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Articulo de referencia

Terminal de gas de Theddlethorpe

Coordenadas : 53°21′43″N 0°13′59″E / 53.362°N 0.233°E / 53.362; 0.233 La terminal de gas de Theddlethorpe ( TGT ) es una antigua terminal de gas situada en la costa de Lincolnsh...

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Coordenadas : 53°21′43″N 0°13′59″E / 53.362°N 0.233°E / 53.362; 0.233

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. Se encuentra junto a la A1031, al lado de un camping y del Santuario de Focas y Centro de Vida Silvestre de Mablethorpe (Animal Gardens).

Historia

Desde diciembre de 1969, el Consejo del Gas propuso la construcción de una terminal . El permiso de construcción se otorgó en abril de 1970. La terminal se construyó en 1972 para recibir gas del yacimiento Viking a partir del 4 de julio de 1972, convirtiéndose en la tercera terminal de gas principal del Reino Unido cuando era propiedad de Conoco. La primera fase tuvo un costo aproximado de 5  millones de libras esterlinas. Fue necesario construir un nuevo gasoducto submarino de 138 km (86 millas ) y 710 mm (28 pulgadas) de diámetro para la planta. Originalmente se llamaba Terminal de Gas Viking, nombre que cambió a su denominación actual en 1984.  

A principios de la década de 1990, Kinetica, una empresa propiedad conjunta de PowerGen y Conoco, construyó un nuevo oleoducto que llegaba hasta la terminal. Tim Eggar inauguró el oleoducto a Killingholme el 21 de julio de 1992.

Operación

El sitio principal era propiedad de ConocoPhillips , con gasoductos al Sistema Nacional de Transmisión de National Grid y al Sistema de Gasoductos Killingholme de 20 pulgadas (510 mm) de E.ON [ 1 ] a las centrales eléctricas Killingholme A y Killingholme B , transportando 256 000 m3/h a una presión de 40-55 bar . El 10 % de las necesidades de gas cada vez mayores del Reino Unido provenían de Theddlethorpe. En agosto de 2018, la producción de gas a través de Theddlethorpe era de aproximadamente 4 millones de metros cúbicos estándar (mscm) por día, lo que representaba aproximadamente el 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 que parte de la terminal NTS (Ferrocarril n.° 8) se dirige a Hatton, Lincolnshire, donde se conecta con la línea NTS de 36 pulgadas que une Wisbech con Scunthorpe (Ferrocarril n.° 7). En 1988, en el marco del proyecto LOGGS, se tendió una segunda línea de 30 pulgadas (Ferrocarril n.° 17) desde la terminal de 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 ]

Sistemas de oleoductos submarinos

Estos se encuentran en la cuenca sur del Mar del Norte del Reino Unido, parte de la plataforma continental del Reino Unido (UKCS). Había cuatro sistemas de oleoductos principales: [ 5 ]

  • El Sistema de Recolección de Gas Marino de Lincolnshire (LOGGS) recolectaba gas de la serie de campos de gas V, además de Audrey WD, WM y XW, Annabel, Alison KX, Ann XM, Anglia YM YD , Jupiter, Saturn ND, Mimas MN, Tethys TN, Ganymede ZD, Europa EZ, NW Bell ZX y Callisto ZM. Un gasoducto de 118 km y 36 pulgadas de diámetro transportaba el gas desde la instalación LOGGS PP hasta Theddlethorpe. Fue puesto en marcha en 1988 y cesó su producción en agosto de 2018. La instalación LOGGS comprendía cinco plataformas conectadas por puentes: PR (tubería ascendente), PC (compresión), PP (producción), PA (alojamiento) y PD (perforación).
  • El sistema Caister Murdoch (CMS) recolectaba gas de los campos de gas Boulton BM, Boulton H HM, Caister CM, Cavendish RM, Hawksley EM, Hunter HK, Kelvin TM, Ketch KA, McAdam MM, Munro MH, Murdoch MD, Schooner SA y Watt QM. Un gasoducto de 188 km y 26 pulgadas de diámetro transportaba el gas desde la instalación de Murdoch hasta Theddlethorpe; entró en funcionamiento en 1993 y cesó su producción en agosto de 2018.
  • El yacimiento Viking recolectaba gas de los yacimientos Viking, Victor JM y JD, Victoria SM y Vixen VM. El Sistema de Transporte Viking (VTS) transportaba gas desde el complejo Viking B (plataformas BA, BD, BP y BC conectadas por puentes) a través de un gasoducto de 26,9 km y 16 pulgadas hasta el complejo LOGGS para su posterior transmisión a Theddlethorpe. Originalmente, el yacimiento Viking B exportaba gas a través de un gasoducto de 10,9 km y 24 pulgadas hasta la plataforma Viking AR y, desde allí, a través de un gasoducto de 138 km y 28 pulgadas, puesto en servicio en julio de 1972, hasta Theddlethorpe. Estas líneas quedaron en desuso a partir de 2009, cuando se puso en marcha el VTS.
  • El yacimiento de Pickerill, a través de un gasoducto de 66 km y 24 pulgadas de diámetro, transportaba gas desde la instalación Pickerill A hasta Theddlethorpe. Fue puesto en funcionamiento en 1992 y cesó su producción en agosto de 2018. El yacimiento de gas Juliet se conectó a Pickerill A en 2014.

