Terminal petrolera de Flotta
.jpg/1280px-Flotta_oil_terminal_2007,_aerial_(geograph_3147714).jpg) La terminal petrolera de Flotta vista desde arriba en 2007 | |
| País | Escocia, Reino Unido |
|---|---|
| Ciudad | Flotta , Orcadas |
| Coordenadas | 58° 20' 22” N 03° 06' 24” O |
| Detalles de la refinería | |
| Operador | Occidental (1974-1991), Elf Enterprises (1991-2000), Repsol Sinopec Resources UK Limited (desde 2000) |
| Propietario(s) | Occidental (1974-1991), Elf Enterprises (1991-2000), Repsol Sinopec Resources UK Limited (desde 2000) |
| Oficial | 1976 |
| Capacidad | 375.000 barriles/día (2017) |
| Número de empleados | 275 (en 1987), 200 (en 1995) |
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La terminal petrolera Flotta es una importante instalación de recepción, procesamiento, almacenamiento y exportación de petróleo crudo en la isla de Flotta , al sur de Scapa Flow en las Islas Orcadas. Recibe y procesa petróleo crudo entregado por un oleoducto submarino desde las plataformas Piper , Claymore , Tartan y Golden Eagle y los campos asociados. La terminal incluye instalaciones para exportar petróleo crudo estabilizado (y anteriormente gases licuados de petróleo) mediante buques cisterna.
Historia
El yacimiento petrolífero Piper fue descubierto por el Grupo Occidental en enero de 1973 y el yacimiento adyacente Claymore en mayo de 1974. [1] Occidental consideró varias opciones para exportar petróleo desde las instalaciones planificadas, entre ellas la carga en alta mar y oleoductos hasta la costa. Se consideraron nueve posibles sitios en tierra para la terminal del oleoducto. [1] Se seleccionó la isla de Flotta porque satisfacía las necesidades operativas y minimizaba el impacto en el medio ambiente natural.
En enero de 1974, la Autoridad de Planificación dio su consentimiento para la primera fase del desarrollo del campo Piper. [1] La terminal (coordenadas 58° 20' 22” N 03° 06' 24” W) recibía petróleo crudo "vivo" de Piper Alpha a través de un oleoducto troncal de 30 pulgadas de diámetro y 125 millas (210 km). Las instalaciones de Flotta incluían una planta para estabilizar el petróleo crudo a un máximo de 250.000 barriles /día; tanques de almacenamiento; e instalaciones de carga de crudo estabilizado y gases licuados de petróleo (GLP) para barcos.
La segunda fase, destinada a albergar el procesamiento del petróleo del yacimiento Claymore, se concedió en el verano de 1976 y supuso la construcción de plantas y tanques adicionales. El coste de la terminal Flotta fue de unos 240 millones de dólares (precios de 1978). [1] En 1984, se estimó que el coste total de la terminal y los oleoductos asociados ascendía a 650 millones de dólares (precios de 1984). [2]
La planta
La fase 1 del desarrollo de la terminal Flotta incluyó: [1]
- Instalaciones de recepción de tuberías, incluido un receptor de raspadores
- Cinco tanques de almacenamiento de petróleo crudo con techo flotante y capacidad para 500.000 barriles
- Dos trenes de proceso de estabilización con capacidad cada uno de 125.000 barriles/día
- Instalaciones de almacenamiento y transferencia de propano
- Dos torres de amarre de un solo punto en Scapa Flow para petroleros de hasta 200.000 toneladas de peso muerto (DWT), con líneas de carga de 48 pulgadas de diámetro
- Muelle de GLP con capacidad para recibir buques de hasta 30.000 DWT
- Sistema de bengalas
- Tratamiento y eliminación de agua de lastre , líneas de deslastre de 36 pulgadas, más línea de eliminación de 36 pulgadas de diámetro
- Servicios públicos: generación de energía, agua contra incendios, aire acondicionado para instrumentos, gas inerte, fueloil, aceite caliente, agua potable, aguas residuales, tratamiento de aguas residuales.
