Estado del Arte y Prospectiva de la Ingeniería en México y el Mundo.

Transcripción

1 Estado del Arte y Prospectiva de la Ingeniería en México y el Mundo. La Academia de Ingeniería de México, agradece al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y a los Académicos y distinguidos ingenieros del Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas que participaron en la elaboración del presente documento.

2 ESTADO DEL ARTE Y PROSPECTIVA DE LA TECNOLOGÍA PARA LA EXPLOTACIÓN DE CAMPOS PETROLEROS EN AGUAS PROFUNDAS Septiembre, 2010

3 CONTENIDO 1. Introducción... 4 a. Zonas de explotación a nivel mundial... 4 b. Desarrollo de proyectos... 7 c. Origen de la Tecnología Geotecnia Oceanografía y Meteorología Sistemas Flotantes Sistemas Submarinos Ductos y Risers Materiales Equipo sobre Cubierta Control Riesgo y Confiabilidad Inspección y Mantenimiento Conclusiones

4 1. Introducción La explotación de hidrocarburos a nivel mundial, proveniente de zonas localizadas en tierra y costa fuera en aguas someras, en las cuales se tiene el dominio de la tecnología requerida, se encuentra en etapa de declinación, obligando a los países y compañías operadoras a enfocar sus esfuerzos a la explotación de campos petroleros localizados en sitios costa fuera con profundidades mayores a los m., regiones que se denominan como Aguas Profundas, lo cual ha motivado precisamente a la generación de tecnología para resolver los retos inherentes a los problemas característicos de estos ámbitos de explotación. Los problemas que se enfrentan en Aguas Profundas se refieren a condiciones de alta presión y alta temperatura, suelos de consistencia blanda, georiesgos de mayor complejidad, corrientes oceanográficas severas y alta sensibilidad a factores ambientales. Los retos relacionados a dichos problemas que se enfrentan son el aseguramiento de flujo desde el pozo hasta las plataformas y sistemas de producción, la caracterización de los peligros, la planeación, diseño y ejecución de los trabajos de perforación y terminación de los pozos, caracterización del comportamiento de los sistemas de producción en las condiciones particulares de los ámbitos de explotación y la generación de normas basadas en riesgo y confiabilidad para el diseño y evaluación de estos sistemas. a. Zonas de explotación a nivel mundial Las zonas de explotación de hidrocarburos en aguas profundas a nivel mundial incluyen aguas territoriales del mar del Norte, India, Indonesia y el llamado Triangulo de Oro, conformado por el Golfo de México, Brasil y Oeste de África, que comprende a los países de Brasil, Estados Unidos de América, Angola, Congo, Nigeria, Guinea Ecuatorial, Costa de Marfil y Mauritania. Existen adicionalmente zonas con muy alto potencial de producción de hidrocarburos en aguas profundas, entre las que destacan por supuesto, la parte Mexicana del Golfo de México, además de Indonesia, India, Australia y mar mediterráneo. El mapa que se muestra a continuación contiene las zonas en donde se explotan hidrocarburos en aguas profundas:

5 Con información del 2008, se registró un 2.2 % de las reservas mundiales de petróleo ubicadas en regiones de aguas profundas. No obstante lo anterior, la tendencia en la explotación de dichos campos a nivel mundial va en aumento. Entre los años del 2000 al 2007, los campos en producción ubicados en aguas profundas pasaron de 44 a 157 y tan solo para el Golfo de México, en ese mismo periodo, se pasó de 32 a 112 campos en producción. En México, la cuenca de Aguas Profundas contiene el 56% de 52,300 millones de barriles petróleo crudo equivalente calculados como recurso prospectivo nacional:

6 En los próximos años, PEMEX intensificará sus actividades en sus trabajos de perforación en aguas profundas, enfocando sus esfuerzos a los nueve sectores mostrados en la siguiente figura: La primera producción de gas proveniente de aguas profundas en la parte mexicana del Golfo de México se estima que ocurrirá en el año de Por otra parte, si los resultados de las perforaciones exploratorias son exitosos, la primera producción de aceite ocurrirá probablemente en el 2015 en la Región Norte.

7 b. Desarrollo de proyectos PEMEX aplica la metodología Front End Loading, FEL por sus siglas en inglés, para el desarrollo de proyectos. Dicha metodología permite ordenar las actividades de las áreas técnicas de ingeniería involucradas en los proyectos hasta obtener, conforme se desarrolla el proceso, el grado de definición suficiente para la ejecución de las obras. La siguiente figura muestra las etapas del FEL. Los tiempos para ejecutar el FEL en el desarrollo de un proyecto para aguas profundas son de 2 a 3 años, dependiendo de la magnitud y la disponibilidad de recursos: La visualización FEL-V establece el caso de negocio, asegura su alineación con los objetivos estratégicos y establece varios escenarios posibles. Asimismo, se identifican los riesgos principales y las incertidumbres, obteniendo como resultado el concepto validado. La etapa de conceptualización FEL-C analiza las opciones de proyectos y selecciona la mejor de ellas. Se obtiene una mejor precisión de los estimados de costos y un plan de acción para mitigar los riesgos e incertidumbres. La opción seleccionada pasa a la etapa de definición. En la definición FEL-D se detalla el plan de desarrollo y se obtiene la autorización de fondos para su ejecución. El final del proceso FEL da como resultado un proyecto definido que pasa a la etapa de ejecución; esta etapa está conformada por la Ingeniería de Detalle, la Construcción y la Puesta en Marcha. Las áreas técnicas involucradas en el desarrollo de un proyecto siguen las mismas etapas del proceso FEL, realizando sus actividades específicas e intercambiando información con sus interfaces, donde por lo general, se aplican técnicas de ingeniería concurrente. c. Origen de la Tecnología Es importante resaltar que la tecnología para la explotación de campos en aguas profundas fue desarrollada originalmente por Compañías Operadoras, sin embargo en la actualidad está siendo desarrollada principalmente por las compañías proveedoras, por lo que la explotación de los hidrocarburos en las diferentes regiones del mundo, exige generar las capacidades para su

8 evaluación, selección, adecuación, desarrollo y operación, considerando las condiciones propias de cada región. El IMP con el apoyo de PEMEX, inició en 1984 el proceso de asimilación de tecnologías y formación de recursos humanos para la explotación de campos en aguas profundas, lo cual fue la simiente del actual programa de investigación para el desarrollo de campos en aguas profundas que inició su operación en el año Para el logro de las capacidades mencionadas, se ha planteado se enfoquen a las siguientes áreas: Caracterización de los peligros naturales y de los hidrocarburos Caracterización del comportamiento de los equipos y sistemas Establecimiento del riesgo y la confiabilidad de los equipos y sistemas En las cuales participan once áreas técnicas, de las que a continuación se presenta la problemática existente, así como la forma en la cual se ha venido resolviendo a nivel internacional, presentándose un planteamiento general de solución en nuestro país. 2. Geotecnia La explotación de campos en aguas profundas requiere de nuevos sistemas de explotación. En la actualidad las tradicionales plataformas fijas apoyadas directamente sobre el fondo marino son inviables debido a los grandes tirantes de agua de más de 500 m., ya la profundidad máxima de aplicación es de m. por lo que se han desarrollado sistemas flotantes para la producción y almacenamiento de hidrocarburos, que se fijan al fondo marino a través de líneas de amarre y anclas. En otros casos, dependiendo de la distancia que exista de la zona de explotación a la costa, la producción se puede enviar directamente a tierra a través de tuberías, desde los sistemas submarinos de producción. Sin embargo cabe señalar que en la mayoría de los casos, la explotación se lleva a cabo combinando los sistemas submarinos con los flotantes, desde los cuales se puede enviar la producción a los centros de exportación o de procesamiento, utilizando los ductos marinos o a través de buques tanque. En cualquiera de los casos, el conocimiento de las propiedades de los suelos marinos en aguas profundas es esencial para el diseño correcto y la construcción de los sistemas de cimentación y de anclaje; los cuales pueden ser: pilotes de succión (fig. 3 a), anclas de placa, anclas de arrastre (fig. 3 c), placas con faldones, pilotes tradicionales o pilotes torpedo (fig. 3 b). Por otra parte, la cracterización de los suelos también es esencial para seleccionar las rutas de las tuberías evitando los georiesgos existentes, su interacción con el suelo para problemas de pandeo por presión y temperatura y la

