Por Bojan Lepic – 28 de diciembre de 2022 (Rigzone)
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La producción del campo Njord operado por Equinor en el Mar de Noruega se reanudó el 27 de diciembre, luego de un proyecto de mejora en el que tanto la plataforma como el FSO se llevaron a tierra.
Equinor dijo en un comunicado que el campo estaba nuevamente en funcionamiento, lo que garantiza un suministro de energía seguro y estable a Europa.
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Tanto la plataforma como el FSO se han sometido a amplias actualizaciones y el proyecto tiene un contenido noruego de más del 90 por ciento. Aker Solutions ha tenido la responsabilidad principal de la ingeniería y actualización de la plataforma. Brevik Engineering ha llevado a cabo el trabajo de ingeniería del FSO, que ha sido actualizado por Aibel.
“Estoy orgulloso de que nosotros y nuestros socios, Wintershall Dea y Neptune Energy, ahora tengamos este proyecto verdaderamente único en la línea de meta. Esta es la primera vez que una plataforma y un FSO se desconectan del campo, se actualizan y se remolcan, y ahora hemos duplicado la vida útil del campo”.
“Ha sido un trabajo grande y desafiante, realizado en parte durante una pandemia, y quiero agradecer a todos los que han contribuido. El campo Njord ahora entregará volúmenes importantes al mercado durante otras dos décadas”, dice Geir Tungesvik, vicepresidente ejecutivo de Proyectos, Perforación y Adquisiciones de Equinor.
Las instalaciones de Njord, que entraron en funcionamiento en 1997, se diseñaron inicialmente para permanecer en funcionamiento hasta 2013. Sin embargo, quedaron grandes volúmenes en el suelo, además de descubrimientos cercanos, como Hyme que entró en funcionamiento en 2013, y otros que pueden ser producido y exportado a través de Njord.
La plataforma y el FSO desembarcaron en 2016 después de 19 años de producción. En 2017 y 2018 se han adjudicado contratos de mejora de las dos instalaciones. La plataforma Njord A se actualizó en Stord, donde se construyó en la década de 1990. El Njord Bravo FSO se inspeccionó antes de la actualización y se preparó para el remolque en Kristiansund, mientras que la renovación se llevó a cabo en Haugesund.
“Nuestra ambición es producir aproximadamente el mismo volumen de Njord y Hyme que hemos producido hasta ahora, más de 250 millones de barriles de petróleo equivalente”, dice Kjetil Hove, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción de Equinor en Noruega.
Vale la pena señalar que se perforarán 10 nuevos pozos en Njord desde una instalación de perforación mejorada. Además, se han realizado nuevos descubrimientos en los bordes exteriores del campo y se llevarán a cabo más exploraciones en el área circundante. La plataforma y FSO están preparados para recibir la producción de dos nuevos campos submarinos, Bauge y Fenja, con un total de 110 millones de barriles de recursos recuperables.
El Bauge operado por Equinor y el Fenja operado por Neptune se han desarrollado en paralelo con la mejora de las instalaciones de Njord.
“Esto es ilustrativo de nuestro trabajo estratégico en el NCS para extender la vida productiva de los campos y vincular nuevos descubrimientos a la infraestructura existente mientras se reduce la huella climática de la producción”, dice Hove.
Según los planes, el campo Njord recibirá energía desde la costa en unos pocos años a través de la plataforma Draugen en el Mar de Noruega y estará parcialmente electrificado. Esto reducirá las emisiones anuales de CO2 en unas 130.000 toneladas.
Equinor agregó que inicialmente se suponía que la producción del campo Njord se reanudaría hace dos años. Sin embargo, el proyecto de actualización ha sido más desafiante de lo esperado, y el proyecto se vio muy afectado por la pandemia de Covid-19.
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Esto también ha ejercido una presión al alza sobre los costos. El total de gastos de capital superó los $3.100 millones, en comparación con los $1.700 millones originales del plan de desarrollo y operación. Sin embargo, el proyecto es rentable con precios del petróleo mucho más bajos que los actuales.
Los licenciatarios de Njord son Wintershall Dea con una participación del 50 por ciento, el operador Equinor Energy, que posee el 27,5 por ciento, y Neptune Energy, que posee el 22,5 por ciento restante.
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