“Mientras la explotación de recursos offshore continúe, también continuarán los retos de seguridad, automatización y aseguramiento de activos”
Oil & Gas y los retos de la producción Offshore
Formación de hidratos, emisiones fugitivas y daños en
las tuberías de transporte son algunos de los eventos
que se enfrentan diariamente en el mar.
Cecibel Gonzalez
Ingeniero de Petróleo y Consultora Comercial.
Especialista en Gerencia de Yacimientos.
Ayuda a las empresas del sector Gas y Petróleo a
optimizar la producción de sus yacimientos y en el
aseguramiento de activos a través de incorporación
de tecnología de última generación.
RESUMEN
La fibra óptica es común en el mundo de las Telecomunicaciones; en los sectores energéticos y de manufactura, esta tecnología vade la mano con la optimización del monitoreo de activos, donde las bondades de la sensibilidad del haz de luz que viaja a través de la fibra facilita detectar perturbaciones que se traducen en cambios de temperatura, vibración y acústica.
Es conocida la instalación de fibra óptica como parte integral de sistemas de monitoreo en tiempo real aplicable tanto en tanques de almacenamiento como en cintas transportadoras, túneles y tuberías de transporte (oleoductos y gasoductos).
Sin embargo, en el lecho marino también existen tuberías que permiten el transporte de hidrocarburos y que pueden beneficiarse de este sistema. Las características del ambiente marino hacen más exigente la demanda de garantía de flujo, el cumplimiento de la cuota de producción y la protección de las instalaciones para afectar lo menos posible al ecosistema.
En este artículo se detallan los problemas asociados a la producción y el transporte de petróleo y gas a través del lecho marino, junto con la utilidad de sistemas de monitoreo con fibra óptica, como FOST (Fiber Optic Sensing Technology), para transmitir datos en tiempo real y optimizar las acciones de prevención y/o respuesta ante fugas u obstrucciones en las tuberías de transporte. Siendo así una tecnología aliada en los una tecnología aliada en los proyectos y tendidos de tubería futuros tanto en el Caribe como en el resto del mundo.
La demanda mundial de petróleo superó por primera vez en su historia los 100 millones de barriles diarios en el año 2019.
Mientras continúe el consumo de combustible fósil y la dependencia de sus derivados en el corto y mediano plazo, será necesario suplir la demanda con la explotación de campos no convencionales con condiciones operacionales hostiles y complejas, tal como sucede en las plataformas offshore.
Es bien sabido que el bajo precio del barril afecta toda la cadena de valor y en muchas ocasiones reduce la factibilidad económica de los proyectos no convencionales a escala mundial. Técnicas como el fracturamiento hidráulico y la producción en aguas ultra profundas dejarían de ser rentables de continuar un panorama de precios bajos.
Sin embargo, recientemente han sido perforados pozos exploratorios en prospectos offshore que resultaron atractivos en países como Surinam y Colombia. En este tipo de proyectos, donde ya está probado el potencial y existe un plan de desarrollo, será necesario avanzar con la infraestructura y el tendido de tuberías para el transporte del hidrocarburo que se extraiga de los yacimientos. Siendo las etapas iniciales y de desarrollo en estos proyectos una oportunidad de oro para blindar la operación en términos de seguridad y monitoreo en tiempo real para el aseguramiento de activos.
También existen otros proyectos que van tomando fuerza en la Región del Caribe, donde empresas como Shell y Ecopetrol consolidaron alianzas en un plan de explotación en Colombia, específicamente en los bloques Fuerte Sur, Purple Angel y COL-5. Asimismo, se firmaron contratos con Repsol y ExxonMobil para los Bloques GUAOFF1 y COL-4[2] respectivamente. En otros países de la región como Surinam se han observado progresos por parte de las compañías Total y Apache; las cuales descubrieron un yacimiento offshore de gas condensado (Bloque 58 Maka Central.1) [3], en un área donde los demás bloques están siendo explorados por Chevron, Petronas, Equinor y CEPSA, de encontrar algún prospecto comercialmente rentable podrían generarse nuevos desarrollos de campos offshore en los próximos años.
Mientras la explotación de recursos offshore continúe, también continuarán los retos de seguridad de operaciones, automatización y aseguramiento de activos. Esto hace que los esfuerzos por soluciones innovadoras no se detengan.
…entre la plataforma y el lecho marino pueden existir entre 1.000 y 10.000 ft de profundidad.
