D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 11 Asignatura: Perforación en Aguas Profundas Introducción Profesor: Dr. Nelson.

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1 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 11 Asignatura: Perforación en Aguas Profundas Introducción Profesor: Dr. Nelson Barros G.

2 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 2 Contenido I.Introducción II.Condiciones ambientales III.Exploración y Perforación de Pozos IV.Sistemas de Explotación V.Sistemas Submarinos VI.Risers y ductos marinos VII.Aseguramiento del Flujo VIII.Sistemas Flotantes IX.Conclusiones

3 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Tipos de infraestructura de PEMEX para la producción en el mar Fuente 3.bp.blogspot.com Explotación en el Golfo de México Plataformas fijas Aguas someras (Tirantes<100 m) FSO TakunTah, campo Cantarell (75 m tirante) FPSO “Yuum K’ak’Náab”, campos Ku-Maloob-Zaap (85 m tirante) Fuente www.offshore-technology.com I. Introducción

4 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Plataformas Fijas Fuente: Offshore Magazine, www.offshore-mag.com I. Introducción

5 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 5 I. Introducción ¿Qué se entiende por Aguas profundas? Fuente: Blanco-Galán, IMP-2009 API.- Tirante de agua entre 610 m (2,000 pies) y 1,830 m (6,000 pies). Más allá de los 1,830 m (6,000 pies) se denomina aguas ultraprofundas. MMS.- Aguas someras aquellas por debajo de 304.8 m (1,000 pies), profundas las mayores 304.8m (1,000 pies) pero debajo de 1,523.9 m (5,000 pies) y aguas ultraprofundas las mayores a 1,523.9 m (5,000 pies). DEA.- Bajo consenso, en 1998 define aguas profundas como los tirantes de agua mayores a 457.2 m (1,500 pies). PEMEX: Tirantes de agua superiores a 500 m.

6 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 6 I. Introducción Principales regiones productoras en aguas profundas Fuente: Petrobras, Seminario a PEMEX, 2005

7 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 7 I. Introducción Actividad exploratoria de PEMEX en Aguas Profundas Fuente: Morales-Gil, 2009 X X X Año 2009 Gas Holok y Leek No-Productores Cox y Catamat

8 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 8 II. Condiciones Ambientales Corrientes marinas Tormentas

9 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 9 III. Exploración y Perforación de Pozos Fuente: Ávila-Carrera y Lara-Mendez, IMP 2008 Plataformas de Perforación (MODU) Exploración Sísmica

10 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 10 IV. Sistemas de Explotación

11 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 11 V. Sistemas Submarinos Fuente: Lara-Mendez, IMP 2008 Sistema de Anclaje Risers ROV Pozos Submarina de Umbilical (SUTA) Umbilical Principal Umbilicales Secundarios Manifold Plet Líneas de Flujo Sistema de Anclaje Risers ROV Pozos Terminal Submarina de Umbilical (SUTA) Umbilical Principal Jumper Umbilicales Secundarios Manifold Arbol Submarino SISTEMA SUBMARINOS

12 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 12 VI. Risers y ductos marinos Risers Flexibles, rígidos verticales o SCR Catenaria simple Catenaria en onda Tubería flexible Fuente: Lara-Mendez, IMP 2008

13 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, COMENTARIOS RISER: sostienen a tension, otras capas de tuberia friccion Existen risers en catenarias en onda (brazil) En aguas prof. No hay buen desarrollo de ductos flexibles, tienen la idea de usar acero pero flexibles llamados SCR (riser en catenaria de acero) Los scr fallan por fatiga cuando llegan a la embarcación, dependiendo el comportamiento de los sist. Dinámicos tu debes usar ciertos risers. Criterios e diseño de riser: desplazamientos permisibles 13

14 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 14 Fuente: Lara-Mendez, IMP 2008 Línea submarina Perfil del fondo marino Perfil inclinado Causa de Desplazamiento axial Claros libres e imperfecciones verticales Causa de Pandeo Medida de mitigación Longitud de la línea Perfil del fondo del mar VI. Risers y ductos marinos

15 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Ten aguas profundas pasan del talud al fondo marina, donde existen deslizamiento de lodos que mueven los ductos. Ojo que los ductos se mueven en un relieve marina, por tanto, hay que saber donde hay deslizamiento de lodo. En aguas profundas, Se debe estudiar aseguramiento de flujo, condiciones de presión, temperatura, alturas hidrostáticas, para que el crudo llegue a la plataforma o al barco. 15

