La Terminal de gas de Bacton es un complejo de seis terminales de gas dentro de cuatro sitios ubicados en la costa del Mar del Norte de North Norfolk en el Reino Unido. Los sitios están cerca de Paston y entre Bacton y Mundesley ; la ciudad más cercana es North Walsham .
Terminal de gas de Bacton | |
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Ubicación dentro de Norfolk | |
Información general | |
Tipo | Terminal de gas |
Localización | Bacton , NR12 0JE |
Coordenadas | 52 ° 51′39 ″ N 1 ° 27′27 ″ E / 52.8608 ° N 1.4575 ° ECoordenadas : 52 ° 51′39 ″ N 1 ° 27′27 ″ E / 52.8608 ° N 1.4575 ° E |
Inquilinos actuales | Eni , National Grid , Shell Reino Unido , Perenco |
Comenzó la construcción | 1967 |
Terminado | 1968 |
Inaugurado | 13 de agosto de 1968 |
Costo | £ 10 millones (Shell 1968), £ 5 millones (Phillips 1969) |
Altura | 410-470ft (tres mástiles de radio) |
Detalles técnicos | |
Superficie del piso | 200 acres (0,81 km 2 ) |
Las otras terminales de gas principales del Reino Unido que reciben gas de la plataforma continental del Reino Unido se encuentran en St Fergus, Aberdeenshire ; Easington, East Riding de Yorkshire ; Theddlethorpe , Lincolnshire; Terminal CATS , Teesside; y terminal de gas de Rampside , Barrow, Cumbria.
Historia
El complejo de Bacton, que cubre un área de aproximadamente 180 acres (73 ha), se inauguró en 1968. Tiene un frente de 1 km (3200 pies) a lo largo de la cima del acantilado. Inicialmente fue construido por Shell-Esso, Phillips Petroleum-Arpet Group, Amoco- Gas Council . El 16 de junio de 1967, Anthony Greenwood, barón Greenwood de Rossendale, concedió el permiso de planificación . El campo Leman inició la producción el 13 de agosto de 1968 (conjunto Shell-Esso y conjunto Amoco-Gas Council), el campo Hewett ( Phillips Petroleum -Arpet Group) inició operaciones en julio de 1969 y el campo Indefatigable (conjunto Shell-Esso y conjunto Amoco-Gas). Gas Council) comenzó la producción en octubre de 1971. La construcción de la planta Phillips-Arpet de £ 5 millones comenzó en abril de 1968. El gas de la parte Shell-Esso del campo Leman se entregó a Bacton a través de un gasoducto de 34 millas de largo. Italsider construyó una tubería de 36 pulgadas de diámetro y 140 millas de largo (principal de alimentación número 2) con un costo de £ 17 millones desde Bacton hasta el Sistema Nacional de Transmisión cerca de Rugby . Cuando se completó inicialmente en 1968, la terminal tenía una capacidad total de producción de gas de 3.955 millones de pies cúbicos (112 millones de metros cúbicos ) por día en condiciones estándar . [1] El Gas Council comercializó el nuevo gas del Mar del Norte como gas de alta velocidad .
Operación
El complejo Bacton consta de seis terminales de gas. Los terminales son:
- Cáscara
- Eni
- Perenco
- Red Nacional: alimentando el Sistema Nacional de Transmisión (NTS)
- Interconnector UK (dentro del sitio de National Grid)
- BBL (línea Bacton-Balgzand) (dentro del sitio de Shell)
Tres de las terminales (Eni, Perenco y Shell) reciben gas de los yacimientos de gas costa afuera del Mar del Norte Sur (SNS) y algunos del Mar del Norte Central (CNS). El procesamiento inicial del gas, como la eliminación del agua libre, se lleva a cabo en las instalaciones de gas en alta mar. En las terminales, el gas y el condensado se reciben en slugcatchers (para separar los líquidos de gas e hidrocarburos y el agua condensada), el gas se comprime si es necesario, se deshidrata con trietilenglicol y se enfría para lograr un punto de rocío de hidrocarburo especificado. El gas ácido (sulfuroso) se había eliminado anteriormente en el sitio de Eni mediante tratamiento con gas amina , ahora fuera de servicio. El condensado de hidrocarburos es estabilizado y canalizado por la Agencia Británica de Oleoductos a lo largo de la ruta de la antigua línea ferroviaria de North Walsham a Mundesley hasta la terminal ferroviaria de North Walsham y de allí por ferrocarril a una refinería de petróleo en Harwich Essex. El gas tratado de las tres terminales fluye hacia la terminal de National Grid ubicada inmediatamente al sur de las terminales de recepción. Dos de las terminales (Interconector y BBL) reciben o suministran gas a las redes de gas de Europa continental. Los distribuidores dentro de la terminal National Grid mezclan el gas y lo distribuyen al Sistema Nacional de Transmisión a alrededor de 1000 psig (69 bar).
Las terminales de recepción costa afuera fueron administradas originalmente por Royal Dutch Shell -Esso, Phillips Petroleum -Arpet Group y Amoco -Gas Council. Amoco y BP anunciaron que se habían fusionado en 1998 para formar BP Amoco, la organización fusionada cambió su nombre a BP en 2001. Perenco se hizo cargo de las operaciones de BP en septiembre de 2003. Tullow había comenzado a operar en 2003 asumiendo las operaciones de la terminal de Phillips Petroleum, ENI asumió las operaciones de Tullow Oil en diciembre de 2008.
