La terminal de gas de Bacton es un complejo de seis terminales de gas en cuatro emplazamientos ubicados en la costa del Mar del Norte de North Norfolk en el Reino Unido. Los emplazamientos están cerca de Paston y entre Bacton y Mundesley ; la ciudad más cercana es North Walsham .
Las otras terminales de gas principales del Reino Unido que reciben gas de la plataforma continental del Reino Unido se encuentran en St Fergus, Aberdeenshire ; Easington, East Riding of Yorkshire ; Theddlethorpe , Lincolnshire; CATS Terminal , Teesside; y la 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 planificación había sido 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 Council) comenzó a producir 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 gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y 140 millas de largo (tubería principal de alimentación número 2) que costó £17 millones desde Bacton hasta el Sistema Nacional de Transmisión 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 yacimientos de gas offshore del sur del Mar del Norte (SNS) y algunos del centro del Mar del Norte (CNS). El procesamiento inicial del gas, como la eliminación del agua libre, se lleva a cabo en las instalaciones de gas offshore. En las terminales, el gas y el condensado se reciben en slugcatchers (para separar el gas y los líquidos de hidrocarburos y el agua condensada), el gas se comprime si es necesario, se deshidrata utilizando trietilenglicol y se enfría para alcanzar un punto de rocío de hidrocarburos específico. El gas agrio (sulfuroso) se había eliminado previamente en el sitio de Eni mediante el tratamiento de gas de amina , ahora fuera de servicio. El condensado de hidrocarburos se estabiliza y se transporta por tuberías por la British Pipeline Agency a lo largo de la ruta de la antigua línea ferroviaria de North Walsham a Mundesley hasta la terminal ferroviaria de North Walsham y de allí por ferrocarril a una refinería de petróleo en Harwich Essex. El gas tratado de las tres terminales fluye a la terminal de National Grid ubicada inmediatamente al sur de las terminales de recepción. Dos de las terminales (Interconnector y BBL) reciben gas de las redes de gas de Europa continental o lo entregan a ellas. Los colectores dentro de la terminal de National Grid mezclan el gas y lo distribuyen al Sistema Nacional de Transmisión a aproximadamente 1000 psig (69 bar).
Las terminales de recepción en alta mar fueron originalmente administradas por Royal Dutch Shell -Esso, Phillips Petroleum -Arpet Group y Amoco -Gas Council. Amoco y BP anunciaron su fusión 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 las operaciones en 2003, haciéndose cargo de las operaciones de la terminal de 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 offshore. Se trata de un gasoducto de 30 pulgadas de 55,7 km de longitud procedente de la instalación offshore Leman 49/26AP y un gasoducto de 24 pulgadas de 73 km procedente de la instalación Clipper PT. Un gasoducto de 30 pulgadas, que se encuentra fuera de servicio, transportaba formalmente gas desde la instalación Leman 49/26BT hasta Bacton. La terminal también recibe gas del gasoducto SEAL de 34 pulgadas de 474 kilómetros de longitud, que transporta gas desde los yacimientos de gas Shearwater y Elgin-Franklin en el centro del Mar del Norte. El gasoducto 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 m3 ) por día en condiciones estándar y una capacidad de estabilización de condensado de 8.000 barriles por día (1.270 m3 / día). El punto de rocío de los hidrocarburos gaseosos se consigue mediante refrigeración con propano. En un principio, se proporcionaron instalaciones para la carga de camiones de condensado. [2] Emplea a 46 personas y comenzó a funcionar en 1968. La terminal del oleoducto BBL empezó a funcionar en diciembre de 2006 y está situada dentro de la terminal de Shell. Shell opera la terminal BBL, pero no es de su propiedad.
