La terminal de petróleo de Flotta es una importante instalación de recepción, procesamiento, almacenamiento y exportación de petróleo crudo en la isla de Flotta , en el sur de Scapa Flow en las Islas Orcadas. Recibe y procesa petróleo crudo entregado por un oleoducto submarino desde las plataformas Piper, Claymore, Tartan y Golden Eagle y campos asociados. La terminal incluye instalaciones para la exportación de petróleo crudo estabilizado (y gases de petróleo licuados anteriormente) por buque tanque.
País | Escocia, Reino Unido |
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Ciudad | Flotta Orkney |
Coordenadas | 58 ° 20 '22 ”N 03 ° 06' 24” O |
Detalles de la refinería | |
Operador | Occidental (1974-1991), Elf Enterprises (1991-2000), Repsol Sinopec Resources UK Limited (desde 2000) |
Propietario (s) | Occidental (1974-1991), Elf Enterprises (1991-2000), Repsol Sinopec Resources UK Limited (desde 2000) |
Oficial | 1976 |
Capacidad | 375.000 barriles / día (2017) |
No. de empleados | 275 (en 1987), 200 (en 1995) |
Historia
El campo petrolero Piper fue descubierto por el Grupo Occidental en enero de 1973 y el campo Claymore adyacente en mayo de 1974. [1] Occidental consideró una serie de opciones para exportar petróleo desde las instalaciones planificadas, que incluían la carga en alta mar y los oleoductos hasta la costa. Se consideraron nueve sitios potenciales en tierra para la terminal del oleoducto. [1] Se seleccionó la isla de Flotta porque cumplía con las necesidades operativas y minimizaba el impacto en el medio ambiente natural.
La Autoridad de Planificación dio su consentimiento para la planificación en enero de 1974 para la fase 1 del desarrollo del campo Piper. [1] La terminal (coordenadas 58 ° 20 '22 ”N 03 ° 06' 24” W) recibió petróleo crudo 'vivo' de Piper Alpha a través de un oleoducto troncal de 125 millas (210 km) de 30 pulgadas de diámetro. Las instalaciones de Flotta incluían una planta para estabilizar el crudo hasta 250.000 barriles / día; tanques de almacenaje; e instalaciones de carga de buques estabilizados de gas crudo y licuado de petróleo (GLP).
La Fase 2, para dar cabida al procesamiento de petróleo del campo Claymore, se concedió en el verano de 1976 y comprendió plantas y tanques adicionales. El costo de la terminal de Flotta fue de unos 240 millones de dólares (precios de 1978). [1] El costo total de la terminal y las tuberías asociadas se estimó en 1984 en $ 650 millones (precios de 1984). [2]
La planta
La fase 1 del desarrollo de la terminal de Flotta incluyó: [1]
- Instalaciones de recepción de tuberías que incluyen un receptor de cerdos
- Cinco tanques de almacenamiento de petróleo crudo con techo flotante con capacidad para 500.000 barriles
- Dos trenes de proceso de estabilización cada uno con una capacidad de 125.000 barriles / día
- Instalaciones de almacenamiento y transferencia de propano
- Dos torres de amarre de un solo punto en Scapa Flow para camiones cisterna de hasta 200.000 toneladas de peso muerto (DWT), con líneas de carga de 48 pulgadas de diámetro
- Muelle de GLP capaz de entregar buques de hasta 30.000 DWT
- Sistema de bengalas
- Tratamiento y eliminación de agua de lastre , líneas de deslastrado de 36 pulgadas y línea de eliminación de 36 pulgadas de diámetro
- Servicios públicos: generación de energía, agua contra incendios, aire de instrumentación, gas inerte, fuel oil, aceite caliente, agua potable, aguas residuales, tratamiento de aguas residuales.
