[ ] 18 de junio de 2015

MATERIA: PERFORACION I

SIGLA: PRQ - 037

INTEGRANTES: MARVIN ROCABADO AGUILERA

CARLOS RODRIGUEZ GARCIA

ALICIA ESPINOZA CRUZ

AMANDA ROCIO ALVARADO MENDOSA

DOCENTE: JHON FRANZ MERCADO

[ ] 18 de junio de 2015

FECHA: 29 de abril de 2010

V.M. - TJA. - BOL

PERFORACION EN EL MAR (Offshore)

Características físicas

Al nivel práctico y físico, la exploración y producción de petróleo y gas natural en las regiones offshore del Norte Atlántico es mucho más complicada que la exploración y producción de petróleo y gas natural sobre la tierra (inshore): las infraestructuras offshore tienen soportar condiciones climáticas extremas. Al mismo tiempo, dependiendo de sus dimensiones, las plataformas petrolíferas tienen que albergar, con un cierto nivel razonable de comodidad, entre 25 a 200 trabajadores. Aunado a lo anterior, estas instalaciones necesitan una serie de equipamientos de control y comunicaciones, de anclaje o posicionamiento, grúas, generadores, salvavidas, equipamiento para prevenir y apagar incendios, apoyo de helicópteros, almacenamiento y gestión de desechos humanos.

Las operaciones offshore.

Etapa preliminar

Antes de todo, la empresa explotadora de petróleo y gas natural tiene que obtener los consentimientos de los gobiernos involucrados, que sean al nivel del gobierno federal o provincial. Una vez obtenido esta aprobación, la empresa petrolera que puede ser Exxon Mobil, Shell, o BP, etc. perfora tres tipos de pozos:

Pozos de exploración;

Pozos de delineación;

Pozos de desarrollo.

Los pozos de exploración son perforaciones hechas, para confirmar la existencia del petróleo bajo tierra. Al confirmar la existencia del petróleo se realizan pozos de delineación cuya finalidad son determinar la dimensión y características de los yacimientos para luego determinar si es factible o no la inversión.

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Si los datos son positivos, la empresa petrolífera empieza a perforar un pozo de desarrollo. Los sistemas de perforación offshore son extremadamente complejos y caros aunque hayan sido desarrollados de sistemas de extracción de petróleo crudo en tierra. Los tres tipos de plataformas

utilizadas para estas tres etapas son:

I. Las plataformas “jack-up”, utilizadas en aguas poco profundas, hasta cien metros de profundidad. Son habitualmente en forma de barcaza triangular o rectangular y remolcada a la región de perforación. Una vez in situ, las

tres o cuatro grandes piernas de la plataforma son hundidas en el agua hasta que establecen contacto con el fondo del mar.

II. Plataformas semi-sumergibles: plataformas enormes, utilizadas en profundidades de mar entre setenta y mil metros, donde se amarran con sistemas de anclas, y si la profundidad del mar es de más de 1000 metros, se amarran con un sistema de posicionamiento dinámico. Estas plataformas pueden ser remolcadas al sitio o pueden ser capaces de trasladarse con su propia propulsión.

II. Barcos perforadores (Drill ships): son unidades de perforación más movibles, y operan en profundidades de mar entre 200 y mil metros, utilizando un sistema de anclas, y en aguas más profundas de mil metros utilizando un sistema de posición dinámica. Son básicamente grandes barcos instalados con un sistema completo de perforación. Son particularmente útiles en áreas lejanas puesto que necesitan un apoyo limitado.

La perforación se efectúa por el medio de una gran apertura al fondo del casco, que se llama “i.e. moon. Pool” (La piscina de la luna).

Durante estas etapas de perforación y producción, la industria de energía offshore utiliza un sistema de apoyo considerable. Esto incluye el mantenimiento de la plataforma, transportación de la tripulación o trabajadores, evacuación de emergencia, barcos que disponen de desechos humanos, barcos remolcadores, barcos que manipulan anclas y cables, helicópteros y unidades flotantes de

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almacenamiento. Estos sistemas de apoyo son exigidos al nivel legal basado sobre la aplicable legislación offshore por los arreglos de licencing o autorizaciones otorgadas por el estado costero.

