Ways Forward with Platform Decommissioning in the Gulf of Mexico Formas de avanzar en el desmantelamiento de plataformas en el Golfo de México

Dillon R. Hoffmann / Couvillion Group LLC.

Kevin J. Kennelley, Ph.D. / Kennelley & Associates LLC.

La Producci N Disminuye Y El Desmantelamiento Aumenta En El Golfo De M Xico

La producción de petróleo y gas del Golfo de México supuso 23 100 millones de barriles (Bbl.) de petróleo y 190 billones de pies cúbicos de gas (Tcf) entre 1947 y 2021. En este tiempo, más de la mitad del petróleo producido y más del 80 % del gas natural producido en el Golfo de México se produjo donde la profundidad del agua es inferior a cuatrocientos pies. Con el tiempo, la producción de petróleo y gas de estas profundidades de agua menos profundas ha disminuido y la producción de los descubrimientos en aguas profundas ha aumentado significativamente. A partir de 2021, la producción de aguas poco profundas del Golfo de México representa solamente el 6 % de la producción de petróleo y el 23 % be permanently abandoned and the platforms removed upon decommissioning. Platforms are required to be decommissioned and the infrastructure removed as per state and federal law. The diminishing production in the Gulf of Mexico has opened the doors for oil and gas subcontractors to capitalize on the abundance of decommissioning projects that are upcoming.

Regulatory requirements pertaining to decommissioning fall under the jurisdiction of Bureau of Safety and

Environmental Enforcement (BSEE) which is a division of the Department of the Interior (DOI). Direction to oil and gas operators is provided by BSEE through issuing notice to lessees (NTL). On December 11, 2018, BSEE issued NTL No. 2018-G03 related to “idle iron” platforms that are not currently in production and platform decommissioning. This NTL specified the amount of time that a platform can remain inactive before producers must abandon a well. Once a platform has been out of production for five years a countdown begins. Within de la producción de gas. A medida que estos yacimientos de petróleo y gas de aguas poco profundas se agotan, se exige el abandono permanente de los pozos y la retirada de las plataformas en el momento del desmantelamiento. Se exige el desmantelamiento de las plataformas y la retirada de la infraestructura según las leyes estatales y federales. La disminución de la producción en el Golfo de México ha abierto las puertas a los subcontratistas de petróleo y gas para capitalizar la abundancia de proyectos de desmantelamiento que se avecinan.

Los requisitos reglamentarios relativos al desmantelamiento son competencia de la BSEE (Oficina de Seguridad y Cumplimiento Medioambiental), que es una división del Departamento del Interior (DOI). La BSEE da instrucciones a los operadores de petróleo y gas mediante la emisión de avisos a los arrendatarios (NTL). El 11 de diciembre de 2018, el BSEE emitió la NTL nº 2018-G03 relacionada con las plataformas de "hierro ocioso" que no están actualmente en producción y el desmantelamiento de plataformas. Esta NTL especificaba el tiempo que una a three-year period after the “countdown” has begun, operators must either permanently or temporarily abandon their wells.

As of 2022, the Gulf of Mexico is home to roughly 7,900 active wells; of the 7,900 wells about 20% are active with roughly two-thirds of active wells in shallow water with depths of less than two hundred feet. A total of 6,944 structures have been installed in shallow water and 5,311 structures removed through 2021, leaving 1,633 structures that would be categorized as active as of 2022.

Decommissioning Operations In The Gulf Of Mexico

Platform decommissioning in the Gulf of Mexico generally is composed of two major operations: abandonment and platform removal. The most common way for a well to be abandoned is referred to as Plug and Abandonment (P&A).

Plugging a well involves plugging back a wellbore and temporarily securing the well and is a standard operation that all oil companies must address when the well is no longer useful or becomes unprofitable. It is in the best interest of oil companies to plug and abandon a well quickly as older wells often experience annular leaks or loss of integrity that complicate the abandonment process and greatly increase cost.

