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  • Miguel Perez

Infraestructura superficial para la explotación de hidrocarburos en instalaciones costa afuera




1. INTRODUCCIÓN


En el presente artículo tiene como objetivo, identificar y evaluar la factibilidad técnico-económica de forma preliminar de nuevas oportunidades de desarrollo para campos de explotación en instalaciones costa afuera. Este proceso normalmente esta soportado por matrices de oportunidades y estrategias, que surge de una tormenta de ideas, en la cual se definen categorías de decisión para cada una de las áreas que determinan las características de un plan de explotación como son las diferentes ramas de las instalaciones de superficie. En este consenso de ideas, se identifican las oportunidades para mejorar las actividades de desarrollo del campo y procesos, incremento de reservas, aseguramiento de flujo, aplicación de nuevas tecnologías para cada una de las especialidades, tal y como se muestra a continuación:


  • Eficiencia operacional.

  • Aseguramiento de flujo.

  • Centro de procesamiento y comercialización.


2. TIPO DE INFRAESTRUCTURA


Tabla 1. definición de aguas someras, profundas y ultraprofundas en función del tirante de agua


En la Figura 1, se muestra los tipos de infraestructura tanto para sistemas fijos de producción (SFP), sistemas flotantes de producción (SFLP) y sistemas submarinos de producción (SSP) de producción.


Figura 1. SFP, SFLP y SSP


2.1 Sistemas fijos de producción (SFP)


Las plataformas marinas se clasifican según la función que cumplen, y de esta manera pueden ser de perforación, habitacionales, producción, compresión, de generación eléctrica, enlace o de telecomunicaciones.


En aguas someras (tirantes menores a 500 metros) es viable desde el punto de vista técnico fijar una plataforma al fondo marino, siendo éste el motivo para denominarlas plataformas fijas. Las columnas que soportan las cubiertas con los equipos e instalaciones de producción pueden ser de concreto o acero, las cuales se extienden en forma de piernas desde la superestructura hasta el suelo marino y son fijadas con pilotes o estructuras masivas de concreto.


Las ventajas de las plataformas fijas son:

  • Su alta estabilidad y capacidad de carga.

  • Bajos movimientos ante las acciones meteorológicas y oceanográficas del viento, oleaje, corrientes marinas y mareas.


Estas características les permiten manejar grandes cantidades de producción y utilizar árboles de control de pozos sobre sus cubiertas y risers (ductos ascendentes por donde viaja la producción proveniente de los pozos) de acero verticales, los cuales en su conjunto permiten reducir los costos de la infraestructura y del mantenimiento e intervención de los pozos productores.


Las plataformas fijas dejan de ser una alternativa viable en aguas intermedias (tirantes de agua > 300 m) y profundas (tirantes de agua > 500 m) ya que no es costeable construir e instalar plataformas fijas con subestructuras tan pesadas y largas para apoyarse en el fondo marino. Sin embargo, existen varias plataformas operando en dichas aguas a nivel mundial como la plataforma Petronius en 531 m, poseedora del récord de aplicación de tirante de agua. En la Figura2, se muestran los tipos de infraestructura sistemas fijos de producción (SFP).


Figura 2. Sistemas fijos de producción (SFP).


También se clasifican de acuerdo a su sistema de sustentación, utilizándose en México y en la mayoría de los países productores las conocidas como tipo jacket, las cuales son de acero fijándose al suelo marino a través de pilotes principales. Este tipo de plataforma tuvo su origen en los Estados Unidos, habiéndose instalado la primera de este tipo en 1946. En la Figura 3, se muestran los tipos de subestructura de sistemas fijos de producción (SFP).


Figura 3. Clasificación de subestructura para sistemas fijos de producción


Principales criterios para la selección de la subestructura:

  • Tirante de agua.

  • Infraestructura de proceso en la superestructura.

  • Infraestructura de perforación.

  • Peso de la superestructura (deck).

  • Número de conductores.

  • Mantenimiento a pozos.

  • Caracterización del subsuelo.


