El yacimiento petrolífero de Hutton , ubicado en la plataforma continental del Reino Unido , fue el lugar donde se construyó la primera plataforma de producción con patas de tensión (TLP).
El yacimiento 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 del Graben Viking. Se extiende a ambos lados de los bloques 211/27 y 211/28 del Reino Unido. El yacimiento fue descubierto en julio de 1973 por el pozo 211/28-la de ConocoPhillips y fue operado por Conoco (UK) Limited. El yacimiento recibe su 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 inclinadas que se inclinan hacia el suroeste. Las areniscas del yacimiento son del Jurásico medio y se depositaron como resultado de la progradación deltaica a lo largo del área de Hutton. Las areniscas del Grupo Brent que contienen petróleo varían en espesor de 150 pies a 380 pies con porosidades promedio de 22% y permeabilidades de 500-2000 md en las zonas de producción. Las reservas recuperables originales se estimaron en 190 millones de barriles, de los cuales el campo ha producido 107 millones de barriles hasta 1991. [2]
La producción del campo comenzó en agosto de 1984 y aumentó rápidamente hasta alcanzar 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 barriles (160 mil m 3 ) producidos durante los primeros cinco meses de 2001. El campo fue retirado en el verano de 2001 habiendo producido aproximadamente 265 millones de barriles (42,1 millones de m 3 ) durante su vida útil, superando las estimaciones iniciales de 190 millones de barriles (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 las partes superiores de Hutton fue adjudicado en 1981 a Brown & Root . Las partes superiores integradas se construyeron en el astillero McDermott Ardersier en Escocia, y el casco en el astillero HiFab Nigg . Hutton TLP fue instalada en 1984 por Aker Offshore . [5] Fue la primera Plataforma de Piernas de Tensión amarrada permanentemente al fondo del mar a través de amarres o tendones en cada una de las esquinas de las estructuras. [6] Los amarres se podían 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 el Mar del Norte, a una profundidad de entre 100 y 1000 metros. Tenía 16 patas de tracción. 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] La superficie total de sus espacios habitables era de unos 3.500 metros cuadrados y albergaba más de 100 camarotes, aunque solo eran necesarias 40 personas para mantener la estructura en su lugar. [7]
En el momento del desmantelamiento, el campo era operado por Kerr-McGee . La plataforma TLP fue retirada para su reutilización fuera del Reino Unido cuando la plataforma fue adquirida por Sevmorneftegaz, una subsidiaria de Gazprom , en agosto de 2002, y después de que su programa de desmantelamiento fuera aceptado por el Gobierno del Reino Unido. [8]
La plataforma flotante fue remolcada a Murmansk, en Rusia , donde se desmontaron las partes superiores y el casco principal. Posteriormente, las partes superiores fueron transportadas en barcaza al patio de fabricación de Sevmash en Severodvinsk , donde se almacenaron temporalmente mientras se realizaban trabajos de renovación y reacondicionamiento.
Una vez finalizada la construcción, las partes 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 , a 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 hasta el Golfo de México para su reinstalación en una nueva estructura, [8] sin embargo, el proyecto se canceló y el casco se encuentra actualmente apilado en frío en Cromarty Firth, Escocia. [9] En mayo de 2021, se compró el casco del Hutton TLP y actualmente [ ¿cuándo? ] se encuentra en desmantelamiento en Invergordon, completando efectivamente su vida útil cerca del lugar donde fue construido.
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 el Grupo Amoco 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] El yacimiento es una arenisca del Jurásico Medio a una profundidad de 11.500 pies. El petróleo tiene una gravedad API de 37°, una relación gas-petróleo 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 de acero 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 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 comprendía 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 envío de petróleo con una capacidad de 55.000 barriles por día entregaban petróleo al oleoducto de exportación a la instalación Cormorant A a una presión de 3447 kPa. El gas de los separadores de la primera y la 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 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 13.894 kPa para exportarlo por tubería a un caudal de 6,9 millones de pies cúbicos (200.000 metros cúbicos ) por día en condiciones estándar o en una etapa posterior de la vida útil del campo para la elevación por gas de los pozos a 65,3 millones de pies cúbicos (1,85 millones de m3 ) por día. El gas se exportó a la instalación central de Ninian. El compresor de primera etapa (6.702 caballos de fuerza de freno , BHP) y los compresores de segunda etapa (5.128 BHP) fueron impulsados por turbinas de gas, al igual que los compresores de gas de ventas (2.700 BHP y 1.630 BHP). El consumo de gas combustible en la plataforma fue de 14,7 millones de pies cúbicos (420.000 m3 ) por día. En una etapa posterior de la vida útil del campo, 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 bpd y la capacidad de inyección de agua de 100.000 bwpd. La producción máxima fue de 85.000 bpd 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 su 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.