Campo petrolífero de Harding

El yacimiento petrolífero de Harding es un pequeño yacimiento petrolífero operado por TAQA , en el bloque 9/23b del Mar del Norte , aproximadamente a 200 millas (320 km) al noreste de Aberdeen y en 110 metros (360 pies) de agua. ^{[ 1 ]}  

El yacimiento se descubrió en 1987, cuando se halló petróleo en el Eoceno a una profundidad de 1850 metros (6070 pies) . Originalmente se denominó yacimiento Forth , pero en 1993 se le cambió el nombre en memoria de David Harding, quien fue director ejecutivo de las operaciones de BP Exploration en el Reino Unido durante la evaluación del yacimiento. ^{[ 2 ]} Sin embargo, la abundancia de ácido nafténico en el petróleo hizo que su desarrollo resultara poco atractivo en aquel momento. El crudo es pesado y nafténico, y generalmente tiene un valor inferior en comparación con otros petróleos del Mar del Norte. En consecuencia, se decidió exportarlo en buques cisterna en lugar de mezclarlo en un oleoducto. Por lo tanto, el petróleo del yacimiento Harding se almacena en alta mar. La solución de desarrollo seleccionada fue una unidad de producción autoelevable de acero de alta resistencia, basada en un diseño propio de ^Technip Geoproduction , que descansa sobre una base de gravedad de hormigón con capacidad de almacenamiento para 550 000 barriles (87 000 m³ ) de petróleo. ^{[ 3 ]}  

El yacimiento de Harding se compone, de hecho, de cinco reservorios independientes . El mayor es el central, donde se ubican la mayoría de los pozos y el lugar de reinyección de gas. También existen yacimientos más pequeños al norte, noreste, sur y sureste, todos denominados de la misma manera. Esto ha dado lugar a un sistema de nomenclatura de pozos único, además del uso tradicional de números de pozo DTI y números de ranura, que identifica cada pozo según el yacimiento en el que se ha perforado y su propósito.

Las formaciones no están consolidadas, lo que aumenta la probabilidad de que los pozos produzcan arena. Para evitarlo, no se utilizan terminaciones de pozo entubadas tradicionales en ninguno de los pozos de Harding. En su lugar, todos los pozos utilizan filtros de arena.

Actualmente (2017), Harding produce alrededor de 10 mil barriles por día (1,6 × 10³ ^{m³ / d} ) de petróleo, provenientes de 15 pozos, y 2,5 millones de pies cúbicos por día (71 × 10³ m³ /d) ^de gas, la mayor parte del cual se reinyecta. Todos los pozos de producción utilizan el sistema ^de levantamiento por gas . El yacimiento central se sustenta mediante dos pozos de inyección de agua y un inyector de gas. Los campos sur y norte cuentan con un inyector de agua cada uno, aunque el inyector del campo norte se encuentra actualmente suspendido.    

Los fluidos del pozo se procesan en el separador de primera etapa de dos fases (líquido y gas). ^{[ 4 ]} Los líquidos separados fluyen al separador de segunda etapa de tres fases (petróleo, gas y agua). Tras la dosificación, el flujo de petróleo se dirige a los tanques de almacenamiento y de allí a un buque cisterna o al oleoducto de Harding. El vapor del separador de segunda etapa se comprime en el compresor de baja presión y se mezcla con el vapor del separador de primera etapa, transfiriéndose al sistema de gas. También hay un separador de prueba para el análisis de pozos. El petróleo fluye a la entrada del separador de primera etapa y el vapor al sistema de gas. ^{[ 4 ]}

Toda el agua producida se reinyecta. Además, existen dos pozos acuíferos para proporcionar agua de inyección adicional, si fuera necesario.

Al no existir un gasoducto, la mayor parte del gas producido se ha reinyectado en la capa superior del yacimiento central , almacenándolo para su producción después de 2021, cuando la plataforma se convierta en productora de gas tras el declive de la producción de petróleo.

El yacimiento de Harding también contiene gas, que TAQA espera explotar en el futuro. En 2006, BP anunció planes para desarrollar los recursos de gas mediante el Proyecto de Gas del Área de Harding. Sin embargo, diversos factores hicieron que este concepto original de desarrollo resultara poco competitivo, en particular los bajos precios del gas y el aumento de los costes de desarrollo. El proyecto se está replanteando y, en 2018, TAQA mantuvo conversaciones con su entonces socio, Maersk Oil , para explorar opciones de desarrollo alternativas para los recursos de gas de la zona.