Las plataformas están constituidas por tres partes: la subestructura, que es el segmento que se ubica del nivel del agua al lecho marino; la superestructura, que se refiere a la parte que se ve a simple vista sobre el agua, y la cimentación, conformada por pilotes o tubos de punta abierta con espesores variables, que se encargan de transmitir toda la carga que soporta la estructura al suelo de cimentación, la cual puede ser carga viva (personal, equipos y materiales no permanentes), carga muerta (peso de elementos estructurales secundarios) y carga de equipo (peso del equipo permanente).


La cimentación para cada una de éstas es igual, sólo varía el número de pilotes o columnas principales, el cual depende del tipo y peso de la estructura que va a soportar.


Los pilotes, al igual que las estructuras, se construyen en los patios de fabricación; éstos se localizan en ciudades como Tampico, Tuxpan y Veracruz. Y aunque las dimensiones de éstos son determinadas por medio de un análisis estructural, modelando el suelo de cimentación a través de curvas Q-Z, P-Y y T-Z. Los diámetros más comunes y con los cuales se han podido soportar las cargas que transmiten las condiciones ambientales y del equipo son de 36, 42, 45, 54 y 60 pulgadas de diámetro.


Cuando se piensa en el diseño de una plataforma, el primer factor que debe tomarse en cuenta es que la estructura, si se encuentra operando, tenga la capacidad de resistir los efectos de las cargas del ambiente tales como oleaje, viento, corriente y sismos, así como las cargas que se generan durante su vida útil (efecto del oleaje que genera la fatiga de los elementos, carga y descarga de la plataforma que ocasiona una carga súbita, con la cual debe tenerse especial cuidado).


Adicionalmente, se debe considerar que la plataforma esté diseñada para trabajar en condiciones normales de operación, para lo cual debe considerarse el proceso de fabricación e instalación, de tal manera que garantice que todas las partes de la estructura, incluyendo la cimentación, tengan un comportamiento adecuado.


Algunos de los riesgos geológicos que pueden impedir el asentamiento de una estructura son la presencia de corales, bolsas de gas, movimientos o fallas del suelo y canales enterrados, entre otros. Por ello, otro aspecto fundamental en esta actividad es la exploración geofísica, para lo cual se equipa un barco con instrumentos que emiten ondas sónicas, mismas que se desplazan a través del agua cubriendo toda la zona donde se pretende hacer la instalación de la plataforma. Por lo tanto, cuando se localiza un material de distinta densidad, parte de esa energía rebota y parte continúa hasta que se encuentra otra con diferente densidad. De acuerdo con el tiempo que tarden en ir y regresar, se determina a qué profundidad se encuentra ese material con densidad diferente, lo que contribuye a formar los diferentes estratos de los suelos.

Una vez que se ha estudiado completamente la zona es necesario realizar un plano en el que se identifiquen los sitios propicios y desfavorables para la instalación de la cimentación y, posteriormente, con ayuda de otro barco, se efectúa la exploración geotécnica, es decir, se perfora el subsuelo a fin de obtener núcleos que más tarde serán analizados en el laboratorio.


En el estudio geotécnico se genera una curva de capacidad de carga, la cual sirve para determinar cuál debe ser la longitud de penetración del pilote bajo el lecho marino.


Una vez fabricadas las tres partes de la plataforma, se trasladan a la zona de instalación. La subestructura es la primera que se transporta, debido a que es la que queda bajo el agua. Esta se lanza al mar o es izada y, con ayuda de un barco grúa, se coloca en posición vertical. Después se trasladan los pilotes (fabricados e izados por partes), y se colocan dentro de las piernas (elementos principales de soporte) de la subestructura, también con ayuda de un barco grúa, hasta que alcance la profundidad de diseño.


En el lecho marino los pilotes quedan enterrados (hincados) a una profundidad de entre 60 a 120 metros, dependiendo del tipo de suelo que se tenga y de la estructura que se soporte; actividad que se hace por medio de un martillo de grandes dimensiones (Steam Hammer) accionado por vapor, el cual levanta un vástago que al dejarse caer impacta sobre la cabeza del pilote para su enterrado o mediante un martillo hidráulico para instalaciones subacuáticas.


