Un Caballo de Fuerza en aguas profundas

El proyecto Thunder Horse, plataforma emblema de BP en el Golfo de México, en el mar territorial de Estados Unidos, está marcando nuevos récords en cuanto a la producción de petróleo en aguas profundas. En este artículo de Frontiers*, Terry Knott ilustra algunos de los logros clave y retos inesperados en este desarrollo de vanguardia, que durante la última década han representado la fuerza motriz para el avance tecnológico de la próxima generación de oportunidades en aguas profundas.

Cuando se perforó el primer pozo de descubri-miento en el campo Thunder Horse, que se terminó el 4 de julio de 1999, el éxito de encontrar una aparente abundancia de petróleo y gas, le inyectó en Estados Unidos un tono más de alegría a las celebraciones del día de la Independencia de ese país. Sin embargo, en ese momento nadie podía vislumbrar la magnitud y la complejidad del proyecto de desarro-llo masivo costa afuera que estaba por enfrentarse, la evolución simultánea en tecnología que sería necesaria en varios frentes, ni, de hecho, la inusual travesía de Thunder Horse que tardaría 10 años para convertirse en lo que ahora conocemos como el campo más productivo del mundo en aguas profundas.

“En 1999, la mayoría de la tecnología para desarrollar el campo Thunder Horse no existía”, nos comenta Neil Shaw, vicepresidente senior al frente de los negocios del Golfo de México de BP. “Sabíamos que habíamos encontrado un premio mayor en hidrocarburos, pero para poder extraer su petróleo y gas de forma segura y eficiente requeríamos de la ejecución no sólo de uno de los proyectos más grandes y complejos de la industria jamás realizados, sino también ?y en paralelo-- un programa de desarrollo de amplia envergadura para poder llevar a un nuevo nivel muchos aspectos de la tecnología costa afuera.

“BP contaba con la experiencia técnica para cumplir con las exigencias del proyecto, para empujar las fronteras de la tecnología, y estábamos decididos a perseverar cuando surgieran los retos. El resultado es un campo que actualmente es el activo productor en aguas profundas más grande del mundo, que produce alrededor de 300,000 barriles de petróleo equivalente por día, incluyendo aproximadamente 250,000 barriles de petróleo al día.” La importancia de Thunder Horse también se manifiesta en otros niveles. Su producción ha impulsado a BP hacia la cima como el productor líder de hidrocarburos en la parte estadounidense del Golfo de México de EE.UU. (ver el recuadro en la página 45); y el campo representa aproximadamente el 5% de la producción nacional de petróleo en los Estados Unidos, lo que lo ubica en un segundo lugar después del campo Prudhoe Bay en Alaska, donde BP también es operador.

Como un recurso energético, Thunder Horse tiene el potencial de producir alrededor de mil millones de barriles de petróleo ?BP posee el 75% de acciones como operador de la licencia de Thunder Horse en co-propiedad con ExxonMobil, que posee el resto. El campo, ubicado a 240 kilómetros al sureste de Nueva Orleans y a 1,900 metros de tirante de agua, empezó a producir en junio de 2008, inicialmente a través de un sólo pozo submarino, inmediatamente seguido por otros que aumentaron rápidamente la producción. Actualmente hay ocho pozos productores submarinos en operación, y más pozos planeados por venir.

Un reto formidable

El campo Thunder Horse consta de dos yacimientos de hidrocarburos, Thunder Horse South y North, ubicados hasta 6,000m por debajo del lecho marino. Mientras que una proporción importante de la inversión es en activos que yacen en el lecho marino o en los pozos profundos, la pieza central visible en el corazón del desarrollo de esta instalación de perforación y producción masiva del campo (PDQ, por sus siglas en inglés) ?la plataforma de producción semi-sumergible más grande, que de forma permanente está amarrada por encima del yacimiento Thunder Horse South.

La impresión de un artista del campo Thunder Horse (no está a escala) que muestra la plataforma PDQ ubicada a 1900m por encima del desarrollo submarino.
Mapa ilustrativo: Los pozos submarinos se agrupan alrededor de los múltiples de válvulas que recolectan los fluidos del pozos para que luego suban al PDQ a través de los risers (tuberías de elevación) catenarios de acero

Las instalaciones de procesamiento PDQ se diseñaron para manejar los fluidos del pozo a una presión entrante alta y temperaturas altas (HP/HT), y exportar 250,000 barriles por día (bpd) de petróleo más 5.6 millones de metros cúbicos por día asociados con gas natural ?como resultado de un reciente ejercicio de eliminación de cuellos de botella, la capacidad de procesamiento de la plataforma ahora ha aumentado. El aparejo de perforación con torre doble del PDQ puede perforar y mantener hasta 20 pozos submarinos debajo de la plataforma, con un alcance de distancias de más de 9,000m de profundidad. Los pozos submarinos adicionales se localizan alrededor del campo; todos están conectados a la PDQ a través de colectores submarinos, líneas de flujo y risers ?en total, 28 pozos productores y cinco pozos inyectores de agua que se esperan perforar en los yacimientos durante toda la vida del activo. Después de procesar los fluidos del yacimiento a bordo del PDQ, el petróleo y gas se exportan a través de tuberías separadas hacia el sistema de ductos Mardi Gras operado por BP, la tubería en aguas profundas con la más alta capacidad de la industria, y de ahí a la zona terrestre en los Estados Unidos.

“Thunder Horse es un activo de clase mundial con una expectativa de vida de 20 a 25 años”, nos comenta Dan Replogle, vicepresidente de BP para Thunder Horse, quien ha dirigido el proyecto multimillonario desde 2005. “Los pozos tienen mejor desempeño del esperado y son los pozos más prolíficos de todos los campos de BP. Con nuestro plan de desarrollo futuro de más pozos esperamos mantener los altos índices de producción actuales durante un buen tiempo.”

Pero aunque Dan Replogle y el equipo de Thunder Horse están satisfechos con el éxito actual, están concientes de los retos ?las brechas tecnológicas? que se enfrentaron al inicio del proyecto, que en conjunto Replogle describe como retos colectivamente formidables.

