0700 equipamiento y operaciones de producción offshore

Contenido del Tema
FUNDAMENTOS DE LAS
INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN
OFFSHORE
JJESección: 07 – Equipamiento y Operaciones de Producción Offshore (1)
0700 – Introducción
0701 – Estableciendo una Operación Segura
0702 – Desarrollo de Perforaciones
0703 – Equipamiento Principal de Producción y Procesamiento
0704 – Operaciones Críticas
0705 – Control de Procesos
0706 – Organización y Personal

0700 - Introducción
FUNDAMENTOS DE LAS
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 Equipos principales de un sistema de producción
offshore
 Las tareas que realizan los Operadores para utilizar y
atender la performance de estos equipos
 Perforación
 Componentes Claves
 Operaciones y Organización del Personal
 En los ambientes offshore y onshore las tareas
operativas son básicamente las mismas
 Aunque existe un mayor desarrollo de competencias
profesionales en el ámbito offshore
 La tarea de un OPERADOR, en cualquier ambiente es la
MAS importante

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 Manipulación de fluidos
 Volátiles
 Inflamables
 Tóxicos
 Altas Presiones
 Espacios Confinados (cerrados)
 Fuentes de Ignición
 Entorno Offshore
 Escape u Evacuación
 Particularmente Difícil
PRODUCCIÓN OFFSHORE
INHERENTEMENTE PELIGROSA
MAXIMA
PREOCUPACIÓN
SALUD
SEGURIDAD
AMBIENTE

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 Aún los mejores esfuerzos de Ingeniería de Diseño, de Seguridad y las Mejores Prácticas Operativas
 Los riesgos no pueden ser eliminados
 Riesgos:
 Explosión
 Incendio
 Liberación de HCs
 Caída de Personas u Objetos
 Se pueden reducir a un mínimo
 Diseños cuidadosos de equipos, estructuras, sistemas de cañería, de alivio de presión, etc.
 Adhesión a los Procedimientos Operativos Prescriptos
 Procedimientos de Trabajo

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 ¿Qué es un Peligro?
 ¿Qué es un Riesgo?
 ¿Es lo mismo?
 peligro: Fuente o situación potencial de
daño en términos de lesiones o efectos
negativos para la salud de las personas,
daños a la propiedad, daños al entorno del
lugar de trabajo o una combinación de
éstos (OHSAS 18001)
 riesgo: Combinación de la probabilidad y
la(s) consecuencia(s) que se derivan de la
materialización de un suceso peligroso
especificado

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 Energía: La capacidad para realizar un ACCIDENTE sobre las
personas,
 El ser humano no soporta cambios en sus condiciones “energéticas”,
la transferencia desde/hacia un ser humano de cualquier tipo de
energía por encima de un límite umbral, ya sea en forma instantánea
o sostenida en el tiempo va a provocar un daño a su salud
 Energía Potencial/Cinética
 Energía Química
 Calor
 Electricidad
 Sonido / Presión
 Los Peligros se IDENTIFICAN,
 Los RIESGOS se cuantifican

FUNDAMENTOS DE LAS
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 Enfoques de la Responsabilidad Primaria en HSE
 Gestión de HSE
 Línea Operativa
 Todo el Personal
 Marco Básico de Seguridad:
 Agencias Gubernamentales
 La rigurosidad depende de cada estado nación
 Normas Propias de las Operadoras
 Sistemas de Gestión HSE
 Operadoras, Productoras
 Contratistas
 Todo el Personal debe estar entrenado y cumplir las
normas de HSE en una plataforma Offshore

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 Plataformas
 Complejidad / Tamaño / Configuración
 Perforación / Workover / Mantenimiento / Producción
 SIMOPS (Simultaneous Operations)
 Comunicación / Coordinación:
 Esencial que todo trabajador este consciente de las
actividades simultáneas
 Sistemas de Gestión HSE
 Sistema de Gestión Implementado Eficazmente
 Todo el personal abordo comprenda
 SIMOPS
 Restricciones que están teniendo lugar