La terminal más occidental es propiedad de Eni de Italia. Recibe gas de dos tuberías de 30 pulgadas del campo Hewett (27,7 km y 32,8 km de longitud) y una tubería de 20 pulgadas de 62 km de longitud de la instalación offshore Lancelot 48/17A (complejo LAPS). Una tubería de 24 pulgadas fuera de servicio anteriormente suministraba gas desde la instalación offshore 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 atrapababosas tipo recipiente y separadores de filtros, cada corriente de gas se mide fiscalmente (para fines impositivos). Las dos corrientes de gas del campo Hewett se combinan y se aumenta la presión a través de un eductor. La corriente de gas anteriormente se trataba con amina para eliminar los compuestos de azufre, esta instalación se desmanteló en 2000 cuando se cerró la producción del depósito agrio Hewett Upper Bunter. El gas se mezcla con el gas LAPS y luego se comprime. Anteriormente se deshidrataba utilizando trietilenglicol y se sometía a una reducción del punto de rocío de hidrocarburos mediante enfriamiento con propano. Finalmente, se medía fiscalmente (para ventas) y se transfería a la planta NTS de Bacton. Anteriormente, la terminal tenía tanques de almacenamiento de pentano y una instalación de carga de camiones. [2] La terminal tiene dos turbinas de gas GE 11MW Frame 3 y una GE 3.7MW Frame 1, conectadas a tres compresores centrífugos . En 2011, la Terminal de Eni se dividió segregando 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 la deshidratación y el control del punto de rocío. El condensado separado también se envía al sitio de Perenco. A fines 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 de Shell y la terminal de Eni, procesa gas proveniente de tuberías de los campos Leman , Indefatigable y Trent & Tyne. Estas incluyen dos tuberías de 30 pulgadas (760 mm) de las instalaciones offshore 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 offshore Trent 43/24. La planta de procesamiento comprende 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, el condensado estabilizado se almacena en tanques de almacenamiento de gasolina [2] antes de ser canalizado a la terminal ferroviaria de North Walsham. El gas del captador de slugcatcher tipo tubería "Leman" se envía normalmente a las corrientes 1, 2 y 3 de la planta de control del punto de rocío; el gas del captador de slugcatcher tipo tubería "Inde" se envía a las corrientes 4 y 5 de la planta de control del punto de rocío. El gas del captador de slugcatcher tipo tubería Tyne y Trent se puede enviar a cualquiera de las dos 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 desde 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 en alta mar comprenden dos líneas de 30 pulgadas desde la terminal de Eni (ahora en desuso), dos líneas de 30 pulgadas desde la terminal de Perenco, cuatro líneas de 24 pulgadas desde la terminal de Shell y una línea de 36 pulgadas desde el gasoducto 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 de colectores. [2] Se proporcionan instalaciones para calentar el gas con agua caliente presurizada en caso de que sea necesario si la presión del gas entrante tiene que reducirse apreciablemente. Hay cuatro colectores de 36 pulgadas dentro de la terminal de National Gas, más uno de repuesto, que puede recibir el flujo de cualquiera de las líneas entrantes, mezclando así el gas. [2] Una tubería 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 cada 60.000 m3 de gas) [4] y se mide el caudal que luego se distribuye al Sistema Nacional de Transmisión a través de cinco alimentadores de salida:
Desde la terminal de National Gas, el gas también se puede enviar o recibir a Zeebrugge, Bélgica, a través del interconector , que se recibe desde los Países Bajos a través del gasoducto Balgzand Bacton Line (BBL) 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 un gasoducto de alta presión de 12 pulgadas a la central eléctrica de Great Yarmouth.
La terminal del interconector se encuentra dentro de la terminal de National Grid. Puede importar gas desde Zeebrugge (Bélgica) o exportar gas a dicha ciudad a través de un gasoducto de 235 km que opera a una presión máxima de 147 bares. Hay una línea de acceso directo de 30 pulgadas desde el gasoducto SEAL. Funciona a través de cuatro turbinas de gas GE LM2500 y un compresor centrífugo Thermodyn en su estación de compresión, que fue 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 planta es operada por Shell. [5] El gas llega a Bacton aproximadamente a la temperatura del lecho marino y a una presión de hasta 135 bar, pero que varía según la cantidad de paquetes de línea. La función de Bacton es reducir la presión para la entrada al Sistema Nacional de Transmisión . Como tal, puede ocurrir un enfriamiento Joule-Thomson significativo antes de la inyección de gas en el NTS. Por lo tanto, se instalan cuatro corrientes paralelas idénticas en Bacton, cada una equipada con un calentador de baño de agua de encendido directo en una corriente de retorno y diseñada para operar como tres de servicio y una de reserva en condiciones de flujo máximo, con el fin de controlar la temperatura y la presión de entrega del gas. El gasoducto BBL tiene 235 km de longitud y se puso en servicio en diciembre de 2006.
