Los yacimientos Elgin-Franklin son dos yacimientos de condensado de gas adyacentes ubicados en el área de Graben Central 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 yacimientos Elgin y Franklin es el mayor desarrollo de alta presión y alta temperatura del mundo, y también contiene el yacimiento más caliente y de mayor temperatura del mundo, West Franklin, y el yacimiento Glenelg.
El 25 de marzo de 2012, se produjo una fuga de gas en la plataforma Elgin, lo que obligó a interrumpir la producción y a evacuar al personal. La fuga se prolongó durante más de siete semanas y se detuvo tras las obras de intervención del pozo el 16 de mayo de 2012. La producción de los yacimientos 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 recibió el nombre del explorador británico Sir John Franklin , y la primera producción fue en agosto de 2001. [2]
El yacimiento Elgin fue descubierto por el pozo 22/30c-8 en 1991 y evaluado por los pozos 22/30c-10 en 1992/1993 y 22/30c-13 en 1994, perforados por Elf Aquitaine . El yacimiento recibió su nombre de la ciudad escocesa de Elgin . También se lo nombra como un homenaje a un geólogo llamado Nigel que fue fundamental en el descubrimiento del yacimiento; Elgin es un anagrama de Nigel. [3] La producción del yacimiento 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] Su nombre hace referencia a la ciudad escocesa de Glenelg, en las Tierras Altas . Fue desarrollado por un pozo de expansión perforado desde la plataforma Elgin y la primera producción se produjo en marzo de 2006. [5]
El yacimiento West Franklin fue descubierto por Total en 2003. Fue desarrollado por 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] Se instaló una nueva plataforma de boca de pozo en West Franklin en 2014 y se perforaron tres pozos a partir de 2016. La producción del primer pozo (29/5b-H1Z) comenzó en 2015. [7] También se ha instalado una segunda plataforma de boca de pozo Elgin B en Elgin y está conectada mediante 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 de la boca del pozo Elgin, dentro del pozo 22/30c-G4, durante las operaciones para taponar 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 del personal restantes fueron evacuados más tarde ese mismo día. [9]
En el momento del incidente, los campos estaban produciendo 120.000 barriles por día (19.000 m3 / d) de petróleo equivalente, aproximadamente el 7% de la producción de gas del Reino Unido. [10] Se liberaron gas metano al medio ambiente, así como entre dos y 23 toneladas de condensado que formaron una capa en la superficie del mar de aproximadamente 6 millas náuticas (11 km; 6,9 mi) de longitud. La Guardia Costera de Su Majestad declaró una zona de exclusión de 2 millas náuticas (3,7 km; 2,3 mi) para barcos y una zona de exclusión de 3 millas (4,8 km) para aeronaves. 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 nmi) de Elgin. [11] En su punto máximo, se liberaban 200.000 metros cúbicos por día (7.100.000 pies cúbicos/día) de gas, lo que disminuyó cuando se perforó un pozo de alivio . La antorcha de la plataforma estuvo encendida hasta el 31 de marzo de 2012, lo que representa un riesgo potencial de ignición para el gas que se escapaba si cambiaba la dirección del viento. Total anunció que la antorcha se apagó espontáneamente el sábado 31 de marzo de 2012 después de que se agotaran los residuos volátiles dentro de las instalaciones de procesamiento de PUQ que estaba quemando. La fuga se detuvo después de 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 la carcasa del pozo G4 y una liberación repentina de gas de la formación Hod por encima del yacimiento productor. [13] Total identificó el origen de la fuga de gas como una capa de yacimiento de tiza sin explotar de la formación Hod ubicada a una profundidad de 4.500 metros (14.800 pies), por encima del yacimiento principal , lo que fue respaldado por un análisis que mostró la ausencia de una concentración significativa de sulfuro de hidrógeno en el gas. La formación Hod había sido aislada por una carcasa de acero durante la perforación en 1997.