Terminal de Shell
La terminal de Shell, la más al este de las tres, recibe gas y condensado de dos ductos costa afuera. Se trata de una tubería de 55,7 km de largo y 30 pulgadas de la instalación marina Leman 49 / 26AP y una tubería de 73 km de 24 pulgadas de la instalación Clipper PT. Una tubería de 30 pulgadas suspendida entregó gas formalmente desde la instalación Leman 49 / 26BT a Bacton. La terminal también recibe gas del gasoducto SEAL de 474 kilómetros (295 millas) de largo de 34 pulgadas, que transporta gas desde los campos de gas Shearwater y Elgin-Franklin en el Mar del Norte Central. El oleoducto SEAL es el más largo de la plataforma continental del Reino Unido . La planta Shell tiene una capacidad de tratamiento de gas de 900 millones de pies cúbicos (25 millones de m 3 ) por día en condiciones estándar y una capacidad de estabilización de condensado de 8.000 barriles por día (1.270 m 3 / día). El punto de rocío de los hidrocarburos gaseosos se logra mediante refrigeración con propano. Originalmente se proporcionaron instalaciones de carga de condensado en camiones. [2] Emplea a 46 personas y comenzó a operar en 1968. La terminal BBL Pipeline comenzó a operar en diciembre de 2006 y está ubicada dentro de la terminal Shell. La terminal BBL es operada, pero no es propiedad de Shell.
Eni terminal
La más occidental de las terminales es propiedad de Eni de Italia. Recibe gas de dos gasoductos de 30 pulgadas del campo Hewett (27,7 km y 32,8 km de largo) y un gasoducto de 62 km de largo y 20 pulgadas de la instalación costa afuera Lancelot 48 / 17A (complejo LAPS). Una tubería de 24 pulgadas desmantelada anteriormente suministraba gas desde la instalación costa afuera Thames 49 / 28A. El gas y el líquido de cada tubería se reciben y procesan por separado. [3] Después de que el gas y el condensado se separan en recolectores de babosas y separadores de filtro de tipo recipiente, cada corriente de gas se mide fiscalmente (a efectos fiscales). Las dos corrientes de gas del campo de Hewett se combinan y aumentan de presión a través de un eductor. La corriente de gas se trató anteriormente con amina para eliminar los compuestos de azufre, esta instalación fue clausurada en 2000 cuando se cerró la producción del amargo depósito Hewett Upper Bunter. El gas se mezcla con el gas LAPS y luego se comprime. Era antes deshidratado usando trietilen glicol y se sometió a punto de rocío de hidrocarburos reducción enfriando con propano. Finalmente, se midió fiscalmente (para ventas) y se transfirió a la planta de Bacton NTS. Anteriormente, la terminal tenía tanques de almacenamiento de pentano y una instalación de carga de camiones. [2] La terminal tiene dos turbinas de gas GE 11MW Frame 3 y una GE 3.7MW Frame 1, conectadas a tres compresores centrífugos . En 2011 la Terminal Eni se dividió al segregar la recepción y algunas de las instalaciones de compresión de la planta de control de deshidratación y punto de rocío, esta última fue desmantelada. Ahora, después de la compresión, el gas se envía al sitio de Perenco para la deshidratación y el control del punto de rocío. El condensado separado también se envía al sitio de Perenco. A finales de 2013/2014 se eliminaron las instalaciones de procesamiento redundantes y ahora la mayor parte del sitio de Eni no se utiliza.
Terminal Perenco
Esta terminal, ubicada entre la terminal Shell y la terminal Eni, procesa gas de ductos de los campos Leman, Indefatigable y Trent & Tyne. Estos incluyen dos tuberías de 30 pulgadas (760 mm) de las instalaciones costa afuera Leman 49 / 27AP y Leman 49 / 27B (61,82 km y 64,9 km respectivamente) y una tubería de 24 pulgadas (610 mm) de la instalación costa afuera Trent 43/24. La planta de procesamiento comprende dos trenes paralelos (planta A1 y planta A2) cada uno con una capacidad de procesamiento inicial de 1,000 millones de pies cúbicos (28 millones de m 3 ) por día en condiciones estándar y una capacidad de estabilización de condensado de 600 m 3 / día, condensado estabilizado se almacena en tanques de almacenamiento de gasolina [2] antes de ser canalizado a la terminal ferroviaria de North Walsham. El gas del colector de babosas tipo tubería 'Leman' normalmente se dirige a las corrientes 1, 2 y 3 de la planta de control del punto de rocío; el gas del colector de babosas tipo tubería 'Inde' se dirige a las corrientes 4 y 5 de la planta de control del punto de rocío. El gas del colector de babosas tipo tubería Tyne y Trent se puede encaminar a cualquiera de las plantas de control del punto de rocío. También hay una conexión cruzada desde y hacia el terminal Shell.
La terminal ENI se integró en la Terminal Perenco en 2011, desviando así el Hewett, LAPS y, en un momento, el gas y el condensado del Támesis desde los colectores de babosas y la compresión en la terminal Eni hasta la terminal Perenco aguas arriba de la planta de control de deshidratación y punto de rocío.