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 Entes Técnicos (API, DNV, NORSOK, BS, ISO)
 API RP 75
 Sistema de Permisos de Trabajo (un elemento mas)
 Apertura de Equipos o Cañerías
 Bloqueo y Consignación de Equipos
 Trabajos en caliente (fuentes de ignición)
 Ingreso a Espacios Confinados
 Otros
 Oficina Central de Emision
 Ningún trabajo no rutinario se realiza sin permiso
 El sistema de permisos de trabajo es crítico, pero es
un elemento más del sistema
Principios Generales del Programa de Gestión
Información de Seguridad y Ambiente
Análisis de Riesgos
Gestión del Cambio
Procedimientos Operativos
Permisos de Trabajo
Prácticas de Trabajo Seguro
Entrenamiento
Aseguramiento de Calidad
Integridad Mecánica
Revisión Pre PEM
Respuesta a Emergencias y Control
Investigación de Incidentes
Auditorías del Sistema
Documentación y Registro

FUNDAMENTOS DE LAS
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 API RP 75
 Establecimiento y comunicación de los objetivos de HSE
 Los procedimientos de operación de todos los equipos y sistemas que cubren las operaciones
normales, arranque, parada, parada de emergencia, y las respuestas adecuadas a las desviaciones
fuera de los límites normales de funcionamiento
 Los procedimientos de respuesta a emergencia, incluida la asignación de responsabilidades y
evacuación
 Entrenamiento del personal de operación y orientación de todo el personal de contratistas a bordo de
la plataforma
 El cumplimiento de los objetivos del operador y los requisitos de las autoridades reguladoras
 Investigación, documentación y presentación de informes de todos los accidentes, las lesiones, las
desviaciones de las operaciones normales, y otros incidentes o eventos que comprometen la
seguridad o la protección del medio ambiente
 Realización de inspecciones y mantenimiento de acuerdo a cronogramas y procedimientos
predeterminados
 Auditoría periódica de los elementos del programa de gestión de HSE y mejora continua

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Seguridad
Técnica
Seguridad
Ocupacional
Seguridad
de Procesos

0702 – Perforación y Desarrollo
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 Programa de Perforación
 Perforación y Terminación de Pozos de Producción y de Inyección
 Pozos de exploración y delineación eventualmente como productores o inyectores
 Las perforaciones pueden ser realizadas siguiendo diversas técnicas e instalaciones
 MODU, en la locación de la plataforma permanente (predrilling) para la terminación en
plataforma luego de su instalación
 MODU, lejos de la locación de plataforma para una posterior terminación submarina y tieback
 Equipo de Perforación a través de la Plataforma Permanente
 Jackup MODU a través de las ranuras de la plataforma fija y permanente.
 Equipo de Perforación de la Plataforma Permanente con asistencia de una perforadora auxiliar
(TENDER)

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 Diferencias Clave de Perforación (Fijas versus Flotantes)
 Colocación de la BOP
 Conducto entre Plataforma y Lecho Marino
 Pozos de exploración y delineación eventualmente como
productores o inyectores
 Plataformas Fijas
 BOP en superficie normalmente, luego se instala el árbol de
producción
 BOP en superficie mas pequeña que las submarinas, se
simplifica el acceso
 En rigor, en las plataformas fijas no existe el riser, solo es una
prolongación del casing de perforación

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 Diferencias Clave de Perforación (Fijas versus Flotantes)
 Plataformas Flotantes
 MODUs semisumergibles o FPU con BOP y Cabezal de Pozo submarinos
 El árbol de producción será submarino y la producción se lleva a la instalación flotante mediante
el riser.
 Esto reduce las interferencias por arfada
 Cuando las perforaciones se realizan desde instalaciones con movimientos restringidos (TLP y
SPAR) la BOP se puede montar en superficie.
 Los árboles también se instalan en superficie
 Se utilizan risers especiales para la perforación