En este rubro es esencial determinar, antes de la instalación, el tipo de martillo que se va a usar para el hincado, ya que, si no tuviera la capacidad necesaria para su objetivo, prácticamente se tendría una estructura pérdida.


Concluido este proceso, se procede a soldar el pilote con la subestructura, con lo cual puede decirse que la estructura está prácticamente cimentada y, después se instala la superestructura, que es la última parte en ser transportada. Y aunque los criterios que se aplican para el diseño de una plataforma son generales, es importante enfatizar que existen situaciones particulares que deben tomarse en cuenta para elaborar diseños acordes con el sitio. Por ello, para complementar este proceso con condiciones reales, se realizan estudios del comportamiento de los suelos para tener una mejor aproximación.


Las plataformas, en general, difieren mucho dependiendo del tipo de actividad que desempeñan. Así, las hay de producción, de enlace, habitacionales, servicios (generación eléctrica, bombeo y compresión), de comunicaciones y de perforación.


Principales costos y tiempos de construcción de los SFP


Figura 4. Estimado de costos SFP


Figura 5. Tiempos de ingeniería, procura y construcción (IPC) SFP



2.2 Sistemas flotantes de producción (SFP)


Los sistemas flotantes se refieren a las plataformas marinas del tipo artefacto naval utilizadas para la explotación de yacimientos petrolíferos localizados en sitios con tirantes de agua superiores a los 300 m, aunque algunos de ellos se pueden utilizar en aguas someras como los FPSO´s. La característica distintiva entre las plataformas fijas y los sistemas flotantes es que estos últimos soportan el peso de los equipos sobre las cubiertas, los risers, las líneas de anclaje y su peso propio a través de la flotación de su casco, y utilizan un sistema de posicionamiento para mantenerse en su sitio de operación.


Los componentes principales de los sistemas flotantes, tomando como ejemplo una plataforma Semisumergible son:

  • Las instalaciones en las cubiertas (topside).

  • El casco de flotación, las líneas de amarre.

  • La cimentación.

  • Líneas de amarre.

  • Los risers de producción y exportación/importación

El casco de flotación puede ser compuesto por columnas y pontones (como en las TLP´s y las Semi´s), por una sola columna de gran diámetro (como en las mini-TLP´s y las Spar´s), o tipo embarcación como los FPSO´s. El casco aporta la rigidez, la flotación y la estabilidad necesarios para soportar las acciones ambientales y los pesos de los equipos y cubiertas, su peso propio, el peso de los risers y las líneas de amarre, así como los pesos de los líquidos (aceite crudo, combustibles, agua potable y agua de lastre, entre otros) almacenados en sus compartimentos internos.


Plataformas flotantes TLP (Tensión Leg Plataform)

Características de plataformas utilizadas en tirantes de agua de entre 140 a 1,600 metros.

  • El costo de la TLP incrementa al aumentar la profundidad, debido a los cables de anclaje.

  • Versátil para perforar, recuperar y producir pozos, casi en forma simultánea, cimentado mediante pilotes.

  • Una parte esencial de las TLP son las juntas flexibles, estas llamadas “flex-joints”, fabricadas con acero y material de elastómero; permiten que la estructura se desplace horizontalmente sin provocar flexión en los tendones.

  • Mayor tirante a la que se ha instalado = 1,581mts.

  • Capaz de soportar una planta de procesamiento de 50 a 60 MBPD.

Figura 6. Plataforma TLP



Plataformas flotantes semisumergible


Características de plataformas utilizadas en tirantes de agua de entre 800 a 2,400 mts.

  • Amarre con sistema de anclas o con sistema de posicionamiento dinámico.

  • Son autopropulsables.

  • Capaz de soportar una planta de procesamiento de 25 a 100 MBPD.

Figura 7. Plataforma semisumergible




Plataformas flotantes SPAR


Características de plataformas SPAR utilizadas en tirantes de agua de entre 600 a 2,400 metros.

  • Incluyen el almacenamiento de aceite.

