Tecnología de separación en aguas ultraprofundas. Ernesto Iniesta INTSOK - Cd del Carmen, Mayo 9 del 2013

Transcripción

1 Tecnología de separación en aguas ultraprofundas Ernesto Iniesta INTSOK - Cd del Carmen, Mayo 9 del /9/12 Subsea Systems

2 2 Contenido Procesamiento submarino Principales proyectos con procesamiento submarino Complejo Pedido Generalidades Infraestructura submarina Separador submarino Conclusiones

3 3 La separación submarina El tratamiento de los fluidos provenientes de los campos representan un sin número de problemas para su manejo. La factibilidad financiera de los proyectos esta determinada por diversos factores, siendo uno de los mas importantes las plantas de proceso. Las plantas de proceso hoy en día son diseñadas para optimizar los procesos con tecnología mas esbelta y eficiente. En los campos localizados en aguas profundas la tecnología para separación ya es una realidad.

4 La historia de FMC en procesamiento submarino Proyecto Operador Año Tordis SSBI primer sistema Comercial de Separación submarina a nivel mundial Bombeo submar. Draugen Shell 1994 Lufeng Statoil 1996 Topacio ExxonMobil 2000 Golfinho Petrobras 2005 Jubarte II Petrobras 2006 Albacora Petrobras 2007 Espadarte Petrobras 2007 Cascade Petrobras Am Bombas para (BEC) Lihua Amoco 1996 Jubarte Petrobras 2006 Otter Total 2002 Lihua, arboles submarinos incluyendo BEC Lufeng, 5 bombas submarinas en operación continua por mas de 10 años en operación continua Subsea Processing VASPS Petrobras 2001 Tordis SSBI Statoil 2005 BC-10 Shell 2007 Perdido Shell 2007 Pazflor Total 2007 Marlim Petrobras Topacio, 2 bombas multifasicas dentro del loop para limpieza con diablos

5 5 Principales proyectos de procesamiento submarinos alrededor del mundo Tordis Campo maduro Separación de Gas/Aceite/Agua/Arena Bombeo/Inyección de agua Instalado en 2007 Perdido Campos problemáticos Separación de Gas y Liquido Bombeo Instalado en el 1cuarto del 2010 Cascade Campos problemáticos Bombeo Para ser instalado en 2010 Pazflor Campos problemáticos Separación de Gas/Liquido Bombeo Primera producción de aceite 2011 Marlim Campo maduro Separación de Gas/Aceite/Agua/Arena Inyección de agua Primera producción de aceite en 2011 BC-10 Ph 1 & 2 Campos problemáticos Separación de Gas/Liquido Bombeo Instalado en el 3cuarto del 2009

6 Tecnología en aguas profundas (los records) 6

7 Complejo Perdido record mundial en aguas ultra profundas Se estableció el record de producción ultra profunda a 2,925 mts de tirante de agua Primer SPAR para perforación, terminación y producción con acceso directo (DVA) instalado en 2,438 mts TA Los pozos en producción más profundos instalados entre 2,383 a 2,925 metros de tirante de agua La primer infraestructura submarina de su tipo (sistemas de perforación y terminación, sistemas de medición, control y producción) Primer sistema de separación y bombeo ultra profundo 7 Fuente:

8 Infraestructura de superficie - Spar Sección cilíndrica con un diámetro de 36 mts 169 metros de alto Peso total 20,000 tons. Se trasporto desde Finlandia, hasta Kiewit offshore services en Ingleside, Texas. 8 Fuente:

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10 10 Generalidades Inversión $ 3b us Socios (Shell-operador, Chevron y BP) Desarrollo estimado en 10 años desde su aprobación en de Marzo de 2010, inicio de producción Producción esperada +100,000 bls/dia y 200 mpc/dia. 857#1,2 857#5 DVA SITE 813#1 API: #4 Great white representa el 80% de la producción est. 857#3 Vida productiva 20 años Fuente:

11 Principales retos Nueva tecnología y experiencia limitada Baja presión para fluir a superficie y baja temperatura Altos costos de perforación y terminación Demasiados pozos - campos El peso de líneas de producción, risers, umbilicales y otros Equipos para 3,000 mts de profundidad Relación Gas/Aceite 500 a 2,000 pies3/bl Huracanes, altas corrientes, oleaje y vientos constantes 11