Bechtel International Limited se encargó de la ingeniería, las adquisiciones y la construcción . Turiff Taylor Tarmac fue el contratista de construcción general. Motherwell Bridge Engineering fue responsable de los tanques de almacenamiento de petróleo crudo, tanques de GLP, tanques de desalación, sistema de antorcha y sistema de agua contra incendios. NATCO fue responsable del diseño de los equipos de proceso. [1]
La fase 1 de la terminal de Flotta se completó en la Navidad de 1976 y comenzaron las operaciones de procesamiento de petróleo.
Se otorgó permiso para extender la planta (fase 2) en el verano de 1976 para acomodar el flujo adicional de petróleo crudo exportado desde Claymore a través del oleoducto Piper to Flotta. La fase 2 incluyó: [1]
- Dos tanques de techo flotante de 1.000.000 de barriles de capacidad
- Dos trenes de estabilización de aceite de proceso adicionales
- Mejorando el muelle de GLP para manejar 120.000 camiones cisterna DWT
La adquisición de ingeniería y la construcción fueron realizadas por Occidental Engineering Company. Motherwell Bridge Engineering construyó los tanques. La Fase 2 se completó a fines de 1977. Para el verano de 1978, se completó el diseño de jardines de la terminal. [1]
Operaciones
Oleoductos Flotta
El sistema de oleoductos de Flotta comprende las siguientes líneas. [3] [2] [4]
Desde - Hasta | Longitud, millas | Diámetro, pulgadas | Año encargado |
---|---|---|---|
Piper A - Flotta | 130 | 30 | 1976 |
Claymore - Claymore TEE en la línea troncal de Piper a Flotta | 8 | 30 | 1977 |
Tartán - Claymore | 17 | 24 | 1980 |
Scapa - Claymore | 3 | 10 | 1985 |
Petronella - Tartán | 6 | 8 | 1986 |
Highlander - Tartán | 9 | 12 | 1985 |
Rob Roy e Ivanhoe - Claymore | 25 | 14 | 1989 |
Hamish - Rob Roy | 1990 | ||
Chanter - Piper B | 7 | 6 | 1993 |
Piper B - Corbata Claymore | 20 | 30 | 1993 |
Saltire - Piper B | 4 | 10 | 1993 |
Iona - Saltire | 1997 | ||
MacCulloch (Productor del Norte) - Piper B | 22 | 10 | 1997 |
Cocina - Tartán | 9 | 10 | 1998/2007 |
Tweedsmuir - Piper B | 34 | 6 | 2007 |
Duart - Tartán | 5 | 8 | 2007 |
Águila real - Claymore | 49 | 14 | 2014 |
La especificación de entrada de petróleo al oleoducto de Piper a Flotta y, por lo tanto, a la terminal de Flotta se muestra en la tabla. [5]
Parámetro | Valor |
---|---|
° Gravedad API | 30 hasta 40 |
Agua | 2% volumen |
Sedimento base | 0,05% vol. |
Viscosidad a 25 ° C | 10 cP |
Punto de fluidez | –3 ° C |
Contenido de cera | 6% peso |
Presión de vapor verdadera a 100 ° F | 120 psia |
Azufre total | 1% en peso |
H 2 S | 1 ppm en peso |
CO 2 | 0,25% mol |
Índice de acidez total | 0,05 mg de KOH / g |
Níquel | 4 ppm en peso |
Vanadio | 8 ppm en peso |
Mercurio | 0,35 ppb en peso |
Procesando
El petróleo crudo vivo desde el oleoducto Piper a Flotta se dirige a uno o más de los cuatro trenes estabilizadores de 125.000 barriles / día. [1] Los trenes incluyen dos etapas de desalación para eliminar la sal y el agua del aceite. El aceite se calienta y entra en las torres estabilizadoras donde hierven las fracciones más ligeras. El crudo estabilizado de la base de los estabilizadores se envía a los tanques de almacenamiento de crudo.
