Los campos Elgin-Franklin son dos campos adyacentes de condensado de gas ubicados en el área central de Graben del Mar del Norte , a 240 kilómetros (130 millas náuticas) al este de Aberdeen , Escocia, a una profundidad de agua de 93 metros (305 pies). El desarrollo conjunto de los campos Elgin y Franklin es el desarrollo de alta presión y temperatura más grande del mundo y también contiene el campo más caliente y de mayor temperatura del mundo, West Franklin, y el campo Glenelg.
El 25 de marzo de 2012 se produjo una fuga de gas en la plataforma de Elgin que provocó el cierre de la producción y la evacuación del personal. La fuga continuó durante más de siete semanas y se detuvo después de los trabajos de intervención del pozo el 16 de mayo de 2012. La producción de los campos se reanudó casi un año después, el 9 de marzo de 2013.
El campo Franklin fue descubierto por el pozo 29/5b-4, perforado por Ultramar en 1985 y evaluado por los pozos 29/5b-6z en 1989/1990 y 29/5b-8 en 1991. [1] El campo lleva el nombre de British Explorador Sir John Franklin , y la primera producción fue en agosto de 2001. [2]
El campo Elgin fue descubierto por el pozo 22/30c-8 en 1991 y valorado por los pozos 22/30c-10 en 1992/1993 y 22/30c-13 en 1994, perforados por Elf Aquitaine . El campo lleva el nombre de la ciudad escocesa de Elgin . También lleva el nombre como homenaje a un geólogo llamado Nigel que jugó un papel decisivo en el descubrimiento del campo. Elgin es un anagrama de Nigel. [3] La producción del campo Elgin comenzó en marzo de 2001. [2]
El campo satélite Glenelg fue descubierto en 1999 por el pozo 29/4d-4, perforado por Total. [4] Lleva el nombre de la ciudad escocesa de Glenelg, Highland . Fue desarrollado mediante un pozo intermedio perforado desde la plataforma Elgin y la primera producción tuvo lugar en marzo de 2006. [5]
El yacimiento West Franklin fue descubierto por Total en 2003. Fue desarrollado mediante un pozo desviado de la plataforma Franklin. La primera producción se logró en marzo de 2007 y el segundo pozo entró en funcionamiento en septiembre de 2008. [6] En 2014 se instaló una nueva plataforma de boca de pozo en West Franklin y en 2016 se perforaron tres pozos. La producción del primer pozo (29/5b -H1Z) comenzó en 2015. [7] También se instaló una segunda plataforma de boca de pozo, Elgin B, en Elgin y está conectada por un puente a la plataforma Elgin A y PUQ para permitir la perforación de pozos de producción de relleno adicionales.
El 25 de marzo de 2012 se produjo una fuga de gas en la plataforma del cabezal del pozo Elgin dentro del pozo 22/30c-G4 durante las operaciones para tapar y desmantelar el pozo. [8] No se reportaron heridos y 219 miembros del personal no esencial fueron evacuados de la PUQ y de la plataforma de perforación autoelevable Rowan Viking adyacente, que estaba realizando el trabajo de desmantelamiento. Los 19 miembros restantes del personal fueron evacuados más tarde ese mismo día. [9]
En el momento del incidente, los campos estaban produciendo 120.000 barriles por día (19.000 m 3 /d) de petróleo equivalente, alrededor del 7% de la producción de gas del Reino Unido. [10] Se liberó gas metano al medio ambiente, así como entre dos y 23 toneladas de condensado que formó un brillo en la superficie del mar que medía aproximadamente 6 millas náuticas (11 km; 6,9 millas) de longitud. El Servicio de Guardacostas declaró una zona de exclusión de 2 millas náuticas (3,7 km; 2,3 millas) para barcos y una zona de exclusión de 3 millas (4,8 km) para aviones. Shell E&P también evacuó al personal no esencial de la plataforma separada Shearwater ubicada en el bloque 22/30b a 6 km (3,2 millas náuticas) de Elgin. [11] En su punto máximo, se liberaban 200.000 metros cúbicos por día (7.100.000 pies cúbicos/d) de gas, lo que disminuyó cuando se perforó un pozo de alivio . La bengala de la plataforma estuvo encendida hasta el 31 de marzo de 2012, lo que representa un riesgo potencial de ignición del gas que se escapa si cambia la dirección del viento. Total anunció que la quema se apagó espontáneamente el sábado 31 de marzo de 2012 después del agotamiento de los residuos volátiles dentro de las instalaciones de procesamiento de PUQ que estaba quemando. La fuga se detuvo tras los trabajos de intervención del pozo el 16 de mayo de 2012, que implicaron bombear lodo y cemento al pozo. [12]
La causa del incidente fue identificada como corrosión en el revestimiento del pozo G4 y una liberación repentina de gas de la formación Hod sobre el yacimiento productor. [13] Total identificó el origen de la fuga de gas como una capa de depósito de tiza sin explotar de la formación Hod ubicada a una profundidad de 4.500 metros (14.800 pies), sobre el depósito principal , lo cual fue respaldado por análisis que mostraban la ausencia de concentración significativa. de sulfuro de hidrógeno en el gas. La formación Hod había sido aislada mediante una carcasa de acero durante la perforación en 1997.
