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• Bonifacio Hernandez Lopez

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Contenido

Introducción.......................................................................................................................... 2 1.- Equipos y Unidades utilizadas en Aguas Profundas.........................................................3 1.1.- Equipos de Perforación Marinos................................................................................. 3 1.1.1.- Barcos.................................................................................................................... 4 1.1.2.- Semisumergibles.................................................................................................... 8 1.1.3.- Sistemas TLD y DDCV........................................................................................... 10 1.2.- Preventores Submarinos.......................................................................................... 18 1.3.- Raiser...................................................................................................................... 24 1.4.- Cabezales Submarinos............................................................................................ 27 Conclusión....................................................................................................................... 33 Bibliografía...................................................................................................................... 34

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Introducción

El incremento de la demanda de hidrocarburos a nivel mundial ha orillado a la Industria petrolera a incursionar en aguas profundas, debido al decremento de la producción de hidrocarburos en aguas someras. Actualmente en países como Reino Unido, Noruega, África, Brasil y en el Golfo de México se han obtenido notables resultados de la explotación de campos en aguas profundas, ya que es una atractiva alternativa, que ofrece altas probabilidades de recuperar grandes volúmenes de hidrocarburos; sin embargo, la problemática radica en que se requiere de nuevas y costosas tecnologías, para garantizar el desarrollo del campo y maximizar la producción de hidrocarburos de manera segura y confiable, al menor costo posible. Sin embargo aguas profundas amerita diversos retos tecnológicos, pues las grandes profundidades, las bajas temperaturas, las altas presiones hidrostáticas y el tipo de suelo en el lecho marino, exigen, se utilicen nuevas tecnologías. Asimismo, la exploración, perforación (embarcaciones, plataformas, herramientas, etc.), terminación, instalación, mantenimiento, reparación (robots -ROV “Remote Operated Vehicle-), manejo, transporte y procesamiento de los hidrocarburos en el lecho marino, exigen, se garantice el funcionamiento de los equipos submarinos y las actividades, las cuales pueden llegar a tener un costo hasta 10 veces mayor que en tierra.

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1.- Equipos y Unidades utilizadas en Aguas Profundas. 1.1.- Equipos de Perforación Marinos. A los equipos de perforación usados con frecuencia en la perforación marina se les denomina Unidad Móvil de Perforación Marina (MODU, por sus iniciales en inglés, Mobile Offshore Drilling Unit). Las primeras unidades, eran simples plataformas terrestres llevadas dentro de aguas poco profundas y fijadas a una estructura para perforar en el agua, las cuales fueron evolucionando hasta llegar a las plataformas que conocemos actualmente. Los equipos flotantes marinos incluyen semisumergibles y barcos perforadores. El diseño de los semisumergibles le permite ser más estables que los barcos perforadores. Por otra parte los barcos perforadores pueden cargar equipos más grandes y pueden trabajar en aguas remotas. Una MODU es portátil, perforan un pozo en un sitio mar adentro y después se mueven para perforaren otro lugar. Se pueden clasificar a su vez como equipos flotantes o soportados en el fondo. Cuando los equipos flotantes perforan, trabajan encima o escasamente debajo de la superficie, estos equipos incluyen a los semisumergibles y a los barcos perforadores. Ellos son capaces de perforar en aguas de miles de pies de tirante de agua. Las MODUs que tienen contacto con el piso marino, son llamadas “Soportadas en el fondo”, estas incluyen a los sumergibles y a las autoelevables (jackups). Las unidades sumergibles se dividen a su vez en barcazas piloteadas, tipo botella, barcazas en tierra y de tipo ártico. Generalmente las unidades soportadas en el fondo perforan en aguas menos profundas que las flotantes.

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1.1.1.- Barcos

Un barco perforador es también un equipo de perforación flotante. Son muy móviles ya que son autos propulsados y poseen cascos aerodinámicos, como un barco normal. Por tal motivo se puede escoger a un barco perforador para realizar pozos en localizaciones remotas convirtiéndose en la principal opción. Se puede mover a velocidades razonablemente altas con bajo consumo de energía. La forma y capacidad de la cubierta la permite cargar una gran cantidad de equipo y material para perforar, por lo que no es muy frecuente su reabastecimiento. Mientras algunos operan en tirantes de agua entre 1,000 y 3,000 pies, los últimos barcos pueden perforar en profundidades de 10,000 pies de tirante de agua. Pueden perforar pozos de 30,000 pies de profundidad a partir del lecho marino. Estos barcos grandes miden más de 800 pies de largo y 100 pies de ancho (30 metros). 4

