La terminal de gas de Theddlethorpe (TGT) es una antigua terminal de gas situada en la costa de Lincolnshire, en Mablethorpe Road, en Theddlethorpe St Helen, cerca de Mablethorpe , en East Lindsey , Inglaterra. Está justo a la salida de la A1031 y al lado de un campamento de vacaciones y del Santuario de focas y centro de vida salvaje de Mablethorpe (Animal Gardens).
Desde diciembre de 1969, el Consejo del Gas propuso planes para la terminal . El permiso de planificación se concedió en abril de 1970. Se construyó en 1972 para recibir gas del yacimiento de gas Viking a partir del 4 de julio de 1972, siendo la tercera terminal de gas principal del Reino Unido cuando era propiedad de Conoco. La primera etapa costó alrededor de £5 millones. Se tuvo que construir un nuevo gasoducto marítimo de 86 millas (138 km) y 28 pulgadas (710 mm) para la planta. Originalmente se llamó Viking Gas Terminal, cambiando a su nombre actual en 1984.
A principios de los años 90, Kinetica, una empresa de propiedad conjunta de PowerGen y Conoco, construyó un nuevo oleoducto hasta la terminal . El oleoducto hasta Killingholme fue inaugurado por Tim Eggar el 21 de julio de 1992.
El sitio principal era propiedad de ConocoPhillips , con tuberías al Sistema Nacional de Transmisión de National Grid y al Sistema de Tuberías Killingholme de 20 pulgadas (510 mm) de E.ON [ 1] tanto a la central eléctrica de Killingholme A como a la central eléctrica de Killingholme B , transportando 256.000 m3/h a una presión de 40-55 bar . El 10% de las crecientes necesidades de gas del Reino Unido provenían de Theddlethorpe. En agosto de 2018, la producción de gas a través de Theddlethorpe era de unos 4 millones de metros cúbicos estándar (mscm) por día, lo que representa alrededor del 2,5% de la demanda estacional del Reino Unido de 160 mscm por día. [2] Alrededor de cien personas trabajaban en el sitio. La línea de 30 pulgadas desde la terminal NTS (Feeder No. 8) se dirige a Hatton Lincolnshire, donde se conecta con la línea NTS de 36 pulgadas de Wisbech a Scunthorpe (Feeder No. 7). En 1988, en asociación con el desarrollo de LOGGS, se colocó una segunda línea de 30 pulgadas (Feeder No. 17) desde la terminal Theddlethorpe hasta Hatton.
En 2017, ConocoPhillips anunció que la terminal de Theddlethorpe cerraría en 2018. [3] La producción de Theddlethorpe cesó a las 05:00 del 15 de agosto de 2018. [4]
Se encuentran en la cuenca meridional del Mar del Norte del Reino Unido, parte de la plataforma continental del Reino Unido (UKCS). Había cuatro sistemas de tuberías importantes.
Los líquidos de la operación de refinería se transfirieron a la refinería Humber de Phillips 66 (anteriormente ConocoPhillip cuando las dos compañías eran una) , ubicada al lado de la central eléctrica de Killingholme (ICHP), a veintiséis millas al noroeste de Theddlethorpe.
Los siguientes yacimientos de gas produjeron fluidos para la terminal de gas de Theddlethorpe. [5]
El principal campo que se conectaba a la terminal era el campo de gas Viking, a través del Sistema de Transporte Vikingo .
El yacimiento se encuentra a 138 km de la costa de Lincolnshire y se encuentra en dos áreas: Viking A y Viking B. ConocoPhillips era propietario en un 50 % de él. Tenía reservas recuperables iniciales de 125 mil millones de m3 . [ 6]
La producción en el campo North Viking (Viking A) comenzó en julio de 1972 y South Viking (Viking B) en agosto de 1973 después de que se descubriera el campo North Viking en marzo de 1969 y South Viking en diciembre de 1968. Inicialmente fue operado por Conoco y la National Coal Board , luego por ConocoPhillips en nombre de BP (ex Britoil ), y era de propiedad conjunta de ambos. Está cerca del campo Indefatigable , y un plan era utilizar la planta de gas Bacton (más cercana) en su lugar. La producción del campo de gas Viking fue el principal incentivo para construir el sitio de Theddlethorpe. Las instalaciones marinas dentro del campo incluyen Viking AR, el complejo Viking B (BA, BD, BP y BC conectados por puente), Viking CD, Viking DD, Viking ED, Viking GD, Viking HD, Viking JD, Viking KD y Viking LD. Otras instalaciones de Viking A fueron desmanteladas en 1991 y retiradas en 1994. Las instalaciones CD, DD, ED, GD y HD cesaron su producción en 2011-15 y fueron retiradas en 2017-18. [7]
Este campo era propiedad en partes iguales de ConocoPhillips Ltd y BP (Britoil plc). Lo operaba ConocoPhillips. Se encuentra a 135 km de la costa de Lincolnshire. El gas se transportaba desde el pozo submarino Vixen VM hasta la terminal a través del sistema de transporte Viking. La producción comenzó en octubre de 2000 y se descubrió en mayo de 1999. Forma parte del sistema de campos V y lleva el nombre del de Havilland Sea Vixen .
Propiedad y gestión de ConocoPhillips. El pozo submarino Boulton HM produjo gas a través de la plantilla submarina Watt QW hasta Murdoch MD, el gas de la instalación Boulton BM se transportó a la terminal a través del sistema Caister-Murdoch (CMS) a través del campo Murdoch. Se descubrió en noviembre de 1984 y la producción comenzó en diciembre de 1997. Recibió el nombre de Matthew Boulton , un colega de James Watt.
En un principio, la empresa Total la dirigía y, posteriormente, ConocoPhillips la explotaba. La instalación de Caister se denominaba CM. El gas se transportaba a través del campo Murdoch y el sistema Caister Murdoch (CMS) hasta la terminal. Se descubrió en enero de 1968 y la producción comenzó en octubre de 1993. Recibió el nombre de Castillo Caister en Norfolk . La empresa Consort Europe Resources (que pasó a formar parte de E.ON Ruhrgas ) poseía el 50%, GDF Britain Ltd el 21% y ConocoPhillips el 30%. Más tarde, E.ON Ruhrgas UK Caister Ltd poseía el 40%, ConocoPhillips UK Ltd el 39% y GDF Suez E & P UK Ltd el 21%.
El campo está a 75 millas (121 km) de la costa de Lincolnshire. Fue administrado por ConocoPhillips y bautizado con el nombre del ingeniero escocés William Murdoch , compatriota de James Watt, y que es más conocido por inventar la iluminación a gas , utilizando gas de carbón . Fue descubierto en agosto de 1987 y la producción comenzó en octubre de 1993. Era propiedad en un 54% de ConocoPhillips, en un 34% de Tullow Exploration Ltd y en un 11% de GDF Britain Ltd. Ahora es propiedad en un 59% de ConocoPhillips UK Ltd, en un 26% de GDF Suez E & P Uk Ltd y en un 14% de Tullow Oil SK Ltd. El campo submarino Murdoch K (KM) era administrado por Tullow Oil . La instalación de Murdoch comprendía tres plataformas conectadas por puentes designadas MD, MC y MA. El gas era transportado por el Sistema Caister Murdoch hasta la terminal.
El yacimiento era propiedad de RWE Dea AG de Alemania (operador) y Dana Petroleum . Utilizaba el sistema Caister Murdoch y fue descubierto en enero de 1989. La instalación de Cavendish tiene la designación de campo RM. Debe su nombre al científico británico Henry Cavendish, que descubrió el hidrógeno.
El campo terrestre fue descubierto en octubre de 1997 y abierto en diciembre de 1999. Originalmente administrado por Roc Oil de Australia, luego fue operado por Wingas (propiedad de Gazprom ), que lo compró en diciembre de 2004. El campo estaba a solo 5 millas de Theddlethorpe y recibió su nombre de Saltfleetby , el pueblo más cercano al campo.
El campo se inauguró en octubre de 1996. Lo gestionaba Tullow Oil, que compró a Shell y Esso en 2004. El 90% del yacimiento pertenecía a Tullow Oil SK Ltd, el 5% a GDF Britain Ltd y el 5% a E.ON Ruhrgas UK EU Ltd. La instalación de Schooner SA utilizaba el sistema Caister Murdoch y se descubrió en diciembre de 1986. Llevaba el nombre de la goleta .
El yacimiento se inauguró en octubre de 1999 y lo gestionaba Tullow Oil, que compró a Shell en 2004. La instalación de Ketch KA utilizaba el sistema Caister Murdoch. Se descubrió en noviembre de 1984. Lleva el nombre del barco queche .
Descubierto en mayo de 1966. Comenzó a producirse en octubre de 1993. Utiliza el sistema LOGGS. Venture Production (North Sea Developments) Ltd poseía el 85% y Roots Gas Ltd (con sede en Aberdeen) el 15%, y más tarde Venture, que operaba el yacimiento, lo poseía en su totalidad. Comprendía dos instalaciones submarinas con la designación de yacimiento Ann A4 y Ann XM. Se desmanteló tras una decisión tomada en junio de 2017. [8]
Descubierto en marzo de 1976. La producción comenzó en octubre de 1988. Utilizaba el sistema LOGGS. Era propiedad conjunta de Conoco y Centrica, y más tarde propiedad de Centrica Energy, que operaba el campo. El campo era mucho más grande que el vecino campo Ann. Comprendía una instalación submarina Audrey WM y dos plataformas Audrey 1 WD y Audrey 2 XW. Desmantelado después de una decisión tomada en junio de 2017. [8]
Descubierto en febrero de 1987 y con inicio de la producción en octubre de 1995. Es un yacimiento pequeño. Venture Production (North Sea Developments) Ltd poseía el 85 % y Roots Gas Ltd el 15 %, y luego Centrica Energy (que compró Venture Production plc en 2009) lo operó. Alison es una instalación submarina con la designación de yacimiento KX. Fue desmantelada tras una decisión tomada en junio de 2017. [8]
Descubierto en diciembre de 1985, con inicio de producción en noviembre de 1991. Fue propiedad en un 55% de CalEnergy Gas (UK) Ltd, en un 32% de Consort North Sea Ltd, en un 12% de Highland Energy Ltd. Posteriormente fue propiedad en un 25% de Dana Petroleum (desde septiembre de 2006), en un 12% de RWE Dea UK SNS Ltd, en un 30% de GDF Suez E & P UK Ltd y en un 30% de First Oil. Fue operado por CalEnergy y luego por GDF Suez hasta 2011, desde entonces fue operado por Ithaca Energy . Utilizaba el sistema LOGGS. Comprendía la instalación submarina Anglia YM y la plataforma YD.
Descubierto en diciembre de 1984 y con inicio de producción en agosto de 1992. Comprende dos plataformas, Pickerill A y Pickerill B. Originalmente operada por ARCO y luego por Perenco . ARCO British Ltd poseía un 43 %, AGIP (UK) Ltd un 23 %, Superior Oil (UK) Ltd un 23 % y Marubeni Oil & Gas (UK) Ltd un 10 %. Más tarde, Perenco UK Ltd poseía un 95 % y Marubeni un 5 % .
El yacimiento comenzó a operar en noviembre de 2009. Lo gestionaba RWE Dea . Su nombre hace referencia al mineral de aluminio, conocido como topacio .
Operada por ConocoPhillips y que utiliza el sistema Caister-Murdoch. Descubierta en septiembre de 2005 y con inicio de producción en noviembre de 2007. Propiedad en un 50% de ConocoPhillips (UK) Ltd, en un 27% de GDF Suez E & P UK Ltd y en un 22% de Tullow Oil SK Ltd. La plataforma Kelvin tiene la designación de campo Kelvin TM. Lleva el nombre de William Thomson, primer barón Kelvin .
Operado por E.ON Ruhrgas UK North Sea Ltd. La producción comenzó en marzo de 2009 y se descubrió en mayo de 1996. Propiedad en un 74% de E.ON Ruhrgas UK Caister Ltd y en un 26% de GDF Suez E & P UK Ltd. Comprendía un pozo submarino RH, el gas se transportaba a través del campo Hunter (HK).
Estos campos fueron Ganymede ZD (descubierto en junio de 1989 con inicio de producción en octubre de 1995), Sinope (descubierto en enero de 1991 con inicio de producción en octubre de 1999), Callisto ZM (descubierto en febrero de 1990 con inicio de producción en octubre de 1995), Europa EZ (descubierto en septiembre de 1972 con inicio de producción en octubre de 1999) y NW Bell ZX (descubierto en 1994 y inicio de producción en agosto de 1999). Utilizaron el oleoducto LOGGS a través de Ganymede ZD, operado por ConocoPhillips. Lleva el nombre de las lunas de Júpiter . Eran propiedad en un 20% de ConocoPhillips, en un 30% de Statoil y en un 50% de Superior Oil Company (más tarde propiedad de Esso).
Estos campos fueron Saturn (descubierto en diciembre de 1987 con inicio de producción en septiembre de 2005), Mimas MN (descubierto en mayo de 1989 con inicio de producción en junio de 2007), Hyperion, Atlas, Rhea (los tres operando como uno solo desde septiembre de 2005 y descubiertos en enero de 1991) y Tethys TN (descubierto en febrero de 1991 con inicio de producción en febrero de 2007). Las plataformas tenían las designaciones de campo Saturn ND, Mimas MN y Tethys TN. Utilizaron el gasoducto LOGGS. Los campos recibieron el nombre de las lunas de Saturno . Propiedad de ConocoPhillips, RWE Dea AG y de Venture North Sea Gas Ltd. Operado por ConocoPhillips.
Estos campos son Vulcan (descubierto en abril de 1983 y cuya producción comenzó en octubre de 1988), South Valiant y North Valiant (descubiertos en julio de 1970 y enero de 1971 y cuya producción comenzó en octubre de 1988 para ambos), Vanguard (descubierto en diciembre de 1982 y cuya producción comenzó en octubre de 1988), Victor JD (descubierto en mayo de 1972, cuya producción comenzó en septiembre de 1984 y cesó en 2015), Vampire OD (descubierto en enero de 1994, cuya producción comenzó en octubre de 1999 y cesó en 2016), Viscount VD (cuya producción cesó en 2015) y Valkyrie OD. Utilizan el oleoducto LOGGS a través de la plataforma Viking. Es propiedad conjunta en su mayor parte de ConocoPhillips y BP (antigua Britoil). El proyecto V-field fue inaugurado oficialmente por Margaret Thatcher el 1 de septiembre de 1988, cuando visitó la terminal . En el sistema LOGGS, la plataforma de alojamiento está separada de la plataforma de producción. El V-field comprendía las siguientes instalaciones : North Valliant 1 PD (conectado por puente a LOGGS), North Valliant 2 SP, South Valiant TD, Vanguard QD, Victor JD y submarino Victor JM, Vulcan RD y UR, Vanguard QD, Vampire/Valkyrie OD y Viscount VD. La instalación de Vulcan UR se eliminará en 2018-19, las instalaciones Vampire OD y Viscount VO se eliminarán en 2020. [7]
Juliet fue descubierto por GDF SUEZ en el bloque 47/14b en diciembre de 2008. Este campo fue operado por GDF SUEZ y la producción comenzó a principios de enero de 2014, con el pozo oeste. [9] La producción en el pozo este comenzó durante el primer trimestre de 2014. La producción se envió a través de un ducto a la plataforma Pickerill A (ver arriba), y desde allí a la Terminal de Gas de Theddlethorpe.
RWE Dea UK, que posee una participación del 50% en el yacimiento de gas, es el propietario. Fairfield Energy y Bayern Gas poseen cada uno un 25% del capital en el proyecto. [10] Desarrollado en 2012 como una plataforma única designada RL que produce hacia la instalación LOGGS. En noviembre de 2018, la exportación de fluidos se redirigió al complejo Clipper y de allí a Bacton. [11]
Tras finalizar la producción, se purgaron, limpiaron y llenaron con agua de mar los oleoductos Viking, LOGGS, Pickerill y CMS. Las líneas terrestres de la terminal de Theddlethorpe (las líneas de 30 y 36 pulgadas a la terminal de National Grid, la línea de 30 pulgadas de Killingholme, la línea de 6 pulgadas de la refinería de petróleo de Humber y el gasoducto de Saltfleetby) se purgaron, se lavaron y se desconectaron de la terminal. [12] Toda la planta de la terminal se vació, se purgó y se lavó. Este trabajo constituye la primera fase del desmantelamiento. En 2019, Chrysaor asumió la propiedad de Conoco-Phillips North Sea Assets. [13] En enero de 2020, el Ayuntamiento del condado de Lincolnshire otorgó a Chrysaor el permiso de planificación para demoler la terminal de gas de Theddlethorpe. [14] La tercera y cuarta fase serán la remediación seguida de la restauración del sitio como tierra agrícola, que se espera que esté completa para 2022. [12] En marzo de 2021, Chrysaor Holdings se fusionó con Premier Oil para formar Harbour Energy . [15] En julio de 2021, Look North informó que la Agencia Gubernamental de Gestión de Residuos Radiactivos (RWM), estaba en conversaciones preliminares con el Ayuntamiento del condado de Lincolnshire sobre una propuesta para almacenar material nuclear gastado en el sitio. [16] Sin embargo, Harbour Energy planea utilizar el sitio y algunos de los campos de gas gastado en alta mar para la captura y almacenamiento de carbono. [17]