El yacimiento Leman se encuentra a 48 km al noreste de Great Yarmouth. Es un yacimiento de arenisca Rotliegendes de 240 m de espesor a una profundidad de 1830 m. Tiene unas 29 km de largo por 8 km de ancho. [6] Fue descubierto en agosto de 1966 y está licenciado a Shell (Bloque 49/26) y Perenco (Bloque 49/27). La instalación Leman 49/26A (AD1, AD2, AP y AK) comenzó a producir 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 producir en noviembre de 1970. Leman 49/26C (CD y CP) comenzó en febrero de 1972. Leman 49/26D comenzó 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 transportaba gas desde Leman 49/26BT a Bacton. El campo recibe su nombre del banco de arena Leman sobre el que está situado. [8] El gas del yacimiento se transporta a Bacton a través del complejo Leman 49/26A (AK, AP, AD1 y AD2), donde las instalaciones consisten en dos turbinas de gas RB211 (que impulsan la compresión de alta presión) y dos turbinas de gas Avon (que impulsan la compresión de baja presión).
A mediados de los años 1990, se desmantelaron las instalaciones de deshidratación de glicol de varias instalaciones en los campos de Inde y Leman, lo que permitió que las instalaciones se convirtieran en instalaciones normalmente desatendidas (NUI), lo que redujo los costos de personal y los riesgos para el personal.
El yacimiento de gas Indefatigable se encuentra a 100 km al noreste de Great Yarmouth. Es un yacimiento de arenisca de Rotliegendes de 60 a 90 m de espesor a una profundidad de 2440 a 2740 m. [6] Está licenciado a Shell (bloques 49/24 y 49/19) y Perenco (bloques 49/23 y 49/18). El yacimiento 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 Inde 49/24J (JD y JP) comenzó en septiembre de 1971, Inde 49/24K comenzó en marzo de 1973, Inde 49/24L comenzó en octubre de 1978 y la plataforma Inde 49/24M comenzó en octubre de 1985. La producción de gas fue a través de la instalación Inde 49/23A de Amoco (ahora Perenco), luego a través de una línea conjunta a la instalación Leman 49/27B y de allí a Bacton. El campo Inde 49/24 cesó la producción el 5 de julio de 2005. El 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 de la Marina Real de la Primera Guerra Mundial HMS Indefatigable .
La corbeta (Bloque 49/24A) se conecta a través de un conducto de 20 pulgadas al complejo Leman 49/26A. Es operada por Shell y propiedad en partes iguales de Shell y Esso. Fue descubierta en enero de 1996 y su producción comenzó en enero de 1999. Recibe su nombre en honor a la corbeta .
Brigantine (Bloque 49/19) es propiedad de Shell y Esso y está administrado por Shell. Brigantine A comenzó a ser descubierto en 1986; B fue descubierto en 1997; y C fue descubierto en 1998. Los tres campos comenzaron la producción en octubre de 2001 a través de las plataformas 49/19BR y 49/19BG. El gas se transporta a la terminal de Bacton a través del complejo Corvette y Leman A. Lleva el nombre del bergantín . La producción de Caravel 49/20 se realiza a través del oleoducto Brigantine to Corvette. La producción de Shamrock se realiza a través de Caravel 49/20
Sean (bloques 49/24, 49/25 y 49/30) está formado por las plataformas Sean P (PD y PP) y Sean RD (más pequeña). El yacimiento Sean North se descubrió en mayo de 1969 y el Sean South en enero de 1970, y la producción comenzó en octubre de 1986. Es propiedad en partes iguales de Shell, Esso Exploration & Production UK Ltd, Union Texas y Britoil (BP), pero está gestionado por Shell. Sean East se descubrió 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 administrado por Shell. El complejo Clipper se ha desarrollado como una plataforma nodal Clipper P (PW, PT, PM, PC, PR, PH) para los campos Galleon, Barque, Skiff y Carrack. Recibe su 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 gestionado por Shell. Se encuentra más al norte de los yacimientos conectados a Bacton, y más al norte de muchos de los yacimientos de gas conectados con Lincolnshire. Se conecta a Bacton a través del complejo Clipper. Recibe su nombre por el diseño de la barca del barco.
