中国石化新闻网讯 在努力解决能源三难困境的同时，总部位于英国的能源巨头英国石油(bp)一直在扩大可再生能源投资组合以支持能源转型，同时继续开发有助于加强能源安全的碳氢化合物项目。因此，三个大型项目将于明年启动。
根据bp《2022年能源展望》中确定的各种情景的共同主题，石油和天然气有望“在未来几十年里继续在能源结构中发挥关键作用，但随着社会逐渐减少对化石燃料的依赖，其数量将会减少”。bp表示，在2022年期间，该公司已加快实现到2030年将运营排放减少50%的目标(此前的目标为30%至35%)，从而在2050年或更早实现运营净零排放的目标。
这家石油巨头最近报告称，该公司“正努力让项目做好准备，为世界提供所需的能源。”这包括“从阿塞拜疆的繁重工作到非洲的创新工程壮举”。该公司指出，提供可靠、廉价和低碳的能源是“一个巨大的挑战”，为了解决这一难题，该公司参与了一些项目，帮助“解决这一复杂难题的每个元素”。
除了将于2023年上线的三个碳氢化合物项目的最新情况外，该公司还提供了关于第四个项目的更多信息，该项目计划“在未来五年内向市场提供新的低碳天然气供应”。
阿塞拜疆项目即将用上电力
英国石油公司(bp)表示，他们在阿塞拜疆的团队今年面临的问题之一是，如何在没有足够大的起重机的情况下移动大型、沉重的油气设备，因为他们正在研究如何将两个合计重达4750吨的大型钻井模块安装到该公司新的Azeri Central East (ACE)项目平台上。为了解决这个问题，该团队使用了“一种叫做千斤顶和滑动的创新技术”。
该操作包括将模块顶到平台的高度，然后将它们沿着轨道推入合适的位置，团队在轨道两侧只有“几毫米的呼吸空间”来正确放置模块。
ACE项目总经理尼尔·菲利普斯(Neal Phillips)表示：“整个团队为确保安全而付出的努力是非常了不起的。他们是在地缘政治冲突导致供应严重延误和复杂化的情况下这么做的，冲突导致我们正常的运河航线关闭。”
这是bp高达60亿美元ACE项目的一部分，该项目是位于阿塞拜疆里海的Azeri-Chirag-Deepwater Gunashli (ACG)油田的下一阶段。该项目于2019年4月获得批准，预计在2023年底实现首次生产。新的48槽生产、钻井和宿舍平台的设计能力是每天处理9万桶石油。
ACE平台拥有全自动钻井设施和位于陆上终端的主控制室，只有一台燃气发电机，通过东阿塞拜疆平台连接到海上电网提供额外的备用电源。bp指出，这就不需要备用发电机，减少了ACE的二氧化碳排放，而在ACE平台上使用电力进行作业是“实现里海作业用电化和减少排放的更大目标的一部分”。
为此，该公司计划到2024年将Shah Deniz Alpha平台上的老式柴油发电机更换为排放更低的、邻近平台的燃气发电，并在2028年底之前创建一个全电动甲板，使用该国国家电网提供的电力，这可能有助于最终实现整个油田的通电。
此外，bp将在陆上天然气发电厂安装电缆，为未来利用阿塞拜疆国家电网和绿色电力计划为海上设施提供动力提供了机会；到2024年，Sangachal接收站将从燃气轮机发电转为低排放的电网发电。随着更多的风能和太阳能项目在阿塞拜疆上线，这将给该公司一个获得可再生电力的机会。
bp投资组合中“最大的项目”
关于其在Greater Tortue Ahmeyim (GTA)气田的新区块和公用设施(QU)平台，这家英国巨头解释说，在海上平台安装和调试传统导管架和上部平台可能需要数月时间。然而，其在毛里塔尼亚和塞内加尔的团队在2022年9月将这一时间缩短至10天。QU号从建筑工地出发，航行了11000多海里，使用四个巨大的液压腿将其吊离水面。
该公司将GTA天然气开发视为其投资组合中“最大的项目”，该项目拥有“足够的天然气支持至少20年的生产”。QU的液压举升标志着bp朝着2023年底首次开采天然气的目标迈出了重要一步。一旦建成并运行，QU将充当“世界上第一个近岸液化天然气(LNG)终端”的神经中枢。
早在2022年5月，该项目又取得了另一项成就，成功安装了塞内加尔达喀尔建造的最后一个混凝土沉箱。该项目由21座重达1.6万吨的大型建筑组成，“每个都几乎和凯旋门一样大”，形成了一个1.2公里长的近海防波堤，旨在保护近岸枢纽和码头免受当前天气和海洋条件的影响。公司指出，建造沉箱的制造场是“非洲的第一个”。
