El desmantelamiento de las antiguas plataformas petroleras y de gas del Mar del Norte está cobrando ritmo, pero es un gran desafío.
Cuando comenzó la exploración de petróleo y gas en alta mar en el Mar del Norte durante la década de 1950, el Reino Unido vio la oportunidad de impulsar su industria y economía. Y a medida que el país pasó del séptimo lugar del mundo en términos de prosperidad económica al vigésimo (medido por el producto nacional bruto por persona) entre 1950 y 1975, esta nueva fuente de ingresos y empleos fue bienvenida.
También significó que desde 1980 hasta 2004, el Reino Unido ya no dependía de las importaciones de petróleo. Ahora, se han producido más de 40 mil millones de barriles de petróleo equivalente (BOE) del Mar del Norte, según el regulador de la industria, la Autoridad de Petróleo y Gas (OGA). Si bien aún se pueden extraer alrededor de 10-20 mil millones de BOE, algunos campos ahora están agotados y está surgiendo un nuevo desafío industrial: el desmantelamiento de la infraestructura que se construyó para extraer esos miles de millones de barriles.
Sin embargo, esta es una tarea enorme. En total, hay alrededor de 270 instalaciones en el Mar del Norte, que comprenden tanto "partes superiores" (alojamiento, servicios públicos, tecnología de producción y procesos) como estructuras de soporte de "cubierta" de acero o cimientos basados en gravedad hechos de hormigón armado. Todos estos deben eliminarse de forma segura de lo que es un entorno bastante implacable. Además, unos 50,000 km de la tubería submarina (incluidos cables y umbilicales), más de 370 estructuras submarinas y más de 5,000 pozos, perforados en el fondo del mar durante las últimas cinco décadas, necesitan ser remediados, retirados y sellados.
Es una tarea desalentadora, especialmente porque, en los primeros días, se pensó poco en cómo estas estructuras, y los pozos debajo de ellas, se eliminarían de una manera que cumpla con las regulaciones actuales, como dejar un fondo marino limpio.
También tiene un gran precio. El costo estimado actual de la OGA de eliminarlo suma más de £ 50 mil millones, un número que él y la industria quieren reducir en un 35 por ciento.
“El desmantelamiento es un gasto que los operadores quieren reducir. Menos gasto en desmantelamiento significa que se puede gastar más en otros lugares (por ejemplo, exploración) ", dice Joe Leask, gerente de desmantelamiento del organismo de la industria Oil & Gas UK. También reduce la cantidad que el gobierno pierde en los recibos de impuestos, ya que los operadores obtienen una desgravación fiscal por la actividad de desmantelamiento.
En gran medida, la industria está aprendiendo haciendo. Hasta ahora, la actividad ha sido limitada, pero está aumentando. En los próximos 10 años, se espera que se gasten alrededor de £ 15.3bn en desmantelamiento. "Ahora es parte del ciclo de vida y representa alrededor del 8-10 por ciento de todos los gastos en el Mar del Norte", dice Leask.
Se espera que se retiren 74 plataformas durante la próxima década, principalmente del sur del Mar del Norte, que es un área de aguas poco profundas con plataformas más pequeñas, dice Leask. “Hay mucha actividad de front-end: taponamiento y abandono (de pozos), y la ingeniería inicial que debe hacerse para eliminar las instalaciones. A medida que aprendamos a hacer las cosas mejor, los costos serán más seguros ”.
NÚMEROS
Estadísticas de eliminación
Mudanzas de plataforma en la próxima década
Mar del Norte del Norte: 10
Mar del Norte central: 16
Mar del Norte meridional: 16
Mudanzas por peso
Partes superiores: 600,000 toneladas
Subestructuras de acero: 244,964t
Estructuras submarinas: 54,000t
Alcance adicional
Taponamiento y abandono de pozos: 1.400
Remoción de colchones de concreto (submarino): 18,000
Desmantelamiento de la tubería (remover o enterrar): 5,274km
(Fuente: est., Oil and Gas UK)
Como era de esperar, este desafío está impulsando la innovación, incluida la creación de Pioneering Spirit, el buque de construcción más grande del mundo en términos de tonelaje bruto, ancho (123.75m) y desplazamiento (900,000t). La embarcación de doble casco permite que grandes estructuras superiores que pesen hasta 48,000t, que originalmente se habrían instalado en numerosos módulos, se puedan retirar en un solo elevador. Le llevó 20 años diseñar y costar 2.600 millones de euros (2.300 millones de libras) para que la empresa suiza Allseas los construyera. Está equipado con ocho pares de vigas de elevación que se extienden sobre un arco de ranura abierta en el que se colocan las plataformas.
Las vigas trabajan juntas en coordinación con los sistemas de posicionamiento dinámico del barco, para compensar el movimiento de la embarcación en el mar a medida que se levantan las partes superiores (habiendo previamente cortado y mantenido las patas debajo con restricciones de corte especialmente diseñadas).
