El yacimiento petrolífero Magnus es un gran yacimiento petrolífero en la zona del mar del Norte del Reino Unido . Se encuentra a 160 kilómetros (99 millas) al noreste de las islas Shetland . El yacimiento se encuentra principalmente en el bloque 211/12a. Se estima que los recursos ascienden a 1.540 millones de barriles (245 × 10 6 m 3 ) de petróleo, de los cuales 869 millones de barriles (138,2 × 10 6 m 3 ) son reservas recuperables. [1]
El yacimiento petrolífero Magnus fue descubierto en marzo de 1974 por BP . [2] El descubrimiento se realizó a 2.709 metros (8.888 pies) por debajo del lecho marino en las arenas más jóvenes del Jurásico Tardío mediante la plataforma de perforación semisumergible Sedco 703. Al igual que otros yacimientos de la zona, el yacimiento recibió el nombre del santo vikingo Magnus de Orkney . El 24 de enero de 2017 se anunció que BP vendería una participación del 25% del yacimiento y entregaría la operación a EnQuest . [3]
La fabricación de la estructura Magnus comenzó en 1973 en el patio de Highland Fabricators en Nigg Bay , en el estuario de Cromarty. La cubierta de la plataforma Magnus, el oleoducto principal de exportación de petróleo a la plataforma central de Ninian y el gasoducto Northern Leg a Brent A se instalaron en 1974.
En mayo de 1996 se inició la producción en el yacimiento South Magnus. [1] El primer petróleo del yacimiento se obtuvo en agosto de 1983.
El proyecto de recuperación mejorada de petróleo se propuso en 2000. [4] Se implementó en 2003. [5]
Se estima que las reservas del yacimiento Magnus contienen 1.540 millones de barriles (245 × 10 6 m 3 ) de petróleo, de los cuales 869 millones de barriles (138,2 × 10 6 m 3 ) son reservas recuperables. [1]
El yacimiento se desarrolla mediante una única plataforma central combinada de perforación y producción . La estructura de acero Magnus es la mayor de una sola pieza del Mar del Norte. Fue diseñada, fabricada e instalada por John Brown Offshore . El sistema original también incluía siete pozos de producción submarinos que luego se transformaron en pozos de inyección de agua.
Las cubiertas superiores del Magnus fueron diseñadas por Matthew Hall Engineering [6], que también era responsable de la adquisición, la gestión del proyecto, la gestión de la construcción, los servicios de instalación en alta mar y la asistencia para la puesta en servicio. Se les adjudicó el contrato en diciembre de 1978. Inicialmente, había instalaciones para 17 pozos de producción de petróleo, cinco pozos de inyección de agua y nueve ranuras de repuesto. La capacidad de producción era de 140.000 barriles de petróleo por día y 2,5 millones de metros cúbicos estándar de gas por día. Hay dos trenes de producción, cada uno con dos etapas de separación, y la primera etapa opera a una presión de 28 barg . Los líquidos de gas natural se extrajeron de la corriente de gas utilizando un sistema de turboexpansión/recompresión. La generación de electricidad fue impulsada por tres turbinas de gas GE Frame 5 de 27 MW. Todos los compresores de gas fueron impulsados por motores eléctricos, no por turbinas de gas. El alojamiento de la cubierta superior era para 200 personas. Había 19 módulos de cubierta y el peso de la cubierta era de 31.000 toneladas. [6]
El petróleo producido se transporta por un oleoducto de 24 pulgadas (610 mm) de largo y 91 kilómetros (57 millas) hasta la plataforma central de Ninian, y luego hasta la terminal de Sullom Voe . El gas natural producido en Magnus, junto con el gas de los campos Thistle y Murchison, se transporta por un oleoducto de 20 pulgadas (510 mm) de largo y 79 kilómetros (49 millas) hasta Brent A y luego a través de FLAGS hasta St Fergus en Aberdeenshire . [1]
Para aumentar el petróleo recuperable del yacimiento y extender su vida útil, se implementó un proyecto de recuperación mejorada de petróleo (EOR). El proyecto EOR implicó la importación de gas desde los dos yacimientos al oeste de Shetland, Foinaven y Schiehallion, hasta la terminal Sullom Voe, donde se agrega gas licuado de petróleo al gas natural. Esta corriente de gas luego se transporta por otro ducto hasta la plataforma Magnus, donde se reinyecta en el yacimiento Magnus para ayudar a mantener la presión y aumentar la recuperación de petróleo. Se espera que aumente las reservas de petróleo recuperables en 50 millones de barriles (7,9 × 10 6 m 3 ) y extienda la vida útil del yacimiento más allá de 2015. [4] [7] El proyecto costó alrededor de £320 millones. [7]