Bacton Gas Terminal es un complejo de seis terminales de gas en cuatro sitios ubicados en la costa del Mar del Norte en North Norfolk en el Reino Unido. Los sitios están cerca de Paston y entre Bacton y Mundesley ; la ciudad más cercana es North Walsham .
Las otras principales terminales de gas 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 GATOS , Teesside; y terminal de gas Rampside , Barrow, Cumbria.
El complejo 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. Fue construido inicialmente por Shell-Esso, Phillips Petroleum-Arpet Group y Amoco- Gas Council . El permiso de construcción fue otorgado el 16 de junio de 1967 por Anthony Greenwood, barón Greenwood de Rossendale . El campo Leman comenzó a producir el 13 de agosto de 1968 (conjunto Shell-Esso y conjunto Amoco-Gas Council), el campo Hewett ( Phillips Petroleum -Arpet Group) comenzó a operar 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 un oleoducto de 36 pulgadas de diámetro y 140 millas de largo (alimentador número 2) con un costo de £ 17 millones desde Bacton hasta el Sistema de Transmisión Nacional 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 Consejo del Gas comercializó el nuevo gas del Mar del Norte como Gas de Alta Velocidad .
El complejo Bacton consta de seis terminales de gas. Las terminales son:
Tres de las terminales (Eni, Perenco y Shell) reciben gas de los campos de gas marinos del Mar del Norte Meridional (SNS) y de algunos yacimientos de gas marinos 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 marinas. En las terminales, el gas y el condensado se reciben en recogedores de babosas (para separar el gas y los líquidos de 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 hidrocarburos específico. El gas amargo (sulfuro) se había eliminado anteriormente en el sitio de Eni mediante el tratamiento de gas amina , ahora fuera de servicio. La Agencia Británica de Oleoductos estabiliza y canaliza el condensado de hidrocarburos a lo largo de la ruta de la antigua línea ferroviaria de North Walsham a Mundesley hasta la terminal ferroviaria de North Walsham y desde allí por ferrocarril hasta una refinería de petróleo en Harwich Essex. El gas tratado desde las tres terminales fluye hacia la terminal National Grid ubicada inmediatamente al sur de las terminales de recepción. Dos de las terminales (Interconnector y BBL) reciben o entregan gas a las redes de gas de Europa continental. Los colectores dentro de la terminal de la Red Nacional mezclan el gas y lo distribuyen al Sistema de Transmisión Nacional 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 Phillips Petroleum, ENI. se hizo cargo de las operaciones de Tullow Oil en diciembre de 2008.
La terminal de Shell, la más oriental de las tres, recibe gas y condensado de dos gasoductos marinos. Se trata de una tubería de 55,7 km de largo y 30 pulgadas de la instalación costa afuera Leman 49/26AP y una tubería de 73 km de 24 pulgadas de la instalación Clipper PT. Un gasoducto de 30 pulgadas suspendido entregó formalmente gas desde la instalación Leman 49/26BT a Bacton. La terminal también recibe gas del oleoducto SEAL de 474 kilómetros (295 millas) de largo y 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 de 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. Inicialmente se previeron instalaciones para la carga de condensado en camiones. [2] Emplea a 46 personas y comenzó a operar en 1968. La terminal BBL Pipeline entró en funcionamiento en diciembre de 2006 y está ubicada dentro de la terminal Shell. La terminal BBL es operada por Shell, pero no es propiedad de ella.
La terminal más occidental 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 longitud) y de un gasoducto de 20 pulgadas de 62 km de longitud de la instalación marina Lancelot 48/17A (complejo LAPS). Un gasoducto de 24 pulgadas fuera de servicio anteriormente entregaba gas desde la instalación marina 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 captadores de babosas y filtros separadores de tipo recipiente, cada corriente de gas se mide fiscalmente (a efectos fiscales). Las dos corrientes de gas del campo Hewett se combinan y se aumenta su presión a través de un eductor. Anteriormente, la corriente de gas se trataba con amina para eliminar los compuestos de azufre; esta instalación fue desmantelada en 2000 cuando se cerró la producción del depósito amargo Hewett Upper Bunter. El gas se mezcla con el gas LAPS y luego se comprime. Anteriormente se deshidrataba con trietilenglicol y se sometía a una reducción del punto de rocío de hidrocarburos enfriándolo con propano. Finalmente fue medido fiscalmente (para ventas) y transferido a la planta Bacton NTS. Antiguamente la terminal contaba con tanques de almacenamiento de pentano y una instalación de carga de camiones. [2] La terminal cuenta con 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 fue dividida separando la recepción y algunas de las instalaciones de compresión de la planta de deshidratación y control del punto de rocío, esta última fue desmantelada. Ahora, después de la compresión, el gas se envía al sitio de Perenco para su deshidratación y 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.