La ingeniería, la adquisición y la construcción estuvieron a cargo de Bechtel International Limited. Turiff Taylor Tarmac fue el contratista general de construcción. Motherwell Bridge Engineering fue responsable de los tanques de almacenamiento de petróleo crudo, los tanques de GLP, los tanques de desalinización, el sistema de antorcha y el sistema de agua contra incendios. NATCO fue responsable del diseño del equipo de proceso. [1]
La fase 1 de la terminal Flotta se completó en la Navidad de 1976 y comenzaron las operaciones de procesamiento de petróleo.
En el verano de 1976 se concedió permiso para ampliar la planta (fase 2) para dar cabida al flujo adicional de petróleo crudo exportado desde Claymore a través del oleoducto de Piper a Flotta. La fase 2 incluía: [1]
- Dos tanques de techo flotante con capacidad para 1.000.000 de barriles
- Dos trenes adicionales de estabilización de aceite de proceso
- Modernización del muelle de GLP para recibir petroleros de 120.000 DWT
La ingeniería y la construcción estuvieron a cargo de Occidental Engineering Company. Motherwell Bridge Engineering construyó los tanques. La segunda fase se completó a fines de 1977. En el verano de 1978, se completó el paisajismo de la terminal. [1]
Operaciones
Tuberías Flotta
El sistema de oleoductos Flotta comprende las siguientes líneas. [3] [2] [4]
| Desde – Hasta | Longitud, millas | Diámetro, pulgadas | Año de puesta en servicio |
|---|---|---|---|
| Piper A – Flota | 130 | 30 | 1976 |
| Claymore – TEE Claymore en la línea troncal de Piper a Flotta | 8 | 30 | 1977 |
| Tartán – Claymore | 17 | 24 | 1980 |
| Scapa-Claymore | 3 | 10 | 1985 |
| Petronella – Tartán | 6 | 8 | 1986 |
| Highlander – Tartán | 9 | 12 | 1985 |
| Rob Roy y Ivanhoe – Claymore | 25 | 14 | 1989 |
| Hamish-Rob Roy | 1990 | ||
| Cantor – Piper B | 7 | 6 | 1993 |
| Piper B – Corbata Claymore | 20 | 30 | 1993 |
| Saltire – Piper B | 4 | 10 | 1993 |
| Iona – Saltire | 1997 | ||
| MacCulloch (productor del norte) – Piper B | 22 | 10 | 1997 |
| Galera – Tartán | 9 | 10 | 1998/2007 |
| Tweedsmuir – Piper B | 34 | 6 | 2007 |
| Duart – Tartán | 5 | 8 | 2007 |
| Águila real – Claymore | 49 | 14 | 2014 |
La especificación de entrada de petróleo al oleoducto Piper a Flotta y, por ende, a la terminal Flotta se muestra en la tabla. [5]
| Parámetro | Valor |
|---|---|
| °Gravedad API | 30 a 40 |
| Agua | 2 % volumen |
| Sedimento base | 0,05 % vol. |
| Viscosidad a 25 °C | 10 cP |
| Punto de fluidez | –3 °C |
| Contenido de cera | 6 % peso |
| Presión de vapor real a 100 °F | 120 psia |
| Azufre total | 1 % en peso. |
| H2S | 1 ppm en peso. |
| CO2 | 0,25 % molar |
| Número de acidez total | 0,05 mg de KOH/g |
| Níquel | 4 ppm en peso. |
| Vanadio | 8 ppm en peso. |
| Mercurio | 0,35 ppb en peso. |
Tratamiento
El crudo vivo del oleoducto Piper a Flotta se envía a uno o más de los cuatro trenes estabilizadores de 125.000 barriles/día. [1] Los trenes incluyen dos etapas de desalinización para eliminar la sal y el agua del petróleo. El petróleo se calienta y entra en las torres estabilizadoras donde las fracciones más ligeras se evaporan. El crudo estabilizado de la base de los estabilizadores se envía a los tanques de almacenamiento de crudo.
