Instalaciones submarinas de producción offshore

Contenidos del Tema
0500 – Consideraciones Generales
0501 – Cabezales de Pozo y Arboles de Producción Submarinos
0502 – Plantillas y Colectores (Templates y Manifolds)
0503 – Unidades de Producción Flotante – Descripción General
0504 – Flowlines y Sistemas de Conexión
0505 – Umbilicales de Control
0506 – Sistemas de Control Submarino
0507 – Arquitectura de Campo
0508 – Instalación e Intervenciones
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INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN
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JJESección: 05 – Instalaciones Submarinas de Producción (1)

 Últimos desarrollos en offshore, Tecnologías de Avanzada
 Ingeniería de alta especialidad
 Producción Submarina
 Sistema de producción de hidrocarburos
 Arboles de Producción localizados en el fondo marino
 Pozos Submarinos o Terminaciones Submarinas
 Otros Equipos
 Templates
 Flowlines
 Ductos,
 Umbilicales de control
 Terminales de flowlines
 Manifolds
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Evolución Mundial de Terminaciones Submarinas
 El total mundial de pozos submarinos asciende
a 5000 (Quest Subsea Database)
 Aguas Superficiales a Aguas Profundas
 Los proyectos submarinos varian en tamaño,
alcance y complejidad
 Golfo de México, por infraestructura se puede
apuntar a campos satélites
 En otras áreas se buscan enormes reservas de
gas y petróleo
 Hay una tendencia hacia la búsqueda de gas.

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 ¿Porqué los Operadores Prefieren Pozos Submarinos?
 Hace 20 – 30 años, esta tecnología se consideraba como de último recurso
 Factores Determinantes de selección:
 Profundidad del Agua y Severidad del Ambiente
 No hay reglas de profundidad
 Ambientes Calmos (SPAR / TLP) se puede seleccionar terminaciones
en superficie a grandes profundidades
 Costo
 Cronograma
 Extensión Superficial del Campo
 Marginalidad del campo
 Disponibilidad de instalaciones para tiebacks
 Filosofía del Operadora
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 Preocupaciones y Desafíos (I)
 Profundidad del Agua y Distancia de Tiebacks
 Profundidad
 Exigencias extremas en componentes (umbilicales y risers)
 Desafíos en la instalación
 Flow Assurance (temperaturas extremadamente bajas)
 Distancias
 Flow Assurance
 Exigencias sobre el sistema de control
 Baja Recuperación Final
 Backpressure (contrapresión) en flowlines
 Contrapresiones de 68 a 136 bar (6.8 a 13.6 en producción convencional)
 Desarrollos de Procesamiento Submarino (Próximo Curso)
 Sistemas de alivio de contrapresión
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 Preocupaciones y Desafíos (II)
 Confiabilidad
 En sus orígenes se presentaban problemas
 Sistemas de Control hidráulicos y electrohidráulicos
 Agravados por por profundidad de agua y distancias de tiebacks
 A pesar de las mejoras las fallas pueden ocurrir / Costosas
 Campos HPHT
 Flow Assurance (Aseguramiento de Flujo)
 Crudo (ceras y asfaltenos)(contrapresión) en flowlines
 Gas natural (hidratos, corrosión)
 Bolsones de flujo multifásico
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 Intervención
 Inspección
 Mantenimiento
 Reparación
 Remote Operated Vehicles (ROV) - + 305 m
 Gestión de Interfaces
 Complejos sistemas de componentes (distintos proveedores)
 Mecánicos
 Hidráulicos,
 Eléctricos
 Electrónicos
 La gestión de interfaces procura
 Componentes encajen y funciones según diseño
 Clave durante diseño y construcción
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 Reservorios Marginales
 Control de Costos siempre es crítico en proyectos offshore
 Aún más en el desarrollo de reservorios marginales
 Marginal denota campo pequeño
 Marginal también si es remoto con grandes reservas
 Reservorios HPHT
 Existen en las carteras de toda Operadora a la espera de nuevos desarrollos
tecnológicos
 Arboles de Producción de 1035 bar y 177 °C
 Desafíos en:
 Flowlines
 Estrategias de flow assurance
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 Componentes Submarinos
 Ingeniería de Avanzada (state of the art)
 Selector grupo de fabricantes calificados
 Desarrollo tecnológico durante años
 Presiones hidrostáticas
 Agua salada
 Vegetación marina
 El único aspecto positivo del entorno submarino
 Temperatura prácticamente constante
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 Cabezal de Pozo
 Es donde termina el pozo, su parte superior
 Aquí comienza el sistema de producción
 Durante la perforación soporta la BOP
 En pozos submarinos requiere de una válvula
autómática de cierre (shutdown)
 Punto de anclaje estructural y de contención de
presión en el lecho marino para los sistemas de
perforación y terminación
 Punto de soporte de las sartas de casing y aislación del
ánulo
 Instalaciones para base guía y el árbol de producción
 Junto con el árbol de navidad deben soportar la
presión de cabeza de pozo (345 a 1000 bar)
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 Cabezal de Pozo (API RP 17A - ISO 13628-1)
PGB: Permanent Guide Base