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 Personal de Perforación
 Cuadrilla de Perforación
 Jefe de Perforación (Tool Pusher): máximo representante del contratista de perforación
 Perforador (Driller): supervisa el personal de perforación
 Asistente del Perforador
 Operador de Grúa
 Encargado de Pileta de Lodos
 Ayudante de piso (tres personas)
 Mecánicos y electricistas
 Capataz de Peones (Rostabout Foreman)
 Peones (Rostabout)

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 Perforación Direccional y de Alcance Extendido
 Desarrollo de grandes campos requiere de
perforación dirección para llegar a todas las
reservas recuperables.
 Desarrollos a partir de 1990
 Salida (Desplazamiento Horizontal) de +
9100 m
 La rotación del trépano la realiza una
turbina movilizada por el lodo de
perforación
 Las herramientas de desviación son
mecanismos básicos combinados con
instrumentación sofisticada de telemetría y
genoavegación.

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 Válvula de seguridad de fondo de pozo, diseñada
para cerrarlo (planificada o emergencia)
 Se acciona con líneas de control conectadas al
tubing de producción
 La mayoría son recuperables mediante
operaciones de wireline
 Modo de Falla Segura (Cerrada)
 En pozos submarinos terminados, la SCSSV se
controla con el Umbilical
 SCSSV (Válvula de Seguridad Submarina Controlada en Superficie)

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 Estrictamente en plataformas fijas, con pozos
terminados y BOP en superficie, no existe un
riser. El casing se extiende hasta la plataforma y
el árbol de producción
 En pozos completados en forma submarina,
existen variedades de configuraciones de risers
con diseños a medida para cada aplicación
 Lo importante en risers de instalaciones
flotantes es desacoplar los movimientos de la
plataforma de los risers.
 Sistemas de Riser

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 Arboles de Producción en Superficie, son mas
pequeños, livianos y menos complejos que sus
pares submarinos
 La diferencia principal es el accionamiento
remoto
 Otro elemento importante de diferencia es el
conexionado, que se puede realizar con bridas
simples
 Rating de presión idénticos, y para todo el
rango de servicios
 Arboles de Producción (Christmas Tree)

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 Todo equipamiento que maneja y trata fluidos de pozo,
desde el punto en que llegan a plataforma hasta que son
retirados del la misma.
 Tratamiento de Agua
 Tratamiento de Petróleo
 Tratamiento de Gas
 En el fluido de reservorio pueden venir varios
contaminantes, que se tratan según la fase en la cual se
encuentran preferentemente
 Todos los equipos necesarios en forma integrada se conocen
como Topsides
 Sistemas de Procesamiento de Fluidos Producidos (Agua – Gas - Petróleo – Otros)
Ejemplo – Fluido de Reservorio (Crudo + Gases)

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Gases Post Separación de Alta Líquidos Separación de Alta

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¿QUE ES UN SKID?
¿PATÍN?

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 Los topsides comprenden (SISTEMA de PROCESOS)
 Manifold de Entrada
 Hornos e Intercambiadores de Calor
 Separadores (bifásicos, trifásicos)
 Sistema de Tratamiento de Petróleo
 Bombas/Compresores de Exportación
 Medición y Transferencia de Custodia
 Deshidratación de Gas
 Endulzamiento de Gas (SH2, CO2)
 Sistema de Antorcha (Gas y/o Petróleo)
 Tratamiento de Agua
 Sistemas de Reinyección (Agua, Gas)
 Sistemas de Inyección de Químicos (MeOH, MEG,
Secuestrantes de SH2)
 Sistemas de Procesamiento de Fluidos Producidos (Agua – Gas - Petróleo – Otros)

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 Presión/es
 Temperatura/s
 Caudal/es
 Composición/es
 Contaminante/s
 Especificaciones de Calidad
 Termodinámica
 Fisicoquímica
 Mecánica
 Matemáticas
 Matemáticas
 Matemáticas
 Matemáticas
 Condiciones de Operación y Diseño

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 Recibe fluidos de producción
 Mezcla en una única corriente
 Pozos submarinos puede incluir un slug catcher
 Manifold de Entrada

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 Calentamientos / Enfriamientos
 Condiciones de Equilibrio adecuadas
 Mejora en viscosidad del crudo
 Condiciones de desalado (ejemplo)
 Hornos e Intercambiadores de Calor
 Integración energética
 Fired Heater (Hornos)
 Diseños Compactos

