wtsv + meps - ai.org.mx · infraestructura submarina, etc. c) determinar el tipo de ducto...
TRANSCRIPT
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.
WTSV + MEPS Technologies
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?
WTSV + MEPS Technologies
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.
WTSV + MEPS Technologies
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Equipo necesario para producción temprana
Configuración Típica
WTSV + MEPS Technologies
Objetivo de la Produccion Temprana
WTSV + MEPS Technologies
La Motivacion es economica
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
WTSV + MEPS Technologies
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.
WTSV + MEPS Technologies
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Costos en Campos Marginales
WTSV + MEPS Technologies
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
Pre-Production 9.9 9.9 9.9
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
Pre-Production 9.9 9.9 9.9
29.9 44.9 64.9
Nota: 100 US/BBl % Margin 70.14 55.14 35.14
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.
WTSV + MEPS Technologies
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:
WTSV + MEPS Technologies
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.
WTSV + MEPS Technologies
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)
WTSV + MEPS Technologies
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.
WTSV + MEPS Technologies
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
WTSV + MEPS Technologies
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.
WTSV + MEPS Technologies
Embarcaciones WTSV
Planta de Proceso
Sistema de Producción: 15,000 bbl/dia
Presión máxima en el pozo: 10,000 psi
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
WTSV + MEPS Technologies
Embarcaciones WTSV
Planta de Proceso
Sistema de Producción 20,000 bbl/dia
Presión máxima en el pozo: 10,000 psi
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
WTSV + MEPS Technologies
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
Aguas oleosas reinyectas: 386,000 bbls
Puesta en operaciones: Febrero 2010
Operaciones (%) 98%
Espera debido a mal tiempo (%): 5.1 %
Servicios: 289
Crudo recuperado: 650,000 bbls
Aguas oleosas reinyectas: 182,000 bbls
Toisa PiscesMarzo/04 – Marzo/10
Bourbon OpaleJulio/04 – Diciembre/13
ECO-IIIFebrero/10 – Diciembre/13
WTSV + MEPS Technologies
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
WTSV + MEPS Technologies
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
WTSV + MEPS Technologies
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.
WTSV + MEPS Technologies
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”
WTSV + MEPS Technologies
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Ducto Ascendente (Riser)
WTSV + MEPS Technologies
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.
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Ducto Ascendente (Riser)
WTSV + MEPS Technologies
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.
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Ducto Ascendente (Riser)
WTSV + MEPS Technologies
Reserva
Preventores (BOP)
Fase: Producción Temprana o Prueba extendida
La unidad de flotante de servicio se
moviliza para realizar actividades de
producción .
Riser flexible
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Spread con Ducto Ascendente (Riser) Flexible
WTSV + MEPS Technologies
Costo diario del Spread Miles USD
Semisumergible $ 500.00
FSO $ 150.00
Riser $ 15.00
Embarcaciones de Apoyo $ 50.00
Total $ 715.00
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Alternativa de Ducto Ascendente (Riser) Rigido
WTSV + MEPS Technologies
Reserva
Preventores (BOP)
Fase: Produccion Temprana o Prueba extendida
La unidad de flotante de servicio se
moviliza para realizar actividades de
producción .Riser rígido
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Alternativa de Ducto Ascendente (Riser) Rígido
WTSV + MEPS Technologies
Reserva
Preventores (BOP)
Fase: Producción Temprana o Prueba extendida
La unidad de flotante de servicio se
moviliza para realizar actividades de
producción . Riser rígido
Preventores (BOP)
Flotador
WTSV + MEPS Technologies
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
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
• 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
WTSV + Tecnología 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
WTSV + Tecnología 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
WTSV + Tecnología MEPS
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
• 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
WTSV + Tecnología MEPS
SALT
RISER
CHRISMAST
TREE
MEPS BUOY
SAFETY “BLOCK VALVES”
SAFETY “BLOCK VALVES”
© All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
OCEAN FLOOR
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
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
WTSV + Tecnología MEPS
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
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.
WTSV + MEPS Technologies
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Concepto EWTSV
WTSV + MEPS Technologies
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:
©All rights reserved for MARECSA & NAUTILUS INTERNATIONAL
Concepto EWTSV
WTSV + MEPS Technologies
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
Production Unit Per Well - Year 27,000 bbl/day
Spread Costs (per day)$171,100
Production Unit Per Well - Year 37,000 bbl/day
Total Rig Spread Cost (per day)$621,100
Production Unit Per Well - Year 47,000 bbl/day
Net Present Value-$215,512,867
Production Unit Per Well - Year 56,000 bbl/day
Riser day rate$
- $/dayTime value of money (rate for present value formula) 8%
Present value rate
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) $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
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 $8,200,000
FPSO Day Rate$
190,000 $/dayFPSO Production Costs - OPEX
$399,240,000
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
Production Unit Per Well - Year 27,000 bbl/day
Spread Costs (per day)$171,100
Production Unit Per Well - Year 37,000 bbl/day
Total Rig Spread Cost (per day)$621,100
Production Unit Per Well - Year 47,000 bbl/day
Net Present Value$428,547,365
Production Unit Per Well - Year 56,000 bbl/day
Riser day rate$
- $/dayTime value of money (rate for present value formula) 8%
Present valuerate
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) $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
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
$15,163,610Drilling Unit Day Rate (Rig Rate) $ 450,000 $/day Installation 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 $ 190,000 $/day FPSO Production Costs - OPEX $399,240,000Oil in Place (OOP) 25,000,000 Intervention Unit Cost - OPEX $0
Production Unit Per Well - Year 15,000 bbl/day
Drilling Unit Day Rate (Rig Rate)$450,000
Production Unit Per Well - Year 25,000 bbl/day
Spread Costs (per day)$171,100
Production Unit Per Well - Year 35,000 bbl/day
Total Rig Spread Cost (per day)$621,100
Production Unit Per Well - Year 45,000 bbl/day
Net Present Value$206,209,906
Production Unit Per Well - Year 54,000 bbl/day
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.
WTSV + MEPS Technologies
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
WTSV + MEPS Technologies
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