El campo petrolífero Schiehallion es un campo petrolífero en alta mar de aguas profundas aproximadamente a 175 kilómetros (110 millas) al oeste de las Islas Shetland en el Océano Atlántico Norte . El campo Schiehallion y el adyacente Loyal fueron desarrollados conjuntamente por BP en nombre de los socios del campo Schiehallion; BP, Shell , Amerada Hess , Murphy Oil , Statoil y OMV , y los socios de campo de Loyal; BP y Shell.
Campo petrolífero de Schiehallion | |
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País | Escocia , Reino Unido |
Región | mar del Norte |
Offshore / onshore | costa afuera |
Coordenadas | 60 ° 20'N 4 ° 20'W / 60,333 ° N 4,333 ° WCoordenadas : 60 ° 20'N 4 ° 20'W / 60,333 ° N 4,333 ° W |
Operador | BP |
Socios | BP, Shell , Amerada Hess , Murphy Oil , Statoil , OMV |
Historia de campo | |
Descubrimiento | 1993 |
Inicio de la producción | 1998 |
El campo Schiehallion, junto con los campos Foinaven , Clair , Lancaster y Solan, forma el área fronteriza generalmente denominada como el oeste de Shetland .
Desarrollo de campo
El campo Schiehallion fue descubierto en 1993 por el buque de perforación semisumergible Ocean Alliance mientras perforaba el tercer pozo de exploración en el bloque 204 (pozo 204-3). El campo está ubicado en los bloques 204/20 y 204/25 de la plataforma continental del Reino Unido en una profundidad de agua de 350 a 450 metros (1,150 a 1,480 pies). Se estima que las reservas recuperables de petróleo de Schiehallion oscilan entre 450 y 600 millones de barriles (72 × 10 6 y 95 × 10 6 m 3 ). [1] [2] Schiehallion lleva el nombre de una montaña en las tierras altas.
Durante 1994 y 1995 se llevó a cabo una evaluación de Schiehallion y Loyal, que culminó con una prueba de pozo extendida exitosa, que demostró tasas de pozo de hasta 20.000 barriles por día (3.200 m 3 / d). El desarrollo combinado de los campos Schiehallion y Loyal fue sancionado en abril de 1996 y la producción de petróleo comenzó el 29 de julio de 1998. [1]
El diseño y la construcción del buque Schiehallion FPSO se contrató a Atlantic Frontier Alliance , un consorcio de contratación ad hoc formado por Harland y Wolff , SBM Offshore y Brown and Root . [3] El buque fue diseñado como una simple barcaza, con una eslora de 245 metros (804 pies) similar a un petrolero Suezmax . El contrato se firmó en junio de 1995. El buque se construyó en el astillero Harland and Wolff en Belfast y se entregó al operador BP el 31 de diciembre de 1997. El buque tiene un peso muerto de 154.000 toneladas (152.000 toneladas largas; 170.000 toneladas cortas ), una capacidad de procesamiento de 200.000 barriles por día (32.000 m 3 / d) y una capacidad de almacenamiento de 900.000 barriles (140.000 m 3 ). [2]
Descripción del proceso
El petróleo y el gas se producen a partir de pozos submarinos a través de colectores y líneas de flujo rígidas hasta una ubicación debajo del buque. Desde este punto, los elevadores flexibles llevan el flujo de producción al buque Schiehallion FPSO. Hay 42 pozos submarinos en total en cinco grupos con tasas de producción máximas de alrededor de 190.000 barriles por día (30.000 m 3 / d). [1]
El fluido de los pozos giratorios de producción se dirigió a dos trenes de producción de petróleo paralelos. [4] El fluido se dirigió primero a un recipiente Slug Catcher horizontal que permitía que los trozos de líquido formados en las líneas de flujo fueran retenidos y alimentados hacia adelante a una velocidad constante y controlada. El aceite del Slug Catcher se calentó y se envió al separador horizontal de primera etapa de 3 fases (aceite, gas y agua producida ). El gas del Slug Catcher también se dirigió al separador de primera etapa pero sin calefacción. El aceite separado del Separador de Primera Etapa se calentó más y luego se dirigió al Separador de Segunda Etapa horizontal de 3 fases. Desde aquí, el aceite se transfirió a un coalescedor electrostático donde se eliminó el agua adicional producida de la corriente de aceite. El aceite del coalescedor se enfrió y se transfirió a los tanques de almacenamiento de aceite. El gas del separador de primera etapa se dirige a la compresión de alta presión (HP) y el gas del separador de segunda etapa se dirige a la compresión de baja presión (LP). [5] El agua producida por el Separador de Primera Etapa fluye a los hidrociclones donde se elimina el aceite antes de su eliminación por la borda. El agua producida combinada del separador de segunda etapa y el coalescente se bombea de regreso a la entrada del separador de primera etapa. También se proporciona un separador de prueba para pruebas de pozos. El