Pioneering Spirit ya ha eliminado varias plataformas, incluidas las 24,200 toneladas Delta de Shell y 25,000 toneladas de Bravo en el campo petrolero Brent cerca de las Islas Shetland. Ahora también está alineado para eliminar las partes superiores de Statfjord, en alta mar de Noruega, que pesan 48.000 toneladas.
Hay otros levantadores pesados y otros métodos. La firma holandesa Heerema Marine Contractors (HMC) eliminó las 40.000 toneladas de la plataforma Murchison, en módulos, utilizando dos de sus buques grúa de carga pesada, Thialf y Balder, que tienen una capacidad de elevación de 14.200 toneladas y 6.300 toneladas respectivamente.
Sin embargo, no todas las plataformas en el Mar del Norte son de esta escala. De hecho, en el noroeste de Europa (incluyendo Noruega, Reino Unido, Dinamarca, Países Bajos y Alemania), alrededor de la mitad de las plataformas instaladas pesan menos de 1.600 toneladas. "Hay una cantidad considerable de ascensores más pequeños para hacer en el sur del Mar del Norte, y esa es un área donde ha habido un éxito en la industrialización del proceso", dice Leask. "Los operadores están produciendo trabajo y mejorando de plataforma en plataforma".
Una vez en tierra, las estructuras de la plataforma deben ser remediadas y recicladas. Se están realizando esfuerzos en Inglaterra y Escocia para crear centros de desmantelamiento en los que estos cascos se puedan desarmar y reutilizar, vender o reciclar hasta un 98 por ciento. (El gobierno escocés ha otorgado £ 14 millones en fondos para crear capacidad allí).
Able Seaton Port, en Teesside, gastó £ 28 millones creando lo que es uno de los muelles más fuertes en Europa para recibir y desmantelar estructuras en alta mar, y la inversión está dando sus frutos. En 2017, la plataforma Brent Delta fue llevada allí, seguida de Brent Bravo en 2019. Se espera que lleguen más en los próximos años, incluida la plataforma Brent Alpha y las estructuras de Nueva Escocia, Canadá.
Able está cosechando los beneficios de su inversión haciendo un trabajo repetido, pero también hay competencia en el mercado, dice Leask. Murchison fue a Noruega mientras que la parte superior de la plataforma del Norte de Ninian irá a Dales Voe en Shetland, dirigida por Veolia y Petersen, siguiendo las partes superiores y los módulos Buchan Alpha desde plataformas en el sur del Mar del Norte, por ejemplo.
"Alrededor de las costas del Reino Unido estamos viendo crecer la competencia y desarrollar capacidades", dice Leask, con eventos similares en las costas vecinas, como Noruega y los Países Bajos.
El director de desmantelamiento de Veolia, Martin O'Donnell, está de acuerdo y agrega: "Ya hemos reciclado más de 80,000 toneladas de materiales y creado nuevas oportunidades de trabajo para satisfacer la creciente demanda de desmantelamiento".
Si bien la eliminación de estructuras de hasta 48,000 toneladas usando un barco es impresionante, representa menos del 10 por ciento del costo total del desmantelamiento. Por lo tanto, los esfuerzos de reducción de costos también se están centrando en otros lugares, incluidos el taponamiento y el abandono de pozos (P&A). Esto representa la mayor parte de la factura de desmantelamiento total estimada y también tiene el mayor potencial para la reducción de costos, como lo destaca Nils Cors, jefe saliente de desmantelamiento de OGA. Es aproximadamente el 44 por ciento de la factura total, según la OGA. Un ahorro del 50 por ciento en este caso equivaldría a un ahorro de £ 14 mil millones en general, agrega Cors.
¿Por qué es tan costoso el taponamiento y el abandono? Para empezar, hay muchos pozos, alrededor de 400 solo en el campo Brent. Muchos también son viejos y difíciles de acceder, evaluar y remediar. El enfoque tradicional de P&A consiste en colocar tapones de cemento largos a lo largo y por encima de las zonas de depósito en el pozo. Para cumplir con las regulaciones, estos deben estar en contacto con la roca circundante, lo que a menudo significa moler mecánicamente cemento y "tirar de los tubos", es decir, usar maquinaria pesada para sacar los tubos de acero del pozo, que puede tener kilómetros de profundidad.
Sin embargo, el profesor Brian Smart de Compass ICOE, un recurso de salud, seguridad y medio ambiente con sede en Edimburgo para la industria offshore, dice: “Creemos que el cemento no es suficiente a largo plazo como material de tapón, una razón reconocida es su deterioro químico . Otra razón es su reacción a los movimientos del suelo, como el hundimiento del reservorio o su inversión a medida que el reservorio se recarga. Eso tensiona el cemento rígido, lo agrieta y destruye su integridad como un tapón ”.
