0300 factores clave y de impulso al desarrollo de proyectos

Contenidos del Tema 0300 – Introducción 0301 – Volumen Explotable de Reservas 0302 – Calidad del Reservorio y de los Fluidos Producidos 0303 – Caudales de Producción y Tiempo de Declinación 0304 – Cronograma para la Primera Producción (First Oil) 0305 – Profundidad del Agua y Régimen Ambiental 0306 – Extensión Superficial de los Recursos 0307 – Distancia a los Mercados e Infraestructura Existente 0308 – Otros Factores de Impulsión y Complicación

FUNDAMENTOS DE LAS INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN

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JJE Sección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (1)

0300 – Introducción • Las decisiones sobre el desarrollo de un yacimiento de petróleo o gas involucra:

• Organismo regulador del país anfitrión • Maximizar los ingresos para el Estado o la Nación. • Plan de Explotación • Curva de Producción • Mayor recuperación posible de hidrocarburos

• Compañía Petrolera (Operadora) • Rendimiento satisfactorio de su inversión

• Tiempo de Recuperación (velocidad de producción) • CAPEX y OPEX

• Agencia u Organismo de HSE del país anfitrión • Diseño y Operación seguras • Impactos Ambientales


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Actores

• No todos tendrán los mismos intereses • Puede haber una superposición de

organismos federales y provinciales • Específico por cada país • La coordinación y trabajo en conjunto de

estos actores no es sencilla • Quedan definidas muchos componentes

del desarrollo • Mano de Obra • Construcción • Impuestos / Regalías • Exenciones Impositivas • Restricciones HSE • Planes de IMR


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Desarrollo Offshore

Petrolera (Operadora)

Agencia Reguladora HSE

Agencia Reguladora de

Producción

0301 – Volumen Explotable de Reservas de Gas y Petróleo

• La cantidad de hidrocarburos recuperables en un campo determinado, combinado con • Factores tales como la ubicación y la profundidad del agua, • Fijan de antemano los límites en los tipos de instalaciones de producción • Producción de Reservas Técnica y Económicamente viables.


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Golfo de México • En aguas poco profundas,

• 2 a 10 MM de barriles de reservas de petróleo, o • Menos de 1000 MMSCF de reservas de gas,

• El uso de una plataforma simple o una conexión (tie back) submarina a una instalación existente.

Africa Occidental

• Aguas profundas, • 500 MM de barriles de petróleo, o • 5 a 10 mil MMSCF de gas,

• Varias instalaciones flotantes y un verdadero

bosque de pozos submarinos.

Reservas Primarias Probadas y Presupuestos de un Proyecto

• Tipos de Reservas • Reservas Probadas

• Desarrolladas • No desarrolladas

• CERTIDUMBRE • Reservas No Probadas

• Probables • Posibles

• Estimación de Reservas NO es una ciencia exacta • Involucra adquisición de datos

• Sísmica Pruebas de Pozos • Perforación de pozos de delineación Muy costosos en alta mar • Extracción de testigos Éxitos y Fracasos Notables


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Conexiones de Pozos Aledaños o Campos Satélites (Tiebacks)


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• Golfo de México • Infraestructura cercana existente • Pozos o Campos Satélites • Plataforma Anfitriona • Pozos Submarinos • Plataformas Pequeñas (poco frecuente)

• La tendencia es ir hacia aguas profundas con Tiebacks submarinos

• GoM: Radios de 50 km • Costos dominados por:

• Perforación y Terminación • Flowlines y Umbilicales • Tarifa Plataforma Anfitriona

Apreciación de Reservas


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• Frecuente que las reservas se incrementen durante la vida útil de un campo

• Caso dominante en el Mar del Norte

• Diseños de larga vida útil comparada con la vida del reservorio

• Campos maduros en el Golfo de México • Jackets de diseño robusto en servicio

0302 – Calidad de los Fluidos de Reservorio y de Producción • Son de vital importancia • Las propiedades de los fluidos de reservorio DE INTERÉS son aquellas que:

• Afectan la movilidad de los fluidos dentro del reservorio y hacia la superficie • Se dan en las condiciones de superficie para transporte y venta (°API,

viscosidad, calidad del petróleo, RVP, etc) • Qué equipos serán necesarios para el procesamiento? • Pozos submarinos con problemas extras

• Análisis PVT • Pruebas de Liberación Flash • Pruebas de Liberación Diferencial • Mediciones de Viscosidad • Pruebas de Separador • Análisis Composicionales


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Calidad de los Fluidos de Reservorio y de Producción • Gas Seco • Gas Húmedo (Rico)


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• Gas Condensado • Petróleo (Black Oil) ¿Qué nos interesa?

