El yacimiento petrolífero de Clair es un yacimiento petrolífero en alta mar situado en aguas territoriales escocesas a 75 kilómetros (47 millas) al oeste de Shetland, en aguas con una profundidad de hasta 140 metros (460 pies). Es el yacimiento petrolífero más grande de la plataforma continental del Reino Unido, con un estimado de 8 mil millones de barriles de petróleo in situ, según el sitio web de BP Plc. Se extiende sobre un área de unos 220 kilómetros cuadrados (85 millas cuadradas), que abarca cinco bloques de licencia. [1]
El yacimiento de Clair fue descubierto en 1977, con el pozo de exploración n.° 206/8-1a que penetró una columna de petróleo de 568 metros (1864 pies) en una secuencia espesa de arenisca continental del Devónico al Carbonífero . En la década de 1980 se perforaron diez pozos de evaluación. Esta actividad demostró que la estructura se extendía a un área de unos 400 kilómetros cuadrados (150 millas cuadradas) con petróleo estático en el lugar, aunque no confirmó la presencia de reservas económicamente recuperables. Se perforaron dos pozos más en 1991, dos en 1992 y uno en 1995. Dos de estos pozos (206/8-8 y 206/8-9z) demostraron el potencial de tasas de flujo comerciales, pero no se produjeron durante el tiempo suficiente como para dar confianza en la capacidad de entrega del yacimiento a largo plazo. [ cita requerida ]
En 1996 se produjo un gran avance en la perforación y la prueba extendida del pozo n.° 206/8-10z. La prueba extendida del pozo fue seguida por la desviación de un pozo de compensación hacia el sumidero de presión creado por la prueba extendida del pozo. Los resultados de la prueba del pozo de 1996 establecieron el alcance del programa de perforación de 1997 y despertaron el interés en una primera fase de desarrollo. Se perforaron dos pozos más en 1997 para evaluar los segmentos "Graben" y "3A" con el fin de reducir la incertidumbre en estas áreas adyacentes al área central. [ cita requerida ]
En mayo de 1997, los socios de Clair acordaron desarrollar conjuntamente el yacimiento. BP fue designada operadora y coordinadora del programa. En 2001 se aprobó un plan de desarrollo que representaba una inversión de 650 millones de libras por parte de BP y sus cuatro socios en el proyecto (ConocoPhilips, Chevron, Enterprise y Amerada Hess). Las instalaciones de producción se instalaron en 2004. La primera etapa del desarrollo se inauguró el 23 de febrero de 2005. [2]
La primera fase de desarrollo se centra en los segmentos 'Core', 'Graben' y 'Horst' de la zona sur del yacimiento, que tienen 1.750 millones de barriles (278 × 10 6 m 3 ), de los cuales se pueden recuperar 250 millones de barriles (40 × 10 6 m 3 ). [1] [3] El plan de desarrollo incluye la perforación de 15 pozos de producción, ocho inyectores de agua y un pozo de reinyección de recortes de perforación. Se espera que la producción de Plateau sea de 60.000 bbl/d (9.500 m 3 /d) de petróleo y 20 millones de pies cúbicos por día (570 × 10 3 m 3 /d) de gas.
Noble Corporation y Mustang Engineering , subsidiaria de Wood y parte del Grupo Wood , ganaron el contrato para la carga frontal . Propusieron una sola cubierta de acero con una cubierta superior integrada con instalaciones de procesamiento, alojamiento y una plataforma de perforación modular separada. La cubierta de acero para Clair está ubicada sobre el pozo 206/8-10z existente. La cubierta es una estructura de acero simple de cuatro patas con una altura de aproximadamente 165 metros (541 pies). En su base, la cubierta mide 45 por 50 metros (148 por 164 pies), tiene una altura de 169 metros (554 pies) y un peso total de 8.800 toneladas. Tanto la cubierta como las cubiertas superiores están diseñadas para su fabricación, transporte e instalación como elevadores individuales completamente integrados (máximo 10.500 t) que requieren acceso a los buques con mayor capacidad de elevación en el mercado de instalación. BP adjudicó el contrato para la fabricación de la cubierta de la plataforma a Aker Verdal . [1]
El contrato para la construcción de las superficies de la plataforma fue adjudicado a AMEC . [3] Hay instalaciones de procesamiento adicionales para la generación de energía en alta mar , inyección de agua, reinyección de agua producida y recortes, eliminación de gas excedente (exportación o reinyección) y recuperación de gas de quema . Se proporciona elevación artificial para todos los pozos de producción con la opción de bombas sumergibles eléctricas (ESP) para futuras intervenciones en los pozos. Las operaciones contarán con operaciones simultáneas de perforación e intervención de pozos con tubería flexible (SIMOPS). La cubierta de las superficies (incluido el brazo de quema) pesa 10.700 toneladas. [1]
