El campo petrolífero Magnus es un gran campo petrolífero en la zona del Mar del Norte del Reino Unido . Se encuentra a 160 kilómetros (99 millas) al noreste de las Islas Shetland . El campo está ubicado principalmente en el Lote 211 / 12a. Los recursos se estiman en un total de 1.540 millones de barriles (245 × 10 6 m 3 ) de petróleo, de los cuales 869 millones de barriles (138,2 × 10 6 m 3 ) son reservas recuperables. [1]
Enquest Magnus Oilfield | |
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País | Escocia , Reino Unido |
Región | mar del Norte |
Offshore / onshore | Costa afuera |
Coordenadas | 61 ° 32'N 1 ° 35'E / 61.533 ° N 1.583 ° ECoordenadas : 61 ° 32'N 1 ° 35'E / 61.533 ° N 1.583 ° E |
Operador | EnQuest |
Socios | EnQuest |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1974 |
Inicio de la producción | 1983 |
Producción | |
Producción actual de petróleo | 15.000−18.000 barriles por día (~ −880.000 t / a) |
Producción actual de gas | 100 × 10 6 pies cúbicos / d (2,8 × 10 6 m 3 / d) |
Aceite estimado en su lugar | 1,540 millones de barriles (~ 2,10 × 10 8 t) |
Historia
El campo petrolífero Magnus fue descubierto en marzo de 1974 por BP . [2] El descubrimiento se realizó a 2.709 metros (8.888 pies) por debajo del lecho marino en las arenas más jóvenes del Jurásico tardío por la plataforma de perforación semisumergible Sedco 703. De manera similar a varios otros campos en el área, el campo recibió su nombre del Vikingo. santo– Magnus de Orkney . El 24 de enero de 2017 se anunció que BP venderá una participación del 25% del campo y entregará la operación a EnQuest . [3]
La fabricación de la estructura Magnus comenzó en 1973 en el patio de Highland Fabricators en Nigg Bay en Cromarty Firth. La chaqueta de la plataforma Magnus, el principal oleoducto de exportación de petróleo a la Plataforma Central Ninian y el Gasoducto Northern Leg a Brent A se instalaron en 1974.
En mayo de 1996, comenzó la producción en el campo South Magnus. [1] El primer petróleo del campo se obtuvo en agosto de 1983.
El proyecto de recuperación mejorada de petróleo se propuso en 2000. [4] Se ejecutó en 2003. [5]
Reservas
Se estima que las reservas del campo Magnus contienen 1,54 mil millones de barriles (245 × 10 6 m 3 ) de petróleo, de los cuales 869 millones de barriles (138,2 × 10 6 m 3 ) son reservas recuperables. [1]
Descripción técnica
El campo es desarrollado por una única plataforma central combinada de perforación y producción . La chaqueta Magnus es la estructura de acero de una sola pieza más grande del Mar del Norte. Fue diseñado, fabricado e instalado por John Brown Offshore . El sistema original también incluía siete pozos de producción submarinos que luego se cambiaron al servicio de inyección de agua.
Las superficies superiores de Magnus fueron diseñadas por Matthew Hall Engineering [6], que también fue responsable de la adquisición, la gestión de proyectos, la gestión de la construcción, los servicios de instalación en alta mar y la asistencia para la puesta en marcha. Se les adjudicó el contrato en diciembre de 1978. Inicialmente había instalaciones para 17 pozos de producción de petróleo, cinco pozos de inyección de agua y nueve ranuras de repuesto. La capacidad de producción fue de 140.000 barriles de petróleo por día y 2,5 millones de metros cúbicos estándar de gas por día. Hay dos trenes de producción cada uno con dos etapas de separación con la primera etapa operando a una presión de 28 barg . Los líquidos de gas natural se extrajeron de la corriente de gas utilizando un sistema de turboexpansor / compresor. La generación de electricidad fue impulsada por tres turbinas de gas GE Frame 5 de 27 MW. Todos los compresores de gas fueron accionados por motores eléctricos, no por turbinas de gas. El alojamiento en la parte superior era para 200 personas. Había 19 módulos superiores y el peso superior era de 31.000 toneladas. [6]
El petróleo producido es transportado por un oleoducto de 91 kilómetros (57 millas) de largo y 24 pulgadas (610 mm) hasta la plataforma Ninian Central, y luego hasta la Terminal Sullom Voe . El gas natural producido por Magnus, junto con el gas de los campos Thistle y Murchison, es transportado por un gasoducto de 79 kilómetros (49 millas) de largo y 20 pulgadas (510 mm) hasta Brent A y luego a través de FLAGS hasta St Fergus en Aberdeenshire . [1]
Proyecto de recuperación de petróleo mejorada
Para aumentar el petróleo recuperable del campo y extender la vida útil del campo, se implementó un proyecto de recuperación mejorada de petróleo (EOR). El proyecto EOR implicó la importación de gas de los dos campos al oeste de Shetland, Foinaven y Schiehallion, a la terminal de Sullom Voe, donde se agrega gas licuado de petróleo al gas natural. Esta corriente de gas es luego transportada por otro gasoducto a la plataforma Magnus donde se reinyecta en el depósito Magnus para ayudar a soportar la presión y aumentar la recuperación de petróleo. Se espera incrementar las reservas recuperables de petróleo en 50 millones de barriles (7,9 × 10 6 m 3 ) y extender la vida útil de campo más allá de 2015. [4] [7] El proyecto costó alrededor de £ 320 millones. [7]
Referencias
- ^ a b c d "El campo Magnus" (PDF) . BP . Consultado el 1 de diciembre de 2009 . CS1 maint: parámetro desalentado ( enlace )
- ^ Pastor, Mike (2015). Oil Strike North Sea: Una historia de primera mano del petróleo del Mar del Norte . Luath Press.
- ^ "BP venderá parte de las participaciones en el campo Magnus y la terminal Sullom Voe en el Mar del Norte del Reino Unido a EnQuest" (PDF) . BP . Consultado el 24 de enero de 2017 . CS1 maint: parámetro desalentado ( enlace )
- ^ a b "BP presenta un plan de inversión de 2.750 millones de libras esterlinas" . BBC News . 2000-09-08 . Consultado el 1 de diciembre de 2009 . CS1 maint: parámetro desalentado ( enlace )
- ^ "Impulso de oleoducto para campo petrolífero" . Noticias de la tarde de Edimburgo. 2003-03-14 . Consultado el 1 de diciembre de 2009 . CS1 maint: parámetro desalentado ( enlace )
- ^ a b Folleto publicitario de Matthew Hall Engineering nd pero c. 1990
- ^ a b "Magnus EOR, Shetlands, Reino Unido" . offshore-technology.com . Net Resources International . Consultado el 1 de diciembre de 2009 . CS1 maint: parámetro desalentado ( enlace )