  • Ocupadas como boyas marcadoras y para la obtención de datos oceanográficos.

  • Sistema de amarre extendido (catenaria).

  • Sistema de amarre atirantado y/o tensionado.

  • Capaz de soportar una planta de procesamiento de 25 a 100 MBPD.

Figura 8. Plataforma SPAR




Plataformas flotantes de producción (barcos FPSO)


Los FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) son barcos con capacidad para almacenar y procesar hidrocarburos en una etapa primaria la cual puede consistir principalmente de separación y bombeo. Los FPSO son instalaciones de alta complejidad. En primer lugar deben contar con mecanismos que les permitan acomodarse a las corrientes marinas para minimizar los gastos en energía y reducir las tensiones provocadas por estas. Por otra parte deben contar, en un espacio considerablemente pequeño, de todos los equipos necesarios para transportar y en su caso, procesar los hidrocarburos que reciben, así como equipos para la generación de la energía necesaria para estos procesos, como se aprecia en la Figura 9.

Figura 9. FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading).



Plataformas Flotantes de Producción (Barcos FSO)


Los FSO (Floating Storage Offloading) no cuentan con ningún tipo de equipo de proceso por lo que solamente pueden almacenar y bombear crudo a otras instalaciones o buquetanques para transporte. Los FSO son instalaciones de alta complejidad. En primer lugar, deben contar con mecanismos que les permitan acomodarse a las corrientes marinas para minimizar los gastos en energía y reducir las tensiones provocadas por estas. Por otra parte, deben contar, en un espacio considerablemente pequeño, de todos los equipos necesarios para transportar los hidrocarburos que reciben.

Figura 10. FSO (Floating Storage Offloading)


En la Tabla 2 se muestra una tabla comparativa de cada uno de los sistemas flotantes.

Tabla 2. Comparativa entre Sistemas Flotantes de Producción.


Los Sistemas Flotantes de Producción en base a su clasificación pueden ser utilizados con árboles submarinos (mojados) o árboles superficiales (secos), cuentan con almacenamiento, permiten el uso de equipos de perforación y acceso a pozos, así como equipo de reparación y terminación de pozos, como se aprecia en la Tabla 3.


Tabla 3. Sistemas Flotantes de Producción


Lo Sistemas Flotantes de Producción pueden ser utilizados para diferentes profundidades (tirantes de agua), así como pueden manejar distintas capacidades de producción y número de riser, según se indica en la Tabla 4.


Tabla 4. Tirantes de agua, capacidad de producción y riser, para sistemas flotantes.


Los sistemas flotantes de producción en virtud de sus características pueden ser utilizados para diferentes profundidades (tirantes de agua), yacimientos, manejar distintas capacidades de almacenamiento, perforación y producción, emplear un número de riser, así como usar árboles secos y/o húmedos, como se muestra en el resumen de Tabla 5.


Tabla 5. Resumen de utilización de Sistemas flotantes de Producción.


Principales costos y tiempos de construcción de los SFLP


Figura 11. Estimado de costos SFLP


Figura 12. Tiempos de ingeniería, procura y construcción (IPC) SFLP



Sistemas submarinos de producción


Un sistema se define como el conjunto de elementos dinámicamente relacionados entre sí con el fin de lograr un objetivo. Cada elemento del sistema cumple una función especial de tal forma que si un elemento por más pequeño que sea, es afectado; todo el sistema deja de funcionar en su totalidad, provocando deficiencias en el objetivo planeado. Ahora bien un sistema submarino de producción es el conjunto de conexiones, tuberías y equipos submarinos que tiene como objetivo llevar los fluidos producidos desde el yacimiento hasta la superficie; ya sea embarcaciones de procesamiento, plataformas fijas o semisumergibles o tierra. Los sistemas submarinos de producción proporcionan soluciones innovadoras y tecnológicas desarrollando una explotación de hidrocarburos eficiente y segura. En los sistemas submarinos de producción se deben de tomar en cuenta diferentes áreas que en conjunto logran establecer y evaluar los diferentes escenarios de explotación mediante estudios de factibilidad técnicos y económicos, seleccionando el mejor esquema de explotación del campo e incluyendo la mejor decisión de instalar o no los equipos submarinos distribuidos sobre el lecho marino bajo una arquitectura previamente establecida.


