El yacimiento petrolífero Schiehallion es un yacimiento petrolífero en alta mar en aguas profundas que se encuentra aproximadamente a 175 kilómetros (110 millas) al oeste de las Islas Shetland en el Océano Atlántico Norte . El yacimiento Schiehallion y el yacimiento adyacente Loyal fueron desarrollados conjuntamente por BP en nombre de los socios del yacimiento Schiehallion; BP, Shell , Amerada Hess , Murphy Oil , Statoil y OMV , y los socios del yacimiento Loyal; BP y Shell.
El campo Schiehallion, junto con los campos Foinaven , Clair , Lancaster y Solan, forman el área fronteriza generalmente denominada Oeste de Shetland .
El yacimiento de Schiehallion fue descubierto en 1993 por el buque de perforación semisumergible Ocean Alliance mientras perforaba el tercer pozo de exploración en el bloque 204 (pozo 204–3). El yacimiento está ubicado en los bloques 204/20 y 204/25 de la plataforma continental del Reino Unido a una profundidad de agua de 350 a 450 metros (1150 a 1480 pies). Se estima que las reservas de petróleo recuperables de Schiehallion están entre 450 y 600 millones de barriles (72 × 10 6 y 95 × 10 6 m 3 ). [1] [2] Schiehallion debe su nombre a una montaña en las tierras altas.
Durante 1994 y 1995 se llevó a cabo una evaluación de los yacimientos de Schiehallion y Loyal, que culminó con una exitosa prueba de pozo extendida, que demostró tasas de producción de hasta 20.000 barriles por día (3.200 m3 / d). El desarrollo combinado de los yacimientos de Schiehallion y Loyal fue aprobado en abril de 1996 y la producción de petróleo comenzó el 29 de julio de 1998. [1]
El diseño y la construcción del buque FPSO Schiehallion se encargó a la Atlantic Frontier Alliance , un consorcio de contratación ad hoc formado por Harland and Wolff , SBM Offshore y Brown and Root . [3] El buque fue diseñado como una forma de barcaza simple, con una longitud de 245 metros (804 pies) similar a un petrolero Suezmax . El contrato se adjudicó en junio de 1995. El buque se construyó en el astillero Harland and Wolff en Belfast y se entregó al operador BP el 31 de diciembre de 1997. El buque tiene un peso muerto de 154.000 toneladas (152.000 toneladas largas; 170.000 toneladas cortas), una capacidad de procesamiento de 200.000 barriles por día (32.000 m 3 /d), y una capacidad de almacenamiento de 900.000 barriles (140.000 m 3 ). [2]
El petróleo y el gas se extraen de pozos submarinos a través de colectores y líneas de flujo rígidas hasta un lugar debajo del buque. Desde este punto, tubos ascendentes flexibles llevan el flujo de producción al buque FPSO Schiehallion. Hay 42 pozos submarinos en total en cinco grupos con tasas de producción máximas de alrededor de 190.000 barriles por día (30.000 m 3 /d). [1]
El fluido del pozo de los eslabones giratorios de producción se encaminó a dos trenes de producción de petróleo paralelos. [4] El fluido se encaminó primero a un recipiente Slug Catcher horizontal que permitía retener los lingotes de líquido formados en las líneas de flujo y alimentarlos hacia adelante a una velocidad controlada constante. El petróleo del Slug Catcher se calentó y se encaminó al separador de primera etapa horizontal trifásico (petróleo, gas y agua producida ). El gas del Slug Catcher también se encaminó al separador de primera etapa, pero sin calentamiento. El petróleo separado del separador de primera etapa se calentó aún más y luego se encaminó al separador de segunda etapa horizontal trifásico. Desde aquí, el petróleo se transfirió a un coalescente electrostático donde se eliminó más agua producida de la corriente de petróleo. El petróleo del coalescente se enfrió y se transfirió a los tanques de almacenamiento de petróleo. El gas del separador de primera etapa se encaminó a la compresión de alta presión (HP) y el gas del separador de segunda etapa se encaminó a la compresión de baja presión (LP). [5] El agua producida del separador de primera etapa fluye hacia los hidrociclones donde se elimina el petróleo antes de su eliminación por la borda. El agua producida mezclada del separador de segunda etapa y el coalescedor se bombea de regreso a la entrada del separador de primera etapa. También se proporciona un separador de prueba para probar el pozo. El petróleo se envía a uno de los separadores de segunda etapa y el gas separado a los trenes de compresión de baja presión (LP) o alta presión (HP). [4] El vapor de los separadores de segunda etapa del tren A y del tren B se comprimió en el compresor LP común y se mezcló con el vapor de los separadores de primera etapa. Hubo dos etapas más de compresión en el compresor de gas de primera etapa de HP y el compresor de gas de segunda etapa de HP. El gas se enfrió en el posenfriador de segunda etapa de HP y se deshidrató por contacto a contracorriente con glicol en el contactor de glicol. Desde aquí, se tomó una corriente lateral de gas para gas combustible para los generadores de energía y para su uso como gas de manta, purga y piloto. El gas restante se comprimía en el compresor de gas de tercera etapa de alta presión y, después de enfriarse, se utilizaba para bombear gas a los pozos submarinos. Parte del gas se comprimía aún más en el compresor de inyección de gas de alta presión y se inyectaba nuevamente en el yacimiento a través del pozo de inyección de gas o se exportaba por tubería. También había instalaciones para importar gas para su uso como gas combustible después de calentarlo y reducir la presión. [5]
El petróleo se exporta principalmente a la terminal de Sullom Voe mediante el buque cisterna Loch Rannoch , posicionado dinámicamente, entregado en agosto de 1998 y operado por BP Shipping. [6]
El gas natural producido se utiliza en parte para propulsar el buque. El resto del gas se exporta a través del gasoducto West of Shetland hasta la terminal Sullom Voe . Parte del gas exportado se utiliza como combustible en la central eléctrica Sullom Voe operada por Fortum . El resto se enriquece con gas licuado de petróleo y se exporta a la plataforma Magnus para una mejor recuperación de petróleo en el yacimiento Magnus . [1]
Después de más de una década de trabajo en el duro Atlántico Norte, el FPSO Schiehallion se encontraba en malas condiciones y requería un mantenimiento y reparaciones importantes, que solo podían realizarse en la temporada de verano debido al clima hostil de la región. El aumento de la producción de agua estaba afectando la composición de los fluidos de producción y el sistema de procesamiento del FPSO se estaba viendo muy limitado por el alto volumen de agua. Como consecuencia, la producción se suspendió a principios de 2013 para permitir la preparación de una reurbanización de 3.000 millones de libras esterlinas de la zona del campo Schiehallion. Un FPSO (el Glen Lyon), una nueva infraestructura submarina y tecnología submarina desempeñarán un papel importante en la reurbanización de estos campos, al igual que el uso de un nuevo plan de recuperación mejorada de petróleo. La renovación, que se prevé que comience a funcionar en 2016, ampliará la producción del centro más allá de 2035. Los yacimientos Schiehallion y Loyal han producido casi 400 millones de barriles de petróleo desde que comenzó la producción en 1998 y se estima que todavía hay 450 millones de barriles de recursos disponibles, más de lo que se pensaba originalmente. La FPSO Schiehallion se vendió a un tercero y finalmente se envió al astillero de desguace de barcos de Alang en la India, que es conocido por la eliminación insegura de buques y materiales relacionados con la industria del petróleo y el gas. [7]
El Glen Lyon comenzó a producir el 15 de mayo de 2017. [8]