Malcolm Banks, gerente del centro de soluciones de construcción de pozos en el Oil & Gas Technology Center (OGTC), un organismo financiado con fondos públicos encargado del desarrollo tecnológico con sede en Aberdeen, dice: "Históricamente, el cemento ha sido el valor predeterminado, pero no es perfecto, ”Y ponerlo en práctica en secciones de pozos largos puede llevar mucho tiempo y ser un desafío. "Entonces, la industria está buscando alternativas, así como soluciones económicamente implementables", agrega.
El objetivo son los tapones que son más rápidos y fáciles de colocar, con integridad al menos tan buena como el cemento. Eso también significa encontrar formas más fáciles de colocar barreras. "Históricamente, eso significa eliminar tubulares enteros, terminaciones y cortar y tirar de la carcasa, y eso puede llevar semanas", dice Banks. “Entonces, estamos viendo cómo cortar o quitar secciones con medios térmicos o mecánicos.
“Otro desafío es comprender la condición y la integridad del pozo y la geología que lo rodea. Muchos pozos han cambiado de manos tres o cuatro veces y se pierde información. Pero, esa información puede ayudar a reducir el riesgo y la incertidumbre. Por lo tanto, estamos analizando encuestas internas baratas y modelos utilizando datos y análisis de datos para reducir el riesgo y la incertidumbre ".
NUEVOS MODELOS
Enchufe y Abandono
Están surgiendo nuevos modelos comerciales en los que las empresas adquieren activos de `` vida avanzada '' para llevarlos hasta el final de la producción y luego el desmantelamiento o donde las empresas realizan operaciones de taponamiento y abandono con un buque o plataforma dedicada.
Una de esas empresas es Fairfield Decom, que se convirtió en un operador del campo Dunlin y que ahora está fuera de servicio. "El desmantelamiento es una actividad distinta que exige una mentalidad y un enfoque específicos", dice Graeme Fergusson, su director gerente. El Mar del Norte ha creado exploradores, desarrolladores y productores sobresalientes comprometidos con la construcción y protección de activos a largo plazo, pero el desmantelamiento tiene un conjunto completamente diferente de prioridades, señala.
“El enfoque de Fairfield Decom es tomar el control del campo en los últimos años de su vida, lo que nos brinda un conocimiento profundo de la infraestructura. Ese conocimiento también permite a los operadores y propietarios de activos concentrar sus recursos en las actividades comerciales centrales ”, explica.
Well-Safe se estableció como una empresa de abandono y conexión pura en 2017. Compró una plataforma, ahora llamada Well-Safe Guardian, como su primer activo, y en 2019 otorgó dos contratos multimillonarios para convertirla. en una unidad de P&A a medida.
El gerente de desmantelamiento de OGUK, Joe Leask, dice que el Reino Unido será el mayor mercado para el gasto de desmantelamiento en la próxima década. Los pioneros exitosos e innovadores ayudarán a la industria del Reino Unido a establecer una ventaja en un mercado global emergente.
Se han realizado algunas incursiones, con el costo de P&A cayendo del 48 por ciento de la factura total al 44 por ciento desde 2016, por ser más eficiente. Pero, se necesitan cambios más grandes. Esto incluye cambiar lo que se usa como tapón o barrera para que no se necesiten equipos, ahorrando hasta $ 300,000 (£ 243,000) por día que los equipos pueden costar.
Se están desarrollando algunas soluciones exóticas. La firma noruega Interwell está desarrollando termita como barrera. La termita se despliega por cable, un sistema cableado que se puede desplegar desde la embarcación y correr hacia el pozo hasta una profundidad específica, donde se enciende y luego se quema a través de la roca. Desde 2016, la firma ha realizado pruebas en 18 pozos diferentes, pero el enfoque, según Christian Rosnes, gerente comercial de P&A, sigue siendo mucho en el modelado y las pruebas mientras se analiza la geoquímica / geología, química, elementos de pozos, ciencia térmica y diseño mecanico.
Varias otras empresas están trabajando con el elemento bismuto. BiSN, con sede en Warrington, Reino Unido, está calificando una aleación de bismuto como material de barrera para pozos. Calentada con termita, fluye hacia las grietas y luego, cuando se fragua, se expande de manera única. Isol8, con sede en Aberdeen, está buscando una técnica similar.
Mientras tanto, Rawwater, también con sede cerca de Warrington, tiene un concepto de sello de aleación de bismuto que llama 'manipulación de metal fundido' que ha estado probando desde 2010, y que utiliza un elemento de calentamiento eléctrico en lugar de termita. La empresa ahora está investigando el uso de dos aleaciones de bismuto en el desmantelamiento de pozos, Alloy 80 y Alloy 150, que resisten la fluencia a 80 ° C y 150 ° C respectivamente y resisten la corrosión en ambientes ácidos. Ambos fueron certificados para cumplir con los requisitos de vida de 3000 años en pozos. Rawwater está trabajando con la consultora de ingeniería Astrimar, con sede en el Reino Unido, y está buscando socios para implementar pruebas.
