El campo petrolífero de Clair es un campo petrolífero en alta mar en aguas territoriales escocesas 75 kilómetros (47 millas) al oeste de Shetland en profundidades de agua de hasta 140 metros (460 pies). Se extiende sobre un área de unos 220 kilómetros cuadrados (85 millas cuadradas), cubriendo cinco bloques de licencias . [1]
Campo petrolífero de Clair | |
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País | Escocia |
Región | Aguas territoriales escocesas |
Localización | Al oeste de Shetland |
Cuadra | 206/7; 206/8; 206/9; 206/12; 206/15 |
Offshore / onshore | costa afuera |
Coordenadas | 60 ° 45'N 2 ° 24'W / 60.750 ° N 2.400 ° WCoordenadas : 60 ° 45'N 2 ° 24'W / 60.750 ° N 2.400 ° W |
Operador | BP |
Socios | BP ConocoPhillips Chevron Corporation Royal Dutch Shell Amerada Hess |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1977 |
Inicio del desarrollo | 2001 |
Inicio de la producción | 2005 |
Producción | |
Aceite estimado en su lugar | 8.000 millones de barriles (~ 1,1 × 10 9 t) |
Produciendo formaciones | Arenisca continental del Devónico al Carbonífero |
Historia
El yacimiento de Clair fue descubierto en 1977, con el pozo de exploración # 206 / 8-1a penetrando una columna de petróleo de 568 metros (1.864 pies) en una secuencia gruesa de arenisca continental del Devónico al Carbonífero . En la década de 1980 se perforaron diez pozos de evaluación. Esta actividad demostró que la estructura se extendía a un área de unos 400 kilómetros cuadrados (150 millas cuadradas) con petróleo estático en el lugar, aunque no pudo confirmar la presencia de reservas económicamente recuperables. Se perforaron dos pozos más en 1991, dos en 1992 y uno en 1995. Dos de estos pozos (206 / 8-8 y 206 / 8-9z) demostraron el potencial de tasas de flujo comerciales, pero no se produjeron durante el tiempo suficiente para dar confianza. en la capacidad de entrega del yacimiento a largo plazo. [ cita requerida ]
En 1996 hubo un gran avance en la perforación y prueba de pozos extendidos (EWT) del pozo # 206 / 8-10z. El EWT fue seguido por el desvío de un pozo compensado hacia el sumidero de presión creado por el EWT. Los resultados de las pruebas de pozos de 1996 establecieron el alcance para el programa de perforación de 1997 y despertaron el interés en una primera fase de desarrollo. En 1997 se perforaron otros dos pozos para evaluar los segmentos 'Graben' y '3A' para reducir la incertidumbre en estas áreas adyacentes al área del núcleo. [ cita requerida ]
En mayo de 1997, los socios de Clair acordaron desarrollar conjuntamente el campo. BP fue nombrado operador y coordinador del programa. En 2001 se aprobó un plan de desarrollo que representa una inversión de 650 millones de libras esterlinas por parte de BP y sus cuatro socios en el proyecto: ConocoPhilips, Chevron, Enterprise y Amerada Hess. Las instalaciones de producción se instalaron en 2004. La primera etapa del desarrollo se inauguró el 23 de febrero de 2005. [2]
Desarrollo
La primera fase de desarrollo apunta a los segmentos 'Core', 'Graben' y 'Horst' del área sur del embalse, que tienen 1,75 mil millones de barriles (278 × 10 6 m 3 ), de los cuales 250 millones de barriles (40 × 10 6 m 3 ) se pueden recuperar. [1] [3] El plan de desarrollo incluye la perforación de 15 pozos productores, ocho inyectores de agua y un pozo de reinyección de cortes de perforación. Se espera que la producción de meseta sea de 60.000 bbl / d (9.500 m 3 / d) de petróleo y 20 millones de pies cúbicos por día (570 × 10 3 m 3 / d) de gas.
