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マーチソン油田は、北海北部、英国大陸棚のイーストシェトランド盆地に位置しています。この油田はシェトランド諸島 の北東150kmに位置し、英国とノルウェーの中間線にまたがっています。英国ブロック211/19にあり、ノルウェーブロック33/9に広がっています。[ 1 ]この油田は、スコットランドの地質学者サー・ロデリック・インペイ・マーチソン（1792～1871）にちなんで名付けられました。回収可能な埋蔵量は、総原油埋蔵量7億9000万バレルのうち、3億4000万バレルと推定されています。この油田は、水深156mに設置された大型の鋼製ジャケットプラットフォームを通じて開発されました。[ 1 ]ピーク生産量は、1982年12月に1日あたり15万383バレルでした。 [ 1 ]石油生産は、ガスと水の注入によって支えられました。 2014年に生産が終了し、2017年にプラットフォームが撤去された。[ 2 ]
マーチソン油田は、1975 年にConoco (UK) Ltdによって発見されました。貯留層は、上部ジュラ紀頁岩で覆われた中期ジュラ紀ブレント層群砂岩です。原油は不飽和で、比重は 36° API であり、ガス キャップはありません。[ 3 ] マーチソン油田の上部構造は、1976 年 11 月に契約を獲得した Matthew Hall Engineering によって設計されました。[ 4 ]建設は、McDermott Scotland が Ardersier ヤードで行いました。当初は、10 本の原油生産井、10 本の注水井、2 本のガス注入井、および 5 つの予備スロットの設備がありました。生産能力は、原油が1 日あたり 164,000 バレル、ガスが 1 日あたり 130 万標準立方メートルでした。原油、ガス、水の 3 相分離の 3 段階を備えた単一の生産トレインがあり、最初の段階の分離器は当初 45 bargで稼働していました。発電は2基の19MWロールスロイスオリンパスCガスタービンによって行われた。上部構造の居住スペースは200人用であった。[ 4 ]上部構造の重量は16,000トンで、8本の脚を持つ鋼鉄製のジャケットで支えられた16個のモジュールがあり、その吊り上げ重量は24,640トンであった。[ 5 ]
英国政府とノルウェー政府のライセンス保有者は、1979年にマーチソン油田の資源の共同開発に関する協定を締結した。[ 6 ]
プラットフォームは1979年に設置され、1年間の接続と試運転を経て、1980年9月に生産が開始されました。石油は16インチのパイプラインでダンリン・プラットフォームを経由してコーモラント・アルファ・プラットフォームからサロム・ヴォーに輸出されました。ガスは貯留層に再注入され、余剰分は6インチの支線でノーザン・レッグ・ガス・パイプライン（NLGP）を経由してブレント・アルファに、その後FLAGSパイプラインを経由してセント・ファーガスに輸出されました。ピーク生産量は1984年に石油換算で310万立方メートルに達しました。[ 6 ]後期の油田では、燃料ガスはNLGPから輸入されました。マーチソンの北にあるプレイフェア油田は2004年に開発され、延長リーチ井戸で生産されました。[ 5 ] 1995年1月、コノコは所有権を放棄し、オリックスUKエナジー社がマーチソン、ハットン、ライエル油田のオペレーターに任命されました。 Oryx は、これは「マーチソン油田とハットン油田の寿命を少なくとも 5 年間延長し、新しい作業スタイルを採用することで、油田の価値を高める機会」であると述べた。[ 7 ] 1998 年 10 月、Kerr-McGee がOryx を買収し、マーチソン油田のオペレーターとなった。[ 8 ] Canadian Natural Resources (CNR) は 2002 年に Kerr-McGee からマーチソン油田と設備を買収し、[ 9 ] CNR はプラットフォームの廃止までオペレーターを務めた。油田の寿命中に生産された石油の総量は 4 億バレルであった。[ 1 ]
CNRは2012年に英国政府から生産停止申請が承認された。[ 1 ] 2014年に生産が停止した。2013年から坑井を塞ぐことで廃止措置活動が開始された。プラットフォームは上部モジュールを取り外し、ジャケットを海底から約44mの高さまで取り外すことで解体された。[ 1 ]掘削屑とパイプラインはそのまま残された。上部ジャケットは2017年6月に取り外され、廃止措置プロセスが完了した。[ 6 ] [ 2 ]
61°23′55″N1°44′42″E / 61.3985°N 1.7450°E / 61.3985; 1.7450