 Arbol Submarino (Húmedo)
 Conjunto o ensamble de válvulas, bridas, pasos de flujo, configurados de
tal manera que el fluido y la presión desde el pozo pueden ser controlado
tanto con objetivos de seguridad como operativos
 Las funciones típicas de un Arbol de Navidad (x-mas tree):
 Dirigir el fluido producido desde el pozo hacia el flowline (árbol de
producción) o canalizar la inyección de agua o gas hacia la
formación (llamado árbol de inyección)
 Regular el caudal de fluido a través del choke o estrangulación (no
es mandatorio)
 Monitorear parámetros del pozo, presión de pozo, presión de
ánulo, temperatura, detección de arena, etc.
 Sacar de servicio la producción o la inyección de forma segura
mediante las válvulas actuadas por el sistema de control
 Inyectar en el pozo o en el flowline ciertos fluidos, tales como
inhibidores de corrosión, o de formación de hidratos
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DE SUPERFICIE

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 Arbol en Superficie (SECO)  Arbol Submarino (HÚMEDO)

 Tubing: Es la cañería que conduce los fluidos de reservorio hacia superficie
 Casing: es la cubierta exterior que recubre el pozo del exterior, por dentro se encuentra el tubing
 Anulo: es el espacio entre el casing y el tubing.
 Video: http://www.youtube.com/watch?v=YQtDiX2Dbr0
• Válvula maestra (Master) de Producción: Abre o cierra el orificio principal que contiene hidrocarburos;
un árbol puede tener uno o dos válvulas maestras de producción.
• Válvula de Lateral (Wing) de producción: Controla el flujo de hidrocarburos en las flowlines.
• La válvula de cruce (Crossover): controla el flujo entre la tubería de producción y el anillo
• Válvula Maestra del Anulo (Annulus Master): Abre o cierra el orificio anular.
• Válvula Lateral del Ánulo (Annulus Wing): controla el flujo de flowline de producción o el control
umbilical al ánulo.
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• Válvula de Limpieza (Swab) de Producción: Proporciona acceso a la perforación de producción durante
la reentrada workover.
• Válvula del Anulo de Limpieza (Swab): Proporciona acceso al orificio anular durante la reentrada para
tareas de workover.
• Válvula de Inyección en el árbol: controla la inyección de sustancias químicas en el orificio de producción
en el árbol
• Válvula de Seguridad Submarina Controlada desde Superficie (SCSSV): está montada al árbol.
Válvula de Inyección bajo el Arbol: es una válvula actuada por ROV, del tipo esclusa, que permite la
inyección de químicos hacia el fondo del pozo, debajo del árbol.
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 Arbol Submarino (API RP 17A)
• Válvula maestra (Master) de Producción: Abre o cierra el orificio principal que contiene
hidrocarburos; un árbol puede tener uno o dos válvulas maestras de producción.
• Válvula Lateral (Wing) de producción: Controla el flujo de hidrocarburos en las flowlines.
• La válvula de cruce (Crossover): controla el flujo entre la tubería de producción y el anillo
• Válvula Maestra del Anulo (Annulus Master): Abre o cierra el orificio anular.
• Válvula Lateral del Ánulo (Annulus Wing): controla el flujo de flowline de producción o el
control umbilical al ánulo.
• Válvula de Limpieza (Swab) de Producción: Proporciona acceso a la perforación de
producción durante la reentrada workover.
• Válvula de Limpieza del Anulo (Swab): Proporciona acceso al orificio anular durante la
reentrada para tareas de workover.

