Las FPSO mueven la industria

http://www.petroleo.com/pi/secciones/PI/ES/MAIN/IN/ARTICULOS/doc_65235_HTML.html?idDocumento=65235

Costa afuera

La mayoría son tanqueros reformados y con un sistema de posicionamiento dinámico

Agosto 2008

La mayoría de los recursos de hidrocarburos en aguas profundas no eran viables desde el punto de vista comercial porque no existía la tecnología apropiada para su explotación. Esta situación ha cambiado gracias a las FPSO (unidades flotantes de procesamiento, almacenamiento y descarga) que han permitido mayores aproximaciones a los campos marginales en aguas profundas y ultraprofundas.

El boom de la explotación de petróleo y gas en aguas profundas y ultraprofundas ha provocado una gran demanda por sistemas de producción flotantes como FPSOs, FSOs, PDQs, etc., estructuras modulares cada vez más complejas que, al no estar ancladas de manera permanente al lecho marino, pueden desplazarse de un campo a otro, según las necesidades del momento. Las unidades o sistemas FPSO (Flotating Processing Storage and Offloading o unidades flotantes de procesamiento, almacenamiento y descarga) suelen ser buque tanques convertidos o bien embarcaciones construidas a medida que tienen la capacidad de procesar petróleo y gas natural, almacenarlo en tanques internos y luego descargarlos en embarcaciones de trasbordo encargadas de llevarlo a tierra.

Antecedentes: desplazamiento de la frontera costa afuera

La mayoría de los recursos de hidrocarburos en aguas profundas no era viable desde el punto de vista comercial porque no existía la tecnología apropiada para su explotación. Esta situación ha comenzado a cambiar con la adopción de nuevas aproximaciones a los campos marginales en aguas profundas y ultraprofundas.

Los campos tradicionales de producción de hidrocarburos costa afuera, como los desarrollados mayoritariamente en el golfo de México, están conectados a troncales de ductos que transportan los fluidos producidos. Incluso algunas unidades flotantes se usan para procesar los crudos de pozos submarinos, pero de todas maneras están conectados a troncales de ductos para su transporte. Finalmente, cuando no es posible la conexión con una línea troncal de ductos, surge la alternativa de unidades flotantes que no sólo 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 instalaciones en tierra.

Las FPSO son también de gran utilidad en yacimientos en etapas tempranas de producción donde, además de no existir una infraestructura de ductos, no se han concluido las pruebas definitivas de pozo. En estos casos, una vez se desarrolla completamente la infraestructura de producción y transporte, la FPSO puede ser instalada en un nuevo campo de producción en etapa temprana de desarrollo o en otro campo marginal.

Este método de extracción de crudo costa afuera utilizando buque tanques con posicionamiento dinámico comenzó en Noruega en 1981, en el campo Statfjord. Inicialmente considerado una solución temporal mientras se construía el resto de las instalaciones de producción y un ducto para la exportación del crudo, el experimento dio tan buenos resultados que se dejó de manera permanente. Desde entonces, el concepto ha sido usado en varios campos del mar del Norte y en aguas más profundas y complicadas.

Las FPSO son comunes en zonas productivas del mar del Norte, Australia, África Occidental y en los últimos años estas tecnologías han tenido un gran desarrollo en Brasil. En el golfo de México, no obstante, este sistema de producción no se ha desarrollado hasta ahora. Por una parte, la extensa red de ductos submarinos que cubre las zonas productivas de las aguas estadounidenses del golfo, absorbe la totalidad de la producción. Por otra parte, las FPSO han sido tradicionalmente percibidas por las autoridades de Estados Unidos como una amenaza ambiental por los posibles derrames que se pueden producir en los procesos de trasbordo de hidrocarburos.

En el caso de los yacimientos recientemente descubiertos en el golfo de México, en aguas más profundas y en bloques en los cuales no existe una infraestructura de ductos, la utilización de FPSO en combinación con una flotilla de transbordadores de carga, es una alternativa viable económica y técnicamente.

Consideraciones tecnológicas

La mayoría de los FPSO no se construyen a partir de cero, sino que son grandes tanqueros reformados y convertidos. Un criterio fundamental en la selección de un buque tanque para ser convertido en FPSO es que cuente 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.