Los extremos de luz de la parte superior del estabilizador se comprimen y fluyen hacia el desmetanizador. El metano y el etano se eliminan de la parte superior del recipiente y se utilizan como gas combustible y el excedente se quema en la antorcha. [1] La tasa de quema en 1993 fue de 40.000 m 3 / día o 1.460.000 pies cúbicos / día. [3] Los extremos pesados de la base del desmetanizador se enrutaron al desetanizador y luego al despropanizador. El propano de la parte superior del despropanizador se enfrió y licuó y se almacenó a –40 ° C en dos tanques aislados con capacidad para 100.000 barriles. El butano y cualquier extremo de la parte inferior del despropanizador se mezclan con el crudo estabilizado. [1]
El crudo estabilizado típicamente tenía las siguientes propiedades. [5]
Parámetro | Valor |
---|---|
Densidad a 15 ° C | 0,8412 kg / m 3 |
Gravedad API | API de 36,64 ° |
Azufre total | 0,66% en peso |
Sales totales | 2,4 libras de NaCl / 1000 bbl |
Contenido de agua | 0,03% en peso |
Presión de vapor de Reid | 9,61 psi |
El petróleo crudo estabilizado de los tanques de almacenamiento se envió a través de líneas de 48 pulgadas de diámetro a cualquiera de los amarres de un solo punto (SPM) en Scapa Flow o al muelle. Se cargó GLP en el embarcadero. [1] [6]
La tasa de carga de SPM fue de 50.000 BPH. El muelle tenía una tasa de carga de aceite de 80.000 BPH. [5]
El agua de lastre de los camiones cisterna se bombeó a un tanque de almacenamiento de 500.000 barriles. Se trató en una unidad de flotación antes de descargarlo a través de una tubería de 1,5 millas de 36 pulgadas de diámetro en las turbulentas aguas del Pentland Firth para ayudar a la dispersión. [1]
La producción máxima fue de 421.590 barriles / día el 4 de noviembre de 1978. [7]
Propiedad
El Grupo Occidental inicial estaba compuesto por: Occidental of Britain Incorporated, Allied Chemicals (Great Britain) Limited, Thomson North Sea Limited y Getty Oil Britain Limited. [1]
En 1984 el Consorcio Occidental estaba integrado por Occidental Petroleum (Caledonia) Limited, 36,50%; Texaco Britain Limited, 23,50%; International Thomson plc, 20,00%; Union Texas Petroleum Limited, 20,00%. [2]
Tras el desastre de Piper Alpha en julio de 1988, Elf Enterprises Caledonia Limited y sus socios asumieron la propiedad del oleoducto y la terminal de Flotta. [3]
Repsol Sinopec Resources UK Limited se convirtió en el principal accionista y operador en mayo de 2000. [5]
Desarrollos
Tras la puesta en servicio de Piper Alpha en diciembre de 1976, se produjeron los siguientes desarrollos.
- La plataforma Claymore entró en funcionamiento el 14 de noviembre de 1977, la producción de petróleo se realizó a través de un TEE en la línea troncal de Piper Alpha a Flotta. [4]
- La plataforma Tartan comenzó la producción de Flotta en 1981 a través de la instalación Claymore.
Al 31 de diciembre de 1984 se habían procesado 883 millones de barriles de petróleo en Flotta y se habían cargado 1.554 petroleros. [2]
Los siguientes campos que producen para el sistema Flotta se desarrollaron a mediados de la década de 1980. [2]
Campo | Instalación | Producción a | Tasa de producción de petróleo, millones de toneladas / año | Año encargado |
---|---|---|---|---|
montañés | Submarino | Tartán | 1.4 | 1985 |
Scapa | Submarino | Casa antigua | 1,4 + 0,01 LGN | 1985 |
Petronella | Submarino | Tartán | 0,6 | 1986 |
El desastre de Piper Alpha ocurrió el 6 de julio de 1988. [8] La producción desde y a través de Piper cesó.