9 interacción en el punto de contacto entre los ductos ascendentes (risers), que conducen la producción del fondo marino a los sistemas flotantes y el fondo marino. Una gran parte del riesgo comercial y operacional implicado en los trabajos de explotación de campos en aguas profundas se relaciona con las incertidumbres sobre las características de los suelos en el sitio. Este aspecto se evidencia con las condiciones mucho más severas que se encuentran en los sitios en aguas profundas con respecto a los sitios en aguas someras, en donde existen más y georiesgos más severos. Problemática Los sitios en aguas profundas se encuentran normalmente localizados en el talud continental, en áreas con grandes estratos sedimentarios. En estas áreas el lecho marino se caracteriza por una pendiente de inclinación promedio baja (típicamente menor de 4º), pero en muchas localizaciones se encuentran escarpes muy empinados generados por deslizamientos de taludes previos. Las fallas activas y el diapirismo alteran la topografía del fondo marino a escala regional como es el caso en el escarpe de Sigsbee y el talud de diapiros de Campeche. En estos casos la topografía es muy irregular lo que propicia la presencia de riesgos geológicos o georiesgos. Un riesgo geológico puede ser definido como un rasgo geológico, el cual representa o tiene el potencial para desarrollar un daño incontrolado a cualquier tipo de instalación (líneas de tubería, cimentaciones de plataformas, sistemas de anclaje, etc.) o para impedir el curso normal de las operaciones de perforación. Los principales georiesgos que se presentan en aguas profundas son los siguientes: 1. Taludes potencialmente inestables. 2. Topografía rocosa irregular, la cual representa dificultad para el asentamiento de cimentaciones. 3. Fallas activas y vertientes de hasta 60m de altura. 4. Presencia de fluidos en los suelos que pueden ser, agua, hidratos de gas o hidratos de metano que reducen la fuerza al cortante del suelo y afectan a la capacidad de carga. 5. Erosión del fondo marino, producto de corrientes submarinas profundas. 6. Sismicidad que puede disparar el deslizamiento de taludes. 7. Condiciones de suelo, que van desde los no consolidados, hasta rocosos. Para conocer y caracterizar los sitios en aguas profundas es necesario conocer los procesos geológicos que tienen o han tenido lugar en él. Por ejemplo, para saber si un talud es inestable, debemos de estudiar si han existido desplazamientos en el pasado, la frecuencia con que se han producido y los posibles mecanismos que dispararon dicho deslizamiento. Para realizar dicha tarea se requiere realizar un estudio integral que involucre la participación de un equipo de geólogos, geofísicos y geotecnistas. Debido al gran costo que tiene la exploración de un sitio en aguas profundas, ésta se realiza a través de etapas sucesivas. La planeación de cada etapa se basa en los descubrimientos de la anterior,

10 con el fin de optimizar los alcances de los trabajos. La exploración geotécnica considera muchos factores incluyendo la uniformidad vertical y horizontal de los suelos, su historia geológica, la dimensión de la estructura propuesta y el concepto de diseño. Es importante que los componentes geofísicos y geotécnicos sean planeados en forma conjunta como partes de la misma exploración. La secuencia de la programación de los trabajos de exploración debe ser: Estudio de gabinete, en el cual se recolecta y evalúa toda la información relevante para el sitio. También se realiza en esta etapa el reprocesamiento de la geofísica de exploración de forma a visualizar el fondo marino y los principales rasgos geológicos de la zona. Exploración geofísica para establecer la batimetría, identificar y localizar rasgos significativos del fondo marino, obstrucciones y peligros, determinación de la geometría de los estratos subyacentes (grueso, profundidad), extrapolación de datos geotécnicos locales a lo largo y ancho de todo el sitio. Exploración geotécnica, la cual tendrá dos objetivos principales: a) determinar los parámetros para el diseño de las cimentaciones, b) ayudar a la geofísica y geología a la evaluación de los georiesgos en caso de existir. Los trabajos de exploración geofísica para aguas profundas han promovido el desarrollo de nuevas tecnologías en los últimos años, por ejemplo: los vehículos autónomos AUV (Autonomous Underwater Vehicule ver fig.1) capaces de explorar sitios hasta en tirantes de agua de 3000 m. La exploración geotécnia en aguas profundas también ha sido un fuerte promotor de desarrollo de tecnología mejorando el equipo para recuperación de muestras y desarrollando nuevo equipo para pruebas in situ de suelos muy blandos (penetrómetros de flujo completo ver fig.2). Figura 1. Vehículo Autónomo (AUV) Figura 2. Penetrómetros de flujo completo. El estudio del comportamiento de los suelos debe de realizarse tomando en cuenta el tipo de problema geotécnico que se pretende analizar, tratando de reproducir las condiciones reales a las que se verá sujeto el suelo a través de la cimentación. Por ejemplo, los pilotes de succión (fig. 3 a),

11 deben considerar el cálculo de la resistencia de penetración de los faldones y su resistencia al corte en forma anisotrópica; incluso dependiendo del mecanismo bajo el cual puede fallar una cimentación debe tomarse en cuenta; de esta forma para una misma cimentación se deben de realizar diferentes tipos de prueba, con la finalidad de cubrir todos los escenarios de falla posibles. Para el caso de las tuberías y risers, se requiere determinar parámetros de los suelos más superficiales. a). b). c). Figura 3. a) Pilotes de succión b) Pilotes torpedo c) Anclas de arrastre Para el caso de georiesgos también se requiere conocer la resistencia al corte de los suelos y para ello se deberán diseñarse las pruebas que mejor representen el fenómeno a estudiar, por ejemplo, si se requiere conocer la resistencia al corte para evaluar la estabilidad de un talud deberá de probarse el suelo ante condiciones inalteradas y alteradas considerando el efecto de la presión de poro intersticial. Prospectiva Cabe resaltar que los retos en esta Área Técnica, consisten en la caracterización de los suelos en las nuevas regiones de explotación, para lo cual es necesario complementar las capacidades a enfocadas a la solución de los problemas que se tienen identificados en otras regiones con problemáticas similares, para lo cual se ha establecido como base el acelerar este proceso a través de la colaboración con centros de investigación tanto nacionales como del extranjero en los cuales se tengan capacidades y experiencias en los temas de interés. 3. Oceanografía y Meteorología Desarrolla y implementa la tecnología para comprender la fenomenología metoceánica, su interrelación, magnitud, ocurrencia, periodicidad, estados extraordinarios; tanto en escala global como local. El conocimiento de estos fenómenos es de interés para el diseño, operación y funcionamiento, de los sistemas de explotación. Oceanografía Circulación oceánica