líquidos de gas natural

Los líquidos procedentes de la refinería se transferían a la refinería Humber de Phillips 66 (anteriormente ConocoPhillips, cuando ambas compañías eran una sola), situada junto a la central eléctrica de Killingholme ( ICHP ), a veintiséis millas al noroeste de Theddlethorpe.

yacimientos de gas

Yacimientos de petróleo y gas en el Mar del Norte

Los siguientes campos de gas produjeron fluidos para la terminal de gas de Theddlethorpe. [ 5 ]

Vikingo

El principal yacimiento conectado a la terminal era el campo de gas Viking, a través del sistema de transporte Viking .

El yacimiento se encuentra a 138 km (86 millas ) de la costa de Lincolnshire y está dividido en dos áreas: Viking A y Viking B. ConocoPhillips era propietaria en un 50 %. Tenía reservas recuperables iniciales de 125 mil millones de m³ . [ 6 ] 

La producción en el campo Viking Norte (Viking A) comenzó en julio de 1972 y en Viking Sur (Viking B) en agosto de 1973, tras el descubrimiento del campo Viking Norte en marzo de 1969 y del campo Viking Sur en diciembre de 1968. Inicialmente fue operado por Conoco y la Junta Nacional del Carbón , luego por ConocoPhillips en nombre de BP (antigua Britoil ), y era propiedad conjunta de ambas. Está cerca del campo Indefatigable , y se planeó utilizar la planta de gas de 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 puentes), Viking CD, Viking DD, Viking ED, Viking GD, Viking HD, Viking JD, Viking KD y Viking LD. Otras instalaciones Viking A fueron desmanteladas en 1991 y retiradas en 1994. Las instalaciones CD, DD, ED, GD y HD cesaron su producción entre 2011 y 2015 y fueron retiradas entre 2017 y 2018. [ 7 ]

Zorra

Este yacimiento era propiedad a partes iguales de ConocoPhillips Ltd y BP (Britoil plc). Era operado por ConocoPhillips. Se encuentra a 135 km (84 millas ) de la costa de Lincolnshire. El gas se transportaba desde la plataforma submarina Vixen VM hasta la terminal mediante el sistema de transporte Viking. La producción comenzó en octubre de 2000 y el yacimiento fue descubierto en mayo de 1999. Forma parte del sistema del yacimiento V y recibe su nombre del buque de Havilland Sea Vixen . 

Boulton

Propiedad y operado por ConocoPhillips. El cabezal de pozo submarino Boulton HM producía gas a través de la plataforma submarina Watt QW hacia Murdoch MD. El gas de la instalación Boulton BM se transportaba a la terminal a través del Sistema Caister-Murdoch (CMS) a través del campo Murdoch. Fue descubierto en noviembre de 1984, la producción comenzó en diciembre de 1997 y recibió su nombre en honor a Matthew Boulton , colega de James Watt.

