WTSV + MEPS - ai.org.mx · infraestructura submarina, etc. c) Determinar el tipo de ducto ascendente (riser) se va a utilizar

WTSV + MEPS

Una solución para campos remotos,

marginales, maduros, aguas

profundas y producción temprana.

Exploración and Producción utilizando las Tecnologías

WTSV y MEPS

Presentado por M.C. Ing. Gabriel Delgado-Saldivar

Académico Titular

Objectivo

Algunos de los deseos mas grandes de cualquier empresa dedicada a la

exploración y/o producción de hidrocarburos tiene, principalmente en las fases de

exploración y pre-desarrollo de los campos son:

a) Determinación de la reserva y limites de los campos

b) Obtener la caracterización confiable del campo, diseñar la infraestructura

adecuada.

c) Lograr una condición de producción temprana

d) Explotar campos en aguas profundas a costos razonables

El costo de realizar cualquiera de estas actividades es elevado.

El tiempo requerido para una prueba temprana es no menor a 3 a 4 meses.

El estado del arte de los equipos y tecnología no lo ha permitido debido al elevado

costo de los equipos de apoyo.

WTSV + MEPS Technologies

Estado del Arte. Modelo Tradicional

En forma general, una vez que se explora un campo por medio de perforación de

pozos productores:

a) Se realizan pruebas de producción y caracterización de la producción.

Generalmente de periodo corto: varios días o no mas de 3-4 semanas. El

costo es elevado.

b) Se instala un sistema de válvulas o se obtura el pozo en forma temporal.

c) En base a las proyecciones de producción, se diseña y construye la

instalación de producción.

d) Una vez construida o contratada, se moviliza, se instala el equipo .

e) Se comisiona e inicia la producción.


Estado del Arte

Considerando la forma tradicional de operar, se tienen retos y dependiendo de las

condiciones geográficas y batimétricas pueden ser, entre otros:

a) Realizar caracterizaciones del campo y de la producción por periodos de

de 4 a 6 meses

b) Resolver la disponibilidad de almacenamiento, líneas submarinas,

infraestructura submarina, etc.

c) Determinar el tipo de ducto ascendente (riser) se va a utilizar

d) Mantener embarcaciones y equipos de soporte en tanto de dispone de la

instalacion permanente,

e) Pero algunas preguntas importante, y que representan el costo mas

elevado es: ¿Que equipo se va a utilizara para procesar la corriente que

proviene del pozo?

f) ¿Como se manejaran los sistemas de cierre y de seguridad en la

instalación temporal?


Estado del Arte. Ejemplo de un campo


Estado del Arte. Produccion Temprana

Considerando el Estado del Arte actual la producción temprana, pruebas

extendidas, campos en aguas profundas y remotos, solo se puede lograr con la

asistencia de una embarcación de perforación, equipo semi-sumergible o similar y

por medio de “risers” flexibles.

Adicional a los equipos arriba mencionados, este modelo requiere de

embarcaciones de construcción y ROV (Remote Operated Vehicles) para mantener

una operación segura y brindar los servicios de conexión / desconexión.

El costo es demasiado elevado por lo que se opta por el desarrollo de una

instalación permanente, si bien indica una espera de varios años.


©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL

Equipo necesario para producción temprana

Configuración Típica


Objetivo de la Produccion Temprana


La Motivacion es economica

http://www.google.com.mx/url?sa=i&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&docid=hZ4pI-Uh0nia5M&tbnid=foqywKio6zaO1M:&ved=0CAgQjRw&url=http://www.m-x.com.mx/2014-03-04/el-ifai-ordena-a-pemex-dar-informacion-sobre-las-plataformas-extranjeras-que-operan-en-mexico/&ei=ZnQzVL6GNbCj8gGj9oGAAQ&psig=AFQjCNGaZlqy9AT2ImzPIQpS89owYs93vw&ust=1412744678986702

Estado del Arte. Campos Marginales

Considerando que en términos generales existen dos tipos de empresas de

producción petrolera:

a) Las petroleras mayores (BP, Shell, Exxon, Aramco, PEMEX, Aramco, etc.)

b) IOC (Indigenous Oil Companies) con producción menor, tales como: Joint

Develpment Administration, Pacific Rubiales, Dangote, etc.