El 25 de febrero de 2012, se observó un aumento de presión en el anillo de C dentro del pozo y las operaciones de reparación comenzaron el 4 de marzo de 2012. Total cree que el anillo de C falló y se observó una fuga de gas del conductor de 30 pulgadas (760 mm). [14]
Un equipo de inspección compuesto por ocho personas de Total and Wild Well Control, una empresa especializada en control de pozos, abordó la plataforma Elgin el 5 de abril de 2012 para recopilar información sobre el estado de la plataforma. El equipo partió sano y salvo después de cuatro horas. [15]
Durante abril de 2012, se instaló un conjunto desviador alrededor de la cabeza del pozo G4 para desviar el gas que se escapa (estimado entonces en 200.000 metros cúbicos por día (7.100.000 pies cúbicos / d)) lejos de la plataforma de manera controlada, lo que permitió comenzar las operaciones de control del pozo. [16] En mayo de 2012, dos plataformas de perforación estaban trabajando para reparar la fuga. La plataforma semisumergible de West Phoenix estaba trabajando en la operación "top kill". Esto implicó bombear lodo de perforación pesado al pozo a través del conjunto de cabezal de pozo, un método que finalmente logró detener la fuga. Se perforó un pozo de alivio, G4-K1, para "matar el fondo" del pozo con el Sedco 714.
A principios de mayo se realizaron once sobrevuelos de monitoreo del área por aviones de vigilancia de Oil Spill Response Limited, y en ese momento se estimó que el caudal del pozo era de 50.000 metros cúbicos por día (1.800.000 pies cúbicos / d). [17]
El 16 de mayo, Total anunció que se había detenido la fuga. [18]
La producción se reinició el 9 de marzo de 2013.
El 28 de diciembre de 2016, un helicóptero Sikorsky S-92 (matrícula G-WNSR, número de serie 920250 [19] ) operado por CHC Helicopter experimentó "respuestas de control inesperadas" mientras estaba en el aire en un vuelo de rutina entre dos instalaciones petroleras en el Norte. Mar . Los pilotos realizaron un aterrizaje de emergencia en la plataforma West Franklin. [20] Se informa que el helicóptero giró en la plataforma para helicópteros durante el aterrizaje, dañando las ruedas del helicóptero y las palas del rotor. [21] La plataforma para helicópteros también sufrió daños durante el aterrizaje de emergencia. [21] No se reportaron heridos entre los nueve pasajeros y dos tripulantes durante el incidente. [20] El avión fue transportado de regreso a Aberdeen en barco, momento en el que la Subdivisión de Investigación de Accidentes Aéreos comenzó su investigación sobre el incidente. [22]
Sikorsky emitió un aviso el 9 de enero de 2017 poniendo en tierra todos los aviones S-92 hasta que se hayan inspeccionado los rotores de cola. El trabajo de inspección requiere aproximadamente 11 horas hombre para completarse. [23] La Subdivisión de Investigación de Accidentes Aéreos emitió una actualización el 11 de enero de 2017 que informó que el cojinete del eje de cambio de paso del rotor de cola se había atascado. El rodamiento mostraba signos de sobrecalentamiento severo y desgaste significativo. La falla del rodamiento permitió que el eje de transmisión del rotor de cola dañara el servo del rotor de cola. Se considera que el daño al servo del rotor de cola es la causa del control del rotor de cola. Los sistemas de monitoreo de uso y estado descubrieron la falla el día antes del vuelo, pero el equipo de mantenimiento no. [24]
Los campos son operados por Total E&P UK Limited, una subsidiaria de Total SA (anteriormente Elf Aquitaine).
