Campo de gas de Sleipner - Sleipner gas field
| Campo de gas de Sleipner | |
|---|---|
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  | |
| País | Noruega |
| Región | mar del Norte |
| Cuadra | 15/6, 15/8, 15/9 |
| Offshore / onshore | Costa afuera |
| Coordenadas | 58 ° 22'N 1 ° 55'E / 58.36 ° N 1.91 ° E Coordenadas : 58.36 ° N 1.91 ° E58 ° 22'N 1 ° 55'E / |
| Operador | Statoil |
| Socios | Statoil ExxonMobil Total SA |
| Historia de campo | |
| Descubrimiento | 1974 |
| Producción | |
| Producción actual de gas | 36 × 10 6 m 3 / d (1,3 × 10 9 pies cúbicos / d) |
| Año de producción actual de gas | 2005 |
| Gas estimado en el lugar | 51,6 × 10 9 m 3 (1,82 × 10 12 pies cúbicos) |
El campo de gas de Sleipner es un campo de gas natural en el bloque 15/9 del Mar del Norte , a unos 250 kilómetros (160 millas) al oeste de Stavanger , Noruega . Dos partes del campo están en producción, Sleipner West (probado en 1974) y Sleipner East (1981). El campo produce condensados de gas natural y petróleo ligero a partir de estructuras de arenisca a unos 2.500 metros (8.200 pies) por debajo del nivel del mar. Es operado por Equinor . El campo lleva el nombre del corcel Sleipnir en la mitología nórdica .
Reservas y producción
A fines de 2005, las reservas recuperables estimadas para los campos Sleipner West y East eran 51,6 mil millones de metros cúbicos de gas natural, 4,4 millones de toneladas (4,9 millones de toneladas cortas) de líquidos de gas natural y 3,9 millones de metros cúbicos de condensados. La producción diaria del campo en 2008 fue de 300 mil bbl (48 mil m 3 ) de equivalentes de petróleo por día, 36 millones de metros cúbicos de gas natural por día y 14.000 metros cúbicos de condensado por día. En un informe actualizado de 2017, la Dirección de Petróleo de Noruega estima que quedan en las reservas 2,72 millones de metros cúbicos de petróleo, 11,72 mil millones de metros cúbicos de gas natural, 0,67 millones de toneladas de líquidos de gas natural y 0,07 millones de metros cúbicos de condensados.
El campo Sleipner consta de cuatro plataformas. El campo está plantado con 18 pozos de producción. La plataforma Sleipner A está ubicada en Sleipner East y la plataforma Sleipner B está ubicada en Sleipner West. Sleipner B se opera de forma remota desde el Sleipner A a través de un cable umbilical . La plataforma de tratamiento de dióxido de carbono Sleipner T está conectada físicamente a la plataforma Sleipner A por un puente y a la plataforma de boca de pozo Sleipner B por una línea de flujo de dióxido de carbono de 12,5 kilómetros (7,8 millas). La plataforma Sleipner Riser, que sirve a los oleoductos Langeled y Zeepipe , está ubicada en el campo Sleipner East.
Proyecto de captura y almacenamiento de carbono
El campo Sleipner Vest (West) se utiliza como instalación para la captura y almacenamiento de carbono (CCS). Es la primera planta de CAC costa afuera del mundo, operativa desde el 15 de septiembre de 1996. El proyecto, en el año inicial, resultó inseguro debido a que la arena superior se hundía. Sin embargo, después de una nueva perforación y la instalación de una capa de grava en agosto de 1997, las operaciones de CCS fueron seguras. A partir de 2018, un millón de toneladas de CO
2 han sido transportados e inyectados en la formación anualmente desde 1996. El resumen del proyecto informa una capacidad de hasta 600 mil millones de toneladas (~ 660 mil millones de toneladas).