Dependiendo de la reserva probada, los campos pueden desarrollarse o

abandonarse como reserva a futuro o como oportunidades para empresas IOC.

¿Cual es el criterio para determinar el tamaño del campo y su factibilidad

comercial?

El Costo de Producción


Estado del Arte. Campos Marginales

Cuando el costo de producción sea del orden del 50% o superior al Ingreso por

ventas, las empresas petroleras mayores abandonaran los campos con fines de:

• Reserva Futura

• Desarrollo de empresas IOC

• Se declaran no viables financieramente

En el mundo existen miles de pozos perforados que han sido declarados inviables

por las empresas petroleras Mayores.



Costos en Campos Marginales


Initial investment (US) 60,000,000 80,000,000 90,000,000

Cost US/day

Years 5 32,877 43,836 49,315

6 27,397 36,530 41,096

7 23,483 31,311 35,225

8 20,548 27,397 30,822

9 18,265 24,353 27,397

10 16,438 21,918 24,658

USD/Day

Production system 150,000 300,000 500,000

Service 50,000 50,000 50,000

Production

bbls/day US/bbl

5,000 Production cost 40.0 70.0 110.0

Pre-Production 9.9 9.9 9.9

Total 49.9 79.9 119.9

10,000 Production cost 20.0 35.0 55.0


29.9 44.9 64.9

Note: 100 US/BBl % Margin 70.14 55.14 35.14

Inversión inicial (US) 60,000,000 80,000,000 90,000,000

Costo US/dia

Años 5 32,877 43,836 49,315

6 27,397 36,530 41,096

7 23,483 31,311 35,225

8 20,548 27,397 30,822

9 18,265 24,353 27,397

10 16,438 21,918 24,658

USD/Day

Costo de Producción 150,000 300,000 500,000

Servicio 50,000 50,000 50,000

Producción

bbls/dia US/bbl

5,000 Costo de Producción 40.0 70.0 110.0

Pre-Produccion 9.9 9.9 9.9

Total 49.9 79.9 119.9

10,000 Costo de Producción 20.0 35.0 55.0


29.9 44.9 64.9

Nota: 100 US/BBl % Margin 70.14 55.14 35.14

Retos adicionanales: Necesidad de Incrementar la Produccion


Alternativas tecnologicas

Las empresas petroleras buscan alternativas para

lograr la producción temprana, pruebas extendidas

y desarrollo de campos marginales que lo permitan

a un bajo costo.

Adicionalmente se busca la forma de desarrollar campos remotos y campos

maduros sin el uso de equipos de costo elevado, tal como semi-submergibles,

barcos perforadores, etc.


Otros objetivos. Proteccion ambiental

c) Imagen Publica

* Mantener la imagen y evitar multas o

sanciones nacionales e internacionales

a) Aspectos ambientales

* Contaminación del aire y mar

b) Aspectos comerciales

* Recuperar productos comercialmente

valiosos

Además de las necesidades de producción, se buscan otras características en el

servicio, incluyendo:


Otros Objetivos. Seguridad en la Produccion y Servicios

Se busca que las alternativas tecnológicas propuestas brinden seguridad superior

a las actuales y así evitar incidentes como el del 2010 de BP- Campo Macondo.


Reto. Uso de Tecnologias Alternas

Lo anterior son únicamente algunos de las razones para buscar alternativas

tecnológicas que permitan la producción de petróleo a bajo costo y participar en el

incremento de los niveles de producción del país.

No existe una solución única, toda empresa petrolera, sea Mayor o IOC estará en

búsqueda y desarrollo de alternativas para llevar el producto en forma económica

desde la reserva, hasta la superficie y a los centros de proceso.

Una opción tecnológica que puede ayudar en esto es el uso de la combinación de

dos tecnologías, patentadas, desarrolladas y probadas y que pueden permitir la

producción de campos con márgenes superiores al 50% es la combinación de las

tecnologías:

MEPS® (Modular Exploration and Production System)

WTSV® (Well Testing Services Vessel)


Tecnologia WTSV

Con el fin de brindar servicios a pozos y pruebas de producción en una forma

eficiente en términos ambientales, de costo y tiempo, Marecsa desarrollo en

Mexico la Tecnología WTSV la cual consiste en embarcaciones de proceso

especializadas instaladas en embarcaciones dotadas de posicionamiento

dinámico.