Para la explotación de un yacimiento localizado en aguas profundas se requieren diversos sistemas submarinos, con el objeto de perforar, producir y trasportar los hidrocarburos.


Los sistemas submarinos se encuentran formados por tres componentes:


  1. Sistema de pozo submarino. Está formado por el pozo y los sistemas necesarios para la perforación y terminación. El barco o la plataforma de perforación se incluyen en este sistema.

  2. Sistema de producción submarino. Consiste de árbol submarino, sistema de control submarino, las estructuras de soporte y protección y los colectores (Manifold) e interfaces para control por ROV.

  3. Sistema de transporte submarino. Consiste de las líneas de flujo, las líneas de recolección (incluye los umbilicales que pueden incluir cables de control así como las líneas de inyección de los fluidos al cabezal del pozo), los risers así como las tuberías submarinas.

Figura 13. Sistema submarino de producción.



Cada uno de estas especialidades son áreas de conocimiento profundo, que en conjunto permiten diseñar los sistemas submarinos de producción y definir la arquitectura submarina. El equipamiento submarino son aquellos equipos, conexiones, accesorios y herramientas que se instalan sobre el lecho marino y a lo largo del tirante de agua con el fin de transportar los hidrocarburos desde el pozo hasta la superficie; optimizando costos, de tal manera que confluya la producción de uno o varios pozos, respetando el diseño de una arquitectura submarina seleccionada para la explotación del campo.

Los sistemas de control son aquellos equipos, accesorios e instrumentación específicamente diseñados con el fin de controlar la operación de árboles, estranguladores, válvulas, sensores de presión-temperatura, medidores submarinos, flujo y presión de la inyección de químicos, etc.; además sirven para conducir datos, protocolos de comunicación e infraestructura requeridos en superficie.



Los principales componentes de los sistemas submarinos son:

  • Árbol submarino: Los árboles de producción submarinos se definen como el arreglo de válvulas, tuberías, accesorios y conexiones instaladas sobre el pozo para mantener la presión y controlar el flujo de hidrocarburos del mismo.

  • Estrangulador: Es aquel que permite el control del flujo a cierta presión, balance de presiones de diferentes pozos y protección de equipos corriente abajo de presiones y flujos superiores a sus capacidades.

  • Manifold o múltiple: Es una estructura que consiste de un arreglo de válvulas, tubos y accesorios. El manifold sirve como punto de recolección central de la producción de los pozos submarinos y redirige el flujo combinado hacia la plataforma central.

  • Arreglo de tuberías

  • Líneas de flujo: Son conductos que sirven para transportar fluidos de una localización a otra.

  • Jumpers: Su principal función es la interconexión entre equipos submarinos, absorber la expansión, contracción y desalineación y la instalación de medidores de flujo y de arena.

  • Umbilical: Su principal función es el suministro del fluido de control, químicos, energía eléctrica, así como señales de comunicación del sistema superficial de producción al equipo submarino.

  • Flaying Lead eléctrico (EFL): Su principal función es el suministro energía eléctrica al campo.

  • Unidades de terminación y/o interface: Son equipos o estructuras submarinas que facilitan la interfase del umbilical, tubería o línea de flujo con el equipo submarino. Las unidades de terminación incluyen PLET (Pipe Line End Termination) y UTA (Umbilical Termination Assembly). Estos se colocan cerca de los manifolds submarinos, árboles submarinos y conexiones de líneas de flujo y umbilicales.

  • ROV`S

  • Arquitectura submarina (arreglo de equipo)

  • Equipos de proceso submarino: Bombeo multifásico, compresión húmeda, separación submarina de dos y tres fases

Figura 14. Sistema submarino de producción donde se muestran sus componentes.




3. BIBLIOGRAFÍA


  • Deepwater solutions and Records for concept selections (Offshore magazine).

  • Worldwide survey of subsea processing.



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