Calidad de los Fluidos de Reservorio y de Producción


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Petróleo Gases

Características Heavy Oils Black Oils Volatile Oils Gas Condensates Wet and Dry

Gases

Peso Molecular Inicial del Fluido

210+ 70 a 210 40 a 70 23 a 40 < 23

Color en Tanque Stock Negro Marrón a

Verde claro Verdoso a Naranja

Naranja a claro Claro

° API en Tanque Stock 5 a 15 15 a 45 42 a 55 45 a 60 45+

Fracción C7+ (%molar) > 50 35 a 50 10 a 30 1 a 6 0 a 1

GOR Inicial Disuelto (scf/stb) 0 a 200 200 a 900 9000 a 3500 35000 a 30000 30000+

Temperatura Típica de Reservorio °C

32 a 93 38 a 93 65 a 149 65 a 149

65 a 149

Wet = Rich = Rico en HC’s mas pesados

Calidad de los Fluidos de Reservorio y de Producción • GOR (Gas Oil Ratio)

• Pies Cúbicos de Gas / Barriles de Petróleo • Sm3 de Gas / m3 de Petróleo

• Gravedad API: • Gravedad Específica

• SG = (Densidad Petróleo / Densidad Agua) @ 60 °F (15.5. °C)

• Gravedad API, o ° API

° 𝐴𝑃𝐼 = 141.5

𝑆𝐺− 131.5


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Calidad de los Fluidos de Reservorio y de Producción • Productos (en superficie y ya realizadas las etapas de separación)

• Crudo: • GOR • ° API • RVP • Sales, Agua, Azufre, Curvas de Destilación, otros….

• Gas Natural

• Cromatografía o Composición • Humedad • SH2 • CO2 • Gases Inertes (N2, otros) • Impurezas


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Número y Localización de Pozos • Geólogos e Ingenieros de Reservorios determinan cantidad y localización de pozos

• Equipo de proyecto deberá elegir entre pozos terminados en superficie o submarinos, o bien una combinación

• Consideraciones económicas y ambientales • Pozos submarinos pasan a los especialistas en el tema • Para cabezas de pozo en superficie (secos)

• Debe asignarse espacio en topsides • Número de risers (tamaño del casco)

• Perforación a bordo de la plataforma • Excepción con jackups en voladizo • Módulos temporales de perforación

• Plataformas Flotantes • Perforar desde plataforma • Pre-perforar y luego terminarlos y realizar las conexiones


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Levantamiento Artificial y Recuperación Mejorada (EOR) • Mecanismos Impulsores Naturales se agotan

• Gas Lift • http://www.youtube.com/watch?v=vr861tiCfa4

• Inyección de Agua • Otros como bombeo mecánico de diversos tipos

• Necesidad de Levantamiento Artificial • Calidad del yacimiento

• Fuerzas Residuales • Longevidad de las fuerzas impulsoras naturales

• Los sistemas de levantamiento artificial agregan

• Equipos, por lo tanto peso y costos a los topsides


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http://www.youtube.com/watch?v=vr861tiCfa4

http://www.youtube.com/watch?v=vr861tiCfa4

Requisitos de Workover • El operador evalúa la probabilidad de workover durante la vida útil

• Determinar necesidades específicas • Previsiones corerspondientes • Plataformas con facilidades completas de perforación • Equipos livianos de workover

• Workover en formaciones con muchas capas productivas, separadas por capas no productivas

• Workover y recompletación

• Workover debe ser anticipado y planificado

• http://www.youtube.com/watch?v=vGF3vKYP89M


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http://www.youtube.com/watch?v=vGF3vKYP89M

http://www.youtube.com/watch?v=vGF3vKYP89M


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Flow Assurance

Slugging

(bolsones)

Hidratos

Incrustaciones Ceras

Corrosión y Erosión

Asfaltenos

Geles

Aseguramiento de Flujo (Flow Assurance) • Capacidad de mantener los fluidos en movimiento a través de flowlines hacia

plataformas • No se define por las características del yacimiento • Remediación de una línea bloqueada, costosa y problemática • Problemas • Petróleo:

• Ceras • Asfaltenos • Incrustaciones

• Gas: • Hidratos de gas


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Aseguramiento de Flujo (Flow Assurance) • Técnicas de Remediación en Flow Assurance

