Elgin-Franklin (depósito)

Elgin-Franklin
Presentación
Información del contacto 57 ° 10 ′ 00 ″ norte, 2 ° 00 ′ 00 ″ este
País Reino Unido
Operador Total
Cooperadores Eni , BG Group , GDF Suez , E.ON , ExxonMobil , Chevron , Dyas, Oranje-Nassau
Histórico
Descubrimiento 1985-1991
Inicio de la producción 2001
Geolocalización en el mapa: Mar del Norte
(Ver ubicación en el mapa: Mar del Norte) Map point.svg

Elgin-Franklin es un campo de gas que produce condensado de gas ubicado en el Mar del Norte , aproximadamente a 240  km al este de Aberdeen .
Descubierto y explorado en los años 1985 - 1991 , desde entonces ha sido explotado por tres plataformas en alta mar , y está prevista una cuarta plataforma.
Este campo presenta peculiaridades extremas; Forma parte de los campos denominados “HP / HT” , es decir, “  alta presión / alta temperatura  ” debido a condiciones inusualmente encontradas en la industria petrolera; profundidad de 6.100 metros, temperatura de 197 a más de 200  ° C y presión de 1.155  bares.
Este campo de gas produce un gas rico en H 2 S, muy ácido y corrosivo ( “Gas Agrio y Ácido” ), que debe ser desulfurado in situ.

Capacidad de producción, producción

La "capacidad máxima" de todo el campo Elgin / Franklin se ha estimado en 280.000  boe / d ( barriles de petróleo equivalente por día); divididos en 175.000 barriles diarios de condensado por un lado y 15,5 millones de metros cúbicos de gas por día por el otro.

A finales de 2011, los campos Elgin y Franklin (incluido el campo West Franklin ) producían en promedio 140.000  boe / d . Esta cifra se puede comparar con la producción media del grupo Total en Reino Unido de 169.000  boe / d (mismo cierre de 2011); la segunda zona más productiva para Total en el Reino Unido es el campo Alwyn ubicado más al norte, en el Mar del Norte.

La fuga accidental en 2012 provocó que la producción de Total en el Reino Unido se redujera en 230.000  boe / día .

Recordatorio: 1 barril = 159  litros

Nombres de yacimientos y campos

Caracteristicas geologicas

Este "campo" de gas está formado de hecho por dos "  campos " adyacentes (llamados "Elgin" y "Franklin") y un tercer campo "periférico" que es a priori menos importante.

El centro de cada uno de estos tres embalses solo está separado por unos pocos kilómetros de los demás.

Los tres depósitos que se utilizan hoy en día son:

Todo el campo está en sobrepresión en comparación con las presiones, ya altas, que normalmente se registran a esta profundidad (aproximadamente 500 bares en exceso).

Origen geológico de los hidrocarburos de Elgin

Los hidrocarburos gaseosos de este campo probablemente provengan de los hidrocarburos presentes en las lutitas y carbones ubicados debajo del depósito. Estos hidrocarburos probablemente se formaron a partir de sedimentos que se acumularon en el Jurásico Medio y Superior .

Durante la formación de la grieta del Mar del Norte y el graben central del Mar del Norte ( Graben invertido , propicio para la formación de petróleo y gas), mientras el lecho marino se hundía, estos hidrocarburos fueron poco a poco atrapados por los esquistos del Jurásico Superior y las margas del Cretácico Inferior.

Operación

Marco legal

La operación se realiza en la Zona OSPAR , en Europa y en Reino Unido . Por lo tanto, debe respetar el derecho internacional (por ejemplo , derecho laboral , derecho del mar , OSPAR , etc.), el derecho europeo y tener los permisos requeridos por la ley inglesa (Regulaciones EIA, que implican en particular la evaluación ambiental de riesgos en el marco del impacto estudio previo a la autorización, en el marco del reglamento de Oleoductos y Oleoductos Offshore En el Reino Unido la evaluación se realiza por yacimiento de gas o de petróleo, debiendo cada uno ser objeto de un "Plan de desarrollo de campo" (" field plan de desarrollo "o FDP especialmente para la construcción y gestión de infraestructura física como plataforma, oleoducto, oleoducto, etc.). La legislación especial cubre las instalaciones de combustión o incineración en el mar y cualquier otra fuente de combustión (motores, turbinas, etc.) ; excluyendo la quema en antorcha , que es objeto de recomendaciones. El operador debe evaluar y limitar las emisiones de ciertos contaminantes. Estos datos están disponibles para el público en el marco del Convenio de Aarhus y las directivas europeas que los aplican.

Preparación para la operación

En las condiciones extremas de este depósito, en profundidad, la mayoría de los sensores que se utilizan habitualmente durante la perforación se vuelven inutilizables.