Los galeones PG y PN (48/20) forman parte del complejo Sole Pit. La producción comenzó en octubre de 1994 y se descubrió en septiembre de 1969. Es propiedad de Shell y Esso y está gestionado por Shell. Se conecta a Bacton a través del complejo Clipper. Recibe su nombre por el tipo de barco galeón .
Carrack QA y Carrack West (49/9, 49/14 y 49/15) se encuentran aproximadamente a 120 km al noreste de la terminal de 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. Se transporta a Bacton por tuberías a través del complejo Clipper.
Operado por Shell, pero propiedad en un 28% de Shell UK Ltd, en un 28% de Esso Exploration & Production UK Ltd, en un 28% de ARCO British Ltd, en un 12% de Superior Oil (UK) Ltd y en un 4% de Canadian Superior Oil UK Ltd. Descubierto en septiembre de 1988, la producción comenzó en septiembre de 2000. Se conecta con Bacton a través del oleoducto SEAL (Shearwater Elgin Area Line). El oleoducto SEAL de 474 km también se conecta con el yacimiento de gas Elgin-Franklin.
El campo Hewett (bloques 48/29, 48/30, 52/4 y 52/5) tiene varios yacimientos a profundidades relativamente bajas: 3000-4200 pies (910-1280 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. Es propiedad en un 89,31% de Eni UK 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 de cuatro yacimientos submarinos: arenisca Rotliegendes del Pérmico, caliza magnésica Zechstein del Pérmico, esquisto Bunter Inferior y arenisca Bunter Superior del Triásico Inferior. La formación Bunter Superior comprendía gas agrio (alto contenido de azufre). Esto requirió la provisión de instalaciones de tratamiento de gas agrio en Bacton, antes de que la producción del Bunter Superior se suspendiera en 2000. Hewett tiene dos tuberías de 30 pulgadas a Bacton (27,7 km y 32,8 km). Es el conjunto de campos más cercano a Bacton, ya que se encuentra a 25 millas (40 km) al este de Great Yarmouth . Fue administrado por Phillips Petroleum, que se convirtió en ConocoPhillips, y luego fue en gran parte propiedad y administrado por Tullow Oil antes de ser comprado por Eni UK.
Situado al este del complejo del Támesis y todavía no es un campo de producción.
[12]
El bloque 49/27 del campo Leman está licenciado y operado por Perenco UK Ltd, originalmente por el Consejo de Gas-Amoco. Fue descubierto en agosto de 1966 y la producción comenzó en agosto de 1968. Tenía reservas recuperables iniciales de 292 mil millones de m3 . Comprende 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 envía a Bacton a través de dos tuberías de 30 pulgadas desde Leman 49/27A y Leman 49/27B.
Los bloques 49/23 y 49/18 del campo Indefatigable están licenciados a Perenco y operados por ella, originalmente por el Consejo de Gas-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] Comprende las siguientes instalaciones, plataformas y complejos: 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); Inde 49/18A; y 49/18B. El campo Indefatigable 49/24 de Shell, que está fuera de servicio, anteriormente producía gas a través del complejo Inde 49/23A. El gas del Indefatigable 49/24AT se envía a Bacton a través del complejo Leman 49/27B.
El complejo Lancelot (48/17A) está conectado a la terminal de Eni Bacton a través del gasoducto LAPS (Lancelot Area Pipeline System). Su explotación está a cargo de la empresa anglo-francesa Perenco UK Ltd.
Galahad & Mordred (48/12BA) es operada por Perenco UK Limited. Perenco Gas UK Ltd posee el 72,23 %, Chieftain Exploration UK Ltd posee el 15 %, Premier Pict Petroleum Ltd posee el 10 % y Chieftain International North Sea Ltd posee el 3 %. Fue descubierto en diciembre de 1975 y su producción comenzó en noviembre de 1995.