Caister

Inicialmente, Total la gestionó y posteriormente ConocoPhillips la operó. La instalación de Caister se denominó CM. El gas se transportaba a través del yacimiento de Murdoch y el sistema Caister-Murdoch (CMS) hasta la terminal. Fue descubierta en enero de 1968 y su producción comenzó en octubre de 1993. Recibió su nombre del castillo de Caister en Norfolk . Inicialmente, Consort Europe Resources (que pasó a formar parte de E.ON Ruhrgas ) era propietaria en un 50%, GDF Britain Ltd en un 21% y ConocoPhillips en un 30%. Más tarde, E.ON Ruhrgas UK Caister Ltd era propietaria en un 40%, ConocoPhillips UK Ltd en un 39% y GDF Suez E & P UK Ltd en un 21%.

Murdoch

El campo está a 121 km (75 millas ) de la costa de Lincolnshire. Fue operado por ConocoPhillips y recibió el nombre del ingeniero escocés William Murdoch , compatriota de James Watt, conocido por inventar el alumbrado de gas , que utilizaba 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. Actualmente 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 operado por Tullow Oil . La instalación Murdoch comprendía tres plataformas conectadas por puentes, denominadas MD, MC y MA. El gas se transportaba a la terminal mediante el sistema Caister Murdoch. 

Cavendish

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 Cavendish tiene la designación de yacimiento RM, en honor al científico británico Henry Cavendish, descubridor del hidrógeno.

Saltfleetby

El yacimiento terrestre fue descubierto en octubre de 1997 y puesto en marcha en diciembre de 1999. Originalmente operado por Roc Oil de Australia, posteriormente pasó a ser gestionado por Wingas (propiedad de Gazprom ), que lo adquirió en diciembre de 2004. El yacimiento se encontraba a tan solo 8 kilómetros de Theddlethorpe y recibió su nombre de Saltfleetby , el pueblo más cercano.

Goleta

El yacimiento se inauguró en octubre de 1996. Fue operado por Tullow Oil, que adquirió de Shell y Esso en 2004. Su propiedad pertenecía en un 90% a Tullow Oil SK Ltd, en un 5% a GDF Britain Ltd y en un 5% a E.ON Ruhrgas UK EU Ltd. La instalación Schooner SA utilizaba el sistema Caister Murdoch y fue descubierta en diciembre de 1986. Recibió su nombre de la goleta .

Queche

El yacimiento se inauguró en octubre de 1999 y fue operado por Tullow Oil, que adquirió de Shell en 2004. La instalación Ketch KA utilizaba el sistema Caister Murdoch. Fue descubierto en noviembre de 1984 y recibió su nombre del velero tipo queche .

Ana

Descubierto en mayo de 1966. La producción comenzó en octubre de 1993. Utiliza el sistema LOGGS. Era propiedad en un 85 % de Venture Production (North Sea Developments) Ltd y en un 15 % de Roots Gas Ltd (con sede en Aberdeen), y posteriormente fue propiedad total de Venture, que operaba el yacimiento. Comprendía dos instalaciones submarinas con la designación de yacimiento Ann A4 y Ann XM. Desmantelado tras una decisión tomada en junio de 2017. [ 8 ]

Audrey

Descubierto en marzo de 1976. La producción comenzó en octubre de 1988. Utilizaba el sistema LOGGS. Era propiedad conjunta de Conoco y Centrica, y posteriormente propiedad de Centrica Energy, que operaba el yacimiento. El yacimiento era mucho mayor que el vecino yacimiento Ann. Comprendía una instalación submarina, Audrey WM, y dos plataformas, Audrey 1 WD y Audrey 2 XW. Fue desmantelado tras una decisión tomada en junio de 2017. [ 8 ]

Alison

Descubierto en febrero de 1987, con inicio de producción en octubre de 1995. Un yacimiento pequeño. Era propiedad en un 85 % de Venture Production (North Sea Developments) Ltd y en un 15 % de Roots Gas Ltd, y posteriormente fue propiedad de Centrica Energy (que compró Venture Production plc en 2009), quien lo operó. Alison es una instalación submarina con la designación de yacimiento KX. Desmantelada tras una decisión tomada en junio de 2017. [ 8 ]

Anglia

Descubierto en diciembre de 1985, con inicio de producción en noviembre de 1991. Era propiedad en un 55% de CalEnergy Gas (UK) Ltd, en un 32% de Consort North Sea Ltd y 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, año en que pasó a ser operado por Ithaca Energy . Utilizaba el sistema LOGGS. Comprendía la instalación submarina Anglia YM y la plataforma YD.

