El campo petrolífero de Hutton , ubicado en la plataforma continental del Reino Unido , fue la ubicación de la primera plataforma Tension Leg Platform (TLP) de producción .
Campo petrolífero de Hutton | |
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País | Escocia , Reino Unido |
Región | mar del Norte |
Localización | Cuenca de las Shetland del este |
Offshore / onshore | Costa afuera |
Coordenadas | 60 ° 17′42 ″ N 1 ° 55′34 ″ E / 60.295 ° N 1.926 ° ECoordenadas : 60 ° 17′42 ″ N 1 ° 55′34 ″ E / 60.295 ° N 1.926 ° E |
Operador | ConocoPhillips |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1973 |
Historia
El campo petrolífero de Hutton está situado en la cuenca de las Shetland del este en el Mar del Norte del Reino Unido en el lado occidental de Viking Graben. Se extiende a ambos lados de los bloques del Reino Unido 211/27 y 211/28. El campo fue descubierto en julio de 1973 por el pozo ConocoPhillips 211/28-la y fue operado por Conoco (UK) Limited. El campo lleva el nombre de James Hutton , un geólogo del siglo XVIII, conocido como el padre de la geología. [1]
Geología
La estructura comprende una serie de bloques de falla inclinados hacia el suroeste. Las areniscas del yacimiento son del Jurásico Medio y fueron depositadas como resultado de la progradación deltaica en el área de Hutton. Las areniscas petroleras del Grupo Brent varían en espesor de 150 pies a 380 pies con porosidades promedio de 22% y permeabilidades de 500-2000 md en las zonas productoras. Las reservas recuperables originales se estimaron en 190 millones de barriles, de los cuales el campo ha producido 107 millones de barriles en 1991. [2]
Producción
La producción del campo comenzó en agosto de 1984 y aumentó rápidamente a un pico en 1986 con un valor de producción anual total de 34 millones de barriles (5,4 millones de metros cúbicos ). [3] Esto luego disminuyó de manera alarmante y se estabilizó un poco con la introducción de la inyección de agua. [4] Para 1995, las tasas de producción estaban cayendo una vez más con poco más de 1 millón de bbl (160 mil m 3 ) producidos durante los primeros cinco meses de 2001. El campo se retiró en el verano de 2001 habiendo producido aproximadamente 265 millones de bbl (42,1 millones de m 3). ) durante su vida útil, superando las estimaciones iniciales de 190 millones de bbl (30 millones de m 3 ) de petróleo recuperable. [4] [3]
Instalaciones
Vickers Offshore (Proyectos y Desarrollos), había estado trabajando en el Concepto TLP desde 1974. El diseño de las cubiertas de Hutton fue otorgado en 1981 a Brown & Root . La parte superior integrada se construyó en el astillero McDermott Ardersier en Escocia y el casco en el astillero HiFab Nigg . Hutton TLP fue instalado en 1984 por Aker Offshore . [5] Fue la primera plataforma de pierna de tensión amarrada permanentemente al fondo del mar mediante ataduras o tendones en cada una de las esquinas de la estructura. [6] Las correas se pueden quitar y reemplazar utilizando una innovadora grúa polar ubicada en la parte superior de las cuatro columnas de las esquinas.
El Hutton TLP fue diseñado originalmente para una vida útil de 25 años en la profundidad del Mar del Norte de 100 a 1000 metros. Tenía 16 patas de tensión. Su peso variaba entre 46.500 y 55.000 toneladas cuando estaba amarrado al fondo marino, pero hasta 61.580 toneladas cuando flotaba libremente. [7] El área total de su vivienda era de unos 3.500 metros cuadrados y tenía capacidad para 100 cabañas, aunque solo se necesitaban 40 personas para mantener la estructura en su lugar. [7]
En el momento de la clausura, el campo estaba a cargo de Kerr-McGee . La plataforma TLP se eliminó para su reutilización fuera del Reino Unido cuando la plataforma fue comprada por Sevmorneftegaz, una subsidiaria de Gazprom , en agosto de 2002, y después de que el gobierno del Reino Unido aceptara su programa de desmantelamiento. [8]
La plataforma flotante fue remolcada a Murmansk en Rusia, donde las instalaciones superiores y el casco principal fueron demolidas. Posteriormente, las superficies superiores fueron transportadas en barcaza al patio de fabricación de Sevmash en Severodvinsk , donde se almacenaron temporalmente mientras se sometían a remodelación y reacondicionamiento.