Guinevere (48/17B) es operado por Perenco UK Limited. Es propiedad en un 49,5% de Perenco Gas UK Ltd, en un 25,5% de Perenco UK Limited y en un 25% de Nobel Energy Inc. Fue descubierto en mayo de 1988 y su producción comenzó en junio de 1993. Se conecta a la planta de Eni en Bacton a través de la plataforma Lancelot 48/17A. Está 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 yacimiento 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 y producen gas para India 49/23A.
La producción comenzó en 2008. Se conecta a la Terminal de Gas Perenco en Bacton a través del campo Indefatigable. [13]
El yacimiento 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 llegó por primera vez al Reino Unido el 13 de diciembre de 2016. En 2017 se convirtió en el yacimiento de gas más grande del Reino Unido, proporcionando el 5% del gas natural del país, suficiente para 1,5 millones de hogares. Las plataformas se construyeron en Hartlepool y Fife, cada una con un peso de 4.400 toneladas. El gas se transporta a la terminal de Perenco a través del gasoducto de 550 km en el sistema de transmisión Eagles (ETS). El yacimiento se encuentra en la Formación de arenisca Leman del Pérmico y la Formación Ketch del Carbonífero. El yacimiento es operado por Engie E&P UK Limited (antigua GDF Suez), que es propiedad en un 48% de Centrica. [16]
Trent (Bloque 43/24) es propiedad de Iona UK Developments Co. Anteriormente era propiedad de ARCO (Atlantic Richfield Company) y luego de Perenco UK Ltd. Se descubrió en marzo de 1991 y la producción comenzó en noviembre de 1996. Se conecta a la terminal Perenco Bacton a través del gasoducto Eagles. Tiene dos turbinas de gas Solar Mars para el compresor.
Más al norte de los yacimientos de gas de Bacton, Tyne (Bloque 44/18) se encuentra aproximadamente en la misma latitud norte que Teesside. Es propiedad de Iona UK Developments Co. Fue administrado por ARCO y luego por Perenco. Se descubrió en enero de 1992 y noviembre de 1996. Se conecta con 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 exportó por un ducto 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 ductos de exportación (Esmond Transmission System, ETS) pasó a llamarse EAGLES (East Anglia Gas and Liquid Evacuation System) y la operación fue asumida por ARCO (entonces BP, luego 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 era propiedad en un 34% de Tullow Exploration Ltd, en un 55% de Esso y en un 11% de Consort EU Ltd. Welland NW fue descubierto en enero de 1984 y Welland S en junio de 1984. La producción comenzó en septiembre de 1990. Está situado al sureste del complejo del Támesis al que estaba conectado con Bacton. Lleva el nombre del río Welland . El Welland resultó poco rentable en 2005 y fue desmantelado y retirado en 2010.
Camelot (53/1 y 53/2) era operado por Petrofac y propiedad de ERT. Camelot N fue descubierto en noviembre de 1967 y Camelot C & S fue descubierto en junio de 1987. La producción comenzó en octubre de 1989. Se conectaba a Bacton a través del complejo Leman 49/27A. El campo fue desmantelado en 2011, las plataformas Camelot CA y CB fueron removidas en 2012.
Estas eran operadas por Perenco, controladas desde el complejo Thames , anteriormente operado por Arco British Limited y luego por ExxonMobil. El campo comprendía la instalación Thames 49/28A y las instalaciones submarinas que producían todas 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 Thames comprendía tres plataformas, una AW de boca de pozo, una AR de recepción y una plataforma AP de proceso. En 2014 se declaró el cese de toda la producción restante que alimentaba al complejo Thames y comenzó el desmantelamiento.
Propiedad del 43% de Tullow Exploration Ltd, el 23% de AGIP (UK) Ltd, el 23% de Superior Oil (UK) Ltd y el 10% de Centrica Resources Ltd. La producción de todos los campos comenzó en octubre de 1986. Thames se descubrió en diciembre de 1973; Yare en mayo de 1969; Bure en mayo de 1983; y Wensum en octubre de 1985. Fueron administrados por Tullow Oil como el complejo Thames. Conectado a la terminal Tullow/Eni Bacton a través del oleoducto Thames. [17] Comprado a Agip (de Italia) por Tullow en 2003. Los campos fueron nombrados en honor al río Támesis, el Yare , Bure , Wensum de Norfolk y el Deben de Suffolk.