Utilizan anclas que les permitan situarse en la estación a perforar, pero cuando perforan en aguas profundas requieren de posicionamiento dinámico controlado por una computadora conectada a sofisticados censores electrónicos. Una vez iniciada las actividades de perforación, el perforador le indica a la computadora la posición que se debe guardar mientras se perfora. Este sistema resiste las corrientes, el oleaje así como la fuerza del viento. Actualmente más de la mitad de la producción mundial de crudo se transporta de los pozos hasta las refinerías, por medio de buques. Gasolinas

Buques limpios.

Buques comerciales de carga.

Naftas

Destilados intermedios

Buques de carga líquida.

Crudo Buques de carga seca.

Buques sucios.

Residuales

Bitumen

 Shuttle Tanker (lanzaderas): Son buques especializados que repiten continuamente el trayecto de ida y vuelta, desde pozo (instalación offshore), a la refinería en tierra donde descarga el crudo para su tratamiento. Su tamaño no es excesivamente grande 80.000 a 200.000 TPM, pero cuentan con gran capacidad de maniobra, posicionamiento dinámico y equipamiento para realizar la carga de crudo en el mar.

 Panamax: Con tonelajes entre los 55.000 y 80.000 TPM. Su nombre se debe a que originalmente las dimensiones de estos buques cumplían con las máximas permitidas para su tránsito por el Canal de Panamá (274 metros de eslora, 32 m de manga y 13 m de calado).

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 U.L.C.C. (Ultra Large Crude Carrier): Son todos aquellos cuya capacidad de carga supere las 320.000 TPM. Estos superpetroleros aparecen en el mercado a finales de los años ’60. Debido a su gran tamaño son muy limitados para operar en aguas restringidas.

La mayoría de los buques utilizan diesel marino o fuel oil como combustible y de acuerdo a los mantenimientos realizados, los buques petroleros pueden tener una vida útil de alrededor de 30 años.

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El Stena Drillmax: es un buque sonda capaz de perforar a más de 2 kilómetros de profundidad en alta mar en busca de petróleo. Actualmente se encuentra trabajando para Repsol en aguas brasileñas. Cada día de operación del Drillmax cuesta 1 millón de euros. Este barco fue el descubridor de los yacimientos de Guará, de los que se podrán extraer unos 2.000 millones de barriles de gas natural y crudo de alta calidad.

Los FPSO por sus siglas anglosajonas derivadas de Floating Production and Storage Unit, son unidades flotantes de producción y almacenaje. Esta designación muestra explícitamente las principales funciones de este tipo de buques. La mayoría de los FPSO se han construidos reformando y convirtiendo grandes buques tanqueros que cuenten con un sistema de posicionamiento dinámico. Estos sistemas permiten que una embarcación mantenga una determinada posición o dirección, utilizando sus propios propulsores y midiendo de manera permanente y comparando su posición con respecto a la posición de referencia. Estas unidades flotantes generalmente son utilizadas en los campos tradicionales de producción de hidrocarburos costa afuera, cuando no es posible la conexión a las instalaciones de tierra con una línea troncal de ductos. En ellas no sólo se procesan los hidrocarburos producidos sino que también los almacenan por un tiempo determinado, hasta que una embarcación de trasbordo hace el descargue para llevarlo a tierra. La planta de proceso está interconectada con los sistemas y servicios de la embarcación y cuenta con: 

Sistema de separación de productos.



Equipos, dispositivos e instrumentación para controlar el proceso, la operación y emitir un reporte del servicio brindado.



Sistemas de bomba que reintegran el agua, crido estabilizado y/o productos químicos a las líneas de exportación, reinyección o para el trasiego a embarcaciones auxiliares o terminales de descarga.



Sistemas y dispositivos de seguridad.



Laboratorios de análisis y prueba de productos de proceso. 7

Pueden presentar diversos servicios dependiendo del pozo, ya que su planta de procesamiento logra separar cinco componentes principales; aceite crudo, gas, agua oleosa, sólidos y líquidos contaminantes. Su sistema puede: 

Recibir el producto desde la plataforma y procesarlo en la planta ubicada en la cubierta.