Mustang Engineering , subsidiaria de Noble Corporation y Wood , parte del Wood Group , ganó el contrato para la carga frontal . Propusieron una sola chaqueta de acero con una plataforma superior integrada con instalaciones de procesamiento, alojamiento y una plataforma de perforación modular separada. La camisa de acero de Clair está ubicada sobre el pozo 206 / 8-10z existente. La chaqueta es una estructura de acero de cuatro patas con una altura de aproximadamente 165 metros (541 pies). En su base, la chaqueta mide 45 por 50 metros (148 por 164 pies), tiene una altura de 169 metros (554 pies) y un peso total de 8.800 toneladas. Tanto la chaqueta como las superficies superiores están diseñadas para la fabricación, el transporte y la instalación como elevadores individuales completamente integrados (máximo 10.500t) que requieren acceso a los recipientes con capacidad de levantamiento más pesados del mercado de instalación. BP adjudicó el contrato para la fabricación de la chaqueta de la plataforma a Aker Verdal . [1]
El contrato para la construcción de las cubiertas de la plataforma fue adjudicado a AMEC . [3] Hay instalaciones de procesamiento adicionales para la generación de energía en alta mar , inyección de agua, reinyección de agua producida y recortes, eliminación de excedentes de gas (exportación o reinyección) y recuperación de gas de antorcha . Se proporciona levantamiento artificial para todos los pozos productores con la opción de bombas sumergibles eléctricas (ESP) para futuras intervenciones de pozos. Las operaciones contarán con operaciones simultáneas de intervención en pozos de perforación y tubería helicoidal (SIMOPS). La plataforma superior (incluida la pluma de bengala) pesa 10.700 toneladas. [1]
Los fluidos de pozo se tratan primero en dos trenes de separación paralelos. [4] Después de calentar los fluidos del pozo se separan en tres fases (petróleo, gas y agua producida) en los dos separadores paralelos de alta presión (HP). El aceite de los separadores de alta presión se calienta más y pasa a los dos separadores de baja presión (LP) trifásicos paralelos. Luego, el aceite fluye a los dos coalescedores electrostáticos paralelos que separan aún más el agua de las corrientes de aceite. El petróleo se enfría y fluye a las bombas de exportación de petróleo, luego a través del patín de medición de petróleo y al oleoducto de exportación de petróleo. Aunque hay dos trenes de separación, solo hay un tren de compresión de gas común. El gas de los separadores LP se comprime en la unidad de recuperación de vapor y se mezcla con el gas de los separadores HP. La corriente combinada se comprime en los compresores LP y luego MP (presión media). El gas se deshidrata por contacto a contracorriente con glicol en el contactor de glicol. La corriente de gas seco se utiliza como gas combustible en la plataforma. El gas restante se comprime aún más en el compresor HP, se utiliza como gas de elevación en los pozos de producción de petróleo o, después de la medición de gas, se exporta a través del gasoducto de exportación. El agua producida por el tren de separación se trata y fluye hacia los cabezales de los pozos de inyección de agua. [4]
El contrato para construir los módulos de alojamiento fue adjudicado a Leirvik Module Technology. El contrato de alojamiento implica la fabricación de las viviendas y el edificio de servicios que tienen un peso de 1000 toneladas. El contrato para el contrato de fabricación de la plataforma de perforación se adjudicó a Heerema Hartlepool. El alcance del trabajo de fabricación incorpora la fabricación de un módulo Derrick Equipment Set (DES), con subestructura y base deslizante y un Módulo de soporte de perforación (DSM). El trabajo incluye la instalación de equipos y la puesta en marcha ampliada y los módulos pesan aproximadamente 2000t y 2400t respectivamente. Toda la estructura tiene una vida útil de 25 años. [1]
Una fase de desarrollo adicional, llamada 'Clair Ridge', tiene como objetivo desarrollar otras áreas del campo con más plataformas fijas. El campo contiene un estimado de 8 mil millones de barriles de petróleo, con una producción estimada de 120,000 barriles por día en niveles máximos. [3]