Después de la finalización, las superficies superiores se reinstalaron en una nueva estructura de casco de la plataforma Prirazlomnaya y serán remolcadas a su posición lista para un nuevo papel en el desarrollo del campo Prirazlomnoye , 1.200 kilómetros (750 millas) al noreste de Arkhangelsk en el Mar de Pechora . [6] [8] A principios de 2009, el casco del antiguo Hutton TLP estaba siendo remolcado desde Murmansk al Golfo de México para reinstalarlo en una nueva estructura, [8] sin embargo, el proyecto se canceló y el casco está actualmente apilado en frío. Cromarty Firth, Escocia. [9]
North West Hutton
El campo North West Hutton está ubicado a 130 km al noreste de las Islas Shetland en el Bloque 211 / 27a en el Mar del Norte del Reino Unido. La profundidad del agua es de 143 m. El campo fue descubierto en 1975 por Amoco Group y la instalación fue operada por Amoco (UK) Exploration Company , el campo tenía reservas totales estimadas de 487 millones de barriles de petróleo equivalente (boe). [10]
La plataforma de chaqueta de acero North West Hutton fue construida por McDermott Scotland en Ardersier y se instaló en septiembre de 1981 y la producción comenzó en 1983. [11] Las superficies superiores fueron diseñadas por McDermot Engineering. La planta tenía una capacidad de 50.000 barriles de petróleo por día y 30.000 barriles de agua producida por día. La planta constaba de dos separadores de primera etapa paralelos trifásicos (petróleo, gas y agua producida ) que operaban a una presión de 440 kPa y un separador trifásico común de segunda etapa que operaba a una presión de 241 kPa. Las bombas de transporte de petróleo con una capacidad de 55,000 barriles por día entregaron petróleo al oleoducto de exportación a la instalación Cormorán A a una presión de 3447 kPa. El gas de los separadores de primera y segunda etapa se comprimió a una presión de 7791 kPa. El gas se deshidrató en un deshidratador de glicol a contracorriente que funcionaba a 1000 kPa, la corriente de gas también se podía pasar a través de una unidad de óxido de zinc para eliminar los compuestos de azufre. Una unidad de turboexpansor / compresor y una válvula Joule-Thomson permitieron que el gas se expandiera y enfriara (de 7550 kPa a 11 ° C a 3931 kPa a –13 ° C) para extraer líquidos de gas natural (NGL). Estos, junto con el condensado de los depuradores del compresor, se mezclaron con la corriente de petróleo de exportación. También había una instalación para reinyectar NGL a un pozo. El gas se volvió a comprimir en los compresores de gas de ventas a una presión de 13894 kPa para la exportación por gasoducto a un caudal de 6,9 millones de pies cúbicos (200 mil metros cúbicos ) por día en condiciones estándar o en la vida posterior del campo para el levantamiento de gas de los pozos. a 65,3 millones de pies cúbicos (1,85 millones de m 3 ) por día. Se exportó gas a la instalación Ninian Central. El compresor de primera etapa (6702 caballos de fuerza de freno , BHP) y los compresores de segunda etapa (5128 BHP) fueron impulsados por turbinas de gas al igual que los compresores de gas de venta (2700 BHP y 1630 BHP). El consumo de gas combustible en la plataforma fue de 14,7 millones de pies cúbicos (420 mil m 3 ) por día. Posteriormente, se instalaron hidrociclones para eliminar el petróleo de las corrientes de agua producidas antes de su descarga al mar. [12]
La producción en North West Hutton cesó en 2002 y el Departamento de Comercio e Industria aprobó el desmantelamiento en 2006. Las superficies superiores se retiraron en 2009. [10]
Referencias
- ^ "Campo de petróleo y gas en el Mar del Norte" (PDF) .
- ^ Sociedad Geológica, Londres (Lylle Memoirs)
- ^ a b Departamento de Energía y Cambio Climático (fuente web)
- ↑ a b The Hutton Field, Blocks 211/28, 211/27, Reino Unido Mar del Norte (Haig 1991)
- ^ Pioneros en alta mar - Brown y raíz, Gulf Publishing, 1997 ISBN 0-88415-138-7
- ^ a b "Estudios de caso" . Asociación de la Industria de Petróleo y Gas Offshore del Reino Unido. Archivado desde el original el 12 de julio de 2009 . Consultado el 11 de octubre de 2009 .
- ^ a b http://everything.but.architecture.pagesperso-orange.fr/Oilrig/oilrig.htm [ URL desnuda ]
- ^ a b c "Casco de plataforma de Murmansk a México" . Observador de Barents. 2008-11-27. Archivado desde el original el 7 de julio de 2011 . Consultado el 11 de octubre de 2009 .
- ^ http://www.offshore-mag.com/index/article-display.articles.offshore.regional-reports.north-sea-northwest-europe.2009.09.rig-stacks_underline.QP129867.dcmp=rss.page=1 .html [ URL simple ]
- ^ a b "North West Hutton" .
- ^ Departamento de Comercio e Industria (1994). El Informe Energético . Londres: HMSO. pag. 141. ISBN 0115153802.
- ^ Diagrama de flujo de proceso North West Hutton Rev C01 con fecha 13.12.91
Reconversion d'une plate-forme offshore, la TLP Hutton de Pierre Fuentes, École Nationale Supérieure d'Architecture de Lille, 2003.