“En cada nodo del desarrollo de Thunder Horse ha existido un reto único”, nos explica Replogle. Continua resaltando tan sólo unas cuantas de las muchas situaciones en donde tuvieron que “superar los límites” en los que se trabajó para el proyecto con proveedores y especialistas en un programa de colaboración sin precedente alguno en el área de desarrollo de equipo, pruebas y calificación para poder suministrar una nueva generación de soluciones de ingeniería.

“Las condiciones del yacimiento Thunder Horse se encuentran entre las más complejas experimentadas en la industria”, señala Replogle. “Los fluidos de producción se ubican a presiones de más de 1,200 bar y temperaturas de hasta 135ºC, que también pueden ser corrosivos debido a la presencia de bióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.” En 1999 no existía equipo submarino capaz de de manejar esos fluidos, de aquí que los árboles submarinos para altas presiones ?el arreglo de válvulas que controla los pozos en el lecho marino? el resto del equipo submarino relacionado y los sistemas de control se tuvieron que desarrollar de forma específica para el proyecto, equipo que también se tuvo que diseñar para operarse a un tirante de agua de 1,900m.

“La profundidad de los yacimientos significa que se tienen que perforar pozos muy largos y con altas presiones, algunos alcanzan casi 9,000m dentro del lecho marino. Las técnicas de perforación existentes y el equipo de terminación de pozos actual se tuvo que mejorar para que cumpliera con estas exigencias, lo que dio como resultado que el proyecto desarrollara muchos componentes innovadores con materiales altamente resistentes con el fin de poder terminar los pozos de Thunder Horse.

“Además de los retos de perforación se encuentra el hecho de que los risers de perforación y las sartas de perforación tienen primero que viajar a través de una columna de agua de una milla de profundidad para llegar al lecho marino en una región caracterizada por sus fuertes corrientes circulares. Se construyó una generación nueva de aparejos de perforación, tales como los aparejos de torre doble a bordo del buque de perforación llamado Discoverer Enterprise y del PDQ con el fin de cumplir con esos extremos operacionales”.

La lista de grandes retos continúa. Por ejemplo, la transportación de enormes volúmenes de fluidos a alta presión desde los pozos submarinos hacia la superficie requirió un cambio vertiginoso en el diseño y tamaño de los tubos del riser catenario de acero. Más aún, la metalurgia del riser tiene que soportar fatiga a largo plazo provocada por el movimiento de las corrientes marinas y los movimientos del PDQ, además se requería de un tipo nuevo de juntas flexibles que se debían desarrollar para poder soportar los risers al momento de conectarse a la plataforma en movimiento. De forma similar, el tamaño de los risers flexibles, que se utilizan para transportar agua a los pozos para la inyección de agua en el yacimiento, también requería un salto tecnológico.

Incluso la geología circundante a los yacimientos de Thunder Horse presentaba problemas únicos. Los dos yacimientos del campo se encuentran debajo de una capa de sal en el subsuelo que crea dificultades para obtener e interpretar buenas imágenes sísmicas de las formaciones que contienen los hidrocarburos y que se ubican debajo (vea el recuadro de la página 41). Los métodos de creación de imágenes sísmicas de vanguardia que fueron necesarios para superar el problema subsalino, son técnicas desarrolladas por BP que subsecuentemente colocaron a la compañía a la cabeza de la industria en esta área vital de experiencia técnica (Frontiers, diciembre de 2005).

“El número de retos tecnológicos que fueron parte del programa de desarrollo de Thunder Horse literalmente nos llevó a docenas más de retos” enfatiza Replogle. “Y detrás de cada logro tecnológico de primera plana están sus múltiples componentes, los detalles, y todo detalle relacionado se debe diseñar, y fabricar de forma individual y hacer que funcione como parte de un todo integrado. En cada frente ?subsuelo, perforación, submarino e instalaciones en superficie? el proyecto ha llevado a avances en nuestro conocimiento y mejoras tecnológicas costa afuera en toda la cadena de suministro de proveedores. Podríamos decir que Thunder Horse representa el primero de los desarrollos en aguas profundas súper desafiantes de una nueva generación, y que BP ha guiado a la industria en la preparación para ello”.

Un Coloso Costa Afuera

Mientras el programa de desarrollo tecnológico se ponía en marcha en muchos lugares alrededor del mundo, en paralelo, el trabajo principal en la ejecución del proyecto fue avanzar al mismo ritmo ?se construía el PDQ, se perforaban los pozos costa afuera y se fabricaba e instalaba equipo submarino en preparación para el arranque del campo.

La PDQ de Thunder Horse ?­ la plataforma semisumergible de producción más grande en el mundo.

La llegada a Texas del gigante casco para el PDQ semi-sumergible representó un hito mayor (Frontiers, abril 2005). El casco de 60,000 toneladas completo con plataforma y dos torres gemelas de perforación construido en Corea del Sur, realizó un viaje de 29,800 kilómetros a bordo de un buque de transporte específicamente modificado ?después de 62 días en altamar, el casco llegó al patio de fabricación de Kiewit Offshore Services en Ingleside, Texas, en septiembre de 2004. Allí se erigieron tres módulos completos que juntos pesaban 18,000 toneladas, diseñados por ingenieros de Mustang Engineering, y construidos por J Ray McDermott en Luisiana, donde se les montó en la gran plataforma de 136m por 112m del PDQ, lo que suministra las instalaciones de procesamiento, compresión de gas y generación de energía. Además del procesamiento de hidrocarburos, el PDQ puede manejar 140,000 bpd de agua producida e inyectar hasta 300,000 bpd de agua producida mezclada y agua de mar dentro del yacimiento para propósitos de mantenimiento de presión, mientras que los generadores de turbina de gas de la plataforma son capaces de producir 90 megawatts de energía, entre los más grandes de la industria costa afuera.