Pickerill

Descubierto en diciembre de 1984, con inicio de producción en agosto de 1992. Constaba de dos plataformas, Pickerill A y Pickerill B. Originalmente operado por ARCO y posteriormente por Perenco . Era propiedad en un 43% de ARCO British Ltd, en un 23% de AGIP (UK) Ltd, en un 23% de Superior Oil (UK) Ltd y en un 10% de Marubeni Oil & Gas (UK) Ltd. Posteriormente, era propiedad en un 95% de Perenco UK Ltd y en un 5% de Marubeni .

Topacio

El yacimiento comenzó a operar en noviembre de 2009. Estaba gestionado por RWE Dea y recibió su nombre del mineral topacio , un tipo de aluminio.

Kelvin

Operado por ConocoPhillips y utilizando el sistema Caister-Murdoch. Descubierto en septiembre de 2005, 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. Nombrada en honor a William Thomson, primer barón Kelvin .

Rita

Operado por E.ON Ruhrgas UK North Sea Ltd. La producción comenzó en marzo de 2009 y fue descubierto en mayo de 1996. Es propiedad en un 74% de E.ON Ruhrgas UK Caister Ltd y en un 26% de GDF Suez E & P UK Ltd. Consta de una plataforma submarina (RH) y el gas se transporta a través del yacimiento Hunter (HK).

Área de Júpiter

Estos campos eran 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, con inicio de producción en agosto de 1999). Utilizaban el oleoducto LOGGS a través de Ganymede ZD, operado por ConocoPhillips. Recibe su 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 (posteriormente propiedad de Esso).

Área de Saturno

Estos campos eran Saturno (descubierto en diciembre de 1987 con producción iniciada en septiembre de 2005), Mimas MN (descubierto en mayo de 1989 con producción iniciada 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 producción iniciada en febrero de 2007). Las plataformas tenían las designaciones de campo Saturno ND, Mimas MN y Tethys TN. Utilizaban el gasoducto LOGGS. Los campos fueron nombrados en honor a las lunas de Saturno . Propiedad de ConocoPhillips, RWE Dea AG y Venture North Sea Gas Ltd. Operado por ConocoPhillips.

Campos V

Estos campos son Vulcan (descubierto en abril de 1983, con inicio de producción en octubre de 1988), South Valiant y North Valiant (descubiertos en julio de 1970 y enero de 1971, con inicio de producción en ambos en octubre de 1988), Vanguard (descubierto en diciembre de 1982, con inicio de producción en octubre de 1988), Victor JD (descubierto en mayo de 1972, con inicio de producción en septiembre de 1984 y cese en 2015), Vampire OD (descubierto en enero de 1994, con inicio de producción en octubre de 1999 y cese en 2016), Viscount VD (con cese de producción 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 (antes Britoil). Nombrado en honor a aeronaves: el Avro Vulcan , Vickers Valiant , Handley Page Victor , Vickers Viscount , XB-70 Valkyrie y de Havilland Vampire . El proyecto del campo V 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 campo V comprendía las siguientes instalaciones: North Valliant 1 PD (conectada por puente a LOGGS), North Valliant 2 SP, South Valiant TD, Vanguard QD, Victor JD y Victor JM submarina, Vulcan RD y UR, Vanguard QD, Vampire/Valkyrie OD y Viscount VD. La instalación Vulcan UR se retirará en 2018-19, y las instalaciones Vampire OD y Viscount VO se retirarán en 2020. [ 7 ]

Julieta

El yacimiento 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 por gasoducto a la plataforma Pickerill A (véase más arriba) y desde allí a la terminal de gas de Theddlethorpe.