Terminal de red nacional
Las conexiones desde las terminales de recepción costa afuera comprenden dos líneas de 30 pulgadas desde la terminal Eni (ahora en desuso), dos líneas de 30 pulgadas desde la terminal Perenco, cuatro líneas de 24 pulgadas desde la terminal Shell y una línea de 36 pulgadas desde el oleoducto BBL . El gas de las terminales Perenco y Shell se filtra, se mide a través de placas de orificio y el flujo se regula por volumen en un sistema de colector. [2] Se proporcionan instalaciones para calentar el gas mediante agua caliente a presión si esto fuera necesario si la presión del gas entrante tiene que reducirse apreciablemente. Hay cuatro colectores de 36 pulgadas dentro de la terminal National Grid, más uno de repuesto, que puede recibir flujo de cualquiera de las líneas entrantes, mezclando así el gas. [2] Un anillo principal de desvío de 24 pulgadas alrededor del perímetro del sitio permite que el terminal se desvíe por completo en caso de emergencia. Los gases mezclados se odorizan (1 kg de olor por 60.000 m 3 de gas) [4] y se mide el caudal y luego se distribuye al Sistema Nacional de Transmisión a través de cinco alimentadores de salida:
- Alimentador n. ° 2 para Brisley, Peterborough y Rugby, 36 pulgadas
- Alimentador n. ° 3 para Roudham Heath, Cambridge y Hitchin, 36 pulgadas
- Alimentador n. ° 4 para Great Ryburgh, King's Lynn y Alrewas, 36 pulgadas
- Alimentador n. ° 5 para Yelverton, Diss, Chelmsford y Horndon-on-the-Hill, 36 pulgadas
- Alimentador No 27 a King's Lynn, 36 pulgadas
Desde la terminal de National Grid, el gas también se puede enviar o recibir desde Zeebrugge, Bélgica, a través del interconector , recibido de los Países Bajos a través del gasoducto Balgzand Bacton Line BBL de 36 pulgadas . El gas también se distribuye al área local a través de un sistema de distribución de gas de baja presión y se envía a través de una tubería de alta presión de 12 pulgadas a la central eléctrica de Great Yarmouth.
Terminal de interconexión del Reino Unido
La terminal de interconexión se encuentra dentro de la terminal de National Grid. Puede importar o exportar gas desde Zeebrugge, Bélgica, a través de un gasoducto de 235 km que opera hasta 147 bar. Hay una línea de acceso directo de 30 pulgadas desde la tubería SEAL. Funciona a través de cuatro turbinas de gas GE LM2500 y un compresor centrífugo Thermodyn en su estación de compresores, que fue construida por Kværner John Brown (ahora llamado Aker Solutions ). El interconector se puso en servicio en 1998.
Terminal BBL
La terminal BBL (línea Bacton – Balgzand) está ubicada dentro de la terminal Shell, recibe gas de la estación compresora en Anna Paulowna en los Países Bajos. La planta de recepción de Bacton es propiedad de BBL Company y la planta es operada por Shell. [5] El gas llega a Bacton aproximadamente a la temperatura del fondo del mar ya una presión de hasta 135 bar, pero que varía según la cantidad de empaquetadura. El papel de Bacton es reducir la presión para ingresar al Sistema Nacional de Transmisión . Como tal, puede ocurrir un enfriamiento significativo de Joule-Thomson antes de la inyección de gas en el NTS. Por lo tanto, se instalan cuatro corrientes paralelas idénticas en Bacton, cada una equipada con un calentador de baño de agua de fuego directo en una corriente deslizante y diseñada para funcionar como tres de servicio y una de reserva en condiciones de flujo máximo, con el fin de controlar la temperatura y la presión de entrega del gas. El gasoducto BBL tiene 235 km de longitud y se puso en servicio en diciembre de 2006.
Campos de gas Shell
Leman
El campo de Leman se encuentra a 48 km al noreste de Great Yarmouth. Es un depósito de arenisca Rotliegendes de 800 pies (240 m) de espesor a una profundidad de aproximadamente 6,000 pies (1830 m). Tiene aproximadamente 18 millas (29 km) de largo por 5 millas (8 km) de ancho. [6] Fue descubierto en agosto de 1966 y tiene licencia para Shell (Bloque 49/26) y Perenco (Bloque 49/27). La instalación Leman 49 / 26A (AD1, AD2, AP & AK) comenzó su producción en agosto de 1968. Tenía reservas recuperables iniciales de 292 mil millones de m 3 . [7] Está conectado a la terminal Shell en Bacton. Leman 49 / 26B (BT & BH) y 49 / 26B (BP & BD) comenzaron la producción en noviembre de 1970. Leman 49 / 26C (CD & CP) comenzó en febrero de 1972. Leman 49 / 26D comenzó en agosto de 1974. Leman 49 / 26E comenzó en agosto de 1983. Leman 49 / 26F y 49 / 26G comenzaron en septiembre de 1987. El complejo de plataformas Leman se conecta a Bacton a través de Leman 49 / 26A, y está directamente al este del complejo Hewett. Un gasoducto de 36 pulgadas retirado anteriormente suministraba gas desde Leman 49 / 26BT a Bacton. El campo lleva el nombre del banco de arena Leman en el que se encuentra. [8] El gas de campo se canaliza a Bacton a través del Complejo Leman 49 / 26A (AK, AP, AD1 y AD2) donde las instalaciones constan de dos turbinas de gas RB211 (impulsando la compresión HP) y dos Avon (impulsando la compresión LP).
A mediados de la década de 1990, se clausuraron las instalaciones de deshidratación de glicol de varias instalaciones en los campos Inde y Leman. Esto permitió que las instalaciones se convirtieran en instalaciones normalmente desatendidas (NUI) reduciendo los costos de dotación y los riesgos para el personal.
SW infatigable e infatigable
El campo Indefatigable se encuentra a 100 km al noreste de Great Yarmouth. Es un depósito de arenisca de Rotliegendes de 200 a 300 pies (60 a 90 m) de espesor a una profundidad de 8 000 a 9 000 pies (2440 a 2740 m). [6] Tiene licencia para Shell (Bloques 49/24 y 49/19) y Perenco (Bloques 49/23 y 49/18). El campo fue descubierto en junio de 1966 y la producción comenzó en septiembre de 1971. Tenía reservas recuperables iniciales de 125 mil millones de m 3 . [7] La instalación de Inde 49 / 24J (JD & JP) comenzó en septiembre de 1971, Inde 49 / 24K comenzó en marzo de 1973, Inde 49 / 24L comenzó en octubre de 1978 y la plataforma Inde 49 / 24M comenzó en octubre de 1985. Producción de gas fue a través de la instalación Amoco (ahora Perenco) Inde 49 / 23A, luego a través de una línea conjunta a la instalación Leman 49 / 27B y de allí a Bacton. El 49/24 campo Inde cesó la producción el 5 de julio de 2005. El Juliet, Kilo, Lima, Mike y noviembre se eliminaron por julio de 2011. [9] Indefatigable SW fue descubierto en junio de 1967 y la producción comenzó en octubre de 1989. [10] Se lleva el nombre del crucero de batalla HMS Indefatigable Primera Guerra Mundial Royal Navy .