El reto de trabajar costa afuera
Los equipos empleados para la producción offshore deben resistir las condiciones hostiles del medio: salinidad, presión, temperatura y tirante del agua, especialmente si se considera que entre la plataforma y el lecho marino pueden existir entre 1.000 y 10.000 ft de profundidad.
Otro ejemplo es el cabezal submarino que puede tener presiones de abandono de entre 1.000 y 2.000 psi. Estos se conectan a la línea de flujo transportando así los fluidos hasta el manifold, el cual centraliza la producción de los pozos y facilita su envío a la línea de flujo común, todo en el lecho marino hasta el riser punto que permite llevar el fluido hasta la superficie.
Las condiciones tanto del medio como del yacimiento son aspectos a considerar. En estos campos existen sistemas vitales que enfrentan riesgos constantes y que requieren ser monitoreados. Cualquier falla inesperada puede derivar en pérdidas humanas, económicas o ambientales con gran impacto.
Tuberías bajo presión
En las instalaciones submarinas existe un diseño complejo. Las líneas transportan flujo multifásico a alta presión; mientras que las tuberías de mayor diámetro recolectan y transportan el fluido hasta el riser.
Instalar líneas en el lecho marino es complejo y costoso, los gasoductos submarinos pueden variar entre 3 y 9 MMUSD/milla (5,5 MMUSD/Km aprox.) y sus costos operativos considerando control de corrosión, flujo, seguridad y servicios de mantenimiento se estiman de 50 MUSD/milla [14, 15]. Factores como: temperatura y presión de trabajo, variedad de relieve (topografía) y la temperatura del fluido transportado, superior a la del lecho marino (4°C en fondo y 17°C en la superficie oceánica) [5], fomentan las condiciones para la necesidad de agregar elementos en las tuberías de transporte que sirvan de soporte térmico, brinden estabilidad y permitan monitorear la red en tiempo real, ya que cualquier obstrucción o fuga desencadena eventos que se traducen en pérdidas económicas y graves daños ambientales.
A continuación, algunos de los riesgos comunes de las tuberías offshore:
Formación de Hidratos
Un elemento que afecta considerablemente el aseguramiento del flujo es la obstrucción por hidratos. Estos cristales se forman cuando el agua y las moléculas de gas se encuentran en presencia de alta presión y baja temperatura. El Hidrato es uno de los mayores inconvenientes en las tuberías de transporte costa afuera y puede formarse en cuestión de horas o días, la diferencia de temperatura entre los fluidos producidos y el agua que rodea las tuberías propicia el ambiente para su formación; en algunos casos los tapones pueden eliminarse con la inyección de químicos como el glicol y metanol, despresurización o con métodos mecánicos. En cualquiera de los casos la respuesta rápida y oportuna es determinante.
Los gastos relacionados con la prevención de la formación de hidratos generalmente se encuentran entre 10 y 15% del costo de producción [16].
Esta cifra no es despreciable si se considera que estos problemas son comunes en la etapa de producción y estarán presentes en campos productores de gas o condensado con un considerable corte de agua. También es frecuente en campos donde, tras los años de explotación se prevea un incremento progresivo en el corte de agua y la cantidad de gas libre producido.
Emisiones fugitivas
Otro problema común en las tuberías de transporte submarinas es la presencia de las fugas.
El control de las emisiones de metano es de vital importancia para mitigar el impacto de este gas y su efecto en el cambio climático, muchos países contemplan que sin este control no sería posible cumplir con los compromisos de descarbonización ni con el acuerdo de París.
Solo México, según su último reporte presentado en noviembre de 2018 ante la Convención de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, en 2015 emitió cerca de 44 Mt de CO2 eq por causa de emisiones fugitivas relacionadas al petróleo y gas natural [12], donde los gases de efecto invernadero procedentes de las emisiones correspondiente a fugas diferentes de venteo o quema, tuvieron un crecimiento de 76,5%, desde 1990 hasta el 2015 [12].
La Administración de Seguridad de Tuberías y Materiales Peligrosos de los Estados Unidos, registra y cuantifica los incidentes relacionados con el transporte de petróleo y gas, (figura 1) muestra un mapa con la identificación de los incidentes actualizados al 2019, en este la mayor concentración de estos eventos se ubican en el Golfo de México (marino somero), donde se reportaron cerca de 659 casos en el último año [7].
Este tipo de problemas asociados al transporte de los hidrocarburos costa afuera se presenta tanto en Estados Unidos como en los demás países productores, ya que su ocurrencia está relacionada directamente con las condiciones de riesgo en la cual operan la red de tendido submarino.
¿Cómo puede la fibra óptica ayudar en estos casos?