毛里塔尼亚和塞内加尔项目副总裁Rahman Rahmanov表示：“这是世界上最复杂的海上项目之一，也是我们投资组合中最重要的项目之一。当前的世界事件表明，液化天然气在支持能源安全方面有多么重要。GTA项目的第一阶段是将该盆地建立为世界级天然气省的第一步”。
在北海进行“心脏直视手术”
bp强调，在海王星能源公司(Neptune energy)在北海中部运营的Seagull项目中，目前正在建造、移动和安装新的海上设备，同时保持油气通过现有运营资产流动。这个过程被项目经理尼古拉·史蒂文森(Nicola Stevenson)描述为相当于执行“心脏直视手术”。
Seagull是bp、Japex和Neptune Energy合作开发的棕地项目，该项目将把4口新海底井连接到bp运营的东部槽区项目(ETAP)枢纽的中央处理设施(CPF)。
通过部分使用现有的基础设施，它将延长ETAP的使用寿命，生产新的天然气和石油供应，将分别输送到Teesside的CATS终端和苏格兰中部的Forties管道系统设施。公司强调，将于2023年中期投产的Seagull钻井平台是“在更广阔的北海地区延长油田寿命的更广泛计划中的最新回接项目”。
下一个将是Murlach，这是另一个ETAP回接项目，bp计划在2025年投产。除了支持本地供应链，Seagull这样的回接利用现有的基础设施，与新建的生产设施相比，其生命周期的碳排放更低，英国巨头解释道。
在印尼的天然气开发和二氧化碳减排计划
与此同时，英国石油(bp)在印尼Tangguh天然气资产的计划也在取得进展，该计划旨在进行由三个部分组成的“第二次高度复杂的扩张”。这需要开发附近的Ubadari气田，Vorwata油藏二氧化碳排放的碳捕获利用和存储(CCUS)，并通过陆上压缩提高天然气采收率。
bp强调，该项目被称为Tangguh UCC，预计将帮助回收多达2.1万亿立方英尺的天然气，用于国内和出口市场，同时补充说，新的CCUS基础设施可以帮助去除和重新注入所有Tangguh天然气供应中的储层碳，“大幅”减少其运营排放。这将使唐古在全球液化天然气工厂的碳强度上具有竞争力，代表着对bp目标1(净零运营)的“重大贡献”。
然而，Tangguh UCC项目预计在几年内不会投入使用，因为它目前处于“优化阶段”，正在查看所有的变量，以验证“一个安全、高效、划算的项目”正在设计中。
Tangguh UCC项目总经理Brian Gebruers表示：“我们的核心任务是继续为bp和印尼提供商业价值。与此同时，在支持英国石油公司的可持续发展框架后，我们挑战了自己。除了目标1，我们还在研究如何特别支持目标16(增强生物多样性)和目标19(解锁循环)。这将是忙碌的几年!”
至于bp在印尼的其他活动，值得注意的是，这家英国能源公司于2022年6月签署了产量分成合同(PSCs)，涉及位于印尼近海的两个深水勘探区块。
寿琳玲 编译自 离岸工程
原文如下：
BP’s giant incoming hydrocarbon projects to watch in 2023
While working>based>The oil major recently reported that it is “hard at work getting projects ready to deliver the energy the world needs.” This ranges from “heavy lifting in Azerbaijan to innovative feats of engineering in Africa.” The UK player pointed out that delivering reliable, affordable and low-carbon energy is “a big challenge,” and to tackle it, the firm is involved in projects that help “progress each element of this complex puzzle.”