Etapa de producción

Los sistemas de producción de petróleo y gas natural tienen en común las siguientes funciones de base, aunque con variantes:

Perforación y mantenimiento de pozos utilizados para producir petróleo y gas y, cuando es necesario, inyección de agua, productos químicos y posiblemente gas de regreso a la formación.

Segregación y separación de la mezcla de petróleo y gas, y posibles residuos de agua y arena de los hidrocarburos.

Almacenamiento de los hidrocarbones líquidos producidos para transportarlos ulteriormente a mercados, o a un terminal de trasbordo.

Acumulación, almacenamiento y transporte de barros de perforación y otros escombros y chorros, del lugar de perforación, y

Acumulación y tratamiento de gas y gas natural líquido, enviándolo por gaseoducto debajo del mar a la orilla. Si el tratamiento no se efectúa offshore, el gas crudo y los líquidos crudos son enviados por gaseoducto para tratamiento a instalaciones basadas en la orilla del mar.

Estas funciones pueden ser combinadas en una sola estructura, o efectuadas en instalaciones separadas y/o en localidades separadas.

Situación jurídica

Las estructuras offshore son trasladadas y operan en áreas navegables, por lo que pueden involucrarse en accidentes marinos, similares a los que involucran a naves normales. Por consiguiente, debemos determinar si estas estructuras son “barcos” o “buques” (ships) o embarcaciones (vessels).

Muchas de estas estructuras flotan, y pueden ser trasladadas con su propia propulsión, y en muchos casos, se parecen a barcos, pero son diseñados para operaciones que son muy diferentes de los barcos normales. Algunas de estas estructuras están fijadas firmemente al fondo del mar, y se pueden clasificar como islas artificiales en vez de barcos, pero también muchas no están firmemente fijadas y se pueden trasladar de un lugar al otro.

La legislación canadiense (el Canadá Shipping Act) al definir el término “barco” o “buque” (ship) incluye toda descripción de embarcación utilizada en navegación y no propulsada por remos. La Corte Federal de Apelación canadiense ha decidido que una grúa flotante utilizada en un puerto, sin propulsión propia e incapaz de navegación es un “barco” o “buque” (ship).

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Hay otra decisión canadiense que decidió que estas estructuras son solamente barcos o buques (ships) cuando están flotando, o están trasladadas, pero no cuando están ancladas o fijadas en operaciones offshore. Si bien la situación no es clara, por lo menos las estructuras offshore que no son permanentemente fijadas al fondo del mar son “barcos” o “buques” (ships), y por ende sujetas al derecho marítimo tradicional. Las instalaciones offshore son registradas como buques, son clasificados, pueden ser hipotecadas, y necesitan seguro marítimo, seguro de casco y P & I (protection and indemnity), contratan tripulación, son sujetas a inspecciones y tienen que obedecer a varias convenciones marítimas internacionales.

En la decisión de la Corte Federal de Canadá de Seafarers’ International Union of Canadá v. Crosbie Offshore Services Ltd. [1982] 2 F.C. 855, la corte declaró que la plataforma de perforación petrolífera es también un “barco” o “buque” (ship). Estas plataformas eran embarcaciones posicionadas de manera dinámica, tenían su propia propulsión, pero remolcadas a su lugar de perforación.

En la decisión de Bow Valley Husky (Bermuda) Ltd. v. Saint John Shipbuilding Ltd. (1995) 126 D.L.R. (4th) 1, la corte de apelación canadiense consideró que la plataforma de perforación petrolífera Bow Drill III es una embarcación navegable, capaz de propulsión propia, aunque cuando perforando, era vulnerable a los peligros del mar, no permanentemente fijada al fondo del mar, y capaz de viajar en el mundo entero para perforar y obtener petróleo. La Corte Suprema de Canadá se enfocó sobre la actividad del Bow Drill III en aguas navegables.

TIPOS DE SISTEMAS DE PRODUCCIÓN FLOTANTE

Embarcaciones de Producción Flotante, Almacenaje y Descarga (FPSOs)Los FPSOs son embarcaciones en forma de barco que producen hidrocarburos de los pozos situados en el lecho marino (pozos submarinos) o de los pozos situados en plataformas offshore. El factor que más los distingue de otras formas de FPS es su capacidad de almacenar los fluidos producidos, los cuales luego son descargados dentro de petroleros de transporte. La mayoría del FPSOs son petroleros transformados.