“La enorme escala del PDQ es el resultado de las características del campo Thunder Horse”, apunta Bill Steel, gerente de instalaciones para el proyecto. “El diseño semi-sumergible proporciona una gran plataforma estable para transportar las altas cargas de operación impuestas por los requisitos de perforación y procesamiento, y también dan soporte a los grandes risers que cuelgan del casco ?que pesan 400 toneladas cada uno? y las 16 cadenas y líneas de amarre que anclan al PDQ en su sitio. Además, el PDQ es muy sólido, diseñado para sobrevivir tormentas de la magnitud de una en cien años, así como los huracanes estacionales que se presentan en el Golfo de México. En operación, con un desplazamiento de 130,000 toneladas, el PDQ se clasifica como el semi-sumergible de producción más grande en todo el mundo”.

En abril de 2005, el PDQ ya terminado se remolcó al campo Thunder Horse y se amarró a las anclas piloto de succión pre-instaladas en el lecho marino. Se continuó con la conexión a los pozos submarinos pre-perforados y el transporte costa afuera final, antes de empezar las operaciones de producción. Sin embargo, la solidez de la plataforma ?y el temple de todo el equipo de Thunder Horse? se pusieron a prueba demasiado pronto y de una forma inesperada.

Vista aérea de la PDQ de Thunder Horse ? su área de cubierta es equivalente en tamaño a tres campos de futbol.

“Con la aproximación del Huracán Dennis, a principios de julio, se activó el procedimiento habitual de evacuación de la tripulación marina de regreso a tierra”, nos explica Stan Bond, gerente general del proyecto. “En ese momento el PDQ estaba amarrado, pero no estaban conectados los risers de producción. Después de que pasó el huracán observamos que la plataforma estaba ladeada”.

Inmediatamente se lanzó un plan de recuperación, con base en el sistema de administración de crisis de BP, para recuperar el PDQ. En una operación cuidadosamente coordinada se enderezó el PDQ y quedó a salvo y seguro en una semana. La causa de que se ladeara se determinó como fallas en los lastres y el sistema de control hidráulico de achique de las válvulas, lo que permitió el ingreso de agua dentro del casco.

El trabajo de remediación fue exhaustivo, lo que requirió que se quitara cableado eléctrico y equipo en el casco para su reparación o reemplazo, una operación costa afuera que requeriría casi un año.

Desde entonces, BP ha invertido fuertemente en tecnología de aseguramiento marino y ha instalado dos sistemas independientes de monitoreo en tiempo real en el PDQ, y en otras plataformas de BP.

“Los instrumentos en la plataforma miden de manera continua un rango de parámetros operacionales; por ejemplo, los movimientos del buque, corrientes oceánicas, velocidad del viento, tensión de las líneas de amarre, y la brecha de aire por debajo de la plataforma del PDQ”, nos dice Neil Cramond, autoridad marina para las operaciones de BP en el Golfo de México. “Los datos se reenvían a la costa ya sea por cable de fibra óptica a los centros de soporte en tierra, o vía enlace satelital ?sistema alimentado por celdas y baterías solares que también transmite imágenes fotográficas y de video del PDQ.

“El beneficio neto es una evaluación mejorada de integridad operacional día a día, y la confirmación rápida del desempeño de la plataforma durante evacuaciones provocadas por huracanes. Ahora BP puede ver en tiempo real que está pasando en y alrededor de las instalaciones no tripuladas durante un huracán, una capacidad única de las plataformas de BP en el Golfo de México.”

Un solo equipo

El trabajo de restauración sirvió para unir todavía más al equipo del PDQ, dándoles una determinación todavía mayor para tener éxito bajo el lema “Un equipo, una meta”.

“Logramos un progreso sorprendentemente rápido”, comenta Greg Rohloff, gerente de operaciones Costa Afuera. “Fue impresionante teniendo en cuenta la logística que representa tener casi 700 personas trabajando costa afuera, que se trasportan diariamente entre el PDQ y los tres hoteles flotantes, con una flotilla grande de barcos de soporte y con huracanes que entran al Golfo durante la temporada”.

Sistema de monitoreo de integridad a bordo del PDQ, que transmite información a la costa en tiempo real a través de un enlace de fibra óptica o vía satelital. El sistema también muestra lo que está pasando en y alrededor de la plataforma no tripulada durante un huracán.

El equipo de operaciones de Thunder Horse, lidereado por Sammy McDaniel, utilizó de una forma muy efectiva el retraso de la recuperación.

“Nuestra tarea fue crear un plan de preparación operacional de clase mundial que incluyera tanto el trabajo de remediación, reconexión y puesta en marcha, como un arranque integrado, de tal forma que cuando llegara el momento del arranque estuviéramos preparados en todos los aspectos”, explica McDaniel. El plan incluía 900 acciones, todas y cada una fueron examinadas cuidadosamente por expertos en todo BP. Un aspecto sumamente importante del plan radicaba en la capacitación de 140 brigadas sólidas de operación de PDQ, en las que BP había invertido de forma considerable. Reunimos a un equipo experimentado que trajimos de las operaciones en todo el mundo de BP ?aunque ninguno de ellos había estado antes en una plataforma tan grande como la de Thunder Horse”.

Dada la escala y complejidad del PDQ y el gran número de sistemas interdependientes que se debían administrar y mantener ?que incluyen muchos elementos de equipo de última generación y tecnologías se requiere de personal altamente capacitado para poder operar las instalaciones. Un simulador de capacitación computarizado diseñado expresamente jugó un papel muy importante en la prueba de la competencia y preparación de las brigadas, lo que permitió al equipo poder practicar “virtualmente” el arranque y las operaciones regulares en la oficina de Houston antes de transportarse costa afuera al PDQ.

“Es como si estuvieras ahí”, añade McDaniel. “Los guiamos en cada procedimiento, les lanzamos bolas con curva para probar sus reacciones” ?fue equivalente a una capacitación tipo “Top Gun”. Efectivamente arrancamos el PDQ cientos de veces por adelantado, de tal forma que cuando llegara el día de la verdad todo saliera sin problemas y sin sorpresas”.

Tal fue el éxito del plan de preparación de operaciones de Thunder Horse que ahora ha sido adoptado como modelo para otros campos costa afuera de BP conforme se preparan para entrar en operaciones.

El programa de capacitación también hizo uso extenso de la pericia del ambiente de colaboración avanzado (ACE, por sus siglas en inglés) de BP que permitió a los equipos terrestres y costa afuera participar en operaciones de plataforma en las salas de control idénticos en el PDQ y en las oficinas de BP en Houston.