Almacenar líquidos



Caracterizar la producción del pozo



Evitar la incineración de fluidos



Evitar derrames



Descargar en embarcaciones

terminales,

reinyectar

a

pozos

o

trasiego

a

otras

1.1.2.- Semisumergibles

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Los equipos semisumergibles tienen dos o más pontones sobre los cuales flotan. Un pontón es una sección rectangular de acero, largo, relativamente estrecho y hueco. Cuando un semisumergible se mueve los pontones contienen demasiado aire para que el equipo flote sobre la superficie. En muchos casos se sujetan barcos remolque a dicho equipo para moverlo hasta el sitio de la perforación. De cualquier forma algunos semisumergibles son autopropulsados por unidades empotradas que pueden conducir al equipo hasta donde se requiera. Los semisumergibles deben su nombre al hecho de que al perforar no tienen contacto con el fondo marino. Un equipo semisumergible ofrece una plataforma perforadora más estable que un barco perforador el cual opera mientras flota en la superficie del mar. Las columnas cilíndricas o cuadradas se extienden desde los pontones hacia arriba para que sobre ellas descanse la cubierta principal. Los semisumergibles a menudo utilizan anclas para mantenerse en la estación perforadora. Este equipo es capaz de soportar aguas toscas y son capaces de perforar en aguas de miles de metros de profundidad. Muchos trabajan en tirantes de agua del orden de 1,000 a 3,500 pies (300 a 1000 metros). Los más modernos pueden perforar en aguas con 8,000 pies (2,500 metros) de tirante, son las estructuras más grandes que se han fabricado para este fin, ya que uno de los más grandes tiene más de 100 pies de alto y la cubierta principal es más grande que un campo de fútbol. Las plataformas semisumergibles evolucionaron de las sumergibles. Actualmente son diseñadas para operar bajo severos estados del mar y bajo fuertes vientos. La configuración general de estas consiste en dos cascos inferiores los cuales se usan para estabilizar la plataforma, además de ser los cascos primarios cuando la plataforma está siendo remolcada. Por su tamaño y localización, las unidades semisumergibles ofrecen poca resistencia a ser remolcadas mientras proveen demasiada estabilidad. Existen otros diseños de plataformas semisumergibles como lo son las triangulares, las de cuatro cascos longitudinales y las pentagonales con cinco flotadores. La unidad pentagonal es la mejor de los tipos Multi-cascos, ya que proporcionan una simetría única y la uniformidad de las características de estabilidad de las unidades muy buena. Estas no ofrecen la misma capacidad para ser remolcadas como las de cascos gemelos, pero proveen de buenas características cuando se perfora. Características de una Plataforma Semisumergible:

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Las plataformas semisumergibles están compuestas de una estructura con una o varias cubiertas, apoyada en flotadores sumergidos. Esta unidad flotante sufre movimientos debido a la acción de las olas, corrientes y vientos, lo que puede damnificar los equipos que van a bajarse por el pozo. En la selección de las unidades semisumergibles es necesario considerar lo siguiente:      

Tirante de agua. Profundidad de perforación requerida. Criterio ambiental. Características de movimiento. La capacidad de los consumibles. Movilidad.

Los tipos de sistema responsables de la posición de la unidad flotante son dos: • El sistema de anclaje • El sistema de posicionamiento dinámico. Las plataformas semisumergibles pueden tener o no propulsión propia. De cualquier forma, presentan una gran movilidad y son las preferidas para la perforación de pozos exploratorios. Estas plataformas se caracterizan por tener dos o más cascos cuya estructura soporta a la cubierta principal por medio de columnas las cuales se encuentran espaciadas de tal forma que la unidad de perforación tenga buena estabilidad.

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1.1.3.- Sistemas TLD y DDCV Los sistemas flotantes se refieren a las plataformas marinas del tipo embarcaciones 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 a una plataforma Semisumergible son: las instalaciones en las cubiertas (topside), el casco de flotación, las líneas de amarre, la cimentación y los risers de producción y exportación/importación.

En el topside de las plataformas se encuentran los equipos, servicios auxiliares y de seguridad, necesarios para recibir los fluidos provenientes de los pozos submarinos a través de risers (ductos ascendentes), efectuar la producción de los hidrocarburos y para enviar éstos vía ductos hacia otra infraestructura en el mar o en tierra, o almacenar el aceite en su propio casco de flotación como en los FPSOs. Asimismo, en la cubierta se lo localizan las instalaciones para el alojamiento de personal operativo. 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 11

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. En la Figura 4.2 se muestran los componentes principales de un topside y el casco de flotación de una plataforma Semisumergible.

