Campo petrolífero de Johan Sverdrup
 | Este artículo utiliza URL simples , que no son informativas y son vulnerables a la pérdida de enlaces . ( Septiembre de 2022 ) |
| Campo de Johan Sverdrup | |
|---|---|
| País | Noruega |
| Región | Mar del Norte meridional |
| Ubicación | Escuela secundaria Utsira |
| Bloquear | 16/2 y 16/3 |
| Costa afuera/costa adentro | costa afuera |
| Coordenadas | 59°13′N 2°29′E / 59.22, -2.49 |
| Operador | Equinor |
| Fogonadura | Equinor Lundin Petroleum Total E&P Norge Petoro Aker BP |
| Historial de campo | |
| Descubrimiento | 2010 |
| Inicio de la producción | Octubre de 2019 |
| Año pico | 2023 |
| Producción | |
| Producción actual de petróleo | 755.000 barriles por día (~3,76 × 10 7 t/a) |
| Año de producción actual de petróleo | 2023 |
| Estimación de petróleo en el lugar | 2.800 millones de barriles (~3,8 × 10 8 t) |
El campo petrolífero Johan Sverdrup ( Sverdrup Field ) es un campo petrolífero en el Mar del Norte , a unos 140 kilómetros (87 mi) al oeste de Stavanger , Noruega. [1] El campo se encuentra en dos licencias de producción diferentes y consta de dos descubrimientos diferentes llamados Avaldsnes (donde Aker BP es el operador) y Aldous Major South (donde Statoil , ahora conocida como Equinor , es el operador). Cuando se reveló que estos descubrimientos constituían un solo campo, se le cambió el nombre a Johan Sverdrup en honor al padre del parlamentarismo noruego. El campo aún no se ha unificado entre las licencias de producción 501, 501B y 265. [2] Se espera que Johan Sverdrup contenga entre 1.900 y 3.000 millones de barriles (300 y 480 millones de metros cúbicos) de petróleo. [3] Según Statoil, [4] el campo está a una profundidad de agua de entre 110 y 120 metros y el yacimiento está a 1.900 metros de profundidad.
Desarrollo de campo
En marzo de 2012, tras la firma de un acuerdo previo a la unidad entre los diferentes licenciatarios, Statoil (ahora Equinor ) fue designada operadora operativa. La producción comenzó en 2019. [5] Originalmente, se estimó que la producción máxima sería de más de 500.000 barriles por día (79.000 m 3 /d), lo que lo convertirá con diferencia en el campo petrolífero de mayor producción del Mar del Norte cuando alcance su pico. Sin embargo, el campo superó continuamente esas expectativas originales y, como en junio de 2021, Equinor anuncia un nuevo aumento máximo de 720 a 755 mil bpd para la Fase 2. El petróleo producido en el campo se transportará por oleoductos a la refinería de Mongstad, donde se enviará y refinará.
La primera etapa de desarrollo, Fase 1, consistirá en un centro de campo de cuatro plataformas que producirá 440.000 barriles por día después de la puesta en marcha a fines de 2019. Su trabajo de ingeniería y diseño de primera línea fue adjudicado a Aker Solutions , a quien también se le adjudicó el contrato para la fase de ingeniería detallada en enero de 2015. [6] El trabajo de la cubierta de la plataforma para 3 plataformas (P1, DP y RP) fue adjudicado a Kværner construido en Verdal Yard cerca de Trondheim. Dragados fue adjudicado el contrato para la cubierta LQ que se construirá en España. [6]
El desarrollo del campo incluye un enlace de corriente continua de alto voltaje (HVDC) que suministrará electricidad al yacimiento petrolífero marino Johan Sverdrup desde la red terrestre. El suministro de energía desde la costa para hacer funcionar las plataformas petrolíferas, en lugar de utilizar generación local, reduce considerablemente las emisiones de CO2 de la producción. Esto no significa necesariamente una reducción de las emisiones totales de CO2. ABB diseñará , fabricará, suministrará y pondrá en funcionamiento el equipo para dos estaciones convertidoras HVDC de ±80 kilovoltios y 100 MW, utilizando tecnología de convertidores de fuente de voltaje (VSC). El yacimiento petrolífero Martin Linge también recibe suministro a través de Sverdrup.