El ACE (ambiente de colaboración avanzado) de Thunder Horse en la oficina de Houston de BP, vinculado directamente al campo en tiempo real.

La efectividad de ACE es posible gracias al sistema de comunicaciones ring main de fibra óptica en el Golfo de México, que enlaza todos los activos costa afuera con los centros de soporte en tierra ?el enlace de fibra óptica también se utiliza para el sistema de monitoreo de integridad marina descrito previamente. El ACE facilita el monitoreo en tiempo real de todas las actividades costa afuera y las video-conferencias entre las brigadas costa afuera y los especialistas en tierra, lo que resulta en una toma de decisiones más efectiva (Frontiers, diciembre 2006).

“Hace diez años no podríamos haber arrancado pozos grandes en Thunder Horse sin problemas y de forma tan fluida”, enfatiza McDaniel. “Ahora, con la tecnología de comunicaciones de BP todos podemos ver en tiempo real qué está pasando. Me puedo sentar en casa con mi laptop a 400 millas de distancia y ver qué está pasando en el fondo de un pozo profundo en el Golfo, debajo de 6,000 pies de tirante de agua”.

Empujando las operaciones submarinas

Mientras que avanzaba el trabajo en el PDQ, la arquitectura submarina del Thunder Horse seguía tomando forma.

Todos los pozos del campo se terminarán como pozos submarinos, algunos perforados desde el PDQ, otros perforados desde unidades móviles de perforación a distancias de hasta 10 kilómetros del PDQ. Los pozos HT/HP están localizados en siete ubicaciones principales de perforación alrededor del campo, cada una con un colector al que se conectan los pozos submarinos por medio de líneas de flujo en el lecho marino. Aunque los fluidos de los pozos provenientes de los yacimientos se encuentran a altas temperaturas, las temperaturas del mar, casi a punto de congelación en el lecho marino, bajo ciertas condiciones pueden provocar la formación de hidratos similares al hielo en las líneas, lo que requiere que se aíslen y que se les deba inyectar inhibidores químicos a los hidrocarburos ?durante el proyecto se desarrolló un inhibidor de hidratos en bajas dosis modificado para dicho propósito.

Cinco risers catenarios de acero (SCR, por sus siglas en inglés) los más sólidos en su tipo en la industria, transportan hidrocarburos del lecho marino hacia el PDQ, mientras que dos SCR más envían el aceite y gas procesado desde el PDQ hacia los ductos de exportación principales. Los risers en Thunder Horse tienen que ser más largos y resistentes que cualquier otro conocido, de hasta 6,000mm de diámetro, con paredes suficientemente gruesas ?de hasta 40mm en algunos casos? que resisten tanto las presiones internas como externas. Tres risers flexibles trasportarán el agua de mar tratada y el agua producida desde el PDQ hacia los pozos submarinos de inyección de agua ?en conjunto, los risers y líneas de flujo alcanzan una longitud de casi 75 kilómetros. Para distribuir las substancias químicas hacia los pozos y suministrar señales de control hidráulicas y eléctricas, 18 líneas umbilicales flexibles tipo “multi-core” (con centros múltiples) se interconectarán a los componentes submarinos, dando una longitud total de 60 kilómetros.

“Thunder Horse tendrá uno de los tendidos de equipo submarino más profundos y extensos en el Golfo de México”, dice John Bednar, gerente de equipo submarino. “Pero cuando iniciamos el proyecto, no se disponía de equipo submarino capaz de manejar las altas temperaturas y presiones, el tirante de agua y la naturaleza corrosiva de fluidos de pozo. Por ejemplo, aumentamos la clasificación de presión del equipo existente como la de los árboles submarinos, a casi 50% más”.

El alcance subsecuente del desarrollo del equipo, los programas de prueba y calificación realizados por el proyecto y sus proveedores clave de sistemas submarinos dan como resultado un proyecto grande en sí mismo, lo que representa una inversión de varios millones de dólares.

“Tan sólo para diseñar y fabricar los árboles de alta presión había 57 límites tecnológicos que superar”, añade Bednar. “Si consideramos las evoluciones tecnológicas para toda la arquitectura submarina ?por ejemplo válvulas, empaques, coples, colectores, juntas de esfuerzo, revestimientos, aislantes, sistemas de control, risers y materiales resistentes a la corrosión, por nombrar algunos ?sin duda alguna puede decirse que Thunder Horse ha sido la fuerza motriz que le ha dado a la industria el “know-how” para enfrentar los campos nuevos en aguas aún más profundas que tengan yacimientos con temperaturas y presiones todavía más altas, algunos de ellos ya están ahora pasando hacia la etapa de desarrollo.”

De hecho, el proyecto es responsable de crear más de 70 nuevos productos submarinos, todos sometidos a una serie de etapas de pruebas rigurosas ?incluyendo prototipos, calificaciones, resistencia, aceptación de fábrica, integración de sistemas y pruebas en agua? antes de ser incluidos en los sistemas submarinos, en combinación con un alto grado de inspección por parte de terceros.

Uno de dichos logros se enfoca en los risers de inyección de agua flexibles, como explica Karen Veerkamp, gerente de ingeniería submarina.

“La inyección de agua en los yacimientos de Thunder Horse exige volúmenes y presiones muy altos”, dice Veerkamp. “Las bombas de inyección en las cubiertas del PDQ son de las más poderosas jamás construidas y son capaces de entregar 200,000 bpd de agua a presiones de hasta 585 bar. Los risers flexibles necesarios para transportar esta agua hacia las líneas de flujo submarinas y pozos llevó a la tecnología a otro nivel. En términos de profundidad combinada, diámetro y clasificaciones de presión, Thunder Horse ha aumentado de forma efectiva la capacidad de los risers flexibles de la industria en un factor de dos.”