Clipper Sur

RWE Dea UK, que posee una participación del 50% en el yacimiento de gas, es el propietario. Fairfield Energy y Bayern Gas poseen cada una el 25% del proyecto. [ 10 ] Desarrollado en 2012 como una plataforma única denominada RL que produce para la instalación LOGGS. En noviembre de 2018, la exportación de fluidos se redirigió al complejo Clipper y de allí a Bacton. [ 11 ]

Visto desde el sur

Desmantelamiento

Tras el cese de la producción, los oleoductos Viking, LOGGS, Pickerill y CMS fueron purgados, limpiados y llenados con agua de mar. Las líneas terrestres de la terminal de Theddlethorpe —las líneas de 30 y 36 pulgadas a la terminal de National Grid, la línea de Killingholme de 30 pulgadas, la línea de la refinería de petróleo Humber de 6 pulgadas y el gasoducto de Saltfleetby— fueron purgadas, enjuagadas y desconectadas de la terminal. [ 12 ] Toda la planta en la terminal fue vaciada, purgada y enjuagada. Este trabajo constituye la primera fase del desmantelamiento. En 2019, Chrysaor asumió la propiedad de los activos de Conoco-Phillips en el Mar del Norte. [ 13 ] Chrysaor obtuvo el permiso de planificación para demoler la terminal de gas de Theddlethorpe por parte del Consejo del Condado de Lincolnshire en enero de 2020. [ 14 ] La tercera y cuarta fases serán la remediación seguida de la restauración del sitio a terreno agrícola, se espera que esto esté completo 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 de Gestión de Residuos Radiactivos (RWM) estaba en conversaciones iniciales con el Consejo del Condado de Lincolnshire con respecto a 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 marinos gastados para la captura y almacenamiento de carbono. [ 17 ]

Véase también

Referencias

  1. ↑ E.ON Reino Unido
  2. ↑ "Red eléctrica nacional del Reino Unido" . Consultado el 7 de septiembre de 2018 .
  3. ↑ "Noticias de la sección "Ruta arriba" . 31 de mayo de 2017.
  4. ↑ "ConocoPhillips finaliza la producción de SNS" . 16 de agosto de 2018. Consultado el 21 de agosto de 2018 .
  5. 1 2 "Mapa de las operaciones de gas de ConocoPhillips en el sur del Mar del Norte" .
  6. ↑ Cassidy, Richard (1979). Gas: Energía natural . Londres: Frederick Muller Limited. pág. 54. 
  7. 1 2 "Desmantelamiento de Viking y LOGGS" . Consultado el 10 de junio de 2018 .
  8. 1 2 3 "ConocoPhillips y Centrica desmantelarán cinco plataformas en el Mar del Norte - Noticias para el sector del petróleo y el gas" . 13 de septiembre de 2017. Consultado el 2 de agosto de 2018 .
  9. ↑ "Inicio de producción de Juliet" . Revista Off-shore . Consultado el 10 de junio de 2018 .
  10. ↑ "Clipper South" . Consultado el 7 de septiembre de 2018 .
  11. ↑ "Cambio de ruta del Clipper Sur" .
  12. 1 2 "Terminal de gas de Theddlethorpe, Declaración del método de demolición" (PDF) . Consejo de East Lindsey . Consultado el 9 de septiembre de 2020 .
  13. ↑ Thomas, Allister (18 de abril de 2019). "Chrysaor está cerca de cerrar un acuerdo para comprar los activos de Conoco en el Mar del Norte" . Energy Voice . Consultado el 9 de septiembre de 2019 .
  14. ↑ "Autorización de demolición" (PDF) . Ayuntamiento de East Lindsey . 10 de enero de 2020. Consultado el 9 de septiembre de 2020 .
  15. ↑ "Esto es lo que debes saber ahora que Harbour Energy se convierte en el principal grupo independiente de petróleo y gas de Londres" . Marketwatch.com . 8 de abril de 2021. Consultado el 26 de abril de 2021 .
  16. ↑ "Se considera el emplazamiento de Theddlethorpe para la eliminación de residuos radiactivos" . BBC News . 23 de julio de 2021.
  17. ↑ "Un importante proyecto de captura de carbono inicia una consulta de planificación sobre un gasoducto de 53 km para el almacenamiento en el Mar del Norte = Business Live" . 15 de septiembre de 2022.
  • Energía del puerto

yacimientos de gas

  • Zorra
  • Vikingo
  • Boulton
  • Caister Murdoch
  • Yacimientos propiedad de Tullow Oil.
  • Anglia
  • Topacio
  • Pickerill en Perenco
  • Mapa de los campos en UKOOG (PDF) vía archive.org

Noticias

  • Un barco estuvo a punto de chocar con las plataformas de gas de Murdoch en enero de 2007.

Videoclips

  • Plataformas de gas y la zona de Mablethorpe vistas desde un vuelo comercial.