• Pigging • Slug Catcher • Inyección de Químicos, inhibidores • Diseños tanto subacuáticos como en topsides


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0303 – Caudales de Producción y Cronograma de Depletación

• Caudales de Producción • Diseño de Instalaciones

• Perfil de generación de ingresos • Cambio de GOR, cantidad de agua, etc • CAPEX y OPEX en la balanza SIEMPRE • Vida Proyectada de las Instalaciones


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• ¿Cómo se reduce ese tiempo en la Industria Offshore? • FAST-TRACKING – (Implementación Rápida)

• Técnicas y Procedimientos aceleran diseño y construcción de las instalaciones • Otros aspectos del desarrollo del campo en cuanto a Gestión de Proyectos • Tiene principios que difieren con las técnicas habituales

0304 – Cronograma para la Primera Producción (First Oil)

• De Gran Interés el Tiempo desde el Descubrimiento hasta la Producción Inicial • Valor de dinero en el tiempo • Menor tiempo entre la erogación de Gastos (CAPEX) y la generación de Ingresos

• Mejor Tasa de Rendimiento • Interés en el First Oil • Interés en la Meseta (Producción Máxima)


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Fast Tracking

1. Selección de Proveedores

2. Lanzamiento

3. Revisión del Proyecto

4.Revisión de Documentación

5. Entrenamiento

6. FAT y SAT

7. Operación

8. Gestión del Ciclo de Vida

• Técnicas del Fast Tracking • Equipo de Proyecto integrado y transversal

• Geólogos, Geofísicos, ingenieros de reservorio, de diseño, de construcción, de instalaciones, y de perforación

• Contratistas Principales y Proveedores de Equipos Clave

• Toma de decisiones con aplanamiento de jerarquía de gestión, con autoridad de mando hacia abajo

• Identificación del Camino Crítico y organización en base a esta disponibilidad

• Compra y Construcción antes de finalización del diseño

• Adopción de un enfoque (FEED, FEL, etc) para el desarrollo del campo


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• Desarrollo en Fases y Sistemas de Producción Temprana • Serie de Etapas que se realizan de forma incremental • Los desarrollos por fases

• 1ra Fase muy rápida y define el potencial de producción

• Mejoran la economía del proyecto • Mejoran la planificación de la siguiente fase

• Las EPF proporcionan ingresos iniciales • También proporcional información valiosa • MPU semisumergible y Cisternas a

disponibilidad • FPSO lo mas común (Cuenca Santos)


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• Opciones de Perforación • Ofrece de las mejores oportunidades para

mejorar tiempos de un proyecto • Pozos se perforan después de las estructuras

básicas de la plataforma • Sistemas de producción flotantes ofrecen mayor

flexibilidad • Luego se conectan a la plataforma fija • Pozos en cualquier configuración submarina

• Plantillas • Clusters • Pozos individuales


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0305 – Profundidad del Agua y Régimen Ambiental

• Afecta a todas las decisiones • Estrategia de desarrollo de campo • Diseño de Instalaciones • Tipo de Instalaciones

• Fijas versus Flotantes • Resistencia versus

Complacencia • Pozos Submarinos o en

Superficie


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• Plataformas Fijas vs Flotantes • Como reglar general 305 m (1000 pies)

• Condiciones del Reservorio • Planificación de la perforación • Regulaciones gubernamentales

• Jacket • Diseño robusto • Grandes Cargas y Resistencia • Cantidad de acero mas allá de los 305 m

las hace antieconómicas. • GoM y California (moderado)

• 7 Jackets en aguas > 305 m • Bullwinkle a 410 m de profundidad


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• Plataformas CGB (Base Pesada de Cemento) • De hormigón por lo general

• Acero (Mar Caspio, Sha Deniz, ex jackup) • También robusto (Mar del Norte • Troll A @ 303 m • Se estima que podría ir más allá de los 305 m


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• Resistencia versus Complacencia (Compliant) • Jackets y de Base Pesada

• Resisten las fuerzas ambientales • Para desarrollos > 305 m Torre Compliant

(Complaciente) • Resiste a las cargas, pero por encima de un umbral es

flexible • Mas ligera y menos acero • GoM, 3 plataformas Complaciente

• Petronio, 535 m • Viables hasta los 915 m


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• Plataformas Flotantes • Aguas de más 915 m

• FPSO (Floating Production Storage Offloading) • Semisumergible • TLP (Tension Leg Platform) • SPAR (Mástil) • La profundidad umbral depende de la severidad del

ambiente • Tamaño del campo • Volumen de reservas • Características del fluido y del reservorio • Preferencias por terminaciones secas o submarinas • Cronograma del proyecto • Disponibilidad / Costos SPAR