Tecnologia WTSV

Durante mas de 10 años la

Tecnología WTSV ha

permitido:

• La recepción, separación,

almacenamiento, descarga

y reinyección de productos

que emanan de pozos en el

mar.

• Reducción del daño

ambiental.

• Recuperación de productos

con alto valor económico. Mas de 2,000 pruebas y servicios a pozos en

el Golfo de Mexico


Embarcaciones WTSV

Planta de Proceso

Sistema de producción: 20,000 bbl/dia

Presión máxima en el pozo: 10,000 psi

Capacidad de almacenamiento: 24,000 bbl

Eslora: 103.50 m

Puntal: 23.20 m

Manga: 9.10 m

Año: 1997

Cabinas: 70 personas

Bandera: Liberia

Toisa Pisces

Marecsa opero desde Marzo/04 hasta Marzo/10.


Embarcaciones WTSV

Planta de Proceso

Sistema de Producción: 15,000 bbl/dia


Capacidad de almacenamiento: 10,500 bbls

Eslora: 90.70 m

Manga: 18.80 m

Puntal: 9.10 m

Año 2004

Cabinas 54 personas

Bandera Mexico

Bourbon Opale

En operaciones por MARECSA Marzo/04 a la fecha


Embarcaciones WTSV

Planta de Proceso

Sistema de Producción 20,000 bbl/dia


Capacidad de almacenamiento: 55,000 bbls

Eslora 117 m

Manga 21 m

Puntal 9.5 m

Año 2007

Cabinas 60

Bandera Mexico

“ECO III”

Operado por MARECSA Febrero/10 a la fecha


Flota WTSV. Resultados

Puesta en operaciones: Marzo 2004

Operaciones (%): 97%

Espera debido a mal tiempo (%): 6.2 %

Servicios: 824

Crudo recuperado: 1’135 100 bbls

Aguas oleosas reinyectas: 227,300 bbls

Puesta en operaciones: Julio 2004

Operaciones (%) 98%

Espera debido a mal tiempo (%): 6.8%

Servicios: 907

Crudo recuperado: 765,000 bbls


Puesta en operaciones: Febrero 2010

Operaciones (%) 98%

Espera debido a mal tiempo (%): 5.1 %

Servicios: 289

Crudo recuperado: 650,000 bbls


Toisa PiscesMarzo/04 – Marzo/10

Bourbon OpaleJulio/04 – Diciembre/13

ECO-IIIFebrero/10 – Diciembre/13


Mas de 2,000 servicios

Beneficios Comerciales

Crudo recuperado

Resumen de los primeros 9 años de operaciones:

* En un promedio de $ 100.00 US/bbls

Embarcación Aceite Crudo

Recuperado (bbls)

Promedio por

año (bbls)

Valor del producto

recuperado

Por año (US)

Toisa Pisces 1,135,100 189,184 $ 17,026,560

Bourbon Opale 765,000 85,000 $ 7,650,000

ECO-III 650,000 216,660 $ 19,499, 400

Total 2,550,100 $ 44,175,960 /año


Beneficios ambientales

Emisiones Ton-CO2

Reducción de emisiones de CO2 .

A nuevo MDL esta en proceso de registro por la

UNFCCC.

Embarcacion bbls/Aceite Crudo

per año

Reducción de Emisiones

ton-CO2 per year

Toisa Pisces 189,184 94.592

Bourbon Opale 85,000 42,500

ECO-III 216,660 108,330

Total 480,844 244,422

Equivalente a: 81,474 ton-CO2 / embarcación / año


Resultados de la Tecnología WTSV

Hace unos años En la actualidad

La tecnología WTSV ha contribuido grandemente en los servicios de recepción,

proceso y disposición de fluidos y productos que emanan de los pozos, así como

en aspectos ambientales y de contaminación del mar y del aire.

Actualmente los equipos de Investigacion y Desarrollo trabajan en procesos que

permitan capturar y/o utilizar el gas que se produce, eliminando con ello un 100 de

incineración de productos y fluidos.


El Reto

MARECSA Servicios.

A la fecha la tecnología WTSV únicamente se ha utilizado en “arboles secos”,

esto es, pozos superficiales.

