El correcto diseño de pozos costa afuera, pasa por comprender la geología y el entorno submarino donde se desarrollará el mismo, sólo así se podrá conceptualizar un sistema submarino de producción que cumpla con los objetivos de negocio especificados.
Una de las formas más comunes de realización de pozos costa afuera, según explica Chawathe, Ozdogan, Sullivan, Jalali y Riding (2009), es dividir el diseño del pozo en una fase conceptual y una fase de detalle con iteraciones entre ambas. La fase de diseño conceptual incluye diagramas simples que destacan el impacto de los atributos críticos de superficie y subsuelo sobre la arquitectura del pozo. Estos atributos son examinados por un equipo multidisciplinario de manera de poder considerar alternativas para los componentes clave del diseño del pozo; trayectoria del pozo, terminación frente a la formación y componentes del pozo.
La elección de la trayectoria del pozo es una función de la geología local, las propiedades de los yacimientos y las capacidades de perforación. La terminación frente a la formación se refiere a la interfaz existente entre el pozo y el yacimiento; su configuración se determina en función de factores tales como la litología de las rocas, las propiedades mecánicas, la distribución del tamaño de granos y las restricciones operacionales de este proceso.
La trayectoria del pozo es una función de la geología local, las propiedades de los yacimientos y las capacidades de perforación.
El proceso de selección comienza con una evaluación de los atributos geológicos y de yacimientos básicos que restringen las opciones existentes para las trayectorias de pozos, en la figura 1 se esquematiza esta situación. Se pueden efectuar ejercicios similares para decidir acerca de la conveniencia y el tipo de configuraciones de pozos submarinos, tales como terminaciones de pozos multilaterales, control de la producción de arena y sistemas de extracción artificial.
Figura 1. Selección de la tecnología de terminación de pozo. Chawate et al (2009).
Más concretamente, como afirma Christie, Kishino, Cromb y Hensley (2000), el proceso de toma de decisiones en la selección de una estrategia de desarrollo submarino, al igual que ocurre en la planificación del desarrollo de otro tipo de activos, trata de minimizar los costos, sin poner en riesgo la seguridad y la confiabilidad de la solución.
Dentro de los principales factores a considerar en el manejo de los costes de la solución, resaltan la profundidad del agua, el clima y las corrientes marinas, las condiciones del lecho marino, el costo de construcción y recuperación de las estructuras permanentes, el tiempo de transcurrido antes de la puesta en producción, la confiabilidad de los equipos, la facilidad de acceso al pozo para las futuras tareas de monitorización o intervención y la capacidad de mantener en forma constante el flujo de los fluidos en las tuberías.
Una estrategia de desarrollo submarino apunta a minimizar los costos, sin poner en riesgo la seguridad y la confiabilidad de la solución.
Uno de los aspectos de mayor peso y condicionante en la selección de la tecnología y demás elementos técnicos en la implementación de un pozo costa afuera, es la profundidad del agua. En este sentido, la International Organization for Standarditation [ISO] (2005) establece en su norma 13628-1 la clasificación de profundidades que se muestra en la tabla 1.
| Unidad | Aguas Someras | Aguas Profundas | Aguas Ultra-profundas |
|---|---|---|---|
| [m] | 0 – 610 | 610 – 1800 | > 1830 |
| [ft] | < 2000 | 2000 – 6000 | > 6000 |
La misma fuente refiere una serie de recomendaciones, de amplio uso, en el diseño de infraestructuras submarinas para la explotación de hidrocarburos costa afuera; estas se esquematizan en la figura 2.
Los puntos considerados en el esquemático anterior pueden ser complementados con otras recomendaciones, estándares aplicables u otras fuentes de información. Los datos requeridos por etapa varían dependiendo de los escenarios y de las fases de los campos respectivos.
Figura 2. Consideraciones de diseño para las plataformas submarinas de explotación de hidrocarburos. ISO (2005).
Una vez claros los aspectos de propios de la geología submarina y la profundidad donde se ubicará el pozo costa afuera, se deben analizar el resto de los componentes propios del Sistema de Producción Submarina, a fin de comprender su funcionamiento, clasificación y conocer sus distintos componentes.
En este sentido, un sistema submarino de producción (figura 3), es el conjunto de equipos, líneas de conducción y accesorios submarinos que permiten la explotación de hidrocarburos en campos ubicados costa afuera. Generalmente completan un sistema superficial de producción.
