El sistema de recolección de gas en alta mar de Lincolnshire (LOGGS) fue un importante complejo de recolección, procesamiento y transporte de gas natural en el sector británico del sur del mar del Norte . Comprendía cinco plataformas conectadas por puentes a unos 118 km al este de la costa de Lincolnshire, que funcionaron entre 1988 y 2018.
El desarrollo de los yacimientos de gas de Audrey, North Valliant, South Valiant, Vanguard y Vulcan [1] en varios bloques del Mar del Norte (49/11a, 49/16, 49/21, 49/16, 48/25b respectivamente) requirió la provisión de un centro central de recolección, procesamiento y transporte para entregar la producción combinada de gas a la terminal de gas en tierra de Theddlethorpe. El complejo LOGGS se construyó para cumplir con estos requisitos y con disposiciones para recolectar gas de futuros yacimientos. [2]
La instalación LOGGS era propiedad y estaba operada principalmente por Conoco, que pasó a ser ConocoPhillips en 2002. Tras el cese de la producción, Chrysaor, una subsidiaria de Harbour Energy, asumió la propiedad de LOGGS en 2019. [3]
La instalación de LOGGS estaba ubicada en el Bloque 49/16 en alta mar del Reino Unido, coordenadas 53°23'27”N 02°00'13”E, la profundidad del agua es de 21 metros. [4]
La instalación inicialmente comprendía tres plataformas conectadas por puentes: una plataforma de boca de pozo North Valliant (PD), una plataforma de procesamiento (PP) y una plataforma de alojamiento (PA). Estas plataformas se pusieron en funcionamiento en 1988. Para permitir que los pozos de menor presión produjeran gas, se agregó una plataforma de compresión (PC) al complejo. Para atender la producción de yacimientos adicionales, se agregó una plataforma de tubería vertical (PR) al complejo en 1993. [2]
Los parámetros de las plataformas fueron los siguientes. [2]
Las tuberías de importación y exportación conectadas a la instalación se muestran en las siguientes tablas. Las tuberías se conectaron únicamente a las plataformas PP y PR, no había conexiones de tuberías ascendentes a las plataformas PC, PA o PD. [2]
Las tuberías de exportación conectadas a la instalación fueron las siguientes: [2]
Al llegar a LOGGS PP o PR, los fluidos de las plataformas satelitales y las terminaciones submarinas se encaminaron a sus respectivos separadores de entrada trifásicos, donde los fluidos se separaron en vapor, agua/metanol y condensado. [5] Cada una de estas corrientes se midió. Las corrientes de condensado y metanol/agua se recombinaron y se encaminaron a un tambor de oleaje de condensado desde donde las bombas de condensado inyectaron los líquidos en la línea troncal de gas hacia Thedlethorpe. Había dos sistemas de manejo de condensado, uno en PP y otro en PR. [5]
La plataforma PD era una plataforma de boca de pozo para el campo North Valiant, designado North Valliant 1. Los fluidos del pozo se encaminaban a través del puente hacia PP y se combinaban con fluidos de North Valiant SP (North Valiant 2) y fluían hacia el separador North Valiant. [5]
Cada una de las corrientes de gas satélite podía ser dirigida al colector de succión, al colector entre etapas o directamente al colector de descarga, dependiendo de la presión del gas. La instalación de compresión tenía tres trenes de compresión de dos etapas. Desde el colector de succión, el gas fluía al tambor de succión de la primera etapa, donde se eliminaban los líquidos. El gas se comprimía en el compresor de la primera etapa y fluía a través del enfriador entre etapas, donde se combinaba con el gas del colector entre etapas. La corriente de gas combinada fluía al tambor de succión de la segunda etapa, donde se eliminaban los líquidos. El gas se comprimía en el compresor de la segunda etapa y fluía a través del posenfriador y luego a la línea troncal de 36” hacia Theddlethorpe. [5]
El gas combustible para alimentar el compresor y las turbinas de gas de generación de electricidad podría tomarse de los colectores de descarga o de las etapas intermedias. [5]
El rendimiento de gas en millones de metros cúbicos por año (mcm/a) para algunos de los campos que fluyeron a través de LOGGS fue el siguiente: [1] [6]
Como consecuencia del desarrollo de LOGGS, se pusieron en funcionamiento nuevas instalaciones de recepción y procesamiento de gas en la terminal de gas de Theddlethorpe. Se tendió una segunda línea de 30 pulgadas (Feeder No. 17) desde la terminal de Theddlethorpe hasta Hatton Lincolnshire, donde se conectó con la línea de 36 pulgadas de Wisbech a Scunthorpe del Sistema Nacional de Transmisión (Feeder No. 7). [7]
En noviembre de 2012 se produjo un importante derrame de gas en LOGGS. En el proceso posterior, ConocoPhillips recibió una multa de 3 millones de libras. [8]
En mayo de 2016, el tambor de ventilación de baja presión quedó bloqueado por líquido, lo que provocó una liberación significativa de gas en el lugar de trabajo. [9]
La terminal de gas de Theddletorpe cerró en agosto de 2018. [10] La exportación de gas de LOGGS y su satélite cesó. Se cerraron las siguientes instalaciones: Vanguard QD, Vulcan RD, South Valiant TD, North Valiant SP, North Valiant PD, Audrey A WD, Anglia YD, Ganymede ZD, Vampire OD, Saturn ND y una Viking BP. Posteriormente, sus pozos fueron taponados y abandonados y se eliminaron todas las estructuras sobre el lecho marino.
La producción de gas de Clipper South, propiedad de Ineos, se desvió a través de un nuevo ducto al complejo Clipped de Shell y desde allí a la terminal de gas de Bacton. [11]
En marzo de 2021, Chrysaor presentó planes para desmantelar y retirar la instalación de LOGGS. Se prevé que las plataformas se retiren en 2022-23, que la limpieza de escombros continúe hasta 2024 y que el cierre se realice en 2025-26. [2]