El objetivo es brindar una extensión del servicio a “arboles húmedos”, en aguas

someras o profundas, en campos existentes o nuevos, en campos remotos o

marginales, evitando el uso de embarcaciones de elevado costo, incluyendo

semi-sumergibles, jack-ups, barcos perforadores, etc; y se busca realizar en un

modelo con márgenes financieros adecuados en el servicio a:

• Pruebas extendidas

• Producción temprana

• Producción en campos marginales

• Producción en ampos remotos

• Producción en campos maduros

La clave esta en el ducto ascendente o “riser”



Ducto Ascendente (Riser)


Reserva

Preventores (BOP)

Fase: Perforación/Servicio al Pozo

Tubería de perforaciónLa unidad de flotante de perforación

o de servicio utiliza tubería rígida

durante la intervención o

perforación.




Reserva

Preventores (BOP)

Fase: Terminación de la perforación / Servicio al pozo

La unidad de flotante de perforación

o de servicio se retira y deja

disponible el BOP, en condiciones

de producción.




Reserva

Preventores (BOP)

Fase: Producción Temprana o Prueba extendida

La unidad de flotante de servicio se

moviliza para realizar actividades de

producción .

Riser flexible


Spread con Ducto Ascendente (Riser) Flexible


Costo diario del Spread Miles USD

Semisumergible $ 500.00

FSO $ 150.00

Riser $ 15.00

Embarcaciones de Apoyo $ 50.00

Total $ 715.00


Alternativa de Ducto Ascendente (Riser) Rigido


Reserva

Preventores (BOP)

Fase: Produccion Temprana o Prueba extendida



producción .Riser rígido


Alternativa de Ducto Ascendente (Riser) Rígido


Reserva

Preventores (BOP)

Fase: Producción Temprana o Prueba extendida



producción . Riser rígido

Preventores (BOP)

Flotador


Costo diario del Spread Miles USD

Semisumergible $ -

WTSV $ 120.00

Riser $ 20.00

Embarcaciones de Apoyo $ 50.00

Total $ 190.00

Alternativa de Ducto Ascendente (Riser) Rigido

MEPS tecnología fue desarrollada por Anadarko en los

EE.UU. y está en licencia de forma exclusiva para

Nautilus International Ltd.

Marecsa y Nautilus han registrado el uso combinado de

las tecnologias MEPS y WTSV, en ocasiones

denominada EWTSV.

¿Qué es MEPS: es un Ducto Ascendente Permanente

(SSR) se define como un Sistema Modular de

Producción y Exploración (MEPS)

Tecnología MEPS de Tubo Ascendente Permanente

WTSV + Tecnología MEPS

Este ducto ascendente o “riser” está soportado por una

unidad de flotación de cámaras múltiples que

proporciona la tensión necesaria para el ducto

ascendente.

El componente de flotación está instalado a

profundidades no mayores que 30 metros, la razón de

esto es ser capaz de dar servicio y operar sin la

necesidad de costosos ROV.

Dos pruebas físicas de campo han demostrado el

concepto SSR: Una prueba fue durante más de cuatro

años en el Golfo de México y la segunda en el Mar del

Sur de China. Ambas pruebas tuvieron mucho éxito y se

verifican todos los detalles de ingeniería, simulaciones y

pruebas en tanques hidrodinamicos.

Componentes MEPS

WTSV + Tecnologia MEPS


• El Sistema de MEPS se considera un sistema de Ducto Ascendente

Permanente (SSR) con doble redundancia con un SDV cerca del fondo

marino, y BOPs en el dispositivo de flotación, brindando una redundancia en

los sistemas de seguridad.

• Toda la conexión / desconexión de la SSR para el pozo de producción puede

hacerse por el EWTSV. Dado que el dispositivo de flotación se encuentra a

profundidades de buceo de, se puede utilizar tanto ROVs o buzos de aguas

poco profundas para las actividades de conexión, inspecciones y

reparaciones.

• Con ello las unidades MODU no serán necesario después de que el pozo se

ha completado.

Concepto MEPS


Otras Características:

El sistema SSR se puede instalar en los pozos que están a profundidades

hasta 7,500 pies, y está diseñado para una vida de 20 años (puede

considerarse por periodo de largo plazo y mayores profundidades)

El SSR se puede retirar y utilizar en otros pozos fácilmente.

