WikiDer > Frigg-Feld

Frigg-Feld
Allgemeine Daten
Land	Vereinigtes Königreich/ Norwegen
Region	Nordsee
Koordinaten	59° 53′ N, 02° 5′ O
Blöcke)	25/1 (NEIN), 10/1 (GB)
Öl/ Gas	Gas
On-/Offshore	Off-Shore
Operator	Gesamt E&P Norwegen
Konzessionäre	Norwegen insgesamt: 28,664% Norsk Hydro: 19,992% statoil: 12,164% Elf Großbritannien: 26.120%[1] Gesamt Großbritannien 13.060%
Geschichte
Entdeckung	30. März 1971
Produktion starten	13. September 1977
Demontage beginnen	26. Oktober 2004
Plattformen/ Installationen
Wassertiefe	100 m
Das Linke Plattformversorgungsschiff und Frigg QP mit Stahlsockel. In der Mitte Frigg TP1 mit zwei Säulen, die erste Seetank. Rechts Frigg TCP2, a Kondoep mit drei Spalten. Frigg QP und Frigg TP1 befinden sich im britischen Sektor, Frigg TCP2 im norwegischen

Es Frigg-Feld ist ein Gasfeld in dem Nordsee an der Grenze der britischen und norwegischen Kontinentalflugzeuge. Es wurde auf Norwegisch entdeckt Block 25/1 am 30. März 1971 von der Fünfeck 81 für das Petronord-Konsortium bestehend aus Norsk Hydro, Elf Aquitanien und Gesamt.

Geologie

Nordseefelder

1965 gründete die Petronord-Gruppe auf der Grundlage von Reflexionsseismik auf dem norwegischen Festlandsockel südlich von 62°N nach Öl zu suchen. 1966 wurde in einem Raster von 15 x 20 km erstmals die Frigg-Struktur als das, was damals als die Spitze der galt, beobachtet Oberkreide. Nachdem 1968 die 1968 Phillips- Petronord-Gruppe it Kabeljau-Feld im PaläozänSands wurde eine zweite Reihe seismischer Untersuchungen entlang der britisch-norwegischen Grenze durchgeführt, um eine Auswahl im zweiten zu treffen Konzessionsrunde. Auf dieser Grundlage beantragte die Petronord-Gruppe Konzessionen für acht Blöcke, von denen vier unter der Bedingung gewährt wurden, dass der norwegische Staat im Falle einer kommerziellen Entdeckung als Partner auftreten kann. Zwei der Blöcke waren 25/1 und 25/2. Dann wurde ein neues seismisches Gitter von 5 x 5 km geschossen, das die Frigg-Struktur, insbesondere an der Spitze des Basal, klar definiert Tertiär- Sand.

Dann war der Weg frei für Probebohrung die mit dem . durchgeführt wurden Fünfeck 81. Am 30. März 1971 in a Wassertiefe ab 100 Meter bei Gut 25/1-1 bei einer Bohrtiefe von 1812 Metern fand die Spitze des Paläozäns mit gasförmigem darunter Eozän. Dieses Ablage etwa 135 Meter weiter, bis eine Ölschicht von etwa 10 Metern gebohrt wurde. In einer Tiefe von 1947 Metern wurde ein Gemisch aus Gas und Öl gefunden. Das Gas wurde bei 24 . getestetmmcfgd oder 675.000 m³/Tag. Dies bestätigte, dass es sich um ein sehr großes Feld handelte.

Danach wurden zwei weitere seismische Vermessungen über insgesamt 550 Kilometer durchgeführt. Im Juli 1971 wurde der erste Bewertungsbohrung ausgeführt, 25/1-2. Es befand sich etwa 5,5 km nördlich von 25/1-1 und hier wurden eine 49 m lange Gassäule und eine 10 m lange Ölsäule gefunden. Dies stellte sich als ein Ableger desselben heraus Reservoir. Die zweite Evaluierungsbohrung 25/1-3 wurde im November 1971 etwa 5 km nordöstlich von 25/1-1 gebohrt und fand eine 17 m lange Gassäule und eine 10 m lange Ölsäule. Dabei zeigte sich, dass sich das Reservoir weit nach Osten erstreckte, aber basierend auf den drei Bohrungen und einer Neuinterpretation der seismischen Vermessung kam man zu dem Schluss, dass das Reservoir kleiner und komplexer war als ursprünglich angenommen.

Am 8. Juni 1970 waren auch die britischen Blöcke 10/1 und 10/6 westlich der Frigg-Struktur von den britischen Behörden der Gruppe Total Oil Marine und Elf Aquitaine zugeteilt worden. Hier wurde die dritte Bewertungsbohrung 10/1-1 durchgeführt. Diese befand sich ca. 7 km südwestlich von 25/1-1 und hier wurde eine 92 m Gassäule mit einer 11 m Ölsäule gebaut Die vierte Evaluierungsbohrung 10/1-2 wurde ca. 4 km westlich von 25/1 . fertiggestellt -1 und Öl wurde hier in einer Tiefe von 1.950 Fuß im Frigg-Sand gefunden, der die westliche Grenze definierte.

