El campo petrolero de Murchison está ubicado en el norte del Mar del Norte en la Cuenca de Shetland Este en la Plataforma Continental del Reino Unido. El campo está situado a 150 km al noreste de Shetland y se extiende a ambos lados de la línea media entre el Reino Unido y Noruega. Se encuentra en el Bloque 211/19 del Reino Unido y se extiende hasta el Bloque 33/9 de Noruega. [1] El campo lleva el nombre del geólogo escocés Sir Roderick Impey Murchison (1792–1871). Las reservas recuperables se estimaron en 340 millones de barriles de petróleo de un total de petróleo in situ de 790 millones de barriles. El campo se desarrolló a través de una gran plataforma con camisa de acero que se encuentra en 156 m de agua. [1] La tasa máxima de producción fue de 150.383 barriles de petróleo por día en diciembre de 1982. [1]La producción de petróleo fue apoyada por la inyección de gas y agua. La producción cesó en 2014 y la plataforma se eliminó en 2017. [2]
El campo petrolífero de Murchison fue descubierto en 1975 por Conoco ( UK) Ltd. El yacimiento es una arenisca del Grupo Brent del Jurásico Medio sellada por lutitas del Jurásico Superior. El petróleo está insaturado y tenía una gravedad de 36° API, y sin tapa de gas. [3] La parte superior de Murchison fue diseñada por Matthew Hall Engineering, que obtuvo el contrato en noviembre de 1976. [4] La construcción estuvo a cargo de McDermott Scotland en su astillero Ardersier. Inicialmente se contaba con instalaciones para diez pozos productores de petróleo, diez pozos inyectores de agua , dos pozos inyectores de gas y cinco slots de repuesto. La capacidad de producción era de 164.000 barriles de petróleopor día y 1,3 millones de metros cúbicos estándar de gas por día. Había un solo tren de producción con tres etapas de separación trifásica de petróleo, gas y agua; el separador de primera etapa funcionó inicialmente a 45 barg . La generación de electricidad fue impulsada por dos turbinas de gas Rolls Royce Olympus C de 19 MW . El alojamiento en la parte superior era para 200 personas. [4] La parte superior pesaba 16 000 toneladas y había 16 módulos sostenidos por una camisa de acero de ocho patas con un peso de elevación de 24 640 toneladas. [5]
Los licenciatarios del gobierno británico y noruego firmaron un acuerdo en 1979 sobre la explotación común de los recursos en el campo Murchison. [6]
La plataforma se instaló en 1979 y después de un año de conexión y puesta en marcha, la producción comenzó en septiembre de 1980. El petróleo se exportó a través de un oleoducto de 16 pulgadas a través de la plataforma Dunlin y luego la plataforma Cormorant Alpha a Sullom Voe . El gas se reinyectó en el depósito y el exceso se exportó a través de una línea de derivación de 6 pulgadas al gasoducto Northern Leg Gas Pipeline (NLGP) a Brent Alpha y luego a través del gasoducto FLAGS a St Fergus . La producción máxima se produjo en 1984 a razón de 3,1 millones de metros cúbicos de petróleo equivalente. [6] En la vida posterior del campo, el gas combustible se importó del NLGP. El campo Playfair al norte de Murchison se desarrolló en 2004 y se produjo a través de un pozo de alcance extendido.[5] En enero de 1995, Conoco renunció a su propiedad y Oryx UK Energy Co. fue nombrada operadora de los campos Murchison, Hutton y Lyell. Oryx afirmó que esta era "la oportunidad de agregar valor a los campos extendiendo la vida útil de los campos de Murchison y Hutton en al menos 5 años y adoptando un nuevo estilo de trabajo". [7] En octubre de 1998 , Kerr-McGee adquirió Oryx y se convirtió en el operador de Murchison. [8] Canadian Natural Resources (CNR) adquirió el campo Murchison y la instalación de Kerr-McGee en 2002, [9] y CNR siguió siendo el operador hasta el desmantelamiento de la plataforma. El petróleo total producido durante la vida del campo fue de 400 millones de barriles. [1]
CNR presentó una solicitud de cese de la producción que fue aprobada por el gobierno del Reino Unido en 2012. [1] La producción cesó en 2014. Las actividades de desmantelamiento comenzaron en 2013 con el taponamiento de los pozos. La plataforma se desmanteló retirando los módulos superiores y luego retirando el jacket hasta una altura de unos 44 m sobre el lecho marino. [1] Los recortes de perforación y las tuberías quedaron in situ. La chaqueta superior se retiró en junio de 2017, completando el proceso de desmantelamiento. [6] [2]