 Arbol de Línea de Lodo
(Mudline Tree)
o Aguas poco profundas desde
Jackup
o El árbol se conecta directamente
al cabezal de pozo
o Completamiento en línea de lodo
o boca de pozo en línea de lodo
o Bajo costo
o Diseños muy simples
o La operación e intervención se
realiza con asistencia de buzos
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 Arboles Submarinos de Aguas Profundas
o Pozos desde Plataformas Flotantes
o BOP submarinos
o Cabezal de Pozo y Arbol se conectan con caño de gran diámetro
llamado pilar del casing
o Arboles submarinos son mas grandes, voluminosos que los
árboles de línea de lodo.
o Diseños:
o Convencional
o Horizontal (o de cola)
o Diferencias / Similitudes
o Reingreso y realización de operaciones de reparación
(workover)
o Todos los fabricantes de árboles ofrecen ambos tipos
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 Arbol Convencional (Vertical) - VXT
o Las Válvulas están contenidas en el cuerpo del árbol y se
introducen en el orificio central
o Esa configuración limita la intervención, incluso el workover
liviano
o El árbol debe ser liberado del cabezal de pozo y sacado a la
superficie
o El pozo debe ser completado antes de instalar el árbol
o Son ampliamente utilizados debido a su flexibilidad de instalación
y operación
o Si de antemano se prevé que el pozo no requerirá de intervención
es casi la opción por defecto.
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 Arbol Horizontal - HXT
o Las válvulas de control están fuera del orificio central
o Los caminos de flujo se encuentra a los laterales del cuerpo del
árbol
o Esto le da al árbol su configuración horizontal
o El orificio central es mas bien un carretel no comprometido hasta
el colgante del tubing de producción
o Fue desarrollado en los últimos años
o Altamente beneficioso cuando se esperan un alto número de
intervenciones
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 VXT y HXT – Criterios de Selección
o Costo HXT ≈ (5 a 7) x Costo VXT
o Un VXT mas grande y pesado  factor clave en instalaciones con área limitada
o CRONOGRAMA: La terminación del pozo es otro factor en la selección de HXT o VXT.
o Si el pozo es terminado pero el árbol aún no está preparado,  VXT.
o HXT, el pozo puede ser completado después de la instalación.
o Los HXT se aplican en reservorios complejos o aquellos que necesitan frecuentes workover que
requieren la recuperación del tubing. No se recomiendan en campos gasíferos.
o VXT es más frecuentemente elegido en reservorios simples, o cuando la frecuencia de la recuperación
de tubing por workover es baja.
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 Otras Características de los Arboles
Submarinos
o Rating de Presión
o NO hay diferencia con reservorios onshore
o 5000 a 10000 psi, e incluso 15000 psi
o Métodos de Lanzamiento y Aterrizaje
o Descenso desde plataforma o buques de
servicio
o Bases Guía, cables para enhebrar que se
tensionan
o Aguas Profundas (+ 1000 m) se
desarrollaron métodos con embudos
(funnel)
o Asistencia con ROVs
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 Inconvenientes y Desafíos
o Tecnología Madura
o Presión hidrostática desafían los componentes de control
y umbilicales (no al árbol en si)
o Mejora de confiabilidad, sellos, válvulas
o Optimización de diseños para reducción de tiempos en
instalación, terminación, reingreso y reparación
o Mayores costos son de las tarifas de buques de servicios
(de 50 a 500 KUSD/día)
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 Templates (Plantillas)
o Estructuras de metálicas
o Perfilería (soporte)
o Cañerías (conducción de fluidos)
o Ubicados debajo o ligeramente desplazados de la FPU
o Proporciona un cierto número de bahías o ranuras a través de las cuales se perforan los pozos individuales
o La ubicación centralizad de la plantilla requiere perforación direccional, de alcance extendido para llegar a
los lugares mas profundos del reservorio
o Una plantilla puede contener desde 2 hasta 24 ranuras para pozos
o También dar soporte estructural a manifolds (colectores), risers
o El objetivo básico de un template es agrupar varios pozos submarinos en una única locación de lecho
marino, como mínimo tendrán que soportar los árboles de producción
o Los templates mas modernos combinan estas características y varias otras.
o Luego de la terminación se les colocan estructuras adicionales de protección contra colisiones
o La industria actual trabaja mas con clusters de pozos y no tanto con templates (aguas ultraprofundas)
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0502 – Templates y Manifolds (Plantillas y Colectores)

 Templates (Plantillas)
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 Manifolds (Colectores)
o Arreglo de cañerías, válvulas, diseñadas para combinar, distribuir, controlar y a veces monitorear el fluido
de fluidos del reservorio.
o Manifold y Fundación
o Funciones
o Interface entre pozos y ductos de producción
o Recolección de fluidos de pozos individuales
o Distribuir fluidos de reservorio, inyección de gas, químicos y fluidos de control
o Distribución de los sistemas hidráulicos y eléctricos
o Soporte y protección de cañerías y válvulas
o Suministrar puntos de izaje para recuperar instalaciones submarinas
o Interface con ROVs durante sus intervenciones
o Proveer de las facilidades necesarias para realizar pigging de ida y vuelta
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0503 – Separación Submarina y Sistemas de Bombeo
 Introducción
o La disposición tradicional de topsides a bordo de plataformas y pozos submarinos con tiebacks y flowlines
de largas distancias, hacen que este arreglo sea muy poco eficiente por varias razones:
o La contrapresión de los flowlines tiende a reducir la recuperación final de hidrocarburos.
o Se gasta mucha energía en el transporte de agua producida junto con el petróleo de los pozos
submarinos hasta la plataforma anfitriona
o A medida que aumenta el corte de agua durante la vida de un reservorio, más y más energía del
reservorio se utiliza en el transporte de agua producida.
o Al mismo tiempo cada vez más capacidad de procesamiento de la plataforma se debe dedicar a la
separación, tratamiento y disposición de esta agua.
o TODO el sistema podría ser mas eficiente si el agua pudiera ser removida en o cerca de los pozos y
solamente una fracción de la energía debe añadirse al flujo resultante para dirigirlo a la plataforma

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Boosting de la Corriente Total de Pozo
Separación Submarina
Compresión Submarina de Gas
Inyección de Agua con Bombas Submarinas
Transmisión de Potencia y Señales de Control
Información/Combinación Miscelánea de Tecnologías
Los conceptos y técnicas de
diseño, selección, y
especificación de procesamiento
offshore serán desplegados en un
próximo curso

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0503 – Separación Submarina y Sistemas de Bombeo – Año 2008