Anschließend wurde im Sommer 1973 eine neue detaillierte seismische Untersuchung durchgeführt, die mit den Bohrungen zu dem Schluss führte, dass das Frigg-Feld eine Fläche von etwa 115 Quadratkilometern mit einer maximalen Gassäule von 170 m bedeckte 25/1 und in geringem Umfang in 30/10, auf britischer Seite in den Blöcken 10/1, 10/6 und 9/10a. Auf dieser Grundlage wurde beschlossen, das Feld zu entwickeln.

Später wurden um das Frigg-Feld herum weitere Felder gefunden, die die Infrastruktur von Frigg nutzten. Gestartet am 4. August 1973 Fünfeck 81 in Ostfrigg zu bohren. Nord-Ost-Frigg wurde von den . entdeckt Tiefseebohrer im Frühjahr 1974. Am 28. März 1974 entdeckte Esso mit dem Bohrmeister in Block 30/10, ca. 13 km nördlich von 25/1-1, eine Gassäule von 2,5 m und eine Ölsäule von 7,5 m Dies stellte sich als das Odin-Feld heraus, ein kleiner Ausläufer der Frigg-Struktur. Das Bohrmeister entdeckte im Juni 1975 auch das Alwyn-Feld. Lille-Frigg wurde 1975 entdeckt. Im Herbst 1987 wurde etwa 32 km südöstlich von 25/1-1 Frøy ein Ölfeld entdeckt.

Frigg-Vertrag

Da sich das Feld sowohl auf britischem als auch auf norwegischem Territorium befand, musste zunächst festgestellt werden, wie viel Gas sich auf welcher Seite der Grenze befand, ob es als ein oder zwei Felder betrieben und wohin exportiert werden sollte. Der norwegische Anteil wurde auf 60,82 % und der britische Anteil auf 39,18 % festgelegt. Dies wurde am 10. Mai 1976 im Frigg-Vertrag. Es war ein großer Durchbruch in der Frage, wie zwei Länder gemeinsam ein Feld betreiben, und würde als Beispiel dienen für statfjord und Murchison.

Auf britischer Seite wurde die britische Filiale von Total Betreiber mit zusätzlichen Konzessionsinhabern, den britischen Filialen von Elf und Aquitaine, während auf norwegischer Seite Elf als Betreiber mit weiteren Konzessionsinhabern Norsk Hydro und statoil und die norwegischen Niederlassungen von Aquitaine und Total. Im Jahr 2000 fusionierte Elf Aquitaine mit Total als TotalFinaElf und ab 2003 Total.

1992 beantragte Norwegen, andere Felder in der Nähe über Frigg zu exportieren, aber das Vereinigte Königreich lehnte zunächst ab. Ein geänderter Vertrag wurde erst 1997 abgeschlossen.

Entwicklung

Um auf den Feldern produzieren zu können, wurde vereinbart, mehrere Plattformen zu platzieren.

Frigg DP1

Den Auftrag für den Bau und die Installation von Frigg DP1 erhielt McDermott das hatte das Fahrwerk gebaut bei Union Industrielle d'Entreprise (UIE) in Cherbourg. Nach einiger Verzögerung wurde die Jacke am 14. Oktober 1974 in 1600 Metern Entfernung von der Konstruktionsposition vom Stapel gelassen. Danach wäre es aus dem kombinierten Kranschiff/ RohrlegerE.T.P.M. 1601 hochballastiert, bis es mehrere Meter über dem Meeresboden schwebte, dann in die Auslegungsposition manövriert und auf dem Meeresboden abgesetzt wurde. Einer der Auftriebskörper durchstach jedoch, woraufhin die Jacke sank und die anderen 15 Auftriebskörper durch die Wasserdruck. Dadurch sank die Jacke an der falschen Stelle unkontrolliert auf den Meeresboden. Die Schwimmkörper erwiesen sich als zu dünnwandig und dem Wasserdruck nicht standhaltend.