Algunas compañías buscan quedarse con el cemento, pero mejorarlo. Well-Set, con sede en Noruega, está buscando cemento magneto-reológico. Esto implica el uso de cemento tradicional pero el control de cómo se establece, su reología, con mayor precisión. Banks dice que para hacer esto, tendrían que impregnar el cemento con partículas magnéticas y luego usar un campo magnético para colocarlo.
En la Universidad de Strathclyde en Glasgow, se están estudiando las tecnologías de biogrout y silicato nanoparticulado. "El cemento, con el tiempo, se encogerá, agrietará y degradará", dice Banks. "La capacidad en el anillo para retener la barrera a largo plazo es algo que preocupa a la industria". Especialmente porque no hay forma de volver a repararla. Por lo tanto, se están investigando ideas de ingeniería civil y esto incluye biogrout, que utiliza enzimas que depositan carbonato de calcio en el entorno del fondo del pozo.
"Mientras tanto, el silicato nanoparticular entraría en el cemento o las grietas donde se gelifica", dice Banks. "No tiene resistencia a la compresión, pero tiene capacidad de retención de presión, por lo que ayuda a sellar áreas en un pozo que de otra manera podrían fluir".
Resolute Energy Solutions, con sede en el Reino Unido, está desarrollando otra tecnología adaptativa del cemento, que está probando el uso de aditivos en el cemento que se expanden en el fondo del pozo para eliminar la contracción.
Sin embargo, un gran desafío es demostrar que estos tapones pueden proporcionar un sellado adecuado, durar mucho tiempo y proporcionar una mejor barrera que el cemento.
El Centro Nacional de Desmantelamiento (NDC) en Aberdeen tiene una cámara de prueba que puede poner a prueba los materiales de barrera a una temperatura de hasta 150 ° C y presiones equivalentes a 7,000m de profundidad, lo que cubriría el 80 por ciento de los pozos de la plataforma continental del Reino Unido. El Dr. Richard Neilson, de la Universidad de Aberdeen, que ha estado trabajando en el proyecto, dice: "Podemos establecer un tapón y probarlo bajo presión y luego examinarlo: la morfología de lo que se ha generado". Hay una gran ventaja en poder hacer eso. Puede demostrar que estos materiales harán lo que se esperaba en condiciones de fondo de pozo ”.
Parte del trabajo en curso está comenzando a dar sus frutos. La factura total de desmantelamiento del Reino Unido se estimó en £ 59.7bn en 2017; la estimación comparativa más reciente es de £ 49 mil millones, pero eso está lejos del objetivo de la industria de £ 39 mil millones. Entonces, todavía hay mucho por lo que jugar.
MAR DEL NORTE
La escala del problema
UK offshore oil and gas infrastructure covers large swathes of the North Sea. However, it’s not spread evenly. The largest majority – in terms of removal cost – is in the central North Sea. That’s an area that covers from east of Newcastle to east of Aberdeen, out to the maritime border with Norway – another big oil and gas producing nation.
Hay más instalaciones en el sur del Mar del Norte, que se extiende desde el este de la costa de Yorkshire, hasta la costa de Norfolk y hasta la frontera marítima con los Países Bajos. Esto se debe a que las aguas son menos profundas allí, por lo que es posible instalar instalaciones más pequeñas, cubriendo un área más grande de lo que son predominantemente campos de gas en esta zona. En el norte del Mar del Norte, al norte y al este de Aberdeen, las aguas son más profundas y el clima es más duro, por lo que hay menos instalaciones, pero son más grandes.
Una vez más profundo, hasta 1800 m de hecho, se encuentra al oeste del área de Shetland. Aquí, la profundidad del agua ha significado principalmente que las instalaciones de producción flotantes deben ser utilizadas. Estos están amarrados y utilizan tubos ascendentes para transportar el petróleo y el gas desde las cabezas de los pozos submarinos, que contienen y controlan los fluidos y gases, hasta el recipiente para el procesamiento y el transporte hacia adelante, generalmente a través de camiones cisterna. En un caso, sin embargo, se ha utilizado un sistema de producción totalmente submarino. El pozo submarino, en el campo Laggan-Tormore de Total, está conectado a través de un colector a una tubería que transporta la producción 120 km a una terminal receptora en Shetland.
Si cada vez van ampliando las exploraciones y aumentando las reservas probadas y descubriendo nuevas adyacentes. Se van alargando.
Cada vez que se alargan su precio baja, ya que mejora la tecnología .