12 12 Proyecto Perdido Sitemas tensionadores SPAR (DVA) Perforación Terminacion Produccion Risers Aseguramiento de flujo Separadores & BEC Manifolds Arboles Pozos inyectores

13 Infraestructura submarina 13

14 14 Nueva Generación Árbol Vertical EVDT 1 Medio Etapa: arbol ROV Tapa superior 17 Arboles EVDT de 10,000 psi 14 producción 3 inyección 2 Etapa: Mod de flujo Cabezal de producción Colgador de TP 7 Arboles EVDT de 10,000 psi (producción)

15 15 Manifolds submarinos 2 Manifolds (Norte y Sur) de 13 x 7 x 4.5 mts y 118 toneladas de peso Recepción para 8 pozos Sistema de estabilización con pilotos de succión de 5.4 x 25 mts

16 16 Sistema de separación Vertical Caisson -DVA 5 Sistemas de separación y bombeo Caisson Separadores GLCC (Gas Liquid Cylindral Cyclonic ) Sistemas BEC SBS (Subsea Boosting Syst) Bombas de 1.2 MW 5,500 psi presión de trabajo ~25,000 bls/día +50M pies3/dia

17 17 Separador tipo Caisson y sistema de bombeo BEC El sistema permite la separacion del gas y liquido en el fondo del oceano con el soporte del bombeo elecrocentrifugo BEC Se probo el sistema en Brasil para el proyecto BC 10, hay otros proyectos en progreso Los diseños estan disponibles para acceso directo vertical o flujo horizontal (subsea tieback).

18 18 ~ 345 ft Sistema de separador vertical tipo caisson El flujo multifasico fluye por medio del jumper hacia el receptor en la base. El flujo pasa a través de la curva (loop) y entra hacia el bloque en ángulo tangencial. DVA Conector de riser Entrada de flujo loop VCS entrada al block Entrada del flujo desde el manifold Base El gas se separa del liquido y fluye hacia arriba y los líquidos bajan hacia el sistema de bombeo, dentro del separador. La bomba electro centrifuga es suspendida desde la superficie con la TP. El gas es liberado del flujo multifasico, fluyendo a través del espacio anular. 48 Conductor (Jeteado) 42 Conductor (cementado) 35 Componente vertical del separador Bomba electrocentrifuga (BEC)

19 Sistema de producción artificial submarina 8,000 Produccion de aceite 0 Liquidos Gas

20 Ensamble del separador caisson Block con conexión de 18 ¾ perfil H4 Tubería de 18 con recubrimiento interno tipo Clad Panel del ROV Tubería de 8 5/8 Conector de 42 x 35 Torus IV Conector de 12 x 7 Torus III Base 20

21 Bases de diseño para el ensamble del separador 18 (H) x 16 (L) 10.5 (W) Peso 74,000 Lbs Diseñado de acuerdo con ASME B31.8 (presión interna) y API 5C3 (Colapso) Análisis de fatiga llevada a cabo en acuerdo con DNV RP C203 y lineamientos de Shell (B y B1 Curvas de fatiga) Rango de temperatura API 6A / 17D Clase P-U (0 a 250 F) Diseñado para 2,280 Ft-Kips de Bending y 550 Kips de Tensión Presión de trabajo 4,420 Psi Presión de prueba 5,525 Psi 21

22 Separador Caisson 25

23 26 Instalación del conductor de 48 Conductor de 42 y base guía Conductor de 42 y base guía

24 Instalación del separador caisson de 35 27

25 28 Instalación del separador caisson de 35 Instalación del separador

26 Transporte y maniobras del separador 29

27 Instalación del separador 30

28 32 Conclusiones Los desarrollos para explotación en aguas ultra profundas son factibles a pesar de los retos implícitos. La tecnología ya existe y trabaja en forma comprobada y segura Las incógnitas para obtener producción aun siguen siendo determinantes para tan onerosos gastos de inversión y el riesgo que implica. Se requiere de diversos actores para minimizar la exposición de inversión de riesgo Con el desarrollo de la separación submarina, se abaten los costos de inversión en procesamiento e infraestructura de superficie.

29 33 Gracias Ernesto Iniesta