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Ventajas de los FPSOs:

- Ofrecen grandes áreas de cubierta para instalaciones de procesado

- Alta capacidad vertical de carga para los risers y las líneas el amarre

- Proveen capacidad de almacenaje que puede eliminar la necesidad de aumentar redes de tuberías de exportación

Barcazas de ProducciónComo su nombre lo implica, estas son barcazas que han sido provistas de equipo de producción. Encontraste a los FPSOs, las Barcazas de Producción no tienen capacidad de almacenaje. Son solamente factibles para su uso en ambientes muy benignos, de aguas poco profundas y, consecuentemente, su uso se ha restringido a los terrenos de África del oeste y en la región del Pacífico de Asia (ejemplo: Barcazas de Producción de Agbami y de N’Kossa).

Producción Flotante Semi-Sumergible (FPSSs)Los primeros FPSSs fueron convertidos de plataformas de perforación semi-sumergibles. En épocas más recientes, un fuerte aumento en la demanda de éstos ha forzado a las compañías petroleras a buscar dispositivos recién fabricados. Se ha desarrollado una amplia gama de diseños de semi-sumergibles y las innovaciones continúan como parte de la búsqueda de características mejoradas de las embarcaciones, capacidades crecientes de carga útil y costos reducidos de fabricación.

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Ventajas de los FPSSs:

- Capacidad de manejar una gran cantidad de canalizaciones verticales flexibles.

Desventajas de FPSSs:

- Menos estable que los TLPs.

- No apto para canalizaciones verticales tensionadas desde la parte superior y terminaciones con pozo seco.

- No tiene una capacidad de almacenaje significativ

Plataformas de Pierna Tensionada (TLPs)Una TLP es una estructura de flotación mantenida en el lugar por tubos de acero tensionados fijados a bases enterradas en el fondo del mar.

La tensión impuesta por tales tendones suprime muy eficazmente el movimiento de la plataforma. La estabilidad proporcionada a los TLP permite la instalación de árboles secos en cubierta, esto resulta mejor que usar cabezas de pozo submarinas. Por lo tanto, los TLPs a veces son llamados Unidades de Terminación Seca (DCUs, Dry Completion Units).

Ventajas de los TLPs:

- Las cubiertas de los TLP incorporan generalmente una amplia capacidad de perforación y terminación.

- La perforación y mantenimiento de los pozos pueden ser llevados a cabo desde el TLP en sí mismo, esto resulta mejor que contratar una unidad de perforación.

- Los TLPs son aptos para terrenos explotados a través de un solo centro de perforación.

- El gran tamaño de la cubierta puede tolerar el proceso de grandes volúmenes de hidrocarburos.

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Desventajas de los TLPs:

- La profundidad del agua es limitada por el peso de los tendones de la amarradura (profundidad máxima = 1500 m)

- No tiene capacidad de almacenaje.

Mini-TLPsVersiones de menor escala de los TLPs diseñados para reducir los requisitos de capacidad de explotación para desarrollos de campos pequeños o marginales en ambientes benignos tales como los del Golfo de México de EEUU.Ventajas de los Mini-TLPs: - Capacidad de incorporar árboles superficiales y las capacidades de perforación y terminación.- Son convenientes para profundidades de agua que se extienden a partir de la 180-1100 m.- Desventajas de Mini-TLPs:- Disponibilidad limitada de flotabilidad para soportar cubiertas

MástilesEl concepto básico del Mástil abarca un casco cilíndrico que soporta la estructura de la cubierta. El Mástil puede presentar instalaciones de perforación y terminación. Los Mástiles son amarrados al fondo del mar por 6-20 líneas de amarre ancladas al fondo del mar mediante pilotes.La instalación del Mástil es un trabajo más complejo, costoso, consumidor de tiempo y aventurado que la instalación de otros sistemas flotantes, puesto que las cubiertas tienen que ser instaladas en alta mar, y no en el puerto. El casco del Mástil es remolcado hasta la localización, es volteado y amarrado al fondo del mar. La operación entera requiere buen tiempo por 4-5 días para ser completada con seguridad.Ventajas de los Mástiles:- Los Mástiles tienen peores características de movimiento que los FPSSs y FPSOs.- Como los TLPs, los Mástiles puede soportar árboles secos en la cubierta(DCU).- El cuerpo del Mástil protege y sostiene a los risers de las olas y las corrientes para los primeros 200-250 m debajo de la superficie.- Los risers de producción para árboles de superficie son canalizaciones verticales de acero tensionadas desde su parte superior, mientras que las producciones de derivación desde los satélites submarinos presentan SCRs.- El sistema de amarre activo permite la mayor movilidad en el sitio (300-400 pies del sitio) para realizar actividades de perforación y terminación.Desventajas de Mástiles:- Ninguna capacidad de almacenaje de petróleo.