Por tanto, la parte profunda de los pozos se realiza a ciegas. Los encargados de las perforaciones son guiados por un programa informático creado a partir de modelos ellos mismos "calibrados" sobre los núcleos y sondas y los datos de prospección sísmica. También se les informa sobre las capas geológicas atravesadas por el análisis de los lodos que ascienden en el pozo. Los pozos también deben soportar las variaciones de presión que se encuentran al pasar ciertas capas profundas impermeables, lo que permite un buen manejo del lodo de perforación.

Operaciones de perforación

La instalación del pozo de Elgin comenzó en 1997 . La producción se planeó por primera vez para 2000 y finalmente comenzó en 2001. El tiempo para perforar un pozo en esta área generalmente excede los 6 meses. Directamente del experto - Eric Cassé (Entrevista con Eric Cassé. Gerente de Operaciones de Perforación y Pozos, Europa / América / Asia Central. Consultado) , publicado en Yout tube en 6 de abril de 2012 por Total-Elgin.

Como predijeron los modelos informáticos, la presión durante las operaciones de perforación osciló entre 650  bares y 1.100  bares desde una zona de transición bastante fina ubicada en la base del Cretácico Superior .

Sin embargo, la perforación fue bien, gracias en particular al fluido de perforación que jugó un papel clave.

los primeros 10 pozos se perforaron desde la plataforma Elgin, cinco drenaban petróleo del campo Elgin y otros cinco drenaban el campo Franklin. Ces puits ont été forés à près de 6 000 mètres (le gisement est accessible à partir de 5 750  m pour le gisement West-Franklin selon Total) et avec un angle compris entre 0 et 37°, terminés avec 30 jours d'avance sur el programa.

Producción

La producción nominal es de 5,5 millones de metros cúbicos de gas y 9.000 toneladas de condensado por día para Elgin y de 7 millones de metros cúbicos de gas y 6.000 toneladas de condensado por día para Franklin.

Los actores (propietarios y / u operadores)

Este campo de gas es operado por un consorcio  :

Compañías participación Notas o comentarios
Total a través de Elf y luego su subsidiaria Total E&P UK Ltd 35,78% inicialmente (aumentado a 46,2% *) Total es el operador in situ (anteriormente Elf).
Es el propietario mayoritario a través de EFOG ( Elgin Franklin Oil & Gas ), una empresa conjunta creada para explotar el campo Elgin-Franklin.
ENI 21,87%
Grupo BG 14,11%
GDF Suez 10,39% a través de EFOG
E.ON Ruhrgas 5,2%
ExxonMobil 4,375%
Cheurón 3,9% anteriormente Texaco
Dyas UK Limited 2,1875%
Oranje-Nassau (Reino Unido) Limited 2,1875%

Infraestructura técnica

Juntos, estos tres campos forman el proyecto más grande realizado en el mundo de la explotación profunda y el proyecto offshore más caro realizado durante 20 años en la plataforma continental inglesa ”.

Dos plataformas ancladas a 93 metros por encima del lecho marino (es decir, 2  m por encima de la altura de la 1 st  piso de la Torre Eiffel) explotar los dos primeros campos. La propia plataforma Elgin está conectada directamente a una tercera plataforma, una auténtica fábrica de material externo (llamada “PUQ”), más grande y pesada que las plataformas. Se dedica al refinado de gas y condensados ​​de gas. Esta fábrica tiene una capacidad de 97 camas. Está equipado con 4 botes salvavidas que pueden acomodar a 42 personas cada uno.

Fuga de gas de marzo de 2012

Se produjo una fuga de caudal muy alto en 26 de marzo de 2012en una plataforma de producción de la empresa Total , que toma la decisión de evacuar la plataforma el mismo día. La fuga generó una nube de hidrocarburos visible a más de 10  km de distancia , y la empresa Shell evacuó parcialmente su plataforma Shearwater ubicada a 6,5  km de distancia .

Futuro

El consorcio planea una segunda fase de operación para el sub-reservorio “West Franklin”. Incluye 3 pozos adicionales y una nueva plataforma costa afuera, de acuerdo con un plan de "desarrollo West Franklin Phase II" aprobado ennoviembre 2010. Este plan preveía un inicio de producción “esperado” a finales de 2013).

Unos cientos de metros más abajo, a más de 6.000 metros de profundidad, podrían estar presentes otros hidrocarburos "no convencionales", a "temperaturas cercanas a los 300 ° C y presiones de más de 1.500  bares que requieren desarrollo. Nuevas técnicas y herramientas de perforación y la calificación de nuevos materiales que aguanten el infierno de pozos profundos durante largos periodos de tiempo ” . Total presentó los campos de hidrocarburos costa afuera del Mar del Norte como un lugar de I + D que servirá para el potencial desarrollo de otros campos profundos descubiertos por la empresa (Victoria en el Mar del Norte, Incahuasi e Itaú en Bolivia , y Maharaja Lela / Jamalulalam en Brunei ) .

Ver también

Artículos relacionados

enlaces externos

Bibliografía

Referencias

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