Nuevas plataformas viabilizan tecnología de árboles secos para campos marginales

20.06.2013

John Greeves
Versabar Inc.                                                                             <logo offshore mag>       

                                    Ed. JUN, 2013.

 

Una tecnología innovadora en plataformas flotantes ya se encuentra disponible en el mercado y representa una nueva clase de sistemas para desarrollo de la producción en aguas profundas.

La nueva tecnología Versabuoy responde a la carga de las olas de una manera totalmente diferente cuando comparada a las tecnologías existentes, lo que resulta en características de rendimiento diferenciadas. Sin embargo, a pesar de que la tecnología de plataforma flotante sea "nueva", ella es obtenida a través de un acuerdo original de componentes y hardware ya existentes, todos con registros de rendimiento establecidos. En la nueva plataforma, la estructura convencional es soportada por cuatro flotadores independientes. Cada flotador es conectado a los costados por una conexión articulada, lo que disocia el flotador de los movimientos de rodaje en las laterales superiores y también unas de las otras.

Cada flotador es intrínsecamente estable y posee un valor GM (altura metacéntrica) típicamente entre 25 y 50 pies (8 a 15 m). Abajo de la línea del agua, los flotadores no tienen conexión entre ellos.

Las piernas estiradas de las líneas de anclaje y de las mangueras de subida se conectan directamente a la plataforma, facilitando la instalación, la inspección y el mantenimiento en servicio.  Todos los elementos del sistema fueron implantados en algún tipo de sistema de operación. El componente más específico es la conexión articuladora (la “unión”) entre los flotadores y el costado. El diseño de la unión fue proyectado para más de cinco años de operación en los buques VB-4,000 y VB 10,000. El diseño incluye una configuración de unión doble, que proporciona redundancia de 100%, facilitando la remoción, inspección y sustitución de cualquier componente mismo estando en servicio. Las principales superficies de desgaste y pinos de apoyo dentro de las conexiones son removidos para inspección a cada año. El material del casquillo sintético usado en las superficies principales de desgaste no necesita de mantenimiento o lubrificación durante el servicio, y ninguna sustitución ha sido necesaria.

La tecnología ha sido desarrollada y refinada a través de múltiples estudios de ingeniería y programas de prueba en escala. La introducción de las conexiones entre los flotadores y el costado resultó del análisis de un problema de clase numérica  múltiple-cuerpo. Los cuerpos individuales son capaces de moverse independientemente de los otros en uno o más grados de libertad. 

Uno de los atributos clave del sistema es el bajo movimiento de los costados, experimentado incluso durante condiciones extremas de tormentas y huracanes. Otra capacidad operacional de la tecnología es conectar rígidamente dos o más plataformas para crear plataformas offshore mayores.

 

Menos acero

La población de las tradicionales plataformas tipo ‘spar’ puede ser dividida en dos grupos: el de las que contienen el conjunto integral de operaciones de perforación y el de aquellas que sirven para las operaciones de intervención o reacondicionamiento (‘workover’) de pozos  y/o producción. La principal diferencia operacional entre esos dos tipos es la cantidad de carga en superficie soportada por el casco.

La carga útil de este nuevo sistema (17.500 toneladas) está en el límite inferior de las cuatro plataformas spar hoy existentes totalmente capacitadas para perforación. Pero la reducción en la demanda por acero para el casco es significativa: 17.000 toneladas contra 28.000 toneladas de spar convencional equivalente. Esa economía es directamente resultante de la introducción de conexiones articuladas entre los flotadores y el costado de la plataforma.El punto de carga aplicado en cada casco es fijado a ese punto de conexión (aproximadamente 50 pies sobre el nivel medio del mar). Eso resulta en requisitos de lastre sólido mucho menores para el nuevo sistema de plataformas y menores momentos de flexión del casco. Cada casco recibe apenas 2.000 toneladas de lastre sólido por unidad. La fabricación del casco de la plataforma es dividida igualmente en cuatro flotadores idénticos, cada uno con un peso, salido de fábrica, de 4,250 toneladas. Existen muchas instalaciones de fabricación capaces de construir estructuras con un peso de 4.000 a 5.000 toneladas (típico de estructuras del tipo chaqueta fija de mediano porte), en comparación con aquellas capaces de construir cascos de pieza única en la gama de peso de 20.000 a 40.000 toneladas.