Recipientes Flotantes de Almacenaje y Descarga (FSOs)

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Los FSOs son utilizados para proporcionar almacenaje de petróleo crudo estabilizado o para almacenar los gases líquidos del petróleo (LPG) o los condensados.Se utilizan los FSOs cuando es más barato almacenar el producto de una instalación de producción y arreglar para que los petroleros realicen operaciones periódicas de descarga, que instalar un sistema de oleoductos dedicado a ello. La decisión de instalar un FSO o una tubería será influenciada por:a) La distancia del campo a las instalaciones terrestresb) La logística y la viabilidad económica de usar un petrolero de transportec) Si las operaciones de descarga están permitidas bajo las regulaciones existentesd) La visión de los operadores del desarrollo futuro del área

Factortes impulsores de las soluciones de fpsLos cuatro principales impulsores del crecimiento mundial en el sector de FPS son:1. El avance dentro de Aguas Profundas2. Expansión continua en el uso de tecnologías submarinas de producción.3. Explotación de reservorios marginales.4. Énfasis cada vez mayor en métodos “Fast-Track” y desarrollos por fase.El movimiento en el agua profundaLa importancia de la producción en Aguas Profundas para la industria offshore se deriva de cuatro factores principales:1. Los tamaños relativamente grandes de los reservorios encontrados en aguas profundas:El tamaño medio de las reservas de los reservorios a profundidades 1000 m es más del doble que las reservas de reservorios de aguas poco profundas.

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2. La alta productividad de los pozos de aguas profundas.3. Los altos costos de capital requeridos para las actividades de E&P en aguas profundas.4. Los desafíos tecnológicos enfrentados durante estas actividades.

Expansión continúa en el uso de tecnologías submarinas de producciónLas tecnologías submarinas han permitido el desarrollo económico de reservorios en aguas profundas. La adopción cada vez mayor de la producción submarina se relaciona de cerca con el crecimiento de la producción en aguas profundas y la expansión de la flota global de FPS.La producción submarina ocurre cuando la perforación de un pozo offshore termina o es“completada” en un reservorio situado en el fondo del mar. El árbol se coloca en el extremode la tubería del pozo para permitir el control de la producción, para el cerrado del pozo y para permitir el acceso para las operaciones de mantenimiento que puedan ser requeridas durantela perforación del pozo. Una terminación submarina difiere de una terminación superficial en esto último, la tubería que lleva la presión completa del pozo continúa hasta la cubierta de una plataforma offshore para ser terminada en un árbol seco. En general, las terminaciones superficiales tienen una capacidad de explotación menor pero son más fáciles de instalar. Son mucho menos complicadas de mantener que las terminaciones submarinas, así que los operadores optan solamente por los desarrollos submarinos cuando existen otros factores que los hacen preferibles, por ejemplo condiciones ambientales superficiales hostiles y reservorios que de otra manera no serían rentables.

Componentes de los fpsEl CascoEl casco es responsable de proporcionar flotabilidad a todo el sistema de producción flotante, que incluye la cubierta, el equipamiento, la amarradura y los risers. Como fue expresado antes, existen diversas configuraciones de cascos: con forma de barco, cilíndrica, Semisumergible,