FUNDAMENTOS DE LAS
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0503 – Separación Submarina y Sistemas de Bombeo – Año 2014

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0503 – Separación Submarina y Sistemas de Bombeo
 Beneficios Potenciales del Procesamiento Submarino
o Reducción del CAPEX total, por la reducción del procesamiento en
topsides y/o CAPEX ductos
o Incremento y/o aceleración de producción y recuperación final total
o Desarrollo de campos marginales (profundas y ultra profundas), con tie-
backs de largas distancias
o Extensión de la vida de campos maduros en operación
o Tie-backs satélites e inyección en infraestructura existente
o Mejoras en la gestión de flujos
o Reducción del impacto al ambiente
o Separación Bifásica
o Separación Trifásica

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 Introducción a Flowlines (Sealines)
o Mismo concepto que en campos offshore
o Conductos que llevan corrientes desde el pozo o
manifold hacia las instalaciones de procesamiento en
plataforma.
o Diámetros < 12 pulgadas
o Distancias < 24 a 32 km
o Flowlines transportan:
o Fluidos no procesados hacia facilidades de
tratamiento y procesamiento
o Ductos transportan:
o Gasoductos y Oleoductos
o Fluidos ya procesados y en especificación de
transporte

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 Tipos de Flowlines
o Cañerías Rígidas de Acero
o Caños de acero soldados, CS, SS, Dúplex, Super Dúplex
o Costo de materiales mas bajo
o Cañerías Flexibles
o Ensambles multicapas
o Alambres de acero y materiales termoplásticos
o 2 a 19” de diámetro
o 4 a 19 capas
o Coiled Tubing
o Tubos de acero continuos
o Costura longitudinal
o Comportamiento a la fatiga excepcional

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 Consideraciones de Diseño de Flowlines
o Función Básica
o Entregar fluidos de reservorio tal cual salen de los pozos hacia los sistemas de procesamiento
o Información para el Diseño
o Presión de fluido en boca de pozo
o Caudal de fluido total
o Composición de la corriente de pozo, impurezas
o Temperatura de producción de pozo
o Temperatura ambiente del agua
o Profundidad del agua y presión hidrostática
o Distancia a la Plataforma
o Presión y Temperatura deseadas en la entrada a la plataforma
o Programa previsto de Aseguramiento de Flujo

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 Consideraciones de Diseño de Flowlines
o El Ingeniero de Diseño de procesos determinará
o Metalurgia del tubo
o Diámetro del flowline
o Grado probable de corrosión interna y necesidades de
protección el interior de tubería o sobreespesor de corrosión
o Espesor de la pared del tubo
o Pérdida térmica y si el flowline deberá ser trazado o aislado
o Medidas para evitar o mitigar flujo slug
o Necesidad de otras instalaciones para separar, por ejemplo
arena.

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 Conexiones de Flowlines
o Forman las interfaces críticas en los pozos, manifolds,
colectores y risers
o Importante si la conexión se realizará con asistencia de
buzos (305 m)
o Tarea sencilla a 75 – 100 m
o Sistemas de buceo costos hasta 305 m
o Sistemas de trajes rígidos hasta 705 m
o Tipos de Conexión
o Flanges (Bridas)
o Clamp Hubs (Abrazaderas)
o Proprietary Mechanical Devices (Dispositivos
Mecánicos Patentados)
Diámetro 12”, Serie 2500#
Abrazadera / Brida Compacta (370 kg)
Brida Comun ANSI (1660 kg)

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 Conexiones - Bridas
o Las bridas son el medio de conexión prácticamente universal en el
ámbito petrolero (upstream, midstream, downstream)
o API 6A / 17D, ANSI B16.5
o Diseños de Desalineamiento
o Los ajustes se realizan con espárragos
o Juntas de Metal

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 Conexiones - Abrazaderas
o Grayloc o Cameron
o Evitan problemas de alineación
o Diseños de dos o tres partes
o ROV necesita hacer el ajuste final con dispositivos también
patentados (hidráulicos o eléctricos)

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 Conexiones – Dispositivos Propietarios
o Collet (Coronilla)
o Dog and Window

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 Conectores – Criterios de Selección
o Reversibilidad
o Liberación y desmantelamiento para reparación
o Reparabilidad
o En estrecha relación con la reversibilidad
o Alineación
o Exigencia en el grado de alineación y tolerancias requeridas
o Expansión Térmica
o Temperaturas diferenciales de fluido y fondo marino
o Buques y requerimientos de equipos
o Métodos de instalación
o Flexibilidad en el cronograma
o Si se necesitan dos o mas buques se pierde en flexibilidad
o Condiciones del fondo marino
o Ventana de Tiempo
o Condiciones climáticas y el tiempo de conexionado