El campo Sleipner West tiene hasta un 9% de CO
2concentración; Noruega solo permite un 2,5% de CO
2antes de imponer sanciones a la calidad de la exportación y la producción, que pueden haber sido de NOK 1 millón / día (~ $ 120,000US / día). Los costos operativos son de US $ 17 / tonelada de CO
2inyectado, sin embargo, la empresa no paga el impuesto al carbono de Noruega de 1991 y recibe créditos de carbono en el sistema de comercio de emisiones de la UE . Antes del impuesto al carbono, las industrias emitían CO de mala calidad
2en la atmósfera. En un escenario de negocios como siempre , las emisiones de Noruega habrían tenido un aumento total del 3% durante 20 años si no fuera por el experimento de CAC. El dióxido de carbono se trata en la plataforma de tratamiento Sleipner T. Después de eso, el dióxido de carbono se transporta a la plataforma Sleipner A donde se inyecta en la formación Utsira a través de un pozo dedicado c. 1000 metros bajo el fondo del mar. Mediante el uso de métodos sísmicos y de gravedad de lapso de tiempo , el proyecto pionero de captura de carbono de Sleipner confirmó la viabilidad tecnológica de inyectar y medir CO
2en un reservorio costa afuera, así como la efectividad de mitigar las emisiones a través del almacenamiento estable. Para evitar posibles fugas que pueden resultar en peligros para la salud y destrucción ambiental, sobre el sitio de inyección de la Formación Utsira se encuentran 30 estaciones de gravedad del fondo marino para monitoreo bajo el título, Acuífero Salino CO
2Almacenamiento. Estos sitios monitorean la actividad microsísmica junto con las fuerzas gravitacionales y métricas de profundidad. La altura del fondo marino, la producción de gas natural y los cambios de marea determinan la gravedad medida.
Regulado explícitamente por la ley del petróleo de Noruega en diciembre de 2014 y en línea con la directiva 2009/31 / EC de la UE , los objetivos de monitoreo se enfocan en evaluar el movimiento de gas, la estabilidad de la carcasa y la efectividad de los escenarios de reparación en caso de fuga. De 2002 a 2005, las mediciones identificaron cambios verticales en los límites métricos establecidos, probablemente atribuidos a la erosión y la vida marina . Las simulaciones geoquímicas y de yacimientos in situ revelan una acumulación principal de CO
2bajo el sello de la tapa de la formación. Sin embargo, cuando las inyecciones finalmente se retiran de servicio, las simulaciones muestran una acumulación próxima al sello de la tapa en capas de arcilla saturadas con arena, lo que resultará en una captura de solubilidad. Esta captura de solubilidad, causada por las múltiples capas de arcilla y arena, evita que el CO
2de elevarse más allá y finalmente se convertirá en un atrapamiento de minerales en el sustrato. Además, el flujo de agua subterránea facilita una mejor distribución de los gases y la despresurización, lo que reduce el riesgo de fugas. La reacción de composición de la mezcla de arcilla, arena y carbono es el factor determinante de la estabilidad a largo plazo en el proyecto Sleipner CCS. A partir de 2007, las mediciones de las estaciones de gravedad revelaron que la inyección de CO
2 en la Formación Utsira no ha resultado en ninguna actividad sísmica notable y que no ha habido fugas de dióxido de carbono en los últimos 10 años.
El operador de gasoductos de gas natural, Gassco, había propuesto construir un gasoducto de dióxido de carbono de 240 kilómetros (150 millas) desde Kårstø para transportar dióxido de carbono desde la central eléctrica de Kårstø ahora fuera de servicio . Mientras que las tuberías de inyección no sucumben a la oxidación al transportar CO
2, las tuberías de transporte experimentan bajas temperaturas y altas presiones, lo que da lugar a la formación de rocío y, posteriormente, a la oxidación.
Formación Mioceno Utsira
La Formación Mioceno Utsira es un gran acuífero con un sello de arcilla estable en capas. Distribuidos en múltiples fases como resultado de las variaciones del nivel del mar causadas por eventos glaciales en el período Plioceno , los depósitos se remontan al Mioceno tardío / Plioceno temprano al Pleistoceno temprano , determinados por la palinología . Los depósitos de arena deltaicos del Plioceno superior cubren la formación con las arenas superiores más altas ubicadas aproximadamente a 150 metros por debajo del nivel del mar. Medida con datos sísmicos 3D , la arenisca de Utsira se encuentra debajo de 800-1000 metros de sedimento bajo el mar con un espesor máximo de más de 300 metros. El Utsira se extiende 450 kilómetros de norte a sur y 90 kilómetros de este a oeste. En el norte y el sur se encuentran sistemas de arena profunda, mientras que en la región media, depósitos más delgados cubren el lecho marino. El área de Tampen, ubicada en la región más al norte, contiene depósitos magros de arena glauconítica .