Corbeta
Corvette (Bloque 49 / 24A) se conecta a través de una tubería de 20 pulgadas al complejo Leman 49 / 26A. Dirigido por Shell y propiedad a partes iguales de Shell y Esso. Descubierto en enero de 1996 y la producción comenzó en enero de 1999. Lleva el nombre del barco corbeta .
Bergantín
Bergantín (Bloque 49/19) es propiedad de Shell y Esso y está dirigido por Shell. El bergantín A comenzó fue descubierto en 1986; B fue descubierto en 1997; y C fue descubierto en 1998. Los tres campos comenzaron la producción en octubre de 2001 a través de las plataformas 49 / 19BR y 49 / 19BG. El gas se canaliza a la terminal de Bacton a través del complejo Corvette y Leman A. Lleva el nombre del barco bergantín . La producción de Caravel 49/20 se realiza a través del oleoducto Brigantine to Corvette. La producción de tréboles se realiza a través de Caravel 49/20.
Sean
Sean (bloques 49/24, 49/25 y 49/30) constan de las plataformas Sean P (PD y PP) y Sean RD (más pequeñas). El campo Sean North se descubrió en mayo de 1969 y Sean South se descubrió en enero de 1970, y la producción comenzó en octubre de 1986. Es propiedad en partes iguales de Shell, Esso Exploration & Production UK Ltd, Union Texas y Britoil (BP) pero está dirigida por Shell. . Sean East fue descubierto en junio de 1983, y la producción comenzó en noviembre de 1994. [11]
Clíper
Clipper (48/19) es parte del campo Sole Pit. Fue descubierto en marzo de 1968. La producción comenzó en octubre de 1990. Es propiedad de Shell y Esso y está a cargo de Shell. El complejo Clipper se ha desarrollado como una plataforma nodal Clipper P (PW, PT, PM, PC, PR, PH) para los campos Galleon, Barque, Skiff y Carrack. Lleva el nombre del tipo de barco clipper.
Barca
Barque PB y Barque PL (48/13 y 48/14) forman parte del complejo Sole Pit. Fue descubierto en 1971. La producción comenzó en octubre de 1990. Es propiedad de Shell y Esso y está dirigido por Shell. Está más al norte de los campos conectados a Bacton, más al norte de muchos de los campos de gas conectados a Lincolnshire. Canalizado a Bacton a través del complejo Clipper. Lleva el nombre del diseño de la barca del barco.
Galeón
Galleon PG y Galleon PN (48/20) forman parte del complejo Sole Pit. La producción comenzó en octubre de 1994 y se descubrió en septiembre de 1969. Es propiedad de Shell y Esso y está dirigida por Shell. Canalizado a Bacton a través del complejo Clipper. Lleva el nombre del tipo de barco galeón .
Carrack y cortador
Carrack QA y Carrack West (49/9, 49/14 y 49/15) se encuentran aproximadamente a 120 km al noreste de la terminal de Bacton. La producción comenzó en 2003. Es propiedad de Shell y Esso y está dirigida por Shell. Cutter QC exporta gas a través de Carrack QA. Canalizado a Bacton a través del complejo Clipper.
Pardela
Dirigida por Shell pero propiedad del 28% de Shell UK Ltd, el 28% de Esso Exploration & Production UK Ltd, el 28% de ARCO British Ltd, el 12% de Superior Oil (UK) Ltd y el 4% de Canadian Superior Oil UK Ltd. Descubierto en septiembre de 1988 con producción a partir de septiembre de 2000. Se conecta a Bacton a través del oleoducto SEAL ( Shearwater Elgin Area Line ). El gasoducto SEAL de 474 km también se conecta al campo de gas Elgin-Franklin.
Campos de Tullow y Eni
Hewett
El campo Hewett (Bloques 48/29, 48/30, 52/4 y 52/5) tiene varios reservorios a profundidades relativamente bajas: 3,000-4,200 pies (910-1280 m). La estructura es un anticlinal de noroeste a sureste de unas 18 millas (29 km) de largo por tres millas (4,8 km) de ancho. [6] Es operado por Eni UK y comprende los complejos: Dawn, Big Dotty y Deborah, y Delilah, Della y Little Dotty. Es propiedad del 89,31% de Eni UK y Perenco posee el 10,69% restante. Fue descubierto en octubre de 1966 y la producción comenzó en julio de 1969. Tenía reservas recuperables iniciales de 97 mil millones de m 3 . [7] El campo Hewett produjo gas de cuatro reservorios submarinos: arenisca Permian Rotliegendes, caliza magnesiana Permian Zechstein y esquisto del Triásico inferior Lower Bunter y arenisca Upper Bunter. La formación Upper Bunter estaba compuesta por gas amargo (alto contenido de azufre). Esto requirió la provisión de instalaciones de tratamiento de gas ácido en Bacton, antes de que se suspendiera la producción del Upper Bunter en 2000. Hewett tiene dos tuberías de 30 pulgadas a Bacton (27,7 km y 32,8 km). Es el conjunto de campos más cercano a Bacton que se encuentra a 40 km (25 millas) al este de Great Yarmouth . Fue administrada por Phillips Petroleum, que se convirtió en ConocoPhillips, y luego fue en gran parte propiedad de Tullow Oil antes de ser comprada por Eni UK.