12 Diversos grupos en el mundo estudian la circulación de los océanos utilizando diferentes técnicas o artificios científicos, con diferentes propósitos. Una de las técnicas más socorridas es el uso de modelos numéricos de circulación, por las diferentes ventajas que ofrecen en la representación global de un ecosistema y en la reducción de incertidumbres que ofrecen, sobre todo cuando son debidamente validados y calibrados con mediciones experimentales u observaciones satelitales. En particular en el Golfo de México existen principalmente cuatro modelos de vanguardia, que son aprobados por la comunidad oceánica mundial: OPA, NCOM, ROMS y el HYCOM. Estos modelos se han implementando en el CICESE y la UNAM, con el objetivo de conocer la fenomenología de los procesos metoceánicos su incidencia y ocurrencia, así como sus efectos a la industria del petróleo. Fenomenología de los procesos de circulación a gran escala En el IMP, se ha implementando el HYCOM, con el objetivo de disponer de un modelo de vanguardia y poder generar estudios de corrientes particulares de interés para la industria del petróleo, como lo son corrientes estacionales, fenómenos de circulación de mesoescala (corriente de Lazo; formación y desprendimiento del remolino anticiclónico; fraccionamiento y evolución de remolinos ciclónicos y anticiclónicos; confluencias y surgencias), además de la generación de campos de velocidad, temperatura y salinidad en dos y tres dimensiones, variaciones de la superficie libre, entre otros fenómenos. Oleaje La modelación del oleaje es un arte que contiene dos grandes aspectos del conocimiento humano: la teoría y la aplicación práctica. En la aplicación práctica que constituye la modelación del oleaje, el hecho que dos de los modelos, WAM y WAVEWATCH, en operación en dos de los más prominentes centros meteorológicos utilizan diferentes enfoques del problema de modelación es en sí mismo una indicación que una sola y buena solución todavía no a sido aceptada. Por ejemplo, el término fuente de la disipación de la energía por el rompimiento del oleaje en la modelo WAM es en esencia opuesto al término de disipación de la energía del modelo WAVEWATCH en donde la disipación de la energía debida al rompimiento del oleaje está dividida en disipación de olas de baja y alta frecuencia. Actualmente la investigación en la modelación de olas está enfocada en seis grandes

13 áreas: 1) Modelado de interacciones no-lineales de cuatro olas en modelos espectrales discretos, 2) Disipación espectral en aguas profundas, 3) Interacciones no lineales de olas en aguas someras, 4) Disipación inducida por el fondo, 5) Propagación de olas y 6) Resolución y métodos numéricos. En este momento, en el IMP se cuenta con la capacidad de hacer simulaciones del oleaje con el modelo WAM y en el corto plazo con el modelo WAVEWATCH. Meteorología Por medio de un modelo meteorológico es posible conocer o simular la dinámica atmosférica a través de la descripción tridimensional de los campos de viento, temperatura, humedad, presión, y obtener otras variables de interés que están en función de estos campos. Los modelos meteorológicos fueron desarrollados originalmente como herramienta de ayuda para el pronóstico meteorológico operativo y posteriormente se han utilizado para generar las variables meteorológicas de entrada, requeridas para otras aplicaciones tales como calidad del aire, aplicaciones de ingeniería o como datos de entrada para de oleaje o circulación. En la actualidad existe una amplia variedad de modelos numéricos en uso en todo el mundo desarrollados por diferentes centros de investigación y entidades gubernamentales, muchas veces con objetivos precisos. En México el modelo más utilizado en pronóstico meteorológico ha sido el MM5, ya que es el que el Servicio Meteorológico Nacional tiene implementado. En el IMP se ha utilizado el RAMS para diferentes estudios de modelación meteorológica y calidad del aire y actualmente se están realizando pruebas para utilizarlo en la simulación de nortes para todo el Golfo de México, para obtener parámetros metoceánicos para utilizarse en proyectos de ingeniería. Por otro lado en el IMP se están implementando los modelos de modelación WRF y su versión para huracanes, HWRF (desarrollados por el NWS y NCEP) en la parte mexicana del Golfo de México, con la finalidad de obtener datos meteorológicos que se utilizarán como datos de entrada en los modelos de oleaje y circulación oceanográfica, para obtener parámetros metoceánicos de diseño para aplicaciones de ingeniería.

14 LATITUD INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO Simulación del frente frío número 4, del 23 de octubre de 2007, utilizando el modelo RAMS. Medición experimental El pleno conocimiento de los procesos físicos en el Golfo de México es aún una asignatura pendiente para poder mejorar el conocimiento de los fenómenos físicos y para calibrar los modelos numéricos. Por esta razón es necesario contar con información de los parámetros físico-químicos que interactúan en la naturaleza y que es deseable medir en conjunto. En México diferentes Instituciones Gubernamentales y de Investigación han realizado campañas oceanográficas en sitios y objetivos diferentes. En el 2005 el IMP instaló el primer anclaje a 1,500m de profundidad incursionando en aguas profundas en la parte mexicana del Golfo de México, frente a la desembocadura del río Tuxpan, Veracruz a bordo del Barco Justo Sierra de la UNAM, con un arreglo de sensores a lo largo de la columna de agua para medir velocidades de corriente, así mismo, también se realizaron mediciones in-situ de los parámetros físico-químicos con el equipo CTD en 4 transectos ubicados perpendicularmente a la línea de la costa cubriendo profundidades desde 50m hasta 2500m PERDIDO 25.0 AF AF-5 PEMEX-1 LAMPREA ARENQUE-B NOAA CAMPECHE SHELF 21.0 AF-4 LANKAHUASA CAMPECHE PROFUNDO AF LANKAHUASA AM-1 AF-3 AM-2 ZAAP-D AF COATZACOALCOS PROFUNDO PROFUNDIDAD ANCLAJES to AF-1 Anclaje Fijo No to AM-1 Anclaje Movil No to to -130 BOYA -130 to METOCEANICA LONGITUD Ubicación del anclaje Perfil de temperatura Perfil de velocidades Red de monitoreo de PEMEX

15 Como resultado de estas mediciones, PEMEX implementa un proyecto de gran visión con la finalidad de construir una red de monitoreo de variables meteorológicas y oceanográficas en toda la zona mexicana del Golfo de México. Los primeros resultados de estas ediciones ya se han procesado para su aplicación a la planeación y establecimiento de los riesgos para determinar los parámetros de diseño y evaluación de los sistemas de producción. Hidrodinámica La hidrodinámica marina es el estudio del flujo de la masa oceánica sobre estructuras inmersas parcial o totalmente en ella. De forma similar la aerodinámica estudia el flujo del viento sobre la parte de las estructuras no sumergidas y por simplicidad agrupamos ambos en el término hidrodinámica. La hidrodinámica se basa en la mecánica clásica y por esto tiene límites en el conocimiento. La limitante principal es la imposibilidad de conocer el flujo real en todo un dominio de cálculo debido a los efectos combinados de tres fuerzas fundamentales cuyas escalas son incompatibles: la viscosidad, la inercia y la gravedad. Tomando esto en cuenta la hidrodinámica aplicada a la industria del petróleo hace uso de formulaciones semi-empíricas. Se aplican ecuaciones basadas en teoría potencial (simplificación de la mecánica de fluidos) y considera las fuerzas fundamentales antes mencionadas mediante coeficientes empíricos hidrodinámicos para estimar las cargas sobre los sistemas de explotación. Actualmente en el Área Técnica se ha ganado experiencia en la utilización de códigos de teoría potencial SESAM y tipo CDF: Fluent, Abaqus Cell y OpenFoam, pero se siguen explorando otras capacidades a nivel mundial. Resultado de SESAM (potencial) Resultado de Abaqus cell (CFD) Resultado de OpenFoam (CFD) Resultado de Fluent (CFD) 4. Sistemas Flotantes Ante el decaimiento de la producción de hidrocarburos proveniente de yacimientos localizados en tierra, durante las décadas pasadas fue necesario incursionar en el mar para la búsqueda de nuevos campos petroleros, donde para apoyar las actividades de explotación en un inicio se usaron plataformas marinas fijas; sin embargo, ante el incremento en la demanda de los hidrocarburos se