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 Conectores – Métodos de Instalación
o Horizontales y Verticales
o Por tirón (Pull-in)
o Desviado
o Directo
o Carretel (spool)
o Jumper
o Vertical
o Horizontal
o Tendido (Layaway)
o Pasador y Bisagra (Stab and Hinger)
o La selección del método dependerá de:o Profundidad del Agua
o Factores Ambientales
o Condiciones del fondo marino
o Material del Flowline
o Asistencia de Buzo
o TIE IN
o Un tie in es la conexión entre dos sistemas.
o El tie in involucra a los conectores y la pieza que
comprende a los dos conectores y quien
finalmente unirá los dos sistemas
o Ejemplo
o Conectar un pozo a un manifold involucra dos
conectores, y una pieza intermedia que conducirá
el fluido
o Los tie in son clave de cualquier desarrollo
exitoso offshore

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 Conectores – Métodos de Instalación

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 Conexión por Tirón (Lay away)
o Con Deflexión
o Se usa normalmente para el segundo tie in de un
flowline
o Un buque de tendido preinstala el flowline con un
sistema de boyas y cadenas en un lugar
predeterminado
o El flowline una vez presentado en el objetivo
libera las cadenas y controla la línea para asegurar
la adecuada flotabilidad
o El flowline tenderá a desviarse de manera que la
punta de éste se coloca justo en el pórtico de la
estructura objetivo
o Entonces se lanzan las herramientas de conexión
que tiran del flowline y lo conectan al equipo en
cuestión

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 Conexión por Tirón (Directo)
o El flowline se presenta en línea con el pozo o
manifold a conectar a poca distancia
o La línea es tirada con cable directamente hacia el
punto de conexión y se acciona el conector
o Al igual que el método por deflexión requiere de
herramientas y equipos especiales.
o Es mas reversible que el método por desviación
o Es menos susceptible a las condiciones del fondo
marino.
o Los requisitos de alineación son bajos

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FUNDAMENTOS DE LAS
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0504– Flowlines y Sistemas de Conexión
 Conexión por Spool y Jumper
o Un spool o pieza carretel es un conjunto de
tubería con conectores en las puntas.
o Un carretel bridado es un accesorio común en
cualquier instalación de superficie
o En el ambiente submarino un spool puede ser
o De cañería rígida
o De tuberías flexibles
o Al conjunto completo se lo denomina
jumper
o Los jumpers deben fabricarse con medidas
rigurosamente relevadas “as built” , o CAO
(Conforme a Obra)

FUNDAMENTOS DE LAS
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o Son conexiones cada vez mas comunes, especialmente en
aguas profundas
o Fácilmente reversibles y buenas características de
reparabilidad.
o Se pueden instalar desde un buque de apoyo de servicios
múltiples (MSV)
o Asistencia de ROV
o Son de fácil fabricación y por lo tanto los plazos de entrega
son ventajosos
o Sensibles a efectos térmicos en el caso de jumpers rígidos
o Por lo general es el método de conexión más barato.
o Los Jumpers pueden ser de conexión vertical u horizontal

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FUNDAMENTOS DE LAS
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 Conexión por Tendido (Lay-away)
o Más utilizado con árboles de producción
o El flowline ya está conectado al árbol en la boca de sondeo de
la plataforma (moonpool)
o Sólo se puede hacer con líneas flexibles
o La ventaja es que la conexión flowline – árbol puede ser
probada en superficie
o Se desciende el árbol desde la plataforma y otro buque de
servicios despliega el flowline
o No es un método muy usado, cualquier requerimiento de
embarcaciones en simultáneo invita al retraso
o La alineación no es crítica
o Operación crítica al clima
o No es afectado por las condiciones del lecho marino
o Es el método más costoso. Figura API RP 17A

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 Stab and Hinger
o Cada vez mas común en aguas ultra profundas
o Similar al método de tendido, pero se puede
hacer con líneas flexibles o rígidas.
o El conector está unido al extremo del flowline y
se baja desde el buque con un embudo de guía
con una bisagra
o Luego se gira la bisagra mediante un
mecanismo tipo cricket
o La alineación es automática y la conexión es
reversible
o Al utilizar solo una embarcación no tiene
inconvenientes de cronograma
o Es considerado el segundo método mas
costoso.

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o Conjunto agrupado de cables eléctricos, fibras ópticas, mangueras, tubos, en cualquier combinación
entre ellos, o individuales, cableados en forma conjunta para darle flexibilidad y envueltos o enfundados
adecuadamente para otorgar una armazón con resistencia mecánica.

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o El umbilical proporciona los medios para monitorear y controlar pozos, manifolds y otros componentes
submarinos desde una ubicación remota
o Los desarrollos de materiales termoplásticos han mejorado notablemente a los umbilicales y sus
prestaciones
o La fabricación y operación de umbilicales han enfrentado y aún continúan los desarrollos sobre tres
principales desafíos:
o Confiabilidad y Durabilidad
o Tiempo de Respuesta
o Profundidad del agua

FUNDAMENTOS DE LAS
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o Primeros desarrollos tenían fallas m uy frecuentes, entrada de agua, fugas de metanol
o Tubos de acero flexibles y de alta aleación resolvieron la inyección dequímicos
o Normas (GoM) exigen que un operador sea capaz de cerrar un pozo en un plazo determinado en
minutos y segundos
o La señal eléctrica o electrónica versus las señales hidráulicas
o Presión hidrostática versus resistencia del armazón del umbilical (conductos vacíos)
o Carcazas de metal, en espiral y tubos de acero