Gaseoso
Situado al este del complejo Thames y todavía no es un campo productor.
Campos de gas perenco
[12]
Leman
El bloque 49/27 del campo Leman tiene licencia y es operado por Perenco UK Ltd, originalmente por Gas Council-Amoco. Fue descubierto en agosto de 1966 y la producción comenzó en agosto de 1968. Tenía reservas recuperables iniciales de 292 mil millones de m 3 . Comprende las siguientes instalaciones, plataformas y complejos: Leman 49 / 27A (AD, AP, AC, AQ, AX); 49 / 27B (BD, BP, BT); 49 / 27C (CD, CP); 49 / 27D (DD, DP); 49 / 27E (ED, EP); 49 / 27F (FD, FP); 49 / 27G; 49 / 27H; y 49 / 27J. El gas se envía a Bacton a través de dos tuberías de 30 pulgadas desde Leman 49 / 27A y Leman 49 / 27B.
Infatigable
Los bloques 49/23 y 49/18 del campo Indefatigable tienen licencia y son operados por Perenco, originalmente por el Gas Council-Amoco. El campo fue descubierto en junio de 1966 y la producción comenzó en septiembre de 1971. Tenía reservas recuperables iniciales de 125 mil millones de m 3 . [7] Comprende las siguientes instalaciones, plataformas y complejo: Indefatigable 49 / 23A (AT, AC, AQ); 49 / 23C (CD, CP); 49 / 23D (incluido el campo Baird ); 49 / 23E ( Bessemer ) y la instalación submarina NWBell (49 / 23-9); Inde 49 / 18A; y 49 / 18B. El campo Shell Indefatigable 49/24, que fue clausurado, anteriormente producía gas a través del complejo Inde 49 / 23A. El gas de Indefatigable 49 / 24AT se dirige a Bacton a través del complejo Leman 49 / 27B.
Lancelot
El complejo Lancelot (48 / 17A) está conectado a la terminal Eni Bacton a través del oleoducto LAPS (Lancelot Area Pipeline System). Está dirigido por la anglo-francesa Perenco UK Ltd .
Galahad y Mordred
Galahad & Mordred (48 / 12BA) son operados por Perenco UK Limited. Perenco Gas UK Ltd es propiedad del 72,23%, de Chieftain Exploration UK Ltd en un 15%, de Premier Pict Petroleum Ltd en un 10% y de Chieftain International North Sea Ltd. en un 3%. Descubierto en diciembre de 1975 y la producción comenzó en noviembre de 1995.
Ginebra
Guinevere (48 / 17B) es operada por Perenco UK Limited. Perenco Gas UK Ltd es propietario en un 49,5%, Perenco UK Limited en un 25,5% y Nobel Energy Inc. en un 25%. Descubierto en mayo de 1988 y la producción comenzó en junio de 1993. Se conecta a la planta de Eni en Bacton a través de la plataforma Lancelot 48 / 17A. Situado al oeste del campo Lancelot (central).
Excalibur
Excaliber EA (48 / 17A) es propiedad y está operado por Perenco, la producción se realiza a través de Lancelot 48 / 17A. El campo de gas artúrico más septentrional del complejo Lancelot.
Davy, Bessemer, Beaufort y Brown
Davy (49 / 30A) y Bessemer (49 / 23E) fueron desarrollados por Amoco en 1995. Ambas son instalaciones monopie. Ambos producen gas a Inde 49 / 23A.
Davy East
La producción comenzó en 2008. Se conecta a la terminal de gas de Perenco en Bacton a través del campo Indefatigable. [13]
Campos de gas ENGIE E&P
Cygnus
El campo de gas Cygnus (44/11 y 44/12) fue descubierto en 1988. El gas se produce a través de las plataformas Cygnus Alpha y Cygnus Bravo. [14] [15] El gas fluyó por primera vez al Reino Unido el 13 de diciembre de 2016. En 2017 se convirtió en el campo de gas más grande del Reino Unido, proporcionando el 5% del gas natural del Reino Unido, suficiente para 1,5 millones de hogares. Las plataformas se construyeron en Hartlepool y Fife, cada una con un peso de 4.400 toneladas. El gas se transporta a la terminal de Perenco a través del gasoducto de 550 km del Eagles Transmission System (ETS). El campo está en la Formación de arenisca Pérmica Leman y la Formación Carbonífero Ketch. El campo es operado por Engie E&P UK Limited (antes GDF Suez), que pertenece en un 48% a Centrica. [dieciséis]
Campos de gas Iona
Trento
Trent (Bloque 43/24) es propiedad de Iona UK Developments Co. Anteriormente pertenecía y operaba por ARCO (Atlantic Richfield Company), y luego por Perenco UK Ltd. Fue descubierto en marzo de 1991 y la producción comenzó en noviembre de 1996. Se conecta hasta la terminal Perenco Bacton a través del oleoducto Eagles. Tiene dos turbinas de gas Solar Mars para el compresor.
Tyne South y Tyne North
Más al norte de los campos de gas de Bacton, Tyne (Bloque 44/18) se encuentra aproximadamente a la misma latitud norte que Teesside. Propiedad de Iona UK Developments Co. Fue administrada por ARCO y luego por Perenco. Descubierto en enero de 1992 y noviembre de 1996. Se conecta a Bacton a través del oleoducto Interfield y el oleoducto Eagles.
