Plan de electrificación para el Gran Buchan

El martes (11 de febrero) se presentó un proyecto para crear un nuevo centro de producción de petróleo electrificado del "siglo XXI" en el Mar del Norte del Reino Unido, que refleja una convergencia de esfuerzos para desbloquear campos marginales y descarbonizar la industria de hidrocarburos en alta mar.

El plan del área del Gran Buchan vería múltiples campos en muchos embalses, propiedad de media docena de compañías reunidas en un solo desarrollo que podría ser electrificado, utilizando energía de la costa o turbinas eólicas cercanas. La electrificación eliminaría la necesidad de turbinas de gas con emisiones pesadas en alta mar y simplificaría el mantenimiento.

David Larcombe, Gerente de Ingeniería y Comercial de Jersey Oil & Gas (JOG), que lidera el proyecto Outer Moray, dijo que JOG estaba en la fase de selección de concepto y que los socios estaban buscando progresar a ingeniería y diseño front-end el próximo año con el primer petróleo destinado para 2025.

El campo Buchan se puso en funcionamiento por primera vez en 1981 utilizando la instalación flotante Buchan Alpha, que estuvo en la estación durante aproximadamente 36 años.

La plataforma semisumergible se cerró en 2017 debido a que la instalación falló en un caso de seguridad, dijo Larcombe, quien habló sobre el proyecto en Subsea Expo en Aberdeen. Eso significa que todavía queda petróleo en Buchan, así como en los campos cercanos.

Larcombe dice que Buchan solo contiene unos 82 MMboe y que el área contiene unos 300 MMbbl. Sin embargo, las características de los diversos reservorios significaron que las ataduras submarinas a cualquier infraestructura remotamente cercana serían difíciles, dijo Larcombe.

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Buchan Alpha llega a Lerwick en 2017 para su eliminación / Crédito de la imagen: Repsol Sinopec

Instalación independiente alimentada desde la costa

"La visión es crear un centro de desarrollo con una instalación independiente", dijo. Para la energía eléctrica, Larcombe dijo que JOG cree que la energía desde la costa es la opción más viable.

“No es nuevo, pero el costo es significativo y podría ser un impedimento. Con un enfoque colaborativo y capital compartido, podría implementarse y distribuirse a otras instalaciones en el centro del Mar del Norte ”, dijo.

El regulador del Reino Unido, la Autoridad de Petróleo y Gas (OGA), promovió un plan de área, que reúne a varios operadores, que ofreció un paquete de licencias en su ronda complementaria 31t.

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JOG, en asociación con una serie de otras compañías, obtuvo esa licencia el año pasado. Los datos sísmicos 3D se adquirieron en el área en 2018 y el procesamiento está en curso.

El desafío es que los campos tienen diferentes propietarios, cada uno con sus propios obstáculos y factores económicos.

"En este momento, estamos en conversaciones con cada uno para facilitar el desarrollo", dijo Larcombe. “Está en la fase de selección de concepto. Estamos tratando de desafiar la convención ”, agregó.

"Estamos comenzando con una hoja en blanco y desafiando los diseños que nos han servido tan bien durante tantos años".

Otros mirando la electrificación también

El mes pasado, JOG acordó (re) adquirir la participación del 70% de Equinor en el descubrimiento de petróleo de Verbier, que también estaría vinculada al proyecto del área del Gran Buchan. Una vez a través de la selección de concepto, JOG ha dicho que buscaría agotar el proyecto para ayudarlo a avanzar en el plan.

El evento también escuchó a Laurent Parra, de Total, quien dijo que Total también estaba considerando la electrificación del centro Elgin / Franklin.

En otra sesión, Jeremy Summers de Atkins describió un estudio en el que había estado involucrado considerando la electrificación de los campos en el centro del Mar del Norte.

Se consideraron varias opciones y la más viable se vio como un cable HVDC de 200 km desde la costa, dijo, ayudando a descarbonizar las instalaciones en alta mar.

Sin embargo, también significaría construir una estación transformadora de superficie superior de 3.000 toneladas en alta mar, para permitir que la energía de CC se convierta en CA y se reduzca a los requisitos de energía de las plataformas.