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 Bifásicos
 Crudo / Agua
 Trifásicos
 Gas/Crudo/Agua
 Rangos de Presión
 Alta: 67 a 103 bar
 Media: 16 a 48 bar
 Baja: 0.6 a 12 bar
 Diseño
 Diámetro
 Longitud (S/S, T/T)
 Internos
 Vertical/Horizontal
 Instalaciones Flotantes (diseños especiales)
 Separadores

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 Emulsión
 Fase ligada de agua y petróleo
 Agua - Coalescencia
 Calor
 Campo Electrostático
 Productos Químicos
 Sales
 Equilibrio con preferencia en fase acuosa
 Calor
 Campo Electrostático
 Productos Químicos
 Sistemas de Tratamiento en Múltiples Etapas
 Diámetro, Longitud (S/S, T/T)
 Internos
 Vertical/Horizontal)
 Tratamiento de Petróleo

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 Bombas
 Redundancia
 Esquema Spare
 Petróleo / Agua de Inyección
 Compresores
 Componentes Clave en Mantenimiento
 Reciprocantes / Centrífugos
 Motor a Fuel Gas / Consumo Energético
 Sistemas Multifásicos
 Cada vez más presentes
 Plataformas sin Tripulación
 Sistemas de Medición – Transferencia de Custodia
 Puentes de Medición
 Normas Internacionales
 Caudalímetro y Cromatografía
 Operador de Producción  Operador de Transporte
 Sistemas de Exportación

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 Sistema Tradicional con Glicol
 MEG
 TEG
 Esquema Contactora /
Regeneradora
 Saturación  65 mg/sm3
 Sistemas Alternativos con
Desecantes
 Prevención de formación de
Hidratos
 Punto de Rocío de - 4 °C (ejemplo)
 Deshidratación de Gas

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 Remoción de CO2 / SH2
 Corrosión
 Contenido de Inertes
 TEG
 Esquema Contactora /
Regeneradora
 Saturación  65 mg/sm3
 Aminas
 Solventes Propietarios
 4 % Inertes
 3 ppm de SH2
 Endulzamiento de Gas

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 Luego de
Deshidratación/Endulzamiento
 Gas se Comprime
 Contrapresión del destino
 Piezas Fundamentales en O&M
 Compresión de Gas
 Sistema de Antorcha
 Gas y ocasionalmente petróleo
 Claves en la seguridad
 Diseños a diferentes escenarios

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 Tratamiento de Agua
 Agua Producida
 Inyección
 Disposición
 40 ppm HCT (según
jurisdicción)
 Diversas y Complejas
Tecnologías
 La reinyección también
requiere tratamiento

FUNDAMENTOS DE LAS
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 Inyección de Gas y Agua
 Programas de Mantenimiento de
Presión en el Reservorio
 Tratamiento de Agua/Gas
 Grandes Campos en el Mar del
Norte justifican el CAPEX de la
reinyección
 Sistemas de Inyección y Recuperación
de Químicos
 Flow Assurance
 MEG
 Metanol
 Inhibidores de Ceras
 Otros Equipos y Sistemas

0704 – OPERACIONES CRÍTICAS
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 Comisionado
 Puesta en Marcha
 Parada Normal / Emergencia
 Workover
 Pigging
 IMR
 Inspección
 Mantenimiento
 Reparación

0705 – CONTROL DE PROCESOS
FUNDAMENTOS DE LAS
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 Enfoque según Plataforma
• Tripuladas
• No tripuladas
 Control Local
• Sensores (P, T, Caudales, Composición)
• Actuadores
• Alarmas
• Sistemas de Seguridad Independientes
 Sistemas de Control Distribuido (DCS)
 Sistemas de Control, Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA)

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 Sistemas de Control Distribuido (DCS)
 Procesadores en uno o mas lugares
 Monitoreo de variables, equipos y
operaciones
 Interfaz Humano – Máquina
 Los sistemas o componentes retienen
autonomía
 Falla de DCS, el control local es suficiente
para Operación Segura
 El sistema DCS, por lo general es un
sistema cableado