Campos de gas clausurados
Esmond, Forbes y Gordon
El yacimiento de los campos Esmond (43 / 8a), Forbes (43 / 13a) y Gordon (43 / 20a) se encuentra en la arenisca Bunter del Triásico inferior y fue descubierto por el pozo 43 / 13-1 en 1969 por Hamilton Brothers Oil and Gas. El primer gas se produjo en julio de 1985 a partir de cuatro instalaciones operadas por BHP Petroleum Ltd. La tasa de producción máxima fue de 200 millones de pies cúbicos (5,7 millones de m 3 ) por día en condiciones estándar . El gas se exportó mediante un gasoducto de 24 pulgadas (610 mm) a la terminal Amoco (ahora Perenco) en Bacton. Estos campos y sus plataformas fueron clausurados en 1995. En 1995, el sistema de oleoductos de exportación (Esmond Transmission System, ETS) pasó a llamarse EAGLES (East Anglia Gas and Liquid Evacuation System) y la operación fue asumida por ARCO (entonces BP, luego Perenco, ahora Iona) para la producción de los campos de Trent y Tyne.
Welland NW y Welland S
Welland (53/4) fue operado inicialmente por Arco, ExxonMobil y finalmente Perenco y propiedad en un 34% de Tullow Exploration Ltd, 55% de Esso y 11% de Consort EU Ltd. Welland NW fue descubierto en enero de 1984 y Welland S en junio 1984. La producción comenzó en septiembre de 1990. Situado al sureste del complejo Thames al que estaba conectado con Bacton. El nombre del río Welland . El Welland demostró ser antieconómico en 2005 y fue desmantelado y retirado en 2010.
Camelot N y Camelot C & S
Camelot (53/1 y 53/2) estaba a cargo de Petrofac y era propiedad de ERT. Camelot N descubierto en noviembre de 1967 y Camelot C & S descubierto en junio de 1987. La producción comenzó en octubre de 1989. Conectado a Bacton a través del complejo Leman 49 / 27A. El campo fue dado de baja en 2011, las plataformas Camelot CA y CB se eliminaron en 2012.
Thames, Yare, Bure, Thurne, Wensum y Deben
Estos fueron operados por Perenco, controlado desde el complejo Thames, anteriormente operado por Arco British Limited y luego ExxonMobil. El campo comprendía la instalación Thames 49 / 28A y las instalaciones submarinas que producían a través de Thames: Yare C (49/28), Gawain (49 / 29A), Bure O (49 / 28-8), Bure West (49 / 28- 18) y Thurne (49/28) propiedad de Tullow / Eni. La instalación de Thames constaba de tres plataformas, una AW de boca de pozo, una AR de recepción y una plataforma AP de proceso. En 2014 se declaró el cese de toda la producción restante que alimentaba al complejo Thames y se inició el desmantelamiento.
Propiedad en 43% de Tullow Exploration Ltd, 23% de AGIP (UK) Ltd, 23% de Superior Oil (UK) Ltd y 10% de Centrica Resources Ltd. La producción de todos los campos comenzó en octubre de 1986. Thames fue descubierto en diciembre de 1973 ; Yare en mayo de 1969; Bure en mayo de 1983; y Wensum en octubre de 1985. Tullow Oil los dirigía como el complejo Thames. Conectado a la terminal Tullow / Eni Bacton a través del oleoducto Thames. [17] Comprado a Agip (de Italia) por Tullow en 2003. Los campos fueron nombrados en honor al río Támesis, Yare , Bure , Wensum de Norfolk y Deben de Suffolk.
El complejo Thames tenía un Solar Mars y un Ruston Tornado y turbinas de gas TB5 para su compresor.
Arturo
Arthur (53/2) está situado entre los complejos Hewett (al oeste) y Thames (al este). Conectado a Bacton a través del complejo Thames. La producción comenzó en enero de 2005. Anteriormente propiedad de Tullow y dirigida por Esso. Nombrado en honor al Rey Arturo . Desmantelado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Horne y Wren
Horne y Wren (53/3) estaban al sur y produciendo en el complejo del Támesis. La producción comenzó en junio de 2005. Comprada por Tullow a BP en 2004, luego vendió el 50% a Centrica . Operado antes de 2004 por Shell. Desmantelado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Wissey
Wissey (53/4) estaba al suroeste del complejo Thames, directamente al sur del campo de gas Welland. El nombre del río Wissey en Norfolk. Desmantelado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Orwell
Orwell (49 / 26A) era propiedad de Tullow Oil Ltd. La administraba ARCO y luego Perenco la administraba. Fue descubierto en febrero de 1990 y la producción comenzó en agosto de 1993. Al este del complejo Thames, al que se conectaba, y más al este de los campos de gas de Bacton. Comprado por Tullow de ChevronTexaco (ChevTex, desde mayo de 2005 conocido como Chevron ) en 2004. El nombre del río Orwell en Suffolk . Desmantelado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Gawain
Gawain (49 / 29A) fue operado por Perenco UK Limited. Perenco Gas UK Ltd era propiedad de Perenco Gas UK Ltd al 50% y Tullow Oil Ltd al 50%. Descubierto en diciembre de 1988 y la producción comenzó en octubre de 1995. Estaba conectado a Bacton a través del complejo Thames. Situado al noreste del campo del Támesis, completamente separado (al este) de los otros campos con nombre artúrico . Desmantelado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Tristan
Tristan (49/29) era propiedad y estaba operado por Perenco Gas UK Ltd. Descubierto en mayo de 1976 y la producción comenzó en noviembre de 1992. Estaba conectado a Bacton a través de las plataformas Welland y Thames, la plataforma Welland se retiró en 2010 y se ubicó al este del complejo del Támesis. El nombre de Tristán de la leyenda artúrica .