Equipo submarino en preparación para instalarse en el campo Thunder Horse.
Arriba a la izquierda: prueba de integración de los árboles submarinos y otros componentes
Arriba al centro: uno de los dos colectores grandes diseñados para la parte sur del campo
Arriba a la derecha: estructuras de terminaciones finales de ductos (PLET)

Los tres risers flexibles de diámetro interno liso, diseñados y construidos por Technip, el contratista de proyectos de ingeniería submarina, están preparados para soportar presiones de hasta 690 bar y tienen diámetros internos de 200mm ?con capas externas concéntricas de materiales compuestos y acero que empujan el diámetro externo a 350mm. Los risers, soportados por el casco del PDQ, tienen hasta 2,450m de longitud y pesan hasta 635 toneladas. Actualmente no se está realizando inyección de agua en el campo, ya que por el momento el acuífero subyacente del yacimiento Thunder Horse mantiene de forma natural la presión; pero con el tiempo la inyección de agua será necesaria para mantener la presión.

A mediados de 2006, conforme se acercaba la nueva fecha de arranque, cuatro de siete colectores de centros de perforación submarina con sus líneas de flujo asociadas se encontraban en su sitio sobre el lecho marino, incluyendo los dos colectores más grandes, inmediatamente debajo del PDQ, en Thunder Horse South”. Estas grandes estructuras, cada una con una longitud de 20m por 7m de ancho y con un peso de más de 300 toneladas, habían sido instaladas en 2004 por Heerema, el principal contratista de instalaciones del proyecto, antes de que la plataforma llegara a la estación. Cuatro de los pozos productores submarino se conectaron a los colectores ?cada uno de ellos capaz de soportar hasta 10 pozos? en preparación para el arranque del campo.

“Durante las pruebas de presión de larga duración de una de las principales líneas de flujo intra-campo, observamos que estaba perdiendo presión”, relata Bednar. “Con un ROV (vehículo de operación remota) descubrimos que la soldadura en uno de los ductos de entrada del múltiple se había abierto”.

El hallazgo desafortunado llevó a una extenuante investigación metalúrgica a un alto nivel de detalle, y a una compleja operación de restauración costa afuera.

“Al principio no quedaba claro porqué se presentaron las fallas”, dice Veerkamp. “Los materiales, soldaduras y métodos de post-tratamiento calorífico utilizados en la fabricación fueron los que normalmente se utilizan en las aplicaciones submarinas en la industria, y todos los procedimientos de fabricación y prueba se habían sujetado a ello de forma rigurosa ?más aún, los colectores habían pasado exitosamente las hidro-pruebas cuando se instalaron por primera vez dos años antes”.

Mientras que un equipo multi-disciplinario de especialistas de BP que se incorporó al proyecto llevaba a cabo la investigación, la compañía tomó la importante decisión de retirar todo el equipo submarino que contenía los mismos tipos de materiales y soldaduras ?tan sólo los dos colectores juntos tenían 582 soldaduras.

“El impacto que esto tendría en el arranque del campo era más que evidente, pero no podíamos arriesgarnos”, dice Replogle.

Camino a la Recuperación

La exhaustividad de la investigación de BP empezó a poner las piezas del rompecabezas en su lugar.

“Era muy importante entender lo que provocaba la falla con el fin de evitar riesgos futuros en la reconstrucción del equipo”, recuerda Jim Burk, asesor de BP para materiales y corrosión. “Los esfuerzos realizados por muchos de los especialista de BP en materiales, soldadura, corrosión e ingeniería submarina, el trabajar muy de cerca con nuestro socio ExxonMobil, nos llevó a entender lo que había pasado”.

Se descubrió que se habían formado grietas diminutas en los aislamientos térmicos de 75mm en la tubería de los colectores, lo que llevó a que se despegara el revestimiento anticorrosión de capas múltiples en las superficies de la tubería. Al exponer la tubería de acero sin protección alguna al ambiente marino, el sistema de protección catódico del colector ?el método estándar para prevenir la corrosión alrededor de las estructuras costa afuera? comenzó a producir hidrógeno en la superficie de acero de la tubería y a cargar el hidrógeno dentro de los aditamentos forjados del colector. Conforme la concentración de hidrógeno se acumulaba con el tiempo, esto llevó a una fragilización provocada por hidrógeno en la interfase de la soldadura entre la tubería y los aditamentos, lo que provocó que se agrietara la interfase y fallara bajo presión.

Para reconstruir el equipo submarino, BP desarrolló un nuevo procedimiento de soldadura que utiliza materiales diferentes y una configuración de soldadura nueva, el cual fue sometido a una intensa revisión y calificación. Se utilizaron técnicas de inspección de vanguardia, como la tecnología ultrasónica de arreglos en fases, mientras que cada detalle de la operación de soldadura se controló de forma estricta ?incluyendo hasta la secuencia utilizada por los soldadores para crear las gotas de soldadura. Desde entonces BP ha utilizado la experiencia obtenida para desarrollar un nuevo conjunto de mejores prácticas y normas para su aplicación en proyectos submarinos futuros de HT/HP.

La operación para recuperar equipo submarino, reconstruirlo y regresarlo al lecho marino fue de las más importantes. Involucró colectores, árboles y 28 cables de arranque (jumpers) ?las secciones de tubería rígida que conecta los árboles y líneas de flujo a los colectores. Además, se recuperaron 21 estructuras de terminaciones finales de ductos (PLETs). Los PLET se requieren al final de las líneas de flujo para dar espacio a la expansión térmica ?fuertes cambios de temperatura que van desde un arranque frío a condiciones de operación que pueden agregar hasta tres metros de longitud a la línea de flujo, y el crecimiento se toma por medio de un mecanismo de patín deslizante en el PLET. Cada PLET se mantiene en sitio por medio de una cadena unida al ancla de succión, para evitar “que camine” en el lecho marino.

“Sacar los PLET y llevarlos de regreso fue todo un desafío para la ingeniería”, dice el gerente general del proyecto, Stan Bond. “Los PLET se habían instalado antes del PDQ, así que la plataforma se tenía que mover de sus anclas de amarre para poder darle acceso a los barcos de izado. Tuvimos que diseñar y construir una herramienta especial para cortar la cadena del PLET con un cortador con cable de diamante. Y por supuesto, involucraba la tarea de levantar los risers de 2,000m de longitud, que pesan cientos de toneladas. Tal era la complejidad de la tarea ? con hasta 14 buques en operación simultáneamente, incluyendo las barcazas grúa Thialf y Balder ?que construimos un modelo a escala de toda la configuración costa afuera para ayudarnos a planear la logística”.