FUNDAMENTOS DE LAS
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o El diseño de umbilicales es un asunto de especialistas
o Fluidos a transportar
o Energía
o Señales
o Aplicaciones Dinámicas (si debe acoplarse con movimientos de una FPU
o Estabilidad d el Lecho Marino
o Instalación
o s
o La fabricación y operación de umbilicales han enfrentado y aún continúan los desarrollos sobre tres
principales desafíos:

FUNDAMENTOS DE LAS
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o El umbilical se conecta
o En Plataforma
o A un panel de conexión y controla
denominado UTA (Umbilical Termination
Assembly)
o En el fondo marino
o A otro panel o componente de conexión,
denominado SUTA (Subsea Umbilical
Termination Assembly)
o En pozos múltiples se conecta a un centro de
distribución de señales, básicamente una
SUTA mas compleja.
o La conexión en superficie se puede realizar antes de
finalizar el tendido del umbilical

FUNDAMENTOS DE LAS
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o Desafíos
o El desarrollo de umbilicales sigue los records de las
profundidades de terminación (2932 m)
o Se presentan complejidad de problemas simultáneos por
o Aguas ultra profundas: tensiones sobre los
componentes ocasionados por el propio peso. Cada
conducto (plástico, cobre, metal) tiene sus propios
inconvenientes
o Tie backs de largas distancias:
o Lecho marino
o Corrientes de fondo.
o Dificultad de transmisión de potencia
o Umbilical Integrado de Producción (IPU), el cual integra un
flowline con los conductos propios del umbilical

FUNDAMENTOS DE LAS
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 Introducción
o Pozos submarinos
o  Controlados  Requisitos Operativos y de Seguridad
o  Sistema de Control Basado en Plataforma
o Sistema de Control permite:
o Monitorear el desempeño de pozos (caudales, P, T, detección de arena)
o Accionar válvulas sobre el árbol para regular caudales
o Cerrar el pozo en respuesta a emergencias
o Sistema de Control incluye:
o Interfaz del operador (HMI) y Paneles de Control
o Sistema de Procesamiento y Control (MSC)
o Sensores
o Actuadores
o Conexiones hacia pozos (umbilical)

FUNDAMENTOS DE LAS
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FUNDAMENTOS DE LAS
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 Tipos de Sistema de Control - Evolución
Hidráulico
Electrohidráulico
(EH)
Electrohidráulico
Multiplexado
(EH mux)
Todo
Eléctrico
API 16D. Multiplex (MUX) control system: A
system utilizing electrical or optical conductors in
an armored subsea umbilical cable such that, on
each conductor, multiple distinct functions are
independently operated by dedicated serialized
coded commands.

FUNDAMENTOS DE LAS
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 Tipos de Sistema de Control - Hidráulico
• Fluido hidráulico se transmite directamente desde un acumulador
hacia los árboles
• Simple y barato, más utilizado en workover y sistemas pequeños
• Tiempos de respuesta muy lentos
• Limitada distancia desde plataforma a los pozos (15 km)
• Una variación coloca el acumulador en el árbol de producción
• Mejora marginal
• Hay otras evoluciones a partir de esto (Discreto y Secuencial
Pilotado). Los sistemas hidráulicos se consideran obsoletos.

FUNDAMENTOS DE LAS
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 Tipos de Sistema de Control – Electrohidráulico (EH)
• Desde la plataforma, la señal es eléctrica y se reciben en vainas de control situadas en el árbol
• Las señales activan los actuadores hidráulicos soportados por un acumulador submarino
• Mejoran los tiempos de respuesta
• Permiten mayores distancias de plataforma a pozos
• Pero cada función requiere un conductor individual
• Más complicados que los sistemas hidráulicos y mas costosos
• Ofrecen mayor flexibilidad operativa
• Los sistemas EH, con capacidad de multiplexación son el estándar en la industria

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 Tipos de Sistema de Control – Electrohidráulico Multiplexado (EHmux)
• Reducen el número de conductores mediante
transmisión de energía e información en la misma
línea
• Similares a los EH normales
• Se seleccionan normalmente para instalaciones
submarinas de mayor complejidad
• Desarrollos multi pozos y de distancias largas
• El costo es alto debido a la electrónica en el SEM,
pero se compensa por la simplicidad de umbilicales

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 Tipos de Sistema de Control – Electrohidráulico Multiplexado (EHmux)
Ventajas
• Buen tiempo de respuesta sobre largas
distancias
• Menores diámetros de umbilical
• Permite el control de muchos pozos/válvulas
mediante una sola línea de comunicación
• Implementación sencilla de redundancia
• Mejor monitoreo de la operación y
diagnósticos del sistema
• Ideal para plataformas no tripuladas o
reservorios complejos
• Capaz de suministrar un gran volumen de
datos de retroalimentación
• Sin limitaciones Operacionales
Desventajas
• Alto nivel de complejidad del
sistema
• Requiere conectores eléctricos
submarinos
• Se incrementa el número de
componentes en superficie
• Se incrementa el número de
componentes submarinos
• Recarga del suministro hidráulico
en grandes distancias
• Limpieza del fluido hidráulico
• Compatibilidad de materiales
Características
Prominentes
• Respuesta del sistema en tiempo
real
• Virtualmente sin limitaciones de
distancia
• Máxima reducción en el tamaño
del umbilical
• Información del estado de los
componentes submarinos
disponible
• Alto nivel de flexibilidad
operacional

