El yacimiento de gas del Everest está situado en la zona central del Mar del Norte , a 233 kilómetros (145 millas) al este de Aberdeen , Escocia . Se encuentra en los bloques 22/9, 22/10a y 22/14a de la plataforma continental del Reino Unido . El campo de gas fue descubierto por Amoco en 1982 y el primer gas se produjo en 1993. [1]
Hasta 2009, el campo fue operado por BP (antes Amoco). Como resultado del intercambio de activos entre BP y BG Group en 2009, BG Group se convirtió en el mayor accionista del campo con una participación del 80,46% y asumió la operación del campo. [2] Otros socios además de BG Group son Amerada Hess y Total . La participación del 1,0134%, que era propiedad de ConocoPhillips , fue adquirida por BG Group en 2007. [3] El 1 de noviembre de 2017, Chrysaor anunció que había adquirido una participación del 100 por ciento en el Everest Field, junto con intereses en Beryl, Buzzard. , Campos Elgin-Franklin, Erskine, Armada, J Block, Lomond y Schiehallion. [4]
El campo lleva el nombre de George Everest . Existe una instalación de producción permanente , North Everest, en la zona norte del campo (ubicada 57°45′00″N 1°48′04″E / 57.75°N 1.801°E / 57.75; 1.801 : 288 ft (88 m) de profundidad de agua) que contiene 11 pozos superficiales perforados desde la plataforma. Una línea de flujo se conecta a dos pozos submarinos en el área de South Everest, a 7,1 km al sur de la instalación de North Everest, y otra línea de flujo se conecta a dos pozos submarinos en el área de Everest East Expansion, a 6,8 km al noreste de la instalación. [5] La plataforma tripulada North Everest, construida por Highland Fabricators, es una plataforma combinada de boca de pozo, producción y cuartos que recibe y trata fluidos de pozo. Hay alojamiento para 80 personas. [5] La plataforma del norte del Everest está conectada a la plataforma elevadora CATS (Sistema de transmisión de área central) no tripulada mediante un puente metálico de 90 metros (300 pies). La plataforma CATS es la ubicación del punto de partida del gasoducto CATS , que transmite gas desde el Everest y varios otros, incluidos Lomond y Armada , hasta la terminal CATS en Teesside . Los condensados y líquidos del norte del Everest se dirigen a Cruden Bay a través del yacimiento petrolífero Forties . [1]
El Everest contiene dos reservorios principales: la arenisca del Paleoceno Forties y la arenisca Andrew del Paleoceno más profundo. La estructura es un cierre de inmersión de 3 vías con un pinchout estratigráfico hacia el este.
Los fluidos del pozo Everest se dirigen al separador vertical HP (alta presión) donde el condensado se separa de la corriente de gas. [6] Los pozos también pueden dirigirse al separador de prueba vertical donde se lleva a cabo la separación trifásica (gas/condensado/agua) y la medición de cada corriente. El gas del separador HP (y del separador de prueba) se enfría mediante un medio refrigerante y fluye hacia el depurador del contactor TEG vertical donde se recupera el condensado. El gas se calienta con un medio calefactor antes de ingresar a la base del contactor TEG, donde está en contacto a contracorriente con trietilenglicol . [6] El gas seco fluye hacia el depurador de succión de fase densa donde se eliminan los líquidos recuperados. Del Separador de Fases Densa se toma una corriente lateral de gas combustible para la instalación. La corriente de gas principal se comprime en el compresor de fase densa hasta c. 140 bares. El gas se mide antes de exportarlo a través del puente hasta la plataforma CATS Riser y a través del gasoducto CATS . En la vida útil posterior del campo, además de que las presiones disminuyen, se instalaron más compresores de menor presión entre el separador HP y el depurador de contactor TEG. [6] La capacidad de compresión de gas es de 135 millones de pies cúbicos por día (3,8 millones de metros cúbicos por día ) a presión estándar . [5]
El condensado del separador HP y del separador de prueba se dirige al separador IP (presión intermedia) horizontal donde se lleva a cabo la separación trifásica. [6] El vapor se dirige al compresor de recuperación de vapor MP y de allí al depurador del contactor TEG. El agua separada se dirige al sistema de agua producida para eliminar el petróleo antes de su eliminación por la borda. El sistema de agua producida tiene una capacidad de 5.000 barriles (790 m 3 ) por día. [5] El condensado del separador IP se calienta y se dirige al separador LP (baja presión), donde se lleva a cabo una separación trifásica adicional. El vapor se enfría con un medio refrigerante y fluye hacia el depurador de succión y recuperación de vapor LP, donde se elimina más condensado. El vapor del depurador de succión de recuperación de vapor LP se comprime en el compresor de recuperación de vapor LP y, después del enfriamiento, se dirige al compresor de recuperación de vapor MP. El condensado del separador LP se enfría y se dirige al tambor de sobretensión de condensado. Desde el tambor de compensación, el condensado se mide y se exporta al campo Forties a través de las bombas de tubería. [6] La capacidad de exportación de condensado es de 10.000 barriles (1.600 m 3 ) por día. [5]
Lista de campos de petróleo y gas en el Mar del Norte
Campo petrolero de los años cuarenta