16 tuvo que avanzar cada vez más a mayores profundidades. Debido a que la factibilidad técnicoeconómica de aplicación de los conceptos de plataformas marinas existentes las hacía inviables en tirantes de agua mayores a 350 m, se tuvo la necesidad de generar nuevas tecnologías para el desarrollo de los campos petroleros en aguas profundas. Entre estas tecnologías se tienen los Sistemas Flotantes de Producción (SFP). Dentro de los sistemas flotantes se encuentran los buques de producción, almacenamiento y descarga (FPSO, del inglés Floating Production, Storage and Offloading), las plataformas semisumergibles PSS), las plataformas de piernas atirantadas (TLP, del inglés Tension Leg Platform) y las plataformas Spars. Estos sistemas son mostrados en la Figura 4.1. Los sistemas flotantes han permitido la explotación de yacimientos en tirantes de agua ultra profundas, siendo el récord actual el FPSO Pioneer instalado en este año en un tirante de 2,600 m en la parte estadounidense del Golfo de México (Golfo de México). Figura 4.1- Plataforma fija vs Sistemas flotantes de producción tipo: FPSO, PSS, Spar y TLP ( Debido a las características de algunos conceptos, los SF tipo FPSO y las PSS se han aplicado en el desarrollo de campos en aguas someras (menores a 100m), teniendo por ejemplo el caso del FPSO Yúum K ak Nàab (85 m de tirante) y el FSO Ta kuntah (75 m de tirante) en la Sonda de Campeche. En el mundo también se tienen estructuras de este tipo en rangos similares de profundidad. Cabe mencionar que las PSS son el concepto más usado en el mundo, no solamente para actividades de producción sino también para la perforación de pozos y para servicios de apoyo, como para el alojamiento temporal de personal operativo (flotel). En el caso de las PSS de

17 producción se tiene su uso en tirantes de agua desde m (PSS Janice, UK) hasta 2,415 m (PSS Independence Hub, Golfo de México -USA). En el caso de las TLPs se tiene su aplicabilidad en tirantes de agua desde 147 m (TLP Hutton en Noruega) hasta 1,425 m (TLP Magnolia en el Golfo de México-USA). En el caso de las Spars, debido a las dimensiones del casco de flotación, su aplicabilidad es en tirantes de agua mayores a los 500 m teniendo a la Neptuno en 588 m y el récord actual de la plataforma Perdido (2,383 m), ambas en la porción americana del Golfo de México. Funcionalidad Los FPSO son una de las opciones más usadas en el desarrollo de campos por ser el único concepto que permite el almacenamiento del aceite procesado, exportando su producción a la costa a través de buques tanque, por lo que es una alternativa para el desarrollo de campos distante de la costa así como para cuando no existe infraestructura marina para la exportación del hidrocarburo como son los ductos submarinos. En el caso de las plataformas TLP y Spars, estos conceptos son usados en algunos campos para efectuar actividades tanto de perforación como de producción al mismo tiempo, debido a que tienen la característica de presentar movimientos verticales mínimos que permiten el uso de árboles superficiales o secos. Sin embargo, en el caso de la TLP se tienen limitaciones de aplicabilidad en tirantes mayores a 1,500 m debido a su sistema de anclaje al fondo marino (tendones). No así el caso de las plataformas PSS, FPSO y Spar cuyos récords de profundidad están entre 2,400 a 2,600 metros. Componentes principales Los SF cuentan con un casco de flotación, cubiertas para la instalación del equipo de producción y servicios, así como con los risers (ductos ascendentes para la conducción de hidrocarburos) y el sistema de anclaje al fondo marino. El casco de flotación debe ser lo suficientemente grande para poder soportar las cargas propias de la plataforma, incluyendo el peso de los fluidos procesados y almacenados. El sistema de amarre es el encargado de mantener en el local de operación al cuerpo flotante y debe ser dimensionado para limitar los movimientos de la embarcación y salvaguardar la integridad del sistema de risers, por lo que debe ser diseñado para soportar cargas extremas como huracanes y además tomar en cuenta los limites operacionales de los risers. Comportamiento Estructural-Naval Las estructuras flotantes presentan un comportamiento flexible ante las cargas ambientales, por lo que como reacción presentan fuerzas de restauración principalmente debido al sistema de anclaje. Estas cargas son principalmente debidas al oleaje y viento; como fuerzas dinámicas, y corrientes y mareas como fuerzas estáticas. Debido a que estas estructuras son artefactos navales se debe evaluar tanto su comportamiento naval como el estructural.

18 A pesar del avance de la tecnología en el desarrollo de herramientas computacionales y metodologías de análisis, no es posible representar numéricamente el comportamiento real de los SF debido a los efectos no lineales de alto orden. Por tal motivo, el análisis de su respuesta ante acciones oceanográficas y meteorológicas se debe complementar con pruebas en laboratorio, principalmente para la evaluación del comportamiento naval, que permitan posteriormente calibrar los modelos numéricos. Estado de la Ingeniería Nacional de SF En este caso, a través del Área Técnica de Sistemas Flotantes del Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) se identificó a los sistemas flotantes tipo FPSO como una de las tecnologías con aplicación promisoria para la producción de hidrocarburos en México y efectuó la asimilación de metodologías para Ingeniería de diseño básico de un FPSO en los años Con base en las tecnologías asimiladas se cuenta con las capacidades para llevar a cabo específicamente para el caso de los FPSO en aguas profundas la asistencia técnica en la licitación de proyectos, ingeniería de diseño básico y la asistencia técnica durante la ingeniería, procura, construcción, instalación y arranque. Prospectiva a mediano y largo plazo Dentro de las necesidades de PEMEX, el Área Técnica de Sistemas Flotantes del Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas del IMP ha identificado las líneas de desarrollo a futuro para complementar cada vez más las capacidades tecnológicas requeridas. De acuerdo a estas necesidades, el IMP cuenta actualmente con las capacidades para apoyar a PEMEX en la ingeniería de sistemas tipo FPSO, y en mediano plazo se contarán con las capacidades técnicas para los otros 3 tipos de conceptos (PSS, TLP y Spar). Dentro de las líneas de investigación se tiene contemplado continuar con el estudio del comportamiento de los principales componentes estructurales y en un futuro optimizar los mismos, considerando en ambos casos las condiciones típicas de la parte mexicana del Golfo de México. Por otro lado, es importante mencionar que también se considera el fortalecimiento del IMP a través de la formación de personal del IMP en universidades extranjeras así como la contratación de personal altamente calificado. De esta forma, el IMP podrá continuar apoyando a PEMEX en el nuevo horizonte de la explotación de campos en aguas profundas y ultraprofundas. 5. Sistemas Submarinos Las grandes compañías operadoras a nivel mundial han incursionado en el ambiente de exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas en los últimos años, motivadas

19 por la reducción de las reservas de hidrocarburos probadas a nivel mundial, esto no ha sido la excepción para nuestro país, donde también se han iniciado estudios prospectivos en el Golfo de México. Los pronósticos de explotación de hidrocarburos durante los años venideros indican invariablemente que una fuente de extracción de hidrocarburos se encuentra en tirantes de agua mayores a los 500 metros, por lo que para el desarrollo de estos campos se requiere de implementar infraestructura submarina. Esta infraestructura denominada como sistemas submarinos de producción se define de manera general como el conjunto de equipos, líneas y accesorios, instalados sobre el lecho marino, que permiten la explotación de hidrocarburos en campos ubicados en aguas profundas o ultraprofundas; y que generalmente, complementan un sistema superficial de producción como son las plataformas fijas, sistemas flotantes e instalaciones de producción en tierra (ver Figura 1). Su objetivo es recolectar, procesar, transportar y controlar la producción de los hidrocarburos hacia las instalaciones superficiales (flotantes o en tierra). Figura 1. Ejemplo de sistemas submarinos de producción (Cortesía de Cameron). Específicamente los sistemas submarinos de producción están integrados principalmente por equipos como árboles, manifolds, unidades de terminación, equipo de procesamiento submarino, estranguladores, líneas de flujo y sistemas de conexión, umbilicales y sistemas de control y monitoreo. Si no fuera suficiente la presión del yacimiento para hacer llegar los hidrocarburos a la cabeza del pozo o al centro de proceso en superficie, puede ser que dentro del pozo, sea necesario implementar algún sistema de levantamiento artificial para lograr este objetivo. En estos casos, pudieran aplicar un sistema de levantamiento por gas (bombeo neumático) o bien un sistema de bombeo electrosumergible.