The most common method to effectively plug a well is to utilize cement and mechanical plugs. This method is achieved by tapping into the well casing to gain access to the well and then installing a well head and blow out preventor (BOP). With access to the well achieved P&A companies will typically run coil tubing down the casing to depths set forth in Administrative Code Title 43: XIX.137 to set cement plugs at various locations. Cement is the most common material used for P&A. Placing several cement plugs on top of mechanical plugs set at various depths in the well is a common abandonment technique. If the well is intact with no difficult leaks detected outside the inner casing strings and the completion can be pulled without any issues, the placement of mechanical and cementitious plugs is a straightforward and reliable method for P&A.

Plugging procedures in Louisiana as per Administrative Code Title 43: XIX.137 are:

A. Notification of intention to plug and abandon well or wells to the governing body and acquisition of work permit form DM-4.

B. Complete a state inspection no less than 12 hours prior to beginning plugging operations.

C. In efforts to protect oil and gas formations, sufficient cement shall be used to adequately isolate each perforated pool. A cement plug of at least one hundred feet shall be placed immediately above or across the uppermost perforated interval of the pool. Any diversion from the above prescribed plans must be completed with written consent from a government district manager.

D. Upon plugging any well, a complete record thereof shall be made, duly verified, and filed on the proper P&A forms in the district office within 20 days after plugging the well, coupled with a cementing report.

Once P&A is achieved, platform removal commences. Platform removal in the Gulf of Mexico is a relatively straightforward process that utilizes large heavy lift barges to lift platforms and their major components in the smallest number of lifts possible. A platform removal in the shallow water Gulf of Mexico typically requires utilizing a heavy lift barge to perform the actual removal of the platform from its jacket legs that are beneath the mudline. A common method of releasing the platform plataforma puede permanecer inactiva antes de que los productores deban abandonar un pozo. Una vez que una plataforma ha estado fuera de producción durante cinco años comienza una cuenta atrás. En un plazo de tres años tras el inicio de la "cuenta atrás", los operadores deben abandonar sus pozos de forma permanente o temporal.

En 2022, el Golfo de México alberga aproximadamente 7900 pozos activos; de los 7900 pozos, alrededor del 20 % siguen activos. Aproximadamente dos tercios de los pozos activos se encuentran en aguas muy poco profundas, con profundidades de menos de doscientos pies. Se han instalado un total de 6944 estructuras en aguas poco profundas y se han retirado 5311 estructuras hasta 2021, lo que deja 1633 estructuras que se clasificarían como activas a partir de 2022.

Operaciones de desmantelamiento en el Golfo de México

El desmantelamiento de plataformas en el Golfo de México se compone generalmente de dos operaciones principales: el abandono y la retirada de la plataforma. La forma más común de abandono de un pozo se denomina taponamiento y abandono (P&A).

Taponar y abandonar (P&A) un pozo implica taponar de nuevo un pozo y asegurarlo temporalmente. Taponar un pozo implica volver a taponar un pozo y asegurar temporalmente el pozo y es una operación estándar que todas las compañías petroleras deben abordar cuando el pozo ya no es útil o deja de ser rentable. A las compañías petroleras les conviene taponar y abandonar un pozo con rapidez, ya que los pozos más antiguos suelen experimentar fugas anulares o pérdidas de integridad que complican el proceso de abandono y aumentan enormemente los costos.

El método más común para taponar eficazmente un pozo es utilizar tapones de cemento y mecánicos. Este método se consigue perforando el revestimiento del pozo para acceder a él y, a continuación, instalando un cabezal de pozo y un preventor de reventones (BOP). Una vez conseguido el acceso al pozo, las empresas de P&A suelen introducir tubos en espiral por el revestimiento hasta las profundidades establecidas en el Título 43 del Código

Administrativo: XIX.137 para colocar tapones de cemento en varios lugares. El cemento es el material más utilizado para el P&A. La colocación de varios tapones de cemento sobre tapones mecánicos colocados a varias profundidades en el pozo es una técnica de abandono habitual. Si el pozo está intacto sin que se detecten fugas difíciles fuera de las sartas de revestimiento interior y la termi - nación puede extraerse sin problemas, la colocación de tapones mecánicos y de cemento es un método sencillo y confiable para el P&A.

Los procedimientos de taponamiento en Luisiana según el Título 43 del Código Administrativo: XIX.137 son los siguientes:

A. Notificación de la intención de taponar y abandonar el pozo o pozos al órgano de gobierno y adquisición del formato de permiso de trabajo DM-4.