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etc. Los cascos son fabricados generalmente por constructores navales especializados tales como Hyundai, Daewoo y Samsung.Las opciones posibles para la configuración del casco son:- Casco Simple (SH)- Casco Doble (DH)- Fondo Simple – Paredes Doble (DS-SB)- Fondo Doble – Pared Simple (SS-DB)Los FPSO de casco simple representan todavía una gran porción de la flota total de FPSO en operación, pero son principalmente petroleros convertidos. A medida que la industria avanza hacia FPSOs construidos a nuevo, la configuración de casco doble aumenta su participación.Los factores que pueden afectar a la selección de la configuración del casco son:- Requerimientos según las regulaciones- Necesidades funcionales y operacionales- Necesidades de inspección, mantenimiento y reparación- Pérdida de activo y temas de seguridad- Facilidad de construcción y costos asociadosLas configuraciones de casco DH y DS-SB pueden ser consideradas como la mejor opción basadas solamente en un factor, pero pueden tener sus desventajas si se considera algún otro. Por ejemplo,a) Los tanques de carga de un FPSO DH son más fáciles de limpiar debido a su superficie más suave, pero sus estructuras de doble-fondo son de difícil limpiado, inspección y mantenimiento. Son más propensas a sufrir grietas y corrosión acelerada, lo que puede causar que el petróleo se escurra entre medio del doble-fondo, formando una atmósfera potencialmente explosiva.b) Un casco DS-SB es fácil de mantener e inspeccionar y no tiene los potenciales problemas de un DH. Puede también proporcionar una mejor estabilidad hidrostática. Sin embargo, tiene en costo potencialmente más alto de reparación in-situ debido a los requerimientos de técnicas de soldadura mojada.

Las cubiertas

Las principales funciones de las instalaciones de las cubiertas de los FPS incluyen:1. Producción, Procesado y Exportación:1.1 Separación: Una vez que los fluidos de los hidrocarburo llegan al FPS, el Tren(es) deSeparación separa las fases (petróleo crudo, gas, condensados) y los subproductos

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(agua y arena). La separación es llevada a cabo mediante la gravedad y/o mediante sistemas centrífugos o ciclónicos.1.2 Tratamiento del Petróleo: Las emulsiones de Petróleo / agua que resultan del proceso de separación son sometidas a un campo electrostático de alto tensión, haciendo que el agua caiga libremente del aceite, junto con las sales disueltas. El petróleo crudo entonces es encauzado hacia el sistema de tuberías de exportación o hacia los tanques de almacenaje en el casco de FPSO’s.1.3 Tratamiento del Gas: Los procedimientos comunes de tratamiento del gas incluyen enfriamiento, retiro del agua y extracción de los líquidos del gas natural. Los reservorios que poseen grandes volúmenes de dióxido de carbono o de sulfuro de hidrógeno, pueden requerir procesos adicionales de “endulzado” del gas antes de la exportación.1.4 Tratamiento del Agua: El tratamiento del agua producida dependerá de su destino, ya sea si será desechada al mar o si será re-inyectada al reservorio. Existen varios intentos de lograr la separación en la boca del pozo. La separación submarina del agua puede eliminar equipamiento de las cubiertas y costos adicionales en tuberías para que el agua retorne al fondo del mar para su utilización en la inyección.Además, la remoción submarina del agua en la boca del pozo también reduciría la contrapresión hidrostática en los mismos, mejorando los rangos de productividad y permitiendo mantener los niveles máximos de producción durante períodos prolongados.1.5 Sistemas de Medición: Los sistemas de medición fiscal permiten que los volúmenes de petróleo y gas extraídos del FPS sean controlados y registrados.1.6 Slugging: Es la separación parcial de las fases gaseosas y líquidas de las líneas de flujo polifásicas. Para evitar la acumulación perniciosa de líquido en las mismas provocando Slugging (flujo intermitente). Para evitar el slugging, se instala un equipo recolector de gotas antes de la primer unidad de separación.1.7 Arena: La arena es quitada en la boca del pozo con la ayuda de instalaciones de chorro de agua, que producen una mezcla de arena, la cual es tratada luego en un equipo de limpieza. La arena es entonces desechada.Los Sistemas de AmarreLos sistemas de amarre mantienen a los FPSs en posición todo el año, y por lo tanto pueden estar sujetas a condiciones atmosféricas extremadamente hostiles. La profundidad del agua y las condiciones ambientales presentes en la localización de los FPS son los principales determinantes de la complejidad y costo del sistema de amarre. Los sistemas de amarre son generalmente instalados por remolcadores que manejan los anclajes u otra embarcación de soporte offshore antes de que el FPS llegue al sitio. Esto permite asegurar que el FPS sea rápidamente anclado (Hook Up) y asegurado en la posición inmediatamente después de haber llegado a la localización del reservorio.