El sistema de posicionamiento tiene como objetivo limitar los movimientos de la plataforma, generados por las acciones ambientales, dentro de un círculo de operación establecido para salvaguardar la integridad de los risers. Generalmente, el radio del círculo de operación de la plataforma es menor al 10% del tirante de agua en condiciones ambientales de tormenta. El sistema de posicionamiento puede ser pasivo, a través de líneas de amarre y cimentaciones, o dinámico, a través de hélices, o una combinación de ambos (DNV, 2008). Comúnmente el sistema de posicionamiento pasivo es utilizado para las plataformas de producción, existiendo la posibilidad de ser auxiliado por un conjunto de hélices para ambientes oceánicos severos. Las líneas de amarre pueden ser compuestas de cadena, cables de acero o poliéster, o pueden ser tubos de acero como en las TLPs. Estas líneas de amarre se conectan en su parte inferior a una cimentación embebida en el fondo marino, la cual puede ser del tipo ancla (de arrastre o con capacidad de carga vertical) o pilote (hincado o de succión). Las plataformas flotantes poseen diferentes grados de libertad de movimiento como respuesta a las acciones meteorológicas y oceanográficas. Bajo este criterio, las plataformas flotantes pueden ser clasificadas como unidades con flotación neutra y unidades con flotación positiva. Dentro del primer grupo se encuentran los FPSO´s, las Semi´s y las Spar´s, y en el segundo se incluyen las TLP´s y las Mini-TLP´s. Las plataformas con flotación neutra vibran dinámicamente en seis grados de libertad, tres movimientos de traslación en dirección de los ejes X, Y y Z, y tres movimientos de rotación alrededor de los mismos ejes: avance (surge), deriva (sway), arfada (heave), cabeceo (pitch), balanceo (roll) y guiñada (yaw), respectivamente. Estos seis grados de libertad se ilustran en la Figura 4.3. Las 12

plataformas con flotación positiva tienen un empuje mayor que su peso y son ancladas al fondo marino por líneas que se mantienen siempre en tensión, llamadas tendones. Los tendones son tubos de acero que restringen los grados de libertad de arfada, cabeceo y balanceo de las TLP´s.

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No existe una respuesta simple a la pregunta de cual es el concepto estructural más adecuado para la explotación de un campo en aguas profundas (Chakrabarti, 2005). La selección del sistema de producción idóneo constituye frecuentemente un esfuerzo de varios años de estudios y análisis técnico-económicos, dentro de la metodología FEL. Durante el desarrollo de un campo, las decisiones más importantes que afectan la selección del sistema flotante de producción están relacionadas con el tirante de aguas donde se localiza el yacimiento, la localización y estructuración de los pozos, la estrategia adoptada para la perforación, terminación, mantenimiento e intervención de los pozos, los mecanismos de entrega de las hidrocarburos a la plataforma, el procesamiento y el envío de la producción a los centros de venta, almacenamiento y/o refinación. Los principales factores técnicos que afectan la selección y el diseño de los sistemas flotantes se muestran en la Figura 4.9 (Chakrabarti, 2005). Estos aspectos serán abordados de manera sucinta a continuación.

Para cada equipo el diseñador y/o constructor deben proporcionar al propietario del equipo, un libro de estabilidad. Como mínima información, éste debe contener: a) b) c) d)

Propiedades hidrostáticas Curvas de estabilidad Curvas de estabilidad estática Curvas de estabilidad dinámica

Condiciones ambientales 15

Oleaje  Sus parámetros básicos, altura, periodo, y longitud de ola se deben conocer en sitios del mar donde se han detectado yacimientos potenciales de hidrocarburos.  En condiciones difíciles del mar, los valores típicos de diseño de altura son alrededor de 30 m, y en condiciones menos agresivas como en el GM puede llegar hasta 23 m.  El oleaje es un fenómeno generado por viento que, al soplar sobre la superficie del mar, transmite su energía, provocando que la superficie se deforme y produzca ondas que se mueven en la dirección de acción del viento. Viento  Su energía cinética se transforma en fuerza cuando impacta un obstáculo; estas fuerzas son más relevantes en cuerpos donde una parte importante de su superficie está expuesta a este agente, como en el caso de plataformas flotantes o barcos con sistemas de posicionamiento dinámico. Corrientes marinas  De manera general, las corrientes pueden definirse como el desplazamiento de una masa de agua, determinada por dos características: dirección y velocidad.