El gobierno del Reino Unido aprobó el desarrollo de Clair Ridge £ 4.5 mil millones en octubre de 2011 [5] y la producción está programada para comenzar en 2016 y continuar hasta 2050. [6] El proyecto implica la construcción de un puente de plataforma de perforación y producción vinculado a una vida plataforma de cuartos y servicios públicos, con ductos para transportar el petróleo y el gas producidos a la Terminal Sullom Voe . BP y sus socios adjudicaron a AMEC el contrato para la ingeniería y la gestión del proyecto para el diseño de la plataforma principal, [7] con Kværner construyendo las cubiertas de la plataforma y Hyundai Heavy Industries construyendo las superficies superiores. Subsea 7 fabricó e instaló las tuberías, [8] [9] Alphastrut diseñó y suministró un piso de acceso elevado de aluminio y un sistema de contención de cables de techo que ahorra peso, [10] [11] Gordon Engineering diseñó y fabricó el sistema de reabastecimiento de combustible para helicópteros [12] y Bifab fabricó el boom de bengalas. [13] MTE (Mech-Tool Engineering Limited) diseñó y fabricó muros de explosión externos, muros cortafuegos y sistemas de conductos HVAC clasificados para explosiones [14]
En junio de 2013, las cubiertas de la plataforma Clair Ridge salieron del Verdal Yard de Kværner en Noruega [15] y se instalaron con éxito en agosto de 2013. [16] El primer aceite se anunció el 23 de noviembre de 2018. [17]
En marzo de 2013, BP anunció que la asociación comenzaría un programa de evaluación de dos años para explorar una tercera fase del desarrollo del campo Clair. [18] Se adjudicó un contrato a Aker Solutions en noviembre de 2018 para los servicios de ingeniería asociados con este proyecto que ahora se conoce como Clair South. [19]
Socios
The Clair Partnership se compone de cuatro socios con las siguientes participaciones de capital fijo:
- BP - 45,1%
- ConocoPhillips - 7.5%
- Chevron Corporation - 19,4%
- Royal Dutch Shell : 28% (incluido el interés del 9,3% obtenido de Hess en un canje en 2009) [20]
En julio de 2018, BP aumentó su participación al 45,1% al adquirir una participación del 16,5% de ConocoPhillips. [21]
Referencias
- ^ a b c d e "Clair Field, Shetlands, Reino Unido" . Tecnología Offshore . Net Resources International . Consultado el 1 de julio de 2010 . Los cinco bloques de licencias fueron 206/7, 206/8, 206/9, 206/12 y 206/15.
- ^ "Inauguración de BP Clair Field" . OilVoice. 23 de febrero de 2005 . Consultado el 1 de julio de 2010 .
- ^ a b c Ferguson, James (4 de marzo de 2013). "AMEC obtuvo un contrato de 68 millones de libras esterlinas" . Noticias de la tarde de Manchester .
- ^ a b Esquema de descripción general del proceso, sin fecha
- ^ http://www.bp.com/en/global/corporate/press/press-releases/4-5-billion-clair-ridge-project-receives-approval-for-development.html [ URL desnuda ]
- ^ http://www.offshore-technology.com/projects/clair-ridge-project-shetlands/ [ URL desnuda ]
- ^ http://www.offshoreenergytoday.com/uk-amec-wins-clair-ridge-design-gig/ [ URL desnuda ]
- ^ http://www.offshore-mag.com/articles/2012/02/subsea-7-lands-bp-clair-ridge-pipe-connections.html [ URL desnuda ]
- ^ http://www.subsea7.com/content/dam/subsea7/documents/whatwedo/projects/northseaandcanada/BPClairRidge.pdf [ URL desnuda ]
- ^ http://www.oedigital.com/component/k2/item/7784-alphastrut-completes-bp-north-sea-contract [ URL desnuda ]
- ^ http://www.alphastrut.com/news/alphastrut-completes-seven-figure-north-sea-contract [ URL desnuda ]
- ^ "Copia archivada" . Archivado desde el original el 13 de febrero de 2015 . Consultado el 20 de febrero de 2015 .Mantenimiento de CS1: copia archivada como título ( enlace )
- ^ http://www.thecourier.co.uk/business/news/bifab-pick-up-4-million-clair-ridge-boom-contract-1.308976 [ URL desnuda ]
- ^ "Copia archivada" . Archivado desde el original el 4 de marzo de 2016 . Consultado el 8 de marzo de 2015 .Mantenimiento de CS1: copia archivada como título ( enlace )
- ^ http://www.offshoreenergytoday.com/gallery-clair-ridge-jacket-leaves-kvaerners-verdal-yard-norway/ [ URL desnuda ]
- ^ https://www.bbc.co.uk/news/uk-scotland-north-east-orkney-shetland-23681061 [ URL desnuda ]
- ^ https://www.energyvoice.com/oilandgas/north-sea/186750/major-milestone-as-bp-hits-clair-ridge-first-oil/ [ URL desnuda ]
- ^ Comunicado de prensa de BP 28 de marzo de 2013. Programa de evaluación de Greater Clair aprobado Archivado el 1 de abril de 2013 en la Wayback Machine.
- ^ https://www.energyvoice.com/oilandgas/north-sea/188563/aker-solutions-confirms-clair-south-contract-award-from-bp/ [ URL desnuda ]
- ^ Personal, offshoretechnology.com 22 de diciembre de 2009 Shell y Hess acuerdan un intercambio de activos estratégicos
- ^ offshoreenergytoday.com 21 de diciembre de 2018 BP aumenta la participación de Clair después de cerrar el trato de ConocoPhillips
Ver también
- Campos petroleros operados por BP