La fibra óptica es ampliamente conocida por su uso en el ambiente de las telecomunicaciones. En los sectores energéticos y de manufactura esta tecnología va de la mano con la optimización del monitoreo de activos, donde las bondades de la sensibilidad del haz de luz que viaja a través de la fibra facilita detectar perturbaciones que se traducen en cambios de temperatura, vibración y acústica. Emplear fibra óptica para el monitoreo de estas instalaciones no es algo nuevo en los oleoductos en superficie.
Sin embargo, su incorporación offshore es incluso más importante cuando se aplica en tuberías de transporte instaladas en el lecho marino. Cada vez más empresas se interesan en integrar soluciones de detección de fugas que van desde drones hasta sensores, la correcta disposición y la oportunidad de contar con datos en tiempo real, facilita no solo la detección temprana a problemáticas complejas sino la toma de decisiones en tiempo real.
Cada vez más empresas se interesan en integrar soluciones de detección de fugas que van desde drones hasta sensores…
DTS para predecir formación de hidratos en tubería submarina
Detección Distribuida de Temperatura o DTS (Distributed Temperature Sensing) por sus siglas en inglés es una de las vías de monitoreo a través de Fibra Óptica.
Aquí se identifica por medio del incremento de amplitud de la señal (efecto Raman) los tramos con cambios de temperatura que puedan generarse incluso en tuberías con soporte térmico (protección contra la temperatura exterior), donde el descenso sea consecuencia de parámetros de producción como por ejemplo un incremento en el corte de agua producida.
El monitoreo con DTS, permite identificar en tiempo real y con mucha precisión secciones de tubería con caídas atípicas de temperatura; en estas condiciones el tiempo es un factor clave, ya que al acumularse los hidratos se terminará generando un tapón que obstruirá el flujo, causando daños tanto en los equipos, requerimientos de limpieza e interrupción o reducción del volumen producido.
En la industria del Gas Natural el costo de los incidentes individuales puede llegar al millón de dólares según sea el caso [13], representando egresos importantes y vitales para solucionar la problemática de los hidratos cada vez que los tapones están presentes.
Brindar las herramientas de detección temprana permite a los ingenieros analizar los cambios generados por el fluido que transportan, diagnosticar y tomar acciones correctivas para prevenir la obstrucción total o parcial, evitando así, que el problema se extienda hasta el punto en el cual el tapón obstruya por completo la sección afectada. Al realizar las simulaciones, contemplando tanto las condiciones del medio como las características del fluido de producción, se identifican las secciones de tubería propensas a obstrucciones por hidratos como consecuencia de los descensos de temperatura. Integrar fibra óptica distribuida a lo largo de la tubería, permite ubicar y detectar los tramos de tubería cercanos a la zona de formación de hidratos mediante las diferencias en los perfiles de temperatura y el momento en el cual la misma desciende a límites que representen un riesgo operacional, advirtiendo así de las consecuencias al continuar bajo dichas condiciones.
DAS para fugas
Una solución aplicable a la detección de fugas es la integración de fibra óptica y la técnica conocida como Detección Acústica Distribuida o DAS por sus siglas en inglés (Distributed Acoustic Sensing); ya que cuando se produce una fuga en una tubería submarina, el fluido sale con una velocidad mayor a la que usualmente tiene el agua alrededor de la sección de tubería, perturbación y comportamiento atípico en el medio.
Este fenómeno produce ondas que se propagan tanto en el medio marino como a través de la sección afectada; dicha perturbación es captada gracias al cambio en la longitud de onda por efecto de la tensión, la cual se compara con el marco de referencia (condición base) y así identifica la ubicación del comportamiento atípico y emite una señal al cuarto de control; básicamente el método actúa como un sensor acústico que se encuentra distribuido a lo largo de toda la tubería, facilitando la localización temprana de fugas.
Figura 1
Mapa de calor con la distribución de Incidentes en tubería de transmisión de gas. [8]
Conclusiones
A medida que se agotan las reservas convencionales de hidrocarburo en superficie, será necesaria una explotación a mayor escala de los recursos que se encuentren costa afuera, donde implementar tecnologías que faciliten la identificación de problemas y a su vez proporcionen datos en tiempo real, irá de la mano con la automatización y control de los procesos de extracción y transporte; con el fin de reducir el número de incidentes anuales asociados a fugas y la cantidad de intervenciones de limpieza para remover obstrucciones parciales o totales causadas por hidratos en las tuberías de transporte, ya que al disminuir la proporción de ambos escenarios también bajarán los costos asociados a estas problemáticas.