B. Completar una inspección estatal no menos de 12 horas antes de comenzar las operaciones de taponamiento.

C. Para proteger las capacitaciones de petróleo y gas, se utilizará suficiente cemento para aislar adecuadamente cada pozo perforado. Se colocará un tapón de cemento de al menos cien pies inmediatamente por encima o a través del intervalo perforado superior de la piscina. Cualquier desviación de los planes prescritos anteriormente deberá realizarse con el consentimiento por escrito de un director de distrito gubernamental.

D. Al taponar cualquier pozo, se hará un registro completo del mismo, debidamente verificado, y se archivará en los formularios adecuados de P&A en la oficina del distrito dentro de los 20 días siguientes al taponamiento del pozo, junto con un informe de cementación.

Una vez conseguido el P&A, comienza la retirada de la plataforma. La retirada de plataformas en el Golfo de México es un proceso relativamente sencillo que utiliza grandes barcazas de elevación pesada para elevar las plataformas y sus componentes principales en el menor número de elevaciones posible. La retirada de una plataforma en aguas poco profundas del Golfo de México suele requerir la utilización de una barcaza de elevación pesada para llevar a cabo la retirada real de la plataforma de sus patas de revestimiento que se encuentran bajo la línea de lodo. Un método habitual para liberar la plataforma de las patas encamisadas es utilizar una herramienta de corte interna especializada. Esta herramienta se despliega mediante una grúa de buque o un sistema de cabrestante independiente en la parte superior abierta del pilote. Una vez bajada hasta la elevación de corte acordada, los brazos centralizadores se extienden para ajustar la posición dentro del pilote. La normativa estatal dicta que las patas from the jacket legs is by utilizing a specialized internal cutting tool. This tool is deployed by vessel crane or independent winch system into the open top of the pile. Once lowered to agreed cut elevation, the centralizing arms are extended to adjust the position within the pile. State regulations dictate that platform legs must be cut a minimum of fifteen feet beneath the mudline. In order to mitigate risk, most companies will conduct their internal cuts at twenty feet beneath the mudline. The internal cutting tools are deployed in each leg of the jacket and make abrasive cuts to the structural components of the jacket until it is free from the subsurface. Once all cuts have been completed, the jacket can be lifted out of the subsurface and placed on the deck of the heavy lift vessel or an adjacent barge. At this point, the site is cleared of all large debris and restored to its natural state.

Decommissioning efforts in the Gulf of Mexico will continue to grow as production in the Gulf of Mexico continues to diminish. The cost of decommissioning over the years has risen so high that many production companies across southern Louisiana have begun research and development for alternate methods for keeping their sites productive, with an emerging methods to keep their sites productive: carbon capture sequestration. Carbon capture and sequestration systems in the shallow waters of the Gulf of Mexico can increase production and aid in keeping wells productive over time. Carbon sequestration is the process of capturing and storing atmospheric carbon dioxide. It is one method of reducing the amount of carbon dioxide in the atmosphere with the goal of reducing global climate change. It is expected that complex carbon capture sequestration systems will advance in the Gulf of Mexico as a means of utilizing wells that are already drilled and foregoing traditional P&A methods to reduce a company’s carbon footprint.

Authors

Dillon Hoffmann, PMP

Dillon Hoffmann, PMP is the Special Project and Engineering Manager at the Couvillion Group based out of Belle Chasse Louisiana since 2018. Couvillion Group provides marine construction and salvage, port and vessel maintenance services, emergency response, and disaster recovery for the oil and gas industry. As first responder during Hurricane Katrina in 2005, Couvillion designed a unique lift and barge system that returned hundreds of vessels to service. Following the Deepwater Horizon incident, the company deployed and managed marine equipment, vessels, personnel, and logistics during the extended cleanup effort. The company was acknowledged to be a high-quality service provider while working with the U.S. Coast Guard, National Park Services, and local government during this period. Most recently his company has worked with the United States Coast Guard to successfully contain the longest running offshore Gulf of Mexico oil spill in U.S. history, collecting 1.3 million gallons of crude oil consisting of less than 1% BS&W that would have otherwise been spilled into the Gulf of Mexico.

