El campo petrolífero marino Bouri forma parte del bloque NC-41, que se encuentra a 120 kilómetros (75 millas) al norte de la costa de Libia en el mar Mediterráneo . Fue descubierto por primera vez en 1976 a una profundidad de 8.700 pies (2.700 m) y se estima que contiene 4.500 millones de barriles (720.000.000 m 3 ) en reservas probadas recuperables de petróleo crudo y 3,5 billones de pies cúbicos (99 km 3 ) de gas natural asociado con un potencial de producción anual de 6.000 millones de m³. Bouri se considera el campo petrolífero de mayor producción del Mediterráneo. [1]
En 1974, la petrolera italiana Eni SpA firmó un acuerdo de producción compartida (PSA) otorgado por la estatal National Oil Corporation (NOC) de Libia para la exploración en tierra y en alta mar en áreas cercanas a Trípoli. Allí fue donde la filial de Eni, Agip Oil, descubrió el yacimiento de Bouri en alta mar a una profundidad de 8.700 pies (2.700 m) en el Golfo de Gabes en 1976. El yacimiento de Bouri es operado conjuntamente por Agip y NOC.
La primera fase de desarrollo, con un costo de casi 2.000 millones de dólares, se completó en 1990. Inmediatamente después comenzó una segunda fase de desarrollo que implicó la perforación de 55 nuevos pozos y la construcción de tres plataformas adicionales; la producción se inició en dos plataformas petroleras (DP4 y DP3) en agosto de 1998.
En 1995, el yacimiento de Bouri producía cerca de 150.000 bbl/d (24.000 m3 / d), seguido de una marcada caída a 60.000 bbl/d (9.500 m3 / d) en 1998. Esta caída se debió en gran medida a la incapacidad del país para importar equipos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) en virtud de las sanciones de las Naciones Unidas , específicamente la Resolución 883 del Consejo de Seguridad del 11 de noviembre de 1993, que prohibía a Libia importar equipos de refinería. La situación ha mejorado desde que el Consejo de Seguridad de la ONU levantó oficialmente las sanciones contra Libia durante septiembre de 2003 y se espera inversión extranjera en el futuro. En 2006, Eni informó que el yacimiento de Bouri estaba produciendo alrededor de 55 kbbep por día. [2]
El bloque NC-41 contiene tres yacimientos de petróleo conocidos: un yacimiento de petróleo y dos yacimientos de gas. NC-41 tiene dos plataformas de producción: DP4 y DP3. Esta última está vinculada a la plataforma DP4 ubicada a 6,5 km al noreste. La plataforma DP4 está amarrada permanentemente en un solo punto a un buque tanque flotante de almacenamiento y descarga (FSO) con una capacidad de almacenamiento de aproximadamente 1,5 millones de barriles (240.000 m3 ) . Bouri tiene tres pozos submarinos vinculados independientemente a la plataforma DP3 mediante válvulas de seguridad submarinas (USV) montadas en un patín desplegado bajo el agua ubicado a 150 metros de la cubierta DP3. Los tres pozos se perforaron inicialmente en 1994-1995 y se abandonaron temporalmente hasta su finalización en 1998. Los árboles submarinos son una estructura de protección integral para la deflexión y protección, que evita la liberación de petróleo o gas de los pozos al medio ambiente y controla los fluidos de formación. Los pozos, que se caracterizan por su contenido de sulfuro de hidrógeno , están controlados por estranguladores en árboles submarinos. Los hidrocarburos son producidos por sus respectivas válvulas de seguridad submarinas hacia la plataforma DP3 a través de líneas de flujo flexibles de 4" de diámetro nominal. Los controles de superficie fueron instalados por FMC Technology en la plataforma DP3 y utilizan un sistema de control electrohidráulico multiplex con un umbilical de producción independiente en cada pozo.
En 2004, Agip Oil encargó a Saipem SpA proyectos de desarrollo adicionales relacionados con el campo Bouri. El proyecto se llevó a cabo a través de una empresa conjunta entre Saipem y la coreana Hyundai Corporation , que fabricó módulos de proceso y servicios públicos. Además de los módulos de perforación, diseñados y con seguimiento de fabricación por Saipem, el contrato cubrió la instalación de dos plataformas de perforación y producción en profundidades de agua de 160 metros. En total, se instalaron veintisiete módulos, con un peso que oscilaba entre 500 y 1700 toneladas, y un total de 26.000 toneladas. El trabajo realizado en la plataforma DP-4 del campo Bouri incluyó; un proyecto de remoción: desmantelamiento y remoción de una de las dos plataformas de perforación y módulos asociados de la plataforma DP-4. Estas operaciones se llevaron a cabo utilizando el Saipem 7000 , que es el tercer buque grúa más grande del mundo. [3]
El Proyecto de Gas de Libia Occidental es una empresa conjunta al 50% entre Eni y NOC que entró en funcionamiento en octubre de 2004. Este proyecto transporta gas natural desde Bouri y otros yacimientos de Eni a través del gasoducto submarino Greenstream , de 32 pulgadas (0,81 m) y 520 km de longitud, que costó 6.600 millones de dólares . En la actualidad, se exportan 280.000 millones de pies cúbicos (7,9 × 10 9 m 3 ) de gas natural al año desde una instalación de procesamiento en Melitah, en la costa libia, a través de Greenstream hasta el sureste de Sicilia. Desde Sicilia, el gas natural fluye hacia el continente italiano y luego hacia el resto de Europa. Según se informa, el rendimiento de la línea Greenstream puede aumentarse a 385 × 10 9 pies cúbicos (1,09 × 10 10 m 3 ) al año. [4]
El yacimiento Bouri está situado en la provincia de la cuenca Pelagiana de Djeffara (también conocida como la "cuenca Pelagiana") y produce a partir de la TPS terciaria de Bou Dabbous. La provincia es principalmente una región marina del Mediterráneo, ubicada frente a la costa este de Túnez y el norte de Libia (al noroeste de la cuenca de Sirte ), y se extiende ligeramente hacia las aguas territoriales italianas y maltesas . La provincia Pelagiana contiene más de 2.300 millones de barriles (370.000.000 m3 ) de líquidos de petróleo conocidos (recuperables totales estimados, incluida la producción acumulada más las reservas restantes); consiste en alrededor de 1.000 millones de barriles (160.000.000 m3 ) de reservas de petróleo recuperables y aproximadamente 17 billones de pies cúbicos (480 km3 ) de gas natural conocido. Se especula que los carbonatos terciarios podrían contener fuentes de hidrocarburos autóctonos, en particular en rocas del Eoceno (Formación Gir), que podrían haber contribuido a las grandes reservas de Djefarra-Pelagiano. Además de Bouris, otros yacimientos importantes ubicados en la provincia son los de Ashtart y Sidi el Itayem. [5]