Las torres de perforación dobles del PDQ permite trabajar simultáneamente en dos pozos.

Mucho se ha aprendido durante el proceso de restauración submarina conforme se desarrollaron áreas del Thunder Horse relacionadas con las ciencias de materiales más allá de los proyectos costa afuera que normalmente se encuentran.

“Los campos en aguas profundas de HT/HP están presentando a la industria retos técnicos no previstos”, observa Veerkamp. “La experiencia con el equipo submarino en Thunder Horse ha colocado a BP a la cabeza en cuanto al conocimiento de cómo diseñar y construir un sistema submarino que pueda sobrevivir las condiciones de operación más exigentes. Se debe contar con experiencia técnica no sólo en la selección de materiales exóticos, sino también en todos los procesos de fabricación de esos materiales conforme se construye el equipo.”

Mientras se estaba reemplazando el equipo submarino, el equipo de operaciones creó un “programa de preservación” para mantener el equipo de superficie en operación.

“En su diseño, el equipo de cubierta tiene un número de rutas de flujo en circuito cerrado que nos permite circular los fluidos durante la preparación para el arranque”, dice Wissam Al Monthiry, subgerente de operaciones. “Estos circuitos cerrados nos permitieron circular diesel, agua y sustancias químicas alrededor de los sistemas de producción, y también compramos gas natural del sistema de ductos Mardi Gras para poder alimentar las turbinas de generación de energía.”

“Conforme avanzó la operación, el equipo pudo hacer funcionar toda la plataforma como si ya estuviera en producción. Dicho movimiento probó ser valioso, no sólo al darles a los operadores experiencia práctica con las plantas y los sistemas, sino también para encontrar todos los problemas de partida que normalmente surgen durante el primer año que funciona una instalación nueva.

“Encontramos y resolvimos muchos problemas antes, que luego pudieron habernos costado tiempo de paro”, comenta Al Monthiry. “También mantuvo a la gente motivada y se probó que fue realmente valioso durante el arranque real”.

Perforación fuera del sobre

Como casi con la mayoría de los aspectos del desarrollo del Thunder Horse, la perforación de los pozos del campo también ha elevado a otro nivel la experiencia existente de la industria.

“La combinación de aguas profundas, capas colgantes de sal y yacimientos sumamente profundos requieren pozos muy largos, lo que constituye tan solo una parte del reto”, dice Charlie Holt, gerente de entrega de pozos. “Añadan a eso la presión alta del yacimiento, los ritmos altos de flujo ?algunos de los pozos pueden fluir de forma individual a 50,000 bpd ó más? y el hecho de que el sulfuro de hidrógeno puede estar presente en los fluidos de pozo una vez que dé inicio la inyección de agua, y se tiene un reto de perforación y terminación que nunca nadie antes había enfrentado.”

Los hidrocarburos se encuentran en tres zonas en los yacimientos de Thunder Horse, entre 5,500m y 8,000m verticalmente por debajo del lecho marino, en la arenisca del Mioceno. Al perforar cualquier pozo, un parámetro clave es la proporción de la presión de poro y el gradiente de fractura. La presión de poro de los hidrocarburos en la roca determina la presión a la que se deben extraer por medio del lodo de perforación circulado a través del agujero para evitar que los hidrocarburos fluyan hacia los pozos conforme se está perforando, mientras que el gradiente de fractura indica la densidad del lodo equivalente que, si es muy alta, fracturará las rocas, un evento que se debe evitar. La perforación exitosa del pozo requiere permanecer en la “ventana” entre estas dos presiones de control, una ventana que varía con la profundidad de perforación.

“Dicha ventana es muy restringida para los pozos de Thunder Horse”, añade Holt. “El gradiente de presión es bajo en rocas sedimentarias del Mioceno relativamente jóvenes, mientras que la presión de poro es alta”.

En consecuencia tenemos que controlar el peso del lodo de perforación de forma muy precisa, en el rango de onzas por galón, mucho más estricto que en cualquier otro pozo en el mundo. Finalmente la ventana se vuelve demasiado angosta hasta para esta medición, lo que nos exige colocar otra sarta de tubería de revestimiento para evitar que los fluidos fuercen el camino hacia adentro”.

La ventana estrecha de la que hablamos y la gran longitud de los pozos de Thunder Horse ?el pozo más reciente, perforado desde el PDQ, alcanzó una profundidad medida de más de 8,750m? da como resultado que se necesiten varias sartas de tuberías de revestimiento. Se le añade una resistencia adicional a las arenas de la formación en el agujero por medio de una técnica propiedad de BP conocida como “stress cages”, que en esencia aplica aditivos al lodo de perforación para construir una cage (jaula) de roca más resistente alrededor del agujero.

Para perforar los pozos se necesitan aparejos de perforación de quinta generación, como los del buque de perforación Discoverer Enterprise y del mismo PDQ. El PDQ tiene torres dobles, lo que permite que los dos pozos se puedan trabajar de forma simultánea la capacidad de clase mundial del aparejo, entre las que se encuentran una carga de pescante principal de más de 900 toneladas, malacates de 6,900 caballos de fuerza (hp), cuatro bombas de lodo de 2,200hp y un preventor (BOP) de 1,000 bars, que exceden o son iguales a aquellos de cualquier aparejo en la industria.

Uno de los artículos principales del equipo de perforación, desarrollado para el proyecto e instalado en el PDQ a principios de este año, es un centralizador de riser, diseñado para permitir que el PDQ perfore pozos durante todo el año.

“Durante la perforación, el riser de perforación que baja al lecho marino se conecta al pozo a través del BOP y un paquete de desconexión de emergencia en el lecho marino”, explica Chuck Ware, ingeniero de operaciones de perforación. “Esto permite que el riser se desconecte en el pozo y se suba de regreso a la plataforma durante eventos como cuando un huracán se acerca. Sin embargo, si existe una corriente circular al mismo tiempo, una vez que la base del riser se desconecta, el riser tiende a desviarse a cierto ángulo, lo que significa que puede golpear el lado del contrapozo marino en el PDQ, y como está inclinado, el riser no puede jalarse”.