Doctor Kevin Kennelley de la plataforma deben cortarse a un mínimo de quince pies por debajo de la línea de lodo. Para mitigar el riesgo, la mayoría de las empresas realizarán sus cortes internos a veinte pies por debajo de la línea de lodo. Las herramientas de corte interno se despliegan en cada pata de la cubierta y realizarán cortes abrasivos en los componentes estructurales de la cubierta hasta liberarla del subsuelo. Una vez que se hayan completado todos los cortes, la camisa podrá ser levantada del subsuelo y colocada en la cubierta del buque de elevación pesada o en una barcaza adyacente. En este punto, el lugar se limpia de todos los escombros grandes y se restaura a su estado natural.

Dr. Kennelley is President and Chief Technologist for Kennelley & Associates, LLC., an oil and gas consulting company established in 2018 in Tequesta, Florida, USA. Most recently, Kevin has been working with the Couvillion Group based in Belle Chasse, Louisiana to design, build, install and operate a subsea rapid response system to capture oil that had been causing a sheen on the ocean surface at Taylor Energy’s Mississippi Canyon Block MC 20 site for the past 14+ years.

Los esfuerzos de desmantelamiento en el Golfo de México seguirán creciendo a medida que la producción en el Golfo de México siga disminuyendo. El costo del desmantelamiento a lo largo de los años ha subido tanto que muchas empresas de producción del sur de Luisiana han comenzado a investigar y desarrollar métodos alternativos para mantener sus yacimientos productivos. Uno de los métodos emergentes que están utilizando para mantener sus yacimientos productivos es el secuestro de captura de carbono. Los sistemas de captura y secuestro de carbono en las aguas poco profundas del Golfo de México pueden aumentar la producción y ayudar a mantener los pozos productivos a lo largo del tiempo. La captura de carbono es el proceso de capturar y almacenar el dióxido de carbono atmosférico. Es un método para reducir la cantidad de dióxido de carbono en la atmósfera con el objetivo de reducir el cambio climático global. Se espera que los complejos sistemas de captura y almacenamiento de carbono avancen en el Golfo de México como medio de utilizar pozos ya perforados y renunciar a los métodos tradicionales de perforación y extracción para reducir la huella de carbono de una empresa.

Autores

Dillon Hoffmann, PMP

Dillon Hoffmann, PMP es el director de proyectos especiales y de ingeniería del Grupo Couvillion, con sede en Belle Chasse, Luisiana, desde 2018. Couvillion Group se especializa en la prestación de servicios de construcción y salvamento marítimos, mantenimiento de puertos y buques, respuesta de emergencia y recuperación de desastres para la industria del petróleo y el gas. Como primera respuesta clave durante el esfuerzo de recuperación de buques de Plaquemines Parish tras el huracán Katrina en 2005, Couvillion diseñó un sistema único de elevación y barcaza que devolvió cientos de buques al servicio. Tras el catastrófico vertido de petróleo asociado al incidente de Deepwater Horizon, el grupo Couvillion desplegó y gestionó con éxito equipos marinos, buques, personal y logística durante el prolongado esfuerzo de limpieza. La empresa fue reconocida como un proveedor de servicios de alta calidad mientras trabajaba con la Guardia Costera de EE. UU., los Servicios de Parques Nacionales y el gobierno local durante este periodo. Más recientemente, su empresa ha trabajado con la Guardia Costera de Estados Unidos para contener con éxito el vertido de petróleo en alta mar del Golfo de México más largo de la historia de Estados Unidos, recogiendo con éxito 1,3 millones de galones de petróleo crudo compuesto por menos de un 1 % de BS&W que, de otro modo, se habría vertido en el Golfo de México.

Doctor Kevin Kennelley

El Dr. Kennelley actualmente es el presidente y el tecnólogo principal de Kennelley & Associates, LLC, que es una empresa de consultoría en petróleo y gas establecida en 2018 en Tequesta, Florida, EE. UU. Más recientemente, Kevin ha estado trabajando con el Grupo Couvillion con sede en Belle Chasse, Luisiana para diseñar, construir, instalar y operar un sistema submarino de respuesta rápida para capturar con éxito el petróleo que había estado causando un brillo en la superficie del océano en el sitio de Taylor Energy Mississippi Canyon Block MC 20 durante los últimos más de 14 años.