Permite la instalación y operación de bombas sumergibles eléctricas para

impulsar la producción.

El enfoque del sistema SSR ofrece un costo rentable al utilizar los equipos

de “wire-line” y “coiled tubing” a través de la SSR.

Concepto MEPS


EWTSV (Embarcación de Servicio Extendido para Prueba de Pozos)

Configuración similar a las embarcaciones

existentes equipados con WTSV Tecnología

y transportar para instalación de “risers”

MEPS.

Están consideradas y deberán ser

clasificado como FPSO con sistemas de

propulsión DP-2.

Estará preparado para dar servicio a los

"árboles mojados" en cualquier profundidad.

La embarcación puede estar provisto de una

torre de servicio, “moon pool” y equipos para

desplegar y dar servicio completo a un

sistema de Tubo Ascendente Permanente

SSR



• Profundidad del agua sin restricciones

• Servicio para árboles húmedos o secos.

• Capacidad de almacenamiento: 120.000 a 140.000 barriles de productos.

• Capacidad de recepción del fluido de 20.000 a 25.000 barriles / día

• El corte de agua: Hasta el 90%

• Densidad del producto: 10-46 API

• Presión: 0 a 15.000 psi

• Temperaturas: 50 a 130 C

• Proceso de Gas: Hasta 100 mmscfpd

• Agua Producida: equipos Re-inyección o tratamiento

• Utilización de gas producido como combustible o reinyección

Capacidades EWTSV


SALT

RISER

CHRISMAST

TREE

MEPS BUOY

SAFETY “BLOCK VALVES”

SAFETY “BLOCK VALVES”

© All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL

OCEAN FLOOR


El sistema MEPS será transportado con

suficientes secciones para dar servicio a

pozos de hasta 3500 m. de profundidad.

En él se incluirán la plataforma completa

del bloque de válvulas, preventores

superiores y preventores de fondo

La conexión a la unidad de flotación se

realiza por medio de la tubería flexible a

una presión de servicio de 15.000 psi

Concepto EWTSV


Concepto del EWTSV



MEPS + WESV

Concepto EWTSV

El costo de operaciones es extremadamente atractivo para las empresas

petroleras, en particular en el desarrollo de campos marginales, remotos o campos

maduros.



Concepto EWTSV


Marecsa, WTSV Technologies y Nautilus International han

estado trabajando en el desarrollo de la combinacion de

estas tecnologías, en parte auspiciado por “Research

Partnership to Secure Energy for America” (RPSEA) desde el

2010 y han desarrollado los modelos para utilizar estas

Tecnologías en forma combinada.

Los resultados se han publicado por RPSEA en el Proyecto

2501. La segunda fase se terminara en Diciembre del 2014

como Proyecto 4505.

Algunos ejemplos del trabajo desarrollado a la fecha:

Global Performance

D. RAO´s Analysis – RESULTS for Tanker Vessel

Global Performance

RAO´s Analysis – MAXURF MOTIONS for Tanker Vessel

Global Performance

RAO´s Analysis – RESULTS for PSV Vessel

Global Performance

Operating Mode

Global Performance

Disconnect Condition


Concepto EWTSV


Todo esto es maravilloso desde el punto de vistatecnológico, pero tienen que existir una motivación paraque tecnologías innovadoras se adopten.

La combinación de las Tecnologías WTSV y MEPS,combinados en el concepto EWTSV es útil, en base asistemas probados, pero aun tienen que ser aceptadaspor la industria.

Output Area: Totals for Years 1 through 5 for 1 production well including drilling costs