Las exigencias menores de desplazamiento del sistema, combinadas con varios cascos menores, también garantizan la simplificación de los detalles de la construcción. Versabuoy posee sistema de almacenamiento en tanques tradicionales: tanque rígido principal y tanques-lastre variables - todos de fabricación simple y optimizando la cantidad de acero necesaria. Eso hace posible la fabricación local y facilita promover la competición de candidatos a fabricantes, lo que puede resultar también en disminución de costos.

Los cascos pueden ser transportados mar adentro con el lastre sólido ya instalado. La derribada final es obtenida a través de inundaciones secuenciales del casco. La instalación de los costados de la plataforma es conseguida a través de flotación del costado, seguida de suspensión y posicionamiento del casco bajo la cubiertade un barco de transporte. El control del lastre del casco es conseguido a través de aire comprimido suministrado a partir de equipos instalados en los costados.

Por lo tanto, la instalación de la plataforma por personal local contratado es totalmente posible utilizando activos y recursos disponibles localmente. El costo general queda menor, debido a la utilización de recursos de costo más reducido y a la competición local de fabricantes, además de las cuestiones de programación asociadas a la eliminación de la necesidad de accesar activos en el extranjero.

 

Aplicaciones en el Golfo de México

Entre 2003 y 2010, el importe de precios de las commodities explotó, considerando una tasa anual de aproximadamente 14% al año. Las tasas diarias de plataformas disponibles para perforación en aguas profundas aumentaron de US$ 125.000 para más de US$ 500.000. Las nuevas exigencias del Golfo de México aplicadas a los BOPs usados por sondas flotantes también contribuyeron para limitar la selección del equipo y mantener los precios más elevados en la perforación en aguas profundas en la región, que influencia tremendamente los precios para América Latina, en especial Brasil.

En 2012, los precios de un desarrollo en aguas profundas en el Golfo de México con costos asociados (incluyendo la perforación) eran:

 

 

 

 

100-yr hurricane

1,000-yr hurricane

 

 

Max

Min

Max

Min

Deck Motion

Pitch/roll

4 deg

-4 deg

5 deg

-5 deg

 

Surge accn.

0.15 g

-0.15 g

0.18 g

-0.18 g

TTR Stroke

 

15 feet

-10 feet

 

 

 

 

 

En promedio, un campo del Golfo de México tiene un volumen STOOIP (volumen original de petróleo del reservorio, antes del inicio de la producción: “stock tank oil originally initially in place”) de 90 MMboe – lo suficiente apenas para soportar un tieback submarino hasta una plataforma ya existente. Cada pozo exploratorio exitoso encuentra, en promedio, una reserva de aproximadamente 30 MMboe. Los “antiguos” campos en aguas profundas del Golfo de México (reservorios de Neoceno) exhiben factores de recuperación final entre 30% y 35% del STOOIP. Técnicas de recuperación mejorada, como la inyección de agua,  elevación por gas o bombeo en las perforaciones mejoran los factores de recuperación final en hasta un 50% del STOOIP.  Perforación lateral (sidetracks) de pozos y recompletamiento pueden aumentar en más 10 a 15% a través de acceso a las secciones más confinadas de estos reservorios (“stranded sections”).

Los “nuevos” campos (reservorios del período Paleoceno), ubicados en aguas profundas, parecen presentar índices de recuperación final próximos del 10% del STOOIP. Los retos sobre esos pozos son considerables: perforación a más de 25.000 pies a través de camadas de sal, y reservorios de alta presión y temperatura.

