La terminal de gas de Easington es una de las seis principales terminales de gas del Reino Unido y está situada en la costa del Mar del Norte en Easington, East Riding of Yorkshire y Dimlington. Las otras terminales de gas principales están en St Fergus, Aberdeenshire ; Bacton, Norfolk ; Teesside ; Theddlethorpe , Lincolnshire y la terminal de gas de Rampside , Barrow, Cumbria. El sitio completo consta de cuatro plantas: dos administradas por Perenco , una por Centrica y una por Gassco . [1] Las terminales de gas de Easington están protegidas por oficiales de policía del Ministerio de Defensa [2] y están provistas de recursos por el Centro para la Protección de la Infraestructura Nacional .
La terminal de BP en Easington se inauguró en marzo de 1967. [3] Esta fue la primera vez que se trajo gas del Mar del Norte a tierra en el Reino Unido desde el campo West Sole . [4] En 1980, British Gas compró el campo Rough y en 1983 comenzó la conversión a un campo de almacenamiento. BP Dimlington se inauguró en octubre de 1988. El campo Ravenspurn North de BP se agregó en 1990 y el campo Johnston se agregó en 1994. El área de captación de Easington se agregó en 2000 y el desarrollo Juno en 2003. Hasta el 20% de la demanda máxima de gas en invierno se exporta desde Easington a través del alimentador 9 a través del túnel de gas Humber . [5]
La primera plataforma petrolífera británica, Sea Gem , descubrió gas en el Mar del Norte [6] el 20 de agosto de 1965. No era un yacimiento lo suficientemente grande, pero en ese momento ni siquiera se sabía que había una gran cantidad de gas bajo el Mar del Norte. Desafortunadamente, la plataforma se hundió en diciembre de ese mismo año, cuando volcó. [7] Los yacimientos de petróleo Forties y Brent se descubrieron más tarde, en 1970 [8] y 1971 [9] respectivamente.
Desde octubre de 2006, el gas llega al Reino Unido directamente desde el yacimiento noruego de gas Sleipner a través del gasoducto Langeled , el gasoducto submarino más largo del mundo antes de la finalización del gasoducto Nord Stream, propiedad de Gassco , que a su vez es propiedad del Reino de Noruega. [10]
Los sitios son administrados por y el gas es producido por Perenco (después de que BP les vendió sus operaciones en 2012), [11] Gassco y Centrica Storage Ltd. El gas puede transferirse hacia y desde la planta de Centrica Storage en Easington dependiendo de la demanda de la red. El control de los sitios de Perenco se lleva a cabo en el sitio de Dimlington, y el acondicionamiento del gas también se lleva a cabo allí. La función que se encuentra en el sitio de Perenco Easington es la conexión al Sistema Nacional de Transmisión . El gas fluye desde la terminal de Easington a través de un ducto de 24 pulgadas de diámetro y 90 millas (140 km) conocido como Feeder No 1 a través del Humber hasta Totley cerca de Sheffield. [12] Perenco Easington también solía comprimir gas, pero entre 2007 y 2009, la construcción del Proyecto de Integración de Terminal y Compresión en Tierra (OCTIP) de £ 125 millones situó toda la compresión y el procesamiento de los campos de gas en el sitio de Dimlington. [13] Como parte de la instalación, se instalaron dos turbinas de gas RB211-GT61, construidas por Rolls-Royce Energy Systems en Mount Vernon, Ohio , en un contrato de £12,7 millones.
The Rough (instalación) es un yacimiento de gas en alta mar parcialmente agotado que British Gas convirtió para su almacenamiento. Actualmente, su explotación corre a cargo de Centrica Storage Ltd (una filial de Centrica). [14] The Rough Terminal también procesa gas para el yacimiento de gas York, recientemente desarrollado. [15] The Rough Terminal solía recibir gas del yacimiento de gas Amethyst , que hasta 1988 era propiedad de Britoil, pero que ahora lo procesa Perenco. Desde 2013, The Rough Terminal también procesa gas del yacimiento York en nombre de Centrica Energy.
