Este documento presenta varios factores clave que impulsan la toma de decisiones para el desarrollo de proyectos offshore, incluyendo: el volumen explotable de reservas, la calidad de los fluidos producidos, los caudales de producción y el cronograma de depletación, la profundidad del agua, la extensión de los recursos, y la distancia a los mercados e infraestructura existente. También discute consideraciones relacionadas con el aseguramiento de flujo, requisitos de workover, levantamiento artificial y recuperación mejorada
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0300 factores clave y de impulso al desarrollo de proyectos
1. 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
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2. 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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3. 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
4. 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.
5. 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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6. 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
7. 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
8. 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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9. 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?
10. 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
11. 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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12. 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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13. 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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14. 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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15. 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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16. FUNDAMENTOS DE LAS
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Flow
Assurance
Slugging
(bolsones)
Hidratos
Incrustaciones
Ceras
Corrosión y
Erosión
Asfaltenos
Geles
17. 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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18. 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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19. 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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20. FUNDAMENTOS DE LAS
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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)
21. FUNDAMENTOS DE LAS
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0304 – Cronograma para la Primera Producción (First Oil)
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
22. FUNDAMENTOS DE LAS
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0304 – Cronograma para la Primera Producción (First Oil)
• 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)
23. FUNDAMENTOS DE LAS
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0304 – Cronograma para la Primera Producción (First Oil)
• 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
24. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (24)
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
25. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (25)
0305 – Profundidad del Agua y Régimen Ambiental
• 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
26. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (26)
0305 – Profundidad del Agua y Régimen Ambiental
• 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
27. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (27)
0305 – Profundidad del Agua y Régimen Ambiental
• 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
28. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (28)
0305 – Profundidad del Agua y Régimen Ambiental
• 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
29. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (29)
0305 – Profundidad del Agua y Régimen Ambiental
• Plataformas Flotantes
FPSO
Semisumergible
TLP
30. FUNDAMENTOS DE LAS
INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (30)
0305 – Profundidad del Agua y Régimen Ambiental
• 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
31. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (31)
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
32. FUNDAMENTOS DE LAS
INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (32)
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
33. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (33)
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)
34. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (34)
0307 – Distancia a los Mercados e Infraestructura Existente
35. FUNDAMENTOS DE LAS
INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (35)
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
36. FUNDAMENTOS DE LAS
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0308 – Otros Factores que Impulsan y Complican el Desarrollo Offshore
• 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.
37. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (37)
0308 – Otros Factores que Impulsan y Complican el Desarrollo Offshore
• 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
38. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (38)
0308 – Otros Factores que Impulsan y Complican el Desarrollo Offshore
• 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
39. FUNDAMENTOS DE LAS
INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (39)
40. FUNDAMENTOS DE LAS
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JJESección: 03 – Factores Claves Impulsores y de Decisión para el Desarrollo de Proyectos Offshore (40)