El 25 de febrero de 2012, se observó un aumento de presión en el anillo C dentro del pozo y las operaciones de remediación comenzaron el 4 de marzo de 2012. Total cree que el anillo C falló y se observó una fuga de gas del conductor de 30 pulgadas (760 mm). [14]
El 5 de abril de 2012, un equipo de inspección compuesto por ocho personas de Total y Wild Well Control, una empresa especializada en control de pozos, subió a bordo de la plataforma Elgin para recabar información sobre el estado de la misma. El equipo salió sano y salvo al cabo de cuatro horas. [15]
Durante abril de 2012 se instaló un conjunto desviador alrededor de la boca del pozo G4 para desviar el gas que se escapaba (que se estimaba en ese momento en 200.000 metros cúbicos por día [7.100.000 pies cúbicos/día]) lejos de la plataforma de una manera controlada, lo que permitió que comenzaran las operaciones de control del pozo. [16] En mayo de 2012, dos plataformas de perforación estaban trabajando en la reparación de la fuga. La plataforma semisumergible West Phoenix estaba trabajando en la operación de "matanza superior". Esto implicaba bombear lodo de perforación densificado al pozo a través del conjunto de la boca del pozo, un método que finalmente tuvo éxito en detener la fuga. Se perforó un pozo de alivio, G4-K1, para "matar el fondo" del pozo con la Sedco 714.
A principios de mayo se realizaron once vuelos de vigilancia de la zona con aviones de vigilancia de Oil Spill Response Limited, y se estimó en ese momento que el caudal del pozo era de 50.000 metros cúbicos por día (1.800.000 pies cúbicos por día). [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 se encontraba en el aire en un vuelo rutinario de enlace entre dos instalaciones petroleras en el Mar del Norte . Los pilotos realizaron un aterrizaje de emergencia en la plataforma West Franklin. [20] Se informó que el helicóptero giró en la heliplataforma durante el aterrizaje, dañando las ruedas y las palas del rotor. [21] La heliplataforma también sufrió daños durante el aterrizaje de emergencia. [21] No se reportaron heridos entre los nueve pasajeros y dos tripulantes durante el incidente. [20] La aeronave fue transportada de regreso a Aberdeen por barco, momento en el que la División de Investigación de Accidentes Aéreos comenzó su investigación sobre el incidente. [22]
El 9 de enero de 2017, Sikorsky emitió un aviso para dejar en tierra a todos los aviones S-92 hasta que se inspeccionaran los rotores de cola. El trabajo de inspección lleva aproximadamente 11 horas-hombre para completarse. [23] La División de Investigación de Accidentes Aéreos emitió una actualización el 11 de enero de 2017 en la que se informaba de que el cojinete del eje de cambio de paso del rotor de cola se había agarrotado. El cojinete mostraba signos de sobrecalentamiento grave y desgaste significativo. La falla del cojinete permitió que el eje de transmisión del rotor de cola dañara el servo del rotor de cola. El daño al servo del rotor de cola se considera la causa del control del rotor de cola. Los sistemas de control de uso y salud habían descubierto 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).
La participación 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 yacimiento Franklin es un bloque de falla inclinada con pocas fallas internas. El principal yacimiento 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 yacimiento se encuentra a 5500 metros (18 000 pies) de profundidad. Se encuentra 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. Está muy fracturada y dividida en varios paneles de fallas separados con contactos discretos de agua y gas. El yacimiento es la misma arenisca Fulmar que Franklin. El yacimiento Pentland en Elgin es de peor calidad que el que se encuentra debajo de Franklin y no ha sido desarrollado. La estimación original de las 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 West Franklin tiene un yacimiento de formación Fulmar.
El campo Glenelg es un bloque de falla inclinado con un yacimiento de formación Fulmar.
El proyecto Elgin-Franklin está ubicado en la zona de Graben Central 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). La instalación consta de tres plataformas independientes, 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 los yacimientos de Elgin y Franklin, y la plataforma de proceso, servicios y alojamiento (PUQ), que es la plataforma de procesamiento central.
El PUQ es un diseño de plataforma elevadora sobre pilotes que contiene instalaciones de procesamiento de hidrocarburos, sistemas de control y alojamiento para la tripulación del 97. 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 el campo Franklin y dos pozos de alcance extendido en West Franklin). Normalmente no está tripulada, pero tiene una plataforma para helicópteros y un 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 conectadas a la PUQ por líneas de flujo y se instalaron en 1999. La WHP no tiene instalaciones de perforación instaladas ( torre de perforación , etc.). Los servicios de perforación y reacondicionamiento de pozos se brindan cuando es necesario mediante una plataforma elevadora que opera en modo de licitación.
Las plataformas West Franklin y Elgin B se instalaron en 2014 para permitir la perforación de más pozos de desarrollo en los campos debido a las limitaciones de las instalaciones existentes. En 2017, había 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 yacimiento de West Franklin es el más caliente y de mayor presión del mundo, con una temperatura de 197 °C (387 °F) y una presión de 1155 bares (115 500 kPa). [1]