En vista de los pozos ya perforados y concluidos con éxito, las tecnologías de recuperación más modernas serán casi siempre requeridas con el fin de ampliar las tasas de producción y volúmenes recuperables.

Los datos de costos de desarrollo de los “nuevos” campos del Golfo de México son limitados, pero estimativas recientes indican que los costos aproximados deberán ser entre el 150% y el 200% de lo usualmente practicado en aguas profundas.

Tecnología de Árbol Seco

Sistemas de desarrollo del tipo árbol seco proporcionan una excelente herramienta de desarrollo para campos en aguas profundas. Estos sistemas reducen los costos iniciales con perforaciones, con mantenimiento de los pozos y representan mejoras en las soluciones de recuperación. El lado negativo ha sido justamente el alto costo para fabricar e instalar una plataforma flotante capaz de apoyar la perforación, y la resultante postergación de la producción inicial, cuando comparada a un desarrollo submarino en un área ya perforada.

Una tecnología que soporte sondas de perforación y completamiento por un costo más bajo que las soluciones actuales podría, por lo tanto, constituir opción atractiva para futuros desarrolladores en aguas profundas.

Cuando se consideran cuestiones como la vida del pozo, la capacidad de sumar soluciones de recuperación mejorada a partir de una plataforma con pozos completados en su superficie, y el potencial para reimplantación y reutilización de plataformas, la opción de desarrollo a través del árbol seco (“dry tree”) se hace aún más atractiva. Grandes sistemas submarinos conteniendo múltiples perforaciones podrían sustituir cada perforación subsea por un desarrollo con árbol seco de bajo costo.  Cada plataforma con árbol seco mantendría apenas una cantidad reducida de procesamiento del petróleo, pudiendo despachar hacia una única plataforma central, o cada plataforma podría usar procesamiento limitado y aún así estar conectada a una estación central de recolección.  Soluciones de árbol seco eliminan cuestiones de garantía de drenaje (“flow assurance”) y propician espacio para soluciones distribuidas de inyección de agua, elevación a gas y bombeo de pozos.

Conclusión

El desarrollo en aguas profundas en el Golfo do México (y en el mundo) sigue costando caro, debido a la presión sobre los precios de las commodities, en general, y al aumento de los retos técnicos. Por otro lado, hay potencialmente menor producción por pozo debido a la menor productividad de los reservorios más recientes. Los métodos de recuperación mejorada se convertirán cada vez más importantes y probablemente van a influenciar las prácticas en los desarrollos futuros en aguas profundas.

El desarrollo de pozos a partir de plataformas flotantes de perforación y completamiento ofrece muchas ventajas sobre esta nueva realidad: costo por pozo reducido y mejores condiciones para la implementación de las técnicas de recuperación mejorada. Históricamente, los altos costos para utilización de plataformas flotantes para perforación o base de árboles secos en aguas profundas ni siquiera permitía considerarlos, a no ser para los campos mayores.

La tecnología Versabuoy consigue viabilizar la eficiencia de este sistema a costos menores, debido a la simplificación sobre la fabricación (menor costo unitario), y al aumento del número de potenciales fabricantes locales (reducción de los precios por la competencia), además de la propia instalación usando recursos regionales disponibles.La tecnología de bajo costo de este tipo de plataforma también ofrece a los operadores nuevas opciones técnicas de desarrollo, que pueden atenuar los riesgos y mejorar el desempeño económico. La adopción de una nueva tecnología sólo ocurre cuando el retorno por su utilización es mejor que el status quo.  Cuando eso ocurre, esa tecnología tiene que ser seriamente considerada.

El autor

John Greeves es director técnico y accionista de Versabar Group of Companies. Es Ph.D. en Ingeniería Civil y Estructural e Ingeniero registrado por el Reino Unido. Él trabaja en la industria de petróleo y gas hace más de 20 años, incluyendo el período de 10 años en que actuó para Shell International en diversas posiciones, de ingeniero de diseño a gerente de proyectos por todo el mundo.