Uno de los puntos clave en la ingeniería de un FPSO es el diseño del raiser. Normalmente, este se conecta a una boya tipo torrete que se inserta en la parte inferior del casco. El torrete debe tener la capacidad de desconectarse rápidamente en caso de que el FPSO deba navegar a una locación segura ante la proximidad de una tormenta o en caso de que el FPSO vaya a reemplazarse por una unidad de producción diferente.

Muchas de las primeras unidades flotantes entran en la categoría de FSUs, o unidades flotantes de almacenamiento. A diferencia de las FPSOs, estas no tienen capacidad de procesamiento, las cuales normalmente incluyen separadores de crudo, plantas de compresión de gas, teas para quema de gas y módulos de inyección de químicos.

El golfo de México, territorio virgen para FPSOs

La primera FPSO en operación en el golfo de México es la del campo Ku-Maloob-Zaap, yacimiento en aguas mexicanas, cerca de Ciudad del Carmen, en el estado de Campeche. En aguas de Estados Unidos, se espera que en 2010 entre en producción el proyecto Cascade-Chinook, a unos 250 kilómetros frente a las costas de Louisiana, bajo una lámina de agua de 2700 metros. Operado por Petrobras, este proyecto es el primero en utilizar un FPSO en aguas estadounidenses del golfo de México. Los crudos producidos serán transportados a la costa por buques transbordadores mientras que el gas llegará por ductos (en este caso no se permite la quema). Ante amenaza de huracanes, el FPSO está diseñado para desconectarse de la boya de torre en busca de un lugar seguro.

Una de las principales objeciones que el MMS (Minerals Management Service) de Estados Unidos ha puesto para la utilización de FPSO en el área del golfo de México bajo su jurisdicción, ha sido la percepción de que estos producen una gran cantidad de derrames de crudo en las operaciones de trasbordo a los buque tanques. No obstante, después de varios estudios contratados por dicha autoridad, se ha llegado a la conclusión de que esta percepción no es la más acertada. Según la MMS, el peor derrame de una FPSO ocurrió en 1990 en la unidad Captain de Texaco, cuando se derramaron aproximadamente 3900 barriles debido a un error humano. Los derrames reportados por otras FPSO no son mayores a 500 barriles.

A principios de esta década, la MMS contrató un Análisis Comparativo de Riesgos (CRA, por sus siglas en inglés) entre las FPSOs y las otras tres formas de producción equivalentes presentes en el golfo de México: hubs de producción en plataformas fijas, tanques tipo Spar y plataformas de cables en tensión. El estudio concluyó que no hay diferencias significativas en los riesgos de derrames de crudo entre los cuatro sistemas estudiados.

Otro tema considerado por la MMS es la utilización del gas producido. Muchas FPSO en el resto del mundo queman el gas asociado o lo reinyectan al pozo. La primera opción está absolutamente descartada por la MMS y la segunda sólo es permitida como medida temporal, con la condición de que dicho gas sea posteriormente recuperado y llevado a los mercados por parte del operador. Estas condiciones agregan una complejidad mayor al desarrollo de campos en el golfo de México, ya que las FPSO necesitarán una mayor capacidad de procesamiento y compresión de gas a bordo o bien la manera de transportarlo en ductos (como ocurre con el caso Cascade-Chinook).

Recientemente, la empresa certificadora especializada en evaluación de riesgos marítimos DNV, anunció que la primera FPSO a operar en las aguas estadounidenses del golfo de México, y operada por Petrobras America, será certificada por dicha institución. La FPSO que se instalará en el campo Cascade-Chinook, a comienzos de 2010, tendrá una capacidad de almacenamiento de 600.000 barriles de crudo, una capacidad de procesamiento de 80.000 barriles diarios y una capacidad de exportación de gas de 16 MMSCFD. BW Offshore ha firmado un contrato con Petrobras por la conversión, la instalación y la operación de esta FPSO.

Desarrollos para aguas profundas en Brasil

En los últimos años, Brasil se ha convertido en polo de desarrollo para tecnologías de exploración y producción de hidrocarburos en aguas profundas y ultraprofundas. El descubrimiento del yacimiento de Tupi en la Cuenca de Santos, el año pasado, ha despertado una serie de inquietudes sobre los desafíos tecnológicos que este impone.