Esta terminal, ubicada entre la terminal Shell y la terminal Eni, procesa gas procedente de ductos de los campos Leman , Indefatigable y Trent & Tyne. Estos incluyen dos tuberías de 30 pulgadas (760 mm) de las instalaciones marinas 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 marina Trent 43/24. La planta de procesamiento consta de 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 conducido a la terminal ferroviaria de North Walsham. El gas del captador 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 captador 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 captador de babosas tipo tubería de Tyne y Trent se puede dirigir a cualquiera de las plantas de control del punto de rocío. También hay una conexión cruzada hacia y desde la terminal Shell.
La terminal ENI se integró a la terminal Perenco en 2011, desviando así el gas y condensado de Hewett, LAPS y, en un momento, Thames, de los captadores de babosas y la compresión en la terminal Eni a la terminal Perenco aguas arriba de la planta de deshidratación y control del punto de rocío.
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 de Perenco y Shell se filtra, se mide a través de placas de orificio y el flujo se regula por volumen en un sistema múltiple. [2] Se proporcionan instalaciones para calentar el gas mediante agua caliente a presión en caso de que sea necesario si la presión del gas entrante debe reducirse considerablemente. Hay cuatro colectores de 36 pulgadas dentro de la terminal National Grid, más uno de repuesto, que pueden recibir flujo de cualquiera de las líneas entrantes, mezclando así el gas. [2] Un anillo principal de derivación de 24 pulgadas alrededor del perímetro del sitio permite que la terminal se desvíe por completo en caso de emergencia. Los gases mezclados se odorizan (1 kg de odorante por 60.000 m 3 de gas) [4] y el caudal se mide y luego se distribuye al Sistema de Transmisión Nacional a través de cinco alimentadores de salida:
Desde la terminal de National Grid, el gas también se puede enviar o recibir desde Zeebrugge, Bélgica a través del interconector , recibido desde los Países Bajos a través del oleoducto BBL Balgzand Bacton Line 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.
La terminal Interconector está ubicada dentro de la terminal National Grid. Puede importar o exportar gas desde Zeebrugge, Bélgica, a través de un gasoducto de 235 kilómetros que opera a hasta 147 bar. Hay una línea de acceso directo de 30 pulgadas desde el oleoducto SEAL. Funciona mediante cuatro turbinas de gas GE LM2500 y un compresor centrífugo Thermodyn en su estación de compresión, construida por Kværner John Brown (ahora llamado McDermott). El interconector se puso en servicio en 1998.
La terminal BBL (línea Bacton-Balgzand) está ubicada dentro de la terminal Shell y 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 opera Shell. [5] El gas llega a Bacton aproximadamente a la temperatura del fondo del mar y a una presión de hasta 135 bar, pero que varía según la cantidad de paquete de tuberías. El papel de Bacton es reducir la presión de ingreso al Sistema de Transmisión Nacional . Como tal, puede ocurrir un enfriamiento significativo de Joule-Thomson antes de la inyección de gas en el NTS. Por lo tanto, en Bacton se instalan cuatro corrientes paralelas idénticas, cada una equipada con un calentador de baño de agua de fuego directo en una estela y diseñadas para funcionar como tres de servicio y una de reserva en condiciones de flujo máximo, para controlar la temperatura y presión de entrega del gas. El oleoducto BBL tiene una longitud de 235 km y se puso en servicio en diciembre de 2006.