Las corrientes circulares, así como las corrientes que giran alrededor de éstas, son un fenómeno común en el Golfo de México. El centralizador del riser nuevo se sienta en el contrapozo marino del PDQ y el riser pasa a través de éste, sosteniendo el “cuadro” (square) del riser en todo momento para permitir la desconexión en la parte superior y su recuperación abordo. Las unidades de perforación móviles no amarradas tales como los buques de perforación pueden desviarse con la corriente conforme se jala el riser, pero para una perforación en plataforma fija, el centralizador del riser es un descubrimiento que se puede convertir en un aditamento de fijación costa afuera estándar.

Centralizador de risers en el moonpool del PDQ.

Durante la vida de un pozo es necesaria la intervención, desde el primer disparo del pozo para prepararlo para la producción, seguido por el mantenimiento rutinario. El método estándar de la industria para hacer esto con pozos largos y desviados es con tubería flexible, que transporta equipo y herramientas al final del pozo en un riel de tubería flexible de agujero pequeño. La tubería flexible puede alcanzar el fondo de los pozos Thunder Horse en las dos zonas superiores que contienen hidrocarburos, pero en la zona inferior, donde se combina la profundidad con distancias de alcance extendido de 2,500m, las actividades con tubería flexible tienen un límite.

“Para solucionar esto, hemos desarrollado una solución conocida como reparación mayor hidráulica (HWO, por sus siglas en inglés), dice Ken Armagost, líder de equipo para acceso a yacimientos. “En lugar de tubería flexible, el HWO utiliza tubería con juntas que pasa a través de una unidad de camisa hidráulica expresamente diseñada para ello, que nos permite lograr intervenciones mejoradas y efectivas en costos en los pozos más profundos, a distancias de alcance extendido de más de 4,000m ?esto significa que podemos perforar pozos más largos, lo que nos dará acceso a más hidrocarburos.”

Unidad hidráulica de reparación mayor de BP, instalada para pruebas en Luisiana.

La unidad HWO, que también mejorará la seguridad operacional durante las intervenciones, ya se construyó y BP lo está probando ahora en Luisiana, y podría estar en operaciones para finales de este año.

Terminaciones complejas

Entre los primeros retos de ingeniería en la lista se encuentran las terminaciones de los pozos ?el sistema complejo tuberías, válvulas y barreras instaladas dentro de los pozos después de la operación de perforación, que canaliza los hidrocarburos de forma segura desde la zona de producción del yacimiento hasta el cabezal de pozo en el lecho marino (ver la gráfica en la página 26).

En el subsuelo, los pozos se terminan con una variedad de métodos para prevenir que entre la arena junto con los fluidos del pozo, incluyendo los métodos de revestimiento y disparo, paquetes de agua a tasas altas y empacadores de fracturamiento, todo diseñado para impulsar la producción (Frontiers, agosto de 2008).

Debido a las altas tasas de flujo en los pozos del Thunder Horse, en el centro del pozo se necesita tubería de producción de agujero grande, de hasta 152mm de diámetro interno ?mientras que la inusualmente alta presión exigió un nuevo diseño para las válvulas de seguridad en el subsuelo, localizadas en los pozos a aproximadamente 1,125m por debajo del lecho marino. Para todos los componentes críticos en las sartas de terminación se requieren aleaciones resistentes a la corrosión, tales como el níquel-cromo como aleación base y el 25% de acero inoxidable super duplex con cromo al 25%. La longitud de estos componentes dan como resultado 225 toneladas de equipo sofisticado desplegado en un pozo para su terminación.

“Muchos de los componentes en las terminaciones de los pozos de Thunder Horse son nuevos en la industria y fue necesario desarrollarlos para cumplir con las condiciones exigentes de operación”, apunta Jack Shada, ingeniero senior de terminaciones. “El proyecto estableció un extenso programa de aseguramiento de calidad y pruebas ?de los 32 componentes más importantes en una sarta de terminaciones de Thunder Horse, 18 clasifican como “números de serie uno” ?es decir, son las primeras en su tipo nunca antes fabricadas. Incluyendo los métodos desarrollados para la instalación de las terminaciones desde la superficie del mar, y operarlas, más de 100 “números de serie uno” se incorporan en los pozos” (Frontiers, agosto 2004).

Entre las muchas innovaciones hay una relacionada con el fluido de empaque que se utiliza en los pozos para llenar el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. Conforme los fluidos a altas temperaturas del pozo aumentan la temperatura del agujero, el fluido de empaque se expande y rápidamente acumula la presión en el anillo sellado, en particular durante el arranque del pozo, cuando el fluido de empaque está muy frío. En circunstancias extremas, este efecto podría muy posiblemente colapsar la tubería de producción o reventar la tubería de revestimiento. Las contracciones de enfriamiento durante un paro también podrían provocar un daño. La técnica normal para purgar esta presión del pozo dentro de la línea de flujo no es práctica, ya que las presiones en las líneas de flujo de Thunder Horse son muy altas. Esto llevó al equipo de terminaciones a desarrollar un método innovador para insertar un casquete de gas de nitrógeno en el anillo por encima del fluido de empaque ?esto absorbe el efecto de cambiar el volumen de fluido de empaque, actuando de forma similar a un amortiguador de un carro.

Los pozos ahora producen con abundancia, pero el equipo encontró un fenómeno metalúrgico único durante la puesta en operación, otra vez un evento enfrentado por primera vez en la industria y algo que no se podía predecir.

“Descubrimos una conexión rota en una unión de la cruceta debajo del colgador de la tubería de producción. La unión se hizo con una de las aleaciones más resistentes de níquel, con un muy buen historial de seguimiento de confiabilidad en los pozos de HP/HT” dice Al Davis, ingeniero senior de diseño de terminaciones.