Durante la reciente conferencia OTC en Houston, Mauricio Werneck, coordinador del Procap (Programa de Desarrollo Tecnológico de Sistemas de Producción en Aguas Profundas) de Petrobras, comentó sobre las soluciones en desarrollo para esta problemática.

Uno de los últimos desarrollos de Procap es el sistema de exportación de la plataforma P-52, instalado a 1800 metros de profundidad, que utiliza el sistema Riser Híbrido Autosostenible –el RHAS–, mediante el cual toda la producción de crudo recogida en la P-52 se exporta a la PRA-1 (Plataforma de Rebombeo Autónomo, unidad destinada a la salida de la producción de las plataformas instaladas en la Cuenca de Campos).

Werneck comentó que el concepto de riser vertical colgado por elemento flotante y conectado con la unidad de producción mediante una línea flexible, ya existe con otras configuraciones. “La profundidad del campo Roncador impone un gran reto a superar, es el campo más profundo de Petrobras actualmente, entre 1500 y 1900 metros. La instalación de la P-52 a una profundidad mayor, con líneas flexibles, colgadas de una catenaria, requirió grandes esfuerzos de calificación, equipo y materiales”.

Werneck también destacó que en el caso del golfo de México, se están desarrollando algunos proyectos en el sector de cascos riser friendly, con pequeño movimiento cuando son comparados con los cascos tradicionales: el FPSO BR, casco semejante al de un buque, alargado, y el Mono BR, casco cilíndrico, denominado monocolumna, los cuales se desarrollaron teniendo en cuenta todos los aspectos de hidrodinámica y que presentan muy buena aplicabilidad en entornos con condiciones críticas. “Actualmente estamos creando algunas técnicas cuya posibilidad de utilización en el desarrollo de Chinook y Cascade se está analizando, por ejemplo, el bombeo en el lecho marino utilizando BCS (Bombeo Centrífugo Sumergido) en skid”.

Según Werneck, la profundidad es siempre un reto para el desarrollo de estos proyectos. Cuanto mayor la profundidad, mayores las cargas que se utilizarán en esta estructura. “Sólo este aumento de profundidad hace que controlemos distintos procedimientos, como mínimo la calificación de los equipos, para que se pueda llevar a cabo determinada instalación. Si se elige una configuración alternativa, por ejemplo, el riser híbrido o la boya de sustentación de riser, que son tipos de configuración que aíslan el movimiento del riser del movimiento de la plataforma flotante, de todos modos se debe elaborar un proyecto de ingeniería de este sistema, puesto que su funcionamiento se dará bajo condiciones de carga, corriente y oleajes extremos. Resulta fundamental estudiar esta cuestión de manera pormenorizada.”

Finalmente, Werneck comentó sobre otros sistemas en desarrollo, entre ellos el FPSO Cidade do Rio das Ostras, instalado en la zona de Siri, en el campo Badejo. “Aunque este tipo de unidad se destine a una profundidad muy baja, tiene una importante característica: la producción de crudos pesados. Desde hace mucho tiempo se conocía el área de Siri, pero su producción tuvo inicio sólo este año, por un lado por su carácter atractivo –la subida del precio del crudo– y, por otro, debido al desarrollo de técnicas de procesamiento primario, las cuales permiten que se trate este tipo de crudo de manera rentable. Es el crudo más pesado que producen actualmente Petrobras o cualquier otra empresa en la zona offshore. Su grado, inferior a 13º API, es muy viscoso y denso. La separación adecuada del gas y del agua se debe hacer a una temperatura muy alta, y se deben desarrollar equipos con materiales especiales para poder trabajar en estas condiciones. La planta encargada de las actividades operativas de este primer sistema de Siri utiliza un conjunto de innovaciones que se están evaluando con el fin de que sirvan de referencia para otros hallazgos de Petrobras, cuyo crudo también es muy pesado”.