El gasoducto Langeled, controlado en el extremo británico por Gassco (Centrica Storage Ltd antes de 2011), puede transferir hasta 2.500 pies cúbicos de gas por día desde Nyhamna en Noruega. [16]
El gas se obtiene de los yacimientos de gas natural de Hyde, Hoton, Newsham y West Sole . [17] Puede procesar hasta 300 m3 de pies cúbicos de gas por día. Se utiliza un generador de energía de turbina de gas para comprimir el gas.
Dimlington es el sitio más grande de los cuatro. El condensado de gas natural se transfiere a la terminal de Dimlington. Dimlington también procesa gas seco de los yacimientos de gas de Cleeton (antiguos), Ravenspurn South, Ravenspurn North, Johnston, la zona de captación de Easington (Neptune y Mercury) y el desarrollo Juno (Whittle, Wollaston, Minerva y Apollo). El sitio de Dimlington tiene la sala de control para todos los yacimientos de gas de Perenco que envían gas al sitio de Easington. Dimlington puede manejar hasta 950 millones de pies cúbicos de gas por día. [18]
Todos los lugares presentan un riesgo considerable de incendio, por lo que cuentan con grandes depósitos de agua para combatir incendios que contienen entre uno y tres millones de litros de agua cada uno. [ aclaración necesaria ]
Cleeton y Ravenspurn South forman parte del complejo Villages . Ambos fueron descubiertos en 1976. La producción de gas comenzó en abril de 1987 y se detuvo en 1999. Ahora se utilizan como centro de operaciones de la zona de captación de Easington. Llevan el nombre del científico Claud E. Cleeton .
Descubierto en abril de 1983, a 70 km de la costa de East Riding of Yorkshire. La producción de gas comenzó en octubre de 1989. El gas llega a Dimlington a través de Cleeton. Lleva el nombre de Ravenspurn , la antigua ciudad costera. Es propiedad de Perenco y está operado por ella.
Descubierto en octubre de 1984 y explotado en abril de 1988 por Hamilton Brothers. El primer gas se produjo en octubre de 1989 y BP asumió la operación del yacimiento de manos de BHP el 12 de enero de 1998. El gas se transporta a través de Cleeton hasta Dimlington. La explotación está a cargo de Perenco y es de su propiedad en su mayor parte, con partes más pequeñas en manos de Centrica Resources Ltd y E.ON Ruhrgas UK EU Ltd.
Operado por E.ON Ruhrgas y, anteriormente, por Caledonia EU y también por Consort EU Ltd. Descubierto en abril de 1990. El gas se produjo por primera vez en octubre de 1994. Gasoducto a Dimlington vía Ravenspurn North y Cleeton. Propiedad en un 50% de Dana Petroleum (E&P) Ltd y E.ON Ruhrgas UK EU Ltd.
Descubierto en 1989, el primer yacimiento de gas se extrajo en agosto de 2010. [19] El gas se transportará a través de West Sole hasta Dimlington. El yacimiento es propiedad en un 40 % de Dana Petroleum (E&P) Ltd, en un 47 % de E.ON Ruhrgas UK EU Ltd y en un 13 % de Centrica Resources Ltd. Lleva el nombre del matemático Charles Babbage . [20]
Consta de los campos Neptune y Mercury. Operado por BG Group . Transportado a Dimlington a través de Cleeton de BP.
Mercury se descubrió en febrero de 1983 y su producción comenzó en noviembre de 1999. Lleva el nombre del planeta Mercurio . BG Group posee el 73 % de su propiedad. Neptune se descubrió en noviembre de 1985 y su producción comenzó en noviembre de 1999. Lleva el nombre del planeta Neptuno . BG Group posee el 79 % de su propiedad.
Estos son los yacimientos de gas más recientes de Dimlington. Deben su nombre a Juno , la diosa romana.
BG Group opera los campos Minerva, Apollo y Artemis, y posee el 65% de estos campos. La producción comenzó en 2003. Artemis fue descubierto en agosto de 1974 y recibió su nombre en honor a Artemisa, la diosa griega de la caza. Apollo fue descubierto en julio de 1987 y recibió su nombre en honor a Apolo, el dios griego del sol, hermano de Artemisa. Minerva fue descubierto en enero de 1969 y recibió su nombre en honor a la diosa romana Minerva .