Mit E.T.P.M. 1601 Es wurde versucht, die Jacke zu bewegen, aber wegen schlechten Wetters musste dies abgebrochen werden. Außerdem war die Jacke mit 6700 Tonnen (wenn auch über Wasser) viel schwerer als die Kapazität der E.T.P.M. 1601. Dann wurde versucht, einen Teil des Gewichts mit Lufteinschlüssen zu übernehmen und dann die Jacke mit dem E.T.P.M. 1601, aber auch dies war erfolglos. Als der Winter nahte, wurden neue Versuche eingestellt. Im Juli 1975 wurde ein weiterer Umsiedlungsversuch unternommen, der jedoch bauliche Schäden aufwies und so in einer Wassertiefe von 107 Metern belassen wurde, die nur einen Meter über das Wasser hinausragten. So blieb es schließlich, bis es 2009 von . entfernt wurde Saipem mit dem Saipem 7000 während des Frigg-Aufhebungsprojekts.

Frigg CDP1

Nachdem Frigg DP1 unbrauchbar gemacht wurde, wurde die konkrete Howard-Doris-Plattform, die eigentlich für Frigg MP1 verwendet wurde (vielfältige Plattform) war beabsichtigt. Diese war noch nicht vollständig fertiggestellt und wurde anschließend zu einer Bohrplattform umgebaut. Der Bau fand um ndalsnes, zunächst im Dock, dann im in Romsdalsfjord zu mit Schiebeschalung auslaufen zu lassen.

Die Produktion von dieser Plattform wurde am 18. November 1990 eingestellt. In den Jahren 2007-08 wurde das Deck entfernt, sodass nur die Betonplattform Howard-Doris übrig blieb.

Frigg TP1

Frigg TP1 war eine von zwei Kläranlagen und verarbeitete das Gas aus CDP1. Das war ein Beton SeetankPlattform gebaut von McAlpine im Ardyne-Punkt Auf Loch Striven. Nach Fertigstellung dieser Plattform wurde das Kläranlagenmodul von der E.T.P.M. 1601 mit dem PFUND. Meaders im Loch Fynea als Tandemhub ausgeführt, da die 1870 Tonnen zu viel waren, um als Einzelhub durchgeführt zu werden.

1990 wurde die Kläranlage abgebaut und zu einer Steigplattform umgebaut.

Frigg QP

Frigg QP war die Unterkunftsplattform für Frigg TP1 und Frigg TCP2, mit der es über Brücken verbunden war. Die Stahlbasis davon wurde von UIE in . gebaut Cherbourg, es Modulträgerrahmen (MSF) von UIE in Heilige Wandrille und das Unterkunftsmodul von Chantiers de la Garonne im Bordeaux.

Das Fahrwerk wurde am 16. Juli 1975 von Oceanic Contractors of McDermott mit der DB22. Im Oktober wurde die MSF auf dem Unterwagen platziert, woraufhin der Winter eintraf. Die vorübergehende Unterbringung erfolgte im Mai 1976 bis zur endgültigen Unterbringung mit helidek wurde veröffentlicht. Das ICAO-Code war ENFR.

Frigg QP hätte komplett in britischen Gewässern platziert werden sollen, aber am Ende stand es 10 Meter in norwegischen Gewässern. Aus praktischen Gründen wurde vereinbart, dass die Grenze in der Mitte der Brücke zwischen TP1 und TCP2 liegt. Neben der Unterkunft enthielt Frigg QP auch die zentrale Leitwarte, von der aus das gesamte Feld bedient wurde.

Es wurde 2009 entfernt.

Frigg FP

Frigg FP (Fackelplattform) wurde gebaut von Compagnie Française d'Entreprises Métalliques (CFEM) in Rouen. Es war am Meeresboden angelenkt, damit es sich mit bewegen konnte fließen und Wellen. Es war über eine Pipeline mit TP1 verbunden, damit während des Produktionsstarts und im Notfall Gas abgefackelt werden konnte.

Frigg MCP-01

Frigg MCP-01 (Verteilerkompressionsplattform) war ein Ersatz für Frigg MP1, als es für Frigg CDP1 verwendet werden sollte. Dieser unerwartete Auftrag konnte aufgrund von Kapazitätsproblemen nicht auf den üblichen Werften gebaut werden und so wurde diese Betonplattform von Doris Skånska Cementgjuteriet im Strömstad gebaut. Die Deckmodule wurden gebaut bei McAlpine. Im Juni 1976 wurde es in Block 14/9 auf halbem Weg zwischen Frigg und aufgestellt St. Fergus.

Sie diente als Booster-Plattform zur Aufrechterhaltung des Gasdrucks und damit des Volumenstroms in den Rohrleitungen zwischen Frigg und Gasterminal St. Fergus. Zusätzlich Rohrleitungsinspektionsinstrumente oder Schweine noch nicht die gesamte Strecke auf einmal zurücklegen können. Die Pipelines waren Frigg UK-Pipeline und Frigg Norwegische Pipeline. Später die in der Nähe Pfeifer und Tartan mit MCP-01 verbunden.

1992 wurde es eine NNM-Installation (nicht-normal-bemannt). In den Jahren 2004-05 wurde MCP-01 stillgelegt und Umgehungsleitungen für die Pipelines gebaut.