20 Los aspectos generales más importantes que se deben considerar en el diseño de un sistema submarino de producción son: Características del yacimiento y fluidos producidos Datos de perforación y terminación de pozos Estudios de aseguramiento de flujo Estrategias de desarrollo de campos Condiciones ambientales y del suelo marino Filosofías de operación e instalación del equipo submarino Los sistemas de producción submarinos no permanecen estáticos a lo largo del curso de su vida productiva, la presión del yacimiento declina, la composición de los fluidos cambia, con el agotamiento del yacimiento la producción de agua aumenta y aparecen los efectos de la corrosión. Desde la formación productora y hasta el separador, la compañía operadora debe planear los cambios necesarios. Las mejoras y modificaciones de las instalaciones son en general más difíciles y costosas en los campos submarinos; por lo tanto, la compañía debe prever la menor cantidad de cambios una vez puesto en operación el sistema submarino de producción. Actualmente en el mundo se tienen aproximadamente 1,668 sistemas submarinos en un tirante de agua mayor a los 300 metros de profundidad. El record actual de tirante de agua y de instalación de un árbol submarino para aceite lo tiene el Golfo de México, en el campo Perdido-Silvertip de Shell a 2,852 metros; mientras que para gas está a 2,748 metros, también en el Golfo de México en el campo Cheyenne de Anadarko. Respecto al record de distancia entre el sistema submarino y el centro de proceso en superficie ya sea flotante o en tierra, para el aceite pertenece al campo Penguin A-E de Shell en el Mar del Norte con una distancia de 69.8 km en 175 metros de tirante de agua. Para gas lo tiene el campo Snohvit de Statoil en Noruega con una distancia de 143 km en 345 metros de tirante de agua. Referente al procesamiento submarino, el bombeo multifásico y separación submarinos son tecnologías disponibles comercialmente. El bombeo multifásico submarino cuenta con un rango de operación para un tirante de agua de 1,700 metros y una distancia de 29 km, y la separación submarina cubre un rango de operación para un tirante de 435 metros y una distancia de 1.7 km.

21 Con lo que respecta a la compresión submarina se encuentra en pruebas de calificación del 2009 al 2011 para un tirante de agua de 1,100 metros y una distancia de 120 km. Estos alcances son indicativos de que los sistemas submarinos han logrado un avance significativo para proporcionar soluciones tecnológicas innovadoras para la explotación de los hidrocarburos de una manera segura y eficiente, sin embargo, por los severos ambientes de trabajo y de operación presentes, y por la magnitud de la inversión necesaria para el manejo y procesamiento de los hidrocarburos, se presentan nuevos retos de ingeniería tales como: Ampliar el rango de operación del procesamiento submarino (bombeo multifásico, compresión y separación). Equipo submarino para alta presión y alta temperatura. Aplicación de técnicas para calcular la confiabilidad de los equipos submarinos y sistemas de control submarino. Sistema de control todo eléctrico, para reducir tiempos de respuesta de los equipos. Suministro de energía a los equipos submarinos. La correcta caracterización de hidrocarburos pesados. Desarrollo de metodologías para la identificación y mitigación integral de obstrucciones al flujo tales como hidratos, asfáltenos y parafinas (tipo de obstrucción, posición y magnitud). Monitoreo a tiempo real para dar solución a problemas de aseguramiento de flujo. En busca de cerrar las brechas tecnológicas en sistemas submarinos en el corto plazo, el área técnica de sistemas submarinos perteneciente al Programa de Explotación de Campos en Aguas Profundas del Instituto Mexicano del Petróleo llevó a cabo un proceso de asimilación de esta tecnología durante los años del 2006 y 2007, para hacerse de capacidades para la evaluación de tecnologías y procedimientos existentes para llevar a cabo la selección, especificación funcional y aplicación, con el objetivo de poder proporcionar asistencia técnica para la planeación, evaluación y selección de sistemas submarinos. Sin embargo, con el objetivo de continuar fortaleciendo esta área tecnológica, como estrategia se busca mantener un programa constante de formación e incorporación de investigadores en especialidades de ingeniería petrolera, química, mecánica, eléctrica y de sistemas de control; así como realizar alianzas con Institutos de Enseñanza Superior, Centros de Investigación y con compañías operadoras y fabricantes de equipo. Adicionalmente, conforme a los retos que se presentan en esta tecnología, se está planteando la realización de proyectos para complementar y mejorar las capacidades en el desarrollo sistemas submarinos referentes al procesamiento submarino, evaluación de la confiabilidad de los

22 equipos submarinos y sistemas de control, sistemas artificiales de producción, aseguramiento de flujo, y técnicas de inspección, reparación y mantenimiento de equipo, todo esto conforme a las condiciones ambientales y operacionales aplicables a campos que se desarrollen en México. También, a mediano plazo se está contemplando el desarrollo de infraestructura experimental con el objetivo de poder realizar pruebas para estudios de comportamiento de equipo y de accesorios submarinos. 6. Ductos y Risers En el ámbito internacional la explotación de hidrocarburos en campos en aguas profundas se ha incrementado desde mediados de los años 90 y esa tendencia continuará en el futuro próximo. Actualmente es común que los ductos y risers sean instalados en profundidades de 1000 metros, habiendo pocos proyectos que han sobrepasado los 2000 metros y se está trabajando en desarrollar la tecnología para ductos, líneas de flujo y risers en profundidades cercanas a los 3000 metros. El riser es la tubería por medio de la cual se transporta el hidrocarburo en aguas profundas desde el lecho marino hasta el Sistema Flotante de Producción (SFP). Pueden ser fabricados con acero al carbono (tubería rígida) o con tubería flexible, la cual consiste de varias capas de acero y polímeros. Asimismo, la configuración de los risers puede ser variada; desde una catenaria simple hasta una tubería vertical unida por medio de conexiones roscadas, o también emplear una torre articulada en su base y provista con flotador en su extremo. Así, el riser a utilizar se define considerando diversos factores técnicos entre los cuales se tienen; profundidad, movimientos del SFP, necesidad de desconexión, requerimientos de mantenimiento de pozos, tipo de árbol (seco o húmedo), condiciones de operación de presión y temperatura, etc. Asimismo debe considerarse una evaluación económica de los costos asociados a la fabricación, instalación y operación del riser. Para explotación en aguas profundas se tienen diversos tipos de risers de producción, los cuales se pueden clasificar en cuatro grandes grupos; 1) Flexibles, 2) Acero en Catenaria (SCR, por sus siglas en inglés), 3) Tensionados en su parte superior (TTR, por sus siglas en inglés) y 4) Híbridos. Los risers flexibles se utilizan principalmente en SFP que presentan grandes movimientos ante la acción del oleaje, corriente y viento, como pueden ser los FPSOs y Semisumergibles convencionales. Actualmente, la tecnología para risers flexibles se limita a diámetros internos (DI) de 2 hasta 19, con temperaturas de operación hasta 130 C. La máxima profundidad a la que se ha instalado un riser flexible es 1450 m con un DI de 16. Actualmente se estudian nuevos materiales para sustituir las capas metálicas por materiales compuestos, para reducir el peso de la tubería e incrementar su resistencia, lo que permitirá su empleo en profundidades mayores de 2000 m.