El campo Leman está a 48 km (30 millas) al noreste de Great Yarmouth. Se trata de un depósito de arenisca Rotliegendes de 800 pies (240 m) de espesor a una profundidad de aproximadamente 6000 pies (1830 m). Tiene aproximadamente 18 millas (29 km) de largo por 5 millas (8 km) de ancho. [6] Fue descubierta 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 y 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 y BH) y 49/26B (BP y BD) comenzaron a producirse en noviembre de 1970. Leman 49/26C (CD y CP) comenzaron en febrero de 1972. Leman 49/26D comenzaron 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 fuera de servicio anteriormente entregaba gas desde Leman 49/26BT a Bacton. El campo lleva el nombre del banco de arena de Leman en el que se encuentra. [8] El gas del 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 (que impulsan la compresión HP) y dos Avon (que impulsan la compresión LP).
A mediados de la década de 1990 se clausuraron las instalaciones de deshidratación de glicol de varias instalaciones en los campos de Inde y Leman. Esto permitió que las instalaciones se convirtieran en instalaciones normalmente desatendidas (NUI) reduciendo los costes de personal y los riesgos para el personal.
El campo de gas Indefatigable se encuentra a 100 kilómetros (60 millas) 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 8000 a 9000 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 del Inde 49/24J (JD y JP) comenzó en septiembre de 1971, el Inde 49/24K comenzó en marzo de 1973, el 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 campo Inde 49/24 cesó su producción el 5 de julio de 2005. Juliet, Kilo, Lima, Mike y November fueron retirados en julio de 2011. [9] Indefatigable SW fue descubierto en junio de 1967 y la producción comenzó en octubre de 1989. [10] lleva el nombre del crucero de batalla HMS Indefatigable de la Primera Guerra Mundial de la Royal Navy .
Corvette (Bloque 49/24A) se conecta mediante 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 .
Brigantine (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 su producción en octubre de 2001 mediante las plataformas 49/19BR y 49/19BG. El gas se canaliza hasta la terminal de Bacton a través del complejo Corvette y Leman A. Lleva el nombre del barco bergantín . La producción del Caravel 49/20 se realiza a través del oleoducto Brigantine a Corvette. La producción de Shamrock es vía Caravel 49/20
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 fue descubierto en mayo de 1969 y Sean South en enero de 1970, y la producción comenzó en octubre de 1986. Es propiedad equitativa de Shell, Esso Exploration & Production UK Ltd, Union Texas y Britoil (BP), pero está dirigido por Shell. . Sean East fue descubierto en junio de 1983 y la producción comenzó en noviembre de 1994. [11]
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 dirigido por Shell. El complejo Clipper ha sido desarrollado como una plataforma nodal Clipper P (PW, PT, PM, PC, PR, PH) para Galleon, Barque, Skiff y Carrack Fields. Lleva el nombre del tipo de barco clipper.
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, y 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 del barco barca.
Galleon PG y Galleon PN (48/20) forman parte del complejo Sole Pit. La producción comenzó en octubre de 1994 y fue descubierta 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 QA y Carrack West (49/9, 49/14 y 49/15) están ubicados aproximadamente a 120 km al noreste de la terminal 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.
Dirigido 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 y la producción comenzó en septiembre de 2000. Se conecta a Bacton a través de la tubería SEAL (Shearwater Elgin Area Line). El gasoducto SEAL de 474 km también conecta con el campo de gas Elgin-Franklin.
El campo Hewett (Bloques 48/29, 48/30, 52/4 y 52/5) tiene varios embalses a profundidades relativamente poco profundas: 3000 a 4200 pies (910 a 1280 m). La estructura es un anticlinal de noroeste a sureste de aproximadamente 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. Eni UK posee un 89,31% 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 a partir de cuatro yacimientos submarinos: arenisca del Pérmico Rotliegendes, piedra caliza magnésica del Pérmico Zechstein y lutita de Bunter Inferior del Triásico Inferior y arenisca de Bunter Superior. La formación Upper Bunter estaba compuesta de gas amargo (con alto contenido de azufre). Esto requirió la provisión de instalaciones de tratamiento de gases ácidos en Bacton, antes de que se suspendiera la producción en Upper Bunter en 2000. Hewett tiene dos tuberías de 30 pulgadas hasta Bacton (27,7 km y 32,8 km). Es el conjunto de campos más cercano a Bacton estando a 25 millas (40 km) al este de Great Yarmouth . Estaba dirigida por Phillips Petroleum, que se convirtió en ConocoPhillips, y luego era propiedad y estaba dirigida en gran medida por Tullow Oil antes de ser comprada por Eni UK.
Situado al este del complejo del Támesis y aún no es un campo productor.