Mareas 

Las mareas son de consideración importante en el diseño de plataformas ya que éstas pueden incrementar la tensión en las líneas de amarre. Las mareas

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pueden clasificarse como: (a) marea lunar o astronómica, (b) marea de viento, (c) marea diferencial de presión.

Definición DDCV Embarcación flotante de forma cilíndrica con compartimientos llenos de aire colocado en posición vertical, balanceada con agua de mar y contrapesos fijos la parte inferior.

La superestructura del DDCV tiene las instalaciones de producción para manejo de:  100,000 bpd de Aceite Crudo  325 million pies³/day of gas  Manejo de hasta 60,000 bpd de agua.  Tres niveles de proceso:  Separación  Deshidratación  Tratamiento  Equipo de Perforacion  Arboles de producción secos (Dry trees) con risers tensionadores para cada pozo lo que permite intervenciones a pozos con preventores superficiales.

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1.2.- Preventores Submarinos

Las unidades flotantes, utilizan los mismos tipos de preventores que operan en equipos terrestres, solo con ciertas variantes que las incorpora cada fabricante. Para perforar en aguas profundas es necesario instalar el conjunto de BOP’S submarinos que se sujetan al cabezal en el fondo del mar. Las configuraciones para seleccionar que arreglo y cuantos preventores de arietes y anulares serán utilizados, dependerá del programa de cada pozo y las presiones anticipadas que esperen encontrarse. Atendiendo lo que describe el API-RP53 del Instituto Americano del Petróleo, inmediatamente arriba del cabezal marino se instala un preventor con arietes para tubería, esto es debajo de las líneas de estrangulación; permitiendo cerrar el pozo para reparar algún componente del conjunto de preventores. Diferencias entre un conjunto de preventores superficiales y un submarino 1. Se utilizan conexiones tipo grampa por su fácil operación y ahorro de tiempo; además están diseñadas para soportar las mismas presiones que las bridas.

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2. Las líneas de matar y estrangular se conectan a las salidas laterales de los preventores de arietes. 3. Las líneas de matar y estrangular tienen un conjunto de válvulas que permiten utilizarlas con doble propósito. 4. Los preventores de arietes tienen un sistema de candados integrales que son operados a control remoto. 5. Los arietes ciegos de corte se utilizan en lugar de los ciegos normales. 6. Pueden usarse carretes espaciadores para cortar tuberías, colgar la sarta de perforación y para meter tubería bajo presión al pozo. Líneas de matar y estrangular submarinas Son similares a su propósito que las instaladas en superficie. Criterios pertinentes a las líneas de matar y sus válvulas también se aplican a las líneas de estrangular y válvulas, puesto que se interconectan al múltiple de estrangulación para permitir el bombeo o el flujo a través de cualquiera de ellos. Las líneas de matar y estrangular en instalaciones submarinas se enlazan opuestas una de otras en el exterior del conductor marino (riser). Pueden ser de tres tipos: a) El tipo integral tiene las líneas permanentemente integradas en cada tramo del conductor marino, con conectores piñón y caja que se conectan simultáneamente con el conector del conductor marino (riser). b) El tipo guiado tiene dos rieles guías permanentemente instalados en el conductor marino, los cuales sirven de guía a los patines unidos a las líneas de matar y estrangular. Ambas se instalan una vez que el conductor marino ha sido instalado. c) El tipo de embudo tiene embudos instalados en los tramos del conductor marino, lo cual permite que se corran las líneas después de que el conductor marino está instalado.

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Un sistema de conductor marino consta de los siguientes elementos descritos desde el fondo hacia arriba: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Un conector hidráulico Una junta flexible inferior (universal) Conexiones flexibles para líneas de matar y estrangular Tuberías del conductor y conectores Líneas de matar y estrangular con conectores Una junta telescópica Un sistema desviador de flujo (para gases someros) Un sistema tensionador del conductor

Código de Componentes. 21

A = Preventor de reventones, tipo anular (esférico). G = Cabeza rotatoria. R = Preventor de reventones de arietes sencillo, con un juego de arietes para tubería, ciegos, variables o de corte-ciego, según la preferencia del operador. Rd = Preventor de reventones de arietes dobles, colocados según la preferencia del operador. Rt = Preventor de reventones de ariete triple, con tres juegos de arietes, colocados según la preferencia del operador. S = Carrete de perforación o de control, con conexiones de salida lateral para las líneas de estrangulación de matar. M = Presión de trabajo, 1000 lb/pg2. (Actualmente se usa la letra “K” con el mismo significado). Los BOP vienen en dos tipos básicos: de arietes y anulares. Se usan juntos en equipos de perforación, típicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de preventores de arietes. 1. El preventor anular o Hydrill, tiene la particularidad de proporcionar un sello hidráulico por el espacio anular de la tubería de perforación sin importar el diámetro de la tubería que se encuentre dentro del pozo, su elemento de empaque se ajusta a la forma de la tubería. 2. El preventor ciego o de corte, este elemento cuando es accionado corta la tubería que se encuentre en ese momento dentro del pozo sin importar su diámetro. 3. El preventor anular, ya que al accionarlo hace un sello hidráulico y opera con diámetros definidos.