23 Los SCRs consisten en tramos de tubería rígida unidos por soldadura, proceso desarrollado en la barcaza durante la instalación. Generalmente tienen una configuración de catenaria simple y se han empleado en SFP que presentan movimientos moderados como pueden ser las Spars, Semisumergibles, así como FPSOs localizados en áreas con condiciones metoceánicas moderadas. En función de la magnitud del movimiento del SFP, la fatiga es el efecto que rige el diseño de este tipo de riser. Los SCRs han sido instalados en diversos sitios del mundo, siendo la profundidad máxima de 2438 m en una Semisumergible, en el Golfo de México Norte. Actualmente está en estudio la instalación de un riser de acero con configuración que combina la catenaria simple con una curvatura (Lazy wave), en un FPSO para una profundidad de 1780 m, en Brasil. Los TTRs están compuestos de tramos de tubería rígida unida por medio de conexiones roscadas y en su parte superior están provistos con un sistema que proporciona la tensión para mantener vertical al riser. Se utilizan principalmente en SFP con movimiento vertical pequeño, como son las Spars y TLPs. Los TTRs se han instalado hasta una profundidad máxima de 1706 m en una TLP en el campo Magnolia, Golfo de México Norte. Actualmente, se investiga la factibilidad de emplear materiales compuestos para TTR. Los risers híbridos están integrados por una torre desplantada en lecho marino, la cual llega hasta una profundidad donde ya no afecta el oleaje, alojándose en la torre la tubería rígida de conducción la cual es conectada al SFP por medio de tubería flexible. Estos risers se han instalado principalmente en FPSOs y Semisumergibles, siendo el riser híbrido más profundo a la fecha el diseñado para el FPSO en el campo Cascade Chinook, Golfo de México Norte a una profundidad de 2600 m. En general los risers tienen un comportamiento estructural dinámico, debido a que son estructuras muy esbeltas y están sujetos a fuerzas cíclicas producidas por el oleaje, corriente y movimiento del sistema flotante. En función de lo anterior, los retos técnicos principales en su diseño y construcción son: Vibración Inducida por Vórtices (VIV) generada por las corrientes marinas, la estimación de la vida por fatiga considerando los efectos del servicio amargo y la interacción con el suelo en punto de contacto con éste, así como el monitoreo e inspección de los risers en operación para evaluar su integridad. Respecto a los ductos, existen varios tipos con aplicación para campos en aguas profundas. Para transportar los hidrocarburos de la cabeza del pozo hasta el manifold son utilizados los llamados jumpers. A partir del manifold, el hidrocarburo se transporta a la plataforma por medio de líneas de flujo (flowlines), las cuales se conectan con los risers para llevar la producción a los SFP. Las líneas de flujo son líneas cortas, normalmente menores a 20 km y sus diámetros son menores a 16. Para transportar el hidrocarburo hacia otra plataforma o a la costa, son utilizados risers de exportación, los cuales conectan a la plataforma con ductos (pipeline) en el fondo del mar. Cuando se utilizan

24 únicamente sistema de producción submarino, la producción es transportada a una plataforma lejana o directamente a la costa, por medio de ductos submarinos. Estos ductos tienen grandes longitudes, hasta 200 km, con diámetros hasta 24. Los ductos pueden ser de tubería rígida o flexible. Estos dos tipos de tubería tienen ventajas y desventajas, por ejemplo, la tubería rígida tiene un costo menor, pero su instalación es lenta y costosa, mientras que la tubería flexible, presenta limitaciones técnicas en cuanto a diámetro y profundidad, pero su instalación es relativamente simple, rápida y menos costosa. La peligros a los que se enfrentan los ductos en aguas profundas son de diversos tipos: suelos irregulares y bajas temperaturas ambientales, efectos de la carga hidrostática por la profundidad, condiciones severas de operación por hidrocarburo con temperatura y presión alta (HP/HT, por sus siglas en inglés) y alta corrosividad. En lo referente a las profundidades uno de los grandes retos es la instalación. Al fabricarse el ducto en sitio, son utilizados barcos en donde se transportan los tramos de tubo hasta donde se encuentra otro barco con el equipo para soldar los tramos y depositar el ducto en el fondo marino. La instalación puede ser en S o en J, nombre dado por la configuración que toma la tubería desde el barco hasta el fondo marino. Respecto a la superficie del fondo marino, esta puede presentar pendientes muy inclinadas y/o batimetría muy accidentada, lo cual ocasiona la presencia de claros libres en el ducto generando grandes deflexiones en el tubo, y por efectos de la corrientes de fondo se puede presentar el fenómeno de VIV y posible falla por fatiga. Por otra parte, las condiciones de operación severas como las de HP/HT transmiten grandes cargas de expansión al ducto, lo que provoca fenómenos indeseables como son el desplazamiento axial o el pandeo de la tubería, dependiendo de las propiedades del suelo. En resumen, la tecnología de los ductos y risers para aguas profundas (conceptos, criterios de análisis y diseño, técnicas de instalación, mantenimiento, inspección y reparación, etc.) está en un estado de permanente evolución. Lo anterior, debido a que esta tecnología tiene pocos años de práctica y la industria petrolera está adquiriendo experiencia. Por lo tanto, se deben tomar medidas apropiadas para asegurar un conveniente control de calidad y operar con un nivel de riesgo aceptable. Área Técnica de Ductos y Risers Considerando las necesidades de la industria petrolera nacional de contar con la tecnología para explotación de campos en aguas profundas, se estableció un área técnica relacionada con ductos y risers. El objetivo de este grupo es desarrollar proyectos IDT para adaptar, mejorar y generar

25 tecnologías, que ayuden en el proceso de ingeniería, procura, fabricación, construcción, instalación, prueba, arranque y operación de los sistemas de ductos y risers requeridos para la explotación de hidrocarburos en aguas profundas. De acuerdo a los objetivos y expectativas de PEMEX para realizar la explotación de campos en aguas profundas, se han identificado los siguientes temas a desarrollar en proyectos IDT: Fatiga en risers, ductos y líneas de flujo por efectos de VIV, movimientos del SFP y operaciones de paro y arranque del sistema de producción. Comportamiento estructural de risers, ductos y líneas de flujo debido Alta Presión y Alta Temperatura, considerando su interacción con el suelo. Integridad estructural de ductos y risers bajo condiciones de operación. Para el desarrollo de estos temas IDT por parte del IMP, se requerirá la incorporación de investigadores en las áreas de mecánica estructural, dinámica estructural e interacción sueloestructura, así como la creación de laboratorios para realizar la calibración de modelos analíticos y numéricos enfocados al comportamiento estructural, simulando condiciones de cargas equivalentes a las que estarán sujetos durante su vida útil en aguas profundas. 7. Materiales Hoy en día, la perspectiva de explotar nuevos yacimientos de hidrocarburos en aguas profundas representa un gran reto para la industria petrolera nacional debido a que, en estas profundidades, existen condiciones más severas que las que prevalecen en aguas someras. Esto representa también nuevos retos a la ingeniería mexicana porque se requiere de la aplicación de nuevas tecnologías de materiales aún no utilizadas en México. Las propiedades de los materiales y su comportamiento contra la corrosión, son distintas a las requeridas en aguas someras debido a aspectos como: la profundidad, la velocidad de las corrientes en el mar, la temperatura, concentración de oxígeno, el tipo de hidrocarburo, su composición, temperatura y presión, entre otros. Conforme al estado de la tecnología utilizada a nivel mundial en la especialidad de materiales y corrosión, para afrontar los escenarios esperados de explotación de campos en aguas profundas del territorio nacional, se identificó la problemática y necesidad tecnológica, como se muestra en la Tabla 1.

26 Tabla 1. Problemática y descripción de necesidades tecnológicas en México. Problemática Alta presión/alta temperatura (HP/HT). Corrosión interna de ductos, equipo submarino y tanques de almacenamiento de FPSOs debido a altas concentraciones de H2S y CO2. Corrosión microbiológica (MIC) y crecimiento marino. Corrosión-erosión Alta temperatura interna y baja temperatura externa. Envejecimiento de polímeros de tubería flexible y de líneas de amarre. Soldadura de aceros de alta resistencia y de aleaciones CRAs para ductos. Soldadura de materiales disímiles (tubería con cladding). Necesidad Tecnológica Mapas de degradación para materiales metálicos y no metálicos. Modelos de corrosión. Modelos de fatiga-corrosión. Innovación de materiales. Estrategias de control de corrosión: Cladding de aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) recubrimiento por soldadura (overlay), sistemas de protección catódica confiables a largo plazo, selección de materiales y recubrimientos. Ductos e internos de equipo submarino: Control de arena Modelos de predicción de erosión. Monitoreo de arena. Cladding de aleaciones CRAs Recubrimientos por soldadura (overlay). Ductos y equipo submarino: Aislamiento térmico mediante materiales aislantes (espuma, gel), elementos activos (resistencias eléctricas), sistemas pipe-in-pipe. Desarrollo o calificación de materiales no metálicos, e. g. polímeros y compósitos. Calificación de soldadura e inspección en línea durante el tendido de líneas. De acuerdo a la información disponible de las prospectivas de producción en aguas profundas, se han identificado los siguientes retos tecnológicos en la especialidad de materiales y corrosión: Explotación de campos de gas y aceite Pozos sin intervenciones, producción de arena y aseguramiento de flujo Control de arena Control de la producción de sólidos Incrustaciones Explotación de campos a profundidades mayores de 2000 m Empleo de sistemas FPSO. Materiales más ligeros y resistentes Materiales que resistan alta presión y alta temperatura (AP/AT), además de servicio amargo