Los restos ligeros de la parte superior del estabilizador se comprimen y fluyen hacia el desmetanizador. El metano y el etano se extraen de la parte superior del recipiente y se utilizan como gas combustible, y el excedente se quema en la antorcha. [1] La tasa de quema en 1993 fue de 40.000 m3 / día o 1.460.000 pies cúbicos/día. [3] Los restos pesados de la base del desmetanizador se enviaban al desetanizador y luego al despropanizador. El propano de la parte superior del despropanizador se enfriaba y licuaba y se almacenaba a -40 °C en dos tanques aislados con capacidad para 100.000 barriles. El butano y los restos más pesados de la parte inferior del despropanizador se mezclan con el crudo estabilizado. [1]
El crudo estabilizado generalmente tenía las siguientes propiedades: [5]
| Parámetro | Valor |
|---|---|
| Densidad a 15 °C | 0,8412 kg/ m3 |
| Gravedad API | 36,64° API |
| Azufre total | 0,66 % peso |
| Sales totales | 2,4 libras de NaCl/1000 barriles |
| Contenido de agua | 0,03 % peso |
| Presión de vapor de Reid | 9,61 psi |
El petróleo crudo estabilizado de los tanques de almacenamiento se enviaba a través de líneas de 48 pulgadas de diámetro a uno de los puntos de amarre de un solo punto (SPM) en Scapa Flow o al embarcadero. El GLP se cargaba en el embarcadero. [1] [6]
La tasa de carga del SPM era de 50.000 BPH. El muelle tenía una tasa de carga de petróleo de 80.000 BPH. [5]
El agua de lastre de los buques cisterna se bombeaba a un tanque de almacenamiento de 500.000 barriles, donde se trataba en una unidad de flotación antes de descargarla a través de una tubería de 2,4 kilómetros y 91 centímetros de diámetro en las turbulentas aguas del estuario de Pentland para facilitar su dispersión. [1]
Rendimiento
El rendimiento total de petróleo de la terminal hasta finales de 1997 fue de 258.529 miles de toneladas. [7]
La producción máxima fue de 421.590 barriles/día el 4 de noviembre de 1978. [8]
Propiedad
El Grupo Occidental inicial comprendía: Occidental of Britain Incorporated, Allied Chemicals (Great Britain) Limited, Thomson North Sea Limited y Getty Oil Britain Limited. [1]
En 1984, el Consorcio Occidental comprendía a Occidental Petroleum (Caledonia) Limited, 36,50%; Texaco Britain Limited, 23,50%; International Thomson plc, 20,00%; Union Texas Petroleum Limited, 20,00%. [2]
Tras el desastre del Piper Alpha en julio de 1988, Elf Enterprises Caledonia Limited y sus socios asumieron la propiedad del oleoducto y de la terminal Flotta. [3]
Repsol Sinopec Resources UK Limited se convirtió en el principal accionista y operador en mayo de 2000. [5]
Desarrollos
Tras la puesta en servicio del Piper Alpha en diciembre de 1976, se produjeron los siguientes acontecimientos.
- La plataforma Claymore entró en funcionamiento el 14 de noviembre de 1977, la producción de petróleo se realizó a través de un TEE en la línea troncal Piper Alpha a Flotta. [4]
- La plataforma Tartan comenzó a producirse para Flotta en 1981 a través de la instalación Claymore.
Hasta el 31 de diciembre de 1984 se habían procesado 883 millones de barriles de petróleo en Flotta y se habían cargado 1.554 buques cisterna. [2]
Los siguientes campos que producen para el sistema Flotta se desarrollaron a mediados de la década de 1980. [2]
| Campo | Instalación | Producción a | Tasa de producción de petróleo, millones de toneladas/año | Año de puesta en servicio |
|---|---|---|---|---|
| montañés | Submarino | Tartán | 1.4 | 1985 |
| Escapada | Submarino | Casa antigua | 1,4 + 0,01 LGN | 1985 |
| Petronella | Submarino | Tartán | 0.6 | 1986 |
El desastre del Piper Alpha ocurrió el 6 de julio de 1988. [9] La producción de Piper y a través de ella cesó.