Por otra parte, el presidente de Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo, anunció el pasado mes de abril que su compañía será la primera que fabricará en serie cascos de plataformas del tipo FPSO. “Estamos preparando el dique seco de Rio Grande para producir cascos en serie y estándares, reduciendo los costos y aumentando la escala de producción. Por tal razón, este emprendimiento será extremadamente importante para el futuro de la industria petrolera brasileña”, anunció Gabrielli.Actualmente, la construcción de cascos de plataformas depende de adquisiciones de cascos de buques usados, por lo general provenientes del exterior, los cuales sufren adaptaciones en los astilleros.Se trata del primer dique en Brasil que proveerá condiciones para que se compartan simultáneamente las obras de perforación y de construcción, modificación y, o, reparación de emergencia de plataformas de producción. Las obras del dique seco de Rio Grande estarán listas para febrero de 2009.

La infraestructura en Rio Grande comprende un espacio de cerca de 500 mil metros cuadrados, en el que se instalará el dique seco de 350 x 130 metros de área y 14 metros de profundidad, lo que permitirá la construcción de cualquier tipo de plataforma. Allí se encuentran en construcción talleres para el procesamiento de hasta 12 mil toneladas de acero por año y dos muelles de acabado, uno de 150 metros y otro de 350 metros de largo.

En abril se instaló el pórtico, el principal equipo del dique seco. Se trata de una estructura de acero con un hueco de 130 metros y una altura de 80 metros que permitirá el levantamiento de cargas de hasta 600 toneladas dentro del dique. El proyecto incluye aún dos áreas especiales para la construcción de módulos offshore que miden, cada una, cerca de 100 mil metros cuadrados.

La P-55 será la primera plataforma que se construirá en el dique seco. Estas obras se iniciarán en 2008, y su conclusión se prevé para fines de 2011.

Otro astillero en construcción en Brasil es el Atlántico Sur (Estaleiro Atlántico Sul –EAS-), cuyas obras comenzaron en abril de 2007 en Suape, estado de Pernambuco. El EAS, que se espera esté en funcionamiento en septiembre de 2009, ocupará 1.650.000 m2, tendrá un dique de 400 metros de largo por 73 de ancho y una capacidad de producción de 160.000 toneladas.

Los grupos brasileños Queiroz, Camargo y PJMR, así como la coreana Samsung Heavy Industries, son los principales accionistas de este emprendimiento.

Petrobras ha anunciado planes para adquirir más de 40 embarcaciones de perforación y plataformas semisumergibles en los próximos años.

Cómo subir a un barco una plataforma de 7 mil toneladas

Dockwise, empresa especialista en transporte e instalación de pesadas plataformas costa afuera, relata cómo montó en una embarcación, una plataforma de 7 mil toneladas. En febrero de este año comenzó la fase de transporte e instalación de la plataforma flotante Woodside Angel. Después de un proceso de preparación en Batam, la embarcación Black Marlin llegó al lugar de carga en Pasir Gudang, Malasia, el 14 de febrero. El Angel Topside, con un peso de 7300 TM, fue ubicado encima de un marco de soporte de 850 TM, a una altura de 21 metros. El peso de transporte e instalación de esta estructura constituyen un récord mundial.

El 14 de marzo, el Black Marlin se cargó de lastre para sumergirse y se instalaron las vigas de enlace. Desde ese momento fue necesario lastrar el Black Marlin para compensar la variación en la marea. Con las vigas en posición, los cables de los gatos se jalaron hacia los anclajes a bordo. Se usaron 4 gatos con 27 tensores cada uno. La capacidad total de empuje era de 2000 TM.

El 17 de marzo, entre las 4 y las 9 p.m., el Angel se movió desde su lugar de construcción hacia el borde del muelle de carga. El peso en movimiento era de 500 TM. El proceso de carga comenzó el siguiente día a las 10 a.m. Se necesitaron 13 horas de desplazamiento en patines y 2 horas para la ubicación final de la estructura. La carga concluyó a la 1 a.m. del 19 de marzo.

El Black Marlin partió a su destino y el 1 de abril, después de esperar 3 días por mejores condiciones climáticas, en un proceso que tomó menos de 6 horas, la plataforma de 7500 toneladas fue instalada en la costa oeste de Australia. El contrato de transporte e instalación estaba a cargo de Clough Aker, que subcontrató con Dockwise la embarcación Black Marlin.

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