BP opera los yacimientos Whittle y Wollaston, de los que BG Group es propietaria en un 30%. La producción comenzó en 2002. Wollaston se descubrió en abril de 1989 y recibió el nombre de William Hyde Wollaston , el químico de Norfolk. Whittle se descubrió en julio de 1990 y recibió el nombre de Frank Whittle .
Estos yacimientos se encuentran a unos 70 km de la costa de East Riding of Yorkshire. Están conectados a la red nacional por BP y Rough Terminals. Algunos de ellos eran yacimientos de gas denominados "Villages", que reciben su nombre de pueblos perdidos en el mar a lo largo de la costa de Holderness. Entre estos pueblos se encuentran Cleeton, Dimlington, Hoton, Hyde, Newsham y Ravenspurn.
Descubierto en diciembre de 1965, a 68 km al este del Humber. Es un domo fallado cuyas dimensiones máximas son de unos 19,3 por 4,8 km de ancho, y que se encuentra a una profundidad de 2700 m. El yacimiento comprende unos 120 m de arenisca Rotliegendes del Pérmico, y el gas tiene un alto contenido de metano y bajo de nitrógeno (1,3%). [21] El gas se produjo por primera vez en marzo de 1967. Tenía reservas recuperables iniciales de 61 mil millones de m 3 . [22] Propiedad y operación de BP hasta 2012. Adquirido por Perenco en 2012
Descubierto en mayo de 1982. El gas se empezó a producir en agosto de 1993. El 55% pertenecía a BP y el 45% a Statoil. BP tomó el control en enero de 1997, a cambio de su yacimiento de gas de Júpiter.
Descubierto en octubre de 1989. La producción comenzó en marzo de 1996. Ingresa al oleoducto West Sole. Es propiedad de BP y está operado por ella.
Descubierto en febrero de 1977. El gas se produjo por primera vez en diciembre de 2001. Es propiedad de BP y está operado por ella. Recibe su nombre de Hoton, uno de los pueblos perdidos de East Riding of Yorkshire que se hundió en el mar debido a la erosión costera.
Amethyst East se descubrió en octubre de 1972 y Amethyst West en abril de 1970. BP posee el 59,5%, BG Group el 24%, Centrica el 9% y Murphy el 7,5%. Amethyst East comenzó a operar en octubre de 1990 y Amethyst West en julio de 1992. El control de la plataforma está completamente en manos de Dimlington y, por lo tanto, la opera BP. Comprende el yacimiento de gas Amethyst . Adquirida por Perenco en 2012
Descubierto en mayo de 1968. Tenía reservas recuperables iniciales de 14 mil millones de m 3 . [22] La producción de gas comenzó en 1975, y fue comprado por British Gas en 1980. En 1983, decidieron convertirlo en almacenamiento de gas. El almacenamiento de gas comenzó en febrero de 1985. Como un campo de gas agotado, se utiliza como una instalación de almacenamiento, esencialmente para todo el Reino Unido, proporcionando cuatro días de gas. Originalmente propiedad de BG Storage Ltd (BGSL), que fue comprada por Dynegy Europe Ltd en noviembre de 2001 por £ 421 millones. BGSL se conoció como Dynegy Storage Ltd, con sede en Solihull . Esta empresa fue comprada por Centrica el 14 de noviembre de 2002 por £ 304 millones. Centrica esencialmente estaba comprando la planta de Easington. Para operar el campo, Centrica tiene que cumplir con una serie de compromisos establecidos por DECC y Ofgem debido a su posición única en el mercado de gas del Reino Unido.
Propiedad de Centrica y operada por ella. El gas regresa a la terminal Rough de Centrica a través de un nuevo gasoducto. [23]
Descubierto en febrero de 1985, el primer yacimiento de gas entró en funcionamiento en 2004. Operado por ATP Oil and Gas . Propiedad en un 50 % de ATP Oil & Gas (UK) Ltd y First Oil Expro Ltd. [24] El gas regresa a Easington a través del yacimiento Amethyst. Lleva el nombre de Helvellyn en Cumbria.
Descubierto en marzo de 1998. Es propiedad de Centrica y está operado por ella, y el gas se bombea de regreso a Easington a través del campo Amethyst. La operación comenzó en 2004 y se taponó y abandonó en 2015. [25]