27 Para coadyuvar a la solución de los retos relacionados con la selección de los materiales y la corrosión, en el IMP se trabaja en función del Mapa Tecnológico del Área Técnica de Materiales, en el cual se proponen los proyectos de investigación y desarrollo tecnológico, además de la creación de un Laboratorio para la Evaluación de Materiales enfocado al soporte técnico y de laboratorio en las siguientes áreas: Desarrollo de tecnologías de materiales. Líneas de investigación de las áreas técnicas del programa de desarrollo de campos en aguas profundas. Proyectos de soluciones en zonas regionales. El Laboratorio de Evaluación de Materiales proporcionará pruebas especializadas de materiales para aplicación en desarrollos de aguas profundas enfocados principalmente a alta presión/alta temperatura (AP/AT), servicio amargo y erosión-corrosión. Del Mapa Tecnológico y en función del análisis tecnológico, se establecen las siguientes áreas de especialidad y líneas de Investigación del Área Técnica de Materiales orientadas a dar solución a las necesidades tecnológicas de la Industria Petrolera Nacional en aguas profundas a corto, mediano y largo plazo: Erosión/corrosión Evaluación mecánica de materiales metálicos Evaluación mecánica y desarrollo de materiales no-metálicos Bio-corrosión y Bio-ensuciamiento (crecimiento marino) Corrosión a AP/AT de materiales metálicos Sistemas para la prevención de la corrosión: recubrimientos y protección catódica La atención al fenómeno de la corrosión y la selección de los materiales trae consigo múltiples beneficios, tales como: la extensión de vida útil y la seguridad de las instalaciones durante la operación, el cumplimiento a diversas regulaciones de salud cada vez más estrictas; la protección al medio ambiente y la prevención de accidentes, como derrames de hidrocarburos. 8. Equipo sobre Cubierta La corriente de producción, que se obtiene proveniente de los pozos, para la explotación de campos en aguas profundas, de manera similar a lo que se tiene en aguas someras, no está completamente lista para su comercialización, de modo que se requiere un procesamiento primario con sistemas de proceso y de servicios auxiliares que están instalados en las cubiertas de los sistemas flotantes de producción, a la serie de equipos que conforma dichos sistemas en cubierta, en el ámbito internacional, se les denomina los topsides. La sección habitacional y en el caso de existir equipos de perforación, también se considera parte de los sistemas en cubierta. En el procesamiento de los

28 hidrocarburos producidos en aguas profundas, el proceso básico es la separación de sólidos, aceite, agua y gas, de manera similar a lo requerido en aguas someras y en tierra. No obstante, existen diferentes restricciones y necesidades de diseño en el caso de instalaciones en plataformas flotantes que se utilizan en aguas profundas. Como se mencionó en la Sección de Sistemas Flotantes, existen comercialmente cuatro tipos principales de sistemas flotantes de producción, TLP, SPAR, Semisumergible y FPSO. De los cuales, el FPSO es el que tiene mayores efectos de movimiento sobre los equipos de proceso en las cubiertas y es el tipo de sistema que se ha estudiado más ampliamente en México, en el Instituto Mexicano del Petróleo, donde se cuenta con un equipo de investigadores y especialistas que han desarrollado incluso un modelo electrónico tridimensional, basado en las capacidades de diseño de ingeniería que ya se tiene en disciplinas de tales como Ingeniería de Proceso, Ingeniería Mecánica, Ingeniería Eléctrica, Ingeniería de Control e Instrumentación, Ingeniería de Telecomunicaciones, Ingeniería Naval, Ingeniería civil, Ingeniería de Riesgo y Seguridad en Procesos, entre otras. El estado del arte de los sistemas de proceso y equipos en cubierta de los sistemas flotantes de producción, a nivel mundial se puede decir que está a buen nivel en la práctica industrial. Sin embargo, se siguen requiriendo innovaciones, desarrollos tecnológicos e investigación que aborden las diferencias existentes y las ubicadas en prospectiva entre lo que se requiere de sistemas de proceso en aguas profundas, que es diferente respecto a las necesidades técnica para la explotación petrolera en aguas someras. a. Diferencias del procesamiento en sistemas flotantes para aguas profundas con respecto a plataformas fijas y a instalaciones terrestres. Aquí se hace una breve descripción de las diferencias principales: Efecto de movimiento en equipo de procesamiento. Los sistemas flotantes sujetos a mayores efectos de movimiento son las semisumergibles y de manera aún más intensa, los FPSO. En este caso, el movimiento de los sistemas flotantes puede tener efectos muy severos sobre la eficiencia de todos los equipos de procesamiento donde se tenga interface líquido gas, como lo son las torres contactoras en procesos de absorción; los separadores líquido gas o trifásicos. En el caso de TLP y SPAR, los efectos de movimiento sobre los sistemas de proceso no son tan apreciables. Un FPSO tiene de manera muy intensa seis (6) grados de libertad de movimiento, tres (3) rotacionales (movimientos angulares): balanceo pitch ; cabeceo roll y arfada yaw, además de tres (3) desplazamientos (movimientos lineales): asiento o retraso surge ; escora o deriva sway ; sustentación o heave en los ejes x, y, z respectivamente. Se ha reportado, que dichos movimientos afectan el comportamiento del equipo de proceso, particularmente aquellos que poseen interface líquido vapor [5][6]. Limitaciones de espacio y peso. Las limitaciones de espacio y peso en sistemas flotantes, son mucho más severas que en instalaciones de aguas someras, dado el alto costo del espacio y el peso a soportar en instalaciones flotantes. Se prefiere utilizar equipo compacto [7],[8].

29 Seguridad y protección al personal. En instalaciones en aguas profundas, a diferencia de aguas someras en México, donde típicamente un complejo de plataformas puede mantener separadas distintas plataformas para fines específicos como perforación, producción, compresión, habitacional, se tienen todas esas operaciones aglutinadas en una sola instalación, de manera que los procedimientos y requerimientos de confiabilidad, riesgo, seguridad en los sistemas de proceso y protección al personal, en aguas profundas, son mucho más intensos y críticos, que en instalaciones de aguas someras. Diseño de procesos para toda la vida útil del campo. En las nuevas instalaciones en aguas profundas se vuelve más severa la visión de diseño de los procesos de manejo de la producción para toda la vida útil de los campos, para considerar los requerimientos de equipo y procesos para distintos escenarios de producción, donde varía la cantidad de gas y agua asociada, además de la presión de producción. Por ejemplo, para la cantidad de agua producida de diseño, en aguas profundas, no es raro tener valores superiores al 80% de corte, es decir, donde al final de la vida del campo se producen 20 barriles de aceite por cada 80 de agua producida, por lo que desde el inicio del diseño deberán considerarse los equipos necesarios para el manejo del agua producida a lo largo de la vida de explotación. El diseño de procesos para toda la vida del campo es crítico, debido a que cambios posteriores saldrían incosteables, en función de las grandes distancias en las que generalmente están los sitios en aguas profundas y al costo de los servicios requeridos. Procesamiento y disposición de gas. La especificación de contenido de agua en el gas, para evitar la formación de hidratos, generalmente es más estricta en aguas profundas, del orden de 2-3 lb de agua/millón de ft 3, dado que el gas puede ser enviado por ducto en ambientes oceánicos con temperaturas cercanas a los 5 C y a mayores presiones que en aguas someras [4], puesto que los ductos deben ir de los sistemas flotantes hacia el lecho marino, donde son soportados, y luego alcanzar puntos de interconexión. Una fracción del gas debe ser endulzada, de no contarse con otra fuente de combustible, esto se realiza generalmente con aminas, el proceso suele ser el mismo en aguas someras que en profundas. Las restricciones de quema de gas implican opciones complejas de tratamiento y disposición del mismo. b. Prospectiva de la ingeniería de Proceso y Equipos sobre Cubierta en México y el mundo. Los sistemas de proceso y los equipos en cubierta de sistemas flotantes para la explotación de campos en aguas profundas de los siguientes años estarán siendo sujetos a una atención de manera aún más intensa de las diferencias que existen entre el procesamiento en plataformas fijas o en tierra, contra lo que se requiere en sistemas flotantes que antes se mencionaron. Adicionalmente se prevé que la ingeniería en México y en el mundo, abordará los siguientes aspectos en aguas profundas: Procesamiento de crudos pesados. Se estima que los primeros desarrollos de campos en aguas profundas de Pemex Exploración y Producción no serán para crudos pesados. Sin embargo, por las características del petróleo en México, es posible que eventualmente se requiera la explotación de campos con crudos pesados, lo que en aguas profundas trae requerimientos especiales relacionados con: la complejidad del procesamiento; el aseguramiento de flujo y la rentabilidad de los proyectos.