[12]
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 . Está compuesto por 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 dirige a Bacton a través de dos gasoductos de 30 pulgadas desde Leman 49/27A y Leman 49/27B.
Los bloques 49/23 y 49/18 del campo Indefatigable tienen licencia y son operados por Perenco, originalmente por 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] Está compuesto por 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); India 49/18A; y 49/18B. El campo Shell Indefatigable 49/24 fuera de servicio 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.
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 & Mordred (48/12BA) son operados por Perenco UK Limited. Es propiedad del 72,23% de Perenco Gas UK Ltd, del 15% de Chieftain Exploration UK Ltd, del 10% de Premier Pict Petroleum Ltd y del 3% de Chieftain International North Sea Ltd. Descubierto en diciembre de 1975 y la producción comenzó en noviembre de 1995.
Ginebra (48/17B) es operada por Perenco UK Limited. Es propiedad en un 49,5% de Perenco Gas UK Ltd, un 25,5% de Perenco UK Limited y un 25% de Nobel Energy Inc. 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).
Excaliber EA (48/17A) es propiedad de Perenco y está operado por ella, la producción se realiza a través de Lancelot 48/17A. El campo de gas artúrico más septentrional del complejo Lancelot.
Davy (49/30A) y Bessemer (49/23E) fueron desarrollados por Amoco en 1995. Ambos son instalaciones monopie. Ambos producen gas para Inde 49/23A.
La producción comenzó en 2008. Se conecta a la terminal de gas Perenco en Bacton a través del campo Indefatigable. [13]
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 y pesan cada una 4.400 toneladas. El gas se transporta a la terminal de Perenco a través del gasoducto de 550 kilómetros del Sistema de Transmisión Eagles (ETS). El campo se encuentra en la Formación de Arenisca Leman del Pérmico y en la Formación Ketch del Carbonífero. El campo es operado por Engie E&P UK Limited (anteriormente GDF Suez), que pertenece en un 48% a Centrica. [dieciséis]
Trent (Bloque 43/24) es propiedad de Iona UK Developments Co. Anteriormente era propiedad y estaba operado 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. Conecta a la terminal Perenco Bacton a través del oleoducto Eagles. Tiene dos turbinas de gas Solar Mars para el compresor.
Más al norte de los campos de gas de Bacton, Tyne (Bloque 44/18) está aproximadamente a la misma latitud al norte que Teesside. Propiedad de Iona UK Developments Co. Estaba dirigida 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.
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 en cuatro instalaciones operadas por BHP Petroleum Ltd. La tasa máxima de producción fue de 200 millones de pies cúbicos (5,7 millones de m 3 ) por día en condiciones estándar . El gas se exportaba por un gasoducto de 24 pulgadas (610 mm) a la terminal Amoco (ahora Perenco) en Bacton. Estos campos y sus plataformas fueron desmantelados en 1995. En 1995, el sistema de tuberías de exportación (Esmond Transmission System, ETS) pasó a llamarse EAGLES (East Anglia Gas and Liquid Evacuation System) y la operación pasó a manos de ARCO (luego BP, más tarde Perenco, ahora Iona) para la producción de los campos de Trent y Tyne.
Welland (53/4) fue operado inicialmente por Arco, ExxonMobil y finalmente Perenco y poseía un 34% de Tullow Exploration Ltd, un 55% de Esso y un 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 del Támesis al que estaba conectado con Bacton. El nombre del río Welland . El Welland resultó antieconómico en 2005 y fue dado de baja y retirado en 2010.
Camelot (53/1 y 53/2) estaba dirigida por 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. Campo desmantelado en 2011, plataformas Camelot CA y CB retiradas en 2012.
Estos eran operados por Perenco, controlados 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 plataforma AW de boca de pozo, una plataforma AR de recepción y una plataforma AP de proceso. En 2014 se declaró el cese de toda la producción restante que alimentaba el complejo del Támesis y se inició el desmantelamiento.
Propiedad del 43% de Tullow Exploration Ltd, del 23% de AGIP (UK) Ltd, del 23% de Superior Oil (UK) Ltd y del 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 gestionaba como el complejo del Támesis. Conectado a la terminal Tullow/Eni Bacton a través del oleoducto del Támesis. [17] Comprado a Agip (de Italia) por Tullow en 2003. Los campos recibieron el nombre del río Támesis, Yare , Bure , Wensum de Norfolk y Deben de Suffolk.