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 Sistemas de Control, Supervisión y Adquisición de Datos (SCADA)
 El sistema integrado proporciona el seguimiento y control de los distintos procesos
 Son cableados pero pueden basarse en tecnología inalámbrica
 La autonomía local se entrega al centro de control principal
 Recibe datos y proporciona el control automatizado
 Un SCADA puede contener varias estaciones de vigilancia y control
 La información se muestra según jerarquía del usuario
 Ventajas:
 Integra todas las áreas Operativas de la plataforma
 Respuesta instantánea a condiciones fuera de límites (detección de fuego y gas)
 Desventajas
 Falla del sistema central fuerza la salida de servicio de todas las operaciones, incluso en condiciones
normales
 Necesitan redundancia
 Sistemas DP con SCADA tienen doble o triple redundancia

0706 – ORGANIZACIÓN Y PERSONAL
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 Diversidad de tamaño y complejidad de instalaciones offshore se reflejan en dotación y organización de
la fuerza laboral
 Plataformas No Tripuladas, Plataformas tripuladas pero sin alojamiento
 Necesidades de personal sujetas a regulaciones locales y demandas sindicales
Alojamiento a bordo de algunas plataformas
Plataforma/Tipo Localización Capacidad de Producción Alojamientos (personas)
Buffalo FPSO Australia 40,000 STB/D 19
Malampaya GBS Filipinas
508 MMSCFD
33,000 bbl condensate
44
Lufeng 22-1 FPSO China 60,000 STB/D 55
Mars TLP Golfo de México
200,000 STB/D
185 MMSCFD
106
Ursa TLP Golfo de México
150,000 STB/D
400 MMSCFD
110
Mad Dog Spar Golfo de México
100,000 STB/D
60 MMSCFD
126
Lun-A GBS Isla de Sakhalin 800 MMSCFD 126
PA-B GBS Isla de Sakhalin
70,000 STB/D
100 MMSCFD
140
Girasoll FPSO África Occidental 200,000 STB/D 140
Hibernia GBS Canadá Oriental 135,000 STB/D 185

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 Organización a bordo de Instalaciones de Producción
 Explotación Offshore de orígenes norteamericanos
 Enfoque productivo típico de Louisina y Texas
 Inicios con personal operativo sin formación académica pero con mucha experiencia de campo
 Sistemas de Producción Flotantes introdujeron la jerarquía de la industria naval
 La estructura de mando naval es de características eminentemente del tipo militar.
 Explotación del Mar del Norte se inició con supervisores norteamericanos
 Norteamérica vs Europa en cuanto a aspectos culturales
 Actitud de Mando versus Técnicas de Gestión
 Trabajadores No Sindicalizados versus Sindicatos Fuertes
 Holandeses, Británicos y Noruegos reemplazaron a norteamericanos
 Organización abordo debe ser muy clara en cuanto a:
 Cadena de Mando
 Asignación de Autoridad y Responsabilidades

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 Organización a bordo de Instalaciones de Producción
 Gerente de Instalación Offshore (OIM):
 Persona de mayor rango, supervisa todas las funciones de la plataforma
 Gerente de Seguridad
 Normalmente reporta independiente del OIM
 Oficial de Comunicaciones
 Superintendente de Producción
 Reporta al OIM
 Operadores Líderes
 Operadores
 Mecánicos y Electricistas
• Diferencias entre instalaciones Fijas y Flotantes
(Tripulación Marina y Tripulación de Producción)
• Diferencias entre instalaciones de Perforación,
Producción, Alojamiento

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 Cronograma de Trabajo
 Rotación 24/7 típica
 Turnos de 12 horas, 7 días/semana, 52 semanas/año
 Rotación también depende de las distancias y costos de transporte, ejemplo GoM: 14/14
 Soporte en Tierra Firme
 Personal esencialmente operativo y estrictamente necesario en plataforma
 Personal administrativo/soporte/logística en tierra firme

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