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El preventor anular o Hydrill

Tiene la particularidad de proporcionar un sello hidráulico por el espacio anular de la tubería de perforación sin importar el diámetro de la tubería que se encuentre dentro del pozo, su elemento de empaque se ajusta a la forma de la tubería.

El preventor ciego o de corte

Este elemento cuando es accionado corta la tubería que se encuentre en ese momento dentro del pozo sin importar su diámetro.

El preventor anular

Se cierran alrededor de la sarta de perforación o tubulares en pozo, con la finalidad de restringir el flujo. La medida de los arietes debe coincidir con el tamaño de la tubería para un cierre efectivo del pozo.

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De arietes ajustables

Es similar al ariete de tubería, pero puede usarse con un amplio rango de diámetros externos de tubería.

Arietes Ciegos

Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubería en su interior y que por la manifestación del brote no sea posible introducirla.

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1.3.- Raiser

El riser marino o riser de perforación es la tubería ascendente que proporciona un conducto para operar la tubería de perforación y demás herramientas al interior del pozo y evitar la comunicación de los fluidos del pozo con el medio marino. El control del pozo se lleva a cabo mediante un par de tuberías paralelas al riser marino llamadas tubería de estrangular y tubería de matar. Un riser marino debe ser diseñado de tal forma que resista con seguridad los efectos de los medios ambientes y operacionales. Los factores que intervienen en la selección del sistema riser son:     

Profundidad. El oleaje y las condiciones submarinas. Tipo de instalación superficial en que se está trabajando. Tipo de fluido que se produce. La temperatura y la presión a la cual se está trabajando.

Tipos de RISER    

Riser flexible. Rígido. Hibrido. Forma de catenaria.

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Riser rígido tensionado (ttr)

Los riser tensionados tienen dos tipos de arreglos generales: Los sistemas de barril (sencillos): consiste en una tubería de revestimiento sencilla y una tubería de producción interna. Esta configuración tiene el diámetro más pequeño y tiene un costo más bajo. La desventaja es su sencilla configuración ya que puede ser insuficiente en algunos desarrollos. Sistemas de doble barril: consiste en dos tuberías de revestimiento concéntricas junto con la tubería de producción. Este ofrece un mejor comportamiento térmico con respecto al otro. Para este caso de riser la tubería de revestimiento interna consta de juntas internas estándar que van desde el tie-back hasta el cabezal superficial. Riser flexible

Cada capa de un riser flexible es construida de manera independiente, pero diseñada para interactuar con las demás. El número de capas que lo componen varían de cuatro a diecinueve, dependiendo de la aplicación y del tirante de agua, sin embargo un riser flexible típico para la producción de petróleo en aguas profundas tiene las siguientes capas: Componentes del sistema de riser de perforación Se integra por los siguientes componentes básicos.    

Cuerpo del Riser Uniones del Riser Junta Telescópica Junta Flexible 26

      

Conectores del Riser Sistema Tensionador del Riser Válvula de Llenado Conjunto Inferior del Riser Líneas de Estrangular, de Matar y Auxiliares Accesorios