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 Tipos de Sistema de Control – Todo Eléctrico
• Ofrecido por varios fabricantes
• Actuadores eléctricos en lugar de hidráulicos
• En 2006 se instalaron los primeros sistemas totalmente
eléctricos
• Los beneficios son claros, el sistema es mas simple.
• Favorable para campos marginales
• Flexibilidad para expansión
• Se omiten problemas ambientales por los fluidos
hidráulicos

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 Introducción (Field Architecture – FA – )
• Disposición general de los componentes submarinos en el lecho marino en relación a la superficie o
instalaciones de procesamiento
• Es un concepto muy significativo para desarrollos de múltiples pozos
• Abarca la localización y el agrupamiento de:
• Arboles Submarinos
• Manifolds,
• Módulos de Control
• Terminaciones Umbilicales
• Cantidad y traza de flowlines

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 Factores
• El diseño de la FA se conduce por:
• Geología del campo
• Reservorio y características de los
fluidos (localización)
• Profundidades de los pozos
• Extensión areal del campo y
distribución de reservas
• Requisitos de perforación
• Interferencia con otras
instalaciones (amarres)
• Requisitos operacionales
• Intervenciones previstas
• Estado de la tecnología
seleccionada

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 CAPEX versus OPEX
• Las nuevas tecnologías siempre ofrecen minimizar costos, sea CAPEX u OPEX (casi nunca
simultáneamente)
• La toma de decisiones no es simple.
• Un compromiso de CAPEX es siempre cierto
• Un compromiso en OPEX no tiene la misma certidumbre, algo se pude haber pasado por alto
• La perspectiva siempre debe ser global
• Las decisiones de Arquitectura de Campo son el ejemplo arquetípico

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 Configuraciones Submarinas
• Se hay mencionado durante el curso sin entrar en detalle
• Tiebacks Satélites de 1 a 3 pozos a una plataforma fija
• Arquitectura de conexión en cadena
• Pozos debajo de una FPU
• Pozos Múltiples en Clúster
• Los equipos de producción submarina se pueden configurar de
múltiples maneras
• Especificaciones según el campo
• Enfoque del Operador a las actividades

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 Tiebacks Satélites (1 a 3 pozos a Plataforma Fija)
• Complejidad Baja, queda por resolver
1. Necesidad de Chokes Submarinos
2. Instalaciones de Pigging
3. Pruebas de Pozos
4. Redundancia
• Determinación de flowlines
• Determinación de equipos adicionales
• 1 Pozo con un flowline
• 2 pozos con un flowline
• 2 pozos con dos flowlines
• 3 pozos con dos flowlines
• 3 pozos con tres flowlines
• Determinación de equipos adicionales

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Tabla 1:
Arquitectura de Campo para Tiebacks satelites de 1 a 3 pozos a una Plataforma Fija
Arquitectura
de Campo
Choke Pigging Ida
y Vuelta
Redundancia de Flowline y Test de
Pozo
Equipamiento Adicional
Un pozo con un
flowline
Choke no necesaria Imposible No hay redundancia de flowline
y el pozo puede ser probado.
Flowline pigging ida y vuelta y
redundancia
Lanzadera submarina de pigs
Dos Pozos con
un flowline
Se requireren chokes submarinos al
haber un solo flowline
El caudal de dos pozos es mezclado en
una terminación de pipeline (PLET)
Imposible No hay redundancia
Un pozo debe ser cerrado para poder
probar el otro.
Lanzadera submarina para pigs
Dos pozos con
dos Flowlines
Las dos flowlines están conectadas por
una tee con una válvula de bloqueo a la
PLET
Es Posible Dos flowlines dan redundancia
Prueba de pozo individual
Tres Pozos con
dos Flowlines
Esta configuración requiere de choques
submarinos,.
Es Posible Dos flowlines dan redundancia
Prueba de Pozo individual
Tres pozos con
tres flowlines
Como con la configuración de 2 pozos/2
flowlines, no se requiere choques
submarinos,
Es posible los pozos pueden ser probados
individualmente y existe redundancia
completa.