El complejo Thames tenía un Solar Mars, un Ruston Tornado y turbinas de gas TB5 para su compresor.
Arthur (53/2) está situado entre los complejos Hewett (al oeste) y Thames (al este). Está conectado a Bacton a través del complejo Thames. La producción comenzó en enero de 2005. Anteriormente era propiedad de Tullow y estaba a cargo de Esso. Lleva el nombre del rey Arturo . Se retiró del servicio como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Horne and Wren (53/3) se encontraba al sur del complejo Thames y producía en ese lugar. La producción comenzó en junio de 2005. Tullow lo compró a BP en 2004 y luego vendió el 50 % a Centrica . Antes de 2004, Shell lo operó. Se desmanteló como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Wissey (53/4) se encontraba al suroeste del complejo Thames, directamente al sur del yacimiento de gas Welland. Recibía su nombre del río Wissey en Norfolk. Fue desmantelado como parte del desmantelamiento del yacimiento Thames.
Orwell (49/26A) era propiedad de Tullow Oil Ltd. Fue operado por ARCO y luego por Perenco. Fue descubierto en febrero de 1990 y la producción comenzó en agosto de 1993. Se encuentra al este del complejo Thames, al que se conectaba, y más al este de los yacimientos de gas de Bacton. Tullow lo compró a ChevronTexaco (ChevTex, desde mayo de 2005 conocida como Chevron ) en 2004. Lleva el nombre del río Orwell en Suffolk . Se desmanteló como parte del desmantelamiento del yacimiento Thames.
Gawain (49/29A) era operado por Perenco UK Limited. Perenco Gas UK Ltd. lo poseía en un 50% y Tullow Oil Ltd. en un 50%. Se descubrió en diciembre de 1988 y la producción comenzó en octubre de 1995. Estaba conectado a Bacton a través del complejo Thames. Se encuentra al noreste del campo Thames y está completamente separado (al este) de los otros campos con nombres artúricos . Se desmanteló como parte del desmantelamiento del campo Thames.
Tristan (49/29) era propiedad de Perenco Gas UK Ltd. y estaba operado por ella. Se descubrió en mayo de 1976 y su producción comenzó en noviembre de 1992. Estaba conectado a Bacton a través de las plataformas Welland y Thames; la plataforma Welland se retiró en 2010 y se encontraba al este del complejo Thames. Recibe su nombre en honor a Tristán, de la leyenda artúrica .
Hasta su cierre a nuevas inyecciones en 2017, la instalación de Rough era el único yacimiento de gas en alta mar del Reino Unido agotado que se utilizaba para el almacenamiento y la 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 Baird y Deborah.
El yacimiento Baird de Perenco está ubicado en el bloque 49/23, a 86 km de la costa de Norfolk. Se encuentra junto al yacimiento Indefatigable de Perenco, a través del cual exporta gas a través de Inde 49/23D.
El proyecto de almacenamiento de gas de Baird debía ser construido por Centrica Storage y Perenco (UK) Ltd. Centrica adquirió el 70% de participación en el proyecto de Perenco en febrero de 2009. Las empresas formaron una empresa conjunta 70/30% llamada Bacton Storage Company para operar la instalación una vez terminada. [18]
El proyecto implicaba el transporte de gas desde el Sistema Nacional de Transmisión (NTS, por sus siglas en inglés) a través de la terminal terrestre de Perenco en Bacton y luego por gasoducto en alta mar para ser inyectado y almacenado en el yacimiento de Baird. La inyección de gas se realizaría durante el verano y se revertiría durante el invierno, extrayendo gas del yacimiento para su procesamiento en Bacton y su entrega al NTS.
Las instalaciones terrestres 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 planificación fue otorgado por el Consejo del Distrito de North Norfolk el 27 de julio de 2010.
