . O nome vem de uma palavra da língua escocesa para encosta. O campo foi descoberto em 1974 pelo poço 16 / 7-1 perfurado por uma sonda semi-submersível Odin Drill para a operadora Pan Ocean.

Os Campos são operados pela TAQA Bratani e estão localizados no bloco UKCS 16 / 7a. Três acumulações totalizam cerca de 70 milhões de toneladas de líquidos de petróleo e mais 22 quilômetros cúbicos de gás. As principais plataformas atualmente produzem a partir de reservas subjacentes, com perfuração de enchimento regular para identificar e explorar bolsões não drenados na estratigrafia de Brae. Vários campos de tieback submarinos na área produzem por meio de instalações nas plataformas, estendendo sua viabilidade para o futuro. O gás é exportado para St Fergus, Escócia, através do sistema de oleoduto SAGE, e o petróleo é exportado através do sistema Quarenta.

Instalações de superfície

Os topsides de Brae Alpha (Brae South) foram projetados por Matthew Hall Engineering, que ganhou o contrato em agosto de 1979. Inicialmente, havia instalações para 19 poços de produção de petróleo, 14 poços de injeção de água, dois poços de injeção de gás e 11 slots sobressalentes. A capacidade de produção era de 100.000 barris de petróleo por dia, 12.000 barris de Gás Natural Líquido (LGN) por dia e 4,25 milhões de metros cúbicos padrão de gás por dia. Existem dois trens de produção, cada um com três estágios de separação, com o primeiro estágio operando na pressão inicial excepcionalmente alta, para aquele tempo, de 248 bar . A geração de eletricidade foi alimentada por quatro turbinas a gás Rolls Royce SK-30 de 25 MW. A acomodação na cobertura era para 240 pessoas. Havia 14 módulos do lado superior e o peso do lado superior era de 31.000 toneladas.

Os topsides da Brae Bravo (Brae North) foram projetados por Matthew Hall Engineering, que ganhou o contrato em outubro de 1983. Inicialmente, havia instalações para 12 poços de produção de petróleo, três poços de injeção de gás e 19 slots sobressalentes. A capacidade de produção era de 75 mil barris de hidrocarbonetos líquidos por dia e 11,3 milhões de metros cúbicos padrão de gás por dia. Há um único trem de produção com quatro estágios de separação, com o primeiro estágio operando a uma pressão de 103. A geração de eletricidade foi alimentada por três turbinas a gás Rolls Royce / GEC ERB-124C de 24 MW. A acomodação na cobertura era para 240 pessoas. Havia 21 módulos do lado superior e o peso do lado superior era de 33.000 toneladas.

Os topsides para East Brae foram projetados por Matthew Hall Engineering, que ganhou o contrato em outubro de 1988. Inicialmente, havia instalações para 13 poços de petróleo e quatro poços de injeção de gás e 13 slots sobressalentes. A capacidade de produção era de 120.000 barris de hidrocarboneto líquido por dia e 17,6 milhões de metros cúbicos padrão de gás por dia. Há um único trem de produção com três estágios de separação, com o primeiro estágio operando a uma pressão de 102 bar. A energia elétrica é fornecida pelo Brae A e Brae B por cabo submarino. A acomodação na cobertura era para 160 pessoas. O peso dos topsides era de 18.500 toneladas. Os detalhes de fabricação são mostrados na tabela.

Veja também

• Política energética do Reino Unido
• Uso e conservação de energia no Reino Unido

Referências

links externos

• Índice de campos DECC
• DTI Brown Book 2001
• Óleo de maratona