Campo petrolífero de Hutton

El yacimiento petrolífero de Hutton , situado en la plataforma continental del Reino Unido , fue el lugar donde se instaló la primera plataforma de producción de patas tensadas (TLP, por sus siglas en inglés).

El yacimiento petrolífero de Hutton se encuentra en la cuenca de East Shetland, en el mar del Norte británico, en el lado occidental del graben vikingo. Abarca los bloques británicos 211/27 y 211/28. El yacimiento fue descubierto en julio de 1973 por el pozo 211/28-1a de ConocoPhillips y fue operado por Conoco (UK) Limited. El yacimiento recibe su nombre de James Hutton , geólogo del siglo XVIII, conocido como el padre de la geología. ^{[ 1 ]}

La estructura comprende una serie de bloques de falla inclinados con buzamiento hacia el suroeste. Las areniscas del yacimiento son del Jurásico Medio y se depositaron como resultado de la progradación deltaica en el área de Hutton. Las areniscas del Grupo Brent, productoras de petróleo , varían en espesor de 150  pies a 380  pies, con porosidades promedio del 22 % y permeabilidades de 500 a 2000 md en las zonas productoras. Las reservas recuperables originales se estimaron en 190 millones de barriles, de los cuales el campo había producido 107 millones de barriles para 1991. ^{[ 2 ]}

La producción del yacimiento comenzó en agosto de 1984 y aumentó rápidamente hasta alcanzar un pico en 1986 con un valor de producción anual total de 34 millones de barriles (5,4 millones de metros cúbicos ) . ^{[ 3 ]} Posteriormente, esta disminuyó de forma alarmante y se estabilizó en cierta medida con la introducción de la inyección de agua. ^{[ 4 ]} Para 1995, las tasas de producción volvieron a caer, con poco más de 1 millón de barriles (160 mil m³ ) producidos durante los primeros cinco meses de 2001. El yacimiento se retiró en el verano de 2001, habiendo producido aproximadamente ²⁶⁵ millones de barriles (42,1 millones ^de m³ ) a lo largo de su vida útil, superando las estimaciones iniciales de 190 millones de barriles (30 millones ^de m³ ) de petróleo recuperable. ^{[ 4 ] [ 3 ]}              

Vickers Offshore (Proyectos y Desarrollos) había estado trabajando en el concepto TLP desde 1974. El diseño de la superestructura de Hutton fue adjudicado en 1981 a Brown & Root . La superestructura integrada se construyó en el astillero McDermott Ardersier en Escocia, y el casco en el astillero HiFab Nigg . Hutton TLP fue instalado en 1984 por Aker Offshore . ^{[ 5 ]} Fue la primera plataforma de patas de tensión amarrada permanentemente al fondo marino mediante cables o tendones en cada una de las esquinas de la estructura. ^{[ 6 ]} Los cables podían retirarse y reemplazarse utilizando una innovadora grúa polar ubicada en la parte superior de las cuatro columnas de las esquinas.

La plataforma Hutton TLP fue diseñada originalmente para una vida útil de 25 años en el Mar del Norte, a profundidades de entre 100 y 1000 metros. Contaba con 16 patas de tensión. Su peso variaba entre 46 500 y 55 000 toneladas cuando estaba anclada al fondo marino, pero alcanzaba hasta 61 580 toneladas cuando flotaba libremente. ^{[ 7 ]} La superficie total de sus alojamientos era de aproximadamente 3500 metros cuadrados y albergaba más de 100 camarotes, aunque solo se necesitaban 40 personas para el mantenimiento de la estructura. ^{[ 7 ]}

En el momento del desmantelamiento, el yacimiento era operado por Kerr-McGee . La plataforma TLP fue retirada para su reutilización fuera del Reino Unido cuando fue adquirida por Sevmorneftegaz, una filial de Gazprom , en agosto de 2002, y después de que su programa de desmantelamiento fuera aprobado por el Gobierno del Reino Unido. ^{[ 8 ]}

La plataforma flotante fue remolcada a Murmansk , Rusia, donde se desmontaron la superestructura y el casco principal. Posteriormente, la superestructura fue transportada en barcaza al astillero Sevmash en Severodvinsk , donde se almacenó temporalmente mientras se sometía a trabajos de reacondicionamiento y reparación.