Componentes del sistema de riser de perforación: Cuerpo del Riser. Es el tubo estructural conductor principal que conforma el riser en general. Se integra por tramos unidos directamente por las uniones del riser. Uniones del Riser. Las uniones del riser están instaladas en los extremos de cada junta del riser para conectar las diferentes secciones. Existen diferentes uniones de riser, dependiendo del fabricante. Las uniones pueden ser bridadas o mecánicas. La junta telescópica se instala en la parte superior de la sarta del riser de perforación y se utiliza para compensar los movimientos verticales entre el equipo de perforación y el conjunto de preventores submarinos debidos al movimiento del equipo por el oleaje. Junta flexible. Se instala en la parte superior del conjunto de preventores y en la parte inferior de la sarta del riser de perforación. Se utiliza para compensar los movimientos laterales entre el equipo de perforación y el conjunto de preventores submarinos debidos al movimiento del equipo por el oleaje. La máxima deflexión soportada por la junta flexible es de 10°. Los conectores del riser son la interface de unión entre el riser y el conjunto de preventores, en la parte inferior, o entre el riser y la superficie. El sistema tensionador del riser consiste de un conjunto de líneas de acero o cables que mantienen en tensión el riser marino con el fin de evitar que la totalidad de su peso se recargue sobre sí mismo y sobre el conjunto de preventores o sobre el cabezal. Este peso crearía cargas adicionales de flexión y de pandeo que podrían fatigar alguno de los componentes del sistema de perforación submarino. La válvula de llenado del riser se coloca en cualquier lugar de la sarta del riser para prevenir el colapso, en caso de que se abata el nivel del fluido de perforación en el interior. El conjunto inferior del riser está formado típicamente por un conector (riser/junta flexible), la junta flexible, uno, dos o ningún preventor anular, pods de control submarino y un conector hidráulico que une el sistema inferior del riser con el resto del conjunto de preventores. Las líneas de matar y de estrangular son utilizadas para proporcionar un flujo controlado de aceite, gas, o de fluido de perforación desde el pozo perforado hasta la superficie cuando el conjunto de preventores está cerrado. Las líneas de estrangular y de matar se utilizan en el control de brotes a fin de prevenir que lleguen a ser reventones. 27

Las líneas de estrangular, de matar y auxiliares, transportan fluidos a través del riser. En la mayoría de los casos, estas líneas son una parte integral de cada una de los tramos del riser y están afianzadas sobre un extremo lateral del tubo principal del riser, en las uniones.

1.4.- Cabezales Submarinos

El cabezal es el conjunto de válvulas, calzadores y elementos empacadores y sellantes, donde culminan las tuberías de revestimiento y de producción que llegan a superficie. Luego de la culminación de la fase de perforación y terminación de un pozo y que comienza la vida productiva del mismo, el cabezal del pozo representa el equipo más importante, ya que es el responsable de mantener el control del pozo. Una falla de este equipo puede dejar que el pozo fluya incontroladamente, lo cual ocasiona pérdidas económicas, contaminación del medio ambiente y hasta pérdidas humanas; por eso al seleccionar un cabezal se deben considerar todos los parámetros de producción, así como tener un buen mantenimiento. El cabezal submarino de la tubería de revestimiento (wellhead por su nombre en inglés) es la interface entre el pozo y el árbol submarino. Sus funciones principales son: 28

  

Sostener y sellar el árbol submarino. Soportar y sellar el colgador de la tubería revestimiento. (dependiendo del diseño). Reforzar al preventor BOP mientras se está perforando.

Para diferenciar los tipos de cabezales se consideran criterios como el tirante de agua al cual será instalado, el tipo de plataforma que se tiene y el equipo que fue utilizado durante la perforación del pozo. Los principales componentes de un cabezal submarino son los siguientes: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Cabezal alojador de las TR´s Cabezal alojador de alta presión. Ensamble de sello. Conexión al árbol. Cabezal alojador de baja presión. Base guía. Tubería de resvestimiento. TR

Existen dos tipos de cabezales de pozo:  

Submarino. Se utiliza si el pozo se perfora a una mayor profundidad con plataforma flotante. Mudline. Se utiliza si el pozo se perfora a un tirante de agua poco profundo con una plataforma fija.

Árbol Submarino

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El árbol submarino es la conexión o interface entre la cabeza del pozo y los jumpers, está compuesto por un conjunto de válvulas, tuberías, conexiones y componentes de seguridad, cuyo objetivo es vigilar y controlar la producción. Los árboles submarinos son operados mediante un sistema de control, encargado de operar las siguientes funciones:      

Controlar y regular el flujo de los fluidos producidos mediante las válvulas y el estrangulador. Controlar la inyección de inhibidores a través de las válvulas de inyección. Monitoreo de gastos, presiones y temperaturas. Operación de válvulas de seguridad. Inyección de químicos. Operaciones de intervención de pozos.