16 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 16 VII. Aseguramiento de Flujo Parámetros que influyen: Bajas temperaturas Altas caídas de presión Pérdidas de temperatura Diámetros y longitudes de las líneas de flujo Gastos de fluido Altos costos de intervención Técnicas de Remediación: Aislamiento térmico Tubo en tubo Sistema de calentamiento Inyección de químicos Corrida de diablos Fuente: Del Río, IMP 2008

17 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Hidratos de metano y agua en las profundidades de los pozos. Ductos contienen altos componentes de gas. Hay un riesgo de tapar la tubería y su solución es cortarla. Esto para la producción. Sistemas de calentamiento por resistencias eléctricas. El aislamiento térmico es por fuera del tubo. El uso de diablos o pig lo mandan cada 2 años por tarde. 17

18 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 18 VIII. Sistemas Flotantes FPSO TLP SPAR SEMI FPSO: Floating Production, Storage and Offloading unit TLP: Tension Leg Platform SPAR: Spar Buoy platform SEMI: Semisubmersible platform

19 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Varias plataformas Existe hotel en las plataformas. Todos los procesos en las plataformas están soportados por la flotación, el cual soporta todas las cargas verticales. FPSO y SPAR pueden almacenar crudo en casco. SPAR: diametro 30-60m. El cilindro tiene una longitud hasta de 200m. Unico país que tiene SPAR es E.U. el casco es un gran cilindro. Su anclaje es 2 veces el tirante. 19

20 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Varias plataformas Las SPARs están diseñadas para almacenar fluidos, pero nunca lo han hecho. FPSOs están en zonas desconocidas, difíciles y almacenan. El casco es un buque. La corriente del lecho modifica forma de FPSO, su sistema de anclaje es polímero flexible. TLP: su sistema de anclaje tensional aprox. 60m, anclados para exceso de flotacion. 20

21 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Las TLPs tiene un exceso de flotacion y las anclas a tension o atirantadas para equilibrar. Ej: flotador en piscina. Los tirantes restringen el movimiento vertical aunque horizontal pailas. Aunque, pueden usar riser rígidos. SPAR también experimenta bajos movimientos verticales debido a su comportamiento hidrostático, su centro de gravedad esta abajo. En las plataformas todo esta compartimentalizado, el centro de gravedad esta en parte superior del nivel del mar y su centro de flotacion por abajo. Excepción, SPAR: su centro de gravedad está en la base y nunca se voltea, el cilindro alargado le da estabilidad. TLP y SPAR requieren tirantes de 300m mínimo. Semisumergibles: daba su calado entre fondo del mar, tocaban el fondo marino. 21

22 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Récords de aplicación en campo VIII. Sistemas Flotantes

23 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, TLP usa desde 200 hasta 1500m tirante SPAR 2400 m FPSO 1900m para producción TLP no pasa a mayor profundidad porque su sistema de anclaje es de tubos y se colapsa. FPSO,semisumergibles y SPAR pueden llegar hasta 3000m de tirante Las TLPs están ancladas, los tubos vacios son usados para el sistema de anclaje, se mantienen en tensión. Los noruegos instalaron su primer TLP en 1984. 23

24 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Evolución en la aplicación de TLPs (Ejemplo) Fuente: offshore magazine Hutton, The first TLP (1984-2002) Water depth 150 m, North Sea VIII. Sistemas Flotantes

25 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 25 VIII. Sistemas Flotantes Comparación con Estructuras Urbanas Torre Mayor, Cd. de México 250 m 1,920 m Plataforma Semisumergible, Campo NaKika, Golfo de México

26 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, TLP tienen un radio de influencia de 6 km. Fue record en Golfo de México. Los equipos son gigantescos 26

27 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Embarcaciones de producción, almacenamiento y descarga (FPSOs) Líneas de amarre Casco Risers Planta de Proceso Cimentación Sistema de anclaje Módulo Habitacional Helipuerto Fuente: www.marinetalk.com VIII. Sistemas Flotantes

28 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Los primeros sistemas de amarre eran con cadenas de catenarias, todo era por el peso propio de las cadenas. Luego era cadena y cable de acero, luego su radio de influencia era de 2-5 veces el tirante. Los sistemas de anclaje en catenaria están cimentadas en anclas de amarre como el de barcos y los desplazamientos laterales no lograran levantar el ancla. Hoy día se usa polyester y no cables de acero. 28

29 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, El problema de las anclas de catenaria tenia interferencia con los buques que podían enredarse. Se cambio a Taut leg, líneas inclinadas tensionadas para anclajes, aquí se requiere cimentaciones que resistan cargas verticales. También se usan pilotes de succión e incluso las anclas de succión abaratan el sistema. Las anclas de agarre no iguales a las de succión fueron olvidadas. Pilotes tradiciones que se meten martillando. 29