El complejo del Támesis tenía una turbina de gas Solar Mars, una Ruston Tornado y una TB5 para su compresor.
Arthur (53/2) está situado entre los complejos Hewett (al oeste) y Thames (al este). Conectado con Bacton a través del complejo del Támesis. La producción comenzó en enero de 2005. Anteriormente propiedad de Tullow y dirigida por Esso. Nombrado en honor al Rey Arturo . Desarmado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Horne and Wren (53/3) estaba al sur del complejo del Támesis y producía en él. La producción comenzó en junio de 2005. Tullow la compró a BP en 2004 y luego la vendió en un 50% a Centrica . Operado antes de 2004 por Shell. Desarmado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Wissey (53/4) estaba al suroeste del complejo Thames, directamente al sur del campo de gas Welland. El nombre del río Wissey en Norfolk. Desarmado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Orwell (49/26A) era propiedad de Tullow Oil Ltd. Estaba dirigida por ARCO y luego por Perenco. Fue descubierto en febrero de 1990 y la producción comenzó en agosto de 1993. Al este del complejo del Támesis, al que conectaba, y más al este de los campos de gas de Bacton. Comprado por Tullow a ChevronTexaco (ChevTex, desde mayo de 2005 conocido como Chevron ) en 2004. Nombrado así en honor al río Orwell en Suffolk . Desarmado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Gawain (49/29A) era operado por Perenco UK Limited. 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 del Támesis. Situado al noreste del campo del Támesis, completamente separado (al este) de los otros campos con nombre artúrico . Desarmado como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Tristan (49/29) era propiedad de Perenco Gas UK Ltd y estaba operado por ella. 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 fue retirada en 2010 y situada al este del complejo del Támesis. El nombre de Tristán de la leyenda artúrica .
Hasta su cierre a nuevas inyecciones en 2017, la instalación de Rough era el único yacimiento de gas marino agotado del Reino Unido que se utilizaba para el almacenamiento y recuperación de gas. Se han desarrollado varios proyectos para utilizar otros yacimientos de gas agotados, pero ninguno ha demostrado ser económicamente viable. Dos ejemplos asociados con Bacton son los proyectos de almacenamiento de gas de Baird y Deborah.
El campo Baird de Perenco está ubicado en el Bloque 49/23, a 86 km de la costa de Norfolk. Se encuentra ubicado junto al campo Indefatigable de Perenco a través del cual exporta gas a través de la Inde 49/23D.
El proyecto de almacenamiento de gas de Baird debía haber sido construido por Centrica Storage y Perenco (UK) Ltd. Centrica adquirió una participación del 70% en el proyecto de Perenco en febrero de 2009. Las empresas formaron una empresa conjunta del 70/30% llamada Bacton Storage Company para operar las instalaciones cuando estén terminadas. [18]
El proyecto implicó el transporte de gas desde el Sistema de Transmisión Nacional (NTS) a través de la terminal terrestre de Perenco en Bacton y luego por un gasoducto en alta mar para ser inyectado y almacenado en el yacimiento de Baird. La inyección de gas se llevaría a cabo durante el verano y se revertiría durante el invierno, extrayendo gas del yacimiento para procesarlo en Bacton y entregarlo al NTS.
Las instalaciones en tierra incluían tres compresores accionados por turbinas de gas, una planta de deshidratación de gas, calentadores de recepción, una planta de almacenamiento y regeneración de monoetilenglicol (MEG), sistemas adicionales de medición fiscal de gas y una chimenea de ventilación. Estas instalaciones se construirían en la terminal de Perenco en Bacton. El permiso de construcción fue otorgado por el Consejo del Distrito de North Norfolk el 27 de julio de 2010.
Las instalaciones costa afuera eran una única instalación normalmente desatendida (NUI) de cuatro patas. La instalación contaría con 18 pozos con hasta 14 pozos de desarrollo. La NUI estaría conectada a Bacton a través de una tubería bidireccional de 100 km de largo y 38 pulgadas de diámetro. Una línea MEG de 4,5 pulgadas debía funcionar en paralelo entregando MEG desde Bacton a la 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 estuviera terminado en 2013, pero se suspendió en 2012 sin que se realizaran obras de construcción. El 23 de septiembre de 2013, Centrica anunció [19] que no continuaría con el proyecto Baird a la luz de la débil economía de los proyectos de almacenamiento de gas y el anuncio del Gobierno el 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.