30 Procesamiento submarino. El procesamiento submarino en aguas profundas, aunque puede utilizarse también en aguas someras, es una necesidad económica debido a la reducción que puede lograrse con la separación, bombeo y compresión submarinos, tendiente a la eliminación o ahorro en infraestructura flotante de procesamiento en cubierta. Los sistemas y equipo de proceso tenderán a aplicaciones en el lecho marino. Procesamiento de gas en sitios de aguas profundas. Esto incluye innovaciones en sistemas de proceso tales como: producción de gas natural licuado (LNG por sus siglas en inglés); conversión de gas a combustibles líquidos, producción de metanol a bordo de sistemas tipo FPSO, etc. En el ámbito nacional, los ingenieros e investigadores deberán tener capacidades tecnológicas y científicas para: Evaluación e Innovaciones en equipo de separación submarina y en sistemas de procesamiento tanto submarino como en cubierta de sistemas flotantes. Simulación y Optimización de Procesos tanto en estado estable como en régimen dinámico. Mejoras tecnológicas al procesamiento primario de crudos pesados tanto en sistemas submarinos como en sistemas flotantes de producción. Tecnologías para asegurar la integridad mecánica del equipo de proceso tanto en sistemas submarinos como en sistemas en cubierta de plataformas flotantes. La ingeniería en México y en el mundo tiene el reto no solamente de contar con los recursos económicos necesarios para afrontar tales desafíos, sino igualmente importante, requiere de la infraestructura humana conformada por cuadros muy amplios no solo en número sino en la calidad de su preparación de las distintas ingenierías involucradas así como la capacidad para atraer, retener y promover un ambiente apropiado para la innovación y el desarrollo tecnológico. 9. Control En la explotación de campos en aguas profundas es requerido el uso de instalaciones submarinas para la extracción del hidrocarburo. Como parte de estas instalaciones se tiene el sistema submarino de producción, el cual comúnmente esta conformado por colectores (manifolds), cabezales de pozos, árboles de válvulas, y equipos asociados a estos, necesarios para la extracción del fluido de producción (generalmente hidrocarburo y/o gas). Entre estos equipos asociados, se tiene el sistema de control de producción submarina, cuya función es operar las válvulas y los estranguladores contenidos en el sistema submarino de producción, además, de realizar la supervisión, a través de sensores submarinos, de las condiciones de operación con el fin de asegurar la extracción del fluido de producción sin poner en riesgo la integridad de las instalaciones submarinas de producción. Hoy en día, no sólo se busca garantizar la adecuada operación de los sistemas de control de producción a profundidades mayores (> 300 metros), sino también, se trabaja en procedimientos que

31 provean una supervisión y un control automático con el objetivo de optimizar la extracción del fluido de producción, así como, de disminuir o eliminar la intervención del operador en tareas donde se ponga en riesgo la integridad del personal y/o de las instalaciones costa afuera de producción. Tecnología de Sistemas de Control de Producción Submarina. El desarrollo tecnológico de las distintas alternativas para el control y la supervisión de las instalaciones submarinas de producción se ha debido principalmente a la necesidad de la extracción del fluido de producción en condiciones ambientales cada vez más extremas, ubicaciones menos accesibles y profundidades mayores. Se puede considerar cada nueva alternativa de sistema de control como una versión mejorada de su predecesor, esto es, con un principio similar de funcionamiento, adicionando nuevas características que permitan su adecuada operación en condiciones más adversas. Una breve descripción de las alternativas de sistema de control de producción submarina con mayor transcendencia en la explotación en campos en aguas profundas se enumera a continuación: 1. Sistema de Control Hidráulico Directo: La operación del suministro hidráulico en la superficie es usada directamente con una línea dedicada para cada función en el árbol submarino. 2. Sistema de Control Hidráulico Piloto: Su operación requiere un suministro hidráulico para operar las válvulas del árbol y una línea adicional de fluido de control por cada válvula piloto. El fluido de control opera la válvula piloto intermediaria la cual bloquea o permite el suministro hidráulico que opera la válvula en el árbol submarino. 3. Sistema de Control Hidráulico Secuencial: Con un funcionamiento similar a su antecesor, este sistema tiene la distintiva que usa válvulas piloto que bloquean o permiten el paso del suministro hidráulico a la variación de la presión en el suministro de fluido de control a la válvula en el árbol submarino, esto permite usar (en teoría) una sola línea piloto para activar secuencialmente el conjunto de válvulas en el árbol submarino. 4. Sistema de Control Electrohidráulico Piloto. Este sistema usa válvulas solenoide las cuales sustituyen a las válvulas piloto, estas son operadas con una línea de suministro individual. Con pulsos eléctricos, el actuador de la válvula abre o cierra la compuerta de la válvula solenoide permitiendo o bloqueando el flujo hidráulico que opera la válvula en el árbol submarino. 5. Sistema de Control Electrohidráulico Multiplexado: En este sistema de control a diferencia de su antecesor, una sola línea de comunicación en el umbilical es utilizada para enviar y recibir información entre el equipo submarino y el equipo en superficie. Como su nombre lo dice, la comunicación se realiza de forma multiplexada, lo cual también admite el uso de sensores.

32 6. Sistema de Control Todo Eléctrico: En este sistema se elimina la necesidad de fluido de control hidráulico sustituyéndola por suministro eléctrico, con el cual se controlan válvulas solenoides instaladas directamente en el árbol submarino. La figura 1 muestra un ejemplo de tipología básica de un árbol submarino de producción operado por un sistema de control electrohidráulico. Figura 1. Tipología básica de un Árbol Submarino controlado por un Sistema de Control Electrohidráulico Multiplexado. Fuente: Production Control Systems: An Introduction, Jacek S. Stecki, Department of Mechanical Engineering, Monash University, Exploration & Production: The Oil & Gas Review Industria de Sistemas de Control de Producción Submarina. Las instalaciones de producción submarina han probado su confiabilidad en servicio y como su costo, en términos relativos, ha caído, la industria del petróleo las ha aceptado como una opción técnicamente viable y competitiva para la explotación de campos en aguas profundas. La figura 2 provee información donde relaciona los distintos fabricantes y la cantidad de sistemas de control de producción submarina instalados Count of Tree_ID Figura 2: La gráfica muestra el número de de sistemas de control de producción submarina instalados por cada fabricante Hemisphere W - S. America W - N. America E - N. Sea E - Asia/Pacific E - Africa/Medit ABB (Vetco Gray) Cameron FMC Kongsberg Kvaerner O. P. (blank) other?? Controller_Mfg Fuente: Quest Offshore Resources, Inc., Database Reports. ery/qsdboverview/ Propuesta para el Área Técnica. A continuación se hacen los cuestionamientos sobre las necesidades de conocimiento respecto al comportamiento de equipos submarinos y el diseño de los mismos, tales como: