El yacimiento de gas Everest se encuentra en el centro 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 yacimiento de gas fue descubierto por Amoco en 1982 y el primer gas producido en 1993. [1]
Hasta 2009, el campo fue operado por BP (anteriormente 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 capital del campo Everest, junto con intereses en los campos Beryl, Buzzard, Elgin-Franklin, Erskine, Armada, J Block, Lomond y Schiehallion. [4]
El campo lleva el nombre de George Everest . Hay una instalación de producción permanente , North Everest, en el área norte del campo (ubicada en 57°45′00″N 1°48′04″E / 57.75, 1.801 : 288 pies (88 m) de profundidad de agua) que contiene 11 pozos de superficie 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 expansión de Everest East a 6,8 km al noreste de la instalación. [5] La plataforma tripulada North Everest, construida por Highland Fabricators, es una plataforma combinada de cabezal de pozo/producción/cuartel que recibe y trata fluidos de pozo. Hay alojamiento para 80 personas. [5] La plataforma North Everest está conectada a la plataforma no tripulada CATS (Central Area Transmission System) Riser mediante un puente metálico de 90 metros (300 pies). La plataforma CATS es el punto de partida del gasoducto CATS , que transmite gas desde Everest y otros, como Lomond y Armada , hasta la terminal CATS en Teesside . Los condensados y líquidos de North Everest se envían a Cruden Bay a través del yacimiento petrolífero Forties . [1]
El Everest contiene dos depósitos principales: la arenisca Forties del Paleoceno y la arenisca Andrew del Paleoceno más profunda. La estructura es un cierre de buzamiento de tres vías con un estrechamiento estratigráfico hacia el este.
Los fluidos del pozo Everest se dirigen al separador vertical de alta presión (HP) 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 y medición trifásica (gas/condensado/agua) de cada corriente. El gas del separador de alta presión (y del separador de prueba) se enfría con un medio de enfriamiento y fluye hacia el depurador de contactor TEG vertical donde se recupera el condensado. El gas se calienta con un medio de calentamiento 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. Una corriente lateral de gas combustible para la instalación se toma del separador de fase densa. La corriente de gas principal se comprime en el compresor de fase densa a aproximadamente 140 bar. El gas se mide antes de exportarlo a través del puente a la plataforma elevadora CATS y a través de la tubería CATS . En etapas posteriores de la vida útil del campo, a medida que la presión del pozo disminuía, se instalaron compresores de menor presión entre el separador de alta presión y el depurador de contactores 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 de alta presión y del separador de prueba se envía al separador de presión intermedia (IP) horizontal, donde se lleva a cabo una separación trifásica. [6] El vapor se envía al compresor de recuperación de vapor de presión media y, de allí, al depurador de contactor de TEG. El agua separada se envía al sistema de agua producida para la eliminación del petróleo antes de su eliminación por la borda. El sistema de agua producida tiene una capacidad de 5000 barriles (790 m3 ) por día. [5] El condensado del separador de presión media se calienta y se envía al separador de baja presión (LP), donde se lleva a cabo una separación trifásica adicional. El vapor se enfría con un medio de enfriamiento y fluye al depurador de succión de recuperación de vapor de presión media, donde se elimina más condensado. El vapor del depurador de succión de recuperación de vapor de presión media se comprime en el compresor de recuperación de vapor de presión media y, después de enfriarse, se envía al compresor de recuperación de vapor de presión media. El condensado del separador de LP se enfría y se envía al tambor de compensación 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 (1600 m 3 ) por día. [5]
Lista de yacimientos de petróleo y gas en el Mar del Norte
Campo petrolero de los años cuarenta