Almacenamiento de gas Baird y Deborah
La instalación de Rough es actualmente el único yacimiento de campo de gas en alta mar del Reino Unido agotado que se utiliza para almacenamiento y recuperación de gas. Se han desarrollado varios proyectos para utilizar otros campos de gas agotados, pero ninguno ha demostrado ser económicamente viable. Dos ejemplos asociados con Bacton son los proyectos de almacenamiento de gas Baird y Deborah.
Proyecto de almacenamiento de gas de Baird
El campo Baird de Perenco se encuentra en el Bloque 49/23, a 86 km de la costa de Norfolk. Se ubica adyacente al campo Indefatigable de Perenco a través del cual exporta gas vía Inde 49 / 23D.
El proyecto de almacenamiento de gas de Baird debía haber sido construido por Centrica Storage y Perenco (Reino Unido) Ltd. Centrica adquirió el 70% de participación en el proyecto de Perenco en febrero de 2009. Las empresas formaron una empresa conjunta del 70/30% llamada Bacton Storage Company para operar la instalación cuando esté terminada. [18]
El proyecto involucró el transporte de gas desde el Sistema Nacional de Transmisión (NTS) a través de la terminal en tierra de Perenco en Bacton y luego por gasoducto en alta mar para ser inyectado y almacenado en el embalse de Baird. La inyección de gas se llevaría a cabo durante el verano y se revertiría durante el invierno extrayendo gas del depósito para procesarlo en Bacton y entregarlo en el NTS.
Las instalaciones en tierra incluían tres compresores impulsados por turbinas de gas, una planta de deshidratación de gas, calentadores de recepción, una planta de regeneración y almacenamiento de monoetilenglicol (MEG), sistemas de medición fiscal de gas adicionales y una chimenea de ventilación. Estas instalaciones se construirían en la terminal de Perenco en Bacton. El Consejo de Distrito de North Norfolk otorgó el permiso de planificación el 27 de julio de 2010.
Las instalaciones costa afuera eran una sola instalación normalmente desatendida (NUI) de cuatro patas. La instalación tendría 18 ranuras para pozos con hasta 14 pozos de desarrollo. El NUI estaría conectado a Bacton a través de un ducto bidireccional de 100 km de largo y 38 pulgadas de diámetro. Una línea de MEG de 4.5 pulgadas debía correr en paralelo entregando MEG desde Bacton al NUI.
El campo tendría una capacidad de almacenamiento de 81 mil millones de pies cúbicos (2,3 mil millones de metros cúbicos), lo que lo convertiría en la segunda instalación de almacenamiento de gas más grande del Reino Unido. La instalación tendría una vida útil de 50 años.
Se esperaba que el proyecto se completara en 2013, pero se suspendió en 2012 sin que se llevaran a cabo obras de construcción. El 23 de septiembre de 2013, Centrica anunció [19] que no continuaría con el proyecto Baird a la luz de la debilidad económica de los proyectos de almacenamiento de gas y el anuncio del Gobierno del 4 de septiembre de 2013 que descartaba la intervención en el mercado para fomentar la capacidad adicional de almacenamiento de gas en el Reino Unido.
Proyecto de almacenamiento de gas Deborah
El campo Deborah de Eni se encuentra en los bloques 48/28, 48/29, 48/30 y 52/03 a unos 40 km de la costa de Norfolk. Es adyacente al campo Hewett a través del cual ha producido gas desde 1970.
El proyecto fue desarrollado por Eni Hewett Limited. Al igual que con el proyecto Baird, el gas se habría inyectado en el embalse costa afuera durante los meses de verano y se habría extraído durante el invierno y se habría tratado en tierra en Bacton para su entrega al NTS. [20]
Las instalaciones en tierra incluirían nuevas instalaciones de recepción para las tuberías, dos casas de compresores para cuatro compresores nuevos, obras de tratamiento de agua, almacenamiento de glicol y dos chimeneas de ventilación. El 24 de noviembre de 2010, el Consejo de Distrito de North Norfolk otorgó el permiso de planificación para las instalaciones en tierra.
Las instalaciones costa afuera serían dos plataformas NUI a unos 2 km de distancia ubicadas sobre el embalse Deborah. Habría un total de 33 pozos de inyección / extracción más dos pozos de monitoreo distribuidos entre las dos plataformas. Cada plataforma estaría conectada a Bacton por una de las dos tuberías bidireccionales de 41 km de largo y 32 pulgadas de diámetro. Una tubería de 2 km de largo y 32 pulgadas conectaría las dos plataformas. Un gasoducto de glicol de 41 km se conectaría a uno de los conductos de gas. Se proporcionaría un cable de comunicación y monitoreo de control de fibra óptica y energía de 41 km desde Bacton a una de las plataformas y cables de 2 km entre las plataformas.
El campo Deborah iba a tener una capacidad de almacenamiento de 4.600 millones de metros cúbicos. La instalación debía tener una vida útil de 40 años. El Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC) otorgó una licencia de almacenamiento de gas el 22 de octubre de 2010. [21] La puesta en marcha estaba prevista para abril de 2015. El proyecto se suspendió en otoño de 2013.