Los principales componentes de árbol a describir, son:     

Estrangulador Válvulas (producción ó inyección) Tapa del árbol Cabezal de tubería de producción Módulo de control

Estrangulador

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Su función dentro del árbol submarino es regular el flujo de fluidos mediante el control de la presión y la restricción del flujo; estos pueden ser recuperables ó no recuperables. En la figura II.7 se muestra la estructura interna de un estrangulador submarino. Algunas de las funciones del estrangulador son:      

Apertura y cierre del pozo. Control seguro de la producción de hidrocarburos. Control de la presión en las líneas de flujo. Regula el gasto de los fluidos para alargar la vida de producción. Protege las válvulas del árbol de altas presiones durante la apertura y cierre. Permite controlar la producción de arena y/o agua.

Válvulas principales del árbol submarino

Las válvulas se encargan de restringir el flujo de los fluidos en el árbol. Son operadas de manera hidráulica, electro-hidráulica o manualmente (mediante el uso de ROVs), funcionan mediante un actuador que provoca la apertura y cierre de las mismas, el común mente utilizado es el electro-hidráulico. Las válvulas se pueden clasificar de acuerdo a su mecanismo de operación, estas pueden ser de 31

compuerta, aguja o check dependiendo del arreglo y el tipo de árbol, las válvulas en el árbol submarino son principalmente de compuerta. Tapa del árbol

Las tapas de los árboles se encargan de sellar y proteger al árbol, dependiendo del tipo de árbol ya sea horizontal o vertical es el tipo de tapa. Estas pueden ser lo suficientemente ligeras para ser instalados mediante ROV´s directamente sobre el árbol ó por medio de una herramienta de instalación. En los arboles verticales la tapa se encarga de proteger la parte superior de los ambientes submarinos y funciona como sello de los agujeros de producción y de espacio anular, además de actuar como protección de las válvulas de acceso (swab valves). Para los arboles horizontales, la tapa interna sirve como elemento de sello y protección del agujero proporcionando una doble barrera en el agujero de producción; y la tapa externa además de sellar y proteger la parte superior del árbol de las condiciones submarinas externas a él, se encarga de proveer la comunicación con el pozo, cuando este se va a intervenir. Cabezal de la tubería de producción

El cabezal de la tubería de producción, también conocido como “tubing head” (TH) por su nombre en inglés; Es una conexión de bridas que sostiene la sarta de tubería de producción, cerrando el espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción proporcionando una conexión que soporta el árbol de válvulas. (Ver figura II.9) Como complemento del cabezal de la tubería de producción, se tiene el colgador de la tubería de producción que es un arreglo de cuñas, montadas en un cuerpo de acero que sirven de soporte para sostener la sarta de la tubería de producción. Algunas funciones del colgador son: 32

   

Conectar el cabezal submarino con el árbol. Sostener la tubería de producción. Cerrar el espacio anular del pozo. Producción directa dentro del pozo.

Módulo de control submarino

El módulo de control submarino es un componente recuperable del árbol que recibe el suministro de energía eléctrica y el fluido hidráulico requerido para operar el árbol. Mediante el suministro eléctrico:   

Por medio de fibra óptica recibe las instrucciones (apertura y cierre de válvulas y estrangulador) enviadas desde las instalaciones en superficie. Envía la información adquirida de los sensores de presión y temperatura en fondo y en la cabeza del pozo. Mediante el fluido hidráulico dosifica e inyecta inhibidores, requeridos para la prevención de hidratos.

Tipos de los Arboles Submarinos

Los árboles submarinos se clasifican en horizontales y verticales, dependiendo de donde se aloje el cabezal de la tubería de producción y las válvulas principales.

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Conclusión En la industria costa afuera y en especial en aguas profundas, los costos y tiempos de operación, intervención y reparación de pozos son demasiado altos, todas las fallas que presenten los equipos submarinos una vez instalados en el lecho marino van a generar un impacto económico no previsto, por lo tanto es necesario planear las pruebas para evitar complicaciones. Durante la selección de un equipo submarino de producción se debe considerar los criterios de diseño que incluyen datos; ambientales, del fluido, yacimiento, de la terminación, operación, procesamiento, instalaciones en superficie, seguridad, riesgos, consideraciones del desarrollo del campo, definición de sistema, operaciones simultáneas, medio ambiente, etc. 34

Bibliografía

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http://es.slideshare.net/DiegoMartiinez/herramientas-y-equipos-deperforacion-conceptos-basicos http://www.oilproduction.net/files/plataformas_petrobras.pdf http://www.ingenieria.unam.mx/~jagomezc/materias/ARCHIVOS_CONDUCCIO N/CAPITULO%20IX.pdf http://www.sectormaritimo.com/lista/detalle.asp?id_contenido=436

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