El campo petrolífero de Hutton , situado en la plataforma continental del Reino Unido , fue el lugar donde se construyó la primera plataforma tensora (TLP) de producción.
El campo petrolífero de Hutton está situado en la cuenca de las Shetland Oriental en el Mar del Norte del Reino Unido, en el lado occidental del Viking Graben. Se extiende a ambos lados de los bloques 211/27 y 211/28 del Reino Unido. El campo fue descubierto en julio de 1973 por el pozo 211/28-la de ConocoPhillips 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]
La estructura comprende una serie de bloques de fallas inclinados que se inclinan hacia el suroeste. Las areniscas del yacimiento tienen una edad del Jurásico Medio y se depositaron como resultado de la progradación deltaica en el área de Hutton. Las areniscas del Grupo Brent que contienen petróleo varían en espesor de 150 pies a 380 pies con porosidades promedio del 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 produjo 107 millones de barriles en 1991. [2]
La producción del campo comenzó en agosto de 1984 y aumentó rápidamente hasta un máximo en 1986 con un valor de producción anual total de 34 millones de barriles (5,4 millones de metros cúbicos ). [3] Esto luego disminuyó alarmantemente y se estabilizó un poco con la introducción de la inyección de agua. [4] En 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 después de haber producido aproximadamente 265 millones de bbl (42,1 millones de m 3 ). ) a lo largo de su vida útil, superando las estimaciones iniciales de 190 millones de bbl (30 millones de m 3 ) de petróleo recuperable. [4] [3]
Vickers Offshore (Proyectos y Desarrollos) había estado trabajando en el concepto TLP desde 1974. El diseño de la parte superior de Hutton fue adjudicado 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 con patas tensoras amarrada permanentemente al fondo del mar mediante correas o tendones en cada una de las esquinas de la estructura. [6] Las ataduras se podían quitar y reemplazar usando 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 el Mar del Norte a una profundidad de entre 100 y 1.000 metros. Tenía 16 patas tensoras. Su peso oscilaba entre 46.500 y 55.000 toneladas cuando estaba amarrado al fondo del mar, pero hasta 61.580 toneladas cuando flotaba libremente. [7] El área total de su vivienda era de unos 3.500 metros cuadrados y albergaba más de 100 cabañas, aunque sólo eran necesarias 40 personas para mantener la estructura en su lugar. [7]
En el momento del desmantelamiento, el campo estaba operado por Kerr-McGee . La plataforma TLP fue retirada para su reutilización fuera del Reino Unido cuando Sevmorneftegaz, una filial de Gazprom , la compró 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 se desacoplaron las instalaciones superiores y el casco principal. Posteriormente, las cubiertas se transportaron en barcazas al patio de fabricación de Sevmash en Severodvinsk , donde se almacenaron temporalmente mientras se realizaban trabajos de renovación y reacondicionamiento.
Después de su finalización, las partes superiores se reinstalaron en una nueva estructura del casco de la plataforma Prirazlomnaya y serán remolcadas a su posición lista para desempeñar 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 fue cancelado y el casco actualmente está apilado en frío en Cromarty Firth, Escocia. [9] En mayo de 2021 se compró el casco Hutton TLP y actualmente está [ ¿cuándo? ] en proceso de desmantelamiento en Invergordon efectivamente completa su vida cerca del lugar donde fue construido.
El campo North West Hutton está situado 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 el Grupo Amoco y la instalación fue operada por Amoco (Reino Unido) Exploration Company , el campo tenía reservas totales estimadas de 487 millones de barriles de petróleo equivalente (bep). [10] El embalse es una arenisca del Jurásico Medio a una profundidad de 11,500 pies. El petróleo tiene una gravedad API de 37°, una proporción de gasóleo de 550 scf/bbl. Las reservas recuperables totales fueron 185 Millones de barriles de petróleo, 16 Millones de barriles de Líquidos de Gas Natural y 56,392 Millones de pies cúbicos de gas. [11]
La plataforma con revestimiento de acero de North West Hutton fue construida por McDermott Scotland en Ardersier y se instaló (61°06'24”N 01°31'33”E.) en septiembre de 1981 y la producción comenzó en 1983. [12] Las partes superiores fueron diseñadas por Ingeniería McDermot. 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 trifásicos paralelos (petróleo, gas y agua producida ) que operaban a una presión de 440 kPa y un separador de segunda etapa trifásico común 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 por el oleoducto de exportación a la instalación Cormorant 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 podía pasar a través de una unidad de óxido de zinc para eliminar los compuestos de azufre. Una unidad turboexpansora/recompresora y una válvula Joule-Thomson permitieron que el gas se expandiera y se 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 de los compresores, se mezclaron con la corriente de petróleo de exportación. También había una instalación para reinyectar LGN a un pozo. El gas fue recomprimido en los Compresores de Gas de Venta a una presión de 13894 kPa para su exportación por gasoducto a un caudal de 6,9 millones de pies cúbicos (200 mil metros cúbicos ) por día en condiciones estándar o en una vida útil posterior 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 de Ninian Central. El compresor de primera etapa (6702 caballos de fuerza de frenado , 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. [13]
La capacidad de diseño era de 130.000 bwpd y una capacidad de inyección de agua de 100.000 bwpd. La producción máxima fue de 85.000 bopd más 35 MMSCFD de gas en 1983. [11]
La producción en North West Hutton cesó en 2002 y el Departamento de Comercio e Industria aprobó el desmantelamiento en 2006. Las partes superiores se retiraron en 2009. [10]
Reconversión de una plataforma marina, la TLP Hutton por Pierre Fuentes, École Nationale Supérieure d'Architecture de Lille, 2003.