Aside from an update>Electric power>BP outlined that>This operation involves jacking the modules up to full platform height before sliding them into place along rails with the team having just “a few millimetres of breathing space”>Neal Phillips, ACE project general manager, remarked: “The sheer effort of the team to make sure we did this safely was extraordinary. And they did it in the face of significant supply delays and complications caused by the conflict , which shut our normal canal routes.”
This is part of BP’s wider $6 billion ACE project, which is the next phase of the Azeri-Chirag-Deepwater Gunashli (ACG) field – located in the Caspian Sea off Azerbaijan. The project was sanctioned in April 2019 with expectations to achieve the first production by the end of 2023. The new 48-slot production, drilling and quarters platform is designed to process up to 90,000 barrels of oil a day.
With fully automated drilling facilities and the main control room located at the>To this end, the company plans>In addition, BP will be installing a cable at an>‘Biggest project’ in BP’s portfolio
Regarding its new quarters and utilities (QU) platform at the Greater Tortue Ahmeyim (GTA) gas field, the UK giant explained that installing and commissioning a traditional jacket and topsides at an offshore platform can take months. However, its team in Mauritania and Senegal slashed that to just 10 days in September 2022. Having travelled more than 11,000 nautical miles from its construction site in China, the QU was lifted out of the water using four giant hydraulic legs.
The company sees the GTA gas development as “the biggest project” in its portfolio, which has “enough gas to support production for at least 20 years.” The QU’s hydraulic lift marked a major step towards BP’s goal of first gas by the end of 2023.>Back in May 2022, this project tucked another achievement under its belt with the successful installation of the last concrete caisson built in Dakar, Senegal. The project’s 21 massive 16,000-tonne structures, “each nearly the size of the Arc de Triomphe,” form a 1.2-kilometre offshore breakwater designed to shelter the nearshore hub and terminal from prevailing weather and ocean conditions. BP noted that the fabrication yard where the caissons were built is “the first of its kind in Africa.”
Rahman Rahmanov, vice president of projects, Mauritania and Senegal, commented: “This is>Performing ‘open heart surgery’ in North Sea
BP underscored that building, moving and installing new offshore equipment while keeping the oil and gas flowing through an existing operational asset is currently being done at the Neptune Energy-operated Seagull project in the Central North Sea. This process was described as the equivalent of performing “open heart surgery” by the project manager, Nicola Stevenson.
Seagull, a collaborative brownfield development between BP, Japex and Neptune Energy, will tie back four new subsea wells to the central processing facility (CPF) at the BP-operated Eastern Trough Area Project (ETAP) hub.
By partially using existing infrastructure, it will extend the life of ETAP, producing new gas and oil supplies that will be delivered to the CATS terminal in Teesside and the Forties Pipeline System facilities in central Scotland, respectively. BP underlined that Seagull, which is due>The next>More gas and less CO2 in Indonesia
Meanwhile, BP is also making progress>This project, which is called Tangguh UCC, is anticipated to assist in recovering up to an additional 2.1 trillion cubic feet of gas for domestic and export markets, emphasized BP, while adding that the new CCUS infrastructure could help to remove and reinject the reservoir CO2 from all of Tangguh’s gas supplies, “drastically” reducing its operational emissions. This would make Tangguh competitive>However, Tangguh UCC is not expected to be>Brian Gebruers, Tangguh UCC project general manager, remarked: “Our core mission is to keep delivering commercial value for BP and Indonesia. At the same time, we’ve challenged ourselves to get after supporting BP’s sustainability frame. As well as Aim 1, we’re looking at how we can particularly support Aim 16 [enhancing biodiversity] and Aim 19 [unlock circularity]. It’s going to be a busy few years!”
When it comes to BP’s other activities in Indonesia, it is worth noting that the UK energy player inked production sharing contracts (PSCs) in June 2022 for two deepwater exploration blocks located off Indonesia.