aceite se dirige a uno de los separadores de segunda etapa y el gas separado a los trenes de compresión de baja presión (LP) o alta presión (HP). [4] El vapor de los Separadores de Segunda Etapa del Tren A y del Tren B se comprimió en el Compresor LP común y se mezcló con el vapor de los Separadores de Primera Etapa. Hubo dos etapas más de compresión en el compresor de gas de primera etapa HP y el compresor de gas de segunda etapa HP. El gas se enfrió en el posenfriador de segunda etapa HP y se deshidrató por contacto a contracorriente con glicol en el contactor de glicol. Desde aquí se tomó una corriente lateral de gas para gas combustible a los generadores de energía y para su uso como gas de manta, purga y piloto. El gas restante se comprimió en el compresor de gas de tercera etapa HP, después de enfriarlo, se usó para el levantamiento de gas para los pozos submarinos. Parte del gas se comprimió aún más en el compresor de inyección de gas HP y se inyectó nuevamente en el depósito a través del pozo de inyección de gas, o se exportó por tubería. También había instalaciones para la importación de gas para su uso como gas combustible después del calentamiento y la reducción de la presión. [5]
El petróleo se exporta principalmente a la terminal de Sullom Voe por el buque tanque lanzadera Loch Rannoch, que se encuentra en una posición dinámica, entregado en agosto de 1998 y operado por BP Shipping. [6]
El gas natural producido se utiliza en parte para propulsar la embarcación. El resto del gas se exporta a través del gasoducto West of Shetland hasta la terminal Sullom Voe . Parte del gas exportado se utiliza como combustible en la central eléctrica de Sullom Voe, operada por Fortum . El resto se enriquece con gas licuado de petróleo y se exporta a la plataforma Magnus para mejorar la recuperación de petróleo en el campo Magnus . [1]
Reurbanización de la producción
Después de más de una década trabajando en el duro Atlántico Norte, el Schiehallion FPSO estaba en malas condiciones y requirió un mantenimiento y reparaciones importantes, que solo pudieron realizarse en la temporada de verano debido al clima hostil en la región. El aumento de la producción de agua estaba afectando la composición de los fluidos de producción y el sistema de procesamiento de FPSO se estaba volviendo muy limitado por el alto volumen de agua. Como consecuencia, la producción se suspendió a principios de 2013 para permitir la preparación para una remodelación de £ 3 mil millones del área del campo de Schiehallion. Una FPSO de última generación (Glen Lyon), una nueva infraestructura de fondos marinos y una tecnología submarina líder en el mundo desempeñarán un papel importante en la remodelación de estos campos, al igual que el uso de un nuevo esquema mejorado de recuperación de petróleo. . Debido a que entrará en funcionamiento en 2016, la remodelación extenderá la producción del centro más allá de 2035. Los campos Schiehallion y Loyal han producido casi 400 millones de barriles de petróleo desde que comenzó la producción en 1998 y se estima que todavía hay 450 millones de barriles de recursos disponibles, más de fue pensado originalmente. El Schiehallion FPSO se vendió a un tercero y finalmente se envió al astillero de desguace de buques de Alang en India, que es conocido por la disposición insegura de buques y materiales relacionados con la industria del petróleo y el gas. [7]
The Glen Lyon comenzó a producir el 15 de mayo de 2017. [8]
Ver también
- Lista de campos de petróleo y gas del Mar del Norte
Referencias
- ^ a b c d "El campo de Schiehallion" (PDF) . BP . Consultado el 19 de diciembre de 2009 .
- ^ a b "Campo petrolífero de Schiehallion, Reino Unido" . Tecnología de hidrocarburos . Net Resources International . Consultado el 16 de febrero de 2008 .
- ^ MacGregor, J. (2001). "Experiencia de un astillero del Reino Unido en el mercado offshore de la década de 1990" (PDF) . La Real Institución de Arquitectos Navales: 10 . Consultado el 19 de diciembre de 2009 . Cite journal requiere
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( ayuda ) - ^ a b Diagrama de flujo del proceso de producción de petróleo, sin fecha
- ^ a b Diagrama de flujo del proceso de deshidratación y compresión de gas, sin fecha.
- ^ "Loch Rannoch Shuttle Tanker" . BP . Consultado el 19 de diciembre de 2009 .
- ^ https://www.bbc.co.uk/news/extra/ao726ind7u/shipbreaking
- ^ Beckman, Jeremy (8 de agosto de 2013). "BP busca maximizar la producción de los campos del área de Shetland" . Revista Offshore . Consultado el 25 de octubre de 2013 .
enlaces externos
- Campo Schiehallion (sitio web de BP)