Drilling & Production Input Area Capex (Five years) $62,298,825

Opex (Five Years) $1,334,160,000

Traditional approach. Flexible riser Gross Revenue (Five Years) $1,187,120,000

Net Revenue (Five Years) -$209,338,825

NPV -$215,512,867

Drilling Costs $30,885,215

Admin/ Procurement/ Insurance - OPEX $0

Item Input AreaUnits of Measurement

Engineering & Geoscrience and Op. Support & PM - OPEX $0

Value of Oil (price per barrel)$

100 $/bblCompletion Costs - CAPEX

$15,163,610

Drilling Unit Day Rate (Rig Rate)$

450,000 $/dayInstallation of Self-Standing Riser -CAPEX

$1,050,000

Mobilization/Demobilization Days10 days

SSR & Subsea Costs - OPEX$0

Dry Hole Days10 days

Subsea Production Equipment - CAPEX$7,000,000

Casing/Completion Days15 days

One-time FPSO Commissioning - Production Costs - CAPEX $8,200,000

FPSO Day Rate$

720,000 $/dayFPSO Production Costs - OPEX

$1,334,160,000

Oil in Place (OOP) 25,000,000 Intervention Unit Cost - OPEX

$0

Production Unit Per Well - Year 17,000 bbl/day

Drilling Unit Day Rate (Rig Rate)$450,000


Spread Costs (per day)$171,100


Total Rig Spread Cost (per day)$621,100


Net Present Value-$215,512,867


Riser day rate$

- $/dayTime value of money (rate for present value formula) 8%

Present value rate



Opex (Five Years) $399,240,000

Gross Revenue (Five Years) $1,187,120,000MEPS +WTSV 7,000 BBLS/DAY

Net Revenue (Five Years) $725,581,175

NPV $428,547,365




Engineering & Geoscrience and Op. Support & PM -OPEX $0



$15,163,610

Drilling Unit Day Rate (Rig Rate)$

450,000 $/dayInstallation of Self-Standing Riser -CAPEX

$1,050,000






One-time FPSO Commissioning - Production Costs -CAPEX $8,200,000

FPSO Day Rate$

190,000 $/dayFPSO Production Costs - OPEX

$399,240,000

Oil in Place (OOP) 25,000,000 Intervention Unit Cost - OPEX

$0








Net Present Value$428,547,365


Riser day rate$

- $/dayTime value of money (rate for present value formula) 8%

Present valuerate



Opex (Five Years) $399,240,000

MEPS +WTSV 5,000 BBLS/DAY Gross Revenue (Five Years) $837,520,000

Net Revenue (Five Years) $375,981,175

NPV $206,209,906




Engineering & Geoscrience and Op. Support & PM -OPEX $0



$15,163,610Drilling Unit Day Rate (Rig Rate) $ 450,000 $/day Installation of Self-Standing Riser -CAPEX $1,050,000






One-time FPSO Commissioning - Production Costs -CAPEX $8,200,000

FPSO Day Rate $ 190,000 $/day FPSO Production Costs - OPEX $399,240,000Oil in Place (OOP) 25,000,000 Intervention Unit Cost - OPEX $0








Net Present Value$206,209,906


Riser day rate $ - $/dayTime value of money (rate for present value formula) 8% Present value rate

THE USE OF MFPSO TO SUPPORTMEPS TECHNOLOGY

WTSV and MEPS Technologies

Comentarios finales

La primera ocasión que el Concepto WTSV se presento a la industria fue en1998, tomo 6 años antes de que la primer embarcación se pusiera enoperación.

En ese tiempo el escepticismo era mayúsculo, las embarcaciones seconsideraban “bombas de tiempo”.

¿Cuanto tiempo le tomara a la industria adoptar este nuevo concepto?Consideramos que hacia finales del 2015 se asignara el primer proyectobajo el concepto EWTSV o la combinación de las tecnólogas WTSV + MEPSy se pondrá en operaciones en el 2016.


THE USE OF MFPSO TO SUPPORTMEPS TECHNOLOGY

WTSV and MEPS Technologies

Comentarios finales

Petroleras IOC, campos remotos, marginales, maduros o produccióntemprana serán las primeras opciones de desarrollo. En Mexico se comienzaa considerar, sin embargo el Golfo de Guinea en Africa se presenta comouna de las posibilidades importantes.

El segundo sector que puede considerar este concepto serán los operadoreso petroleras que estén dispuestas a realizar:

a) Pruebas de producción extendidab) Producción tempranac) Producción en campos marginalesd) Producción en aguas profundas


Gracias!

Marítima de Ecología S.A. de C.V.

Calle 35 B, #65

Col. San Agustín del Palmar.

C.P. 24150

Ciudad del Carmen, Campeche, México.

Phone. +52 (938) 38 14 690

www.marecsa.com

http://www.marecsa.com/

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