El empleo de fibra óptica es una práctica utilizada con anterioridad en el sector de petróleo y gas, su precisión y propiedad de transmisión de datos la vuelve parte fundamental del sistema de monitoreo en instalaciones críticas; contar con esta tecnología, permite el análisis de datos en tiempo real, la toma de decisiones y la ejecución de acciones preventivas para evitar problemas operacionales que generen incidentes, pérdidas de producción o comprometan los equipos, así como también solventar fugas que se puedan presentar a lo largo del tiempo de operación.
Estos beneficios la vuelven un componente de valor en el área de aseguramiento del flujo y cuidado ambiental para considerar en instalaciones futuras o aquellos proyectos de explotación offshore en etapas tempranas con tendido submarino por construir.
Recomendaciones
Considerando la envergadura y los costos asociados a los proyectos de explotación costa afuera, es importante contemplar la instalación de este tipo de tecnología como parte integral del sistema de transporte.
La fibra óptica brinda tiempo y precisión, mejora el aprovechamiento de la información y da la posibilidad de generar bases de datos locales que sirvan de antecedente a los operadores al momento de comparar señales anómalas que puedan indicar una falla. Evaluar las condiciones de cada instalación y conocer los elementos de protección o soporte térmico de las tuberías es clave para una correcta evaluación de la factibilidad de aplicación.
En la actualidad países con acumulaciones de hidrocarburo en el Caribe continúan con un interés en descubrir, explotar y desarrollar nuevos campos; donde incluso compañías de gran experiencia y envergadura han perforado prospectos. En el futuro esta región puede convertirse en un área donde se verá el crecimiento de estos campos, brindando así la posibilidad de dar a conocer la tecnología y participar en licitaciones de servicios donde su aplicación sea viable.
Referencias Bibliográficas
[1] Consulta de Documento en línea (https://es.statista.com/estadisticas/ 600689/demanda-mundial-diaria-de-p etroleo-crudo/)
[2] Consulta de Documento en línea (https://crudotransparente.com/2019/ 05/16/offshore-en-la-region-caribe/) 16 de Mayo del 2019.
[3] Consulta de Documento en línea (https://www.total.com/media/news/ press-releases/suriname-total-announces-second-discovery-block-58)
[4] SANCHEZ P., CABRERA B. Sistemas de Producción Submarinos para campos en Aguas Profundas. Universidad Nacional Autónoma de México 2009
[5] Consulta de Documento en línea (https://www.windows2universe.org/e arth/Water/temp.html&lang=sp)
[6] A. Amin, M. Riding, R. Shepler, E. Smedstad, J. Ratulowski. Desarrollo submarine desde el medio poroso hasta el proceso. Rosharon, Shell y Schlumberger. Texas, Estados Unidos. 2005.
[7] Consulta de Documento en línea (https://portal.phmsa.dot.gov/analytics/saw.dll?Portalpages). Data Source: US DOT Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration.
[8] Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration. U.S. Department of Transportation (August, 2019)
[9] Benjamin Eisler, Genesis and Glenn A. Lanan, INTECSEA. Fiber Optic Leak Detection System for Subsea Pipelines. OTC. 2012.
[10] Da Costa Arnal Pedro. Trabajo Especial de Grado: Parametrización de Instalación de Tuberías submarinas desde una embarcación de ensamblaje y tendido mediante la configuración de tendido en S. Universidad Católica Andrés Bello. Venezuela, octubre 2018.
[11] Consulta de Información en línea (https://www.preciopetroleo.net/petroleo-hoy.html).7
[12] México Inventario Nacional de Emisiones de Gases y Compuestos de Efecto Invernadero 1990-2015 INEGYCEI. Primera Edición
2018.SEMARNAT, INECC. Documento disponible en línea en: https://unfccc.int/documents/199233
[13] MEZA, J., TORRADO J. Estudio de la Formación de Hidratos y su incidencia en la producción de Hidrocarburos en un campo Offshore Colombiano. Universidad Industrial de Santander. Bucaramanga, Colombia. 2018.
[14] DIAZ J., MASUTANI S. MEYER E. Extracción de Gas Natural a partir de hidratos de gas. Pontifica Universidad Católica de Valparaíso. Chile 2008.
[15] Consulta de Información en línea https://www.researchgate.net/publication/317156300_Offshore_pipeline_construction_cost_in_the_US_Gulf_of_Mexico.
[16] Ndubuisi U. An assessment of hydrates inhibition in deepwater production systems using low-dosagehydrate inhibitor and monoethyleneglycol. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. November 2019