Las instalaciones marinas eran una única instalación de cuatro patas normalmente desatendida (NUI). La instalación tendría 18 ranuras para 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 de MEG de 4,5 pulgadas se extendería en paralelo para suministrar MEG desde Bacton a la NUI.
El yacimiento 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 se completara en 2013, pero se suspendió en 2012 y no se realizaron obras de construcción. El 23 de septiembre de 2013, Centrica anunció [19] que no seguiría adelante con el proyecto Baird en vista de la débil rentabilidad de los proyectos de almacenamiento de gas y del anuncio del Gobierno del 4 de septiembre de 2013 en el que descartaba la intervención en el mercado para fomentar la capacidad adicional de almacenamiento de gas en el Reino Unido.
El yacimiento 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 junto al yacimiento Hewett, a través del cual produce gas desde 1970.
El proyecto fue desarrollado por Eni Hewett Limited. Al igual que en el caso del proyecto Baird, el gas se habría inyectado en el yacimiento marino durante los meses de verano y se habría extraído durante el invierno y tratado en tierra en Bacton para su entrega al NTS. [20]
Las instalaciones terrestres incluirían nuevas instalaciones de recepción para los conductos, dos salas de compresores para cuatro nuevos compresores, plantas de tratamiento de agua, almacenamiento de glicol y dos chimeneas de ventilación. El permiso de planificación para las instalaciones terrestres fue otorgado por el Consejo del Distrito de North Norfolk el 24 de noviembre de 2010.
Las instalaciones marinas serían dos plataformas NUI separadas por unos 2 km y ubicadas sobre el yacimiento de 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 por uno de los dos conductos bidireccionales de 41 km de largo y 32 pulgadas de diámetro. Un conducto de 2 km de largo y 32 pulgadas de diámetro conectaría las dos plataformas. Un conducto de glicol de 41 km se conectaría a una de las líneas de gas. Se proporcionaría un cable de control de monitoreo y comunicación de fibra óptica y energía de 41 km desde Bacton a una de las plataformas y cables de 2 km entre las plataformas.
El yacimiento de Deborah debía tener una capacidad de almacenamiento de 4.600 millones de metros cúbicos y su vida útil prevista era de 40 años. El Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC) otorgó 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 se suspendió en otoño de 2013.
Una instalación offshore 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 cartel negro sobre amarillo en la instalación. Este puede indicar el nombre del propietario u operador original o actual, el nombre del campo y un conjunto de números y letras, p. ej. Shell/Esso Leman 49/26A. Los números identifican el Cuadrante y el Bloque donde se ubica la instalación, p. ej. 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 de un campo. La segunda letra y las subsiguientes pueden designar la función de una plataforma, p. ej. 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 de apoyar 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 amaraje forzoso del G-ASWI en el Mar del Norte , a bordo de un helicóptero Wessex . A las 18:00 horas del 28 de febrero de 2008, se produjo una explosión y un incendio en la terminal de Shell en el Reino Unido, por el que Shell recibió una multa de un millón de libras. [23]
Cuando se construyó la terminal en la década de 1960, estaba a 100 metros (330 pies) del mar. En 2019, la erosión costera había reducido esta distancia a 10 metros (33 pies). En julio de 2019, se inició un plan para colocar casi dos millones de metros cúbicos de arena a lo largo de un tramo de playa de 6 kilómetros (3,7 millas). Con un costo de 20 millones de libras, el plan protegerá los pueblos de Bacton y Walcott , así como la terminal de gas. Se espera que las defensas marinas, 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 en los Países Bajos llamado Zandmotor. Los operadores de la terminal de gas de Bacton cubrirán 14,5 millones de libras del coste del plan, de los cuales 5 millones serán aportados por la Agencia de Medio Ambiente y 0,5 millones por el Consejo de Distrito de North Norfolk . [24] En octubre de 2021, la BBC informó de que se había formado un banco de arena en alta mar y que la arena en la base del acantilado había formado una cornisa con una caída de 3 m: el banco estaba rompiendo la energía de las olas y la erosión de los acantilados se detuvo y también se observaron mejoras en el cercano Walcott . [25]