Frigg DP2

Frigg DP2

Frigg DP2 war eine Stahlplattform mit Bohrgerät, deren Unterwagen von UIE in Cherbourg und die Deckmodule in Saint-Wandrille gebaut wurden. Es wurde am 11. Mai 1976 aus der Transportkiste gestartet, danach verlief der Einbau ohne größere Probleme, nicht unwichtig nach dem Vorfall mit DP1. Am 4. August, die nachmittags 25 von Mikroperi der MSF. Die Unterbringung und das Helideck folgten Ende Oktober. Das einheitlich 1 Bohrgerät von Forex wurde im Frühjahr 1977 aufgestellt. Die Bohrungen begannen im November und die Gasförderung erfolgte im August 1978.

Ab 1990 ist die Technologie von Richtbohren verbessert, so dass CDP1 außer Betrieb genommen und alle Bohrungen von DP2 abgeschlossen werden konnten.

Am 26. Oktober 2004 wurde die Produktion eingestellt, wodurch das Feld Frigg zum Erliegen kam. 2008 wurde die Plattform entfernt.

Frigg TCP2

Frigg TCP2 (Aufbereitungs- und Kompressorplattform) war ein Beton Kondoep mit Aufbereitungs- und Kompressorinstallation und verarbeitete das Gas aus DP2. Dieses wurde wie CDP1 in Åndalsnes gebaut, verzögerte sich jedoch wegen eines Lecks im Dock um fast ein Jahr. Es wurde schließlich am 22. Juni 1976 in norwegischen Gewässern auf dem Meeresboden platziert. Die Biene Merkantil Die in Antwerpen gebaute Brücke zwischen TCP2 und TP1 bildete damals die einzige direkte Grenze zwischen Norwegen und Großbritannien.

Nachdem DP2 2004 die Produktion eingestellt hatte, wurde auch TCP2 außer Betrieb genommen.

Frigg-Pipelines

Da im Vereinigten Königreich ein größerer Gasmarkt als in Norwegen vorhanden ist, wurde beschlossen, das Gas nach St. Fergus in Schottland. Zwischen Frigg und dem Gasterminal St. Fergus wurden zwei Rohrleitungen gebaut, die Frigg UK Pipeline (FUKA) und die Frigg Norwegian Pipeline (FNP). Diese waren mit 32 Zoll (81 Zentimeter) die größten Pipelines in Wassertiefen von 100 bis 150 Metern verlegt. Beide Pipelines gehörten bis zur Änderung des Frigg-Vertrags 1998 zu Norwegen, befanden sich jedoch vollständig in britischen Gewässern.

Für die Verlegung der beiden Pipelines wurden drei Rohrleger eingesetzt, die BAR 324 von Braun & Wurzel, das LB 27 von McDermott und dem E.T.P.M. 1601 von ETPM. Außerdem zwei Grabenfräsen gebraucht, die McDermott Jet Barge Nr. 4 und der BAR 331.

Vor dem Bindungen gebrauchte Brown & Root 1975 de Hugh W. Gordon und 1976 die 1976 BAR 323, mit Tauchern aus Taylor Tauchen für die Unterwasserschweißen. zusätzlich E.T.P.M. 701 verwendet 1976 mit Tauchern aus Comex.

Für Unterwasserinspektionen, a ROV von Institut Francais du Petrole, ein Telenaute 1000, gebraucht, scheiterte aber und wurde 1975 durch bemannte U-Boote ersetzt. HR Offshore brachte die PC 9 von Perry-U-Boot und der Meerjungfrau 3 von Bruker in und Intersub das PC 1201 von Perry U-Boot.

Externe Links

• Norsk Olje Museum, frig^{[toter Link]}
• Kulturminne Frigg^{[toter Link]}
• Abkommen über die Ausbeutung des Frigg Field Reservoirs und den Transport von Gas aus diesem in das Vereinigte Königreich
• Gesamt E&P Norge AS, Stilllegungsplan für Frigg Field
• Das Frigg-Transportsystem
• Offshore-Technologie, Frigg Field, Großbritannien
• Total Oil Marine Ltd, Frigg Field Project, Design Manual Volume 1^{[toter Link]}
• Total Oil Marine Ltd, Frigg Field Project, Design Manual Volume 1, Pipeline Construction^{[toter Link]}

Literatur

• Heritier, F. E.; Lossel, P.; Watne, E. (1979): Frigg Field – Große U-Boot-Fächerfalle in den untereozänen Felsen des Nordsee-Wikinger-Grabens im Bulletin der American Association of Petroleum Geologists, Bd. 63, p. 1999-2020

Nüsse

Siehe die Kategorie Frigg-Feld von Wikimedia Commons für Mediendateien zu diesem Thema.