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• Plataformas Flotantes

FPSO

Semisumergible TLP


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• Pozos Submarinos versus Pozos en Superficie (secos) • Fijas

• Permiten Pozos en Superficie • No descartan terminaciones submarinas

• Semisumergibles y FPSO

• No permiten Pozos en Superficie

• TLP y SPAR • Permiten pozos en superficie

• Operadores en aguas que no permiten estructuras fijas, aun pueden realizar pozos en superficie


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0306 – Extensión Superficial de los Recursos

• El área afecta a una serie de decisiones sobre el desarrollo de un campo • En los años 70, los grandes campos del Mar

del Norte (400 a 1000 km2)

Statfjord (Noruega) Brent (Reino Unido) Ekofisk (Noruega) Forties (Reino Unido)

• En la actualidad desarrollo con plataforma

central.

• Sin embargo, Marlim en Brasil (600 km) también ha recaído sobre un desarrollo multiplataforma


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0306 – Extensión Superficial de los Recursos

• ¿Qué es lo óptimo para el desarrollo? • ¿Perforar una serie de pozos direccionales de alcance extendido desde una plataforma

central? • ¿Perforar una serie de pozos verticales desde una MODU para ser completados en

forma submarina y captados de nuevo a una plataforma central?

• Decisión: • Confort del operador con tecnologías involucradas • Costos de perforación y terminación estimados • Análisis extenso interdisciplinar

• Las operadoras eligen cada vez la terminación

submarina, aunque no es universal


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0307 – Distancia a los Mercados e Infraestructura Existente

• Áreas Maduras (Golfo de México y Mar del Norte)

• Progresiva y gradual extensión de infraestructura de producción y de exportación hacia los grandes mercados (USA y Europa)

• Otras áreas alejadas presentan el desafío de la exportación de los hidrocarburos. Ejemplo Costa Africana Occidental y Australia, aunque se ha revertido en los últimos diez años.

• Petróleo • Almacenaje y Exportación con Ductos y FPSO, aunque en el mar del Norte se han

construido plataformas fijas de almacenaje. • Gas Natural

• Licuefacción y GTL (Gas a Líquidos, Fischer Tropsch mediante)


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0307 – Distancia a los Mercados e Infraestructura Existente


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0308 – Otros Factores que Impulsan y Complican el Desarrollo Offshore

• Tecnología Comprobada o Innovación • Riesgo de las Operadoras • Muchas Innovaciones probadas y abandonadas • El éxito de arriesgar nuevas tecnologías da muchos

beneficios competitivos • Ejemplo las SPAR y TLP

• Requerimientos de Workover • Decisión que influye en arboles de producción secos o

submarinos • Frecuencia de reparación de pozos y procedimientos • Filosofía y preferencia de la Operadora


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• Requerimientos de trabajos o contratación locales • Países anfitriones productores en vías de desarrollo

impulsan el trabajo local, ingeniería, manufactura, etc. • Complicaciones por el estado de la tecnología y

capacitación de esos países. • Formación y Entrenamiento

• Condiciones del lecho marino

• Excepto en buques DP, toda instalación offshore tiene interface con el fondo marino

• No es un factor de diseño determinante • Pero debe ser estudiado cuidadosamente, ductos sobre

todo.


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• Requisitos Regulatorios • Restricciones al Venteo (Quema) del gas

• Predomina la prohibición de quema • Retrasó el desarrollo de algunos campos

• Inyección de gas • Nuevas tecnologías de instalación de ductos

• Protección Ambiental • Tratamiento de Efluentes • Emisión de CO2 • Políticas de cero emisión

• Buques de doble casco • MARPOL 1992 – FPSO y FSO

• Mandatorio en nuevos buques • Calendario de retirada o adaptación a doble

casco • Golfo de México sin FPSO


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• Interferencia entre los Principales Componentes en Campo • Ejemplo en Campos de Aguas Profundas

• Instalación de

• Plataformas • Boyas de descarga • Amarres • Pozos submarinos • Manifolds • Flowlines • Umbilicales • Jumpers • PLET / PLEM • Risers

• Ubicación y Secuencia de Instalación

• Una implementación rápida (Fast Tracking) del proyecto obliga a trabajos simultáneos

• Ventana de Tiempo (Clima)

• Verdadero problema de tráfico con embarcaciones de instalación y auxiliares


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