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. Está adyacente al campo Hewett a través del cual produce 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 yacimiento marino durante los meses de verano y se habría retirado durante el invierno y 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, plantas de tratamiento de agua, almacenamiento de glicol y dos chimeneas de ventilación. El permiso de planificación para las instalaciones en tierra fue otorgado por el Consejo del Distrito de North Norfolk el 24 de noviembre de 2010.
Las instalaciones costa afuera serían dos plataformas NUI separadas por aproximadamente 2 km ubicadas sobre el embalse Deborah. Habría un total de 33 pozos de inyección/extracción más dos pozos de monitoreo repartidos entre las dos plataformas. Cada plataforma estaría conectada a Bacton mediante una de dos tuberías bidireccionales de 41 kilómetros de largo y 32 pulgadas de diámetro. Un oleoducto de 2 km de largo y 32 pulgadas conectaría las dos plataformas. Un oleoducto de glicol de 41 km estaría acoplado a una de las líneas de gas. Se proporcionaría un cable de comunicación y monitoreo de control de energía y fibra óptica de 41 km desde Bacton hasta una de las plataformas y cables de 2 km entre las plataformas.
El campo Deborah debía tener una capacidad de almacenamiento de 4,6 mil millones de metros cúbicos. La instalación debía tener una vida útil de 40 años. El Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC) concedió 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 quedó suspendido en otoño de 2013.
Una instalación costa afuera en la plataforma continental del Reino Unido puede comprender una única plataforma integrada o dos o más plataformas unidas por puentes . Las instalaciones se identifican mediante un gran letrero negro sobre amarillo en la instalación. Esto puede proporcionar 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 Bloque donde está ubicada la instalación, por ejemplo, 49/26 está en el Cuadrante 49 Bloque 26. [22] La primera letra es una letra secuencial (A, B, C, D, etc.) que identifica cada instalación dentro 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 unidas por puentes 49/26AP (Producción), 49/26AD1 (Perforación 1), 49/26AD2 (Perforación 2) y 49/ 26AK (Compresión). Las designaciones comunes son:
Nota: La perforación se refiere a la función original de la plataforma para soportar las operaciones de perforación de pozos. Ninguna instalación del sur del Mar del Norte cuenta con instalaciones de perforación permanentes.
En algunas instalaciones, las letras simplemente proporcionan una identidad única de dos letras, por ejemplo, Tethys TN, Viscount VO.
El 13 de agosto de 1981, 11 trabajadores del gas perdieron la vida en el hundimiento del G-ASWI en el Mar del Norte , en un helicóptero Wessex . A las 6 de la tarde del 28 de febrero de 2008, se produjo una explosión y un incendio en la terminal de Shell en el Reino Unido, por lo que Shell fue multada con un millón de libras esterlinas. [23]
Cuando la terminal se construyó por primera vez en la década de 1960, estaba a 100 metros (330 pies) del mar. En 2019, la erosión costera lo había reducido a 10 metros (33 pies). En julio de 2019 se inició un proyecto para colocar casi dos millones de metros cúbicos de arena a lo largo de un tramo de playa de 6 kilómetros (3,7 millas). El plan, que costará 20 millones de libras esterlinas, protegerá las aldeas de Bacton y Walcott , así como la terminal de gas. Se espera que las defensas marítimas, diseñadas por la empresa de ingeniería holandesa Royal HaskoningDHV , protejan el sitio durante entre 15 y 20 años. La playa mejorada tendrá 7 metros (23 pies) de altura y se extenderá hasta 250 metros (820 pies) mar adentro. El plan se inspiró en un experimento realizado en los Países Bajos llamado Zandmotor. £14,5 millones del coste 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 por el Consejo del Distrito de North Norfolk . [24] En octubre de 2021, la BBC informó que se había formado una barra de arena en alta mar cuya arena en la base del acantilado había formado una repisa con una caída de 3 m: la barra estaba rompiendo la energía de las olas y la erosión de los acantilados se detuvo con También se observaron mejoras en el cercano Walcott . [25]