30 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Las líneas de amarre tiene en la parte superior cadena, en el fondo cadena acero y en la mitad polyester. Se mueve la longitud de la línea de amarre con un carrete en la superficie. Cuando se quiere intervenir el pozo aflojan las líneas de amarre y reposicionan la plataforma y la cadena es mas fácil agarrar en el carrete y mejor fricción en el fondo marino. El polyester es afectado por la luz (aprox=200m). El posicionamiento dinámico es un sistema de hélices o propeles que funcionan para mantener la ubicación de plataforma. Este sistema se usa en actividades de perforación. 30

31 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Líneas de Amarre (aplicable a FPSOs, SEMIs y SPARs) Fuente: Petrobras, Seminario Aguas Profundas, Villahermosa, 2005 VIII. Sistemas Flotantes

32 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, FPSOs pueden ser usadas para recibir de diferentes campos de producción, en el caso Mexico mezclan diferentes crudos para vender. Un caso es que FPSOs envían el crudo por buques a FSO. También por riser. Estas estructuras no puede manejar gas; el gas se reinyecta por ductos al yacimiento. O se envía a la costa. FPSO tiene capacidad de 2.2X10^6 bl. Eslora es de 250m de longitud. El ancho de la embarcación la manga 45m. Se permite que el buque gire y se transmiten los esfuerzos a la proa, el cual puede respecto a torre. Tiene una swivel stack que rota y permite ingreso y egreso de fluidos, este sistema de swivel tambien comunica con el cuarto de control. Todo esto es muy usado en condiciones ambientales extremas. Para las condiciones ambientales menos agresivas tienen anclajes laterales. 32

33 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Cimentaciones Cajones de Succión (aplicables a FPSOs, TLPs, SEMIs y SPARs) Anclas (aplicables a FPSOs, SEMIs y SPARs) Pilotes (Aplicables a FPSOs, TLPs, SEMIs y SPARs) Fuente: images.pennnet.com Fuente: www.intermoor.com/Images Fuente: www.ios.no VIII. Sistemas Flotantes

34 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Los risers son diseñados de manera flexible, en aguas profundas es imposible mantener fijo el buque. Al final de cada línea de amarre hay un punto de cimentación, la cimentación es función de línea de amarre. 34

35 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Patios de fabricación VIII. Sistemas Flotantes

36 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Laboriosidad en los cascos, se identificaron zonas de trabajo en Asia. La parte mas fina es en Europa y E.U. por ejemplo FPSO en México navegó desde Singapur. Donde se trabajan las plataformas se llaman astilleros. Todo el mundo manda a hacer sus cascos en Asia, salvo las SPAR que tiene sede en México y Finlandia. TLP tienen tiempo record de diseño y no producen mas de 50.000 bl/dia, eso es pequeño. Un FPSO vale aproximadamente US$750.000.000. 36

37 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, VIII. Sistemas Flotantes Daños en plataformas y ductos durante 2004 y 2005 1.Estados de mar con periodos de retorno mayores a los de diseño (100 años). 2.Las plataformas con mayores daños fueron diseñadas con estándares anteriores a 1988. 3.Se presentaron fallas del sistema de anclaje de los MODU´s. 4.El impacto del oleaje y del viento sobre las cubiertas ocasionaron daños severos en las instalaciones, inclusive la falla total de las plataformas. 5.El arrastre de las anclas de los MODU´s dañaron ductos submarinos. 6.Los deslizamientos de lodo provocaron la falla de ductos. 7.En sistemas flotantes, los daños fueron en las cubiertas (equipos de perforación). Se sigue investigando el colapso de la MiniTLP Typhoon. 8.No fueron reportadas pérdidas de vidas ni derrames significativos de aceite. Principales acontecimientos

38 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, 38 VIII. Sistemas Flotantes Antes Después Daños en plataformas y ductos durante 2004 y 2005

39 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, VIII. Sistemas Flotantes I.Siempre existen elementos de incertidumbre en la evaluación y predicción de las fuerzas de un huracán. II.Es necesario registrar continuamente y con precisión las condiciones ambientales. III.Es necesario actualizar constantemente los estándares de diseño. IV.La investigación de las fallas son muy útiles para definir niveles apropiados de seguridad de las instalaciones y para verificar los estándares de diseño. Lecciones Aprendidas (Smith, MMS, 2006)

40 D.R. © Instituto Mexicano del Petróleo, 2010 Dr. Federico Barranco Cicilia, Conclusiones La tecnolog í a existe, pero necesitamos asimilarla, seleccionarla inteligentemente y adaptarla a nuestro medio. El pr ó ximo paso, desarrollar nuestra propia tecnolog í a.