Identificación de la instalación
Una instalación en alta mar en la plataforma continental del Reino Unido puede comprender una única plataforma integrada o dos o más plataformas conectadas a puentes . Las instalaciones están identificadas por un gran cartel negro sobre amarillo en la instalación. Esto puede dar el nombre del propietario u operador original o actual, el nombre del campo y un conjunto de números y letras, por ejemplo, Shell / Esso Leman 49 / 26A. Los números identifican el cuadrante y el bloque donde se encuentra la instalación, por ejemplo, 49/26 está en el cuadrante 49, bloque 26. [6] La primera letra es una letra secuencial (A, B, C, D, etc.) que identifica cada instalación dentro de un campo. La segunda letra y las siguientes pueden designar la función de una plataforma, por ejemplo, el complejo Leman 49 / 26A comprende cuatro plataformas conectadas a puentes 49 / 26AP (Producción), 49 / 26AD1 (Perforación 1), 49 / 26AD2 (Perforación 2) y 49 / 26AK (compresión). Las designaciones comunes son:
Letras) | Función de plataforma |
---|---|
A | Alojamiento |
C | Compresión |
D | Perforación (ver nota) |
FTP | Plataforma de terminal de campo |
H | Alojamiento de hotel |
K | Compresión |
METRO | Colector, principal |
PAG | Producción, Procesamiento |
Q | Vivienda |
R | Elevador, Recepción |
T | Terminal |
X | Varios, por ejemplo, como compresión a baja presión, recepción. |
Nota: Perforación se refiere a la función original de la plataforma para respaldar las operaciones de perforación de pozos. Ninguna instalación del sur del Mar del Norte tiene instalaciones de perforación permanentes.
En algunas instalaciones, las letras simplemente proporcionan una identidad única de dos letras, por ejemplo, Tethys TN, Viscount VO.
Accidentes e incidentes
El 13 de agosto de 1981, 11 trabajadores del gas perdieron la vida en el Amerizaje del Mar del Norte de G-ASWI , en un helicóptero Wessex . A las 6 pm del 28 de febrero de 2008, hubo una explosión e incendio en la terminal de Shell UK, por lo que Shell fue multada con £ 1 millón. [22]
La erosión costera
Cuando la terminal se construyó por primera vez en la década de 1960, estaba a 100 metros (330 pies) del mar. Para 2019, la erosión costera lo había reducido a 10 metros (33 pies). En julio de 2019 se inició un plan para depositar casi dos millones de metros cúbicos de arena, formando una duna artificial de 6 kilómetros (3,7 millas). Con un costo de £ 20 millones, el plan protegerá las aldeas de Bacton y Walcott , así como la terminal de gas. Se espera que las defensas contra el mar, diseñadas por la empresa de ingeniería holandesa Royal HaskoningDHV , protejan el sitio entre 15 y 20 años. La duna tendrá 7 metros (23 pies) de altura y se extenderá hasta 250 metros (820 pies) mar adentro. El esquema, que utiliza arena en lugar de hormigón, se inspiró en un experimento en los Países Bajos llamado Zandmotor. £ 14,5 millones del costo del plan serán cubiertos por los operadores de la terminal de gas de Bacton, con £ 5 millones aportados por la Agencia de Medio Ambiente y £ 0,5 millones del Consejo del Distrito de North Norfolk . [23]
Ver también
- Sistema de Transmisión Nacional
- Terminal de gas de Easington
- Terminal de gas de St Fergus
- Terminal de gas en rampa
- Terminal de gas de Theddlethorpe
- Terminal de gas CATS
Referencias
- ^ Cassidy, Richard (1979). Gas: Energía natural . Londres: Frederick Muller Limited. pag. 52.
- ^ a b c d e Wilson, D. Scott (1974). North Sea Heritage: la historia del gas natural de Gran Bretaña . British Gas. págs. 27-30.
- ^ Hewett Bacton Terminal Archivado el 22 de septiembre de 2010 en Wayback Machine.
- ^ Cassidy, Richard (1979). Gas: Energía natural . Londres: Frederick Muller Limited. pag. 39.
- ^ "Compañía BBL" .
- ^ a b c Tiratsoo, EN (1972). Gas natural . Beaconsfield: Scientific Press Ltd. p. 209.
- ^ a b c d Cassidy, Richard (1979). Gas: Energía natural . Londres: Frederick Muller Limited. pag. 54.
- ^ Shell Leman Archivado el 6 de enero de 2011 en la Wayback Machine.
- ^ "Shell desmantelamiento infatigable" (PDF) .
- ^ Shell infatigable Archivado el 6 de enero de 2011 en la Wayback Machine.
- ^ Shell Sean Archivado el 6 de enero de 2011 en la Wayback Machine.
- ^ "Mapa de la infraestructura del Mar del Norte Meridional de Perenco" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 14 de septiembre de 2016.
- ^ Campos de Perenco [ enlace muerto permanente ]
- ^ Cygnus en Centrica
- ^ "Cygnus en ENGIE" . Archivado desde el original el 9 de mayo de 2017 . Consultado el 3 de mayo de 2017 .
- ^ "Diagrama de Cygnus" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 28 de diciembre de 2016 . Consultado el 3 de mayo de 2017 .
- ^ Tullow - Támesis
- ^ "Proyecto Baird de Tecnología de Hidrocarburos" .
- ^ "La decisión de Centrica sobre Baird" .
- ^ "Almacenamiento de gas Eni Deborah" .
- ^ "Licencia DECC para Deborah" .
- ^ Shell multado con £ 1 millón más £ 240,000 costos
- ^ Morelle, Rebecca (18 de julio de 2019). "Gran plan de arena para proteger la costa de Norfolk" . BBC News . Consultado el 18 de julio de 2019 .
enlaces externos
- Aceite de tullow
- Interconnector (Reino Unido) Ltd
- Campos de gas de Perenco en el Mar del Norte
- Desmantelamiento de la terminal de Eni
- Compañía BBL
Artículos de noticias
- Procedimientos de emergencia en enero de 2011
- Manifestantes arrestados en abril de 2008
- Protección policial en enero de 2007
- El interconector se inicia en diciembre de 2006
- Arthur Field comienza en enero de 2005
- Nueva empresa BBL formada en julio de 2004
- Campo de carracas en febrero de 2003
- Accidente de helicóptero en julio de 2002