Figura 3. Sistemas submarinos de producción. Del Río (2.009).
El equipo de producción se clasifica en dos tipos según la función que tenga durante la explotación de un yacimiento:
- Equipos estáticos, son aquellos equipos submarinos que sirven como interfaz en el proceso de producción y que son instalados con el fin de proveer un desarrollo óptimo, seguro y controlado sin necesidad de usar energía externa a la de los propios fluidos producidos. Entre los equipos estáticos se tienen: árboles, manifolds, plantillas, jumpers, separadores, entre otros similares.
- Equipos dinámicos, son aquellos equipos submarinos que se encargan de reforzar la energía de los fluidos producidos o inyectados. Entre los equipos más comunes de este estilo están las bombas y compresores.
Funcionamiento del sistema submarino de producción
Los fluidos provenientes del yacimiento fluyen a través del pozo con la ayuda de sistemas de bombeo, bien sea por producción por flujo natural o por métodos de producción artificial que impulsan los fluidos cientos de metros arriba hasta llegar al cabezal de producción o árbol de producción submarino y desde allí al conector, el manifold y la línea de flujo, antes de llegar finalmente al riser de producción que los enviará a la superficie para su procesamiento.
Los árboles de producción submarinos situados por encima de cada pozo terminado contienen las válvulas de control de presión y los orificios de inyección química. Un conector de línea de flujo transporta los fluidos producidos desde el árbol de producción de varios pozos, antes de enviarla por la línea de flujo hasta una plataforma o sistema flotante. Una bomba de refuerzo submarina, ubicada aguas abajo, bombea los fluidos producidos a lo largo de la línea de flujo y por el riser ascendente, hasta la cubierta de producción de la plataforma.
Las líneas umbilicales que parten del sistema flotante, llegan a las unidades de terminación ubicadas en el lecho marino, para posteriormente ramificarse a cada uno de los pozos y luego al manifold.
Las líneas antes señaladas, suministran energía eléctrica e hidráulica, para las funciones de control de cabezales de producción o los colectores y proveen los productos químicos para inhibir la formación de incrustaciones e hidratos en la corriente de producción. Las líneas umbilicales también establecen las comunicaciones bidireccionales y las instrucciones de control entre la plataforma, el cabezal de producción y los dispositivos de fondo pozo.
Antes de llegar al manifold submarino, el fluido producido pasa a través de un medidor de flujo multifásico utilizado para medir la producción de cada pozo. Los diferentes fluidos (petróleo, agua y gas) provenientes del yacimiento se combinan al atravesar el tubo venturi del medidor de flujo. Al ingresar en el manifold, el fluido se mezcla con la producción de otros pozos, antes de abandonar el mismo por una línea de flujo. Estas últimas son las que vinculan los campos petroleros a las instalaciones de producción (a menudo plataformas de producción fijas, ya instaladas).
Referencias
Chawathe, A., Ozdogan, U., Sullivan, K., Jalali, Y. & Riding, M. (2009). Un Plan para exitosas operaciones en aguas profundas. Oilfield Review Schlumberger, 21 (1), 32-33. Christie, A., Kishino, A., Cromb, J. & Hensley, R. (2000). Soluciones submarinas. Oildfield Review. International Organization for Standardization. (2005). Design and operation of subsea production systems – Part 1: General requirements and recommendations – Petroleum and natural gas industries – 13628- 1. EEUU.
Autor
osmer Parabavire Mendoza: Ingeniero Electricista egresado de la Universidad de Oriente – Venezuela. Con estudios de cuarto nivel en Automatización e Informática Industrial. 10 años de experiencia industrial en el área de instrumentación y control en el negocio del petróleo y gas. Profesor universitario y co-fundador de Karanta C.A, empresa de software especializado para el sector petróleo y gas. Áreas de interés: optimización de operaciones de petróleo y gas aplicando técnicas de inteligencia artificial.
Nohely Colina: Msc. PMP, ITIL, Coach. Egresado de la Universidad Simón Bolívar – Venezuela. 20 años de experiencia en proyectos para el negocio de petróleo y gas. Áreas de interés: Gerencia de Proyectos de petróleo y gas, Automatización Industrial, Economía del negocio petrolero, Transformación Digital.