El capital en Elgin y Franklin se fijó mediante un acuerdo de unificación entre tres grupos de socios, y se muestra en la siguiente tabla. [2] West Franklin es propiedad de la misma sociedad.
Los socios en el campo Glenelg se muestran a continuación. [5]
El campo Franklin es un bloque de falla inclinado con pocas fallas internas. El reservorio principal es la arenisca Fulmar del Jurásico Superior (Edad Oxfordiana), que tiene porosidades superiores al 20%. La formación Pentland del Jurásico Medio forma un segundo yacimiento con un depósito de hidrocarburos separado. El embalse está a 5.500 metros (18.000 pies) de profundidad. Está a presiones de 14.000 psi (97.000 kPa) y temperaturas de 190 °C (374 °F). Originalmente, las reservas recuperables de Franklin se estimaron en 820 mil millones de pies cúbicos (23 mil millones de metros cúbicos) de gas natural y 120 millones de barriles (19 × 10 6 m 3 ) de condensado . [25]
La estructura de Elgin es una falla delimitada en lo alto de una "vaina" de lodo del Triásico colapsada. Tiene muchas fallas y está dividido en varios paneles de fallas separados con contactos discretos de gas y agua. El embalse es la misma arenisca Fulmar que Franklin. El embalse Pentland en Elgin es de peor calidad que el que se encuentra debajo de Franklin y no ha sido desarrollado. La estimación original de reservas recuperables para Elgin era de 890 mil millones de pies cúbicos (25 mil millones de metros cúbicos) de gas y 245 millones de barriles (39,0 × 10 6 m 3 ) de condensado. [25]
La estructura de West Franklin tiene un reservorio de formación Fulmar.
El campo Glenelg es un bloque de falla inclinada con un yacimiento de formación Fulmar.
El desarrollo Elgin-Franklin está ubicado en el área central de Graben en el Mar del Norte , a 240 kilómetros (130 millas náuticas) al este de Aberdeen , Escocia, a una profundidad de agua de 93 metros (305 pies). La instalación consta de tres plataformas separadas, dos de las cuales están conectadas por un puente de 90 m (300 pies): dos plataformas de boca de pozo que albergan los pozos, uno para cada uno de los yacimientos de Elgin y Franklin, y el proceso, servicios públicos y cuartos (PUQ). plataforma, que es la plataforma central de procesamiento.
El PUQ es un diseño autoelevable montado sobre pilotes que contiene instalaciones de procesamiento de hidrocarburos, sistemas de control y alojamiento para la tripulación de 97 personas. La estructura fue construida por BARMAC en Nigg , Escocia, e instalada en julio de 2000. La instalación tiene una capacidad de procesamiento de 516 millones de pies cúbicos por día (14,6 × 10 6 m 3 /d) de gas y 175 mil barriles por día (27,8 × 10 3 m 3 /d) de condensado. [26]
La plataforma de boca de pozo de Franklin (WHP) tiene nueve ranuras para pozos (siete pozos en Franklin Field y dos pozos de alcance extendido en West Franklin). Normalmente no está tripulado, pero cuenta con una plataforma para helipuerto y refugio para hasta 20 personas. La plataforma de boca de pozo de Elgin tiene 12 ranuras para pozos (11 pozos en Elgin y un pozo de alcance extendido en Glenelg). Las plataformas están unidas a la PUQ mediante líneas de flujo y fueron instaladas en 1999. La WHP no tiene instalaciones de perforación instaladas ( torre , etc.). Los servicios de perforación y reparación de pozos se brindan cuando es necesario mediante una plataforma autoelevable que opera en modo de licitación.
Las plataformas West Franklin y Elgin B se instalaron en 2014 para permitir la perforación de nuevos pozos de desarrollo en los campos debido a las limitaciones de las instalaciones existentes. En 2017 hubo tres pozos en West Franklin y tres pozos en Elgin B)
El petróleo producido se transporta a través del sistema de oleoductos Forties hasta la terminal Kinneil de BP en Grangemouth, mientras que el gas producido se transporta a través del oleoducto SEAL hasta Bacton, Norfolk .
El embalse de West Franklin es el embalse más caliente y de mayor presión del mundo, con una temperatura de 197 °C (387 °F) y una presión de 1.155 bares (115.500 kPa). [1]