Después de completarse, las superestructuras se reinstalaron en una nueva estructura de casco de la plataforma Prirazlomnaya y serán remolcadas a su posición listas para un nuevo rol en el desarrollo del Campo Prirazlomnoye , 1200 kilómetros (750 millas) al noreste de Arkhangelsk en el Mar de Pechora . ^{[ 6 ] [ 8 ]} A principios de 2009, el casco del antiguo Hutton TLP estaba siendo remolcado desde Murmansk al Golfo de México para reinstalarlo en una nueva estructura, ^{[ 8 ]} sin embargo, el proyecto fue cancelado y el casco se encuentra actualmente almacenado en frío en el Cromarty Firth, Escocia. ^{[ 9 ]} En mayo de 2021, el casco del Hutton TLP fue comprado y actualmente está en proceso de desmantelamiento en Invergordon, completando así su vida útil cerca del lugar donde fue construido. 

El campo North West Hutton se encuentra a 130  km al noreste de las Islas Shetland, en el Bloque 211/27a del Mar del Norte británico. La profundidad del agua es de 143 m. El campo fue descubierto en 1975 por el Grupo Amoco y la instalación fue operada por Amoco (UK) Exploration Company . El campo tenía reservas totales estimadas de 487 millones de barriles de petróleo equivalente (boe). ^{[ 10 ]} El yacimiento es una arenisca del Jurásico Medio a una profundidad de 11.500 pies. El petróleo tiene una gravedad API de 37° y una relación gas-petróleo de 550 scf/bbl. Las reservas recuperables totales eran de 185 millones de barriles de petróleo, 16 millones de barriles de líquidos de gas natural y 56.392 millones de pies cúbicos de gas. ^{[ 11 ]}

La plataforma de acero North West Hutton fue construida por McDermott Scotland en Ardersier y se instaló (61°06'24”N 01°31'33”E) en septiembre de 1981 y la producción comenzó en 1983. ^{[ 12 ]} Las superestructuras fueron diseñadas por McDermot Engineering. La planta tenía una capacidad de 50 000 barriles de petróleo por día y 30 000 barriles de agua producida por día. La planta comprendía dos separadores de primera etapa de 3 fases en paralelo (petróleo, gas y agua producida ) que operaban a una presión de 440 kPa y un separador de segunda etapa común de 3 fases que operaba a una presión de 241 kPa. Las bombas de envío de petróleo con una capacidad de 55 000 barriles por día entregaban petróleo al oleoducto de exportación a la instalación Cormorant A a una presión de 3447 kPa. El gas procedente de los separadores de primera y segunda etapa se comprimió a una presión de 7791 kPa. El gas se deshidrató en un deshidratador de glicol a contracorriente que operaba a 1000 kPa; la corriente de gas también podía pasar por una unidad de óxido de zinc para eliminar los compuestos de azufre. Una unidad turboexpansora/recompresora y una válvula Joule-Thomson permitieron que el gas se expandiera y enfriara (de 7550 kPa a 11  °C a 3931 kPa a –13  °C) para extraer los líquidos del gas natural (LGN). Estos, junto con el condensado de los depuradores del compresor, se mezclaron con la corriente de petróleo de exportación. También existía una instalación para reinyectar LGN en un pozo. El gas se recomprimió en los compresores de gas de venta a una presión de 13894 kPa para su exportación por gasoducto a un caudal de 6,9 ​​millones de pies cúbicos (200 mil metros cúbicos ) por día en condiciones estándar o, en etapas posteriores de la vida útil del campo, para el levantamiento de gas de los pozos a 65,3 millones de pies ^cúbicos (1,85 millones ^de m³ ) por día. El gas se exportó a la instalación Ninian Central. El compresor de primera etapa (6702 caballos de fuerza al freno , BHP) y los compresores de segunda etapa (5128 BHP) fueron accionados por turbinas de gas, al igual que los compresores de gas de venta (2700 BHP y 1630 BHP). El ^consumo de gas combustible en la plataforma fue de 14,7 millones de pies ^cúbicos (420 mil m³ ) por día. En etapas posteriores de la vida útil del campo, se instalaron hidrociclones para eliminar el petróleo de las corrientes de agua producida antes de su descarga al mar. ^{[ 13 ]}          

La capacidad de diseño era de 130.000 barriles de petróleo por día y una capacidad de inyección de agua de 100.000 barriles de agua por día. La producción máxima fue de 85.000 barriles de petróleo por día más 35 millones de pies cúbicos estándar por día de gas en 1983. ^{[ 11 ]}

La producción en North West Hutton cesó en 2002, y el Departamento de Comercio e Industria aprobó el desmantelamiento en 2006. La superestructura fue retirada en 2009. ^{[ 10 ]}

Reconversión de una plataforma marina, la TLP Hutton por Pierre Fuentes, École Nationale Supérieure d'Architecture de Lille, 2003.