Los siguientes campos, que producen para el sistema Flotta, se desarrollaron a partir de 1989. [3] [2] [8]
| Campo | Instalación | Producción a | Tasa de producción de petróleo, millones de toneladas/año | Año de puesta en servicio |
|---|---|---|---|---|
| Rob Roy | Submarino | Casa antigua | 1.7 | 1989, fuera de servicio [10] |
| Ivanhoe | Submarino | Casa antigua | 1.3 | 1989, fuera de servicio [10] |
| Hamish | Submarino | Rob Roy | 0,1 | 1990, fuera de servicio [10] |
| Piper Bravo | Plataforma | Flotta vía Claymore en el enlace | 4.5 | 1993 |
| Cantor | Submarino | Gaitero B | 0,2 + 0,2 condensado | 1993 |
| Saltire | Plataforma | Gaitero B | 2,3 + 0,10 LGN | 1993 |
| Iona | Submarino | Saltire | 0,05 + 0,006 LGN | 1997 |
| MacCulloch | Semisumergible (Productor del Norte) /Submarino | Gaitero B | 2.9 | 1997, fuera de servicio [11] |
| Galera | Semisumergible (AH001) / Submarino | Tartán | 35.000 barriles diarios | 1998 y 2007 |
| Tweedsmuir | Submarino | Gaitero B | 2007 | |
| Duart | Submarino | Tartán | 6.000 barriles diarios | 2007 |
| Águila dorada | Plataforma | Casa antigua | 70.000 barriles diarios | 2014 |
El desarrollo del Golden Eagle duplicó efectivamente la producción a través de la terminal Flotta. [8]
En 2017, 40 años después de su puesta en servicio, se habían procesado 2.600 millones de barriles de petróleo a través de la terminal Flotta. [8]
En 2017, uno de los trenes estabilizadores fue desmantelado. Los tres trenes restantes tenían una capacidad combinada de 375.000 barriles/día. [2]
En 2017, no había suficientes volúmenes de gas para que la operación de la planta de gas fuera económicamente viable. Se propuso desmantelar el sistema. El gas de los estabilizadores se utilizó para generar electricidad y como gas combustible en los calentadores de aceite térmico. [2]
Los amarres de un solo punto se han descontinuado y no están operativos. [2] [6]
En su forma actual (2020), la terminal solo exporta petróleo crudo estabilizado a través de buques cisterna cargados en el muelle. En 2016, 50 buques cisterna visitaron la terminal. [8]
Véase también
- Petróleo del Mar del Norte
- Terminal petrolera
- Terminal de Sullom Voe
- Terminal petrolera de Teesside
- Terminales petroleras en el Reino Unido
- Lista de yacimientos de petróleo y gas en el Mar del Norte
Referencias
- ^ abcdefghijklmn Duggan, PC (1978). Terminales costeras: petróleo en Una guía para la tecnología del petróleo y el gas del Mar del Norte . Londres: Heyden & Son. págs. 138-148. ISBN 0855013168.
- ^ abcdefghi «Terminal de manipulación de petróleo de Flotta en Orkney» (PDF) . 1987. Consultado el 27 de septiembre de 2020 .[ enlace muerto permanente ]
- ^ abcd Departamento de Comercio e Industria (1994). The Energy Report . Londres: HMSO. ISBN 0115153802.
- ^ ab "La historia del sistema de oleoductos Piper-Claymore-Flotta". onepetro . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ abcd «Terminal de flota de Repsol Sinopec Resources UK» (PDF) . Repsol . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ ab "Terminal petrolera Flotta de Orkney Harbours". Orkney Harbours . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ Anexo F.1 del Compendio de estadísticas energéticas del Reino Unido (DUKES) Petróleo crudo
- ^ abcde «La terminal de flota de Repsol Sinopec Resources UK cumple 40 años de servicio en el Mar del Norte». Repsol . 13 de septiembre de 2017 . Consultado el 27 de septiembre de 2020 .
- ^ More, Charles (2009). Oro negro: Gran Bretaña y el petróleo en el siglo XX . Londres: Continuum. pp. 166-7. ISBN. 9781847250438.
- ^ abc "Programas de desmantelamiento de los campos Ivanhoe y Rob Roy" (PDF) . Consultado el 28 de septiembre de 2020 .
- ^ "Desmantelamiento de MacCulloch" (PDF) . Consultado el 30 de septiembre de 2020 .
