El campo petrolífero Forties es el segundo campo petrolífero más grande del Mar del Norte , después del campo petrolífero de Clair , que se encuentra a 110 millas al este de Aberdeen. Fue descubierto en 1970 y produjo petróleo por primera vez en 1975 bajo propiedad de British Petroleum, ahora llamada BP .
BP había hecho el anuncio a la prensa el 7 de octubre de 1970 de que se había encontrado petróleo a 110 millas (180 km) al este-noreste de Aberdeen, a 350 pies (110 m) de agua. [1] La producción proviene de las areniscas de la Formación Forties del Paleoceno en un área de 90 km 2 , lo que la convierte en un "campo petrolífero gigante". [1] La plataforma de perforación semisumergible de BP, Sea Quest, encontró petróleo crudo a 11.000 pies (3.400 m) en la arenisca del Terciario Superior . [2]
Cuatro pozos de evaluación perforados durante 1971-1972 revelaron un gran yacimiento a una profundidad de aproximadamente 7.000 pies (2.100 m) y un cierre de 155 m. [3] Así marcó el primer y mayor descubrimiento de un yacimiento petrolífero importante en el sector del Mar del Norte del Reino Unido. Anteriormente se había descubierto petróleo en el yacimiento de Ekofisk . [4]
La Formación Forties consta de un miembro inferior de esquisto y un miembro superior de arenisca, que se depositaron en un " entorno de abanico submarino medio e inferior ". [5] El plan de desarrollo inicial incluía un "sistema de inyección de agua de mar de reemplazo completo" a partir de 1975. [6] Cuando BP vendió el campo en 2003, sus ingenieros de yacimientos estimaron que el STOIIP era de 4,2 mil millones de barriles (670 millones de metros cúbicos). [3]
Hay cinco plataformas fijas alrededor del campo: Forties Alpha , Forties Bravo , Forties Charlie , Forties Delta y Forties Echo . Una plataforma ascendente, Forties Unity , se encuentra más al oeste y sigue siendo propiedad de BP como un activo estratégico para acceder al sistema de tuberías Forties sin depender del punto de acceso más antiguo, Forties Charlie. En abril de 2017, BP acordó vender el oleoducto a Ineos por un pago inicial de 125 millones de dólares y 125 millones de dólares adicionales en posibles ganancias durante 7 años. [7] [8]
A finales de los años 1970 y principios de los 1980, BP era omnipresente en el Mar del Norte, poseía o se asociaba con otras empresas para poseer los mejores y más grandes campos del Mar del Norte. BP era propietaria de su propia empresa comercial de buceo en aguas profundas, Subsea International, que prestaba servicios a sus estructuras y tuberías, así como a otras en todo el mundo. BP poseía una flota de helicópteros, incluidos los Sikorsky S-61 utilizados para cambios de tripulación en sus plataformas. El Mar del Norte suele ser demasiado agitado para realizar traslados de personal desde un barco de tripulación a una plataforma mediante cestas o escaleras, lo que da lugar a que todos los cambios de tripulación se realicen en helicóptero. Las tripulaciones del Mar del Norte normalmente trabajaban dos semanas y dos semanas libres. Las tripulaciones a menudo esperaban entre un día y una semana para aterrizar en su plataforma, debido a la frecuente y densa niebla que impedía el aterrizaje en los 'Foggy Forties', un acto peligroso incluso con tiempo despejado. BP poseía edificios cerca de los aeropuertos alrededor del Mar del Norte para alojar a las tripulaciones mientras esperaban o, a veces, estaban varadas en las Islas Shetland en ruta a las plataformas desde Aberdeen, Escocia.
Las partes superiores del Forties Echo y las instalaciones de recepción de fluidos asociadas en el Forties Alpha fueron diseñadas por Matthew Hall Engineering [9], que también fue responsable de la adquisición, fabricación, instalación, conexión y asistencia en la puesta en marcha. Se adjudicó el contrato en agosto de 1984. Inicialmente había instalaciones para 14 pozos de petróleo y dos pozos de reserva. Los detalles constructivos se muestran en la siguiente tabla. [10]
No se llevó a cabo ningún procesamiento de fluidos en Forties Echo, los fluidos de pozo se transfirieron a Forties Alpha para producir 67.000 barriles de petróleo por día y 300.000 metros cúbicos estándar de gas por día. La energía eléctrica fue suministrada por Forties Alpha y Delta. Hay un alojamiento de 20 literas aunque la instalación estaba pensada para no tener tripulación. Se trata de dos módulos con un peso superior de 5.400 toneladas. [9]
Llamado Forties porque estaba justo al lado del Long Forties Bank, el campo comenzó a producir petróleo en septiembre de 1975 y fue inaugurado oficialmente por la Reina el 3 de noviembre de 1975. Cuando se completó el proyecto, inicialmente se esperaba que se extrajeran 400.000 barriles de crudo cada uno. día y exportado a través de un oleoducto de 36 pulgadas hasta tocar tierra en Cruden Bay, al norte de Aberdeen. [11] En el pico de producción, este único campo proporcionaría a la nación aproximadamente una quinta parte de sus necesidades anuales totales para 1978. [12] La producción (en miles de barriles) se muestra en el gráfico: [13]
La producción del campo alcanzó su punto máximo en 1979 con 500 mil barriles por día (79 mil metros cúbicos por día), muy por encima de las predicciones iniciales.
El campo Forties produjo 41.704 barriles de petróleo y 10 millones de pies cúbicos de gas asociado por día en noviembre de 2013. Fue el segundo campo con mayor producción en el Reino Unido, después del campo Buzzard. [14] La producción disminuyó a 20.000 barriles de petróleo por día en 2021. [15]
La importancia del campo lo ha convertido en un símbolo de estatus en el Mar del Norte . Cuando BP vendió su participación del 96% en el campo por 812 millones de dólares en 2003, algunos tradicionalistas lo compararon con la venta de la plata familiar.
APA Corporation , que compró el campo, inició inmediatamente una reevaluación intensiva del campo y encontró otros 800 millones de barriles (130 millones de metros cúbicos), extendiendo la vida del campo al menos veinte años, haciendo la inversión muy rentable. [16] El campo ha estado en producción durante 45 años, pero no parece haber señales de que esté llegando al final de su vida comercial. Originalmente, el campo estaba programado para ser retirado en 2013, Apache esperaba que la vida útil del campo pudiera extenderse mediante mayores inversiones [14].