El proyecto incluye la instalación, la supervisión y los servicios in situ. Una de las estaciones estará situada en tierra en Haugsneset, cerca de la planta de Statoil Kårstø en la costa oeste de Noruega, y la otra en la plataforma situada a 155 km al oeste de la costa noruega. Estudios posteriores examinarán si la energía HVDC puede suministrarse a otras plataformas en campos cercanos. Los primeros 100 MW entraron en funcionamiento en 2018, y otras fases de 100 MW comenzarán en 2023. [7]
La segunda fase se dedicará a la construcción de una quinta plataforma P2 capaz de procesar 220.000 barriles por día. Este contrato se adjudicó a Aibel y se construirá en su astillero de Haugesund ( Noruega). La electricidad se suministrará desde la costa mediante 62 km de cables marinos de 132 kV de corriente alterna. [8]
El 13 de febrero de 2015, Statoil anunció que procederá a desarrollar el campo Johan Sverdrup a pesar de los desacuerdos sobre las participaciones de propiedad con su compatriota noruego AkerBP . [9]
Producción
La producción de petróleo crudo de Noruega fue de 1,75 millones de barriles por día en febrero de 2020, un 26% más que hace un año gracias a la puesta en marcha del yacimiento petrolífero Johan Sverdrup.
En marzo de 2020, Equinor esperaba que Sverdrup alcanzara una producción diaria de 470.000 bpd a principios de mayo de 2020, frente a los 350.000 bpd de finales de 2019. [10] El coste de 83.000 millones de coronas noruegas se pagó en 2021. [11]
La producción alcanzó los 537.000 bpd en octubre de 2021. [12] Se esperaba que la producción aumentara a 755.000 bpd en 2022. [13] El campo alcanzó su objetivo de producción de meseta de 755.000 bpd en mayo de 2023. [14]
Contratistas
- Aker Solutions - ( plataformas de elevación FEED , RP y P1, y conexión offshore)
- Aibel - (FEED)
- Aibel - (Plataforma de Perforación DP)
- Aibel - (Plataforma de Producción Fase 2 P2)
- Dragados - (Chaqueta LQ)
- Kvaerner - (3 chaquetas y conexión en alta mar)
- Empresa conjunta Kvaerner & KBR (K2JV) (plataforma de servicios públicos y viviendas LQ)
- Energomontaż-Północ Gdynia SA
- Mitsui & Cía.
- Acero de Nippon y Sumitomo Metal (NSSMC)
- Wasco Coatings Malasia Sdn Bhd
- Saipem Ltd
Referencias
- ^ "El gigantesco yacimiento petrolífero Johan Sverdrup inicia la producción de la Fase 1 en Noruega | Exploración y Producción". www.ep.total.com . Archivado desde el original el 25 de octubre de 2020.
- ^ "Derfor kan Johan Sverdrup glippe para Statoil". 3 de febrero de 2014.
- ^ "Statoil apunta a un bajo costo de equilibrio y una alta tasa de recuperación en Johan Sverdrup". www.offshore-mag.com . 2 de enero de 2018 . Consultado el 5 de enero de 2018 .
- ^ Sitio web de Statoil sobre el campo Johan Sverdrup
- ^ Lundin Petroleum (10 de mayo de 2012). «Comunicado de prensa de Lundin Petroleum» . Consultado el 7 de junio de 2012 .
- ^ ab "Aker Solutions obtiene un contrato de ingeniería para el desarrollo de Johan Sverdrup". 22 de enero de 2015.
- ^ "La energía procedente de la costa comienza en Johan Sverdrup - Energy Northern Perspective". PR. 9 de octubre de 2018. Consultado el 31 de marzo de 2019 .
- ^ "NKT suministrará cables de alimentación de tierra para Equinor". Revista Offshore Engineer . 20 de mayo de 2019.
- ^ "Statoil aprueba el desarrollo del yacimiento Johan Sverdrup por 29.000 millones de dólares en disputa". Petro Global News . Consultado el 18 de febrero de 2015 .
- ^ "Noruega podría reducir su producción de petróleo si otros grandes productores llegan a un acuerdo", afirma el ministro. National Post .
- ^ Andersen, Ina (11 de febrero de 2021). "Sverdrup-feltet hasta 83 mil millones de dólares perdidos y más de 16 personas a la deriva". Tu.no (en noruego). Teknisk Ukeblad .
- ^ "El campo Sverdrup de Equinor ayuda a compensar la caída de la producción de petróleo en el extranjero en el tercer trimestre | S&P Global Platts". 27 de octubre de 2021.
- ^ https://www.oedigital.com/news/491727-norway-s-johan-sverdrup-blend-oil-steps-up-competition-to-russia-s-urals-in-europe. Archivado el 7 de noviembre de 2021 en Wayback Machine .
- ^ "Johan Sverdrup alcanza el objetivo de producción y se convierte en el favorito de los mercados de crudo europeos". 23 de mayo de 2023.