Los fluidos de pozo se tratan primero en dos trenes de separación paralelos. [4] Después de calentarse, los fluidos de pozo se separan en tres fases (petróleo, gas y agua producida) en los dos separadores de alta presión (HP) paralelos. El petróleo de los separadores de HP se calienta aún más y pasa a los dos separadores de baja presión (LP) trifásicos paralelos. Luego, el petróleo fluye a los dos coalescedores electrostáticos paralelos que separan aún más el agua de las corrientes de petróleo. El petróleo se enfría y fluye a las bombas de exportación de petróleo, luego a través del patín de medición de petróleo y al oleoducto de exportación de petróleo. Aunque hay dos trenes de separación, solo hay un tren de compresión de gas común. El gas de los separadores de LP se comprime en la unidad de recuperación de vapor y se mezcla con el gas de los separadores de HP. La corriente combinada se comprime en los compresores de LP y luego en los de MP (presión media). El gas se deshidrata por contacto a contracorriente con glicol en el contactor de glicol. La corriente de gas seco se utiliza como gas combustible en la plataforma. El gas restante se comprime aún más en el compresor HP, se utiliza como gas lift en los pozos de producción de petróleo o, después de la medición del gas, se exporta a través del oleoducto de exportación. El agua producida del tren de separación se trata y fluye hacia los cabezales de los pozos de inyección de agua. [4]
El contrato para construir los módulos de alojamiento se adjudicó a Leirvik Module Technology. El contrato de alojamiento implica la fabricación de las viviendas y el edificio de servicios, que tienen un peso de 1000 toneladas. El contrato para la fabricación de la plataforma de perforación se adjudicó a Heerema Hartlepool. El alcance del trabajo de fabricación incluye la fabricación de un módulo de equipo de torre de perforación (DES), con subestructura y base de patín y un módulo de soporte de perforación (DSM). El trabajo incluye la instalación del equipo y la puesta en servicio extendida y los módulos pesan aproximadamente 2000 t y 2400 t respectivamente. La estructura completa tiene una vida útil de diseño de 25 años. [1]
Una nueva fase de desarrollo, denominada "Clair Ridge", tiene como objetivo desarrollar otras áreas del yacimiento con más plataformas fijas. Se estima que el yacimiento contiene 8.000 millones de barriles de petróleo, con una producción estimada de 120.000 barriles por día en niveles máximos. [3]
El gobierno del Reino Unido aprobó el desarrollo de Clair Ridge de £4.5 mil millones en octubre de 2011 [5] y la producción está programada para comenzar en 2016 y continuar hasta 2050. [6] El proyecto implica la construcción de un puente de plataforma de perforación y producción conectado a una plataforma de viviendas y servicios públicos, con tuberías para transportar el petróleo y el gas producidos a la Terminal Sullom Voe . BP y sus socios adjudicaron a AMEC el contrato para la ingeniería y la gestión del proyecto para el diseño de la plataforma principal, [7] con Kværner construyendo las cubiertas de la plataforma y Hyundai Heavy Industries construyendo las superficies superiores. Subsea 7 fabricó e instaló las tuberías, [8] [9] Alphastrut diseñó y suministró un sistema de contención de cables de techo y piso de acceso elevado de aluminio que ahorra peso, [10] [11] Gordon Engineering diseñó y fabricó el sistema de reabastecimiento de combustible para helicópteros [12] y Bifab fabricó la barrera de antorcha. [13] Los muros externos contra explosiones, los muros cortafuegos y el sistema de conductos HVAC resistentes a explosiones fueron diseñados y fabricados por MTE (Mech-Tool Engineering Limited) [14]
En junio de 2013, las cubiertas de la plataforma Clair Ridge salieron del astillero Verdal de Kværner en Noruega [15] y se instalaron con éxito en agosto de 2013. [16] El primer petróleo se anunció el 23 de noviembre de 2018. [17]
En marzo de 2013, BP anunció que la asociación iniciaría un programa de evaluación de dos años para explorar una tercera fase del desarrollo del campo Clair. [18] En noviembre de 2018, se adjudicó un contrato a Aker Solutions para servicios de ingeniería asociados con este proyecto que ahora se conoce como Clair South. [19]
La Sociedad Clair está formada por cuatro socios con las siguientes participaciones accionariales fijas:
En julio de 2018, BP aumentó su participación al 45,1% al adquirir una participación del 16,5% de ConocoPhillips. [21]
{{cite web}}: CS1 maint: nombres numéricos: lista de autores ( enlace )