La tubería se recuperó y se convirtió en el centro de atención de una investigación intensa realizada por metalúrgicos de BP, con el apoyo de seis laboratorios de alta tecnología alrededor del mundo. El material había cumplido todas las especificaciones de BP y del fabricante, así como las pruebas, y el material no se había sobrecargado, como se comprobó con una prueba de análisis de esfuerzos residuales determinado por la difracción dispersa de electrones. Entonces, ¿por qué había fallado la conexión?

“Las investigaciones exhaustivas del equipo se enfocaron en las fases del tratamiento en superficie de las roscas de la conexión”, añade Davis. “Las conexiones de alta resistencia requieren una preparación en superficie de las roscas para reducir la fricción, lo que permite hacer y deshacer la junta atornillada de la tubería múltiples veces sin provocar frotamiento. Dichos tratamientos de superficie se han utilizado durante décadas, con el chapado de cobre como el estándar de la industria para minimizar el frotamiento. A través del uso de la espectrometría de masa de iones secundarios dinámicos confirmamos que la variabilidad en la aplicación manual de chapeado de cobre puede inducir hidrógeno atómico a las roscas de conexión y esto puede llevar a la fragilización del metal.”

El proyecto inició el desarrollo y calificación de un tratamiento en superficie alternativo para utilizar en la fabricación de los nuevos componentes de tubería de producción para restituir el pozo ?que ahora está en operación? y para todas las terminaciones de pozo de Thunder Horse posteriores.

Un vistazo hacia adelante en el corto plazo nos indica que varios pozos en el campo se convertirán en “pozos inteligentes”, es decir, que se equiparán con terminaciones que permitan el control pozo abajo en varias zonas del yacimiento.

“Al momento de planear los pozos de Thunder Horse, el concepto de controlar hidráulicamente el equipo de las terminaciones pozo abajo en diferentes zonas del yacimiento en el mismo pozo era prácticamente una idea nueva”, explica Holt. “Hemos estado trabajando con esta tecnología con Baker Hughes, nuestro proveedor principal de terminaciones, y ahora se ha dado un paso adelante, al grado en que lo podemos utilizar en el campo ?los pozos se diseñaron originalmente para asimilar la tecnología en una etapa posterior. Los pozos inteligentes de inyección de agua en Thunder Horse South nos permitirán inyectar en zonas separadas del yacimiento desde un solo pozo, mientras que en los pozos más remotos de Thunder Horse North podremos producir desde zonas múltiples de yacimiento en un solo pozo sin combinar los fluidos de pozo. Esto será un una avance significativo para pozos de tal profundidad y con presiones altas.”

Caudal característico

El 14 de junio de 2008, Thunder Horse empezó a fluir en la parte sur del campo a través de un solo pozo. La producción se incrementó rápidamente, y se pusieron a producir más pozos, apoyándose en la preparación detallada y los ensayos generales que se habían realizado previamente. En un lapso de nueve meses, cinco pozos entraron en fase de producción, alcanzando casi la capacidad máxima de producción del gigante PDQ ?la eliminación de cuellos de botellas ahora permite que la producción sea mayor a la capacidad de diseño original.

“Nuestro objetivo para el tiempo efectivo de operación en el primer año fue del 89%”, dice Tommy Hassold, uno de los gerentes de instalación costa afuera de Thunder Horse. “Todo ha marchado muy bien, de tal forma que hemos alcanzado más del 93%.”

Ahora hay ocho pozos en producción, cuatro en el sur y cuatro en el norte. Seguirán más en el 2010 y en años posteriores.

Durante todo el proyecto, la seguridad de la numerosa fuerza laboral de Thunder Horse ha sido una prioridad de primer orden, desde las complejas operaciones costa afuera, realizadas con cientos de personas trabajando y muchos buques diferentes alrededor del campo, hasta la rápida producción en ascenso, y durante la perforación y producción, conforme avanza el proyecto. Desde que el PDQ salió costa afuera en 2005 se han invertido casi 14 millones de hora hombre en el proyecto, con solo dos casos en que se solicitó permiso para ausentarse del trabajo.

“Este es un registro de seguridad sorprendente y testimonio de la capacitación y procedimientos de seguridad de BP”, comenta Dan Replogle, vicepresidente de Thunder Horse.

Viendo hacia atrás en los últimos años desde que se unió al proyecto, Replogle reconoce que el equipo ha superado cada uno de los retos que se han presentado en el camino.

“Se debe volver a enfatizar que el proyecto Thunder Horse estuvo produciendo prototipos en muchos frentes para resolver los retos tecnológicos involucrados en el desarrollo del campo. Esto no fue tecnología de laboratorio, sino tecnología a escala completa en el mundo real, y aprendimos mucho de estas experiencias.”

“El calibre de las personas en este proyecto para trabajar como un solo equipo y superar los duros retos que encontramos, muchos más allá del conocimiento de la industria en ese momento, es digno del mayor de los elogios ?pudieron haber rodado cabezas, pero en lugar de ello hubo un compromiso inquebrantable para poder lograr una meta común. El balance de este increíble esfuerzo es que Thunder Horse le puede proporcionar a Estados Unidos una fuente segura de energía durante los próximos 20-25 años. Personalmente nunca algo me había desafiado tanto como Thunder Horse, pero al mismo tiempo nunca había aprendido más ni disfrutado tanto el viaje”.

De hecho las lecciones han sido muchas, a menudo recalcando el viejo adagio de que “el diablo está en los detalles”, lecciones que han sido heredadas a otros proyectos de BP y a toda la industria.

El vicepresidente senior de negocios del Golfo de México, Neil Shaw, concluye: “Thunder Horse ha extendido el alcance de la tecnología costa afuera más allá de las fronteras. El proyecto no sólo ha conducido a la industria hacia adelante en su capacidad para realizar desarrollos actuales de forma más efectiva, también ha colocado los cimientos para la próxima generación de campos en aguas profundas, como el descubrimiento Kaskida de BP en la parte estadounidense del Golfo de México (ver el recuadro de arriba). Sin embargo, no se trata solo de la evolución de la tecnología, con toda la importancia que esto conlleva. Es una historia de un verdadero logro humano, que se reconocerá por su impacto positivo en los años venideros”.

* Este artículo fue publicado originalmente en inglés en Frontiers, de BP, en agosto del 2009.

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