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• La decisión sobre la instalación de mas flowlines tiene en cuenta
• Aumento de CAPEX contra los riesgos de problemas operativos, y costos de salida de producción
• Composición de fluido de pozos y la química del petróleo
Otras configuraciones pueden tener características más ventajosas
 Si fueran mas pozos
 Clústers con o sin plantilla -- > sólo con dos flowlines, o uno de pequeño diámetro (pruebas)
 Chokes submarinos, pero el pigging de ida y vuelta es posible
 Las combinaciones son sitio específicas

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 Arquitectura de Conexión en Cadena (Daisy Chain)
• Unión de dos o más pozos adyacentes a lo largo de un
único flowline
• “Como nudos en una cuerda”
• Pueden compartir un umbilical común
• Las corrientes de pozos se mezcla con las válvulas de
las bases de flujo de los árboles
• Cada árbol puede requerir un choke submarino para
evitar desequilibrios de presión
• El flowline se puede configurar en forma de lazo para
realizar pigging ida y vuelta.
• Las pruebas de pozos requieren cerrar al menos uno
• Con más de 5 – 6 pozos, un manifold se vuelve mas
adecuado desde el punto de vista costoefectivo

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 Pozos debajo de una FPU
• Pozos agrupados, con o sin plantilla, debajo de una FPU,
con o sin capacidad de perforación
• Se reducen al mínimo los flowlines
• Cada pozo se conecta separadamente con su propior riser
al a FPU
• Los risers pueden ser flexibles, seguramente tipo S, con
módulos de flotabilidad
• Otros tipos de risers también son factibles
• Considerable flexibilidad operativa, reduce distancias entre
cabezales de pozo y topsides (ventaja en Flow Assurance)
• Thunder Horse de BP, en aguas del Golfo de México tiene
este tipo de arquitectura
• Al ser una arquitectura para FPUs, las instalaciones de
exportación agregan complejidad.

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 Pozos Múltiples (Clúster de Pozos)
• Pozos de más de 8 – 10 y no inmediatamente debajo de FPU.
• Son desarrollos de mayor escala
• Se agrupan pozos 3 a 6 en torno a un manifold.
• Cada manifold puede conectarse individualmente a la FPU, o
en sucesivos manifolds, para reducir flowlines a la FPU
• El criterio de agrupamiento en clúster no es universal y es muy
sitio específico y depende de como se implemente las fases del
desarrollo
• Conexionado y control de pozos en estos desarrollos requiere
muchos km de flowlines y umbilicales
• Los pozos de inyección acrecienta a complejidad
• Durante la instalación se vuelve crítico el tráfico en superficie y
en lecho marino
• Estos niveles de desarrollo pueden implicar varias instalaciones
en superficie

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 Pozos Múltiples (Clúster de Pozos – Y. Bai and Q. Bai)

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 Desafíos, Tendencias Actuales y Futuras
• En grandes proyectos – miles de millones de barriles, reducción de costos es un tema vital¿
• Tales proyectos justifican CAPEX, especial énfasis en el OPEX
• Costos de perforación, workover
• Eficiencia en uso de componentes submarinos, flowlines, umbilicales, manifolds, risers
• Seguridad
• Desafío operacional más crítico
• Aseguramiento de flujo
• Desde la Arquitectura de campo
• La operación del lado seguro de la zona de Presión y Temperatura donde hay inconvenientes en
flow assurance, puede entrañar un sinfín de técnicas probadas, y otras de reciente salida al
mercado

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• Flow Assurance
• Técnicas de retención térmica
• Aislación en flowlines
• Eliminación de flowlines mediante perforación de pozos desde plataforma
• Calefaccionado (Tracing) de flowlines, tiempo completo, demanda, o en emergencia
• Adición de inhibidores de hidratos, ceras, tales como Metanol, MEG
• Pigging de flowlines, con lanzaderas submarinas
• Flowlines redundantes
• Seguimientos de procedimientos ad hoc, durante puestas en marcha y salidas de servicio
• Control de slugs
• Separación y Procesamiento Submarino
• Bombeo submarino
• Todos estos aspectos son materia de estudio de un curso aparte, en que los aspectos de Flow
Assurance y procesamiento submarino son el núcleo duro de la Ingeniería de Procesos Offshore

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• Tecnología de Risers
• Tuberías flexibles hasta 1830 m (6000 pies)
• Comportamiento dinámico
• Tuberías rígidas en configuración SCR o RRT también presentan sus inconvenientes
• Vibraciones Inducidas por Vórtices (VIV’s)
• Gestión de Interfaces
• Disciplina exclusiva de la gestión de proyectos offshore
• Proveedores
• Contratistas
• Pruebas FAT, SIT
• La gestión de interfaces debería ser adoptada por todos los cursos de project manager para
todo tipo de proyectos (opinión)

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0508 – Instalación e Intervención
 Introducción
• La instalación de equipos consume grandes porciones del CAPEX y del cronograma del proyecto

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 Rol de la Instalación Anfitriona
• Varía mucho en función del tipo de instalación
• Capacidad de terminación y conexionado
• Hay ciertos tipos de plataformas que son mas activas durante la instalación e intervención
• FSPs, TLPs, y SPARS, son más activas ya que pueden perforar, completar e intervenir
• La clave es cuando como entran en fase la instalación de los equipos submarinos con la llegada de
la instalación de superficie
 Buques en Superficie y Equipamiento de Soporte
 Secuencia de las Actividades de Instalación
 Terminación Submarina, Amarres
 Plantillas y Manifolds
 Flowlines, Umbilicales y Risers
 Ductos de Exportación
 Conexionado de Componentes Submarinos

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