Los siguientes campos, que producen según el sistema Flotta, se desarrollaron a partir de 1989. [3] [2] [7]
Campo | Instalación | Producción a | Tasa de producción de petróleo, millones de toneladas / año | Año encargado |
---|---|---|---|---|
Rob Roy | Submarino | Casa antigua | 1,7 | 1989, clausurado [9] |
Ivanhoe | Submarino | Casa antigua | 1.3 | 1989, clausurado [9] |
Hamish | Submarino | Rob Roy | 0,1 | 1990, clausurado [9] |
Piper Bravo | Plataforma | Flotta vía Claymore empate | 4.5 | 1993 |
Cantor | Submarino | Piper B | 0,2 + 0,2 condensado | 1993 |
Saltire | Plataforma | Piper B | 2,3 + 0,10 LGN | 1993 |
Iona | Submarino | Saltire | 0,05 + 0,006 LGN | 1997 |
MacCulloch | Semisumergible (Northern Producer) / Submarino | Piper B | 2.9 | 1997, clausurado [10] |
Galera | Semisumergible (AH001) / Submarino | Tartán | 35.000 bbl / d | 1998 y 2007 |
Tweedsmuir | Submarino | Piper B | 2007 | |
Duart | Submarino | Tartán | 6.000 bbl / d | 2007 |
Águila dorada | Plataforma | Casa antigua | 70.000 bbl / d | 2014 |
El desarrollo de Golden Eagle duplicó efectivamente la producción a través de la terminal de Flotta. [7]
Para 2017, 40 años después de su puesta en servicio, se habían procesado 2.600 millones de barriles de petróleo a través de la terminal de Flotta. [7]
Para 2017, uno de los trenes estabilizadores había sido desmantelado. Los tres trenes restantes tenían una capacidad combinada de 375.000 barriles / día. [2]
Para 2017, los volúmenes de gas eran insuficientes para viabilizar económicamente la operación de la planta de gas. Hubo una propuesta para desmantelar el sistema. El gas de los estabilizadores se utilizó para generar electricidad y como gas combustible en los calentadores de aceite caliente. [2]
Los amarres de punto único se han suspendido y no están operativos. [2] [6]
Tal como opera actualmente (2020), la terminal solo exporta crudo estabilizado a través de petroleros cargados en el muelle. En 2016, 50 camiones cisterna visitaron la terminal. [7]
Ver también
- Petróleo del Mar del Norte
- Terminal de aceite
- Terminal de Sullom Voe
- Terminal petrolera de Teesside
- Terminales petroleras en el Reino Unido
- Lista de campos de petróleo y gas en el Mar del Norte
Referencias
- ↑ a b c d e f g h i j k l m n Duggan, PC (1978). Terminales en tierra: petróleo en una guía de la tecnología de petróleo y gas del Mar del Norte . Londres: Heyden & Son. págs. 138-148. ISBN 0855013168.
- ^ a b c d e f g h yo "Terminal de manipulación de petróleo de Flotta Orkney" (PDF) . 1987 . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ a b c d Departamento de Comercio e Industria (1994). El Informe Energético . Londres: HMSO. ISBN 0115153802.
- ^ a b "La historia del sistema de tuberías Piper-Claymore-Flotta" . onepetro . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ a b c d "Repsol Sinopec Resources UK Flotta Terminal" (PDF) . Repsol . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ a b "Terminal petrolera de Orkney Harbors Flotta" . Puertos de las Orcadas . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ a b c d e "La terminal de Repsol Sinopec Resources UK Flotta cumple 40 años de servicio en el Mar del Norte" . Repsol . 13 de septiembre de 2017 . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ Más, Charles (2009). Black Gold: Gran Bretaña y el petróleo en el siglo XX . Londres: Continuum. págs. 166–7. ISBN 9781847250438.
- ^ a b c "Programas de desmantelamiento de campos de Ivanhoe y Rob Roy" (PDF) . Consultado el 28 de septiembre de 2020 .
- ^ "Desmantelamiento de MacCulloch" (PDF) . Consultado el 30 de septiembre de 2020 .